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Nachgefragt bei EnBW: Lastabwurf der Wärmepumpen und anderer unstetiger Lasten

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Nachgefragt bei EnBW: Lastabwurf der Wärmepumpen und anderer unstetiger Lasten

14.03.13  07:30 | Artikel: 955279 | Proteus Fach-Artikel

Nachgefragt bei EnBW: Lastabwurf der Wärmepumpen und anderer unstetiger LastenUnter dem Oberbegriff Demand-Side-Management findet man bei der Steuerung und Regelung des Stromnetzes die Verfahren, die eine Zuschaltung und Abschaltung von Verbrauchern ermöglicht. Eine der ältesten Verfahren hierfür ist die sogenannte Rundsteuertechnik, deren Empfänger in Haushalten mit Wärmepumpen oder Nachtspeicherheizungen verbaut sind. Technisch gesehen sorgt ein Signal vom Netzbetreiber für die Abschaltung und Anschaltung des Gerätes (s.h. auch Beitrag Smarte-Wärmepumpe).

Neben der Steuerung von Verbrauchern wird die Rundsteuertechnik mittlerweile auch zur Kontrolle von Erzeugung aus Solar oder Windkraft eingesetzt. Da diese Technik viele Funktionen, für die bei den Konzepten für Smart Grids erst zusätzliche Kommunikationsnetze benötigt werden, gelöst werden können habe ich bei der EnBW Netzbetrieb einmal nachgefragt, was der Stand der Dinge ist. Wie Smart ist das Netz bereits mit der heutigen Technik?

Zunächst möchte ich den Dank für die Beantwortung meiner Fragen an den Anfang stellen. Viele Pressestellen machen sich leider nicht die Mühe und beginnen einen Streifzug durch das Unternehmen auf der Suche nach Antworten. ENBW hatte ich gewählt, da mir bei der Übertragungsnetztochter TransnetBW bereits in der Vergangenheit aufgefallen ist, dass die Betriebsführung transparent und weniger Unstimmig ist als bei anderen Netzbetreibern (s.h. auch ältere Beiträge zur TransnetBW).

Hintergrund:
Von Gebieten, bei denen EnBW den Verteilnetzbetrieb übernimmt ist mir berichtet worden, dass die Abschaltzeiten sehr statisch sind (12:00 und 18:00 Uhr an Werktagen für 90 Minuten). Im Zuge der Energiewende existiert gerade in der Winterzeit ein Peak am Morgen (08-09:00 Uhr) allerdings keiner zur Mittagszeit. Durch verstärkten Einsatz von Erneuerbarer Energie wird das gesamte Lastmanagement deutlich dynamischer.

Wie variabel werden die Abschaltzeiten der Wärmetarife aktuell eingesetzt?

Aktuell sind die Freigabe-Schaltzeiten der Wärmestromverträge (Stromheizung und Wärmepumpe) alle statisch. Auf Grund der Vielschichtigkeit der Vorgängerunternehmen haben wir in Summe weit über 300 verschieden Schaltzeittypen und ggfs. Schaltzeitlängen.

Gegenüber den Preisen, die harmonisiert sind, gilt dies für die Schaltzeiten nicht. Diese sind nach wie vor unverändert und werden vom Netzbetreiber so vorgegeben.

Wie dynamisch wird/soll mit den Wärmepumpentarifen (Beispiel: WärmePro) auf die Erzeugungssituation abgestimmt werden?

Auch die Wärmepumpenschaltzeiten sind aktuell statisch, jedoch werden nur 2 Sperrzeiten von je 1,5 Stunden geschaltet und für 21 Stunden am Tag ist die Wärmepumpe frei einsetzbar nach den Kundenbedürfnissen. Mit der aktuell installierten Technik ist ein dynamisches Schaltverfahren noch nicht möglich. Gerade bei den Wärmepumpen sind überwiegend Funkrundsteuergeräte eingebaut, die technisch keine Dynamik zulassen. Dies liegt daran, dass die Schaltzeiten nicht über den Sendebefehl kommen, sondern als Schaltuhr am Steuergerät implementiert sind. Der Sendebefehl synchronisiert lediglich die Uhrzeit.

Technisch wird, auch bei der EnBW, zur Steuerung Rundsendeempfänger verwendet, diese könnten theoretisch sehr flexible Schaltungen zulassen. Existieren hierfür Konzepte?

Ab Ende 2014 sieht das Energiewirtschaftsgesetz ohnehin Veränderungen im Messsystemverfahren vor. Hiernach müssen Verbrauchsstellen über 6.000 kWh Verbrauch ein elektronisches Messsystem haben (trifft z.B. für Nachtspeicherheizungen zu). Parallel dazu arbeitet die EnBW bereits intensiv an Pilotprojekten und Konzepten zur Flexibilisierung und Steuerbarkeit der verschiedenen im Energienetz eingesetzten Messsysteme. Das beinhaltet auch die vom Gesetzgeber geplante Umrüstung zu elektronischen Messsystemen. Mit diesem wird sich dann auch eine dynamische Schaltzeit ermöglichen lassen.

Vielen Dank noch einmal für die Beantwortung meiner Fragen!

Beachtlich ist, dass im Verlauf der Netzlast man eigentlich annehmen müsste, gerade die statischen Schaltungen sehen zu können. Bei den Verteilnetzen existieren leider keine tagesaktuellen Daten, die zur Analyse verwendet werden könnten. Bei den Übertragungsnetzbetreibern sieht man keine signifikanten Ausschläge sobald die Themotarife ihre Schaltungen haben. Als Fazit bleibt, dass die Energiemenge nicht relevant ist. Auch bleibt die Erkenntnis, dass der Bedarf von mehr Dynamik im Stromnetz nicht so brennend ist, wie man vermuten könnte. Ein Schelm ist, wer nun denkt dass die Abschaltungen nur gemacht werden, weil sie mit den Kunden vertraglich vereinbart sind (qualitative Unterscheidung zu anderen Stromtarifen/Produke).

Für die Zukunft bleibt abzuwarten, welche Bedeutung unterschiedliche Stromqualitäten und abwerfbare Lasten einnehmen werden.
Im Moment gilt leider wieder: Smart Grids baucht kein Mensch.




Autor: Thorsten Zoerner

blog.stromhaltig.de

Thorsten Zoerner betreibt den Blog stromhaltig.de. Einen Großteil seiner Fachartikel veröffentlichen wir regelmäßig auch hier auf unserer Seite. Thorsten Zoerner ist Gründungsmitglied der Energieblogger.



1 Kommentar(e) zum Artikel.
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Rudolf Kohler Donnerstag, 14. März 2013 um 12:38

Zu dem Speicherthema vielleicht ein kurzes Rechenexempel, das ich Ende 2011 aufgestellt habe:

In grün-roten Baden-Württemberg wird momentan massiv über Pumpspeicherkraftwerke zur Speicherung von Windstrom nachgedacht. Insbesondere die Bürgermeister im Raum Albstadt auf der Alb "können sich so etwa vorstellen", in dieser Region gibt es eines der ältesten Pumpspeicherkraftwerke Baden-Württembergs, den Speicher "Glems" bei Metzingen.

Ziehen wir diesen Speicher mal als Beispiel heran: Das Speicherkraftwerk hat immerhin 90 MW Leistung. 90 MW, das sind immerhin 10% der Leistung des stillgelegten Kernkraftwerks Neckarwestheim 1.

Glems hat ein Speichervolumen von 900.000 m³ im Oberbecken und entsprechenden Freiraum im Unterbecken, bei einer Fallhöhe von 300 Metern. Also bauen wir 10 solcher Speicher, und schon ist Neckarwestheim 1 ersetzt.

Wirklich? Nach 6 Stunden ist der Speicher leider schon leer! Betrachten wir mal eine Woche Windarmut und kaum Sonne. Wie eben im Winter typisch.... Um diese Woche zu überbrücken, benötigen wir rund 300 Speicher der Größe des Speichers "Glems", also 300 Oberbecken mit rund 1 Mio m³ Wasser, 300 Unterbecken mit entsprechendem Freiraum und 300 Meter Fallhöhe dazwischen. Na viel Spaß, diese in Baden-Württemberg zu finden!

Wars das? Nein - am Ende der windarmen Woche sind die Speicher leer und wir brauchen knapp 10 Tage lang rund 800 MW überschüssigen Strom (über den aktuellen Bedarf hinaus), um die Speicher wieder aufzufüllen.

Wars das wirklich? Nein, immer noch nicht - wir haben in Baden-Württemberg ja auch das Kernkraftwerk Philippsburg 1 (1.000 MW sichere Dauerleistung) und Obrigheim (immerhin 300 MW) stillgelegt!

Rudolf Kohler

Sehr geehrter Herr Dr. Kohler,
vielen Dank für Ihren Kommentar.
Die von Ihnen angestellten Rechnungen stimmen natürlich absolut.
Die Frage nach der Stetigkeit der Stromerzeugung wird uns wohl noch etwas länger beschäftigen. Allerdings geht diese auch mit einigen Mythen umher, so schaltet EnBW als dominanter Verteilnetzbetreiber im "Ländle" die abwerfbaren Lasten genau dann ab, wenn aus Sonne mehr Ertrag möglich ist.
Für Gesamtdeutschland beträgt der Überschuss in der Export/Import Bilanz immerhin 23 GWh (2012).
Alles Faktoren, die eigentlich bei der Bedarfsplanung zu berücksichtigen sind.

Mit freundlichen Grüßen,
Thorsten Zoerner


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