Die Stadt als virtueller Speicher

In einem Feldversuch testeten die Stadtwerke Herten die zentral koordinierte Nutzung von Flexibilitätsoptionen.

Damit Strom aus erneuerbaren Energiequellen zu jeder Zeit in ausreichenden Mengen zur Verfügung steht, müssten zukünftig große Mengen an Stromspeichern errichtet werden. Eine Alternative wäre die Kopplung von Strom- und Wärmeversorgung, durch die bereits vorhandene Speicherpotenziale genutzt werden könnten. Im Forschungsprojekt „Die Stadt als Speicher“ ist man diesem Ansatz nachgegangen. Unter Leitung des Instituts für Energiesysteme, Energieeffizienz und Energiewirtschaft (ie3) der TU Dortmund wurde ein System entwickelt und erprobt, mit dem sich sogenannte Flexibilitätsoptionen zielgerichtet anhand der aktuellen Einspeisung erneuerbarer Energien betreiben lassen, sodass der überschüssige Strom in städtischen Gebieten „gespeichert“ werden kann. Als Flexibilitätsoptionen werden elektrische Verbraucher und Erzeuger bezeichnet, deren Stromverbrauch beziehungsweise Erzeugung sich zeitlich verschieben lassen. Nach über vier Jahren intensiver theoretischer und praktischer Arbeit haben die Hertener Stadtwerke und ihre Projektpartner das Forschungsprojekt zur Energiewende beendet. Fazit: Die zentral koordinierte Nutzung dezentraler Energieerzeugungs- und Speicheranlagen in einer Stadt ist sinnvoll und auch bereits technisch umsetzbar. Beteiligt am BMWi-Verbundvorhaben waren neben der TU Dortmund Bittner+Krull, Bosch, das Fraunhofer UMSICHT, die Universität Duisburg-Essen sowie die Hertener Stadtwerke und SWW Wunsiedel als Modellstandorte.

Energiezentrale: Wohnsiedlung Goethe-Gärten (BKHW mit 3.000 l Speicher). Foto: Hertener Stadtwerke GmbH

Eingebunden in den Versuch waren zwei Blockheizkraftwerke in einem Freizeit- und einem Hallenbad, eine Photovoltaik-Anlage und eine Lithium- Ionen-Batterie sowie drei private Wärmepumpen und eine Nachtspeicherheizung. Die Anlagen wurden gemeinsam von den Stadtwerken Herten und Bosch Thermotechnik umgerüstet und mit RLM-Zählern (Registrierende Leistungsmessung) ausgestattet. Für die virtuelle Vernetzung sorgte das IT-Unternehmen Bittner und Krull. Die Verbrauchs- und Erzeugungsdaten von den Anlagen wurden mittels DSL-Verbindung an ein „Lastverschiebungsmanagementsystem“ der TU Dortmund übertragen, wo auch Optimierungsund Fahrpläne erstellt wurden. Hier wurden die Daten aggregiert und die entsprechenden Befehle an die speicherprogrammierbare Steuerung – kurz SPS – von WAGO der Anlagen vor Ort zurückgesendet.

Carsten Honz von den Hertener Stadtwerken bei Umbau/ Integrierung der Anlagen. Foto: Hertener Stadtwerke GmbH

Ein vollautomatischer Prozess mit einigen „Kinderkrankheiten“, wie Projektleiter Detlef Großjohann von den Stadtwerken Herten bemerkt. „Es gibt derzeit noch keine standardisierten Schnittstellen, um Anlagen wie wir sie verwenden, einzubinden. Entsprechend war der Aufwand für dieses Projekt relativ hoch.“ Besonders wichtig war den Stadtwerken, dass auch Kundenanlagen im Feldversuch eingebunden waren. „Das Projekt hat uns gezeigt, was von Kundenseite überhaupt verbraucht wird und warum insbesondere Technologien wie das Smart Meter Gateway so wichtig sind, um eine stabile dezentrale Energieversorgung zu gewährleisten“, so Großjohann. „Während des Feldversuchs hatten wir die Speicherfüllstände immer im Blick und konnten die Kapazitäten flexibel hin- und herschieben.“

Für Herten ergaben die Simulationsrechnungen ein erschließbares Speicherpotenzial von durchschnittlich fünf MWh. Die Vermarktung der gespeicherten Energie lohne sich allerdings noch nicht. Das in diesem Projekt entwickelte Konzept soll im Anschluss in den Modellregionen verbleiben und als Keimzelle für eine wirtschaftliche und ökologische Anschlussnutzung dienen. Mögliche Entwicklungsfelder sind zentrale und dezentrale Energiemanagementsysteme sowie Contracting-Modelle zur lokalen Wärmebereitstellung.

Kontakt: Hertener Stadtwerke GmbH, Detlef Großjohann, 45699 Herten, Tel: +49 23 66 / 307 – 0, stadtwerke@herten.de

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