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Virtuelles Kraftwerk

Seit der Gesetzgeber 1998 den Strommarkt liberalisierte, hat sich dieser stark verändert

Neben den großen kommerziellen Anbietern speisen, unterstützt von diversen Förderprogrammen und dem erneuerbare Energien-Gesetz, auch immer mehr gewerbliche und private Kleinanlagen ihren aus regenerativen Quellen erzeugten Strom ins Netz ein. Die zahlreichen dezentralen, unregelmäßig produzierenden BHKW, Wind- ,Wasserkraft- oder Solarstromanlagen machen es für die Netzbetreiber zunehmend schwierig, die jeweils verfügbare Strommenge optimal vorherzusagen und zu steuern. Die Folge sind beispielsweise unerwünschte Stromspitzen.

Ein Forschungsvorhaben von badenova und dem Freiburger Fraunhofer Institut für solare Energiesysteme vernetzte deshalb die dezentralen Anlagen im badenova-Netz zu einem ‚virtuellen Kraftwerk’, dass die einzelnen Standorte zu einem effizienterem, besser koordinierten System zusammenfasst. Erstmals erprobten die Wissenschaftler ihre erarbeiteten Konzepte und Algorithmen in einem größeren Verteilnetz, in dem alternative Energiequellen stark vertreten sind. Anhand von Lastverläufen und Wetterprognosen erarbeitete das Team einen Betriebsführungsassistenten für die Leitwarten der Verteilnetzbetreiber wie Badenova. Diese stehen als Schnittstelle zwischen dem Verbraucher und dem dezentral erzeugten Strom. Indem es den Leitwarten hilft, das System effektiver zu steuern, machen sie das Netz stabiler und erlauben es, flexibler auf den Strommarkt zu reagieren.

Mehr Informationen im Abschlussbericht und auf der Homepage des Fraunhofer ISE.

Projektdaten

Projektnummer 2005-08
Projektart Forschung und Studien
Projektträger Fraunhofer ISE, Freiburg
Laufzeit bis Februar 2009
Zuschuss 115.000

Ihre Ansprechpartner

Richard Tuth

Richard Tuth

Innovationsfonds Klima- & Wasserschutz

T: 0761-279-29 84

E-Mail: richard.tuth@badenova.de

Michael  Artmann

Michael Artmann

Innovationsfonds Klima- & Wasserschutz

T: 0761-279-22 53

E-Mail: michael.artmann@badenova.de

Einblicke in weitere Förderprojekte:

Wärmerückgewinnung und Wasserrecycling aus Grauwasser
Offenburg

Wenn Abwasser zum Rohstoff wird

Der Durchschnittsdeutsche verbraucht 128 Liter Wasser am Tag, davon entfallen etwa 46 Liter auf die Körperpflege, also beispielsweise Baden oder Duschen. Energieintensiv erhitzt ist dieses nur leicht verschmutzte Grauwasser zu schade um ungenutzt als Abwasser in die Kanalisation zu fließen. Bisherige Wasserrecyclinganlagen nutzen aber bisher entweder nur dessen Restwärme, um damit Brauchwasser zu erhitzen oder reinigen das Grauwasser, um es beispielsweise für Waschmaschine und Toilettenspülung wieder zu verwenden. Seit 2006 entwickelte die Firma Pontos ein Gesamtsystem, das anschließend in einem Studentenwohnheim im Freiburger Stadtteil Vauban eine zweijährige Testphase durchlief. Das Fraunhofer Institut für System- und Innovationsforschung in Karlsruhe begleitete den Testbetrieb. Dabei durchläuft das warme Grauwasser einen speziellen Wärmetauscher, in dem es seine Wärme an das zu erwärmende Trinkwasser abgibt. Um das biologisch-physikalisch Wasser anschließend aufzubereiten, nutzte die Firma Pontos das System AquaCycle. Die kompakte, einfach zu bedienende Anlage filtert das Grauwasser vor und reinigt es zweifach durch Biokulturen, um es schließlich mit UV-Strahlen zu hygienisieren. Nach dem Wärmetauscher hat das Wasser noch etwa 10 Grad, was die biologischen Abbauprozesse erschwert, die bisher mit 20 bis 30 Grad abliefen. Obwohl die niedrigere Temperatur die Biokulturen weniger leistungsfähig macht, stellten die Experten fest, dass die Anlage immer noch effizient genug läuft. Wasserfiltration und Wärmerückgewinnung zu kombinieren bietet mehrere Vorteile: Weil die Bewohner weniger Trinkwasser verbrauchen und Abwasser in die Kanalisation leiten, sinkt die Wasserrechnung. Außerdem braucht die die Heizung weniger Energie um das schon vorgewärmte Trinkwasser zu erhitzen. Das Trinkwasser zu erwärmen macht bei einem Niedrigenergiehaus 40 Prozent des Energiebedarfs aus, bei einem Passivhaus sogar mehr als die Hälfte. Für das Freiburger Wohnheim sank der Energiebedarf für die Warmwasserbereitung um 20 Prozent. Außerdem ersetzte das Grauwasser das Trinkwasser für die Toilettenspülung fast vollständig.

Machbarkeitsstudie Kalte Fernwärme, Steinen
Lörrach

Kalte Fernwärme für Steinen

In Steinen untersuchte eine Machbarkeitsstudie, ob die Abwärme der dortigen Verbandskläranlage zur Kälte- und Wärmeversorgung zweier Neubaugebiete – Alte Weberei und Gewerbegebiet an der Wiese III – nutzbar ist. Anders als beispielsweise in der Schweiz hat sich die Nutzung von Abwärme aus Abwasser in Deutschland noch nicht durchgesetzt. Insbesondere die Abwärme aus Kläranlagen bleibt noch ungenutzt. Momentan wird das warme Abwasser der Kläranlage Steinen ungenutzt in den Fluss Wiese geleitet, was dessen Ökosystem verändert. Mit circa 10-15 °C liegt die Abwassertemperatur in einem Bereich, der bisher nur sehr aufwändig als Wärme- oder Kältequelle genutzt werden kann, jedoch bei einem Trockenwetterabfluss von 7.500 Kubikmeter pro Tag aber immer noch etwa 1 MW potentielle Wärmeleistung enthält. Neben dem Model eines konventionellen Fernwärmenetzes mit zwei Leitungen für Vor- und Rücklauf, untersuchte die Studie auch ein innovatives 1-Leitersystem. Dabei durchfließt das gereinigte Abwasser zunächst einen Feinstfilter und Entkeimer bevor es direkt zu den Abnehmern geleitet wird, wo Wärmepumpen die Abwärmeenergie nutzen. Danach fließt das ausgekühlte Reinwasser über die Regenwasserkanäle in den Vorfluter, also die Wiese. Die Studie kam zum Ergebnis, dass ein solches System rechtlich und technologisch machbar und ökologisch und wirtschaftlich sinnvoll ist. Die Umsetzung liegt nun bei der Gemeinde Steinen oder anderen Interessierten. Drei Haupterkenntnisse: Die Studie zeigt einen innovativen, bisher unrealisierten Weg auf, Abwärme in einem 1-Leitersystem zu nutzen. Um Erfahrungswerte zu sammeln, ist eine Versuchsanlage notwendig. Die Frage, ob sich ein Biofilm im Leitungssystem und auf den Wärmepumpen bildet, und inwieweit dieser den Reinigungs- und Wartungsaufwand beeinflusst lässt sich ohne Versuchsanlage noch nicht abschätzen. Die Zeitschiene für eine Realisierung muss sehr früh in der Bauplanung ansetzen und es müssen Erfahrungen (siehe 1. und 2.) vorhanden sein.

Energiewirtschaftliche- und lokale Systembetrachtung der Eigenstromnutzung von PV-Anlagen
Freiburg

Einspeisung oder Eigenstrom aus Photovoltaikanlagen

In den vergangenen Jahrzehnten ist die Anzahl der Solaranlagen in Deutschland stetig gestiegen. Wegen der attraktiven Vergütung speisten die Besitzer den Strom bisher überwiegend ins öffentliche Netz ein. In Zukunft jedoch sinken die Einspeisevergütungen, so dass sie dem Strompreis aus dem Netz entsprechen – die so genannte Netzparität – oder sogar darunter liegen. Das macht es einerseits attraktiver, den Strom selbst zu nutzen, andererseits müssen die Betreiber dafür jedoch in Stromspeicher investieren. Anhand des Freiburger Verteilnetzes untersuchte das Fraunhofer Institut für solare Energiesysteme (ISE) und badenova, wie sich die sogenannte Netzparität auf Netz und Nutzerverhalten auswirkt. Mit Hilfe des geografischen Informationssystems (GIS) der badenova analysierten die Wissenschaftler, welche Anlagen wann und wo wie viel Strom herstellen und ab wann es für die Nutzer wirtschaftlich ist, den Strom selbst zu nutzen. Anschließend erstellten sie verschiedene Szenarien, die die Chancen und Risiken für Nutzer und Netzbetreiber abwägen und prognostizieren, wie sich diese auf Strompreis und Umwelt auswirken. Mit Hilfe dieser Daten entwickeln die Projektpartner eine Informationskampagne für Anlagenbesitzer. Das Projekt hilft Netzbetreibern und Anlagenbesitzern sich auf einen dezentraleren Strommarkt einzurichten. Darstellung dreier wesentlicher Erkenntnisse aus dem Projekt Bei kleinskaligen Projekten – von der Erzeugerseite oder von der Verbraucherseite her kleinskalig – ist es aus ökonomischer Sicht schwierig, sich als zusätzlicher Akteur (≠ Verbraucher) zu involvieren, sofern nur unmittelbare wirtschaftliche Gründe für den Endnutzer eine Rolle spielen und eine hohe Verzinsungserwartung vorliegt. Bei großen Verbrauchergruppen (vergleichbar mit >30 Wohneinheiten) und entsprechend größeren Erzeugeranlagen kann eine wirtschaftliches Geschäftsmodell für alle beteiligten Akteursgruppen jedoch erreicht werden. Batteriesysteme sollten im Kontext der Steigerung des Eigenverbrauchs und des Autarkiegrades nicht zu groß dimensioniert werden. Es herrschen Vorbehalte bei Gewerbe- und Industriekunden hinsichtlich des Einsparens durch „Eigenverbrauch“ aufgrund höherer Komplexität des Geschäftsmodells und regulatorisch gefühlter Unsicherheit; „altes“ Modell „Einspeisevergütung pro kWh“ psychologisch gesehen deutlich überzeugender. Stromabsatz an Verbraucher wird durch erste „2kWh-Batteriekapazität“ noch einmal signifikant reduziert im Bezug zu Verbraucher mit PV-Anlage und keinem Batteriesystem. Dies gilt für alle untersuchten Verbrauchergruppen. Werden Abweichungen zum SLP – verursacht durch ein PV-Batteriesystem – mit Ausgleichsenergiepreisen bewertet, so ergeben sich signifikante „Kosten“ pro Haushalt. PV-bereinigte SLPs sind gut geeignet diese angesetzten „Kosten“ wieder zu senken. Die zentralen Ergebnisse des Projekts finden Sie im Abschlussprojekt.