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Competence Center für Erneuerbare Energien und Energieeffizienz
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Aktuelle Projekte

Smart Heat Grid Hamburg

Im Projekt Smart Heat Grid Hamburg werden während einer vierjährigen Laufzeit intelligente Konzepte für alle Ebenen des Wärmenetzes entwickelt und deren Wirksamkeit durch umfangreiche Feldtests in einem großen Nahwärmenetz in Hamburg-Wilhelmsburg nachgewiesen.

Die Veränderungen im Zuge der Energiewende haben u.a. durch die höhere Fluktuation im Stromsektor auch Einfluss auf den Wärmesektor. So können zum einen durch flexible Kraft-Wärme-Kopplungs (KWK)-Anlagen oder Wärmepumpen in Kombination mit Wärmespeicherung Schwankungen auf der Stromseite sinnvoll kompensiert werden. Zum anderen wird zur Zielerreichung der Energiewende ebenfalls eine erhöhte Wärmeerzeugung durch erneuerbare Erzeuger benötigt.

Damit sowohl der flexible stromgeführte KWK-Betrieb als auch die Erzeugung durch erneuerbare Wärmeerzeuger optimal in Wärmenetze integriert werden kann, möchte das Konsortium, bestehend aus der Hochschule für Angewandte Wissenschaften Hamburg, der Hamburg Energie GmbH und der eNeG Gesellschaft für wirtschaftlichen Energieeinsatz mbH, die Entwicklung und testweise Umsetzung eines intelligenten Wärmenetzes durchführen.

Abgeleitet aus den Erkenntnissen des Forschungsprojektes „Smart Power Hamburg“ (SPH) soll im Rahmen dieses Nachfolgeprojekts untersucht werden, wie durch die Integration einer intelligenten Wärmeinfrastruktur der Anteil Erneuerbarer Energien an der Strom- und Wärmeerzeugung sowie die Gesamteffizienz maximiert werden kann.

Welche Motivation hat Smart Heat Grid Hamburg?

Im Rahmen der Energiewende hat die Bundesregierung beschlossen, bis 2050 den Anteil Erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung auf mindestens 80 % zu erhöhen. Zusätzlich soll auf der Wärmeseite der Verbrauch von Primärenergie um 80 % gesenkt werden. Als weitere Maßnahme soll der Anteil der KWK-Stromerzeugung weiter angehoben werden. Der steigende Anteil der Erneuerbaren Energien - insbesondere die Erzeugung durch Wind- und Solarenergie – sorgt dabei für eine fluktuierende Stromerzeugung.

Aus diesen Entwicklungen der Energiewende resultieren folgende Herausforderungen für den Wärmesektor: 

  1. Erneuerbarer Strom, der sehr volatil ist, kann durch die Sektorenkopplung mit dem vergleichsweise trägen Wärmesektor besser verwertet werden. 
  2. Ein flexibler Betrieb von KWK-Anlagen zum Ausgleich der volatilen elektrischen Erzeugung kann nur erreicht werden, wenn der Wärmebedarf ebenfalls flexibilisiert wird. Ein höherer Anteil der KWK-Stromerzeugung kann nur durch den Ausbau und die Verdichtung von Nah- und Fernwärme umgesetzt werden.
  3. Gleichzeitig wird eine höhere Integration von erneuerbaren Wärmeerzeugern (z.B. Solarthermie oder Geothermie) im Wärmenetz erfolgen. Damit alle diese Komponenten sich ergänzen statt behindern, ist eine intelligente Anlagenkoordination notwendig.

Aus allen diesen Maßnahmen resultiert eine höhere Fluktuation der Wärmeerzeugung. Für einen flexiblen Betrieb, der den Herausforderungen des zukünftigen Energiemarktdesigns genügt, ist es deshalb notwendig, die Wärmenachfrage von der Wärmeerzeugung zu entkoppeln. Wärmenetze werden in der Regel als passives Element in der Energielieferkette betrachtet. Jedoch bietet das Wärmenetz mit seinen Anschlussstationen und den Wärmeabnehmern ein enormes Potential für Effizienz- und Flexibilisierungsmaßnahmen. Wie die Erfahrung aus dem Vorgängerprojekt „Smart Power Hamburg“ zeigt, ist hierfür nicht ausschließlich das Vermessen des gesamten Netzes in Echtzeit für einen effizienten und flexiblen Betrieb ausreichend. Vielmehr werden intelligente Konzepte benötigt, um einen optimalen Netzbetrieb sicherzustellen. Dazu ist es elementar, alle an der Wärmeversorgung beteiligten Anlagen optimiert zu koordinieren.

Ähnlich wie ein Smart Grid im elektrischen Sektor kann ein intelligentes Wärmenetz (Smart Heat Grid) sich auf ändernde Randbedingungen einstellen und somit flexibel und effizient mehr Erneuerbare Energien integrieren. Die zur Realisierung eines solchen Smart Heat Grid notwendige Infrastruktur (Anlagentechnik, Hydraulik und IKT) soll in diesem Projekt erforscht werden.

Arbeitsziele

Erweiterung der bestehenden Simulationsumgebung um SmartHeatGrid (SHG)-Komponenten

Die Erweiterung der bestehenden Simulationsumgebung hat mehrere Effekte: Zum einen bietet sie eine Plattform zum Entwickeln und Testen von Algorithmen. Zum anderen kann Sie als Planungswerkzeug bei der Entwicklung und Umsetzung von konstruktiven Konzepten helfen. Zusätzlich kann durch eine Kopplung von Simulation und Leitsystem eine spätere Nutzung im Betrieb erfolgen.

Konzepte und Feldtests einer Smart-Heat-Infrastruktur

Es werden Einsatzmöglichkeiten für unterschiedliche erneuerbare und stromgekoppelte Erzeuger untersucht. Dabei wird die gesamte Netzinfrastruktur zur Effizienz- und Flexibilitätssteigerung genutzt. Eine Möglichkeit zur Realisierung der Flexibilität ist die aktive Integration der Sekundärseite (Wärmelasten).

Entwicklung von Mess-, Steuer- und Regelungskonzepten (MSR-Konzepten)

Das Hauptziel der MSR-Konzepte besteht in der Entwicklung kostengünstiger Komponenten und von standardisierten Schnittstellen, wie z.B. eines neuen „Smart-Heat-Grid-ready“-Standards.

Entwicklung von Betriebskonzepten

Es werden Betriebskonzepte erarbeitet, die einen konkurrierenden Erzeugermarkt unter ökologischen Randbedingungen ermöglichen. Neben der Erzeugerkoordination soll auch die Sekundärseite integriert werden, sodass hier mehr Flexibilität durch z.B. thermisches Lastmanagement entsteht. Dazu muss bereits bei der Anlagenplanung überwacht werden, dass das Wärmenetz nicht überlastet wird und so ggf. eine Neuplanung der vorhandenen Anlagen (Redispatch) durchgeführt wird. Ziel aller Betriebskonzepte ist die Optimierung des Gesamtbetriebes.

Entwicklung von Betriebsüberwachungskonzepten

Die Betriebsüberwachungskonzepte stellen in Echtzeit sicher, dass alle geplanten Prozesse des SHG wie geplant ablaufen. Dazu soll der Zustand detektiert und Kennzahlen zur Live-Auswertung des Systems gebildet werden. Eine zentrale Überwachung detektiert Fehler durch Aggregation von Daten (operations analytics). Neben der Echtzeitauswertung werden auch historische Daten archiviert und betrachtet. Es werden Konzepte entwickelt, wie aus Echtzeitdaten und historischen Daten automatische Optimierungsmaßnahmen hergeleitet werden können. Auch Defekte und Manipulationen sollen so aufgespürt und gemeldet werden.

Entwicklung von Integrationskonzepten

Die oben genannten Konzepte sind nur umsetzbar, wenn Schnittstellen mit Externen bzw. Dritten definiert sind. Dies sind auf der einen Seite die Schnittstelle zum (Wärme-)Kunden. Hier werden Konzepte erarbeitet, die einen Anreiz für effiziente und flexible Abnahme sowie ggf. für Rückspeisung ermöglichen. Auf der anderen Seite sind gesetzliche und ökonomische Rahmenbedingungen zu analysieren sowie Schnittstellen zu definieren. Damit ein Transfer auf andere Netze ermöglicht wird, sollen durch Abstraktion der Erkenntnisse Methoden zum Transfer auf andere Wärmenetze entwickelt werden.

Weiterführende Informationen

Das Projekt ist im Zusammenhang mit den Forschungsschwerpunkten EnOB, EnEff:Stadt bzw. EnEff:Wärme zu sehen: 

www.eneff-stadt.info

www.enargus.de

www.forschungsnetzwerke-energie.de

Ansprechpartner: Peter Lorenzen, Prof. Dr.-Ing Franz Schubert
Förderer: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie im Rahmen des 6. Energieforschungsprogrammes der Bundesregierung
Projektpartner: Hamburg Energie GmbH, eNeG Gesellschaft für wirtschaftlichen Energieeinsatz mbH
Projektzeitraum: 01. Januar 2017 – 31. Dezember 2020

NEW 4.0 Projekt Energiebunker Altona

Projektziele

Die in der Energiezentrale enthaltenen sowohl wärme- als auch stromgeführten KWK-Anlagen sollen durch verschiedene Maßnahmen flexibilisiert werden. Für eine Anlagenkonzeption werden ein Modell und Simulationsreihen erstellt. Auf deren Basis können Regelungskonzepte für den späteren Betrieb entwickelt werden. Eine Regelung soll entwickelt und erprobt werden und das Modell an die Use Cases angebunden werden. Die Regelung soll schließlich im Bunker implementiert und der Ablauf des Projektes dokumentiert werden.

Im Fokus

Projekthintergrund

Durch den Kebap e.V. wird ein Hochbunker in HH Altona zu einem „Energiebunker“ umgebaut. Darin werden Konzepte zu dezentraler Einspeisung in Fernwärme (FW) Netze mit stromgeführter Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) und Power to Heat (PtH) erprobt. Das Projekt wird damit zu einem wichtigen Test für eine Sektorenkopplung bei dezentraler, fahrplantreuer Wärmeeinspeisung in ein FW Netz eines Dritten (Vattenfall Wärme).

Die Hochschule für Angewandte Wissenschaften Hamburg (HAW Hamburg) liefert für dieses Vorhaben Modelle und Simulationsreihen für die Anlagenkonzeption und entwickelt Algorithmen für das Regelungskonzept (model predictive control). In diesem Zusammenhang untersucht die HAW Hamburg, wie sich die Energiezentrale mit regelungstechnischen Ergänzungen als Demonstrationsobjekt für die flexible Erzeugung und den angebotsabhängigen Verbrauch von Windstrom nutzen lässt und welchen Nutzen vergleichbare Ansätze in Hamburg für die FW Versorgung der Stadt einerseits und für eine verbesserte Flexibilität bei der Sektorenkopplung andererseits liefern können.

Projektschritte

Erwartete Ergebnisse

Weiterführende Informationen

Ansprechpartner: Prof. Dr.-Ing. Hans Schäfers
Förderer:
Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi.IIIC4)
Förderzeitraum:
01. Dezember 2016 – 20. November 2020

Abgeschlossene Projekte

Smart Power Hamburg

Ein „virtuelles Kraftwerk“ fasst viele kleine dezentrale Stromerzeugungsanlagen steuerungstechnisch über das Internet zusammen, um über die gebündelte Leistung der vielen kleinen Anlagen Märkte zu erschließen und bedienen zu können, die sonst den Betreibern „großer Kraftwerke“ vorbehalten sind. Im Rahmen des Projekts „Smart Power Hamburg“ soll eine von Hamburg Energie betriebene und für Dritte offene Plattform (IKT Leitzentrale) entstehen. Anlagen unterschiedlicher Betreiber könnten sich an diese Plattform über das Internet regelungs- und informationstechnisch anhängen. Ihre Leistungen werden gemeinsam im Verbund geregelt und vermarktet, was finanzielle Vorteile bringt und gebündelte Leistung für die zukünftig erwarteten größeren Leistungsschwankungen verfügbar macht. Auf diese Weise wird auch konkret in Hamburg die Verbreitung und Netzintegration von

gefördert und beschleunigt.

Das Konzept für Smart Power Hamburg ruht dabei auf zwei Säulen: Erstens soll parallel zur Entwicklung der zentralen Computerplattform ein intelligentes Stromverbrauchsmanagement (Demand Side Management) in großen (öffentlichen) Liegenschaften der Stadt Anwendung finden. Dabei soll eine intelligente Vermarktung schaltbarer und zeitlich verlagerbarer Stromlasten über die IKT Leitzentrale zu deutlichen Stromeinsparungen in der Versorgung der Liegenschaften führen. Die zweite Säule im Projekt bilden Blockheizkraftwerke, die unter Verwendung größerer Wärmespeicher (zeitweise) nach dem Strombedarf des übergeordneten Stromnetzes gefahren werden.

Ansprechpartner: Hans Schäfers, Petrit Vuthi
Förderer: Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie
Projektpartner: RWTH Aachen, Hamburg Energie GmbH
Projektzeitraum: 01. Januar 2011 bis 31. Dezember 2015
Website: www.smartpowerhamburg.de

e-harbours

Abschalten statt immer mehr Einschalten: Das Kraftwerk der Ausschalter im Hafen

Im Forschungsprojekt E-Harbours der HAW Hamburg wird untersucht, wie sich durch gezieltes kurzfristiges Ab- bzw. Zuschalten nicht dringend benötigter Stromverbraucher die Belastung des Hamburger Stromnetzes zu Spitzenzeiten reduzieren lässt. Die Forscher installieren dazu ein Netzwerk aus so genannten Smart Metern mit Lastmanagementgrundfunktion bei einigen großen Stromverbrauchern im Hafen, bei denen ein thermisches oder mechanisches (potentielles oder kinetisches) Energiespeichervermögen erwartet wird. Dies könnten z. B. die großen Tiefkühllager oder die Drainagepumpen sein.

Damit wollen die Forscher wie bereits im Forschungsprojekt INSEL zeigen, dass ein solches System aus vernetzten verlagerbaren Verbrauchern in der Lage ist, den Systemwirkungsgrad des Stromverteilnetzes zu verbessern, Netzverluste zu reduzieren und vor allem aber durch die zeitlich steuerbare Entlastung des Verteilnetzes die Integration dezentraler Erzeugungsanlagen wie BHKWs, Solar- oder Windkraftanlagen zu verbessern. Zusätzlich entstehen durch die steuerbare Flexibilisierung des Strombedarfs handelbare Produkte: Systemdienstleistungen wie z. B. Regelenergie (Minutenreserve). Diese sollen perspektivisch über das offene virtuelle Kraftwerk vermarktet werden, das wir im Projekt Smart Power Hamburg mit Hamburg Energie aufbauen werden.

Abschalten ist dabei für die Entlastung des Stromnetzes genauso wirkungsvoll, wie die Erhöhung der Erzeugungsleistung. Allerdings wird dabei dann noch CO2 eingespart, da ja Abschalten keinen Brennstoff benötigt.

Zuschalten hilft Energie zu verbrauchen, wenn zu viel Strom im Netz ist und sonst z. B. Windparks abgeschaltet werden müssten. Die verwendete Energie wird dann zu einem späteren Zeitpunkt (wenn z.B. wenig Wind weht) nicht mehr benötigt und muss dann nicht von konventionellen Kraftwerken erzeugt werden.

Ansprechpartner: Hans Schäfers, Johannes Braunagel
Förderer: EU Interreg IVB North Sea Regions Programme
Projektpartner: Municipality of Amsterdam, Port of Antwerp, City of Malmö, Pure Energy Centre, Robert Gordon University, Uddevalla Energy, VITO, Municipality of Zaanstad
Projektzeitraum: 01. Januar 2010 bis 28. Februar 2014
Website: www.eharbours.eu
Video: e-harbours - Smarte Energielösungen für den Hafen und darüber hinaus 

e-harbours Online-Visualisierungstool

PINT – Photovoltaik Integration Netz

Durch den massiven Ausbau von Energieerzeugungsanlagen im erneuerbaren Bereich ändern sich auch die Herausforderungen an die Versorgungsnetze. In Netzabschnitten mit hohen Erzeugungskapazitäten aus Photovoltaik (PV) kommt es beispielsweise zur Umkehr von Lastfüssen. Diese wurden hierfür nicht ausgelegt. Durch die zusätzliche Integration eines Batteriespeichers bei einer PV-Anlage lässt sich nicht nur eine – für den Betreiber optimierte – Betriebsweise ermöglichen, sondern es wird außerdem die Möglichkeit geschaffen, Netzdienstleistungen über eine intelligente Betriebsweise zu realisieren. Mechanismen wie diese können helfen, den Ausbaugrad der Photovoltaik zu maximieren und gleichzeitig den Netzausbau zu minimieren.

Durch den massiven Zubau der Photovoltaik in den Verteilnetzen, überschreitet der Ertrag in manchen Abschnitten phasenweise deutlich den gleichzeitigen Verbrauch. Hierdurch kann es im Verteilnetz zu Problemen mit der Spannungshaltung und/oder zu Netzengpässen durch zu hohe Lastflüsse kommen. In den Übertragungsnetzen müssen außerdem Mechanismen zur Regulierung der Netzfrequenz greifen. Lösungen würde hier beispielsweise der Netzausbau bieten, doch dieser ist teuer und langwierig in seiner Umsetzung. Eine weitere Möglichkeit den genannten Problemen entgegenzuwirken ist es, die gewollte PV-Leistung direkt am Erzeugungspunkt zu nutzen und so einen netzentlastenden Beitrag zu leisten. Im Projekt PINT sollen Algorithmen entwickelt werden, die eine netzentlastende Betriebsweise gewährleisten und gleichzeitig Netzdienstleistunden bereitstellen können. In dem Projekt sollen PV-Anlagen mit einem zusätzlichen Batteriespeicher betrachtet werden. Diese sollen aus gebrauchten Lithium-Ionen Batterien aus Elektrofahrzeugen (Second-Life-Batterien) bestehen.

In einem ersten Schritt sollte ein skalierbares Modell eines Systems bestehend aus PV-Modulen, PV-Wechselrichter, Batteriespeicher mit Ladeelektronik und einem Eigenverbrauch erstellt werden. Es war geplant, mit Hilfe dieses Modells die ersten Algorithmen für eine eigenbedarfsoptimierte Betriebsweise zu erstellen. Ziel war es, die Algorithmen dahingehend zu erweitern, dass sie gezielt von außen vorgegebene Änderungen der elektrischen Leistungsaufnahme bzw. Abgabe eines Haushaltes vorgeben können.

Im Rahmen des Projektes wurde eine Pilotanlage von Vattenfall als reelle Anlage in eine Echtzeitsimulation integriert. Die Echtzeitsimulation beinhaltet weitere PV-Systeme sowie die Simulation der anliegenden elektrischen Netze. Es kann somit untersucht werden, welchen Mehrwert die netzdienlichen Betriebsweisen für anliegende Netzgebieten.

Ansprechpartner: Hans Schäfers, Matthias Kühl
Projektpartner: Vattenfall Europe Innovation GmbH
Projektzeitraum: 01. September 2013 bis 31. September 2014

INSEL

Ziel des Vorhabens war es, an der HAW Hamburg einen virtuellen Verbund aus ca. 30 Anlagen zum Lastmanagement (auf Nieder- bzw. Mittelspannungsebene) zu schaffen und diesen mit der Leitwarte des virtuellen Kraftwerks der Steag Saarenergie zu verbinden. Über das von der Steag betriebene virtuelle Kraftwerk soll die generierte Abschaltleistung des Anlagenverbundes dann als Minutenreserve vermarktet werden können. Der Anlagenverbund wird dazu exemplarisch die Lastmanagementanlagen der lastintensivsten 30 Liegenschaften der Freien und Hansestadt Hamburg bündeln. Die Potenziale einer solchen Bündelung von Lastmanagementanlagen sollen über Modellbildung und Simulation auf Basis der realen Anlagendaten untersucht werden.

Ansprechpartner: Hans Schäfers, Petrit Vuthi
Förderer: Bundesministerium für Bildung und Forschung
Projektpartner: Freie und Hansestadt Hamburg, ENVIDATEC GmbH, Evonik New Energies GmbH, sumbi INGENIEURE
Projektzeitraum: 01. Januar 2006 bis 31. Dezember 2009
Website: www.e-island.eu

Letzte Änderung: 06.09.18

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