In einem Feldtest bei Privathaushalten haben die Hochschule Bielefeld (HSBI) und die Universität Bielfeld getestet, wie sich mit verteilter künstlicher Intelligenz das Stromnetz sicher steuern lässt, auch wenn viel Strom aus privaten Photovoltaik-Anlagen das Netz strapaziert. Die Schwankungen durch die unregelmäßige Erzeugung der Erneuerbaren brächten das Netz lokal immer wieder an die Grenzen seiner Belastbarkeit.
„Eine Photovoltaik-Anlage erzeugt Strom abhängig vom Wetter und damit nicht so konstant und planbar wie herkömmliche Kraftwerke“, erklärt Katrin Schulte, Elektrotechnikerin und Expertin für Stromnetze von der Hochschule Bielefeld. Der nicht im Haus verbrauchte Strom wird in das Niederspannungsnetz eingespeist, an das die Privathaushalte angeschlossen sind. Andererseits benötigen die Privathaushalte immer öfter eine große Leistung, etwa für das Laden ihres Elektroautos. „Die starken Schwankungen bei Erzeugung und Verbrauch belasten das Stromnetz“, so Schulte. „In unserem Projekt haben wir eine Lösung entwickelt, wie wir die Schwankungen lokal ausgleichen und so das Netz sicher steuern können.“
Mit Hilfe dezentral arbeitender künstlicher Intelligenz sind die Forscher dem Problem begegnet. Dafür beteiligten sie auch die Universität Grenoble Alpes am Projekt, wobei die Universität Bielefeld die künstliche Intelligenz stellte und um deren verteilten Einsatz kümmerte, also um das sogenannte Edge-Computing. „Das bedeutet, dass die Daten dezentral genau dort verarbeitet werden, wo sie erzeugt werden“, erklärt Timon Jungh von der Universität Bielefeld. „Sie müssen nicht erst zu einer zentralen Verarbeitungsstelle verschickt werden. Das erhöht die Sicherheit und den Datenschutz, und nebenbei auch die Geschwindigkeit.“
Für die Umsetzung des Feldtests halfen noch der Industriepartner Atos Worldgrid aus Frankreich und der Bereich „Technik – Netzdigitalisierung“ von Westfalen Weser Netz (WWN). Letztere wählten das Gebiet in Herford für den zu Jahresanfang gestarteten Feldtest aus. Die grundlegenden Bedingungen waren so wie vielerorts in Deutschland. Am Vormittag verbrauchen die Haushalte eher wenig Strom und der Solarstrom wird in der Batterie gespeichert. „Ist die Batterie voll, geht der Überschuss ins Netz. Gerade mittags, wenn besonders viel PV-Strom erzeugt wird, entstehen aber Spitzen, so viel Überschuss, dass das Netz ihn kaum mehr aufnehmen kann“, erklärt Schulte. Daher die Idee der Forscher die Speicherung durch intelligente Steuerung so zu verschieben, dass es keine Spitzen mehr gibt und ergo das Netz nicht überlastet wird.
Dazu platzierten die Forscher einen Edge-Controller in der Ortsnetzstation und weitere bei den Testhaushalten. Bereits zuvor zeichneten sie über mehrere Monate das Lastprofil der Haushalte auf. „Mit den erhobenen Daten wurde dann die im Edge-Controller arbeitende KI trainiert“, sagt Timon Jungh. In Kombination mit den vorausgesagten Wetterdaten kann die künstliche Intelligenz nun die Stromerzeugung aus der Photovoltaik-Anlage und den Verbrauch im Haushalt und im Ortsnetz prognostizieren.
Jeder Haushalt habe entsprechend einen individuell konfigurierten Edge-Controller erhalten, abgestimmt auf die unterschiedlichen Ausstattungen der Haushalte. „Der Controller steuert dann die geplante Ladung und Entladung des Batteriespeichers über den Tag“, so Schulte. „An einem sonnigen Tag wie heute wird der Batteriespeicher zum Beispiel nicht sofort voll aufgeladen, sondern es bleibt Platz für die Mittagsspitzen.“ Über den Controller lasse sich auch die Versorgung der Nachbarhaushalte mit überschüssigem Solarstrom steuern. Damit werde schlussendlich das Stromnetz entlastet und mehr Solarstrom könne genutzt werden.
Für eine flächendeckende Umsetzung ihrer Ergebnisse braucht es jedoch noch mehr Daten. „Dafür braucht es noch ein variables System, das mit den unterschiedlichen Ausstattungen der Haushalte umgehen kann und die zeitaufwendige individuelle Abstimmung spart“, sagt Jungh. Doch nicht nur am variablen System hapert es. „Auch ein Geschäftsmodell ist nötig, das Anreize schafft für den Einbau eines Batteriespeichers und die eventuelle Versorgung der Nachbarn mit Photovoltaik-Strom“, sagt Schulte. Es gebe bereits Überlegungen für ein Nachfolgeprojekt, um den Ansatz weiter auszubauen.
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Zitat: … auch wenn viel Strom aus privaten Photovoltaik-Anlagen das Netz strapaziert. Die Schwankungen durch die unregelmäßige Erzeugung der Erneuerbaren brächten das Netz lokal immer wieder an die Grenzen seiner Belastbarkeit. Zitat Ende. Mumpitz – zu flache Aussage. Da wird mal wieder nur etwas wiederholt was im Netz verbreitet wird. Die Wechselrichter heben die Spannung synchron etwas an, um ihren Strom und somit ihre Leistung loszuwerden. Dieser Strom fließt um die Ecke zur nächsten Last und weg ist er. Wenn er dort nicht versickert, muss er etwas weiter. Aber man muss immer bedenken, das man auf eine schon vorhandene Versorgung ( mit weniger Spannung ) einspeist. Zur Not läuft diese LEER – weil sie ihrerseits ihren Strom nicht los wird. Da das mechanische Erzeuger sind – geht die Frequenz hoch.
nächstes Zitat: ….Sie müssen nicht erst zu einer zentralen Verarbeitungsstelle verschickt werden. Das erhöht die Sicherheit und den Datenschutz, und nebenbei auch die Geschwindigkeit. Zitat ENDE
Aha – schon drauf gekommen – korrekt !! bin mal auf den Ausgang gespannt
Das Problem bei nicht zentral gesteuerten Speichern ist: Sie laden am Vormittag so schnell wie möglich voll, während der Haushalt nichts braucht. Das gleichzeitig aktive Gewerbe könnte schon was brauchen, bekommt aber keinen PV-Strom aus den Haushalten (die füllen ja alle erstmal ihre Speicher) sondern aus Gaskraftwerken. Mittags dann, wenn die Haushaltsspeicher voll sind, und die PV-Anlagen maximale Leistung bringen, kommt plötzlich alles ins Netz, mehr als man brauchen kann.
Quartiersspeicher und Speicher auf höheren Ebenen könnten die gleiche Leistung und dabei noch günstiger erbringen. Nur am Geschäftsmodell hapert es. Speicher müssten von den Netzbetreibern eine Grundvergütung bekommen, die ihre Investitionskosten abdeckt, und eine Arbeitsvergütung, die ihre Zusatzkosten bei Inanspruchnahme ersetzt. Dafür stimmen die Speicherbetreiber zu, dass die Netzbetreiber die Speicher steuern. Man braucht nur wesentlich größere Mengen an diesen zur Netzregelung eingesetzten Speichern als bisher für Momentan-, Primär und Sekundärreserve. Sie müssten auch für Stromlieferungen und Stromaufnahme innerhalb längerer Zeiträume zur Verfügung stehen, als die bisherige Grenze von 15min.
Es braucht keine sog. KI und sog. SamrtMeter für sichere Verteilnetze !
Es reichen die physikalischen Größen: Leistung am ONT und Netzspannung am Strang. Diese kennt der Netzbetreiber und wenn’s zuviel Auslastung am ONT wird, muß erweitert werden – sagt auch der §14a, EnWG.
Und der PV Überschuß geht zunächst eh zum Nachbarn und „erst später“ zum Trafo. Und für die Leistungsspitze einer 10 kWp PV-Anlage über die Mittagszeit im Sommer reicht eh kein Heimspeicher von 5 kWh. Erstens ist der Morgens nicht leer und zweitens in kürzester Zeit gefüllt.
Die Kosten und zusätzlichen Energiebedarfe der IT, plus der Wunsch nach Daten, Daten, Daten gefährden gerade die Energiewende, denn diese Kosten muß jemand tragen – ohne jeglichen Gegenwert der Eigner. Hinzu kommt, die Kosten für sog.SmartMeter sollen gerade deutlich angehoben werden.
Und es fehlt jegliche Transparenz am ONT ! Warum ist der Leistungsfluß nicht so transparent zu sehen, wie der Autoverkehr am Kamener Kreuz ? Dann lägen Fakten vor und es bleibt nicht bei Behauptungen zur Auslastung seitens der Netzbetreiber !!