Stromnetz

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Europäisches Verbundnetz
Netztechnologie
Intelligentes Netz (Smart Grid)
Backup
Quellen:
http://de.wikipedia.org/wiki/Stromnetz + diverse Links
http://www.alt.fh-achen.de/index.php?s=downloads&folder=/Vorlesung EV
DKE_Normungsroadmap_GER-20 - gV[1].pdf
EIKE Klima- Energiekonferenz Muenchen 01.12.2012.pdf
Leitfaden_Energiewende_Technology_Review_.pdf
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Europäisches Verbundsystem
Das europäische Verbundsystem ist ein europaweites engmaschiges Stromnetz aus Hoch- und Höchstspannungs-Leitungen zur Verteilung von
elektrischer Energie. Es existieren zwar in Europa aufgrund der räumlichen Aufteilung mehrere voneinander getrennte Verbundsysteme, im
Allgemeinen wird unter dem europäischen Verbundsystem das zentraleuropäische Verbundnetz jener Länder verstanden, welche die ehemalige
Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (UCTE) umfassen („UCTE-Verbundnetz“).
Das europäische Verbundsystem wird mit Dreiphasenwechselstrom in Form der Drehstrom-Hochspannungs-Übertragung betrieben, der
Austausch von elektrischer Energie erfolgt auf Transportnetzebene mit Hochspannung von 220 kV und 400 kV zwischen den verschiedenen
Netzbetreibern. Der Vorteil eines solchen Netzes ist, dass Schwankungen im Verbrauch und in der Erzeugung erheblich besser ausgeglichen
werden können, als wenn jedes Land oder Region ein alleinstehendes Stromversorgungsnetz hätte.
Jedes Verbundsystem ist dadurch gekennzeichnet, dass darin alle Erzeuger wie Kraftwerke synchron, also mit identischer Netzfrequenz und
entsprechender Phasenlage, arbeiten. Dadurch können sie über Umspannwerke direkt elektrisch zusammengeschaltet werden. Wäre bei
Wechselspannung die Frequenz bzw. Phasenlage nicht bei allen Erzeugern exakt gleich, wären Kurzschlüsse die Folge. Benachbarte
Verbundnetze können zwar mit nominal gleicher Netzfrequenz von beispielsweise 50 Hz ausgestattet sein, durch laufende geringe
Schwankungen der Nennfrequenz sind die konkreten Werte allerdings nicht identisch, womit kein direkter elektrischer Verbund hergestellt
werden kann.
Jedes Verbundsystem ist in mehrere Regelzonen aufgeteilt. Deutschland umfasst beispielsweise vier Regelzonen, Österreich und die Schweiz je
eine Regelzone mit je einem Übertragungsnetzbetreiber, welcher als Regelzonenführer auftritt. Aufgabe der Regelzonenführung ist unter
anderem, die von den Netzbetreibern vorzuhaltende Regelleistung zu koordinieren.
Der Grund liegt darin, dass elektrische Stromnetze, und auch Verbundnetze, elektrische Energie nicht speichern können. Es muss zu jedem
Zeitpunkt die erzeugte elektrische Leistung dem nachgefragten elektrischen Verbrauch entsprechen, andernfalls weicht die Netzfrequenz im
gesamten Verbundnetz nach oben (zu geringe Nachfrage), bzw. nach unten (zu hohe Nachfrage) ab.
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Diese Abweichungen sind auf der Transportnetzebene durch entsprechende Leistungsflüsse als Ausgleich gekennzeichnet und können in
Extremfällen zur Überlastung der Leitungen und Transformatoren führen. Kommt es daher zu einer Abweichung, die bestimmte Toleranzschwellen
über- oder unterschreitet, muss dies in Rahmen der Netzregelung und über Regelleistung ausgeglichen werden, wobei zwischen den Regelzonen
auch elektrische Energie zwecks Bilanzausgleich ausgetauscht werden kann. Damit kann in einem Verbundnetz die vorgehaltene Regelleistung
geringer als in kleinen Inselnetzen sein. Im Jahr 2010 wurden beispielsweise im Mittel im gesamten UCTE-Verbundnetz ca. 3 GW
Primärregelleistung vorgehalten, der Frequenzgradient der Regelleistung beträgt im europäischen Verbundsystem ca. 20 GW pro Hz Abweichung
der Netzfrequenz. Kommt es aufgrund von Bilanzdefiziten zu einer starken Abweichung der Netzfrequenz von der Nennfrequenz, wie
beispielsweise bei Unterfrequenz, werden Notmaßnahmen ergriffen, welche in Extremfällen neben Stromausfällen zum temporären Auftrennen
des Verbundnetzes in mehrere eigenständige Teilnetze führen kann.
Mögliches Zukunftskonzept
Als europäisches Supergrid wird ein fiktives europaweites Weitverkehrs-Höchstspannungsnetz bezeichnet. Dieses könnte insbesondere zum
Austausch von fluktuierenden, erneuerbaren Energien über weite Entfernungen dienen. So soll es dazu beitragen die regional wetterbedingt
unterschiedliche Erzeugung auszugleichen.
Der Begriff Supergrid bezeichnet ein großräumiges Übertragungsnetz hoher Kapazität, z. B. zur Anbindung der Offshore-Windkraft in der Nordsee
an die Anrainerstaaten (Offshore-Grid).
Technisch sind vermaschte Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungen (HGÜ) hoher Kapazität mit Stand 2011 nicht realisierbar, und beschränken
sich, bis auf wenige Anlagen mit einfachen Abzweigungen, auf Endpunktverbindungen zwischen zwei Stromrichterstationen.
In den üblichen vermaschten Wechselspannungsnetzen basierend mit Drehstrom-Hochspannungs-Übertragung steht neben dem Parameter der
Knotenspannungen auch davon unabhängig die Phasenlage und damit verknüpft die Parameter der Wirkleistung und Blindleistung zur Verfügung.
Allerdings wurde im November 2012 eines der grundsätzlichen Probleme der HGÜ gelöst: Die Firma ABB hat die Entwicklung eines Schalters für
Hochspannungs-Gleichstrom bekannt gegeben. Dadurch werden vermaschte HGÜ zukünftig realisierbar.
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Zukunftsvision für ein
Europäisches Stromnetz
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Aufgaben des Stromnetzes
Transportnetz, Verteilungsnetz
Um die Verbraucher mit elektrischer Energie zu versorgen, benötigt man Leitungen von den Stromerzeugern (Kraftwerken) zu den Verbrauchern.
Dazu verwendet man Stromnetze mit verschiedenen, festgelegten Spannungen; bei Wechselstrom sind auch Frequenzen festgelegt.
In Europa wird die elektrische Energie mittels Dreiphasenwechselstrom mit einer Netzfrequenz von 50 Hz und einer Netzspannung von im
Regelfall bis zu 400 kV im Verbundnetz übertragen.
Erst in der Nähe des Verbrauchers wird sie auf eine Niederspannung mit einem Effektivwert von 230 V (Einphasenwechselstrom) bzw. 400 V
(Dreiphasenwechselstrom) transformiert.
Um große Leistung zu übertragen, werden hohe Spannungen benötigt. Dadurch werden die elektrischen Verluste verringert. Es treten geringere
Stromwärmeverluste auf. Hohe Spannungen sind außerdem leichter zu schalten als hohe Ströme und es können dünnere Kabeladern bzw.
Leiterseile verlegt werden.
Kommunikationsnetz
Freileitungsnetze zur Verteilung von Elektroenergie werden auch zur Nachrichtenübertragung eingesetzt:
• mittels Trägerfrequenzverfahren auf den Leiterseilen
• über die Erdseile
• über mitverlegte Nachrichtenkabel (meist Glasfaserkabel)
Die Nachrichtenübertragung wird von den Energieversorgern selbst verwendet oder auch anderen Nutzern angeboten.
Dabei werden Mess- und Steuerungsinformationen übertragen, mit deren Hilfe in den Leitstellen das Netz gesteuert und überwacht wird.
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Funktion der einzelnen Netze
Das Übertragungsnetz bedient sich der Drehstrom-Hochspannungs-Übertragung (DHÜ, engl. HVAC). Es verteilt die von Kraftwerken erzeugte und
ins Netz eingespeiste Energie landesweit an Leistungstransformatoren, die nahe an den Verbrauchsschwerpunkten liegen. Auch ist es über
sogenannte Kuppelleitungen an das internationale Verbundnetz angeschlossen.
Das in Europa üblicherweise mit 110 kV betriebene Verteilnetz sorgt für die Grobverteilung elektrischer Energie. Leitungen führen hier in
verschiedene Regionen, Ballungszentren zu deren Umspannwerken oder große Industriebetriebe. Abgedeckt wird ein Leistungsbedarf von 10 bis
100 MW.
Das Mittelspannungsnetz verteilt die elektrische Energie an die regional verteilten Transformatorenstationen oder größere Einrichtungen wie
zum Beispiel Krankenhäuser oder Fabriken. Stadtwerke, die ebenfalls kleinere Kraftwerke oft auch mit Kraft-Wärme-Kopplung betreiben, speisen
ihren Strom in das Mittelspannungsnetz.
Die Niederspannungsnetze sind für die Feinverteilung zuständig. Die Niederspannung wird in Europa auf die üblichen 400 V bzw. 230 V
transformiert und damit werden private Haushalte, kleinere Industriebetriebe, Gewerbe und Verwaltungen versorgt. Diese Leitungen werden
auch als die letzte Meile bezeichnet. Kleine – etwa private – Photovoltaikanlagen speisen Überschussleistung auf dieser Niederspannungsebene
ein.
Die Verteiltransformatoren im Mittelspannungsnetz haben im Allgemeinen ein festes Übersetzungsverhältnis. Um trotz der im Laufe eines Tages
auftretenden großen Lastschwankungen die Netzspannung beim Verbraucher in etwa konstant halten zu können, kann das
Übersetzungsverhältnis der Leistungstransformatoren zwischen Hoch- und Mittelspannungsnetz (z. B. 110 kV/20 kV) in Grenzen variiert werden.
Dazu werden von der Primärwicklung mehrere Anzapfungen nach außen geführt. Ein extra dafür gebauter Schalter, ein sogenannter
Stufenschalter, erlaubt das Umschalten zwischen den Anzapfungen, ohne den Transformator dazu abschalten zu müssen. Dieser Vorgang wird
Spannungsregelung genannt. Für die einwandfreie Funktion vieler Geräte muss die Netzspannung innerhalb enger Grenzen gehalten werden. Zu
hohe oder zu niedrige Spannungen können durch Störungen verursacht werden.
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Dreiphasenwechselstrom-Übertragung
Zur Energieübertragung in Stromnetzen werden aufgrund der Materialeinsparung fast ausschließlich Dreiphasensysteme verwendet. Ausnahmen
stellen in einigen Ländern Bahnstromnetze dar, welche historisch bedingt als Einphasennetze aufgebaut sind, und für Verbindung zwischen zwei
Punkten unter speziellen Bedingungen Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ).
Drehstrom kann in Stromnetzen durch Leistungstransformatoren, üblicherweise als Dreiphasentransformatoren in Umspannwerken ausgeführt,
zwischen den verschiedenen Spannungsebenen technisch einfach und mit hohem Wirkungsgrad von über 99 % transformiert werden.
Im Gegensatz zu Gleichstromnetzen können Wechselspannungsnetze und somit auch Dreiphasensysteme als vermaschte Netze oder als Verbundnetz
betrieben werden, wo mehrere Stromerzeuger an verschiedenen Punkten des Netzes Energie einspeisen und an unterschiedlichen Punkten elektrische
Energie für die Verbraucher entnommen wird. Alle Erzeuger müssen dabei synchron arbeiten. Die Steuerung der Leistungsflüsse zur Vermeidung von
Überlastungen einzelner Leitungen erfolgt in vermaschten Netzen über die Einstellung der Knotenspannungen und die Beeinflussung der Blindleistung
über die Phasenlage. Dazu bestehen in den Leistungstransformatoren Stufenschalter für die Spannungssteuerung, für die Blindleistungsflüsse so
genannte Phasenschiebertransformatoren oder Synchrongeneratoren, die als Phasenschieber arbeiten, und Spulen bzw. Kondensatorbatterien zur
Blindleistungskompensation. Seit Ende der 1990er-Jahre kommt zur Leistungsflussbeeinflussung auch Leistungselektronik im Rahmen der FlexibleAC-Transmission-Systems (FACTS) zur Anwendung.
Bei Gleichspannungsnetzen wie HGÜ fehlt die Möglichkeit, über eine Phasenverschiebung wie bei Drehstrom die Leistungsflüsse in einem
Verbundnetz zu steuern. Deshalb kann hohe Gleichspannung derzeit nur für direkte Punkt-zu-Punkt-Verbindungen benutzt werden. Der Vorteil von
hoher Gleichspannung zur Energieübertragung besteht darin, dass die kapazitiven Ladeleistungen bei langen Leitungen oder Erdkabeln keine Rolle
spielen. Deshalb werden HGÜ-Punktverbindungen vor allem bei Freileitungslängen über 750 km und bei Seekabeln von einigen 10 km bis zu einigen
100 km Kabellänge eingesetzt.
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Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung
Die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) ist ein Verfahren der elektrischen Energieübertragung mit hoher Gleichspannung.
Elektrische Energie wird in Kraftwerken fast immer durch Synchron-Generatoren als Dreiphasenwechselstrom der Frequenz 50 Hz bzw. 60 Hz
erzeugt. Die Übertragung großer Leistung, ab etwa 1000 MW aufwärts, über Entfernungen von einigen 100 km über finanzierbare und technisch
handhabbare Leitungsdurchmesser erzwingt sehr hohe elektrische Spannungen von über 400 kV, damit die Stromstärke unter rund 2,5 kA bleiben
kann. Traditionell wird diese Hochspannung bei Wechselstrom im Kraftwerk mit sehr gutem Wirkungsgrad durch Leistungstransformatoren
erzeugt. Am Ende der Freileitung wird sie in Umspannwerken auf niedrigere Wechselspannungen wie 110 kV oder 30 kV heruntertransformiert.
Bei der Wechselstromübertragung ist eine der Grundvoraussetzungen, dass die Kapazität zwischen den Leitungen und Erdpotential klein bleibt,
um die Blindleistung gering zu halten. Bei Freileitungen lässt sich das durch ausreichenden Abstand erreichen, bei Seekabeln über einigen 10 km
Länge erlaubt die kapazitive Belastung keinen wirtschaftlichen Betrieb. In diesem Fall bringt die Übertragung mit Gleichstrom Vorteile, weil es
dabei keine Blindleistung gibt.
Nachteilig ist der – im Vergleich mit einem Transformator – sehr hohe technische Aufwand für hochspannungstaugliche, aufwendige Stromrichter,
die in der sogenannten Konverterhalle oder Stromrichterstation untergebracht sind.
Weiterhin besteht die Schwierigkeit, Leistungsflüsse in vermaschten Verbundnetzen zu steuern. In vermaschten Wechselstromnetzen wird die
Steuerung der Lastflüsse in einzelnen Leitungen durch gezielte Phasenschiebungen und Blindleistungssteuerung gut beherrscht. Diese Möglichkeit
fehlt bei der Gleichstromübertragung, welche grundsätzlich nur Wirkleistung übertragen kann. Deshalb ist die HGÜ bis auf wenige Ausnahmen mit
einfachen Abzweigungen nur auf direkte Verbindungen zwischen zwei Punkten beschränkt. Methoden und Techniken zur Realisierung von
vermaschten Gleichstromnetzen werden derzeit studiert.
Im November 2012 gab die Firma ABB bekannt, einen Gleichstrom-Leistungsschutzschalter für hohe Spannungen und Ströme entwickelt zu haben
und in Pilotprojekten einsetzten zu wollen. Der Aufbau eines vermaschten HGÜ-Netzes würde dadurch erheblich erleichtert. Der Schutzschalter
besteht aus einer Kombination von elektronischen und mechanischen Elementen.
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Bei den verbreiteten Dreiphasendrehstromnetzen sind stets Verbindungen mit mindestens drei Leitersträngen nötig. Demgegenüber kommt die
Gleichstromübertragung mit zwei, bei Nutzung der Erde als zweitem Pol sogar nur einem einzigen Leiter aus. Dies spart sowohl beim
Leitungsmaterial als auch der Freileitungsanlage (Masten und Isolatoren etc.) hohe Kosten.
Die HGÜ erlaubt eine Energieübertragung durch Unterseekabel über lange Strecken. Durch den prinzipbedingten Aufbau eines Kabel mit Außen
Abschirmung in Innenleiter hat ein Unterseekabel im Vergleich zu einer Freileitung einen hohen Kapazitätsbelag. Die Umladung dieser Kapazität
durch Wechselspannung erzeugt Blindströme, die das Kabel zusätzlich belasten. Bei Drehstromleitungen ist eine Blindleistungskompensation der
Leitung erforderlich, damit das Kabel etwa mit der natürlichen Leistung belastet wird. In gewissen Abständen müssen daher
Kompensationsspulen entlang der Leitung installiert werden. Deshalb wird ab etwa 70 km Übertragungslänge unter Wasser die HGÜ eingesetzt.
Die Unterschiede sind im nebenstehenden Bild gezeigt und werden anhand der Übertragung von 1500 MVA über eine Distanz von 500 km
erläutert.
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Bei einer Freileitung beträgt die gesamte Blindleistung 500·3,8 MVA = 1900 MVA (induktiv).
Diese ist also größer als die Wirkleistung, das System ist noch wirtschaftlich.
Bei einem Kabelsystem beträgt die gesamte Blindleistung 500·8 MVA = 4000 MVA (kapazitiv).
Da diese die Wirkleistung mehrfach übersteigt, ist das System sehr unwirtschaftlich.
Bei einer HGÜ beträgt die gesamte Blindleistung 0 MVA.
Bei Gleichstrom tritt der Skin-Effekt nicht in Erscheinung, der bei Wechselstrom zur Stromverdrängung an die Ränder des Leitungsquerschnitts
führt. Daher können die Leitungsquerschnitte besser ausgenutzt werden als bei einer vergleichbaren Wechselstromübertragung.
Bei Gleichspannung treten in der Kabelisolation keine dielektrischen Verluste auf, und Inhomogenitäten führen nicht zu Vorentladungen. Die
Isolierung kann deshalb weniger aufwändig ausgeführt sein als für ein Drehstromkabel. Bei Freileitungen sind bei Gleichspannung die Verluste
durch Koronaentladungen wesentlich geringer als bei einer gleichhohen Wechselspannung; sie erfordern bei Wechselspannung schon bei
niedrigeren Spannungen über etwa 100 kV Bündelleiter, um die Feldstärke an der Leiteroberfläche zu verringern.
Während innerhalb eines Wechselstromnetzes zwingend eine Synchronisierung erforderlich ist, entfällt dies bei der Gleichstromübertragung.
Darüber hinaus muss im Gleichstromnetz die Isolation nicht auf einen Spitzenwert von
ausgelegt werden, da bei Gleichstrom die
Spitzenspannung der Effektivspannung entspricht.
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Komponenten eines Smart Grid
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Kommunikation im Smart Grid
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Aufbau eines intelligenten Stromnetzes (Smart Grid) [Grid = Versorgungsnetz, Verbundnetz, …]
Ein intelligentes Stromnetz integriert sämtliche Akteure auf dem Strommarkt durch das Zusammenspiel von Erzeugung, Speicherung, Netzmanagement
und Verbrauch in ein Gesamtsystem. Kraft- und Speicherwerke werden bereits heute so gesteuert, dass stets nur so viel Strom produziert wird wie
benötigt. Intelligente Stromnetze beziehen in diese Steuerung die Verbraucher sowie dezentrale kleine Energielieferanten und -speicherorte mit ein,
sodass einerseits ein zeitlich und räumlich homogenerer Verbrauch entsteht und andererseits prinzipiell inhomogene Erzeuger (z.B. Windkraft) und
Verbraucher (z.B. Beleuchtung) besser integriert werden können.
Die Stromspeicherung, welche aufgrund der schwankenden Erzeugung erneuerbarer Energien an Bedeutung gewinnt, wird seit langem mit Hilfe von
Speicherkraftwerken realisiert. Hinzu kommen beispielsweise dezentrale Speicher wie Fahrzeugakkumulatoren, was jedoch derzeit noch fernab der
Kostendeckung ist.
Für die Verbraucher ist eine wesentliche Änderung der Einbau von Intelligenten Zählern (auch smart meter). Ihre Kernaufgaben sind Fernauslesung und
die Möglichkeit, kurzfristig innerhalb eines Tages schwankende Preise realisieren zu können. Alle Stromzähler müssen also gegen solche mit
Datenfernübertragung ausgetauscht werden. Die Datenübertragung zwischen den einzelnen Komponenten läuft in Pilotprojekten meist über TelefonModem – das smart power Projekt in der Schweiz arbeitet dagegen bereits mit ADSL Verbindungen.
Der Verbraucher kann jedoch nur dann ohne Komfort-Einbußen Preisvorteile realisieren, wenn er auch über Geräte verfügt, die automatisch
vorzugsweise während Niedertarif-Zeiten arbeiten. Dabei handelt es sich um zeitunkritische Prozesse wie Wärmepumpen mit Latentwärmespeichern,
Tiefkühlen, Heizen (Elektroboiler), Waschen oder Geschirrspülen. Mit Nachtspeicheröfen und festen Nachttarifen wurde dies bereits vor Jahrzehnten
realisiert, moderne Systeme können jedoch flexibler und intelligenter arbeiten, was insbesondere für die Einbeziehung erneuerbarer Energien wichtig
ist.
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Intelligentes Stromnetz
Probleme und Herausforderungen bei intelligenten Stromnetzen
In der Schweiz obliegt die Strommessung dem lokalen Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) im Rahmen des diskriminierungsfreien Netzanschlusses.
Diskriminierungsfrei heißt, dass alle Stromkunden gleiche Bedingungen erhalten (also einzelne Kunden weder Sonderrabatt noch Sonderleistungen beziehen
dürfen).
Die Messinformationen stehen hierbei dem Energielieferanten zu, d. h. sie dürfen derzeit nicht frei zugänglich gemacht werden, insbesondere nicht einem
Wettbewerber. Weiterhin ist bei den gewonnenen Messdaten der Datenschutz zu beachten (denn dadurch lässt sich z. B. anhand des Stromverbrauches der
Kaffeemaschine erkennen, wann jemand morgens aufsteht).
Problematisch ist weiterhin, dass es noch keine überall anerkannten Standards gibt, was gemessen wird, und wie die Daten an ein Ziel übertragen werden.
Deshalb werden derzeit in Versuchsanlagen proprietäre Messsysteme eingesetzt, die nicht einfach miteinander kombinierbar oder austauschbar sind. Nach
der Einführung von Standards ist möglicherweise ein aufwändiger Wechsel der Systeme notwendig. Beim Projekt smart power wird mit in der IKT üblichen
Protokollen gearbeitet. Dadurch lassen sich beliebige nicht proprietäre Systeme kombinieren.
Ein populärer Ansatz zur Vermeidung von unterschiedlichen Standards, bedingt durch den Einsatz von unterschiedlichen Gateways, ist die Harmonisierung
mittels einer offenen Gateway-Plattform OSGi.
Obwohl die Entwicklung und Standardisierung noch läuft, kann man bereits heute ein einfaches eigenes "Smart Grid" bei sich zu Hause installieren. Ein
schönes Beispiel hierfür sind Verbrauchsanzeigegeräte und "StandBy Killer" eines Kantonswerkes der Schweiz. Mit diesen Geräten, die über eine
Funkverbindung kabellos arbeiten, kann der Kunde.

den Stromverbrauch sehen

die aktuelle Leistung

und er kann abends seine Verbraucher (Fernseher, Video usw.) vom Stromnetz trennen (damit spart man zwischen 20 und 30 Euro pro Jahr).
02.07.2013, Alfred Sust
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Intelligenter Zähler
Vorteile
Die intelligenten Zähler bieten die Möglichkeit zum besseren Informations- und Kostenüberblick für den Kunden und bedeuten daher eine
Sensibilisierung für den Stromverbrauch im Haushalt. Weiterhin kann durch den Stromversorger eine kurzfristigere (zum Beispiel monatliche)
Rechnungsstellung gemäß dem tatsächlichen Verbrauch erstellt werden (beispielsweise bei einer Änderung des Tarifs). Gegenüber der bisherigen
Zählerablesung durch einen Mitarbeiter oder Beauftragten des Energieversorgers kann bei diesen Zählern die Ablesung elektronisch erfolgen. Bei einer
automatischen Zählerablesung kann auch Stromdiebstahl reduziert werden. Darüber hinaus kann der Kunde durch das Verschieben des Zeitraum seines
Stromverbrauchs (beispielsweise Waschvorgänge mit der Waschmaschine oder der Wärmepumpe) in Nebenzeiten mit günstigeren Tarifen finanzielle
Vorteile erhalten. Der Energieversorger kann eine bessere Lastplanung durch entsprechende Tarifgestaltung und Anreize zur Verschiebung von
Stromnutzung weg von Spitzenlastzeiten ermöglichen.
Nachteile
Erhöhter Energieverbrauch
Bedingt durch die zusätzliche Kommunikation kommt es, verglichen mit einem bisher üblichen Ferraris-Zähler zu einem höheren Eigenverbrauch.
Datenschutz: gläserner Kunde
Der Schutz der Privatsphäre ist fraglich – es besteht das Risiko, dass der Kunde zum „gläsernen Kunden“ wird, sofern Verbrauchsprofile an den
Stromlieferanten übertragen werden. Erfassung und missbräuchliche Auswertung der Verbrauchsdaten gestatten weitreichende Rückschlüsse über die
Lebensgewohnheiten der Kunden. Aus den Lastkurven lässt sich ablesen: Bewohner steht gegen 6:00 Uhr auf, duscht und frühstückt. Er geht aus dem
Haus und kehrt gegen 18:00 Uhr zurück und kocht. Er wäscht und besitzt einen Wäschetrockner. Kurz vor Mitternacht löscht er das Licht. Die Anzahl der
Personen im Haushalt folgt aus der Dusch- und Waschfrequenz. Genauere Aussagen ergeben sich aus der Korrelation mit dem Wasserverbrauch. Im
Extremfall kann aus den Daten über den Stromverbrauch sogar das konsumierte Fernsehprogramm identifiziert werden. Der Stromverbrauch moderner
Fernseher variiert mit der Bildhelligkeit. Ist die zeitliche Sequenz von Hell-Dunkel-Phasen eines Films bekannt, lässt sich diese Signatur mit der
Verbrauchskurve korrelieren.
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Höhere Kosten für Stromkunden
Weiterhin entstehen dem Stromkunden höhere fixe und/oder variable Kosten (Anschaffungskosten für die Zähler und Bereitstellungskosten für die
erforderliche Infrastruktur). Laut Deutsche Energie-Agentur wurden 2010 je nach Anbieter einmalig 35 bis 100 Euro und jährlich zwischen 60 Euro
und 240 Euro in Rechnung gestellt. Dem stehen im Mittel optimistisch gerechnete Einsparungen von 9 bis 42 Euro gegenüber. Ist des Weiteren ein
paralleles Telekommunikationsnetz notwendig und noch keine DSL-Verbindung vorhanden, verbraucht die permanente DSL-Verbindung (Stand
2009/10) pro Jahr rund 131 kWh, ein Kühlschrank kommt im Vergleich auf weniger als 100 kWh im Jahr. Die höhere Systemkomplexität impliziert
eine höhere Ausfallwahrscheinlichkeit des Systems.
Theoretisch können viele Kunden Teile ihres Stromverbrauchs (zum Beispiel Waschvorgänge mit der Waschmaschine, Wäschetrockner, Sauna,
Speicherheizung) in Nebenzeiten verschieben. Finanzielle Vorteile für Kunden durch Verschieben von Stromverbrauch (zum Beispiel Waschvorgänge
mit der Waschmaschine, Wäschetrockner, Sauna, Speicherheizung) in Nebenzeiten mit günstigeren Tarifen sind fraglich, da Nebenzeiten
gesamtlastabhängig sind, also möglicherweise nur temporär, nicht vorhersehbar und kürzer als ein Geräte-Programmzyklus. Ein durch den Verbraucher
bestimmtes, preisgesteuertes Zu- und Abschalten von Verbraucheranschlüssen mit hohem Energiebedarf ist aus Verbrauchersicht wünschenswert jedoch bestehen derzeit keine praktischen Modelle umgesetzter Interoperabilität zwischen verbraucherseitigen Geräten und intelligenten Zählern.
Weiterhin sind kurzfristige Preisexplosionen durch spekulative oder tatsächlich hohe Gesamtnachfrage beim Anbieter nicht ausgeschlossen.
02.07.2013, Alfred Sust
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Intelligente Zähler ermöglichen den Stromanbietern zielgruppenorientierte Tarife. Zurzeit kann ein Stromanbieter mit jährlicher Verbrauchserfassung
nicht unterscheiden, ob ein Kleinverbraucher das ganze Jahr hindurch gleichmäßig wenig Strom verbraucht (etwa: Kühlschrank im Wochenendhaus)
oder ob er sein Stromverbrauch überwiegend aus Lastspitzen besteht (z.B. Durchlauferhitzer, Sauna). Intelligente Zähler verschaffen dem
Stromanbieter einen großen Informationsvorsprung, den sie zu ihrem Vorteil einsetzen können.
Ängste hinsichtlich tatsächlicher oder vermeintlicher Nachteile "intelligenter Zähler" – insbesondere vermuteter gesundheitlicher Risiken durch
Elektro-Smog – haben in Kalifornien im September 2010 eine Petitionskampagne ausgelöst, die über ein Moratorium zum totalen Verzicht auf diese
Technologie gelangen will. Auch in anderen US-Bundesstaaten wächst inzwischen (2011) der Widerstand gegen geplante Installierungen von Zählern.
Sicherheit
Derzeit liegen kaum Risikoanalysen vor, welche möglichen Gefährdungen für die kritische und strategische Infrastruktur und letztendlich für die
Versorgungssicherheit der Bürger bestehen. Kritisch setzt sich der österreichische Verein „Cyber Security Austria – Verein zur Förderung der IT
Sicherheit Österreichs strategischer Infrastruktur“ mit diesem Thema auseinander. Unter anderem wird auch eine Analyse „Smart Metering –
Auswirkungen auf die nationale Sicherheit“ bereitgestellt.
Siehe hierzu: Das Stromnetz c‘t 2010, Heft 2, Seite 68-73
Fünf nach zwölf c‘t 2013, Heft 15, Seite 16-17
Gefahr im Kraftwerk, Industrieanlagen schutzlos im Internet, c‘t 2011, Heft 13, Seite 78
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Backup (Stromnetz)
im Vortrag berücksichtigte Folien
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In Deutschland lag der Primärenergieverbrauch im Jahr 2011 bei rd. 13.500 Petajoule (PJ) (entsprechend 3.753 Mrd. kWh) und der
Endenergieverbrauch bei rd. 8.000 Petajoule (PJ), (entsprechend 2.220 Mrd. kWh). Die Energiebilanz für die Bundesrepublik Deutschland weist
zwischen Primär- und Endenergieverbrauch Umwandlungsverluste von 35 % aus (Bilanzjahr 2011).
Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V. (AGEB)
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Verteilung Endenergieverbrauch in Deutschland nach Bereichen
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Hausinstallation mit dem Drehstrom
An der häuslichen Steckdose liegt nur jeweils
eine der drei Phasen des Drehstroms
Schematische Darstellung der einphasigen
Stromversorgung im Haushalt:
Jeder Stromkreis - mit Ausnahme des Herds, der als
starker Verbraucher dreiphasig angeschlossen ist - liegt
mit seinem Eingang an einer der drei Phasen und erhält
somit die "Strangspannung" von 230 Volt. Da die
einzelnen Stromkreise je nach Anzahl und Leistung der
gerade angeschalteten Geräte unterschiedlich belastet
werden, entstehen Unsymmetrien zwischen den drei
Phasen, die über den "Neutralleiter" N ausgeglichen
werden.
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"Wer Visionen hat, soll zum Arzt gehen."
(Helmut Schmidt einst im Bundestagswahlkampf 1980)
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Backup (Stromnetz)
im Vortrag nicht berücksichtigte Folien
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Ferranti-Effekt in Hochspannungsnetzen
Der nach seinem Entdecker Sebastian Ziani de Ferranti benannte Ferranti-Effekt tritt in Hochspannungsnetzen auf, wenn lange Freileitungen oder
Kabelstrecken mit hoher Betriebskapazität am abnahmeseitigen Ende durch Ausschalten des Leistungsschalters plötzlich entlastet werden, bzw. eine
am Ende unbelastete Freileitung oder Kabelstrecke eingeschaltet wird. Ferranti entdeckte bei der Inbetriebnahme des Kraftwerkes in Deptford im Jahre
1890 bei den Funktionsprüfungen (Lastabwurf bzw. Wiederinbetriebnahme) betriebsfrequente Spannungserhöhungen an den Freileitungsabgängen.
Ferranti-Effekt für eine 380-kV-Leitung bei 50 Hz (mit L = 1,01 mH/km und C = 11,48 nF/km)
Länge
Überhöhung
100 km
0,6 %
200 km
2,3 %
300 km
5,4 %
400 km
9,9 %
Durch den Ferranti-Effekt treten betriebsfrequente Spannungsüberhöhungen infolge des kapazitiven Ladestroms auf, die von dem Blindwiderstand
(Reaktanz) der Freileitung oder der Kabelstrecke abhängen. Damit wird die Netzspannung UE am unbelasteten Ende der Leitung um einen Faktor größer
als die Netzspannung am Einspeisepunkt.
Die Spannungserhöhungen nehmen zu, je länger die unbelastete Freileitung oder Kabelstrecke l und der damit steigende kapazitive Blindwiderstand XC
der Leitung ist. Der induktive Blindwiderstand XL wirkt sich, wie auch der ohmsche Belag der Leitung, reduzierend aus. Beim Zuschalten einer
unbelasteten Freileitung oder Kabelstrecke treten noch zusätzlich transiente Vorgänge (Schaltüberspannungen) auf. Wirkt gleichzeitig noch ein
einpoliger und durch die Erdschlusskompensation kompensierter Leiter-Erde-Fehler, werden die Spannungsüberhöhungen durch den zusätzlichen
Erdfehlerfaktor beträchtlich gesteigert, was zu einer Zerstörung von Anlageteilen führen kann.
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Stromnetze Polen und Tschechien wehren sich gegen deutschen Windstrom
Schon länger nimmt in Norddeutschland aus Windkraft erzeugter Strom für den Weg nach Süddeutschland einen Umweg – über Tschechien und
Polen, und überlastet immer häufiger dort die Netze. Fällt diese Trasse weg, muss Atomstrom aus Tschechien und Frankreich importiert werden.
Am 19. Februar war es wieder so weit. Über das tschechische Hochspannungsnetz wälzten sich 2000 MW "deutsche" Elektroenergie. Normal sind es
1000 MW. Der tschechische Netzbetreiber, die staatlich kontrollierte CEPS, musste alle Anstrengung aufwenden, um einen Kollaps der Leitungen zu
verhindern. "Das Sicherheitskriterium n-1 war über mehrere Stunden nicht erfüllt", unterstreicht CEPS-Vorstand Miroslav Vrba den Ernst der Lage.
Es soll gewährleisten, dass der Ausfall einer Leitung oder eines Transformators nicht auf andere Netzanlagen übergreift und so eine Kettenreaktion
auslöst.
Dabei hatte CEPS Glück, denn im Nordosten Deutschlands herrschte an jenem Sonntag Flaute. Gut 11 000 MW Windkraft sind dort installiert, bei
gutem Wind erzeugen diese Anlagen einen beachtlichen Energiefluss, der schon länger mangels ausreichender innerdeutscher Leitungen über Polen
und Tschechien nach Süden transportiert wird.
Doch mit der Abschaltung von acht deutschen Atomkraftwerken im März letzten Jahres hat sich die Lage verschärft. Die Frequenz der
Krisensituationen ist seitdem stark gestiegen und hält manchmal tagelang an, heißt es unisono bei CEPS und dem polnischen Netzbetreiber PSE
Operator (PSE-O).
Polen und Tschechien wollen nicht für deutsche Versäumnisse büßen
Der im Süden Deutschlands fehlende Strom muss durch Kapazitäten aus anderen Teilen der Republik ersetzt werden, die größtenteils im Nordosten
liegen. Doch die bestehenden Leitungen von Nordost nach Süd sind dafür nicht ausgelegt und der Bau neuer Trassen kommt nur schleppend voran.
Also nimmt der Strom den Umweg des geringsten Widerstands über Polen und Tschechien. Das ist üblich, abgesichert durch internationale Verträge,
doch die Nachbarn im Osten sind immer weniger gewillt, mit ihren Netzen für deutsche Versäumnisse geradestehen zu müssen.
Um eine Überlastung zu vermeiden, steuern die Netzbetreiber gegen. Durch das Drosseln und Anfahren von Kraftwerksleistungen, dem
sogenannten Redispatch, wird der Stromfluss umverteilt. Doch das verursacht Kosten, die letztlich polnische und tschechische Verbraucher tragen
müssen.
02.07.2013, Alfred Sust
Stromnetz
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Polen zieht die Reißleine
Deshalb zieht Polen nun die Reißleine. "Im Zuge der Modernisierung der Umspannwerke in Krajnik und Mikulow planen wir den Einbau von
Phasenschiebern", erklärt PSE-O-Sprecher Slawomir Smoktunowicz. Dort enden die Kuppelleitungen aus dem brandenburgischen Vierraden und dem
sächsischen Hagenwerder. Die Vorbereitungen sind in vollem Gange. Smoktunowicz nennt 2014 als Jahr der Inbetriebnahme.
Mit diesen Phasenschiebern, der Spezialform eines Transformators, lässt sich der Stromfluss je nach Bedarf hoch- oder runterregeln. Diese Querregler
sind nicht billig, sie haben eine Abschreibung von 40 Jahren. Und sie würden den parallel geplanten Ausbau der Kuppelleitung Vierraden-Krajnik ad
absurdum führen.
"Darüber wird noch verhandelt", reagiert 50Hertz-Sprecher Volker Kamm zurückhaltend auf die polnischen Pläne. 50Hertz betreibt das angrenzende
ostdeutsche Höchstspannungs-Übertragungsnetz. Kramm hofft, die Polen letztendlich zu überzeugen. Im Gespräch ist eine stärkere Beteiligung am
Redispatch.
Kommen die Phasenschieber, würde das den Druck auf das deutsche Netz erhöhen. Um Überlastungen zu vermeiden, werden vermehrt in Deutschland
Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Quellen vom Netz genommen, obwohl diese Kapazitäten erst zuletzt abgeschaltet werden dürfen.
2011 war dies laut 50Hertz bereits an 46 Tagen im Jahr so. "Das ist klimapolitischer und volkswirtschaftlicher Unsinn", wettert Kamm. Der dann
fehlende, öffentlich gestützte Strom aus erneuerbaren Energien – für den ein Ausfall an die Anlagenbetreiber gezahlt werden muss – müsste in
Süddeutschland durch Atomstrom aus Tschechien und Frankreich ersetzt werden.
Deutschland muss den Netzausbau zügig vorantreiben
Das dürfte ein Grund für die Zurückhaltung Prags beim dem Thema sein. Premierminister Petr Necas hatte Phasenschieber kürzlich in Berlin
sogar als "nicht adäquat" abgehakt. Das Land exportiert jedes Jahr mehr Energie. 2011 waren es mehr als 17 TWh. Und mit dem geplanten
Ausbau des KKW Temelín könnte der Export weiter steigen. Dafür kann Tschechien keinen Zwist mit dem deutschen Nachbarn gebrauchen.
Insofern passt die polnische Initiative ins Konzept. "Der Einbau eines Phasenschiebers an der deutsch-polnischen Grenze schützt auch den
polnisch-tschechischen Übergang", bestätigt CEPS-Vorstand Vrba. Denn während man sich an der eigenen Grenze mit Deutschland den Strom
mit einer Kette von Kohlekraftwerken vom Leibe hält, dringt er über den polnischen Umweg ungehindert nach Tschechien.
In einem sind sich alle drei benachbarten Netzbetreiber einig: Deutschland muss den geplanten Bau neuer Leitungen zügig umsetzen.
02.07.2013, Alfred Sust
Stromnetz
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Transformator
Turbine
02.07.2013, Alfred Sust
Umspannwerk
Hochspannungstrassen
Walchenseekraftwerk-1 Turbinenhalle
Stromnetz
Hoover Dam Generator
Turbinenhalle
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Kenngrößen des Wechselstroms
Unter dem Effektivwert versteht man in der Elektrotechnik den quadratischen Mittelwert einer zeitlich veränderlichen
physikalischen Größe.
Die Darstellung für sinusförmige
Wechselspannung gilt entsprechend auch für
den Strom.
1 = Scheitelwert
2 = Spitze-Spitze-Wert
3 = Effektivwert
4 = Periodendauer
links Sinusgröße; rechts quadrierte Sinusgröße mit zugehörigem Mittelwert
(gestrichelt)
02.07.2013, Alfred Sust
Stromnetz
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Wechselstrom
Phasenverschiebung kapazitiv
Phasenverschiebung induktiv
Leistung-ohmisch
Leistung-induktiv
Zeitlicher Verlauf von
Spannung u, Strom i und
Leistung p bei rein
ohmschem
02.07.2013, Alfred Sust
Zeitlicher Verlauf von Spannung u,
Strom i und Leistung p bei rein
induktivem Verbraucher
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02.07.2013, Alfred Sust
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02.07.2013, Alfred Sust
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02.07.2013, Alfred Sust
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Zeitlicher Verlauf der Spannungen in einem Dreiphasensystem
Eine bedeutsame Schaltung der Drehstromtechnik ist die Sternschaltung mit einem Mittelpunkt, der mit einem Neutralleiter N verbunden wird. Dieser führt bei
gleichmäßiger Belastung der drei Außenleiter keinen Strom, bei ungleichmäßiger Belastung lediglich die Differenz der Ströme. Eine weitere wichtige Schaltung ist
die Dreieckschaltung, in der kein Neutralleiter vorkommt.
In Dreiphasensystemen wird die Spannung zwischen zwei beliebigen Außenleitern als verkettete Spannung bezeichnet, die Spannung zwischen dem Neutralleiter
und einem beliebigen Außenleiter als Sternspannung. Die Effektivwerte dieser Spannungen stehen zueinander über ein fixes Verhältnis in Bezug, das als
Verkettungsfaktor bezeichnet wird und bei Dreiphasensystemen immer den Wert
aufweist. In der in Niederspannungsnetzen in Europa üblicherweise
verwendeten Spannungen beträgt der Nennwert der Sternspannung 230 V, womit sich zwischen zwei Außenleitern eine verkettete Spannung von
ergibt. Die Spannungen von Dreiphasensystemen werden gemäß DIN 40108 nach dem Effektivwert der verketteten Spannung benannt, für die in Europa üblichen
Niederspannungsnetze beispielsweise als „400-V-Drehstromnetz“.
02.07.2013, Alfred Sust
Stromnetz
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Bewertung der Energiewende
Vorteile
1. Erhöhung der Versorgungssicherheit durch Dezentralität. Die zunehmende dezentrale Stromerzeugung durch die Energiewende erhöht die Netzstabilität. Der Ausfall
einzelner, kleiner Erzeugereinheiten kann besser kompensiert werden als ungeplante Ausfälle von Großkraftwerken. Da allerdings ein Teil der regenerativen Energieerzeuger
fluktuierend ins Stromnetz einspeist, können Maßnahmen wie Freileitungs-Monitoring und die Einführung eines Smart Grids notwendig werden, um die Spannung des
Stromnetzes stabil zu halten. Auch Virtuelle Kraftwerke, in denen verschiedene regenerative Energieerzeuger sowie gegebenenfalls Abnehmer intelligent vernetzt sind,
tragen zur Versorgungssicherheit bei. Zudem können Erneuerbare Energien, insbesondere Photovoltaik, einspringen, wenn konventionelle Kraftwerke im Sommer aufgrund
einer zu großen Flusserwärmung durch abgegebenes Kühlwasser gedrosselt bzw. ganz heruntergefahren werden müssen, ein seit längerem bekannter Effekt, der mit
Verstärkung der Globalen Erwärmung immer häufiger auftreten wird.
2. Demokratisierung von Produktions- und Distributionsstrukturen (Energiegenossenschaften, Energieautonome Regionen)
3. Vermeidung von Umweltzerstörung bzw. Umweltverschmutzung beim Abbau fossiler Energieträger (siehe Erdölgewinnung, Erdgas, Steinkohlenbergbau,
Braunkohlebergbau) bzw. beim Fördern von Uran („Uranabbau“)
4. Vermeidung von Atommüll und von weiteren Risiken der Kernenergie
5. Verringerung der Treibhausgas- und Schadstoffemissionen fossiler Energien
6. Schonung begrenzter Ressourcen wie Erdöl (Peak Oil), Erdgas und Kohle, deren Reichweiten (Stand 2009) 41, 62 bzw. 124 Jahre betragen
7. Größere wirtschaftliche und politische Unabhängigkeit von Exporteuren fossiler Energieträger bzw. von Uranexporteuren
8. Verminderung der wirtschaftlichen Risiken einer Energieknappheit bzw. einer Energiekrise (z. B. Ölkrise) durch praktisch unbegrenzte Primärenergie
9. Vermeidung von Ressourcenkonflikten, z. B. Ressourcenkriegen
10. Volkswirtschaftliche Vorteile durch eine langfristig betrachtet günstigere Energieversorgung
11. Erhöhung der inländischen Wertschöpfung durch Verringerung von Energieimporten: So betrug die Nettoimportabhängigkeit in Deutschland 2010 laut
Bundeswirtschaftsministerium bei der Kernenergie 100 %, bei Naturgasen 81,8 %, bei Mineralöl 97,8 % und bei der Steinkohle 77,0 %. Im Jahr 2011 waren die Erneuerbaren
Energien mit einem Anteil von 35 % an der heimischen Primärenergieerzeugung nach der Braunkohle mit 38,5 % Anteil und mit großem Abstand vor Erdgas mit 10,0 % der
zweitwichtigste heimische Energieträger. Beispielsweise importierte Deutschland in den ersten 9 Monaten des Jahres 2012 68,9 Mio. Tonnen Erdöl im Wert von 44,7 Mrd.
Euro.
12. Da kleinere Kraftwerke ihre Leistung schnell dem Bedarf anpassen können, das Höchstspannungsnetz entlasten, den Abstand zwischen Verbraucher und Kraftwerk
reduzieren und zwangsläufig eine höhere Anzahl von Kraftwerken bedingen, wird zudem die Netzsicherheit verbessert.
02.07.2013, Alfred Sust
Stromnetz
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Bewertung der Energiewende
Nachteile
1. Die Produktion von Windkraft, Solar- und in geringerem Maße von Wasserkraftanlagen ist aufgrund ihrer Wetterabhängigkeit deutlich weniger planbar als die von
konventionellen Kraftwerken. Um die real benötigte Leistung zu decken, muss daher auf Speichertechnologien, sowie einen Mix von Kraftwerkstypen und eine geographisch
weit verteilte Aufstellung der Anlagen zurückgegriffen werden. Problematisch ist dabei in Deutschland der Bau von grundlastfähigen Kraftwerken für die Übergangszeit bis
zu einer regenerativen Vollversorgung (ca. 2050) geworden. Insbesondere die Abschaltung von Kernkraftwerken in Süddeutschland führte zur Notwendigkeit der
Erweiterung bestehender bzw. des Neubaus von Gaskraftwerken, bis genügend Speicher errichtet sind. Allerdings halten die niedrigen Börsenstrompreise durch den Ausbau
der Erneuerbaren Energien die Stromunternehmen derzeit von der Errichtung von Gaskraftwerken eher ab. Seitens der Stromwirtschaft wird hierfür sogar die Zahlung von
staatlichen Zuschüssen geltend gemacht.
2. Bestimmte Arten von Speichertechnologien wie Pumpspeicherkraftwerke haben einen großen Flächenverbrauch.
3. Eine regionale Energiewende in den entwickelten Industriestaaten ohne übergeordnetes internationales Klimaabkommen verkennt das derzeitige globale
Allokationsproblem fossilen Energieverbrauchs. Selbst wenn einige Vorreiterländer ihre Energiegewinnung in Richtung CO2-Minimierung oder Vermeidung optimieren, lässt
sich dadurch der anthropogene globale CO2-Eintrag in die Atmosphäre nicht reduzieren, falls die Emissionen den Marktbedingungen folgend in andere Staaten verlagert
werden, beispielsweise durch Verlagerung der Produktionsinfrastruktur in energiepreisgünstige Regionen der Schwellen- und Entwicklungsländer. Die hierfür notwendigen
Mechanismen des Emissionshandels existieren auf internationaler Ebene jedoch noch nicht in ausreichendem Maße. Ausweislich des Jahresberichts der EU-Kommission
und einer Studie des niederländischen Umweltforschungsinstituts PBL stiegen die CO2-Emmisionen der exportorientierten Volksrepublik Chinas im Vergleich der Jahre 2010
und 2011 um 9 % auf 7,2 Tonnen pro Jahr und Einwohner. Damit hat China das derzeit leicht fallende CO 2-Eintragsniveau der Europäischen Gemeinschaft in Höhe von
derzeit 7,5 Tonnen pro Jahr und Einwohner fast erreicht. Im Vergleich hierzu stieg der weltweite CO 2-Eintrag um 3 %. D. h. energiepreisgünstig, jedoch CO2-emissionsintensiv
in den Schwellenländern produzierte Güter werden in die industriell hoch entwickelten Regionen exportiert.
4. Die Photovoltaik ist derzeit (2012) noch deutlich teurer als fossile Energien (und auch als Windenergienutzung), bislang sind die Preise allerdings stetig gesunken (siehe
Einspeisevergütung). Ausgelöst wurde diese Preisreduktion durch eine starke Ausweitung der Produktion, durch daraus resultierenden Skaleneffekte, die starke Konkurrenz
und technische Weiterentwicklungen ('Lernkurve'). Man rechnet mit weiter sinkenden Kosten pro erzeugtem Kilowatt, auch durch eine Verbesserung des Wirkungsgrades.
Auch die Kosten für Windstrom sind in den letzten Jahren stark gesunken und werden voraussichtlich weiter sinken. Zudem kommen immer mehr WEA in ein Alter, in dem
sie abgeschrieben sind und dann aus diesem Grund günstiger Strom produzieren können.
5. Flächen- und Nutzungskonkurrenz zwischen Nahrungsmittelerzeugung und Energiepflanzenanbau. In den Industrieländern zunehmend verwendeter Biosprit wird als
Mitursache für die zeitweilige starke Verteuerung von Nahrungsmitteln Ende 2007 (sogenannte Tortilla-Krise) angesehen. Daher wird der Einsatz einiger Bioenergien (z. B.
Biokraftstoffe wie Bioethanol aus Maisstärke) in Frage gestellt bzw. abgelehnt. Eingewandt wird dagegen, dass die Nahrungsmittelpreise nach 2007 auf in etwa vorherige
Werte absanken (siehe FAO Food Price Index). Ein weiterer Ausbau der Bioenergien und der steigende Nahrungsmittelbedarf durch die steigende Weltbevölkerung
verschärfen jedoch diese Nutzungskonkurrenz. Zudem sind auch ökologische und andere Aspekte von Bedeutung. In der Zeit von 2007 bis Anfang 2012 verteuerten sich in
Deutschland landwirtschaftliche Grundstücke im Schnitt um 25 % – in Ostdeutschland sogar um mehr als 85 %, im Westen um rund 13 %. Es findet laut Bauernverband ein
Verdrängungswettbewerb zwischen landwirtschaftlicher Nahrungs- und Energieproduktion statt.
02.07.2013, Alfred Sust
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02.07.2013, Alfred Sust
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Windkraft Deutschland - Halbjahresbericht. Mit knapp 17% Auslastung des gewaltigen Maschinenparks mit über 32.000 MW
Spitzenleistung wahrlich kein überragendes, aber auch kein überraschendes Ergebnis!
Datenquelle für die Grafiken: EEX
02.07.2013, Alfred Sust
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