Zusammenfassung
Einen wesentlichen Baustein der Energiewende stellt die Realisierung von angebots- und nachfrageseitigen Flexibilitätsoptionen dar. Sie ermöglicht u. a. eine bestmögliche Abstimmung zwischen Stromerzeugung und -nachfrage. Anhand von konkreten Gebäudekomplexen in „aspern Die Seestadt Wiens“ werden einerseits die technischen Gegebenheiten der installierten Komponenten charakterisiert und andererseits – über die Darstellung der möglichen Flexibilitätsoptionen hinaus – die Herausforderungen bei der Umsetzung eines gezielt „netzfreundlichen“ Flexibilitätsmanagements aufgezeigt.
Die Ergebnisse erster Messungen verdeutlichen, dass beispielsweise die PV-Einspeisung (rund 220 kWp) in Kombination mit dem installierten elektrischen Speicher (ca. 120 kWh) zwar hervorragend zur Optimierung des Eigenverbrauchsanteils herangezogen werden kann, sich jedoch ohne entsprechende Speicherbewirtschaftung keine Reduktion der Netzauslastungen ergibt. Durch „externe Trigger“ wie Strompreissignale kann es darüber hinaus temporär sogar zu weitaus stärkeren Lastspitzen kommen.
Neben der Darstellung der angedeuteten Problematik werden ferner die geplanten Lösungsansätze für ein „netzfreundliches Flexibilitätsmanagement“ präsentiert sowie die Notwendigkeit entsprechender Monitoringsysteme (u. a. zur laufenden Netzüberwachung) und Einspeise- bzw. Lastprognosen aufgezeigt.
Abstract
One of the ambitious goals of the energy turnaround represents the realization of supply and demand side flexibility options to match the power generation and demand optimally to each other. On the basis of concrete building complexes in “aspern Die Seestadt Wiens” on the one hand the technical conditions of the installed components are characterized and on the other hand the challenges of implementing a targeted “grid friendly” flexibility management highlighted.
The results of the first measurements show that for example, the PV feed (220 kWp) in combination with the installed electrical storage (about 120 kWh) can excellently be used for the optimization of self-consumption share. However, it follows without proper memory management, no reduction of the traffic loads. By “external trigger” such as electricity price signals may temporarily even result in stronger load peaks.
In addition to the outlined problems the proposed solutions will also be presented for a “grid friendly flexibility management”. Furthermore, the need to implement appropriate monitoring systems (for continuous network monitoring) and feed-in or load forecasts are presented.
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Notes
Joint Venture zwischen Siemens, Wien Energie, Wiener Netze, Wiener Wirtschaftsagentur und Wien 3420 Aspern Development.
„aDSM“ – Aktives Demand-Side-Management durch Einspeiseprognose, FFG-Forschungsprojekt, NE2020, 5. AS, Projektnummer: 834612, Endbericht, Wien 2014 (doi:10.13140/RG.2.1.2342.1924).
Eine Kombination aus PV- und thermischen Kollektor.
Tauchsieder, welche alternativ zur angeschlossenen Fernwärme für die Warmwasseraufbereitung eingesetzt werden können.
Neben dem Smart Building Testbed, welches die Gebäude inkl. aller darin befindlichen Komponenten darstellt, beinhaltet das Smart Grid Testbed alle netzrelevanten Komponenten. Zusammen bilden sie das ASCR Testbed.
INTEGRA – Integrierte Smart Grid Referenzarchitektur lokaler intelligenter Verteilnetze und überregionaler virtueller Kraftwerke, FFG-Forschungsprojekt, Projektnummer: 838793.
Literatur
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Danksagung
Teile dieser Aktivitäten werden im Smart City-Leitprojekt „SC Demo Aspern“ mit Hilfe der Förderung durch den Klima- und Energiefonds durchgeführt.
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Litzlbauer, M., Schuster, A., Einfalt, A. et al. Netzfreundliches Flexibilitätsmanagement in zukünftigen Energiesystemen. Elektrotech. Inftech. 133, 362–370 (2016). https://doi.org/10.1007/s00502-016-0443-5
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