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Mit dem im Januar 2018 in Kraft getretenen Energiegesetz hat die Schweiz entschieden, schrittweise aus der Nuklearenergie auszusteigen sowie die Nutzung erneuerbarer Energieträger zu fördern, zudem soll in den Sektoren Gebäude, Mobilität und Industrie die Energieeffizienz gesteigert werden. Des Weiteren hat der Bundesrat im August 2019 beschlossen, dass die Schweiz bis 2050 netto keine Treibhausgase mehr ausstossen soll. Weil 2018 rund 36% der Stromproduktion durch Kernkraftwerke und nur 4% durch neue erneuerbare Energien wie Photovoltaik (PV) und Wind geleistet wurden [1], steht das schweizerische Energie-system somit vor mehreren grossen Herausforderungen.
Eine Herausforderung ist, dass der durch Kernkraftwerke produzierte Bandstrom durch den starken Ausbau volatil anfallender Sonnen- und Windenergie kompensiert werden muss. Diverse Studien haben mittlerweile gezeigt, dass der wegfallende Bandstrom durch von PV erzeugten Strom über ein Jahr mehr als kompensiert werden kann. Somit kann auch der erwartete Anstieg des Stromverbrauchs durch Elektromobilität und Wärmepumpen gedeckt werden, die wesentliche Beiträge zur Dekarbonisierung der Transport- und Wärmesektoren leisten müssen, wenn bis 2050 netto keine Treibhausgase mehr ausgestossen werden sollen.
Eine weitere Herausforderung ist, dass der durch PV produzierte Strom nicht nur den jährlichen, sondern auch den augenblicklichen Bedarf decken muss. Dieser weist innerhalb eines Tages, einer Woche und eines Jahres erhebliche Schwankungen auf. Damit die fluktuierende Stromproduktion durch PV stets mit dem Verbrauch in Einklang gebracht werden kann, muss das Energiesystem mit Flexibilitätsoptionen ausgerüstet sein, die es erlauben, Energie zwischen Tag und Nacht, zwischen Arbeitstagen und Wochenenden und zwischen Sommer und Winter zu verschieben. Eine Flexibilitätsoption ist der Stromhandel mit Nachbarstaaten, wodurch bereits jetzt im Sommer überschüssiger Strom exportiert und im Winter importiert wird. Eine weitere Flexibilitätsoption, die in Zukunft zusätzlich an Bedeutung gewinnen wird, ist die Energiespeicherung. Es gibt eine breite Palette an Speichertechnologien von unterschiedlicher Reife, die sich u. a. durch Effizienz, Kapazität, Lade-/Entladeleistung und Investitionskosten unterscheiden. Speicherseen und Pumpspeicher tragen bereits heute massgeblich zur Flexibilisierung des Stromangebots bei. Batterien werden zunehmend zur Speicherung von moderaten Energiemengen eingesetzt (s. z. B. die EKZ-Batterie in Volketswil). Um überschüssigen Strom entweder in den Winter zu verlagern oder sonst sinnvoll einzusetzen, sind Power-to-X-(PtX-)Technologien von Interesse. Unter diesen Sammelbegriff fallen Power-to-Gas-(PtG-) und Power-to-Liquid- (PtL-)Technologien, die zuerst durch Elektrolyse Wasserstoff und danach allenfalls Methan und andere Kohlenwasserstoffe herstellen, wie auch Power-to-Heat-(PtH-)Technologien, die mittels Wärmepumpen Wärme erzeugen und speichern. PtG-Technologien werden intensiv am Paul Scherrer Institut (PSI) erforscht, weil sie die Kopplung der Strom-, Transport-, Wärme- und Gassektoren ermöglichen [2]. Wenn die Sektorkopplung auf lokaler Ebene stattfindet, wie z. B. in Quartieren, spricht man oft von Multienergiesystemen. Ein Beispiel eines Multienergiesystems ist das «vertikale Quartier» NEST zusammen mit den beiden Plattformen move und ehub an der Empa. Dort kann z. B. der durch PV erzeugte Strom nicht nur zur Deckung des momentanen Eigenbedarfs benützt oder ins Verteilnetz eingespiesen werden, sondern er kann auch in einer Batterie oder entsprechend umgewandelt als Wärme, Wasserstoff oder Methan gespeichert werden.
Multienergiesysteme ermöglichen nicht nur die Sektorkopplung und damit eine verstärkte Nutzung erneuerbarer Energiequellen und die Dekarbonisierung, sondern sie bedeuten auch eine Dezentralisierung der Energieversorgung. Besonders wenn sich Multienergiesysteme stärker verbreiten und Strom, Wärme und Gas in entsprechende lokale Netze eingespiesen werden können, stellt diese Dezentralisierung eine grosse Herausforderung für das schweizerische Energiesystem dar: Jetzt wird z. B. Strom hauptsächlich durch wenige grosse Kraftwerke produziert und über das Übertragungs- und Verteilnetz zu Konsumenten geleitet. Multienergiesysteme stellen diesen Vorgang auf den Kopf: Durch vergleichsweise kleine lokale Systeme wird Strom lokal produziert und der Überschuss ins Verteilnetz eingespiesen. Mit anderen Worten: «centralized, top-down» wird durch «decentralized, bottom-up» ergänzt oder evtl. sogar ersetzt. Um die Auswirkungen dieser fundamentalen Änderungen besser zu verstehen, ist eine Forschungsplattform notwendig, die es erlaubt, die Interaktion der verschiedenen für zukünftige Multienergiesysteme relevanten Technologien zu studieren.
Mit der Renewable Management and Real-Time Control Platform (ReMaP) soll die Untersuchung von zukünftigen Energieversorgungssystemen, besonders Multienergiesystemen auf Quartierebene, möglich gemacht werden.
1. Wissenschaftler, Ingenieure und Techniker aus Universitäten, Hochschulen und Industrie können mit der Plattform in Smart Grids eingebettete Technologien zur Umwandlung und Speicherung von Energie untersuchen und weiterentwickeln.
2. Instruktoren können mit der Plattform die nächste Generation von Wissenschaftlern, Ingenieuren und Technikern ausbilden, die notwendig ist, um das Ziel eines dekarbonisierten schweizerischen Energiesystems zu erreichen.
3. Behörden, Politiker und die breite Bevölkerung können anhand der Plattform den Betrieb und die Vorteile von Multienergiesystemen erleben.
Um diese Plattform zu erstellen, haben sich die ETH Zürich, die Empa, das PSI und die industriellen Partner smart grid solutions (SGS) AG und Adaptricity AG zu einem Konsortium zusammengeschlossen. Das Konsortium wird durch weitere industrielle Partner, die Supercomputing Systems (SCS) AG und die National Instruments, unterstützt. Die Erstellung und erste Versuche mit der Plattform werden in einer ersten Projektphase von Oktober 2019 bis Juni 2021 vom Bundesamt für Energie, ETH Zürich, ETH Foundation, Empa, PSI, SGS, Adaptricity AG und National Instruments mit insgesamt 7,96 Mio. Franken unterstützt.
Ein wichtiges Merkmal des ReMaP-Projekts ist, dass die Plattform nicht von Grund auf neu erstellt wird. Stattdessen baut ReMaP auf den bestehenden Plattformen ehub der Empa und ESI des PSI auf und verbindet und erweitert sie. Durch ReMaP können ehub und ESI und die darin integrierten Komponenten wie PV-Module, Batterien, Wärmepumpen, Elektrolyseure, Brennstoffzellen u. a., siehe Figur 1, einer breiteren Gemeinschaft von Wissenschaftlern, Ingenieuren und Technikern aus Universitäten, Hochschulen und Industrie zugänglich gemacht werden.
ehub ist die Energieforschungsplattform der Empa und vernetzt die beiden Demonstratoren NEST und move. Gemeinsam stellen diese ein reales Quartier dar, in welchem Energie erzeugt, transportiert, gespeichert und umgewandelt wird. Über ehub kann das ReMaP-Projekt dieses Experimentalquartier und die vorhandenen Technologien für eigene Forschungsfragen nutzen.
Das «vertikale Quartier» NEST [3] ist ständig belebt (Fig. 2). Es beinhaltet Wohnungen, Büros und Freizeitanlagen. move [4] ist als Tankstelle der Zukunft konzipiert und bietet die Möglichkeit, Treibstoffe aus erneuerbarer Energie zu tanken (Fig. 3). Diese Umgebung lässt es zu, dass unterschiedliche Nutzungsarten von Energie ausgewertet werden können. Mehrere Tausend Messpunkte liefern kontinuierlich Daten, die sowohl live als auch zur späteren Modellierung und Analyse zur Verfügung stehen. Neben Wärmepumpen, Batterien, Solaranlagen und Elektrotankstellen stehen auch ein Elektrolyseur und Brennstoffzellen zur Verfügung.
Im ReMaP-Projekt stellt das PSI über einen weiteren Kanal der Forschung und Industrie seine Expertise sowie die ESI-Plattform (ESI steht für «Energy System Integration») für die Entwicklung von Prozessen zur Energieumwandlung und Speicherung zur Verfügung (Fig. 4). Die Plattform im 100-kW-Massstab hat den Fokus auf Power-to-Gas-to-Power-Prozessen mit synthetischem Methan und/oder Wasserstoff sowie auf Produktionsprozessen für biogenes Methan (Biogas). Das Ziel ist, Biomassen effizient und flexibel in das Energiesystem einzubinden, sowie grosse Energiemengen effizient speicherbar zu machen, die dann bei Bedarf in geeigneter Form wieder bereitgestellt werden können und damit zur Lösung grosser Herausforderungen (z. B. saisonale Speicherung oder Sektorkopplung) im zukünftigen Energiesystem beitragen.
Die über ReMaP angebundenen und grösstenteils vom PSI in Partnerschaften entwickelten Kernsysteme der ESI-Plattform sind die PEM (Polymer-Elektrolyt Membran) Elektrolyse, H2-, O2- und CO2-Speicher, PEM-Brennstoffzellen, Wirbelschicht-Methanisierung, Mikrogasturbine (Blockheizkraftwerk, BHKW) sowie Anlagen zur hydrothermalen Vergasung wässeriger Biomasse. Zudem ist das Gebäudeleitsystem des PSI an die Steuerung der ESI-Plattform angebunden. Damit kann weitere Infrastruktur wie die Photovoltaikanlagen auf PSI-Gebäuden oder das Wärmenetz zugänglich gemacht
werden.
Mit den angebundenen Anlagen am PSI kann bereits heute durch ReMaP die Kombination mit den angebundenen Anlagen an der Empa erfolgen. So kann z. B. mit der Verbindung zum Mobilitätsdemonstrator move der Empa die Sektorenkopplung zwischen Stromnetz und Mobilität über das Speichermedium Wasserstoff in unterschiedlichen Konfigurationen getestet werden.
Das Herzstück von ReMaP ist das Control Framework (CFW), siehe Figur 5, das die Kommunikation zwischen Plattformnutzer, der Hardware an Empa und PSI sowie den Simulationsumgebungen übernimmt. Die Architektur setzt auf ein cloudbasiertes Multi-User-System, welches das Modellieren, Simulieren, Emulieren und Steuern von Multienergiesystemen ermöglicht. Dabei kommt die Venios Energy Platform (VEP) zum Einsatz, welche die geforderten Funktionalitäten dank der folgenden Attribute erfüllt:
– Ein einheitliches Archiv zur Speicherung von Daten aus Messungen und Simulationen. Dazu verwendet VEP eine NoSQL-Datenbank, welche die Vorteile einer hohen Skalierbarkeit und Flexibilität bietet.
– Ein einheitliches REST-API (Representational State Transfer Application Programming Interface), über das alle angeschlossenen Systeme interagieren.
– Der Datenimport/-export erfolgt über ein tabellarisches Format. Mittels REST-API kann auf die Daten der Plattform zugegriffen werden. Prinzipiell kann jede Art von Sensorik an die Plattform angeschlossen werden.
– Eine Benutzer- und Rollenverwaltung, die für das jeweilige Projekt individuell definiert werden kann. Die gesamte Kommunikation läuft über das REST-API, das den Zugang zu allen anderen Komponenten der Plattform generell einschränken kann (unabhängig ob Hardware oder Software).
VEP ist eine generische Plattform, welche typischerweise bei klassischen Netzbetreibern im Einsatz ist. Die Verwendung von VEP für den Forschungsbetrieb wird durch SCS ermöglicht. SCS hat die Anforderungen der Projektpartner und Plattformbenützer/innen ermittelt und gemeinsam mit Venios die Erweiterungen von VEP definiert. Ferner schreibt SCS die Software-Komponenten für die Anbindung der verschiedenen Systeme an VEP. Eine grosse Erleichterung für die Benützer/innen von ReMaP ist hierbei die Python-Codebasis, in der gezeigt wird, wie eigene Untersuchungen (Experiment und Simulation) durchgeführt werden können. Mithilfe von Beispielen und Anleitungen können Benützer/innen die Vorzüge moderner Software-Entwicklung nutzen und sich gleichzeitig auf ihre Forschung konzentrieren. Wie aus Figur 5 ersichtlich ist, kann das CFW nicht nur mit den Plattformen an der Empa und dem PSI kommunizieren, sondern es können auch Geräte und Plattformen an anderen Standorten eingebunden werden. Zurzeit ist bereits ein BHKW an der ETH eingebunden worden.
Um Multienergiesysteme zu simulieren, bietet ReMaP das sogenannte Simulation Framework (SFW) an. Das SFW baut auf einer modularen Repräsentation der Geräte und Kontrollalgorithmen auf, mit denen Benützer/innen ein im Grunde genommen beliebig kompliziertes Multienergiesystem simulieren können. Um die Modellierung zu vereinfachen, bietet das SFW eine Modellbibliothek an, die es Benutzenden ermöglicht, anhand existierender Modelle, Kontrollalgorithmen und Systeme rasch eine Simulation vorzubereiten. Wenn die Simulationsresultate darauf hindeuten, dass das untersuchte Multienergiesystem gut funktioniert, ist es möglich, schrittweise ein Modell nach dem anderen durch das vom Modell beschriebene reale Gerät zu ersetzen. Diese sogenannten Hardware-in-the-Loop-(HIL-)Simulationen können wertvoll sein, wenn es z. B. darum geht, neue Kontrollalgorithmen zu testen. Die Plattform wird es möglich machen, nahtlos von einer reinen Simulation zu einem reinen Experiment überzugehen.
Für die Simulation von Verteilnetzen wird der cloudbasierte Smart-Grid-Simulator des ETH-Spinoffs Adaptricity AG benützt. Der Fokus des Simulators liegt auf der Zeitreihen-basierten Netzsimulation mittels Netzmessdaten, um möglichst detailgetreue und realitätsnahe Analysen zu ermöglichen (Fig. 6). Insbesondere aktiv betriebene Verteilnetze mit dezentraler Energieerzeugung und der Einsatz von Smart-Grid-Technologien, wie regelbare Transformatoren, Lastmanagement und Energiespeicher, können simuliert, analysiert und betrieblich optimiert werden [5, 6].
Zusätzlich zur Erstellung der Plattform umfasst das ReMaP-Projekt neun Forschungsprojekte. Diese Projekte untersuchen diverse Aspekte von Multienergiesystemen. Im Folgenden werden zwei dieser Forschungsprojekte beschrieben.
Das erste Projekt befasst sich mit BHKW. Mit konventionellen BHKW wird Strom erzeugt und die Abwärme z. B. für die Bereitstellung von Warmwasser und Raumwärme benützt. Durch diese doppelte Nutzung ist der Gesamtwirkungsgrad von konventionellen BHKW, bezogen auf den unteren Heizwert, mit bis zu 106% bereits recht hoch. Bei BHKW, die auf Verbrennungsmotoren aufbauen, ist ein beträchtlicher Anteil der Abwärme bei Temperaturen von bis zu 700 °C erhältlich und damit exergetisch gesehen wertvoll. Deshalb wird untersucht, wie der konventionelle BHKW-Prozess erweitert werden kann, damit ein besserer Exergienutzungsgrad erreicht und er zur Stromproduktion nach Bedarf in einem künftigen Energiesystem flexibler eingesetzt werden kann.
Ein durch die Abgaswärme betriebener Dampfreformerprozess (Steam Methane Reformer, SMR) birgt für stöchiometrisch betriebene Mikro-BHKW (BHKW mit einer elektrischen Leistung kleiner als 10 kW) gemäss einer Evaluation verschiedener Optionen das grösste Potenzial bzw. Exergiewirkungsgradsteigerung und Flexibilitätsgewinn. Figur 7 zeigt schematisch das Prinzip einer SMR-Anlage. Hierbei wird die Abgaswärme nicht wie üblich bei 80 °C für einen Heizprozess, sondern bei den hohen Temperaturen direkt nach dem Katalysator für die Umwandlung von Wasserdampf und Methan in Wasserstoff und CO2 (sogenanntes Synthesegas oder Syngas) verwendet. Dieses Syngas kann saisonal im Gasnetz gespeichert werden. Durch diese Prozesserweiterung verringert sich die nutzbare Wärmeleistung, während die elektrische Leistung gleich bleibt und chemische Leistung hinzukommt. Bei gleicher Wärmesenke muss eine SMR-Anlage also mehr Betriebsstunden leisten, die mit einer geeigneten Betriebsstrategie optimal und auf Abruf für die Stromproduktion zu Gunsten des Netzes eingesetzt werden können.
Durch Anbinden der BHKW-Anlage an die Plattform kann die mittels Simulationen entwickelte Betriebsstrategie in der Realität getestet werden. Während das BHKW als reale Maschine läuft, wird der Wärmespeicher weiterhin als zeitgleich laufendes Modell mit den gemessenen Daten des BHKW beliefert. Figur 8 zeigt den Vergleich von Simulation und Experiment anhand der konventionellen BHKW-Anlage. Bedarfsdaten für Strom und Wärme sowie die Experimentzeit werden auf die Vorgabewerte und der Füllstand des Wärmespeichers auf den durch die vorgängig durchgeführte Simulation ermittelten Wert gestellt, bevor das Experiment gestartet wird. Die Maschine schaltet erwartungsgemäss aufgrund des Wärmespeicherfüllstandes aus und wieder ein. Der transiente Verlauf der produzierten Wärmeleistung nach einem Wiederanfahren der Anlage kann durch das Computermodell mit nur geringen zeitlichen Abweichungen, die u. a. auf die viel kleinere zeitliche Auflösung der Simulation zurückzuführen ist, vorhergesagt werden.
Die Resultate zeigen, dass einerseits sowohl der stationäre Zustand als auch das transiente Verhalten der Maschine durch das Modell gut abgebildet werden und andererseits die Betriebsstrategie in der Simulation und im Experiment dieselben Reaktionen der Maschine bewirkt. Die für das Gesamtprojekt bisher wichtigste Erkenntnis ist, dass die Einbindung einer neuen Anlage in ReMaP und deren Ansteuerung über das CFW funktioniert.
Im zweiten Projekt wird die Herstellung von Wasserstoff (H2) optimiert, der durch Elektrolyseure aus überschüssigem Strom produziert wurde und der dann sowohl für Raumwärme wie auch für mit Brennstoffzellen ausgerüstete Fahrzeuge benützt werden kann.
Um diesen Umwandlungspfad und dessen wirtschaftliche Optimierung zu untersuchen, wurden mit dem Elektrolyseur am PSI Versuche durchgeführt. In den Versuchen wurden zuerst der Wirkungsgrad, die thermische Dynamik und das Regelverhalten des Elektrolyseurs bestimmt. Mit den gesammelten Daten wurden nicht-lineare Modelle und ein optimaler Regler entwickelt, der danach in Echtzeit für den Betrieb des realen Elektrolyseurs benützt wurde. Der Regler löst jede Minute ein sog. Mixed Integer Linear Programming-(MILP-)Problem, um anhand der zeitabhängigen Elektrizitätspreise mit der Nutzung des Wasserstofftanks die Kosten, die mit der Deckung eines gegebenen Wasserstoffbedarfs verbunden sind, zu minimieren.
Beispielresultate aus dem Betrieb des Elektrolyseurs sind in Figur 9 gezeigt. Der untere Teil der Abbildung zeigt die zeitabhängige Eingangsleistung. Die daraus resultierenden gemessenen und modellierten Temperaturen des Elektrolyseurs sind im oberen Teil durch blaue und rote Linien dargestellt. Die orange Linie zeigt die nur anhand der Eingangsleistung vorhergesagte Elektrolyseurtemperatur, die gut mit den Messwerten übereinstimmt.
Beispielresultate, die mit dem optimalen Regler erzielt wurden, sind in Figur 10 dargestellt. Der Regler muss einen bestimmten Wasserstoffbedarf decken, der von einer Flotte von Brennstoffzellenfahrzeugen benötigt wird (Fig. 10 Mitte). Der Bedarf kann entweder durch Wasserstoff, der direkt mit dem Elektrolyseur produziert wird, oder durch Wasserstoff, der bereits produziert und in einem Tank zwischengespeichert wurde, gedeckt werden. Welcher der beiden Pfade wirtschaftlicher ist, hängt von den Grosshandelsstrompreisen ab (Fig. 10 unten). Mithilfe des Reglers läuft der Elektrolyseur dann mit höheren Leistungen und speichert den Wasserstoff, wenn die Strompreise niedrig sind, um einen zukünftigen Bedarf decken zu können (Fig. 10 oben). Diese auf Optimierung basierende Methode führt im Vergleich zur naiven Vorgehensweise, den Elektrolyseur stets mit konstanter Leistung zu betreiben, zu einer Stromkostenreduktion von rund 8%.
ReMaP ist eine Plattform zur Untersuchung von zukünftigen Energieversorgungssystemen, in denen die dezentrale Sektorkopplung eine wichtige Rolle einnehmen wird. Von besonderem Interesse sind Multienergiesysteme auf Quartierebene. ReMaP baut auf den ehub- und ESI-Plattformen der Empa und des PSI auf und erlaubt es Wissenschaftlern, Ingenieuren und Technikern aus Universitäten, Hochschulen und Industrie, Multienergiesysteme durch Experimente und Simulationen zu untersuchen. Daten aus Experimenten und Simulationen werden in einem Archiv gespeichert und können für die Entwicklung von Modellen benützt werden. Ergebnisse aus der ersten Phase des ReMaP-Projekts, die im Juni 2021 abgeschlossen wird, tragen bereits jetzt zu einem besseren Verständnis von Multienergiesystemen bei. Durch den flexiblen Aufbau kann ReMaP mit zusätzlichen Komponenten und Plattformen erweitert werden. Solche Erweiterungen und die breite Nutzung von ReMaP, vor allem durch industrielle Partner, sind die Hauptziele der zweiten Phase des ReMaP-Projekts, die im Juli 2021 beginnen wird.
[1] BFE: Schweizerische Elektrizitätsstatistik 2018
[2] Kober, T.; Bauer, C. (eds.) (2019): Power-to-X:
Perspektiven in der Schweiz, Paul Scherrer Institut
[3] Richner, P. et al. (2017): NEST – A platform for the acceleration of innovation in buildings. Informes de la Construcción, 69(548): e222, doi:
http://dx.doi.org/10.3989/id.55380
[4] https://www.aquaetgas.ch/de/aktuell/branchen-news/20200408-empa-synthetisches-gas/
[5] Koch, S.; Ulbig, A.; Ferrucci, F. (2014): An innovative software platform for simulation and optimization of active distribution grids for DSOs and smartgrid researchers. Proceedings of CIRED Workshop, Rome
[6] Koch, S.; Ulbig, A.; Ferrucci, F. (2014): Eine innovative Simulationsumgebung für aktiv geführte Verteilnetze. Proceedings of 1st OTTI conference (www.otti.de), Berlin
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