Optimierung Resilienter Energiesysteme

Ausgangslage

Geopolitische Ereignisse der letzten Jahre haben gezeigt, wie verwundbar die Energieversorgung sein kann. Nach dem Krieg in der Ukraine stiegen die europäischen und globalen Energiepreise stark an. Die Schließung kritischer Seewege hat die Fragilität globaler Kraftstoffmärkte offenbart. Energieinfrastruktur hat sich als Ziel von Sabotage, Cyberangriffen und militärischer Aggression erwiesen. Gleichzeitig bringt der Klimawandel weiterhin Naturkatastrophen mit sich, die sowohl die Energieversorgung als auch die Energienetze bedrohen.

Für kritische Einrichtungen – Krankenhäuser, Rechenzentren, Kommunikationsinfrastruktur – wird die Frage der Versorgungssicherheit damit existenziell. Die Fähigkeit, bei Netzausfällen oder Komponentenfehlern betriebsfähig zu bleiben, ist nicht nur eine wirtschaftliche Überlegung, sondern eine Frage der öffentlichen Sicherheit.

Wie sieht resilientes Energiedesign in der Praxis aus? Mit LEC ENERsim können verschiedene Resilienzkonfigurationen aufgebaut, optimiert und direkt miteinander verglichen werden. Dieser Artikel führt durch eine Reihe von Szenarien für eine virtuelle Anwendung.

Das Referenz-Microgrid

Für diese Studie definieren wir einen virtuellen kritischen Infrastrukturstandort, der für eine mittelgroße medizinische Einrichtung, einen Regierungskomplex oder ein operatives Lagezentrum repräsentativ ist. Der Standort hat drei Energiebedarfe:

• Strom: 1.200 MWh/Jahr – gespeist durch ein dynamisches Lastprofil basierend auf dem BDEW-G0-Standardlastprofil
• Wärme: 1.100 MWh/Jahr bei 80 °C Vorlauftemperatur – mittels Wärmelastprofil für Wohn-/Gewerbebedarf, skaliert mit Heizgradtagen
• Kälte: 330 MWh/Jahr – modelliert als Last proportional zur Außentemperaturspitze

In der Basiskonfiguration bezieht der Standort Strom aus dem öffentlichen Netz, um sowohl den Strombedarf als auch die Kühlung (Klimaanlagen) zu decken, während Wärme durch eine Luftwärmepumpe bereitgestellt wird. Eine 800-kWp-PV-Anlage (Dach + Parkplatz) liefert einen Teil der lokalen Erzeugung.

Abbildung 1: Die LEC ENERsim Benutzeroberfläche mit der Basis-Microgrid-Topologie: Netzanschluss, PV, Wärmepumpe, Klimaanlage und Lastkomponenten.

Ergebnisse der Basiskonfiguration

ENERsim simuliert das vollständige Jahr mit stündlicher Auflösung. Die Energiebilanz zeigt, dass der größte Teil der Energie aus dem Netz bezogen wird, während PV tagsüber einen erheblichen Anteil abdeckt:

Abbildung 2: Jährliches Sankey-Diagramm der Energieflüsse für die Basiskonfiguration.

Zur Bewertung der Resilienz berechnet ENERsim den Autarkiegrad – den Anteil des Gesamtenergiebedarfs, der aus lokalen Quellen und nicht aus externen Netzen gedeckt wird. Das folgende Diagramm zeigt die Autarkieprofile für zwei repräsentative Wochen: die letzte Januarwoche (geringe PV) und die letzte Maiwoche (hohe PV):

Abbildung 3: Stündliche Autarkieprofile für die letzte Januarwoche (links) und Maiwoche (rechts).

Die Autarkie der Basiskonfiguration folgt eng der PV-Produktion: nachts null, im Winter niedrig, bis zu 100 % an sonnigen Mittagsstunden. Der jährliche Durchschnittsautarkiegrad beträgt rund 39 %. Jede Netzunterbrechung in Nicht-PV-Phasen würde den Standort jedoch vollständig ohne Energieversorgung lassen – eine erhebliche Schwachstelle für eine kritische Einrichtung.

Szenario 1: Auslegung für vollständige Autarkie

Die anspruchsvollste Resilienzanforderung ist die vollständige Unabhängigkeit vom öffentlichen Netz – also ein Inselnetz-System, das alle Bedarfe zu jeder Zeit das ganze Jahr über decken kann. ENERsim optimiert sowohl Dimensionierung als auch Betrieb aller Komponenten, um diese Anforderung zu minimalen Gesamtkosten zu erfüllen.

Abbildung 4: Systemtopologie für das Vollautarkie-Szenario mit Batteriespeicher, Dieselgenerator und Kraftstofftank als Ergänzung zur Basis.

Das Inselnetz-System ergänzt die Basistopologie um drei Technologien, parametriert mit technologischen (Wirkungsgrade) und wirtschaftlichen (Investitionskosten) Parametern:

• Batteriespeicher für den Tag-Nacht-Ausgleich der PV-Erzeugung
• Dieselgenerator als Backup während längerer PV-armer Perioden
• Dieseltank mit einer Füllung für das gesamte Jahr

Mit ausgeschlossenem Netzbezug wählt ENERsim folgende optimale Komponentengrößen:

Die jährliche Energiebilanz zeigt die veränderte Versorgungsstruktur: PV liefert den dominanten Anteil, die Batterie übernimmt die Kurzzeit-Pufferung und der Dieselgenerator überbrückt längere Winterperioden:

Abbildung 5: Jährliches Sankey-Diagramm der Energieflüsse für die Vollautarkie-Konfiguration.

Die zeitaufgelösten Energieflüsse für die zwei Wochen bestätigen das Systemverhalten: Im Mai reichen PV und Batterie gemeinsam aus; im Januar überbrückt der Dieselgenerator die längeren Schwacherzeugungs­perioden. Per Design erreicht die Autarkie das ganze Jahr über 100 %.

Abbildung 6: Stündliche Energieversorgungsaufschlüsselung für das Vollautarkie-Szenario: letzte Januarwoche (links) und letzte Maiwoche (rechts). Gestapelte Flächen zeigen PV-Erzeugung (dunkelgrün), PV-Abregelung (hellgrün), Batterieentladung (blau) und Dieselgenerator-Leistung (orange). Die gestrichelte Linie ist der gesamte Strombedarf.

Ein bemerkenswertes Merkmal dieses Designs ist die erhebliche PV-Abregelung, die in der Sommerwoche (hellgrüne Fläche) sichtbar ist. Um die Versorgung an den schlechtesten Wintertagen zu gewährleisten, dimensioniert der Optimierer die PV-Anlage weit über den Sommerbedarf hinaus. In einem netzgebundenen System könnte dieser Überschuss stattdessen ins öffentliche Netz eingespeist werden. Für dieses eigenständige Inselnetz-Szenario war der Netzexport jedoch konstruktionsbedingt ausgeschlossen.

Hinweis zur vollständigen Autarkie: Dieses Szenario ist ein extremer Auslegungspunkt. Ein jahresfüllender 74-m³-Dieseltank und eine 2.000-kW-PV-Anlage sind erhebliche Infrastrukturinvestitionen und erfordern beträchtlichen Platz, der möglicherweise nicht verfügbar ist. Für die meisten kritischen Einrichtungen ist eine vollständige Autarkie über ein gesamtes Jahr jedoch nicht erforderlich. Realistische Netzausfälle dauern Stunden bis Tage, nicht Monate. Die folgenden Szenarien gehen auf dies praxisnäher ein.

Szenario 2: Resilienztest – Simulierte Netzausfälle

ENERsim bietet eine Resilienz-Testfunktion, die ausgewählte Komponenten temporär deaktiviert, um Ausfälle oder Störungen zu simulieren. Dies ermöglicht eine Auslegung des Systems speziell für die relevante Ausfallsdauer und Jahreszeit – anstatt für das ganzjährige Worst-Case-Szenario.

Wir modellieren einen zweitägigen Netzausfall während der repräsentativen Januar- und Maiwochen. Der Optimierer ermittelt die kostengünstigste Backup-Ausrüstung (Batterie, PV und optional ein Dieselgenerator), die erforderlich ist, um den Ausfall ohne Lastabwurf zu überbrücken.

Die optimierten Komponentengrößen unterscheiden sich je nach Jahreszeit:

Im Januar erfordert der begrenzte PV-Ertrag während des Winterausfalls einen Dieselgenerator, um die Batterie zu ergänzen und die vollständige Versorgung zu gewährleisten. Der Kraftstofftank muss nur rund 1.268 Liter fassen – ein Bruchteil der 74 m³, die für die ganzjährige Autarkie benötigt werden. Im Mai reichen PV und Batterie allein aus, um den zweitägigen Ausfall zu überbrücken – kein Diesel wird benötigt. Zu beachten ist, dass PV und Batterie für beide Szenarien eher groß dimensioniert werden. Der Grund liegt in der sehr guten Wirtschaftlichkeit dieser Technologien, auch ohne Resilienzanforderungen. Erneuerbare Energien verbinden daher kostengünstige Energieversorgung, CO₂-Emissionsreduzierungen und erhöhte Selbstversorgung: Win-Win-Win.

Die Energieflussprofile während jeder Ausfallwoche bestätigen dieses Verhalten: Die Netzbezugskurve fällt für die zwei Ausfalltage auf null, während die Backup-Komponenten übernehmen.

Abbildung 7: Energieversorgung während der Ausfallwochen: letzte Januarwoche (links) und letzte Maiwoche (rechts). Das Band markiert den zweitägigen Netzausfall. Im Januar liefert der Dieselgenerator zusätzliche Deckung neben PV und Batterie; im Mai decken PV + Batterie allein den gesamten Bedarf.

Szenario 3: Zelluläre Architektur – CORE- und SHELL-Systeme

Vollautarkie und Einfachausfall-Resilienztest behandeln den Standort als monolithische Einheit. Ein ausgereifterer Ansatz, der besonders für komplexe Standorte mit gemischten Lastkritikalitäten relevant ist, ist ein zelluläres Energiesystem mit hierarchischen Prioritätslayern.

Das Konzept: Der Standort wird in einen CORE (betriebskritische Lasten, hier ~15 % des Gesamtbedarfs) und eine SHELL (sekundäre Lasten, hier ~85 % des Gesamtbedarfs) aufgeteilt. Beispiele für CORE-Lasten sind Intensivstationen, Serverräume, Kommunikationsknoten oder Lagezentren. SHELL-Lasten umfassen Unterkünfte, allgemeine Büros, Logistikbereiche oder Kantinenbetrieb. Der CORE ist auf 100 % Selbstversorgung über das gesamte Jahr ausgelegt; die SHELL ist normal mit dem Netz verbunden. Der Einfachheit halber wird die Kühllast in diesem Szenario ausgeschlossen.

Entkoppeltes Design

Im ersten Schritt werden die beiden Teilsysteme unabhängig voneinander optimiert:

Abbildung 8: Entkoppelte CORE-SHELL-Topologie in ENERsim. Der CORE (unteres System) ist vollständig netzunabhängig; die SHELL (oberes System) ist mit dem öffentlichen Netz verbunden.

ENERsim optimiert jedes Teilsystem auf sein eigenes Ziel (100 % Autarkie für CORE; Minimierung der Kosten für SHELL) und ergibt folgendes System:

Die jährliche Energiebilanz des getrennten Systems zeigt, dass der CORE vollständig autark betrieben wird, während die SHELL das Netz nutzt:

Abbildung 9: Jährliches Sankey-Diagramm der Energieflüsse für die entkoppelte CORE-SHELL-Konfiguration.

Verbundener Betrieb

In der Praxis schafft die Verbindung von CORE und SHELL im Normalbetrieb gegenseitige Vorteile. ENERsim simuliert das kombinierte System, ermöglicht bidirektionalen Energieaustausch zwischen den Zellen und hält dabei die Diesel-Notfallreserve vollständig aufrecht:

Abbildung 10: Verbundene CORE-SHELL-Topologie. Eine Zellenverbindung ermöglicht den Energieaustausch zwischen CORE und SHELL im Normalbetrieb und reduziert die Gesamtkosten.

Jährliche Nettokosten getrennt: 319 kEUR vs. verbunden: 310 kEUR – eine Einsparung von rund 9 kEUR/Jahr durch bessere PV-Integration und reduzierten Netzbezug. Die strategische Kraftstoffreserve bleibt vorhanden und ist für Notfälle bereit.

Ausfallresilienz mit verbundener Architektur

Betrachten wir nun einen zweitägigen Netzausfall im Januar. Die SHELL, ohne dediziertes Backup ausgelegt, kann nicht alle Lasten vollständig versorgen. ENERsim modelliert dies durch Zuweisung einer Lastreduzierungsstrafe (500 EUR/MWh für SHELL, 2.000 EUR/MWh für CORE), die die wirtschaftliche Priorität des Lastabwurfs bestimmt.

Abbildung 11: Links: Energieversorgung des CORES während des Januarausfalls (PV, Batterie, Generator und Zellenverbindung). Rechts: Bedarfserfüllung – gestrichelte Linien zeigen den Gesamtbedarf (Strom + Wärme in elektrischem Äquivalent), durchgezogene Linien den gedeckten Anteil. CORE-Bedarfe werden vollständig gedeckt; SHELL zeigt während des Ausfalls einen teilweisen Lastabwurf.

Der CORE, auf ganzjährige Autarkie ausgelegt, erfüllt während des Ausfalls alle seine Bedarfe. Die SHELL wirft während des Ausfalls einen Teil des Strombedarfs ab, da sie ohne dediziertes Backup dimensioniert wurde. Der CORE-Generator läuft jedoch deutlich mehr als nur für den CORE-Bedarf erforderlich wäre und versorgt teilweise auch die SHELL-Lasten, was die Gesamtsystemresilienz erhöht.

Kombinierter Ausfall – Mai-Netzausfall mit CORE-Batterieausfall

Der anspruchsvollste Test: ein Netzausfall im Mai kombiniert mit einem CORE-Batterieausfall zwei Tage vor dem Netzausfall – ein kombiniertes N+2-Szenario. Ohne seine Batterie wäre der CORE normalerweise nachts anfällig. Da jedoch im Mai reichlich PV-Erzeugung vorhanden ist und die SHELL-Batterie den CORE über die Zellenverbindung versorgen kann, wird selbst dieses Extremszenario ohne Lastabwurf im CORE bewältigt, während in der SHELL nur eine marginale Lastreduzierung sichtbar ist:

Abbildung 12: Links: Energieversorgung des CORES im Mai-Worst-Case-Szenario. Die bernsteinfarbene Schattierung markiert die CORE-Batterieausfallperiode; die rote Schattierung den nachfolgenden Netzausfall. Die SHELL-Batterie versorgt den CORE über die Zellenverbindung. Rechts: Bedarfserfüllung (Strom + Wärme in elektrischem Äquivalent).

Dieses Szenario illustriert einen wesentlichen Vorteil der zellulären Architektur: Die SHELL fungiert unter Sommerbedingungen als verdeckte Redundanzschicht für den CORE, obwohl sie nicht explizit für diesen Zweck ausgelegt wurde.

Zusammenfassung

Vier Resilienzstrategien wurden für ein virtuelles kritisches Infrastruktur-Microgrid demonstriert:

ENERsims integrierter Optimierer ermittelt die kostenoptimalen Komponentengrößen für jedes Szenario in einem einzigen Lauf und vermeidet dabei den Konservatismus manueller Dimensionierung, während die Erfüllung der Resilienzanforderungen garantiert wird.

Ausblick

Die hier vorgestellten Szenarien sind ein Ausgangspunkt. Geplante und laufende Erweiterungen des ENERsim-Resilience-Frameworks umfassen:

• Stochastisches Resilienz-Testing: automatische Generierung zufälliger Ausfälle über mehrere Wetterjahre, Komponentenverfügbarkeiten und Bedarfsschwankungsszenarien, mit robusten Resilienz-Scores gemäß CER-Bewertungsanforderungen
• Prädiktive Betriebssteuerung: Integration von Wettervorhersagen und Bedrohungseinschätzungen in die Echtzeit-Optimierung der Betriebsstrategie, Vorladen von Speichern vor vorhergesagten Ausfällen und Anpassung der Betriebsstrategie an prognostizierte Bedingungen
• Multi-Vektor-Resilienz: Erweiterung der zellulären Architektur auf Wärme- und Kältenetze, ermöglicht kombinierte Strom-Wärme-Resilienzanalyse für Fernwärmesysteme
• Regulatorische Berichterstattungsunterstützung: automatische Erstellung von Resilienzdokumentation kompatibel mit nationalen CER-/KRITIS-Anforderungen