Dezentrale Netzregelung eingebetteter und gekoppelter Inselnetze

Beim Zubau dezentraler Energieerzeugungsanlagen in den Verteilernetzen werden Großkraftwerke immer weiter verdrängt. Daraus folgen sowohl eine Abnahme der rotierenden Generatoren zur Regelung der Netzstabilität, als auch eine Abnahme der Leistung zum Systemaufbau bei Großstörungen (Schwarzstartfähigkeit). Zusätzlich besitzen die Generatoren für das Regelverhalten vorteilhafte mechanische Trägheitsmomente. Diese Trägheit der rotierenden Masse dämpft den Frequenzabfall bei einem Erzeugungsausfall oder Lastsprung im Netz, so dass das Netz kurzfristig stabilisiert und Zeit für den Einsatz von Regelenergie geschaffen wird.  Direkt an das Netz angeschlossene Motoren, die bei einer Absenkung der Frequenz das Netz durch eine Reduktion ihrer Leistung stützen (Selbstregelungseffekt), werden zukünftig mehr und mehr durch Stromrichter geregelte Antriebe, welche von sich aus nicht zur Stützung des Netzes beitragen, ersetzt werden.

Aufgrund der genannten wachsenden Herausforderungen müssen neue Konzepte für Verteilernetze entworfen werden, welche die Versorgungssicherheit auch in Zukunft gewährleisten. Ein Ansatz ist die Umstellung von einer zentralen Netzregelung auf dezentrale Netzreglung mit den Aufgaben der Schwarzstart- und Inselnetzfähigkeit um lokal zugeordnete Leistungsgleichgewichte von Erzeuger und Last zu schaffen.

Erzeugung und Verbrauch von Energie auf der niedrigsten möglichen Ebene auszubalancieren.

Dieses Prinzip wird heute bereits oft dazu verwendet, sogenannte Mikronetze zu beschreiben, die im Inselbetrieb arbeiten. Für eine Umstellung von einer zentralen auf eine dezentrale Netzregelung muss jedoch vorher die technische Machbarkeit nachgewiesen und Konzepte für Schwarzstart- und Inselnetzfähigkeit für regional geeignete Netzgruppen entworfen werden.