100 % erneuerbare Energie mit dem IIC Microgrid Testbed erreichen

Das Industrial Internet Consortium (IIC) wandelt seine Testbed-Initiative in greifbare Ergebnisse um. In Partnerschaft mit RTI demonstriert das Microgrid Testbed, wie ein vollständig erneuerbar betriebenes Netz realisiert werden kann – die aktuelle 40-%-Erneuerbare-Grenze wird überschritten – und zeigt nahtlose Integration mit cloudbasierten Kontrollplattformen, die Versorgern die Orchestrierung mehrerer Microgrids von einem einzigen Dashboard ermöglichen.

Der Fall für Microgrids

Solar- und Windgenerierung wachsen rasant, getrieben von der Notwendigkeit, Emissionen zu reduzieren, Katastrophenresilienz zu erhöhen und Kosten zu senken. Doch das legacy elektrische Übertragungsnetz war nie darauf ausgelegt, den Anstieg verteilter Energieressourcen (DERs) zu bewältigen, die variable Leistung erzeugen. Plötzliche Bewölkung kann die Ausgabe eines Solararrays in Millisekunden reduzieren, während Windgeschwindigkeiten unerwartet abfallen können, was eine sofortige Backup-Quelle erfordert. Traditionelle zentrale Kraftwerke benötigen bis zu 15 Minuten zum Hochfahren – zu langsam, um Spannung und Frequenz in sicheren Grenzen zu halten, was ein Netz-Kollaps riskiert.

Microgrids, auf einen definierten Bereich begrenzt, kombinieren DERs, Energiespeicher (z. B. Batterien) und lokale Steuerung, um unabhängig vom Hauptnetz zu operieren. Diese Autonomie erlaubt es ihnen, sofort auf Leistungsschwankungen zu reagieren und Versorgern einen zusätzlichen Puffer von 15–30 Minuten zu geben, um zusätzliche Erzeugung online zu bringen. Sie ermöglichen auch die Integration intermittierender Erneuerbarer, die das System sonst destabilisieren würden.

Abbildung 1. Ein Microgrid, das Datenkommunikation und Edge-Intelligenz nutzt, um lokale Erzeugung zu automatisieren und Last auszugleichen, was die Integration von Solar- und Windenergie erleichtert.

Erneuerbare Quellen erzeugen Gleichstrom, der über Wechselrichter in Wechselstrom umgewandelt werden muss. Konventionelle Wechselrichtersteuerung verlässt sich auf robuste Spannungs- und Frequenzreferenzen vom Hauptnetz – ein Signal, das in einem Microgrid oder wenn DERs dominieren verschwindet. Dadurch können Wechselrichter das Netz destabilisieren, wenn sie sich gegenseitig „verfolgen“. Wenn DERs mehr als 20–40 % der Gesamterzeugung ausmachen, wird diese Instabilität zur kritischen Herausforderung, besonders für isolierte Insel-Microgrids ohne Diesel-Backup.

100 % erneuerbare Energie ermöglichen

Versorger migrieren von proprietären Kommunikationsprotokollen zu Ethernet-basierten IP-Netzwerken. Durch Einführung von Time-Sensitive Networking (TSN) liefert das Microgrid Testbed submikrosekundengenau synchronisierte Messungen von Phase, Frequenz und Spannung an Wechselrichterknoten. Statt der traditionellen AC-Following-Methode teilt das System Echtzeit-Metriken über das Netzwerk, wodurch ein virtueller Synchronisationsmaster entsteht, der das Stabilitätsproblem löst. Dieser Ansatz hat bewiesen, dass ein Microgrid vollständig mit erneuerbaren Quellen betrieben werden kann, ohne Zuverlässigkeit zu opfern.

Cloud-integriertes Multi-Microgrid-Management

Die Architektur ruht auf drei Säulen: intelligente Edge-Steuerung, hochperformante Peer-to-Peer-Kommunikation und cloudbasierte Analytics, die Drittanbieterdaten (z. B. Wettervorhersagen) mit Netz-Telemetrie fusionieren. Ein gestuftes Design verbindet Edge, Microgrid-Steuerung und Echtzeit-Datenbus mit Cloud-Dashboards, Analytics-Engines und Utility-Backend-Systemen, was volle Transparenz und Kontrolle sicherstellt.

Abbildung 2. Bereitgestellte Kommunikations- und Steuerungs-Architektur für Microgrid- und Verteilnetz-Management.

Die Cloud-Plattform aggregiert Betriebsdaten, reichert sie mit externen Eingaben an und wendet predictive Analytics an, um Erzeugung und Last zu schätzen. Sie interagiert auch mit der lokalen Ausgleichsbehörde und den Kernsystemen des Versorgers und bietet ein integriertes Dashboard für Verteilnetzbetreiber, Microgrid-Manager und gelegentlich Endverbraucher.

Abbildung 3. Distribution System Operator Interface mit voller Transparenz und Kontrolle über ein Verteilnetz mit DERs, steuerbaren Lasten und mehreren Microgrids.

Nach dem Nachweis von 100 % erneuerbarem Betrieb und Multi-Microgrid-Koordination im Labor ist der nächste Meilenstein die Feldimplementierung in Partnerschaft mit einem Versorger. Bleiben Sie dran für zukünftige Updates.

Für tiefere Einblicke lesen Sie das IIC White Paper „Synchronized and Business-Ready Microgrid“.