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Das proaktive Verteilnetz

Ampelkonzept für effizientere Verteilnetze

Projektstatus
Begonnen

Das Projekt verbindet Energiemärkte und –netze angelehnt an die BDEW-Ampel. Über eine neue Plattform haben Netzbetreiber die Möglichkeit auf Flexibilität (Last und Erzeugung) zuzugreifen und lokale Netzengpässe zu vermeiden und die Netzplanung zu optimieren. Die Verteilnetze werden somit effizienter und tragen zu einer bezahlbaren Energiewende bei.

Die Verteilnetze integrieren bereits heute 97% der Leistung erneuerbarer Energien und es werden diverse neue, dezentrale Akteure hinzukommen. Die Einspeisung aus Wind und Photovoltaik und ihre selten gleichzeitig auftretenden, jedoch außergewöhnlich hohen Einspeisespitzen stellen elektrische Versorgungsnetze vor erhebliche Herausforderungen. Auf der Lastseite lassen aktuelle Entwicklungen in den Bereichen Smart-Meter, Elektromobilität und Speicher erahnen, dass durch eine direkte Reaktion auf Preissignale des Marktes ebenfalls hohe Gleichzeitigkeiten der Netznutzung auftreten werden.

Der Verteilnetzbetreiber, dessen Aufgabe u.a. ein sicherer Netzbetrieb ist, steht jedoch vor der Herausforderung, dass dem volkwirtschaftlichen Nutzen einer Netzverstärkung für seltene, hohe Auslastungsspitzen in der Regel unverhältnismäßige Kosten gegenüberstehen. In diesen Fällen ist ein intelligentes Netzkapazitätsmanagement durch das Zusammenspiel von Netz und Markt notwendig.

Ampelkonzept als Lösungsbaustein

Einen möglichen Lösungsansatz beschreibt der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) in seinem „Ampelkonzept für Smart Grids“, mit dem Ziel verfügbare Flexibilitäten auch für Verteilnetzbetreiber nutzbar zu machen. Eine Herausforderung bei der Nutzung von Flexibilitäten für Verteilnetze ist – verglichen mit heutigen Methoden auf der Transportebene – die lokale Eingrenzung und die geringen Einzelmengen je Bedarfsfall.

Angelehnt an das BDEW-Konzept erarbeitet und erprobt dieses Forschungsprojekt eine technische Ausgestaltung mit Schwerpunkten in der lokalen Engpasserkennung in Netzen mit verteilter Flexibilität und der geeigneten Kommunikation zwischen Markt und Netz.

Schematische Ablaufdarstellung des Ampelkonzepts
Schematische Ablaufdarstellung des Ampelkonzepts

Zusammenspiel von Netz und Markt

Eine grundlegende Voraussetzung für die Ausgestaltung eines Flexibilitätsampelkonzepts ist die zuverlässige, vorausschauende Erkennung von Engpässen im Verteilnetz. Im Allgemeinen treten in Verteilnetzen typischerweise zwei Arten von Engpässen auf: Betriebsmittelüberlastungen und Spannungsbandverletzungen. Um diese zu erkennen und zu bewerten, werden Verfahren zur Netzzustandsbestimmung und -prognose benötigt. Etablierte Verfahren zur Zustandsbestimmung, wie zum Beispiel die „State Estimation“, können üblicherweise nur in den Netzen der Hoch- und Höchstspannungsebene eingesetzt werden. In diesen Netzen ist, in der Regel, bedingt durch eine ausgeprägte Messinfrastruktur, ein Mindestmaß an Beobachtbarkeit gegeben, während in niedrigeren Spannungsebenen weniger oder keine Messinfrastruktur vorhanden ist. „State Estimation“ im Übertragungsnetz ist geprägt durch ein überbestimmtes System in dem Messungen primär validiert werden, während im Verteilnetz generell ein unterbestimmtes System betrachtet wird, bei dem der Fokus auf der Generierung von Zustandsdaten liegt. Für die Entwicklung einer vorausschauenden Engpasserkennung im Verteilnetz werden im „proaktiven Verteilnetz“ im Wesentlichen drei Forschungsstränge verfolgt.

  • Im ersten Forschungsstrang wird die Bestimmung einer minimalen Messstellenkonfiguration untersucht. Es sollen einige wenige Messstellen so geschickt platziert werden, dass die minimal notwendige Beobachtbarkeit für die vorausschauende Engpasserkennung erreicht wird.
  • Im zweiten Forschungsstrang werden Ersatzwerte für fehlende Messwerte aus alternativen Datenquellen und Zustandsdaten für Prognoseaufgaben generiert.
  • Der dritte Forschungsstrang umfasst die Entwicklung und Implementierung von neuartigen Verfahren zur Netzzustandsbestimmung und -prognose unter Berücksichtigung von unsicheren Eingangsdaten.

Im Ergebnis steht Netzführern in der Leitwarte ein Werkzeug zur Verfügung, das ihnen eine fundierte Beurteilung des Netzzustands und ein teilautomatisiertes Engpassmanagement ermöglicht. Bei Auftreten eines Engpasses werden mögliche Lösungen durch die Nutzung flexibler Erzeuger- und Verbraucheranlagen ermittelt, die den Engpass auflösen und den Netzzustand in den normalen Betriebsbereich bringen können. Dafür erfolgt eine Übermittlung dieser Information an eine Kommunikations- und Diensteplattform (KDP), welche die diskriminierungsfreie Auswahl der Flexibilitätsoptionen und die weitere Abwicklung des Flexibilitätsabrufs koordiniert.

Lokale Engpässe sollten zunächst durch Nutzung lokaler Flexibilitäten gelöst werden. Welche Anlagen dafür in Frage kommen, kann anhand topologischer und technischer Daten ermittelt werden. Mit Hilfe dieser kann die Zustandsprognose diskriminierungsfreie Lösungsvorschläge, d.h. insbesondere ohne Kenntnis der Besitzer und Vertriebe, erarbeiten. Diese Lösungsvorschläge nutzen lediglich zuvor bekannte Flexibilitäten der Anlagen und stellen durch die Nutzung von Flexibilitäten selbst damit sogenannte Flexibilitätseinschränkungen dar.

Demonstrator

Im Rahmen einer Demonstration im Emsland wird das entwickelte, technische Konzept in einem Netzgebiet des Verteilnetzbetreibers Westnetz innerhalb des Förderprojektes aufgebaut und verifiziert. Hierbei wird sowohl das Zusammenspiel der einzelnen Komponenten in der gelben Ampelphase untersucht, als auch das Wechselspiel mit heutigen Prozessen innerhalb der Netzführung betrachtet. In einer parallel laufenden Simulation werden zusätzlich zukünftige Varianten des Netzes mit einer starken Durchdringung verschiedener Flexibilitätsoptionen bewertet, um den Nutzen, sowie die Zukunftsfähigkeit des Konzepts zu validieren.

Ausblick

Das Konzept einer Flexibilitätsampel ist vor allem dann erfolgsversprechend, wenn dessen Umsetzung einen einfachen, standardisierten Austausch zwischen Netz und Markt ermöglicht und Spielraum bei der Implementierung der unternehmensspezifischen Prozesse lässt. Zudem muss die Prozesseinbindung nachhaltig und innovationsoffen sein, damit Weiterentwicklungen und Anpassungen aufgrund des sich ändernden Marktumfelds möglich sind. Diese Aspekte und weitere technische Rahmenbedingungen werden innerhalb der Projektdemonstration in 2017 untersucht.

Projektlaufzeit

12/2014 - 11/2017

Kontakt

Thomas Wiedemann
Verbundkoordinator
innogy SE
Kruppstr. 5
45128 Essen

Links

Proaktives Verteilnetz
Projektdarstellung im Webauftritt der innogy SE

Forschungsförderung

Das Informationssystem EnArgus bietet Angaben zur Forschungsförderung, so auch zu diesem Projekt.

Basisinformationen

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