englisch
Grid Integration

Den Markt ins Smart Grid einbinden

Projektstatus
Begonnen

Im historisch gewachsenen deutschen Stromnetz war der Leistungsfluss im Mittel- und Niederspannungsnetz typischerweise durch eine zentralisierte Energieverteilung, also durch eine zentrale Einspeisung über die Ortsnetzstation und durch eine geordnete Leistungsaufnahme der angeschlossenen Verbraucher, gekennzeichnet. Die durch die Energiewende verursachten Leistungsflüsse  aus vielen dezentralen Einspeisungen wurden bei der Auslegung in der Vergangenheit nicht berücksichtigt, sodass die veränderten Belastungssituationen die existierenden Netze an die Grenzen ihrer Aufnahmefähigkeit führen.

Zur Problemlösung stehen prinzipiell zwei Ansätze zur Verfügung: Durch den Ausbau der Netzkapazität, das heißt durch den Austausch von Transformatoren gegen Transformatoren höherer Leistungsklassen sowie durch die Ertüchtigung des Leitungsnetzes, können die auftretenden Probleme vermindert werden. Dies ist jedoch in der Regel mit hohen Kosten verbunden. Zusätzlich muss berücksichtigt werden, dass die beschriebenen Überlastsituationen auf wenige Stunden im Jahr begrenzt sind. Für einen optimalen und sicheren Betrieb der Mittel- und Niederspannungsnetze bietet sich daher vielmehr die Ausstattung des Netzes mit Automatisierungstechnik und damit der Ausbau zu intelligenten Netzen an.

Systemdienstleistungen auf Verteilungsnetzebene

Zusätzlich zu diesen Herausforderungen müssen die Verteilernetze zukünftig noch weitere (marktgetriebene) Anforderungen erfüllen. Im Zuge der Energiewende muss auch die Systemdienstleistungsbereitstellung – also die Erbringung von Maßnahmen zur Gewährleistung der Netzstabilität – an die sich verändernden Strukturen angepasst werden. Während Systemdienstleistungen heutzutage ausschließlich auf der Transportnetzebene koordiniert und vornehmlich von Großkraftwerken bereitgestellt werden, besteht auf Grund der Dezentralität der zukünftigen Erzeugungsstruktur ein großer Bedarf, diese zu einem erheblichen Anteil auch auf Verteilungsnetzebene zu erbringen. Zur Bereitstellung einer entsprechend großen flexiblen Leistung, müssen dabei mehrere dezentrale Erzeuger und Lasten zu einem virtuellen Kraftwerk zusammengeschlossen und koordiniert betrieben werden, wodurch weitere neuartige Belastungen der Mittel- und Niederspannungsnetze entstehen. Darüber hinaus besitzt auch die stetige Erhöhung des Anteils an direktvermarktetem Strom aus dezentralen Erzeugungsanlagen einen Einfluss auf die Netzauslastung. Die Interaktion von Smart Grids mit sog. Smart Markets ist in der jüngsten Vergangenheit vermehrt in den Fokus der Fachwelt gerückt. Insbesondere sind die Betreiber von Verteilungsnetzen zunehmend daran interessiert, die Flexibilität von Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen netzdienlich einzusetzen.

Die Kosten der Energiewende reduzieren

Das Gesamtziel des Verbundvorhabens liegt in der Konzeption, Realisierung und Validierung eines ganzheitlichen Konzepts zur Integration von Smart Market-Teilnehmern in Smart Grid-Systeme. Dabei soll der Markt möglichst frei agieren können und nur in kritischen Netzsituationen durch das Automatisierungssystem eingegriffen werden. Auf diese Weise sollen sämtliche Flexibilitäten im elektrischen Verteilungsnetz optimal eingesetzt und somit die Kosten der Energiewende insgesamt reduziert werden. Die Funktionsweise des entwickelten Systems wird anschließend in einem Feldtest in einem realen Niederspannungsnetz validiert.

Das Projekt steht derzeit noch am Anfang. Nach der Konzeptionsphase bis Mitte 2017 wird bis Anfang 2018 ein koordinierendes Regelungskonzept entwickelt und bis Ende 2018 in die Hardwarebestandteile des Gesamtsystems implementiert. Anfang 2019 beginnt der Feldtest, der bis zum Projektende weitergeführt wird.

Der Verbund besteht aus der Bergischen Universität Wuppertal (BUW), der ENTEGA AG und dem Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES). Als assoziierte Partner stellen die zusätzlich die ARGE Netz GmbH & Co. KG sowie die Städtische Werke AG ihre virtuellen Kraftwerke für den Feldtest zur Verfügung. Die BUW ist als Konsortialführer für die Projektorganisation, die Konzeption und die Systemzusammenführung federführend verantwortlich. Das Fraunhofer-IWES übernimmt die Ausgestaltung des Regelungsalgorithmus und die Integration in die Steuerungssoftware der virtuellen Kraftwerke. Die ENTEGA bringt ihre Erfahrung zur Entwicklung zellulärer Systeme und den Betrieb einer virtuellen Kraftwerkssteuerung im Testbetrieb ein und führt den Feldtest gemeinsam mit den Partnern in ihrem Netzgebiet durch.

Projektlaufzeit

09/2016 – 08/2019

Kontakt

Roman Uhlig
Projektkoordinator
Bergische Universität Wuppertal
Rainer-Gruenter-Str. 21
42119 Wuppertal
+49 202 439-1941
+49 202 439-1977

Zusätzlicher Ansprechpartner

Frederik Paulat
+49 202 439-1917

Forschungsförderung

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

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