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REGEES – Szenario 2030

Erneuerbare Energien zu 100 Prozent integrieren

Projektstatus
Begonnen

Mit dem geplanten Vorhaben REGEES untersuchen Wissenschaftler, wie das Stromnetz auch in Zukunft erneuerbare Energien integrieren kann und dabei weiterhin sicher funktioniert. REGEES steht dabei für optimale Betriebs- und Regelungsstrategien für das zuverlässige elektrische Energieversorgungssystem Deutschlands bei vollständiger Integration der Einspeisung aus erneuerbaren Energien im Zeithorizont 2030. Sie entwickeln dazu neue Betriebsführungs- und Regelungsstrategien. Die fluktuierend erzeugte Energie wollen sie dabei möglichst zu 100 Prozent integrieren.

Schon heute stehen die Verteil- und Übertragungsnetze vor großen Herausforderungen. Die zunehmenden dezentralen Einspeisepunkte belasten das für wenige große Kraftwerke konzipierte Stromnetz und ein weiterer Ausbau von erneuerbaren Energien ist geplant. Die dabei auftretenden Belastungen für das Netz sind wissenschaftlich noch nicht in allen Facetten beleuchtet und stellen große Herausforderungen für die Betreiber dar. Ein Punkt sind zum Beispiel die bidirektionalen Leistungsflüsse: Verbraucher werden bei bestimmten Wetterbedingungen zu Erzeugern. Je nach der topologischen Verteilung und der lokalen Wetterbedingungen ergibt sich so eine sehr unterschiedliche Dynamik und Volatilität hinsichtlich der Einspeise-Bedarfs-Situation.
Derzeit können verschiedene Maßnahmen dafür sorgen, 100 Prozent der erneuerbaren Energien einzuspeisen:

  • Erhöhung der Flexibilität von konventionellen Kraftwerken 
  • Netzebenenübergreifende Betriebsführung mit einer horizontal-vertikalen Leistungsflussoptimierung inklusive eines zukünftig möglichen Overlay-Netzes
  • Netzübergreifende Nutzung verfügbarer Speicher-, Regel- und Flexibilitätspotenziale
  • Beitrag erneuerbarer Energien zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen (Leistungs-, Frequenzregelung, Spannungshaltung und Blindleistungsbereitstellung) zum Beispiel in Form von virtuellen Kraftwerken.

Im Forschungsvorhaben REGEES erarbeiten und demonstrieren die Wissenschaftler Ansätze einer koordinierten Netzbetriebsführung und -regelung. Das Ziel ist es, zentrale, dezentrale regelungstechnische Potenziale optimal auszunutzen, aber auch die Anforderungen des Energiemarktes zu beachten. Eine neue Herausforderung stellen vor allem die unteren Spannungsebenen der Verteilnetze dar. Dort fehlt heute eine durchgehende Online-Überwachung zum Netzschutz. Die zu entwickelnde technisch anspruchsvolle Mess- und Kommunikationstechnik wollen die Projektpartner aber nicht nur in den unteren Spannungsebenen etablieren, sondern sie über alle Netzebenen hinweg betreiben. 

Mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien wird eine hinreichend genaue messtechnische Erfassung aller Netzebenen unerlässlich. So können Netzbetreiber eine koordinierte und effiziente Fahrweise der unmittelbar betroffenen Netze mittels Fahrplanaustausch ermöglichen. Daher müssen auf diesem Ansatz basierende SCADA-Systeme in der Lage sein, die messtechnische Erfassung und Zustandsschätzung auch von bisher unüberwachten Netzebenen zu unterstützen und als zusätzliche Eingangsgröße für die neu zu entwickelnden netzübergreifenden Betriebsführungs- und Regelungsstrategien zur Verfügung zu stellen. Die entwickelten Betriebsführungskonzepte werden auf dieses Modell angewendet und dessen Auswirkungen untersucht. 

Im Fokus der Arbeiten stehen die Entwicklung und vertiefende Untersuchungen von zwei Betriebsführungs- und Regelungsstrategien:

  1. Koordinierte ÜNB-VNB-Netzbetriebsführung
  2. Koordinierte Markt-Netzbetriebsführung 

Die koordinierte ÜNB-VNB-Netzbetriebsführung stellt einen neuen, innovativen Ansatz dar und beinhaltet die Ermittlung der optimalen horizontalen und vertikalen Leistungsflüsse durch eine Netzebenen übergreifende Betrachtungsweise. Die Ingenieure berücksichtigen dabei die planbaren und dezentralen fluktuierenden Einspeisungen und Bedarfe sowie die aktuelle Topologie. Die Optimierung liefert dann einen 15-Minuten-Fahrplan für Netzverknüpfungspunkte und steuerbare Betriebsmittel - wie zum Beispiel Speicher - bei maximaler Nutzung der erneuerbaren Energien und minimaler Abregelung dezentraler Einspeisungen nach § 13EnWG.

Die bisherige regionenorientierte Betrachtungsweise erweitern die Experten im Rahmen der zu entwickelnden Betriebsführungsstrategie um vor- und nachgelagerte Netze. Dabei nehmen sie an, dass eine neue Netzebene als HGÜ-Overlaynetz oberhalb der heute bestehenden 400-kV-Ebene entsteht. Weiterhin erfolgt eine Definition der zugehörigen Prozesse für den Fahrplanaustausch zwischen den betroffenen Netzbetreibern. 

Erneuerbare Energien innerhalb der Netzrestriktionen optimal vermarkten

Die Aspekte des gegenwärtig existierenden Energiemarktes bleiben zugunsten der im Projekt vorgeschlagenen koordinierten Markt-Netzbetriebsführung unberücksichtigt. Mit dem Ansatz der koordinierten Markt-Netzbetriebsführung sollen die Anforderungen und Gesichtspunkte des Energiemarktes mit denen des Übertragungs- und Verteilernetzbetriebes verknüpft werden, wobei die Netze nur abstrahiert in Form von Ersatzkuppelkapazitäten modelliert werden. Ziel dieses Ansatzes ist die optimale Vermarktung der erneuerbaren Energien im Energiemarkt innerhalb der einzuhaltenden Netzrestriktionen.

Die vorgeschlagenen Ansätze sollen Möglichkeiten aufzeigen, wie eine optimale Netzbetriebsführung mit 100 Prozent erneuerbaren Energien technologisch und energiewirtschaftlich möglich ist. Ein Vergleich der untersuchten Ansätze anhand von durchgeführten Simulationen ermöglicht eine Bewertung mit Ausweisung der Vor- und Nachteile sowie der gegebenenfalls erforderlichen regulatorischen Anpassungen, um ein kombiniertes Verfahren mit den Vorteilen der Ansätze künftig umsetzen zu können.

Forschungsergebnisse für wirtschaftliche und wissenschaftliche Zwecke

Die entstehenden Ergebnisse werden wirtschaftlich und wissenschaftlich verwertet. Neben dem Aufbau und der Festigung des eigenen Wissens und Fachkompetenzen soll das Projekt helfen, zukunftsweisende wissenschaftliche Themenstellungen zu erarbeiten. Die wirtschaftlichen Verwertungsmöglichkeiten bestehen in der Entwicklung neuer Verfahren und Technologien für die koordinierte Netzbetriebsführung.

Im Rahmen der Forschung konnten bisher zwei Veröffentlichungen auf internationalen Konferenzen platziert werden.

1)    IEEE Energy Conference in Leuven, April 2016  durch das Fraunhofer IOSB-AST:
Zimmermann, T.; Klaiber, S.; Bretschneider, P.: "A Market System Operator as a new role to balance the distribution grid and to coordinate market and grid operations", IEEE International Energy Conference (EnergyCon), Leuven, Belgium, April 4-8, 2016

In diesem Paper wird ein Ansatz für eine erweiterte Markt-Netz-Betriebsführung vorgestellt. Dafür wird die Rolle des Market System Operator neu eingeführt und das ENTSO-e Fahrplananmeldesystem erweitert. Dazu wurde außerdem ein Ampelsystem für Verteilnetze entwickelt und integriert. Das Ziel ist der Erhalt eines liberalisierten Energiemarktes, wie ihn die EU-Kommission vorsieht, und der den Zielen der Energiewende in Deutschland nicht im Wege steht. Der vorgestellte Ansatz erweitert bestehende Prozesse und Rollen, ohne diese zu revidieren. Dies stärkt die einzelnen Stakeholders und Netzbetreiber und verbessert deren Kommunikation.

2)    General Meeting der IEEE Power & Energy Society in Boston, Juli 2016 durch die Technische Universität Ilmenau:
Schwerdfeger, R.; Schlegel, S.; Westermann, D.: "Approach for N-1 Secure Grid Operation with 100% Renewables", IEEE PES General Meeting, Boston, USA, July 17-21, 2016

In diesem Paper wird ein Konzept für die vertikale Netzbetriebsführung vorgestellt, das trotz hoher Volatilität der erneuerbaren Energien ein zuverlässiges elektrisches Energieversorgungssystem sicherstellt. Dafür werden die technischen Herausforderungen, die dieses Konzept mit sich bringt, beleuchtet. Es wird gezeigt, dass der vertikale Netzbetriebsführungsansatz einen positiven Effekt auf die N-1-Sicherheit hat.

Die Arbeitspakete und Verbundpartner im Überblick

0 Projektleitung (Fraunhofer IOSB-AST)
1 Anforderungsanalyse (TU-Ilmenau)
2 Optimale vertikale Netzführung (TU-Ilmenau)
3 Optimale horizontale Netzführung (Fraunhofer IFF)
4 Virtuelles Kraftwerk mit 100 Prozent erneuerbaren Energien (OvGU)
5 Koordinierte Markt-Netz-Betriebsführung (Fraunhofer IOSB-AST)
6 SCADA/EMS (Siemens AG)
7 Validierung, Auswertung und Zusammenfassung (Fraunhofer IFF) 

 

 

Projektlaufzeit

01/2015 – 12/2017

Kontakt

Dr.-Ing Peter Bretschneider
Verbundkoordinator
Fraunhofer IOSB
Am Vogelherd 50
98693 Ilmenau
+49 3677 461-102
+49 3677 461-100

§ 13 EnWG

Im Paragraph 13 des Energie-Wirtschafts-Gesetzes (EnWG) ist geregelt, unter welchen Umständen die Übertragungs­netzbetreiber berechtigt und verpflichtet sind, netz­ge­fähr­den­de Situationen oder Störungen zu vermeiden. Das kann einerseits durch netzbezogene Maßnahmen wie Netz­schal­tungen oder marktbezogene Maßnahmen wie zum Beispiel den Einsatz von Regelenergie geschehen.
Der Paragraph im Wortlaut

Links

Projekthomepage mit weiterführenden Informationen

Forschungsförderung

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

Basisinformationen

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