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grid-control

Intelligentes Verteilnetz: das Netz der Zukunft

Projektstatus
Begonnen

Ob Windkraft oder Solaranlagen: Der Anteil an Strom aus erneuerbaren Energien nimmt in Deutschland stetig zu. Das belastet die Verteilnetze. Sie sind ausgelegt, den Strom vom Kraftwerk zum Verbraucher zu transportieren – in eine Richtung und nur in der benötigten Menge. Mit der Energiewende und dezentralen Energieerzeugungsanlagen ändert sich der Prozess: An sonnigen Tagen produzieren Solaranlagen mehr Strom als die Anwohner einiger Regionen verbrauchen und bringen die Verteilnetze dadurch an ihre Belastungsgrenzen.

Ansätze aus Einzelvorhaben werden ganzheitlich weiterentwickelt

Wie äußern sich die Änderungen im Detail? Was sind kurz- und mittelfristige Lösungen für Netzbetreiber? Welche intelligenten Lösungen können helfen, die Netze an die neuen Gegebenheiten anzupassen, damit sie weiterhin – auch in kritischen Situationen – rund um die Uhr stabil arbeiten? Diesen Fragen gehen die Forscher beim Projekt grid-control nach. Im Zeitraum von drei Jahren erarbeitet ein Konsortium mit Partnern aus Wissenschaft und Wirtschaft Lösungen für zukunftsfähige Verteilnetze. In grid-control greifen neun Partner dabei Ergebnisse früherer Projekte auf, führen deren Ansätze als Gesamtkonzept zusammen und entwickeln sie weiter. Praktische Erkenntnisse liefern Tests am Energy Smart Home Lab des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) und im NETZlabor der Netze BW.

Interaktion zwischen Erzeuger, Verbraucher und intelligenten Systemen

Die Grafik zeigt, wie Prosument, Verteilnetzbetreiber und der Energiemarkt in einem gegenseitigen Geschäftsverhältnis Verhältnis stehen. | Grafik: NetzeBW
Die Grafik zeigt, wie Prosument, Verteilnetzbetreiber und der Energiemarkt in einem gegenseitigen Geschäftsverhältnis Verhältnis stehen. | Grafik: NetzeBW

Ein Ziel des Projekts: das Zusammenspiel zwischen technischen Systemen von Netzbetreibern, Markt-Teilnehmern und Endkunden.

Für den stabilen Netzbetrieb sind zuverlässige Last- und Einspeiseprognosen notwendig. Sie erlauben die Vorhersage von Netzengpässen. Da künftig immer mehr Flexibilitätspotenziale durch Markt-Teilnehmer genutzt werden, müssen Netzbetreiber sie bei der Erstellung von Lastflussprognosen berücksichtigen. Hierfür entwickeln die Forscher ein sogenanntes Grid Load Management System (GLMS). Es schafft eine Schnittstelle zwischen Markt-Teilnehmern und dem Netzbetreiber. Diese Software-Lösung soll zusätzlich zur Erstellung von Lastflussprognosen im Voraus die Nutzung der begrenzten Netzkapazität regeln.

Für Netzbetreiber wird ein regionales Energiemanagementsystem (REMS) zur dezentralen Regelung entwickelt. Es stellt eine dezentrale Ebene unter dem Netzleitsystem dar und kommuniziert sowohl mit Erzeugungsanlagen als auch mit der Sensorik im Verteilnetz. Das Energiemanagementsystem soll den Net zustand überwachen und im Falle eines Engpasses auf die jeweiligen Anlagen einwirken. Die Basis für die gesamte Lösung, die die Systeme des Verteilnetzbetreibers, Marktteilnehmer und Kunden miteinander vernetzt,  bildet das Ampelkonzept des BDEW.

Die lokale Koordination von Erzeugern, Batteriespeichern und Verbrauchern wie bei Elektromobilen erfolgt bereits heute teilweise durch Energiemanagementsysteme. Künftig werden viele solcher Lösungen die Aufgaben übernehmen, die in die derzeit entstehende Smart Meter Infrastruktur eingebettet sein werden. Zur rollenübergreifenden Nutzung dieser Flexibilitätspotenziale kommen im Projekt auch Gebäude-Energiemanagementsysteme (GEMS) in Verbindung mit Batteriespeichern zum Einsatz. Diese sind in das Gesamtkonzept mit Grid Load Management System und Regionalem Energiemanagement System eingebunden.

Zur Erweiterung der Funktionen des heutigen Energiehandels und Bilanzkreismanagements sowie zur Abbildung des Netzampelkonzeptes wird im Projekt grid-control ein Flexibilitätsmanagement-System (FMS) für Marktteilnehmer (MT) entwickelt. Dieses sammelt die Informationen über Flexibilitäten und Fahrpläne ein und stellt diese Daten dem GLMS zur Verfügung. Die vom GLMS rückgemeldeten Informationen/ Ampelsignale werden darüber hinaus für die Optimierung am Markt herangezogen und es werden gemeinsam mit den GEMS Maßnahmen ergriffen um prognostizierte Netzengpässe zu vermeiden.

Im Video erklärt: grid-control

Systemdienstleistungen sollen bereitgestellt werden

Auf dieser Karte von Baden-Württemberg ist zu sehen, wo der Labortest und der Feldtest im Forschungsvorhaben grid-control stattfinden. | Bild: NetzeBW
Auf dieser Karte von Baden-Württemberg ist zu sehen, wo der Labortest und der Feldtest im Forschungsvorhaben grid-control stattfinden. | Bild: NetzeBW

Durch die Energiewende gibt es weniger konventionellen Kraftwerke. Diese decken jedoch bisher den Bedarf an Systemdienstleistungen , die für den stabilen Netzbetrieb notwendig sind. Die Deutsche Energie-Agentur (dena) rechnet deshalb ab 2030 mit einem Mangel an Blindleistung und Momentanreserve . Daher entwickeln die Forscher alternative Lösungen zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen aus den Verteilnetzen. Darüber hinaus erfolgt die Bemessung der Netzkapazität von Verteilnetzen bislang durch ein deterministisches Planungsverfahren, das die zu erwartende Maximallast/-einspeisung abschätzt. Um trotz der veränderten Anforderungen der Verteilnetze wirtschaftlich zu agieren, wird eine wahrscheinlichkeitsbasierte Planungsmethode entwickelt.

Zurzeit ist es unwirtschaftlich, mittels Sensoren den Netzzustand in Verteilnetzen zu erfassen. Das ist künftig jedoch nötig, um die Lastflüsse im Netz in Echtzeit zu beobachten. Bei Überschreitungen von Grenzwerten können Betreiber dann mithilfe dezentraler Automatisierungssysteme schnell eingreifen. Für die Beobachtung des Netzzustands wird im Rahmen des Projekts ein optimiertes und effizientes Verfahren zur Zustandsschätzung entwickelt, das auf Daten der zukünftigen Smart-Meter Infrastruktur aufbaut.

Die Entwicklung und Evaluation des Gesamtsystems erfolgt in mehreren Schritten. Zunächst werden die Funktionen und Schnittstellen der einzelnen Lösungen definiert. Danach werden die Systemlösungen entwickelt und anschließend in einem umfangreichen Labortest am KIT und im Rahmen eines Feldtests im NETZlabor der Netze BW erprobt. Ergebnisse aus den ersten Schritten im Projekt sind 2016 zu erwarten.

Die Aufgaben der Projektpartner im Detail

NetzeBW GmbH - Verbundkoordination und Konzeptionierung sowie Erprobung der Systemlösungen im Feldtest

Landis+Gyr GmbH - Umsetzung des Regionalen Energie Management Systems

Fichtner IT Consulting AG - Umsetzung des Grid Load Management Systems (GLMS)

Seven2one Informationssysteme GmbH - Umsetzung der Plattformen für Grid Load Management und Flexibilitätsmanagement

ads-tec GmbH - Integration dezentraler Speichersysteme

Karlsruher Institut für Technologie - Hardware-in-the-loop-Laborversuch

Forschungszentrum Informatik am KIT - Adaption des Gebäude-Energiemanagementsystems

Institut für Energieübertragung und Hochspannungstechnik der Universität Stuttgart - Erforschung von Zustandsschätzung und probabilistischer Netzplanung

Projektlaufzeit

07/2015 – 06/2018

Kontakt

Katharina Volk
Verbundkoordinator
Netze BW GmbH
Schelmenwasenstr. 15
70567 Stuttgart
+49 711 289 48661

Links

Projekthomepage der Netze BW.

Downloads

Projektposter (pdf, 851 kB)

dena-Studie Systemdienstleistungen 2030 

auf der Homepage der dena.

Forschungsförderung

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

Basisinformationen

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