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Die Ampel im Netz

Im Forschungsprojekt grid-control werden in Baden-Württemberg Systeme für eine intelligente Netzsteuerung entwickelt und erprobt.

Wo umfangreiche, komplexe Verkehrsflüsse zu koordinieren sind, sorgen Ampeln für geregelte Abläufe und helfen, Unfälle zu vermeiden. Auch in den deutschen Verteilnetzen sind entsprechende Regelungsmechanismen dringend erforderlich, denn im Zuge der Energiewende herrschen dort – um im Bild zu bleiben – bisweilen Zustände wie auf einer Kreuzung zur Hauptverkehrszeit. Die Lastflüsse an den Umspannstationen kehren sich um, immer häufiger werden Maßnahmen des Einspeisemanagements erforderlich, um einer Überlastung der Betriebsmittel vorzubeugen. Auch die Bewirtschaftung und Planung der Verteilnetze werden komplizierter, da zunehmend neue Akteure die unteren Spannungsebenen durchdringen. So betrachtet ist es überaus passend, dass die Netzampel zum Oberbegriff für die Gestaltung der künftigen Interaktion zwischen Marktteilnehmern und Netzbetreibern geworden ist. Eingeführt wurde der Begriff 2013 vom BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.). In der Logik einer Ampel wird zwischen der grünen Marktphase, in der das Stromnetz ohne Einschränkungen für den Markt funktioniert, und der roten Netzphase, in der die Systemstabilität gefährdet ist, insbesondere die gelbe Übergangsphase interessant.

Mit vier innovativen ITK-Systemen soll die Netzampel im Projekt vollständig umgesetzt werden.
Mit vier innovativen ITK-Systemen soll die Netzampel im Projekt vollständig umgesetzt werden.

Im Forschungsprojekt grid-control unter der Konsortialführung der Netze BW soll die Netzampel im Zusammenspiel zwischen Verteilnetzbetreiber, Energiemarkt und Prosumenten vollständig umgesetzt werden. Dazu will man mittels verbesserter Lastflussprognosen analog zum Vorgehen der Übertragungsnetzbetreiber Netzengpässe frühzeitig identifizieren. Wird ein solcher Netzengpass erwartet, signalisiert der Verteilnetzbetreiber den Marktteilnehmern Handlungsbedarf (gelbe Phase). Die Marktteilnehmer optimieren daraufhin ihre Anlagen neu, sie verschieben beispielsweise Verbrauch (etwa die Ladung eines Elektrofahrzeugs) auf Zeiten hoher EE-Einspeisung. Kommt es dennoch zu einem Netzengpass (rote Phase), regelt der VNB die Anlagen bedarfsgerecht ab.

Die physikalische Stabilität der Netze ist dabei jedoch nur ein Aspekt, wie Katharina Volk, Projektleiterin bei Netze BW, erläutert: „Durch die wirtschaftliche Priorisierung zwischen Last- und Einspeisemanagement wird durch die Netzampel die Bezahlbarkeit der Stromversorgung in der Zukunft gewährleistet. Gleichzeitig unterstützen wir durch den Ausgleich von regionaler Last und Erzeugung einen hohen regionalen Eigenverbrauch des Netzgebietes.“

Insgesamt sieben Themen werden im Rahmen des Vorhabens untersucht und zu einer Gesamtlösung verbunden. Konkret geht es um Hardware- und Softwarelösungen für die genannten Akteure, die im Zuge des Projekts entwickelt und integriert werden. Entsprechend den Vorgaben des Forums Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN) – sind die Komponenten den jeweiligen (Markt-) Rollen zugeordnet.

Verteilnetzbetreiber

Beim VNB wird zunächst ein neu entwickeltes Grid Load Management System (GLMS) zur Anwendung kommen. Es soll zum einen die Stromflüsse prognostizieren und zum anderen regeln, von wem und in welcher Höhe die Netze genutzt werden. Wesentlicher Input für die Prognosen sind die Informationen des Vertriebs. Das GLMS schaltet die Netzampel und löst damit andere Prozesse aus. Als Grundlage für die Ermittlung der Netzampelphasen werden vier netzorientierte, regionale Clusterebenen eingeführt, für die diskriminierungsfreie Aktivierungsquoten (gelbe Netzampelphase) oder Freigaberäume (grüne Netzampelphase) an die Marktakteure übermittelt werden. Ein prognostizierter Netzengpass hat dabei Auswirkungen auf alle nachgelagerten Netzampeln.

Das zweite System – das regionale Energiemanagement System (REMS) – stellt eine dezentrale Ebene unter dem Netzleitsystem dar und kommuniziert sowohl mit Erzeugungsanlagen als auch mit der Sensorik im Mittel- wie im Niederspannungsnetz. Das REMS soll den Netzzustand überwachen. Zeichnet sich ab, dass das Netz trotz Bemühungen des Vertriebs überlastet wird (rote Ampel), regelt es automatisch die Anlagen ab, die den Engpass verursachen. Zur verbesserten Beobachtbarkeit des Verteilnetzes wird eine Zustandsschätzung als Erweiterung des REMS implementiert.

Energiemarktteilnehmer (Vertrieb)

Der Marktteilnehmer unterhält ein Flexibilitäts Management System (FMS), das auf Basis der Informationen des Netzbetreibers respektive der Ampelschaltung Fahrpläne optimiert und Anlagen schaltet. Dabei werden neue Ansätze zur Bereitstellung von Flexibilitäten durch dezentrale Erzeugungsanlagen und deren Koordination entwickelt und untersucht.

Prosumenten

Beim Prosumenten werden neben dem zukünftigen intelligenten Messsystem Gebäude- Energiemanagementsysteme (GEMS) und Grid-Control-Units (GCU) zur Steuer- und Regelung der verschiedenen Energieanlagen betrieben. Hierbei übernimmt das GEMS die Aufgaben der lokalen Energieoptimierung durch die Marktseite und die Grid-Control- Unit die zuverlässige Ansteuerung der für den Netzbetrieb relevanten Energiesysteme. Gleichzeitig vernetzt das Projekt grid-control dezentrale Erzeuger und Verbraucher zu einem Flächenkraftwerk, um so Systemdienstleistungen koordiniert bereitzustellen und eine gezielte Regelung der Anlagen im Verteilnetz zu ermöglichen.

Ein weiterer wesentlicher Aspekt im Projekt ist die Verbesserung der Netzplanung, die heute ja zumeist anhand von Worst Case-Szenarios erfolgt und daher vielfach überdimensioniert ist. „Wir wollen den Netzplanern wahrscheinlichkeitsbasierte Methoden an die Hand geben, um das Stromnetz so zu planen, dass Geld und Baumaßnahmen gespart werden können“, sagt Katharina Volk.

Umsetzung des Netzampelansatzes mit regionalen Netzclusterebenen
Umsetzung des Netzampelansatzes mit regionalen Netzclusterebenen

Das Projekt grid-control läuft bereits seit Juli 2015 und ist inzwischen soweit fortgeschritten, dass man die Erprobung im Feld vorbereitet. Erfolgen soll der Praxistest im Netzlabor Freiamt der Netze BW. Es handelt sich hier um einen ländlichen Mittelspannungs-Teilabschnitt, in dem die maximale EE-Einspeiseleistung aus erneuerbaren Energien die maximale Netzlast um den Faktor drei übersteigt. Damit sind ausgezeichnete Voraussetzungen gegeben, um Funktionalitäten des zukünftigen Netzbetriebes, wie das Power Balancing, bereits heute im realen Netz zu erproben.

Neben der Netze BW als Konsortialführer sind zudem folgende Partner aus Industrie und Wissenschaft an dem Projekt beteiligt: ads-tec, EnBW, Fichtner IT Consulting, FZI Forschungszentrum Informatik, Karlsruher Institut für Technologie (KIT), Landis+Gyr, Seven2one und die Universität Stuttgart. Neun Millionen Euro beträgt das gesamte Projektvolumen, die Fördersätze für die einzelnen Projektpartner sind unterschiedlich. Gemeinsam mit dem Prager Verteilnetzbetreiber PREdistribuce (PREdi) wird zudem die Übertragbarkeit der im Projekt entwickelten Konzepte und Systeme auf ein städtisches Verteilnetz in einem anderen Ordnungsrahmen untersucht.

Forschungsthemen grid-control

1. Power Balancing
Weiterentwicklung des Einspeise- managements:
a) Lastflussregelung um einen bestimmten Leistungswert am Referenzknoten (aggregiertes Einspeisemanagement).
b) Lastflussregelung auf einen bestimmten Sollwert am Referenzknoten, entsprechend der Wirkleistungsregelung heutiger konventioneller Kraftwerke.

2. Dezentrales Spannungsmanagement
Priorisierung und Koordination verschiedener spannungshaltender Maßnahmen für eine optimale Bewirtschaftung des Spannungsbandes. Neben Betriebsmitteln wie regelbaren Ortsnetztransformatoren, Energiespeichern oder E-Ladeinfrastruktur kommen Betriebsmethoden wie das Blind- und Wirkleistungsmanagement zum Einsatz.

3. Kurzschlussleistung und Momentanreserve
Durch dezentrale Anlagen Wechselrichtertechnologie mit Supercaps- Leistungsspeichern.

4. Engpassprognose für den stabilen Netzbetrieb
Integrierter Prozess zwischen Marktseite und VNB für die Erstellung von netzknotenscharfen Lastflussprognosen.

5. Prognosebasiertes Engpassmanagement durch Netzampelkonzept
Diskriminierungsfreies Kapazitätsmanagement auf Basis der BDEW Netzampellogik zur Bewirtschaftung von Verteilnetzengpässen.

6. Zustandsschätzung
Optimiertes Verfahren, aufbauend auf Sensorik in der zukünftigen Smart-Meter-Infrastruktur.

7. Probabilistische Netzplanung
Wahrscheinlichkeitsbasierte Verfahren für einen kostensparenden Netzausbau.

 

 

Kontakt: Netze BW, Katharina Volk, 70567 Stuttgart, Tel. +49 711 2894 8661, k.volk@netze-bw.de

EnBW Stand 3-322 / 6-303

Bilder: Rainer Sturm, Netze BW