Referenzprojekt Proaktives Verteilnetz

Referenzprojekt Proaktives Verteilnetz

Aufgrund der zunehmenden dezentralen Einspeisung von erneuerbaren Energien muss das Stromnetz den neuen Anforderungen der sich wandelnden Energiemärkte gerecht werden. Die Rolle des Verteilnetzbetreibers (VNB) wandelt sich dabei von einer reaktiven hin zu einer proaktiven Rolle.

In dem Forschungsprojekt „Das proaktive Verteilnetz“ werden technische Lösungen erarbeitet und erprobt, die den VNB befähigen, bei Netzengpässen durch den aktiven Abruf von Flexibilitäten am Markt entgegenzuwirken. Dies soll sowohl zur Betriebs- und Versorgungssicherheit beitragen als auch Netzausbaukosten deutlich reduzieren. Dabei werden die Ergebnisse im realen System prototypisch umgesetzt. Erstmalig wird damit ein systemischer Ansatz für die Entwicklung eines vollumfänglichen, zustandsbasierten und Spannungsebenen-übergreifenden Last-, Erzeugungs- und Informationsmanagements für Verteilnetze verfolgt (siehe Abbildung 1).


Abbildung 1 – Proaktive Rolle des VNB durch Nutzung von Flexibilitäten (Quelle: RWE)

Herausforderungen und das Ampelkonzept

Die mit dem Ausbau von erneuerbaren Energien einhergehende Zunahme dezentral fluktuierender Einspeisung auf Nieder-, Mittel- und Hochspannungsebene beeinflusst in wachsendem Maße das Systemverhalten und verlangt somit nach einer proaktiveren Rolle des VNB. Zurzeit besteht jedoch keine genaue Kenntnis der aktuellen Zustände im Verteilnetz. Die Sichtbarkeit und Steuerbarkeit der Netzelemente ist in der Hochspannungsebene sehr gut, in der Mittelspannung gering, in der Niederspannung praktisch nicht vorhanden.

Das vorliegende Vorhaben schließt daher an das Kapazitätsampelkonzept an. Das Kapazitätsampelkonzept (auch kurz Ampelkonzept oder Ampelmodell) wurde unter Federführung des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) entworfen. Mittels des Ampelmodells wird das Zusammenwirken aller marktrelevanten Rollen und der gesetzlich regulierten Rollen beschrieben. Es grenzt die grundsätzliche Interaktion von Markt und Netz anhand der Systemzustände „grün“, „gelb“ und „rot“ voneinander ab.

In der grünen Ampelphase findet der Netzbetrieb im Rahmen bestehender Marktmechanismen statt. In der gelben Ampelphase werden beim Auftreten von Netzengpässen vorhandene Flexibilitäten zwischen Netz- und Marktakteuren diskriminierungsfrei ausgehandelt. Die Flexibilitäten werden mittels Systemdienstleistungen (SDL) zur Entlastung des Verteilnetzes und des Übertragungsnetzes markt- und regelkonform genutzt. Durch die moderierte Verlagerung von Abnahme- und Einspeiseaktivitäten seitens des Stromnetzbetreibers werden kritisch belastete Netzassets entlastet (Redispatch). Dieses sogenannte Redispatch-Management ist von entscheidender Bedeutung für den wirtschaftlichen, effektiven und sicheren Betrieb der Stromnetze. Eine erzwungene Abschaltung bei den Kunden durch den Netzbetreiber (rote Ampelphase) kann solange verhindert werden, wie Marktakteure in Verhandlungen eigene Lösungen finden können, ihre Netzkapazitätsnachfrage untereinander auf das vorhandene Netzkapazitätsangebot abzustimmen. Erst, wenn die Kosten des Verteilnetzbetreibers für Redispatch-Maßnahmen jene eines Netzausbaus übersteigen oder wenn die Häufigkeit und Dauer der gelben bzw. roten Ampelphasen von den Kunden nicht mehr akzeptiert werden, wäre ein weiterer Netzausbau – entsprechend eines zu erweiternden Kriterienkatalogs – indiziert.

Lösungsbeschreibung und die Rolle von Venios im Detail

Im Projekt übernimmt Venios konkret die Überführung und algorithmische Analyse der Netzzustandsschätzung, welche durch die TU-Dortmund entwickelt wird, in die sogenannte Kommunikations- und Diensteplattform (KDP). Weiters übernimmt Venios die Untersuchung und Validierung der Umfelddaten als wichtige Eingabequelle für die Zustandsschätzung sowie die Betrachtung notwendiger Schnittstellen sowohl zwischen den Systemen als auch aus Fremdsystemen. Venios Energy Platform (VEP) dient im Projekt als Basis der Umsetzung der Zustandsschätzung und Zustandsprognose im Verteilnetz sowie zur Erzeugung von Pseudomesswerten über modellbasierte Verfahren (Abbildung 2).

Zur Bereitstellung der nötigen Daten wird auf die Entwicklungen des Venios-Produktes Venios Energy Solution (VES) zurückgegriffen. VES erlaubt die orts- und zeitaufgelöste Analyse von elektrischen Energiesystemen. Unser System ist hierbei auf die massive parallele Verarbeitung verschiedenster Datenquellen und Modelle („Big Data“) ausgelegt. Neben der Möglichkeit einer messtechnischen Erfassung des Netzgebietes werden in diesem Projekt Analysen über lokale Erzeugung und lokalen Verbrauch auch über Modellierungsansätze mittels sekundärer Datenquellen abgebildet und diese weiterentwickelt. VES stellt die Ergebnisse der Netzzustandsschätzung sowie die Ansprache der Flexibilität über die KDP dem Leitstand in einfacher Weise zur Verfügung. Für die Bereitstellung der Information werden für die Netzführung entsprechende „Dashboard“-Ansichten entwickelt, welche den identifizierten Handlungsbedarf zur Freigabe bereitstellen.


Abbildung 2 – Rolle von Venios im Proaktiven Verteilnetz

Erwartete Ergebnisse

Im Bereich Netzführung werden, mit der Konzeption/Erforschung und der anschließenden prototypischen Demonstration einer Netzleitlösung für alle Verteilnetzebenen und von Kapazitäts- und Leistungsfähigkeitsprognosen für das Verteilnetz, innovative technische Komponenten zur Netzbetriebsführung realisiert. Dies ermöglicht die Nutzung von im Verteilnetz identifizierten Flexibilitäten z.B. zur Erbringung von SDL und netzbezogenen Maßnahmen durch den VNB. Im Bereich Netzplanung liegt eine zentrale Leistung des Projektes darin, dass die Ergebnisse in die zukünftigen Planungs- und Betriebsgrundsätze einfließen und somit die Kriterien zur Dimensionierung zukünftiger Netze neu definiert bzw. angepasst werden können, damit ein politisch nicht gewollter, sowie ökologisch und ökonomisch nicht sinnvoller bzw. „unnötiger“ Netzausbau verhindert werden kann. Eine zuverlässige probabilistische Zustandsschätzung soll Bewertungen des Netzes ermöglichen, aus denen aktuell erforderliche Maßnahmen für das Netz sowie Empfehlungen für die künftige Ausgestaltung des regulatorischen Kontextes abgeleitet werden können.

So schafft die Definition der Ampelphasen und die für alle Akteure des Energiesystems zugängliche und sichere Kommunikations- und Diensteplattform (KDP), mit deren Hilfe Marktteilnehmer die im Netz vorhandenen Flexibilitäten aktiv und diskriminierungsfrei aushandeln oder koordinieren können, eine wichtige Voraussetzungen für die „aktive Partizipation von Netznutzern“ sowie für die Integration nationaler Netze in ein marktbasiertes europäisches Verbundnetz. Die Relevanz des Projektes für einen europaübergreifenden Strommarkt wird durch die Einbindung europäischer Verbände (z.B. ENTSO-E) und europäischer Regulatoren (z.B. ACER) gewährleistet.

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