Lösungen

Sieben Arbeitsthemen

Insgesamt untersuchen wir bei „grid control“ sieben Arbeitsthemen. Zunächst definieren wir jeweils die Funktionen und Schnittstellen der Lösungen. Danach entwickeln wir Systemlösungen und testen sie im Rahmen von Labortests sowie im realen Netzbetrieb im NETZlabor der Netze BW in Freiamt.

 

Netzplanung

Der Verteilnetzbetreiber (VNB) hat bisher neue Leitungen immer auf der Basis von Gleichzeitigkeitsfaktoren für den Stromverbrauch bzw. die Stromeinspeisung ausgelegt. Dies bedeutet, dass er den zu erwartenden maximalen gleichzeitigen Stromverbrauch bzw. -einspeisung für die Auswahl z.B. des benötigten Kabels zu Grunde gelegt hat.

Dieses Vorgehen kann jedoch zu einem ineffizienten Netzausbau führen, wenn die geschaffene Netzkapazität nur wenige Stunden im Jahr voll ausgelastet wird. Darüber hinaus können neue steuerbare Verbraucher wie z.B. Batteriespeicher die Verbrauchsverhalten der angeschlossenen Haushalte dahingegen verändern, dass sich beispielsweise der maximale gleichzeitige Stromverbrauch erhöht.

Wir wollen den Netzplanern wahrscheinlichkeitsbasierte Planungsmethoden und Techniken an die Hand geben, um das Stromnetz besser planen zu können.

Die Netzampel – Proaktive Engpassprognose und -vermeidung

Die Netzampel ist das Herzstück des Projekts grid-control. Sie vernetzt die Systeme des Netzbetreibers, der Marktteilnehmer und der Kunden.

 

Die Engpassprognose- unser Zukunftsszenario:

Die Stromlieferanten melden dem Verteilnetzbetreiber „Morgen Abend um 18 Uhr planen wir in Musterdorf 200 kW Stromverbrauch durch Speicherheizungen, Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge und Batteriespeicher.“ Der Netzbetreiber prüft, ob diese Strommenge über das Netz zu den Haushalten transportiert werden kann.

Gelbe Ampel – Engpassvermeidung

Der Netzbetreiber informiert die Stromlieferanten, dass es morgen um 18 Uhr mit den 200 kW neben den Stromverbräuchen der anderen unflexiblen Haushalte und aufgrund der geringen lokalen Stromerzeugung vor Ort eng im Netz wird. Die Netzampel wird vom sogenannten Grid Load Management System (GLMS) von grün auf gelb geschaltet.

Bei einer gelben Ampel soll den Stromlieferanten mit Hilfe eines im Projekt entwickelten Flexibilitäts-Management-Systems (FMS) ermöglicht werden, flexible Anlagen so neu zu planen, dass der Engpass im Netz vermieden werden kann. In unserem Beispiel kann der benötigte Strom beispielsweise durch die Entladung von Batteriespeichern vor Ort bereitgestellt werden oder der Strombezug aus dem Netz wird entweder reduziert oder zeitlich nach hinten/vorne verschoben.

Wenn kein Engpass prognostiziert wird, steht die Netzampel für den jeweiligen Zeitraum auf grün. Dann können die Erzeugungsanlagen, Batteriespeicher und Verbraucher auf lokaler Ebene mittels Flexibilitäts-Management-System und Gebäude-Energiemanagement-Systemen (GEMS)koordiniert werden.

Rote Ampel – Regionales Energiemanagement System

Für Netzbetreiber entwickeln und erproben wir ein Regionales Energiemanagement System (REMS). Dieses stellt eine dezentrale Ebene unter dem Netzleitsystem dar und kommuniziert sowohl mit Erzeugungsanlagen und Batteriespeichern als auch mit der Sensorik und Aktorik im Verteilnetz. Das REMS überwacht den Netzzustand. Zeichnet sich ab, dass das Netz trotz Bemühungen der Stromlieferanten überlastet wird, regelt es automatisch die Anlagen ab, die den Engpass verursachen.

So entsteht mit den Systemlösungen GLMS, FMS, GEMS und REMS ein schlüssiges Gesamtkonzept.

Das Flächenkraftwerk

Wenn es im übergelagerten Netz einen Engpass gibt, bündelt das Regionale Energiemanagementsystem die fluktuierenden Einspeiser auf Mittel- und Niederspannungsebene zu einem Flächenkraftwerk und steuert so die Netzauslastung auf Vorgabewerte im Rahmen der Netzkapazität.

Dieser Ansatz ermöglicht auch in Zukunft auch bei steigender Komplexität und zunehmender Anzahl an vielen, kleinen Erzeugungsanlagen noch den sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb zu gewährleisten.

 

Zustandsschätzung

Zurzeit ist es nicht wirtschaftlich, Sensorik flächendeckend in den Verteilnetzen einzusetzen und so den Netzzustand zu erfassen. Diese ist künftig jedoch nötig, um die Lastflüsse im Netz in Echtzeit zu beobachten und bei Überschreitungen von Grenzwerten mithilfe dezentraler Automatisierungssysteme schnell eingreifen zu können. Für die Beobachtung des Netzzustands wird im Rahmen des Projekts ein optimiertes und effizientes Verfahren zur Zustandsschätzung entwickelt und erprobt. Dabei soll anhand von wenigen Messpunkten im Netz der gesamte Netzzustand beobachtbar gemacht werden.

 

Systemdienstleistungen

Im Rahmen der Energiewende nimmt insgesamt die Anzahl der konventionellen Kraftwerke ab. Diese decken bisher den Bedarf an Systemdienstleistungen, die für den stabilen Netzbetrieb notwendig sind. Es wird deshalb ab 2030 mit einem Mangel an Blindleistung, Kurzschlussleistung und Momentanreserve gerechnet. Im Projekt grid-control werden im Rahmen eines Labortests am KIT neue Ansätze zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen durch dezentrale Erzeugungsanlagen und deren Koordination entwickelt und untersucht.