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Bild: iStock, Ziutograf

Grid-Load-Management Ampeln für das Stromnetz

08.05.2017

Bisherige Methoden zur Planung von elektrischen Verteilnetzen können mitunter zu einem ineffizienten Netzausbau führen. Das Forschungsprojekt Grid-Control geht nun andere Wege: Wahrscheinlichkeitsbasierte Analysen, ein elaboriertes Netzampelsystem und der intelligente Einsatz von Flexiblitäten sollen einen wirtschaftlichen und zielgerichteten Ausbau ermöglichen.

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Um den Herausforderungen der zukünftigen Energieversorgung gerecht zu werden, sind neue Konzepte und technische Systemlösungen für eine dezentrale Umsetzung der Energiewende notwendig. Einen solchen umfassenden Ansatz entwickelte das Konsortium des öffentlich geförderten Forschungsprojektes Grid-Control. Es versucht insbesondere, den rollenspezifischen Anforderungen von Netzbetreiber, Marktteilnehmer und Anlagenbetreiber gerecht zu werden. Das übergeordnete Ziel des Projektes stellt außerdem die Realisierung eines wirtschaftlichen Verteilnetzbetriebes in Gebieten dar, in denen in hohem Maße dezentrale Energieerzeugung stattfindet.

Gegenwärtig erfolgt die Planung des elektrischen Verteilnetzes unter Zuhilfenahme deterministischer Verfahren. Vordefinierte Gleichzeitigkeitsfaktoren für Verbraucher und Einspeiseanlagen bilden hierbei die Grundlage für Berechnungen. Allerdings kann dieses Vorgehen auch zu einem ineffizienten Netzausbau führen, da die neu geschaffene Netzkapazität oft nur wenige Stunden pro Jahr voll ausgenutzt wird.

Netzampelkonzept für eine bessere Auslastung

Die Forscher von Grid-Control erarbeiten an der Universität Stuttgart nun wahrscheinlichkeitsbasierte Analysemethoden und Planungsverfahren, die eine volkswirtschaftlich effizientere Lösung darstellen können. Die neue Methodik soll darüber hinaus die Anwendung bestimmter Netzbetriebsführungsstrategien und den intelligente Einsatz von Flexibilitäten berücksichtigen.

Um die Lastflüsse und die Nutzung der Verteilnetzkapazitäten zu koordinieren, greift das Projekt Grid-Control ein Netzampelkonzept auf. Es basiert auf dem Zusammenspiel von Verteilnetzbetreibern, Anlagenbetreibern und Marktteilnehmern und ermöglicht den marktorientierten Einsatz von Flexibilitäten, also zum Beispiel von Batteriespeichern. Zudem sollen diese zur Vermeidung von lokalen Engpässen im Netz genutzt werden. Im Projekt steht deshalb auch die Entwicklung rollengerechter Systemlösungen im Vordergrund. Ziel ist es, eine vollständige Umsetzung der roten, gelben und grünen Netzampelphase zu realisieren.

Engpässe im Netz frühzeitig erkennen

Verbesserte Lastflussprognosen sollen hierbei helfen, Netzengpässe frühzeitig zu erkennen. Im Falle eines prognostizierten Engpasses (gelbe Phase) signalisiert der Verteilnetzbetreiber allen Marktteilnehmern im betroffenen Netzgebiet Handlungsbedarf. Diese verschieben dann etwa die Ladung von Batteriespeichern, E-Mobilen oder Speicherheizungen auf Zeiten hoher EE-Einspeisung. Kommt es dennoch zu einem Netzengpass (rote Phase), regelt der Netzbetreiber Anlagen bedarfsgerecht ab. Die wahrscheinlichkeitsbasierte Planungsmethode soll darüber hinaus das Netzampelkonzept als Alternative zum konventionellen Netzausbau für die Verteilnetzbetreiber bewertbar machen.

Außerdem wird ein Grid-Load-Management-System (GLMS) entwickelt, um den Netzzustand zu ermitteln und Engpässe anhand von Lastflussprognosen zu identifizieren. Es schafft damit eine Schnittstelle zwischen Marktteilnehmern und dem Netzbetreiber. Das GLMS regelt im Voraus die Nutzung der begrenzten Netzkapazität, indem es Ampelsignale und Freigaberäume oder Aktivierungsquoten übermittelt. Bei Grün sind keine Netzengpässe vorhanden beziehungsweise nicht prognostiziert. Steht die Ampel auf Gelb, besteht dagegen die Gefahr von Engpässen, so dass Maßnahmen zur Entlastung ergriffen werden müssen.

Umfangreicher Feldtest mit Haushalten

Ab Juli 2017 werden die entwickelten Systemlösungen und Konzepte im Netzlabor Freiamt der Netze BW erprobt und evaluiert. An dem umfangreichen Feldtest, der rund sechs Monate dauern soll, ist die Teilnahme von bis zu 60 Haushalten geplant. Hierfür werden neben den Erzeugungsanlagen der Feldtestteilnehmer auch relevante Ortsnetzstationen mit Mess- und Kommunikationstechnik ausgerüstet.

Darüber hinaus sollen bis zu fünf Batteriespeichersysteme, eine Ladestation für Elektrofahrzeuge und ein regelbarer Ortsnetztransformator zum Einsatz kommen.

Möglich wird das ambitionierte Projekt vor allem durch die Kooperation zahlreicher Unternehmen. Neben der Netze BW als Konsortialführer sind folgende Partner aus Industrie und Wissenschaft an Grid-Control beteiligt: ADS-Tec, Fichtner IT Consulting, Forschungszentrum Informatik (FZI), Karlsruher Institut für Technologie (KIT), Landis+Gyr, Predistribuce (PREdi), Seven2one Informationssysteme und die Universität Stuttgart. Außerdem fördert das Bundeswirtschaftsministerium das Projekt im Rahmen der Initiative Zukunftsfähige Stromnetze.

Bildergalerie

  • Um die Lastflüsse und die Nutzung der Verteilnetzkapazitäten zu koordinieren, greift das Projekt Grid-Control ein Netzampelkonzept auf. Es basiert auf dem Zusammenspiel von Verteilnetzbetreibern, Anlagenbetreibern und Marktteilnehmern und ermöglicht den marktorientierten Einsatz von Flexibilitäten.

    Bild: Netze BW

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