Kontrolle im Netz

Netze BW Stand 5-408

In der Gemeinde Freiamt demonstrierte die Netze BW mit Partnern erstmals einen ganzheitlichen Ansatz für ein automatisiertes Netzmanagement.

Das Verteilnetz in Freiamt im Hochschwarzwald ist typisch für viele aktuelle und vielleicht alle künftigen Stromnetze. Die volatile Einspeisung aus Solar- und Windkraft ist hoch und übersteigt, je nach Witterung, die Last um das Dreifache. Wie man auch unter solchen Bedingungen einen stabilen Netzbetrieb gewährleisten und den Netzausbau und die Abregelung von regenerativen Erzeugungsanlagen auf das unverzichtbare Maß begrenzen kann, untersuchte ein Konsortium unter Führung des Netzbetreibers Netze BW. Den Rahmen bildete das vom BMWi geförderte Forschungsprojekt grid-control, das Ende Dezember 2018 nach dreieinhalb Jahren Laufzeit erfolgreich abgeschlossen wurde. „Das Ergebnis ist ein sehr aussichtsreiches Konzept für das intelligente Zusammenspiel von Verteilnetz, regionaler Stromerzeugung, steuerbaren Verbrauchern und Marktteilnehmern“, fasst Projektleiterin Katharina Volk zusammen.

Smart Grid im Schwarzwald

Die Feldtestteilnehmer im Hochschwarzwald waren rund 30 Prosumer, Haushalte und landwirtschaftliche Betriebe, deren PV-Anlagen insgesamt 700 kW einspeisen können. Ausgestattet mit modernster Messund Steuertechnik wurden sie an ein Regionales Energiemanagement System (REMS) angebunden. Dieses System dient dem Netzbetreiber als automatisierte „Mini-Leitstelle“ für einen der beiden 20.000-Volt-Mittelspannungsstränge, die die Einwohner der Gemeinde im Hochschwarzwald versorgen. In dieser Eigenschaft überwachte es einerseits den Netzzustand anhand detaillierter Daten aus dreißig Umspannstationen, die die Ortsnetze beliefern, und ebenfalls an das REMS angebunden waren. „Die Algorithmen initiieren jede Minute die Abfragen der Messdaten, erkennen Engpässe an Transformatoren oder Kabeln“, erklärt Katharina Volk. Andererseits ermöglicht das System dem Netzbetreiber im Fall von Netzengpässen einen direkten Zugriff auf die Einspeiser und steuert die Anlagen automatisiert nach definierten Vorgaben. „Die Regelung der PV-Anlagen erfolgt dabei in einer wesentlich höheren Granularität als dies mit der heute üblicherweise eingesetzten Funkrundsteuerung möglich ist“, ergänzt die Projektleiterin. Weitere Komponenten im „Netzlabor“ waren ein 120 kWh-Quartierspeicher, der über Fahrpläne gesteuert wird, sowie drei Haushaltsspeicher. Diese wurden im Normalfall über ein internes Energiemanagement be- oder entladen, um Verbrauch und Einspeisung direkt im Gebäude zu optimieren, konnten aber auch über das REMS angesteuert werden.

Die Ampel im Netz

Grundlage der Prozesse im Projekt grid-control war die BDEW-Netzampel. Dieses Konzept beschreibt das Zusammenspiel von Prosumern, dem Markt (sprich: Lieferanten und Aggregatoren) und dem Netzbetreiber anhand von Ampelfarben. Bei der Ausgestaltung im Rahmen von grid-control gibt der Netzbetreiber anhand von Last- und Einspeiseprognosen den Handlungsrahmen für die Marktakteure vor und muss, wenn die Interaktionen gut funktionieren, nur im Ausnahmefall steuernd eingreifen. Somit können in der grünen Ampelphase alle Akteure ihre Anlagen frei steuern. Ist in einer bestimmten Netzregion ein Engpass prognostiziert, springt die Ampel dort auf Gelb. Dann übermittelt der Netzbetreiber Aktivierungsquoten für die flexiblen Anlagen und gibt so den Korridor vor, in dem sie sich bewegen müssen. Die Markteilnehmer passen die Fahrpläne entsprechend an, etwa indem Speicher be- oder entladen werden. Falls sich der Engpass auch dadurch nicht vermeiden lässt, wird der Netzbetreiber aktiv, etwa durch Abregeln von Erzeugungsanlagen.

Hohe Komplexität bewältigt

Intelligente und leistungsfähige Mess-, Kommunikations- und Steuertechnik spielt in diesem Prozess eine Schlüsselrolle, denn die Systeme müssen sehr zeitnah und zuverlässig auf die Veränderungen im Netz reagieren. „Es war schon eine Herausforderung, das Zusammenspiel so vieler unterschiedlicher Systeme und Komponenten im realen Netzbetrieb zu testen – zumal wir teilweise im Minuten- oder sogar Sekundentakt Daten übertragen beziehungsweise analysiert haben“, sagt Katharina Volk. Anfangs habe es da durchaus „geruckelt“. Im Endeffekt liefen die Prozesse jedoch recht stabil, was alle Projektbeteiligten als großen Erfolg verbuchen. „In Freiamt konnten wir tatsächlich alle Abläufe in einem realen Ortsnetz erfolgreich erproben“, berichtet die Projektleiterin – von der Fahrplanerstellung auf Haushaltsebene über die Prognose der Netzauslastung bis hin zur Behebung von (fiktiven) Engpässen.

Perfekter Sommer

Alle Prozesse im Test wurden entsprechend der BDEW-Netzampel konzipiert und umgesetzt. Foto: Netze BW GmbH

Während viele unter den Witterungsbedingungen im Sommer 2018 litten, boten sie für den Test des intelligenten Netzes im Hochschwarzwald die perfekten Bedingungen. „Die Netzampel im untersuchten Ortsnetz in Freiamt schaltete fast täglich mehrfach von grün auf gelb“, erinnert sich Projektleiterin Volk. In dieser Situation bewährte sich die zweite für das Projekt entwickelte Software-Lösung, das sogenannte Grid Load Management System (GLMS).

Es dient als Schnittstelle zwischen Netzbetreiber und Markt-Teilnehmern, indem es Lastflussprognosen erstellt und mittels Aktivierungsquoten die Nutzung der begrenzten Netzkapazität regelt. Katharina Volks Fazit: „Wir konnten die Netzengpässe gerade für diese Spannungsebene relativ gut prognostizieren und durch eine abgestimmte Koordination der steuerbaren Anlagen, insbesondere der Batteriespeicher, vermeiden.“ Doch auch die rote Ampelphase wurde getestet, bei der das REMS erfolgreich zum Einsatz kam. So konnte Netze BW die dezentralen Einspeiser und Speicher sogar gebündelt als Flächenkraftwerk einsetzen und einen bestimmten Lastfluss an einem Knoten zum vorgelagerten Netz bereitstellen. „Das könnte sich gerade bei großräumigeren Ungleichgewichten noch als sehr hilfreich erweisen“, so Katharina Volk.

Insgesamt zeigte sich im Test auch, dass Zugang zu jeder einzelnen Anlage dem Netzbetreiber eine wesentlich gezieltere und effizientere Steuerung ermöglicht. Dies, so die Projektleiterin, könnte bei weiter steigendem EE-Anteil dazu beitragen, dass weniger abgeregelt werden muss. Insgesamt zieht Netze BW ein positives Fazit, wenngleich viele Komponenten und Prozesse noch deutlich robuster werden müssen. Zudem bedürfe es eines filigraneren Datenaustauschs: „Um ein PV-Flächenkraftwerk zu betreiben, reicht bei schnellem Wechsel der Bewölkung die minütliche Abfrage von Erzeugungsdaten nicht aus“, berichtet Katharina Volk. Auch die Algorithmen sollte man auf Basis der Erfahrungen aus dem einjährigen Feldtest weiterentwickeln, damit sie mit unvorhersehbaren Situationen adäquat umgehen können. Katharina Volk: „Was zu tun ist, wenn beispielsweise Anlagen sich nicht wie geplant verhalten oder gar nicht erreichbar sind, lässt sich generell nur in der Praxis lernen.“

Deshalb arbeitet die Netze BW mit Partnern bereits intensiv an einem Förderantrag für ein Folgeprojekt – wieder mit Feldtest im NETZlabor Freiamt, wo die intelligente Infrastruktur bereits vorhanden ist und die Kooperation mit den Teilnehmern und der Gemeinde ausgezeichnet funktioniert hat. (pq)

Kontakt: Netze BW GmbH, Katharina Volk, 70567 Stuttgart, Tel: +49 (0)711 289-48661; k.volk@netze-bw.de

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