Smarte Verteilnetze sind nachhaltig. Mit Intelligenz statt nur mit Kupfer. Kempten. Mai Robert Köberle, Bernhard Rindt

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1 Smarte Verteilnetze sind nachhaltig Mit Intelligenz statt nur mit Kupfer Kempten Mai 2014

2 Smarte Verteilnetze sind nachhaltig 1. Ausgangssituation und Motivation 2. Unser Weg zum Smart Grid 3. egrid - Intelligenter Netzausbau - Eine Dienstleistung des Allgäuer Überlandwerks 4. Kundenprojekte 5. Diskussion 2

3 Motivation Stell Dir vor es ist Energiewende und keiner geht hin.. oder Frag nicht was die Energiezukunft für Dich tun kann, sondern frag was Du für die Energiewende tun kannst. Folie 3

4 Warum denken wir heute über Smarte Verteilnetze nach der Zubau Erneuerbarer Energien kontinuierlich fortgesetzt wird Installierte Leistung bis zum Jahr 2030 bei verschiedenen Szenarien und Prognosen im Vergleich zur tatsächlichen Entwicklung (2010 und 2011: Schätzwerte), Quelle: Prof. Dr.-Ing. habil. Volker Quaschning, HTW Berlin 4

5 Warum denken wir heute über Smarte Verteilnetze nach der Zubau Erneuerbarer Energien kontinuierlich fortgesetzt wird über 90% der Erneuerbaren Erzeuger ins Verteilnetz einspeisen Regionale Verteilung der Windkraft PV Anlagen Anlagen in drei in Szenarien drei Szenarien Quelle: AGORA Kostenoptimaler Ausbau der EE bis

6 Warum denken wir heute über Smarte Verteilnetze nach kw Entwicklung installierte regenerative Leistung im Gebiet der AllgäuNetz Stand: Dezember 2013 Quelle: Allgäu Netz GmbH Installierte Leistung 6 Installierte Leistung Zubau

7 Rückspeiseleistung [MW] Warum denken wir heute über Smarte Verteilnetze nach 2009: 1 Ereignis 2010: 3 Ereignisse 2011: 21 Ereignisse 2012: 53 Ereignisse 2013: 34 Ereignisse Stand: Dezember 2013 Quelle: Allgäu Netz GmbH Anzahl der Rückspeise-Ereignisse ins europäische Verteilnetz 7

8 Warum denken wir heute über Smarte Verteilnetze nach der Zubau Erneuerbarer Energien kontinuierlich fortgesetzt wird über 90% der Erneuerbaren Energien ins Stromverteilnetz einspeisen der klassische Netzausbau in Mittelspannung und Niederspannung bis 2030 über 16 Milliarden kostet Netzausbaubedarf in Stromkreiskilometern Quelle: DENA Verteilnetzstudie 2012 Verteilnetz Ausbaukosten bis 2030 nach Spannungsebenen Quelle: DENA Verteilnetzstudie

9 Warum denken wir heute über Smarte Verteilnetze nach der dezentrale Zubau Erneuerbarer Energien kontinuierlich fortgesetzt wird über 90% der Erneuerbaren Energien ins Stromverteilnetz einspeisen der klassische Netzausbau in Mittelspannung und Niederspannung bis 2030 über Spannungsbandverletzung 16 Milliarden in kosten der Niederspannungsübertragung würde Quelle: Georg Kerber - TU München bisher wenig Messerfahrung über Spannungsbandverletzungen und Betriebsmittelüberlastungen in den Niederspannungszweigen vorhanden sind Brand in einem Kompaktstation Quelle: Osnabrücker Zeitung,

10 Warum denken wir heute über Smarte Verteilnetze nach der dezentrale Zubau Erneuerbarer Energien kontinuierlich fortgesetzt wird über 90% der Erneuerbaren Erzeuger ins Verteilnetz einspeisen der klassische Netzausbau in Mittelspannung und Niederspannung bis 2030 über 16 Milliarden kosten würde bisher wenig Messerfahrung über Spannungsbandverletzungen und Betriebsmittelüberlastungen in den Niederspannungszweigen vorhanden sind neue Technologie wie E-mobilität und Speicher erst dadurch sinnvoll eingesetzt werden können sie die Basis zur Entwicklung neuer Marktmodelle sind 10

11 Smarte Verteilnetze sind Nachhaltig 1. Ausgangssituation und Motivation 2. Unser Weg zum Smart Grid 3. egrid - Intelligenter Netzausbau - Eine Dienstleistung des Allgäuer Überlandwerks 4. Kundenprojekte 5. Diskussion 11

12 Innovations-Projekte bei AÜW E-OPTIMO Studie Potentiale erneuerbarer und effizienter Stromerzeugung im Allgäu Effiziente Energieversorgung im Alpenraum Ausgleich Erzeugung und Verbrauch. Aufbau eines virtuellen Stromversorgungssystems im Allgäu. Schritte der Förderung der Elektromobilität im Allgäu Akzeptanzsteigerung Segways Pedelecs Elektroleihfahrradsystem Erforschung, Realisierung der Möglichkeiten der Elektromobilität in einer ländlichen Tourismusregion wie dem Allgäu Elektroautos Aufbau einer Ladeinfrastruktur Integration Regenerativer ENergien und Elektromobilität Untersuchung des Einflusses der E-Mobilität auf das Stromnetz in Wildpoldsried Beendet Dez.2013 sms & charge Zeitabhängige Abrechnung von Ladevorgängen über die Mobilfunkrechnung E-Fahrzeug laden per SMS. Beendet Feb.2014 Deutschlandweiter Verbund lokaler Energieversorger erforscht neue Themen der Elektromobilität und Smart Home HUB Allgäu Ende Jan.2015 Erarbeitung eines kundenoptimierten Angebots von var. Stromtarifen für e-autos Umsetzung eines Technologie Demonstrators Ende Mai.2014 Speicherung im Alpenraum stationärer und mobiler Speicher als Puffer für dezentrale und fluktuierende erneuerbare Energien Optimierung PV-Eigenverbrauch Ende Dez.2014 Integration Regenerativer ENergien Intelligente Stromnetze in Form von Microgrids und die damit verbundenen Herausforderungen einer zuverlässigen Datenübertragung. Start Aug /15 12

13 IRENE Projekt von 2011 bis 2013 Ländliche Struktur (Ortskern mit Weilern) mit abgeschlossenem Gemeindegebiet Hoher Anteil an regenerativen Energien bildet bereits 2011 ein bundesweites Szenario 2020 ab Erneuerbare Energien haben in der Bevölkerung einen hohen Stellenwert Fakten zu Projektstart (2011): Zählpunkte: Installierte EEG Leistung: kw Verbrauchte Arbeit: 6,2 MWh/a Erzeugte Arbeit: 12 MWh/a Fakten Projektende (2013): Zählpunkte: Installierte EEG Leistung: kw Verbrauchte Arbeit: 6,6 MWh/a Erzeugte Arbeit: 15,7 MWh/a 13

14 Unser Weg zum Smart Grid Messung bringt Licht ins Dunkel Untersuchungsgebiet Messpunkte an jeder Station Messpunkte im NS Netz Daten des Untersuchungsgebietes: 87 Ortsnetzstationen 32 Elektrofahrzeuge 3 MW Spitzen- und 0,6 MW Minimalverbrauch 6 MW PV, 2 MW Wind, 1 MW Biogas Gegenüberstellung gemessener und gerechneter Lastfluss 14

15 Unser Weg zum Smart Grid Solarpotentialanalyse zeigt das Maximum Solarpotentialanalyse basiert auf hochauflösenden Luftbildern Befliegung des gesamten Allgäuer Netzgebietes im August 2012 Vorteile für die aktive Netzplanung Ermöglicht exakte Bezifferung des maximal zu erwartenden Zubaus Verbessert die Kenntnisse über Gleichzeitigkeit von Einspeisung und Verbrauch 15

16 Unser Weg zum Smart Grid Regelbare Ortsnetztransformatoren gleichen ursachennah aus Regelung mit unterschiedlichen Regelstrategien Lokale Regelung Übergeordnete Regelung Einbezug des übergeordneten Trafos möglich Kombination der Strategien 16

17 Unser Weg zum Smart Grid Energiespeicher zur Glättung und Rückspeisungsreduktion Nutzbare Kapazität des Lithium-Ionen Batteriespeichers 138 kwh, Maximalleistung 300 kw Speicher dient zur Lastspitzenglättung Vermeidung von Rückspeisung in die Mittelspannung Spannungsregelung durch Blindleistung Belastungsversuche im Niederspannungsnetz 17

18 Ergebnisse der Smart Grid Einführung Messbare Erfolge Einsparung von mehr als 20% der Netzausbaukosten (Gesamt 3,2 Mio. /a) durch Optimierung der Auslegungskriterien in der Netzplanung E-Fahrzeuge im Allgäu (Szenario 2020) lassen sich ohne Probleme in das bestehende Verteilnetz integrieren Erprobung neuer Geschäftsideen (Direktvermarktung Biogas, Einsatz neuer Technologien, Entwicklung von Dienstleistungen) Unterstützung anderer Verteilnetzbetreiber durch Knowhow Transfer 18

19 Smarte Verteilnetze sind Nachhaltig 1. Ausgangssituation und Motivation 2. Unser Weg zum Smart Grid 3. egrid - Intelligenter Netzausbau - Eine Dienstleistung der Allgäuer Überlandwerk GmbH 4. Kundenprojekte 5. Diskussion 19

20 Drei Säulen zeigen die unterschiedlichen Beratungstiefen Unser Dienstleistungsangebot in drei Ausbaustufen Beratungsdienstleistung, Projektleitung und Betrieb Wissensbasierte Netzanalyse Netzmessung und Validierung Applikationsbasierte Netzoptimierung Netzaufnahme Messpunkte Planen und Einbringen Applikationen und Regelkomponenten planen Unterstützung des Digitalisierung GIS und -realisierung Messaufnahme (3-6 Monate) und Auswerten Umsetzungsplanung Umsetzungsplanung und -realisierung Regelkomponenten einbringen und Optimieren netzoptimierten Betriebs (opt. Einspeise Simulation Messpunkte kont. Betreiben und Optimieren Applikationsdienst betreiben Betriebs- Führung) Analyse, Optimierung und Monitoring der CAPEX & OPEX (unter regulativen Bedingungen) 20

21 Analyse, Optimierung und Monitoring der Kosten Transparenz in der Asset Planung Beratungsdienstleistung, Projektleitung und Betrieb Wissensbasierte Netzanalyse Netzmessung und Validierung Applikationsbasierte Netzoptimierung Netzaufnahme Messpunkte Planen und Einbringen Applikationen und Regelkomponenten planen Unterstützung des Digitalisierung GIS und -realisierung Messaufnahme (3-6 Monate) und Auswerten Umsetzungsplanung Umsetzungsplanung und -realisierung Regelkomponenten einbringen und Optimieren netzoptimierten Betriebs (opt. Einspeise Simulation Messpunkte kont. Betreiben und Optimieren Applikationsdienst betreiben Betriebs- Führung) Analyse, Optimierung und Monitoring der CAPEX & OPEX (unter regulativen Bedingungen) 21

22 Analyse, Optimierung und Monitoring der Kosten Transparenz in der Asset Planung Beratungsdienstleistung, Projektleitung und Betrieb Unterstützung Wissensbasierte Netzmessung Applikationsbasierte des Netzoptimierung Netzanalyse und Validierung Applikationen und Netzaufnahme Umsetzungsplanung Planen und Einbringen netzoptimierten Messpunkte Umsetzungsplanung Regelkomponenten planen Digitalisierung GIS und Messaufnahme (3-6 Monate) und Auswerten und Regelkomponenten einbringen und Optimieren Betriebs Einspeise Simulation -realisierung Messpunkte kont. Betreiben und Optimieren -realisierung Applikationsdienst betreiben (opt. Analyse, Optimierung und Monitoring der CAPEX & OPEX (unter regulativen Betriebs- Bedingungen) Führung) 25-40% Einsparung gegenüber Planausbau 15-30% Einsparung gegenüber Planausbau 15-20% Einsparung gegenüber Planausbau Kumulierte Einsparungen gegenüber Netzausbau nach branchenüblichen Planungsrichtlinien, validiert durch die RWTH Aachen 22

23 Säule 1 - Netzmessung und Validierung Beratungsdienstleistung, Projektleitung und Betrieb Wissensbasierte Netzanalyse Netzmessung und Validierung Applikationsbasierte Netzoptimierung Netzaufnahme Messpunkte Planen und Einbringen Applikationen und Regelkomponenten planen Unterstützung des Digitalisierung GIS und -realisierung Messaufnahme (3-6 Monate) und Auswerten Umsetzungsplanung Umsetzungsplanung und -realisierung Regelkomponenten einbringen und Optimieren netzoptimierten Betriebs (opt. Einspeise Simulation Messpunkte kont. Betreiben und Optimieren Applikationsdienst betreiben Betriebs- Führung) Analyse, Optimierung und Monitoring der CAPEX & OPEX (unter regulativen Bedingungen) 24

24 Grundmodell zur Netzberechnung im Nieder- und Mittelspannungsnetz Im Grundmodell werden folgende Größen berücksichtigt Leitungslängen Leitungstypen Standardisierte Leistungen für Erzeuger/Verbraucher Die softwarebasierte Netzberechnung ermöglicht grafische und tabellarische Auswertungen 25

25 Säule 2 - Netzmessung und Validierung Beratungsdienstleistung, Projektleitung und Betrieb Wissensbasierte Netzanalyse Netzmessung und Validierung Applikationsbasierte Netzoptimierung Netzaufnahme Messpunkte Planen und Einbringen Applikationen und Regelkomponenten planen Unterstützung des Digitalisierung GIS und -realisierung Messaufnahme (3-6 Monate) und Auswerten Umsetzungsplanung Umsetzungsplanung und -realisierung Regelkomponenten einbringen und Optimieren netzoptimierten Betriebs (opt. Einspeise Simulation Messpunkte kont. Betreiben und Optimieren Applikationsdienst betreiben Betriebs- Führung) Analyse, Optimierung und Monitoring der CAPEX & OPEX (unter regulativen Bedingungen) 26

26 Anzahl der Messstellen Durch Erfahrung optimiert Reduktion der Messstellen durch fundierte Erfahrungswerte entwickelte Algorithmen 27

27 Säule 3 - Applikationsbasierte Netzoptimierung Beratungsdienstleistung, Projektleitung und Betrieb Wissensbasierte Netzanalyse Netzmessung und Validierung Applikationsbasierte Netzoptimierung Netzaufnahme Messpunkte Planen und Einbringen Applikationen und Regelkomponenten planen Unterstützung des Digitalisierung GIS und -realisierung Messaufnahme (3-6 Monate) und Auswerten Umsetzungsplanung Umsetzungsplanung und -realisierung Regelkomponenten einbringen und Optimieren netzoptimierten Betriebs (opt. Einspeise Simulation Messpunkte kont. Betreiben und Optimieren Applikationsdienst betreiben Betriebs- Führung) Analyse, Optimierung und Monitoring der CAPEX & OPEX (unter regulativen Bedingungen) 28

28 Das AÜW-Smart Grid 40 Messstellen Stationen, Verbraucher und Einspeiser Mittel- und Niederspannungsebene Realisierbarkeit Realisierbarkeit Eigenschaften der Smart Grid Komponenten Eigenschaften der Smart Grid Komponenten Spannungsband Spannungsband symmetrierende symmetrierende Eigenschaft Eigenschaft Wirkungsgrad Wirkungsgrad Regeldynamik Regeldynamik lokale Wirksamkeit lokale Wirksamkeit UW-Regelung UW-Regelung Speicher UW-Regelung UW-Regelung Speicher RONT UW-Regelung Speicher Speicher RONT P/Q-Regelung RONT P/Q-Regelung Regelung Regelung Umspannwerk-Trafo HS-MS Batteriespeicher 2 RONT MS/NS P/Q-Regelung für 4 Wechselrichter Die Kombination der Komponenten ergibt ein ganzheitliches Regelkonzept 29

29 Smarte Verteilnetze sind Nachhaltig 1. Ausgangssituation und Motivation 2. Unser Weg zum Smart Grid 3. egrid - Intelligenter Netzausbau - Eine Dienstleistung des Allgäuer Überlandwerks 4. Kundenprojekte 5. Diskussion 30

30 Erste Kundenprojekte a) Betrachtung eines Bestandsnetzes mit starkem regenerativen Erzeugungsanteil b) Netzplanung eines urbanen Neubaugebietes c) Spannungsqualitätssicherung im Mittelspannungsring eines Stadtgebietes d) Fazit und nächste Schritte 31

31 Betrachtung eines Bestandsnetzes mit starkem regenerativen Erzeugungsanteil Die bestehende Verteilnetzstruktur eines Dorfgebietes war zu analysieren Auf Grundlage des Netzbestandes aus dem Jahr 2000 (also vor jeglicher EEG-Förderung) sollten mit dem Wissen von egrid die existierenden EEG-Anlagen optimal integriert werden

32 Betrachtung eines Bestandsnetzes mit starkem regenerativen Erzeugungsanteil Schrittweises Vorgehen ist zielführend Ein nicht digitaler Netzplan aus dem Jahr 2000 wurde in ein digitales Netzmodell gewandelt Die heute bestehenden Einspeiseanlagen wurden nach heutigen Gesichtspunkten integriert Basis: Netz 2000 Netz 2000 mit EEG-Anlagen

33 Betrachtung eines Bestandsnetzes mit starkem regenerativen Erzeugungsanteil Spannungsniveau U/U N auf Basis von wissensbasierten Gleichzeitigkeitsfaktoren keine Last, P PV = P PV,peak = 1001 kw: Maximum U/U N : 111,2% keine Last, P PV = G th * P PV,peak : Maximum U/U N : 109,7% keine Last, P PV = G th * G Sol * P PV,peak : Maximum U/U N : 109,1% Ersatzlast am Trafo, P PV = G th * G Sol * P PV,peak P L,min : Maximum U/U N : 109,0% G th : Thermische Einflüsse, Reduzierung Wirkungsgrad der PV-Anlage G Sol: : Einfluss der Dachausrichtung

34 Betrachtung eines Bestandsnetzes mit starkem regenerativen Erzeugungsanteil Ergebnisvergleich egrid hätte den Ausbau durch eine zusätzliche Ortsnetzstation und die Nutzung von Blindleistungskompensation bei einer Solaranlage durchgeführt egrid Planausbau liegt um mehr als 20 % unter den Realausbaukosten und ist zukunftsorientierter Grundweg Kunde real egrid Säule1 Lösung 210m Kabeltrasse keine ON Station Zukunftsfähigkeit m Kabeltrasse 1 ON Station Bergweg Kunde real egrid Säule1 Lösung 385m Kabeltrasse 198m Kabeltrasse cos phi Steuerung Zukunftsfähigkeit - +

35 Erste Projekterfahrung a) Betrachtung eines Bestandsnetzes mit starkem regenerativen Erzeugungsanteil b) Netzplanung eines urbanen Neubaugebietes c) Spannungsqualitätssicherung im Mittelspannungsring eines Stadtgebietes d) Fazit und nächste Schritte 36

36 Netzplanung eines urbanen Neubaugebietes Optimierung der Verteilnetzstruktur eines urbanen Baugebietes unter möglicher maximaler PV Flächennutzung Künftige Anforderungen z. B. e-mobilität und dezentraler Speicher liegen bei der Dimensionierung zugrunde Basis war der Bebauungsplan mit Eckdaten wie z. B. Anzahl der Wohneinheiten, Bewohner, Flächenplan und Nutzungsarten der Siedlung 37

37 Netzplanung eines urbanen Neubaugebietes Vorüberlegungen auf klassischen Netzplanungsmethoden und rein verbrauchsorientierten Ansätzen basierend sahen 4 Ortsnetzstationen vor Zur Einhaltung der Spannungsbänder kann die Versorgung aus einer zentralen 630 kva Ortsnetzstation erfolgen Um den zeitlichen Ausbauszenarien und Redundanzsicherung zu folgen, berücksichtigt der finale Vorschlag zwei Ortsnetzstationen Die Kosteneinsparung gegenüber der ursprünglichen Vorüberlegung liegt bei über 40 % 38

38 Erste Projekterfahrung a) Betrachtung eines Bestandsnetzes mit starkem regenerativen Erzeugungsanteil b) Netzplanung eines urbanen Neubaugebietes c) Spannungsqualitätssicherung im Mittelspannungsring eines Stadtgebietes d) Fazit und nächste Schritte 39

39 Spannungsstabilitätssicherung im Mittelspannungsring eines Stadtgebietes Wie viele Messpunkte sind notwendig? Digitales Netzmodell wurde übernommen und in ein Simulationswerkzeug transferiert Last- und Einspeiseanlagen wurden detektiert und unterschiedliche Extremwertbetrachtungen visualisiert

40 Spannungsstabilitätssicherung im Mittelspannungsring eines Stadtgebietes Wie viele Messpunkte sind notwendig? Hier Spannungsverhältnis U/U N simuliert für einen starken Einspeisetag mit geringer Last Um das gesamte Stadtgebiet strukturiert messtechnisch zu erfassen, bedarf es gezielter Messungen an 10 der 51 Ortsnetzstationen Mittels dieser Erfassung und Simulationsrechnungen kann der Zustand des Gesamtnetzes genau nachgebildet werden

41 Erste Projekterfahrung a) Betrachtung eines Bestandsnetzes mit starkem regenerativen Erzeugungsanteil b) Netzplanung eines urbanen Neubaugebietes c) Spannungsqualitätssicherung im Mittelspannungsring eines Stadtgebietes d) Fazit und nächste Schritte 42

42 Fazit und nächste Schritte Netzanalyse zeigt deutliche Einsparpotentiale auf Zukunftsorientiertes Handel erfordert tieferes Wissen (Messung) der Netzzustände Ansteuerung von intelligenten Komponenten (ront, Speicher, P2G, emobilität) bedarf zeitgenauer Messzustände egrid projektiert gemeinsam mit AÜW weitere Smart Grid Zellen in 2014 um zusätzliche Erfahrung zu gewinnen IRENE geht in IREN2 und SNOOPI weiter, um praktische Erfahrung zu gewinnen 43

43 Diskussion "Die größte Schwierigkeit der Welt besteht nicht darin, Leute zu bewegen, neue Ideen anzunehmen, sondern alte zu vergessen." John Maynard Keynes (Englischer Ökonom) Interesse an mehr Information zum Thema Intelligenter Netzausbaus? Besuchen Sie unser Smart Grid in Wildpoldsried zum Beispiel am 27.Mai oder

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