Intelligenter Einsatz von IKT im Energiesystem

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1 Intelligenter Einsatz von IKT im Energiesystem Energy Management, Energy Automation

2 Neue Herausforderungen für die Netzführung durch die Integration erneuerbarer Energien Zunehmende Installation erneuerbarer Erzeuger Verteilnetz Übertragungsnetz Keine eindeutige Lastflussrichtung Spannungsbandverletzungen Spannungsbandverletzungen Überlastsituationen Überlastsituationen Abbau konventioneller Kapazitäten Veränderte Planungsrichtlinien Spannung-/ Blindleistungs-/ Auslastungssteuerung Spannung-/ Blindleistungs-/ Auslastungssteuerung Marktmechanismen Wie kann ein intelligenter Einsatz von IKT diese Herausforderungen im Hinblick auf Energiemarkt und operativen Betrieb lösen? Systemdienstleistungen aus dezentralen Anlagen Marktmechanismen Seite 2 M. Reischböck EM EA MG

3 Veränderte Planungsrichtlinien Netzplanung im Falle hoher regenerativer Einspeisung Ermittlung Netzzustand Ermittlung Netzprobleme Ermittlung Maßnahmen Netzstabilität Schaltzustand Geplanter Netzausbau Erzeugungsprognose Lastprognose Geplante Umbau- / Wartungsmaßnahmen Zuwachsprognose Marktverhalten (ÜNB, Selbstvermarkter, EEX, Regelenergiebereitstellung) Kosten-Nutzen-Analyse der Lösungsoptionen Ermittlung von Querbezügen Priorisierung der Maßnahmen Umsetzungsbewertung der Lösungsoptionen - Verträge - Markt - Netzausbau Netzzustandssimulation & Data Analytics Toolunterstützt und als Beratungsdienstleistung erprobt und verfügbar Vollautomatisierte Lösung in der Erprobung Seite 3 M. Reischböck EM EA MG

4 Spannung-/ Blindleistungs-/ Auslastungssteuerung Autonome und zentralisierte Steueransätze in der Praxis Semi-Dezentral Zentral Netzzustand Problemerkennung Entscheidungsfindung Sollwertvorgabe Dezentral Intelligenz am Gerät Semi-Dezentral Automatisierungssystem in der Station Zentral Lösung z.b. auf Leitstellenbasis Transformatoren Energiespeicher Spannungsregler Steuerbare Erzeuger Steuerbare Lasten Seite 4 M. Reischböck EM EA MG

5 Dezentrale Lösungsansätze für das Verteilnetz: Spannungs- / Blindleistungs- / Auslastungssteuerung Regelbarer Ortsnetztransformator Messung an der Sammelschiene (oder ggf. abgesetzte Messung) Erprobt und verfügbar Längsregler: Messung an der Sammelschiene (oder ggf. abgesetzte Messung) In der Erprobung Batteriespeicher: Messung an der Sammelschiene In der Erprobung; Probleme: Kosten, Regulierung Erzeugungsanlagen: Messung an der Sammelschiene In der Erprobung; Probleme: Eigentum, Diskriminierungsfreiheit Lokale Problemlösung ohne hohen Anspruch an IKT aber keine Unterstützung bei der Erbringung von Systemdienstleistungen Seite 5 M. Reischböck EM EA MG

6 Zentrale Lösungsansätze für das Verteilnetz: Spannungs- / Blindleistungs- / Auslastungssteuerung Seite 6 M. Reischböck EM EA MG

7 Aktives Netzmanagement auf Basis eines Zustandsschätzungsverfahrens und einer online Optimierung ohne Bedienereingriff 1 Zentrales Steuer- und Regelsystem mit lokaler Intelligenz Ausfallsicherheit durch hierarchische Architektur 2 Generische Problemerkennung Zustandsschätzung auf Basis von P, Q, I, U 3 Generische automatische online Optimierung ohne Bedienereingriff Minimierung von Verlusten, Spannungsbandverletzungen, Überlastungen, Betriebskosten; Spannungsreduktion,... 4 Optimierung komplexer Netz- und Belastungsprobleme oder Geschäftsprozesse Seite 7 M. Reischböck EM EA MG

8 Anforderungen am ein Aktives Netzmanagement auf Basis eines Zustandsschätzungsverfahrens Statische Netzdaten (Topologie, Betriebsmitteldaten) Topologiedaten meist verfügbar; Qualität der Betriebsmitteldaten teilweise unzureichend Dynamische Netzdaten (Schalterstellungen, Messungen) Schalterstellungen meist verfügbar, Messungen meist auf 110 kv, 20 kv Netz beschränkt selektiver Ausbau von Messungen erforderlich (5-10% der Stationen, Wirk- und Blindleistung) Lastdaten (Profile) Mit selbstlernendem Verfahren Profildaten ausreichend, Messungen nur an selektiven Sonderlasten notwendig; offline Zählerdaten verbessern das Ergebnis Erzeugungsdaten (Profile) Prognosedaten für erneuerbare Energien und Fahrpläne für stark marktabhängige Erzeugung Kommunikation Punkt-zu-Punkt Kommunikation erforderlich; Gruppenbildung erst unterhalb der Ortsnetzstation empfehlenswert, keine genormten Schnittstellen Aktorik, Primärtechnik Ausreichend Aktorik wie regelbare Transformatoren, Längsregler, Kondensatorbänke, Lasten, Erzeuger erforderlich Seite 8 M. Reischböck EM EA MG

9 Eigenschaften eines Aktives Netzmanagement auf Basis eines Zustandsschätzungsverfahrens Sowohl Echtzeit als auch Betriebsplanung abdeckbar Berücksichtigung von Marktmechanismen möglich Diskriminierungsfreiheit realisierbar Erbringung von Systemdienstleistungen in Richtung Übertragungsnetzbetreiber möglich (Wirk-, Blindleistung, Spannung) Einbindung lokaler dezentraler Steuerung möglich In Kombination mit dezentraler Regelung extrem robustes Systemverhalten Seite 9 M. Reischböck EM EA MG

10 Referenzprojekt Northern Power Grid Grand Unified Scheme Herausforderung Integration erneuerbarer Energien bringt das existierende Verteilnetz an seine Grenzen und verursacht Spannungsbandverletzungen Spectrum Power Active Network Management Lösung Überlastung der Primärtechnik Hierarchische Lösung bestehend aus einem zentralem Regelsystem, semi-dezentralen Unterstationsreglern und lokalen Reglern unter Nutzung eines Weitverkehr-Kommunikationssystems Das Grand Unified Scheme (GUS) vereinigt Batteriespeicher, Spannungsregelung, Steuerung von Verbrauchern und Berücksichtigung von Echtzeitbelastungen in einem geschlossenen Regelkreis zur optimalen Steuerung des Netzes Vorteile Integrierte hierarchische Lösung Kostenreduktion und beschleunigte Implementierung durch Nutzung einer Kombination aus Netztechnologien und flexiblem Kundenverhalten Projektpartner: Northern Power Grid Land: United Kingdom Technik: Ortsnetzstationen, 15 autonome Unterstationssteuerungen, 7 Batterien, 2 Längsregler, 6 regelbare Transformatoren, 1 Kondensatorbank, 10 Lastabschaltverträge Seite 10 M. Reischböck EM EA MG

11 Welche marktnahen Innovationen sind vorhanden, um eine kosteneffiziente Umsetzung der Energiewende zu ermöglichen? Dezentrale Lösungsansätze Regelbare Ortsnetztransformatoren Mittel- / Niederspannungslängsregler Regelbare Mittelspannungstransformatoren mit Stromkompoundierung Q(U) Regelung für Einspeiser Zentrale Lösungsansätze Aktive Netzmanagement Systeme Virtuelle Kraftwerke Demand Response Management Systeme Seite 11 M. Reischböck EM EA MG

12 Wieviel Einsatz von IKT ist intelligent und noch robust? Spannung-/ Blindleistungs-/ Auslastungssteuerung Systemdienstleistungen aus dezentralen Anlagen Marktmechanismen Robustheit Zentrale Spannung-/ Blindleistungs-/ Auslastungssteuerung mit Zustandsschätzung und Erbringung von Systemdienstleistungen Lokale, robuste Spannung-/ Blindleistungs-/ Auslastungssteuerung Regelbarer Ortsnetztrafo Regelbare Mittelspannungstransformatoren mit Stromkompoundierung Mittel- / Niederspannungslängsregler Q(U) Regelung für Einspeiser Seite 12 M. Reischböck EM EA MG

13 Kontakt Markus Reischböck Senior Key Expert Renewable Integration EM EA MG SD Humboldtstraße Nuremberg Telefon: +49 (911) Fax: +49 (911) Mobil: +49 (1522) Seite 13 M. Reischböck EM EA MG

14 Schlussfolgerungen und Hauptentscheidungsfaktoren Schlussfolgerungen: Dezentrale und zentrale Lösungen haben spezifische Eigenschaften Auswahl der richtigen Lösung erfordert Weitblick Ggf. Kombination verschiedener Ansätze notwendig Hauptentscheidungsfaktoren Dezentral Selektive Regelung ausreichend Begrenzte Anzahl von notwendigen Regelalgorithmen Keine Änderung an Netzleitstelle Kurze Projektlaufzeit Fachwissen Zentral Netzweites wirtschaftliches Optimum Erbringung von Systemdienstleistungen Diskriminierungsfreiheit Einbindung Virtueller Kraftwerke und Demand Response Markteinbindung Fachwissen Seite 14 M. Reischböck EM EA MG