roadmap systemdienstleistungen 2030. - dena.de · eine erbringung von regelleistung aus dea ist...
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Roadmap dena-Studie Systemdienstleistungen 2030. Sicherheit und Zuverlässigkeit einer Stromversorgung mit hohem
Anteil erneuerbarer Energien.
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Die dena-Studie Systemdienstleistungen 2030.
Die dena-Studie Systemdienstleistungen 2030 untersucht, wie die Sicherheit, Qualität und
Zuverlässigkeit der Stromversorgung mittel- bis langfristig gewährleistet werden kann. Dabei
werden der benötigte Umfang und die Anforderungen an Systemdienstleistungen bei hohen
Anteilen erneuerbarer Energien (EE) analysiert sowie alternative Konzepte zur Bereitstellung
identifiziert und bewertet.
Für alle Arten der Systemdienstleistungen existieren technische Alternativen, um die System-
sicherheit und -zuverlässigkeit auch weiterhin zu gewährleisten. Damit diese Alternativen dem
Bedarf entsprechend bis 2030 verfügbar sind, spricht die dena-Studie Systemdienstleistungen
2030 verschiedene Handlungsempfehlungen aus.
Die vorliegende Roadmap zeigt in Ergänzung zu der Studie auf, welche Schritte im Einzelnen
und wann erfolgen müssen, um die Handlungsempfehlungen erfolgreich umzusetzen. Sie wurde
durch die dena in Zusammenarbeit mit den Partnern der dena-Studie Systemdienstleistungen
2030 erstellt.
Leitung:
Partner des Studienprojekts: Gäste:
www.dena.de/sdl
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Aufgaben und Bereitstellung von Systemdienstleistungen heute.
Um eine hohe Qualität, Zuverlässigkeit und Sicherheit bei Stromübertragung und -verteilung zu gewährleisten,
ergreifen die Netzbetreiber fortlaufend Maßnahmen, um Frequenz, Spannung und Belastung der Netzbetriebsmittel
innerhalb der zulässigen Grenzwerte zu halten bzw. nach Störungen wieder in den Normalbereich zurückzuführen.
Diese für die Funktionstüchtigkeit der
elektrischen Energieversorgung
unbedingt erforderlichen Leistungen
werden als Systemdienstleistungen
(SDL) bezeichnet. Es wird zwischen
den SDL Frequenzhaltung,
Spannungshaltung, Versorgungs-
wiederaufbau und Betriebsführung
unterschieden.
Die für die Erbringung von SDL
notwendigen Produkte werden
überwiegend aus Erzeugungsanlagen
oder aus anderen technischen Anlagen
bereitgestellt.
Die Netzbetreiber nutzen diese Produkte
und erbringen durch deren
bedarfsgerechten Einsatz die
Systemdienstleistungen.
Übersicht der heutigen Systemdienstleistungen, Produkte und Erbringer.
SDL Frequenzhaltung Spannungshaltung Versorgungs-wiederaufbau
Betriebsführung
Ziel Halten der Frequenz im zulässigen Bereich
Halten der Spannung im zulässigen Bereich
Begrenzung des Spannungs-einbruchs bei einem Kurzschluss
Wiederherstellung der Versorgung nach Störungen
Koordination des Netz- und Systembetriebs
Produkte/
Maß-nahmen
Momentanreserve
Regelleistung
Zu-/Abschaltbare Lasten
Frequenz-abhängiger Lastabwurf
Wirkleistungs-reduktion bei Über-/Unter-frequenz (EE- und KWK-Anlagen)
Bereitstellung von Blindleistung
Spannungs-bedingter Redispatch
Spannungs-bedingter Lastabwurf
Bereitstellung von Kurzschlussleistung
Spannungsregelung
Schaltmaßnahmen zur Störungs-eingrenzung
Koordinierte Inbetriebnahme von Einspeisern und Teilnetzen mit Last
Schwarzstart-fähigkeit von Erzeugern
Netzanalyse, Monitoring
Engpass-management
Einspeise-management
Koordination der Erbringung von SDL Netzebenen übergreifend
Heutige Erbringer (Auswahl)
Konventionelle Kraftwerke
Flexible steuerbare Lasten
Regelleistungs-pools (u.a. mit EE-Anlagen und Großbatterien)
Konventionelle Kraftwerke
Netzbetriebsmittel (z.B. Kompen-sations-anlagen)
EE-Anlagen
Netzleitwarten
Schwarzstartfähige, konventionelle Kraftwerke
Pumpspeicher-werke
Netzleitwarten in Zusammenspiel mit Netzbetriebsmitteln und konventionellen Kraftwerke
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Erbringung von Systemdienstleistungen bei hohem Anteil fluktuierender, erneuerbarer Erzeugung.
Der Ausbau der erneuerbaren Energien, insbesondere von Photovoltaik- und Windenergieanlagen, führt zu
veränderten Anforderungen im Stromversorgungssystem. Stark wechselnde Lastflusssituationen und die in der
Tendenz steigenden Entfernungen für den Stromtransport verändern den Bedarf sowie die technisch und
wirtschaftlich verfügbaren Möglichkeiten zur Bereitstellung von SDL. Auch werden neue Anforderungen an die
Betriebsführung der Stromnetze gestellt.
Die Bereitstellung von Systemdienstleistungsprodukten, wie z. B. Regelenergie und Blindleistung, sowie die
Verfügbarkeit von Kurzschlussleistung zur Systemstützung im Fehlerfall und von Momentanreserve erfolgt heute
mehrheitlich durch konventionelle Kraftwerke. Deren Einsatzzeiten sind infolge des Ausbaus der Stromerzeugung
aus erneuerbaren Energien bereits zurückgegangen und werden sich zukünftig weiter stark verringern. Wenn
konventionelle Kraftwerke somit in Zukunft seltener marktbasiert für die Erbringung von SDL zur Verfügung stehen,
müssen verstärkt alternative Lösungen zur Bereitstellung SDL-Produkten genutzt werden.
Folgender Handlungsbedarf ergibt sich für die einzelnen Systemdienstleistungen:
Frequenzhaltung: Dezentrale Energieanlagen (DEA) müssen für die Bereitstellung der Momentanreserve herangezogen werden,
wenn die Verfügbarkeit der rotierenden Massen konventioneller Kraftwerke nicht mehr ausreicht. Die Beschaffung von Regelleistung
sollte optimiert werden, um alternativen Anbietern den Marktzugang zu erleichtern und die Bemessung des Bedarfs zu dynamisieren.
Spannungshaltung: Für den steigenden Bedarf auf Übertragungs- und Verteilnetzebene müssen alternative Quellen für
Blindleistung kosteneffizient erschlossen werden. Auf Verteilnetzebene muss ein aktives Blindleistungsmanagement etabliert werden.
Die Schutztechnik muss im Hinblick auf die Veränderungen des Kurzschlussleistung weiterentwickelt werden.
Versorgungswiederaufbau: Es müssen gezielte Steuerungsmöglichkeiten für DEA für den Fall eines Versorgungswiederaufbaus
etabliert werden.
Betriebsführung: Die Anforderungen an die Betriebsführung steigen auf allen Spannungsebenen v. a. aufgrund der zunehmenden
Anzahl dezentraler Einheiten, die auch über die Netzebenen hinweg koordiniert werden müssen. Hierfür sind geeignete Prozesse und
Tools zu entwickeln sowie das mit der Betriebsführung betraute Personal zu schulen.
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Veränderung der Bereitstellung von Systemdienstleistungen bis 2030.
ÜNBs
VNBs
ÜNBs
VNBs
Bisher: zentral Neu: zunehmend
dezentral
Die zunehmende Verlagerung der Erzeugung und der Bereitstellung von SDL-Produkten in das Verteilnetz
erfordert neue Koordinationsprozesse, Tools und die effiziente Erfassung, Verarbeitung und Weitergabe von
Daten. Die vorliegende Roadmap skizziert die dafür notwendigen Maßnahmen.
Netzbetriebs-
mittel
Energie (kWh)
Pumpspeicher
Konv.
Kraftwerke
Bereitstellung bzw.
Koordination SDL
Batteriepark
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Aufbau der Roadmap SDL 2030.
Die Roadmap SDL 2030 besteht aus einer Gesamtübersicht (Folie 7) und Kapiteln zu den einzelnen
Systemdienstleistungen bzw. Systemdienstleistungsprodukten:
Kapitel Frequenzhaltung: Regelleistung (Folie 9)
Kapitel Frequenzhaltung: Momentanreserve (Folie 13)
Kapitel Spannungshaltung: Blindleistung (Folie 18)
Kapitel Spannungshaltung: Kurzschlussstrombeitrag (Folie 22)
Kapitel Versorgungswiederaufbau (Folie 25)
Kapitel Betriebsführung (Folie 28)
Die Kapitel ordnen in Prozessdarstellungen die für die jeweilige SDL notwendigen Maßnahmen zeitlich ein und
benennen die Verantwortlichen für jede identifizierte Maßnahme.
Es ist wichtig zu betonen, dass der Prozessverantwortliche nicht alleine die jeweiligen Maßnahmen erfolgreich durchführen kann.
Es ist im Gegenteil sogar eine möglichst enge Zusammenarbeit von Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern, Anlagenbetreibern
und Industrie anzustreben, um die Fragestellungen und Potenziale in diesem komplexen Themenfeld immer vollständig zu
erfassen.
Den Prozessdarstellungen folgen Erläuterungsfolien, welche die wesentliche Fragestellungen wichtiger Maßnahmen weiter
vertiefen.
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)
2020 – 2025 2025 – 2030 2015 – 2020
Betriebsführung
Frequenz-
haltung
Spannungs-
haltung
Versorgungswiederaufbau
Roadmap SDL 2030.
Markthochlauf der entwickelten
Alternativen
Anforderungen an
Erbringung von
Momentanreserve
aus DEA definieren
MomR-fähige
DEA entwickeln
und pilotieren
Monitoring der
Marktentwicklung
Dynamische
Bestimmung
Regelleistungs-
bedarf
Anpassung RL-
Produkte, um
DEA-Marktzugang
zu erleichtern
Erforschung und Pilotierung
aktives BL-Management im
Verteilnetz
Kurzschlussstrom:
Anforderungen an
DEA und Schutz-
konzepte definieren
Weiterentwicklung
Umrichter und
Schutztechnik
Markteinführung /
Nutzung BL-
Management im
Verteilnetz
Markteinführung
angepasste
Umrichter und
Schutzkonzepte
Implementierung
Tools und Training
der Belegschaft
Weiterentwicklung
Konzepte und Tools
Anforderungen an DEA-
Verhalten während
Versorgungswiederaufbau
definieren Robuste und sichere
Regelungssysteme
erforschen
Anforderungen an
die Beobachtbarkeit
und Steuerbarkeit im
Verteilnetz
Koordinations-
prozesse für Netz-
und Anlagenbetreiber
konzipieren
Entwicklung und
Pilotierung von Tools
und Systemen u.a.
zur Datenhaltung und
-verarbeitung
Vision
SDL 2030
Abkürzungen:
• Blindleistung (BL)
• Dezentrale Energieanlagen (DEA)
• Momentanreserve (MomR)
• Regelleistung (RL)
• Versorgungswiederaufbau (VWA)
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Akteure für die Umsetzung der Roadmap SDL 2030.
Den in der Roadmap präsentierten Maßnahmen ist ein prozessverantwortlicher Akteur zugeordnet, der für diese
Maßnahme die Initiative ergreifen muss.
Die Durchführung einer Maßnahme verlangt jedoch, dass neben dem Prozessverantwortlichen weitere beteiligte
Akteure eingebunden werden, um eine ausgewogene Lösung entwickeln zu können.
Netzbetreiber
Anlagenbetreiber
Industrie
Hochschulen/Forschung VDE FNN
Bundesnetzagentur
Politik Schaffung der rechtlichen Rahmenbedingungen, um
eine wirtschaftlich tragbare und diskriminierungsfreie
Bereitstellung von SDL-Produkten zu ermöglichen.
Festlegung zulässiger SDL-Produkte sowie
Monitoring der Marktentwicklung und
ausreichenden Verfügbarkeit von SDL-Erbringern.
Verbindliche Definition technischer
Anschlussregeln.
Erforschung der technischen, wirtschaftlichen
und prozessualen Innovationen für eine
alternative SDL-Erbringung.
Aufzeigen der Lösungen und Grenzen für eine
alternative SDL-Erbringung. Entwicklung und
Produktion entsprechender Systeme.
Analyse der Anforderungen an einen effizienten, sicheren
und zuverlässigen Netzbetrieb unter Berücksichtigung der
Potenziale neuer Technologien. Konzeption und
Umsetzung der notwendigen Prozesse und Systeme.
Bereitstellung der Möglichkeiten und Potenziale
von dezentralen Energieanlagen für eine SDL-
Erbringung.
Technisch und
wirtschaftlich effiziente
Lösungen Systemdienst-
leistungen in einem
Energiesystem mit hohem
EE-Anteil
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Frequenzhaltung: Regelleistung (RL).
Definition:
Um über die Summe aller Bilanzkreise auftretende Erzeugungs- bzw. Lastüberschüsse auszugleichen, setzen die Übertragungsnetzbetreiber
positive bzw. negative Regelleistung ein. Auf diese Weise werden Frequenzabweichungen korrigiert, um die Sollfrequenz von 50 Hz wieder
einzuhalten.
Ziel:
Regelleistung steht zu allen Zeitpunkten sicher, zuverlässig und effizient in ausreichendem Maße zur Verfügung.
Handlungsbedarf:
Aufgrund sinkender Betriebszeiten konventioneller Kraftwerke muss der steigende Bedarf an Regelleistung zunehmend auch durch
Stromspeicher, Anlagen erneuerbarer Energien (EE) und flexible Stromlasten gedeckt werden. Hierbei muss die Beschaffung von
Regelleistung weiterentwickelt werden, indem die Bedarfsermittlung dynamisiert, der Marktzugang alternativer Anbieter erleichtert und eine
vermehrte Erbringung aus dem Verteilnetz ermöglicht wird.
Status Quo:
Die Dimensionierung des Bedarfs von Sekundärregelleistung (SRL) und Minutenreserveleistung (MRL) erfolgt gegenwärtig quartalsweise auf
Basis der Höchstlast. Die dena-Studie Systemdienstleistungen 2030 zeigt, dass eine geringere Bedarfszunahme durch optimierte
Bedarfsbestimmung möglich ist.
Produktgröße und -eigenschaften der bisherigen Regelleistungsprodukte sind durch die Fähigkeiten konventioneller Kraftwerke geprägt, was
den Marktzugang alternativer Erbringer unnötig erschweren kann.
Eine Erbringung von Regelleistung aus DEA ist bisher durch eine (statische) Bestätigung des VNB möglich. Der VNB hat keine Kenntnis über
den RL-Abruf aus Anlagen in seinem Netzgebiet. Netzampelkonzepte, die eine flexiblere Koordination von Systemdienstleistungen aus dem
Verteilnetz ermöglichen sollen, werden diskutiert.
Die Regelleistungserbringung aus fluktuierenden erneuerbaren Energien wird in ersten Pilotvorhaben erprobt. Weitere Pilotvorhaben werden
durchgeführt, um die Nutzung von Demand Side Management-Potenzialen aus dem Markt heraus zu entwickeln.
Forschungs- und Pilotprojekte (Auswahl):
Regelenergie durch Windkraftanlagen (Fraunhofer IWES; 2012-2014), SDL-Batt (BTU Cottbus; 2013-2016), Kommerzielle Nutzung von
Großbatterien (WEMAG; Inbetriebnahme 2014), PV-Regel (TU Braunschweig, 2014-2017)
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Frequenzhaltung: Regelleistung (RL).
Kategorie heute 2017 – 2020 2020 – 2025
Markt /
Wirtschaftlichkeit
Technologie
Abstimmungs- und
Informationsprozesse
Industrie
€
2015 – 2017 2025 – 2030
Konzeption und Umsetzung adaptives
Verfahren zur Bemessung der RL [3]
Analyse Einfluss
des Intraday-
Handels auf RL-
Bedarf
Konzeption
Koordinationsprozess
zw. Netz- und Anlagen-
betreibern bei RL-
Erbringung durch DEA
[1]
Analyse einer Anpassung der
Anforderungen und Produkte für RL-
Erbringung [2]
Festlegung
RL-
Produkte
Monitoring der Marktentwicklung für RL und ggf. Korrekturmaßnahmen
Pilotierung RL-Erbringung aus
DEA und DSM
Verstärkte Teilnahme dezentraler Energieanlagen am RL-Markt
Abgleich mit
Konzepten für
Momentanreserve
Politik Netz-
betreiber BNetzA VDE FNN
Prozess-
verantwortlicher:
20
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Rahmenbedingungen für
Netzampelkonzepte realisieren
Anlagen-
betreiber
Überprüfung Zielerreichung
und weiteres Vorgehen
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Frequenzhaltung: Regelleistung – Erläuterung (I).
[1] Konzeption Koordinationsprozess zw. Netz- und Anlagenbetreibern bei RL-Erbringung durch DEA
Für eine Regelleistungsbereitstellung aus dezentralen Energieanlagen (DEA) im Verteilnetz
muss sichergestellt werden, dass nur DEA für die Regelleistungserbringung zugelassen
werden, deren Einspeisung zum Zeitpunkt der Erbringung nicht durch Netzrestriktionen
behindert ist (siehe auch Kapitel Betriebsführung). Dazu müssen auch VNB die geplanten RL-
Abrufe kennen und dynamisch, auf Basis von Prognoserechnungen, die Netzsituation
anpassen können.
Hierfür könnte z. B. bei der Angebotsabgabe der Anlage für RL ein Vetorecht des VNB, an
dessen Netz die DEA unmittelbar angeschlossen ist, eingeführt werden.
Zusammenarbeit von:
Übertragungsnetzbetreiber*
Verteilnetzbetreiber
Anlagenbetreiber
[2] Analyse einer Vereinfachung der Anforderungen und Produkte für RL-Erbringung
Es ist zu prüfen, inwieweit die Anforderungen und Produkte für die RL-Erbringung vereinfacht
werden können, um unnötige Markthemmnisse für alternative Regelleistungsanbieter zu
reduzieren. Ziel muss eine möglichst technologieneutrale Definition der Regelleistungs-
produkte bei gleichbleibender Erbringungsqualität und -sicherheit sein.
Mögliche Weiterentwicklung von RL-Produkten, um Markteintrittshemmnisse für neue
Marktteilnehmer zu senken, sind z. B.: Kürzere Ausschreibungszeiträume, kürzere
Zeitscheiben, zusätzliche symmetrische Produkte (für Speicher).
Darüber hinaus ist zu prüfen, inwieweit mit der Verfügbarkeit von alternativen Erbringern für
die PRL, die über sehr schnelle Reaktionszeiten verfügen, hochwertigere PRL-Produkte
eingeführt werden sollten. Es ist zu prüfen, inwieweit auf diese Weise der Rückgang von
Momentanreserve aus konventionellen Kraftwerken ausgeglichen werden kann.
Außerdem ist sicherzustellen, dass geplante Änderungen von RL-Produkten mit dem dann
gültigen ENTSO-E Network Code on Energy Balancing vereinbar sind, bzw. zu prüfen, ob
dieser Network Code weitergehende Anpassungen der bestehenden RL-Produkte verlangt.
Zusammenarbeit von:
Übertragungsnetzbetreiber*
Verteilnetzbetreiber
Anlagenbetreiber
Hochschulen/Forschung
* Prozessverantwortlicher
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Frequenzhaltung: Regelleistung – Erläuterung (II).
[3] Konzeption und Umsetzung adaptives Verfahren zur Bemessung der RL
Der Bedarf an Sekundärregelleistung (SRL) und Minutenreserveleistung (MRL) wird zukünftig
immer stärker durch die Prognoseabweichung der erneuerbaren Energien bestimmt. Die
Dimensionierung sollte daher zukünftig z. B. vortäglich erfolgen, um die zu erwartende
Einspeisung EE und damit die tatsächlichen Bilanzierungsunsicherheiten berücksichtigen zu
können.
Bei der Weiterentwicklung der RL-Bedarfsbestimmung hin zu einem adaptiven Verfahren
sollen u. a. folgende Aspekte berücksichtigt werden:
Tägliche Berechnung der Ausschreibungsmengen für den Folgetag in stündlicher Auflösung unter
Berücksichtigung der Einspeiseprognosen für erneuerbare Energien (EE)
Berücksichtigung des möglichen Einflusses einer Ausweitung des Intraday-Handels und des
viertelstündlichen Handels (z. B. durch eine Anhebung der Ausgleichsenergiepreise) sowie der
zunehmenden Direktvermarktung erneuerbarer Energien auf den RL-Bedarf.
Auch bei der Einführung des adaptiven Verfahrens wird der Bedarf an Regelleistung bis 2030
deutlich steigen. Gegenüber einer Beibehaltung des bisherigen Verfahrens führt das adaptive
Verfahren aber im Durchschnitt zu einer geringeren Steigerung des RL-Bedarfs in einem Jahr.
Für einzelne Stunden im Jahr wird bei dem adaptiven Verfahren ein deutlich höherer RL-
Bedarf gegenüber den Durchschnittswerten benötigt. Daher muss sichergestellt werden, dass
immer eine ausreichende Anzahl geeigneter präqualifizierter RL-Erbringer verfügbar ist, um
den RL-Bedarf zu jedem Zeitpunkt decken zu können. Dies sollte durch ein entsprechendes
Monitoring kontinuierlich überprüft werden, um bei Bedarf Korrekturmaßnahmen einleiten zu
können.
Zusammenarbeit von:
Übertragungsnetzbetreiber*
BNetzA
Verteilnetzbetreiber
Anlagenbetreiber
* Prozessverantwortlicher
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Frequenzhaltung: Momentanreserve (MomR).
Definition:
Bevor Regelenergie zum Angleichen von Erzeugung und Verbrauch wegen der Aktivierungszeiten technisch in vollem Umfang zur
Verfügung steht, werden schnelle Frequenzänderungen durch die Trägheit der rotierenden Massen von Generatoren des
konventionellen Kraftwerksparks gedämpft. Die Eigenschaft, durch Aufnahme bzw. Abgabe von kinetischer Energie
Frequenzänderungen entgegenzuwirken, wird als Momentanreserve bezeichnet.
Ziel:
Es steht auch zukünftig zu jedem Zeitpunkt ausreichend Momentanreserve zur Verfügung, sodass Deutschland seinen Anteil an
der europaweiten Erbringung der Momentanreserve auf heutigem Niveau hält.
Status Quo:
Verfügbarkeit der MomR aus rotierenden Massen konventioneller Kraftwerke wird als systeminhärente Eigenschaft nicht vergütet.
Es sind keine Vorgaben für die Bereitstellung von Momentanreserve aus umrichterbasierten Anlagen definiert.
Konzepte zur Bereitstellung von MomR aus umrichterbasierten Energieanlagen existieren bzw. werden in aktuellen
Forschungsvorhaben weiterentwickelt. Um diese zur Marktreife zu führen, fallen Entwicklungskosten an.
Handlungsbedarf:
Energieanlagen mit Umrichter müssen für die Bereitstellung der Momentanreserve herangezogen werden, damit Deutschland auch
zukünftig seine Systemverantwortung im europäischen Verbundnetz vollumfänglich wahrnehmen kann. Die Trägheit der
rotierenden Massen konventioneller Kraftwerke wird dafür zukünftig in Stunden hoher Einspeisung erneuerbarer Energien nicht
mehr verfügbar sein.
Forschungsprojekte (Auswahl):
Kombikraftwerk 2 (Fraunhofer IWES; 2010-2013), VISMA (TU Clausthal; seit 2006), Studie „Übergang Schwungmasse zum
Wechselrichter-System“ (VDE FNN; 2013-2015)
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Frequenzhaltung: Momentanreserve (MomR).
Kategorie heute 2017 - 2020 2020 – 2025
Markt /
Wirtschaftlichkeit
Technologie
Abstimmungs- und
Informationsprozesse
€
2015 - 2017 2025 - 2030
20
30
Spezifikation MomR
durch Umrichter /
DEA in Anschluss-
richtlinien Analyse des Potenzials von
Umrichtern/DEA zur MomR-
Bereitstellung
Analyse der Anforderungen an eine
MomR-Erbringung durch Umrichter [1]
Quantifizierung
des notwen-
digen Niveaus
an MomR [2]
Konzeption Ein-
führungsstrate-
gie MomR-fähige
Umrichter [3]
Anforderung
Informations-
bedarf für
Monitoring
ausreichender
MomR im System
[4]
Monitoring der ausreichenden Verfügbarkeit von
MomR und ggf. Korrekturmaßnahmen
Entwicklung MomR-fähiger
Umrichter/DEA
Feldversuche und Pilotierung der entwickelten
Technologie
Voraussetzung für
wirtschaftlich tragbare
Erbringung von MomR
schaffen [5]
Einsatz MomR-fähiger
Umrichter/DEA
Industrie Politik Netz-
betreiber BNetzA VDE FNN
Prozess-
verantwortlicher:
Anlagen-
betreiber
Überprüfung Zielerreichung
und weiteres Vorgehen
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Frequenzhaltung: Momentanreserve – Erläuterung (I).
[1] Analyse der Anforderungen an eine MomR-Erbringung durch Umrichter
Vollständige, detaillierte und technologieunabhängige Analyse und Beschreibung der
notwendigen Anforderungen an eine Erbringung von Momentanreserve für die Netzstabilität.
Dazu zählt die Beantwortung folgender zentraler Fragen:
Welche Eigenschaften soll die bereitgestellte MomR haben? Welche Anforderungen bestehen hinsichtlich
Reaktionszeit und Bereitstellungszeiträumen?
Wie sieht ein geeignetes Regelverhalten aus, das dämpfend und nicht verstärkend wirkt?
Welche Standards müssen für die lokale Messung der Frequenz vereinbart werden, damit eine
vergleichbare Messgenauigkeit in kurzen Messzeiträumen erzielt wird?
Zusammenarbeit von:
Übertragungsnetzbetreiber*
Verteilnetzbetreiber*
Industrie
Hochschulen/Forschung
[2] Quantifizierung des notwendigen Niveaus an MomR
Technologieneutrale Abschätzung der für die Systemstabilität mindestens benötigten Trägheit:
Ermittlung der weiteren Entwicklung des Umfangs an Trägheit im Stromversorgungssystem bei einem
weiteren Ausbau von EE mit herkömmlichen Umrichtern.
Untersuchung des Einflusses einer möglichen Einführung von Primärregelleistungsprodukten mit
schnelleren Reaktionszeiten.
Bestimmung des notwendigen Umfangs an ergänzender Momentanreserve im Stromversorgungssystem
für einen stabilen Betrieb. Die Bestimmung dieser Menge ist die Voraussetzung, um die
Einführungsstrategie zur MomR-Befähigung von Wechselrichtern planen zu können (siehe [3]).
Untersuchung der Stabilität einer dezentralen Erbringung von MomR:
Es ist zu überprüfen, inwieweit eine dezentrale MomR-Erbringung das Stromversorgungssystem in
ausreichender Weise stabilisieren kann und wie Schwingungen o. ä. verhindert werden können.
Weiterhin ist zu untersuchen, ob die Momentanreserve an beliebigen Stellen bereitgestellt werden kann,
oder ob für den stabilen Netzbetrieb eine gewisser Mindestbetrag pro Netzregion vorzuhalten ist.
Zusammenarbeit von:
Übertragungsnetzbetreiber*
Verteilnetzbetreiber*
Hochschulen/Forschung
Industrie
* Prozessverantwortlicher
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Frequenzhaltung: Momentanreserve – Erläuterung (II).
[3] Konzeption Einführungsstrategie MomR-fähiger Umrichter
Die Einführungsstrategie muss gewährleisten, dass sich zu jedem Zeitpunkt bis 2030
genügend für die Emulation von MomR ausgerüstete DEA am Netz befinden, sodass zu jeder
Stunde im Jahr zusammen mit den dann laufenden konventionellen Kraftwerken ein
ausreichendes Niveau an MomR verfügbar ist. Eine Weiterentwicklung der PRL ist dabei zu
berücksichtigen.
Es ist zu untersuchen, ob es ausreicht, neu installierte dezentrale Energieanlagen
entsprechend für eine Bereitstellung von MomR auszustatten, oder ob auch eine Umrüstung
bereits installierter Wechselrichter erforderlich ist.
Es muss eine technisch und wirtschaftlich effiziente Lösung angestrebt werden, d.h. Anlagen
müssen gezielt und nicht pauschal zur MomR-Erbringung befähigt werden.
Zusammenarbeit von:
Politik*
Industrie*
Übertragungsnetzbetreiber
Verteilnetzbetreiber
[4] Spezifikation Informationsbedarf ÜNB für Monitoring ausreichender MomR im System
Der notwendige Informationsaustausch zwischen Anlagenbetreibern, VNB und ÜNB ist zu
definieren, damit der ÜNB im Rahmen seiner Systemverantwortung die ausreichende
Verfügbarkeit von MomR aus dezentralen Quellen überprüfen kann.
Es ist zu prüfen, ob hierfür statische Informationen (z. B. Registrierung aller MomR-fähigen
Umrichter) ausreichen oder spezifischere Informationen (z. B. Fahrpläne der Energieanlagen
mit MomR-fähigen Umrichtern) notwendig sind. Eine Integration der zu übertragenden
Informationen in bestehende Abfragen des Energieinformationsnetzes ist anzustreben.
Zusammenarbeit von:
VDE FNN*
Übertragungsnetzbetreiber
Verteilnetzbetreiber
Anlagenbetreiber
* Prozessverantwortlicher
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Frequenzhaltung: Momentanreserve – Erläuterung (III).
[5] Voraussetzung für wirtschaftlich tragbare Erbringung von MomR schaffen
Durch eine umrichterbasierte MomR-Bereitstellung entstehen Kosten:
Investitionskosten: Entwicklung geeigneter Umrichter/Regelalgorithmen, ggf. zusätzlich notwendige
Ausstattung mit Stromspeichern, ggf. Kosten für Umrüstung.
Betriebskosten: höherer Lebensdauerverbrauch der Leistungselektronik aufgrund der Nutzung für die
MomR.
Es ist daher zu überprüfen, inwieweit Momentanreserve im Sinne der Netzverträglichkeit von
Energieanlagen als inhärente Eigenschaft eingefordert oder als Systemdienstleistungsprodukt
vergütet werden sollte. Als Maßgabe kann dabei die Frage dienen, inwieweit die
Eigenschaften in allen Netzen und zu allen Zeitpunkten benötigt werden.
Soll die Momentanreserve als Systemdienstleistungsprodukt etabliert werden, so ist zu prüfen,
ob dies im Rahmen der PRL durchgeführt werden kann. So könnte beispielsweise die MomR-
Fähigkeit von Wechselrichtern Teil der Präqualifikation für die PRL sein.
Zusammenarbeit von:
Politik*
Industrie*
Übertragungsnetzbetreiber
Verteilnetzbetreiber
Anlagenbetreiber
* Prozessverantwortlicher
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Spannungshaltung: Blindleistung (BL).
Definition:
Für den stabilen Netzbetrieb und zum Schutz von Personen, Betriebsmitteln und Letztverbrauchergeräten wird die Spannung durch
verschiedene Mittel in dem zulässigen Spannungsband von +/- 10 Prozent der Nennspannung beim Letztverbraucher gehalten. Dies
geschieht heute zu einem großen Teil durch die planerische Auslegung der Netze sowie betrieblich durch die Blindleistungsbereitstellung der
konventionellen Kraftwerke und die gezielte Stufung von Transformatoren. Darüber hinaus werden Blindleistungskompensationsanlagen und
Spannungsregler im Stromnetz eingesetzt.
Ziel:
Effiziente Einhaltung der Spannungsbänder und der Blindleistungsbilanz über alle Spannungsebenen.
Status Quo:
Vorgaben zur Blindleistungsbereitstellung bei Wirkleistungseinspeisung existieren für Erzeugungsanlagen in allen Spannungsebenen.
Die dena-Studie Systemdienstleistungen 2030 zeigt ein deutliches Potenzial einer optimierten Nutzung der Blindleistungsbereitstellung von
DEA.
Möglichkeiten zur Koordination und Erbringung von Blindleistung aus dezentralen Quellen werden bereits erforscht, müssen jedoch noch
deutlich weiterentwickelt werden, bevor sie Marktreife erreichen.
Handlungsbedarf:
Sowohl im Übertragungs- als auch Verteilnetz steigen die Anforderungen an die Spannungshaltung, während gleichzeitig die Betriebszeiten
konventioneller Kraftwerke sinken. Daher müssen verstärkt alternative Blindleistungsquellen genutzt werden. Eine wichtige Option ist dabei die
Nutzung der Blindleistungsbereitstellung durch DEA für ein aktives Blindleistungsmanagement im Verteilnetz und als Basis zur Optimierung
des Blindleistungsaustausches zwischen den Netzebenen.
Forschungsprojekte (Auswahl):
Studie „Sicherung der statischen Spannungshaltung“ (VDE FNN; 2013-2014), U-Control (TU Braunschweig; 2014-2017)
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Spannungshaltung: Blindleistung (BL).
Kategorie heute 2017 – 2020 2020 – 2025
Markt /
Wirtschaftlichkeit
Technologie
Abstimmungs- und
Informationsprozesse
€
2015 - 2017 2025 – 2030
Erforschung, Optimierung und Pilotierung aktives BL-
Management im Verteilnetz und zwischen den Netzebenen [1]
Entwicklung
Prozessstandard
Koordination BL-
Mgmt. zwischen
Netzbetreibern
Konzeption und
Umsetzung
Weitbereichs-
regelung
Ggf. Weiter-
entwicklung
Umrichter
Spezifikation der
technischen An-
schlussregeln für
lokale Spannungs-
haltung
Standard für Kosten-
Nutzen-Analyse für
dezentrale BL-Erbringung
entwickeln [2]
Voraussetzung für
wirtschaftlich tragbare
BL-Erbringung aus
DEA schaffen [3]
Aktives BL-Management im Verteilnetz und zwischen
Netzebenen wird eingesetzt
Angepasste Umrichter werden eingesetzt
20
30
Anerkennung
dezentrale BL-
Erbringung Verstärkte Teilnahme DEA an BL-Erbringung
Analyse der
Anforderungen
an BL-
Erbringer
Industrie Politik Netz-
betreiber BNetzA VDE FNN
Prozess-
verantwortlicher:
Anlagen-
betreiber
Überprüfung Zielerreichung
und weiteres Vorgehen
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Spannungshaltung: Blindleistung – Erläuterung (I).
[1] Erforschung, Optimierung und Pilotierung aktives BL-Management im Verteilnetz und zwischen den
Netzebenen
Um die Umrichter dezentraler Energieanlagen für die Spannungshaltung im Verteilnetz zu
nutzen und den Blindleistungsaustausch zwischen Netzebenen zu optimieren, muss das
aktive BL-Management im Verteilnetz erforscht, konzipiert und pilotiert werden. Dabei müssen
drei Bereiche abdeckt werden:
Es müssen Prozesse zur Koordination des BL-Bedarfs und der BL-Bereitstellung zwischen
verschiedenen Netzbetreibern und Netzebenen entwickelt werden.
Es wird eine Weitbereichssteuerung benötigt, welche die BL-Bereitstellung möglicher Erbringer im
Verteilnetz untereinander koordiniert und ein dämpfendes Regelverhalten hat.
Es müssen die Anforderungen an die Steuerungsmöglichkeiten und Regelungsmechanismen jeder
einzelnen DEA entwickelt werden.
Darüber hinaus sollte parallel geprüft werden, wie ein geeignetes Vergütungs- bzw.
Pönalesystem aussehen kann, um einen optimierten BL-Austausch zu ermöglichen.
Zusammenarbeit von:
Verteilnetzbetreiber*
Übertragungsnetzbetreiber*
Anlagenbetreiber
Industrie
Hochschulen/Forschung
[2] Standard für Kosten-Nutzen-Analyse für dezentrale BL-Erbringung entwickeln
Auf Basis der Pilotprojekte (s.o.) sollen die Kosten- und Nutzeneffekte für eine dezentrale BL-
Erbringung im Verteilnetz differenziert abgeschätzt werden, um Maßgaben zu entwickeln, in
welchen Fällen bspw. eine dezentrale Bereitstellung von Blindleistung für das
Übertragungsnetz ggü. dem Neubau ein Kompensationsanlage vorgezogen werden sollte.
Durch die Etablierung eines transparenten Standardverfahrens für die Kosten-Nutzenanalyse
soll die Anerkennung der Kosten durch die BNetzA erleichtert werden.
Zusammenarbeit von:
Verteilnetzbetreiber*
Übertragungsnetzbetreiber*
BNetzA
* Prozessverantwortlicher
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Spannungshaltung: Blindleistung – Erläuterung (II).
[3] Voraussetzung für wirtschaftlich tragbare BL-Erbringung aus DEA schaffen
Bei einer umfangreichen BL-Bereitstellung durch umrichterbasierte DEA entstehen zusätzliche
Kosten:
Investitionskosten: Größere Dimensionierung von Anlagenteilen (um die höhere Nutzungsdauer dieser
Anlagenteile zu ermöglichen), ggf. Kosten für die Umrüstung
Betriebskosten: Höherer Lebensdauerverbrauch durch häufigere Nutzung der Transformatoren und
Umrichter, Verluste in den Umrichtern durch BL-Bereitstellung, Verluste im Netz durch zusätzlichen BL-
Transport (für andere Netzebenen)
Es ist dabei eine BL-Erbringung im Sinne der Netzverträglichkeit, die nach technischen
Anschlussregeln (TAR) von Energieanlagen als inhärente Eigenschaft eingefordert werden
kann, zu unterscheiden von einem darüber hinausgehenden BL-Management der Anlagen
(z. B. zu Zeiten ohne Wirkleistungseinspeisung) als Systemdienstleistungsprodukt.
Mit dem Netzanschluss sollten im Sinne der Netzverträglichkeit die Eigenschaften pauschal eingefordert
werden, die typischerweise in allen Netzen benötigt werden.
Eine darüber hinausgehende Bereitstellung von Blindleistung aus DEA als Systemdienstleistungsprodukt
(s. o.) sollte vergütet und die Kosten für den Netzbetreiber dann durch die BNetzA anerkannt werden,
sofern diese Lösung wirtschaftlicher als andere Optionen der Blindleistungsbereitstellung ist.
Zusammenarbeit von:
Politik*
Industrie*
Verteilnetzbetreiber*
Übertragungsnetzbetreiber
Anlagenbetreiber
* Prozessverantwortlicher
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Spannungshaltung: Kurzschlussstrombeitrag (KS).
Definition:
An das Netz angeschlossene Erzeugungsanlagen müssen im Fehlerfall einen Kurzschlussstrom einspeisen, um den lokalen Spannungsabfall
(Spannungstrichter) zu begrenzen. Der eingespeiste Kurzschlussstrom muss auslegungsgerecht in einem Band bestehen, das gewährleistet,
dass keine Betriebsmittel überlastet werden und dass eine minimale Einspeisung immer zur Verfügung steht.
Ziel:
Die angemessene Verfügbarkeit von Kurzschlussstrom gewährleistet auch zukünftig ein netzstützendes Fehlerverhalten von
Erzeugungsanlagen.
Status Quo:
Die dena-Studie Systemdienstleistungen 2030 zeigt zukünftig eine Veränderung der Kurzschlussleistung in verschiedenen Netzregionen und
hohe Schwankungen des Kurzschlussstrombeitrags von EE.
Schwankende Kurzschlussströme bei hohen Anteilen EE können die Fehlererkennung der im Netz befindlichen Schutztechnik beeinträchtigen.
So könnte es beispielsweise durch Einspeisespitzen volatiler Erzeuger irrtümlich zur Auslösung von Schutzschaltern kommen, oder im
umgekehrten Fall die Schutztechnik trotz eines Fehlers aufgrund eines zu geringen Kurzschlussstromes nicht auslösen. Beides kann
weitreichende Folgen für die Netzstabilität haben und zur Beschädigung von Betriebsmitteln führen.
Es existieren Konzepte zur Verstetigung des Kurzschlussstrombeitrags aus dezentralen Energieanlagen auch zu Zeiten ohne
Wirkleistungseinspeisung.
Handlungsbedarf:
Es besteht Forschungsbedarf, um die Auswirkung eines schwankenden Kurzschlussstrombeitrags auf die Schutzsysteme im Detail zu
analysieren.
Forschungsprojekte (Auswahl):
Studie „Verhalten im Fehlerfall“ (VDE FNN; 2013-2014)
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Spannungshaltung: Kurzschlussstrombeitrag.
Kategorie heute 2017 – 2020 2020 – 2025
Markt /
Wirtschaftlichkeit
Technologie
Abstimmungs- und
Informationsprozesse
€
2015 – 2017 2025 – 2030
Spezifikation
KS durch
Umrichter /
DEA in techn.
Anschluss-
regeln Analyse des Leistungsvermögens von
Umrichtern/DEA [2]
Analyse der Anforderungen an eine
KS-Bereitstellung (inkl. Betrachtung
der potenziellen Problematik mit
Schutzkonzepten) [1]
Voraussetzung für wirt-
schaftlich tragbare
Erbringung von KS
schaffen [3]
Entwicklung KS-
fähiger
Umrichter/DEA
Feldtest und Pilotierung der
entwickelten Technologie
Einsatz KS-fähiger Umrichter/DEA
Entwicklung und Pilotierung
angepasster Schutzkonzepte
Umsetzung Schutzkonzepte Entwicklung geeigneter
Schutzgeräte
20
30
Industrie Politik Netz-
betreiber BNetzA VDE FNN
Prozess-
verantwortlicher:
Anlagen-
betreiber
Überprüfung Zielerreichung
und weiteres Vorgehen
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Spannungshaltung: Kurzschlussstrombeitrag– Erläuterung.
[1] Analyse der Anforderungen an eine KS-Bereitstellung
Es ist zu analysieren, welche Auswirkungen die in der dena-Studie Systemdienstleistungen
2030 analysierten Veränderungen im Bereich des Kurzschlussstrombeitrags auf die
bestehenden Schutzkonzepte und andere betriebliche Aspekte der Netzbetreiber haben.
Dabei ist bezüglich der Schutzkonzepte sicherzustellen, dass auch zukünftig ein klare
Erkennung von Fehlerströmen möglich ist.
Auf Basis der Analyse sind die notwendigen Anforderungen an zukünftige Schutzkonzepte und
die notwendigen technischen Eigenschaften von Umrichtern abzuleiten.
Zusammenarbeit von:
Übertragungsnetzbetreiber*
Verteilnetzbetreiber*
Hochschulen/Forschung
Industrie
[2] Analyse des Leistungsvermögens von Umrichtern / DEA
Es ist zu prüfen, über welches Leistungsvermögen Umrichter verfügen, einerseits in Bezug auf
die Erbringung eines Kurzschlussstrombeitrags im Fehlerfall und andererseits bezüglich
weiterer Systemdienstleistungen, wie beispielsweise das Filtern von Oberschwingungen.
Zusammenarbeit von:
Industrie*
Hochschulen/Forschung
Übertragungsnetzbetreiber
Verteilnetzbetreiber
[3] Voraussetzung für wirtschaftlich tragbare Erbringung von KS (insbesondere zu Zeiten ohne
Wirkleistungseinspeisung) schaffen
Die Voraussetzungen für eine wirtschaftlich tragbare Erbringung von KS sollten gemeinsam
mit der wirtschaftlich tragbaren Erbringung von BL (Kapitel BL, Maßnahme 3) geklärt werden,
da ähnliche Fragestellungen zu betrachten sind.
Zusammenarbeit von:
Politik*
Industrie*
VNB* und ÜNB
Anlagenbetreiber
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Versorgungswiederaufbau (VWA).
Definition:
Im Falle eines vollständigen oder großräumigen Stromausfalls im europäischen Verbundnetz führen die betroffenen ÜNB den
Versorgungswiederaufbau mit Hilfe benachbarter ÜNB, auf Basis sich im Eigenbedarfsinselbetrieb befindlicher Kraftwerke
und/oder mittels Hochfahren schwarzstartfähiger Großkraftwerke im Übertragungsnetz durch. Große Wasserkraftwerke (vor allem
Pumpspeicher) und Gasturbinen sind heute Beispiele für schwarzstartfähige Kraftwerke, deren Anfahren mit Batterien bzw.
Notstromaggregaten auch im Schwarzfall möglich ist. Es bilden sich Inselnetze, die durch die parallele Zuschaltung weiterer
Erzeugungsleistung und Lasten wachsen. Darauf aufbauend erfolgt sukzessive die Synchronisierung und Verbindung der im Zuge
des Wiederaufbaus entstandenen Inselnetze.
Ziel:
Die Versorgung kann nach einem Blackout in allen Erzeugungssituationen erneuerbarer Energien zuverlässig wieder aufgebaut
werden.
Status Quo:
Versorgungswiederaufbau erfolgt auf Basis konventioneller, z. T. schwarzstartfähiger Kraftwerke.
Da auch zukünftig eine ausreichend gesicherte Kraftwerksleistung zur Deckung der Jahreshöchstlast zur Verfügung stehen muss
und unter der Annahme, dass die notwendigen politischen Maßnahmen hierfür ergriffen werden, ist das zentrale
Versorgungswiederaufbaukonzept auch zukünftig grundsätzlich anwendbar. Entsprechend den Ergebnissen der dena-Studie
Systemdienstleistungen 2030 ist ein zentrales Konzept auch günstiger als ein dezentrales Versorgungswiederaufbaukonzept.
Der Netzbetreiber verfügt bei Zuschalten eines Netzzweiges über keine gesicherte Information bezüglich der EE-Einspeiseleistung
zum Zeitpunkt des Versorgungswiederaufbaus und hat eingeschränkte Möglichkeiten zur Steuerung der EE-Anlagen. Dies kann in
Netzen mit signifikanter EE-Durchdringung den VWA gefährden.
Handlungsbedarf:
Um zu vermeiden, dass der Versorgungswiederaufbau zukünftig durch einen großen Anteil nicht vorhersehbarer dezentraler
Einspeisung gefährdet wird, ist eine gezielte Steuerbarkeit für DEA während eines Versorgungswiederaufbaus zu etablieren.
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Versorgungswiederaufbau (VWA).
heute 2017 – 2020 2020 – 2025
Markt /
Wirtschaftlichkeit
Technologie
Abstimmungs- und
Informationsprozesse
€
2015 – 2017 2025 – 2030
Gewährleistung ausreichende Verfügbarkeit schwarzstartfähiger Großkraftwerke
Weiterentwicklung
bestehendes Versorgungs-
wiederaufbaukonzept [1]
Entwicklung
geeigneter.
Prozesse, Tools
und Methoden für
NB
Spezifikation tech-
nischer Vorgaben
für DEA
Spezifikation tech-
nischer Vorgaben
für Inselnetze
(Synchronisation)
Implementierung Tools und
Training der Belegschaft
Implementierung
technischer Vorgaben
Anforderungen an das
Verhalten von DEA und IKT
während VWA definieren [2]
20
30
Kategorie
Industrie Politik Netz-
betreiber BNetzA VDE FNN
Prozess-
verantwortlicher:
Anlagen-
betreiber
Überprüfung Zielerreichung
und weiteres Vorgehen
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Versorgungswiederaufbau – Erläuterung.
[2] Anforderungen an das Verhalten von DEA und IKT während VWA definieren
Es muss sichergestellt werden, dass ein Versorgungswiederaufbau durch ein geeignetes
Verhalten der dezentral eingesetzten Informations- und Kommunikationstechnik (IKT)
unterstützt wird.
Die Ergebnisse dieser Analyse müssen im Rahmen des geplanten Smart Meter Rollouts mit
berücksichtigt werden, um die Gefahr einer kostenintensiven Umrüstung bereits installierter
Technik zu vermeiden.
Eine kosteneffiziente Lösung muss angestrebt werden, d. h. Anlagen müssen gezielt und nicht
pauschal für einen Beitrag zum VWA befähigt werden.
Zusammenarbeit von:
Übertragungsnetzbetreiber*
Verteilnetzbetreiber*
Industrie
Hochschulen/Forschung
[1] Weiterentwicklung bestehendes Versorgungswiederaufbaukonzept
Die Ergebnisse der dena-Studie Systemdienstleistungen 2030 zeigen, dass das zentrale
Versorgungswiederaufbaukonzept auch in Zukunft beibehalten werden kann, eine Gefährdung
des Versorgungswiederaufbaus durch nicht prognostizierbare dezentrale Einspeisung jedoch
ausgeschlossen werden muss.
Anforderungen bei der Weiterentwicklung des VWA-Konzepts:
Gezielte Steuerung bzw. definiertes Verhalten von dezentralen Erzeugungsanlagen, um die Einspeisung
im Falle eines Versorgungswiederaufbaus kontrollieren zu können.
Entwicklung von Prozessen und Informationsschnittstellen, um Prognosen zur Einspeisung EE beim
Versorgungswiederaufbau besser berücksichtigen zu können.
Entwicklung von Verfahren, um dezentrale Inselnetze im Rahmen des VWA zuschalten zu können.
Zusammenarbeit von:
Übertragungsnetzbetreiber*
Verteilnetzbetreiber*
Anlagenbetreiber
Industrie
* Prozessverantwortlicher
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Betriebsführung.
Definition:
Im Rahmen der Betriebsführung fällt den Netzbetreibern die Aufgabe zu, das Stromnetz und alle angeschlossenen Erzeugungseinheiten und
Lasten zu überwachen und bei Bedarf zu steuern, um einen sicheren Betrieb des Gesamtsystems zu gewährleisten.
Ziel:
Die Betriebsführung ist auch zukünftig trotz höherer Komplexität beherrschbar und zuverlässig.
Status Quo:
Netzbetreiber müssen vermehrt Engpassmanagement und Erzeugungsmanagement durchführen, um volatile Einspeisespitzen aus
erneuerbaren Energien in das Netz integrieren zu können.
Der heutige Austausch von Informationen zwischen Netzbetreibern wird den zukünftigen Anforderungen an eine koordinierte Betriebsführung
nicht gerecht.
Handlungsbedarf:
Die Anforderungen an die Betriebsführung steigen auf allen Spannungsebenen v. a. aufgrund der zunehmenden fluktuierenden Einspeisung
von Wind und den variierenden Netzzuständen, die sich daraus ergeben. Dafür müssen die Beobachtbarkeit und Steuerbarkeit in unteren
Netzebenen ausgeweitet werden, und es werden erweiterte Koordination und Informationsaustausch zwischen den Netzbetreibern benötigt.
Hierfür sind geeignete Prozesse und Tools zu entwickeln, zudem ist das mit der Betriebsführung betraute Personal entsprechend zu schulen.
Forschungsprojekte (Auswahl):
Modellregion Energiewende (EWE), Smart Country (RWE), Smart Operator (RWE), RegModHarz (Fraunhofer IWES), DEA Stabil (Fraunhofer
IWES).
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a)
Betriebsführung.
Kategorie heute 2017 – 2020 2020 – 2025
Markt /
Wirtschaftlichkeit
Technologie
Abstimmungs- und
Informationsprozesse
€
2015 – 2017 2025 – 2030
Weiterentwicklung Energie-
informationsnetz für den
Einsatz von DEA für SDL
Analyse der Anforderungen an die
Beobachtbarkeit und Steuerbarkeit
im Verteilnetz [2]
Analyse Anforderungen
aus allen SDL an
Koordination ÜNB /
VNB / Anlagenbetreiber
Festlegung Energieinformationsnetz
Spezifikation Prozesse,
Daten u. Methoden zur
Koordination zwischen
ÜNB/VNB/Anlagenbetr. [3]
(Weiter-)Entwicklung unternehmensinterner
Prozesse , Daten und Tools zur
Betriebsführung
(Weiter-)Entwicklung von
Mess- und Steuerungs-
technik für das Verteilnetz
Anrechenbarkeit im
Rahmen der Regulierung
Entwicklung geeigneter IT-
Systeme für Speicherung, Aus-
tausch und Verarbeitung der Daten
Pilotierung
Tools und Prozesse für koord. Betrieb über Netzebenen
Neues operatives Zusammenspiel zwischen
ÜNB und VNB ist etabliert
Erforschung robuster und sicherer Regelungssysteme für eine koordinierte
Regelung über verschiedene Netzebenen [1]
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Mess-, Steuerungs- und IT-Systeme für koordinierten Betrieb
über Netzebenen werden genutzt
Rahmenbedingungen für
Netzampelkonzepte realisieren
Industrie Politik Netz-
betreiber BNetzA VDE FNN
Prozess-
verantwortlicher:
Anlagen-
betreiber
Überprüfung Zielerreichung
und weiteres Vorgehen
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Betriebsführung – Erläuterung (I).
[1] Erforschung robuster und sicherer Regelungssysteme für eine koordinierte Regelung über verschiedene
Netzebenen
Mit dem zunehmenden Einbau von Kommunikations-, Mess-, Steuer-, Regel- und
Automatisierungstechnik besteht die Gefahr, dass die Komplexität und die Anfälligkeit des
Gesamtsystems steigen.
Es sind Konzepte für zukünftige Systeme für die Betriebsführung so zu entwickeln, dass sie
gegen Angriffe, beispielsweise von Hackern, bestmöglich geschützt sind,
im Fehlerfall (z. B. Ausfall der Kommunikation) über Rückfalloptionen verfügen, die auch in diesem Fall
einen eingeschränkten Systembetrieb erlauben
sich im Gesamtsystem ein robustes Regelungsverhalten über alle Akteure und Einzelregler ergibt.
Zusammenarbeit von:
Übertragungsnetzbetreiber*
Verteilnetzbetreiber*
Hochschulen/Forschung
Industrie
VDE FNN
[2] Analyse der Anforderungen an die Beobachtbarkeit und Steuerbarkeit im Verteilnetz
Die notwendige Weiterentwicklung von Technologien, Prozessen und Tools ist zu definieren,
um einen sicheren und kosteneffizienten Verteilnetzbetrieb auch zukünftig zu gewährleisten.
Hierbei muss zwischen den Anforderungen der unterschiedlichen Spannungsebenen im Verteilnetz
differenziert werden
Daten von Smart Metern sollen genutzt werden, wenn sie verfügbar sind.
Ziel ist es zu bestimmen, welches Ausmaß an Information im Verteilnetz für einen sicheren
Betrieb notwendig ist. Diese fließt als Input in die (Weiter-)Entwicklung unternehmensinterner
Prozesse und Tools zur Betriebsführung ein.
Zusammenarbeit von:
Verteilnetzbetreiber*
Hochschulen/Forschung
Anlagenbetreiber
Industrie
* Prozessverantwortlicher
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Betriebsführung – Erläuterung (IIa).
[3] Spezifikation Standards für Prozesse, Daten u. Methoden zur Koordination zwischen ÜNB / VNB /
Anlagenbetreiber
Teile des Informationsaustauschs zwischen ÜNB und VNB sind bereits heute im Praxis-
Leitfaden für unterstützende Maßnahmen von Stromnetzbetreibern vom BDEW und VKU
beschrieben. Die im EnWG §12 (4) geforderte Bereitstellung von Informationen an ÜNB und
vorgelagerte VNB zum sicheren Netzbetrieb wird im Rahmen des Energieinformationsnetzes
weiter präzisiert.
Aufbauend auf diesen Regelungen sind Rahmenbedingungen und Anforderungen an einen
darüber hinaus gehenden Austausch zwischen ÜNB, VNB und Anlagenbetreiber, aber auch
zwischen VNB untereinander zu definieren, der folgendes leistet:
Für eine Regelleistungsbereitstellung aus dezentralen Energieanlagen (DEA) im Verteilnetz muss die
Betriebsführung von ÜNB und VNB sicher stellen, dass die Erbringung aus DEA mit der lokalen
Netzkapazität vereinbar ist.
Koordination des Prozesses für Redispatch-Maßnahmen in allen Netzebenen, um gegenläufige
Maßnahmen zu vermeiden.
Eine dezentrale Blindleistungsbereitstellung für vorgelagerte Netze erfordert die Information, wie viel
Blindleistung an einem Netzknoten zur Verfügung gestellt werden kann.
Im Rahmen der Weiterentwicklung des Versorgungswiederaufbaukonzeptes, aber auch zur Koordination
von marktlichen Anwendungen von DEA, sind Prognosen, Fahrpläne, Wartungsphasen etc. zu erfassen
und in gebündelter Form an vorgelagerte Ebenen weiter zu geben.
Für alle diese Prozesse ist zu beschreiben, welche Information in welcher Form zu übermitteln
ist, wer die Information bereit stellt, wer sie erhält und wie die Information sicher und
zuverlässig übertragen und gegebenenfalls gespeichert werden kann.
Fortsetzung auf Folie 32
Zusammenarbeit von:
Übertragungsnetzbetreiber*
Verteilnetzbetreiber*
VDE FNN
Anlagenbetreiber
Hochschulen/Forschung
Industrie
* Prozessverantwortlicher
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Betriebsführung – Erläuterung (IIb).
(3) Spezifikation Standards für Prozesse, Daten u. Methoden zur Koordination zwischen ÜNB / VNB /
Anlagenbetreiber
Fortsetzung von Folie 31
Sind die notwendigen Prozessabläufe und -schnittstellen definiert, ist es notwendig
das Energieinformationsnetz für den Einsatz von DEA für SDL weiterzuentwickeln (Nutzung bestehender
Strukturen für den Informationsaustausch),
die Prozessabläufe in entsprechenden Spezifikationen verbindlich für alle Beteiligten festzuhalten,
das bereits existierende Kaskadenprinzip zwischen ÜNB und VNB entsprechend der gewonnenen
Erkenntnisse ggf. zu erweitern.
Diese gesamte Weiterentwicklung von Informations- und Abstimmungsprozessen muss auf
technischer Seite durch eine abgestimmte Weiterentwicklung von geeigneten IT-Systemen für
Speicherung, Austausch und Verarbeitung der notwendigen Daten flankiert werden.
Zusammenarbeit von:
Übertragungsnetzbetreiber*
Verteilnetzbetreiber*
Anlagenbetreiber
Hochschulen/Forschung
Industrie
VDE FNN
* Prozessverantwortlicher
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Abkürzungsverzeichnis.
Abkürzung Bedeutung
BL Blindleistung
DEA Dezentrale Energieanlage(n)
EE Erneuerbare Energien
IKT Informations- und Kommunikationstechnik
KS Kurzschlussstrombeitrag
MomR Momentanreserve
MRL Minutenreserveleistung
NB Netzbetreiber
PRL Primärregelleistung
PSW Pumpspeicherwerke
RL Regelleistung
SDL Systemdienstleistung
SRL Sekundärregelleistung
TAR Technische Anschlussregeln
ÜNB Übertragungsnetzbetreiber
VNB Verteilnetzbetreiber
VWA Versorgungswiederaufbau
E F F I Z I E N Z E N T S C H E I D E T . 34
Kontakt.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) Hannes Seidl Energiesysteme und Energiedienstleistungen Chausseestraße 128 a 10115 Berlin Tel: +49 (0)30 72 61 65-600 Fax: +49 (0)30 72 61 65-699 E-Mail: [email protected] Internet: www.dena.de b2b.dena.de