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DG DemoNetz-Validierung Aktiver Betrieb von elektrischen Verteilnetzen mit hohem Anteil dezentraler Stromerzeugung

Zentrales Ziel des Projektes DG DemoNetz-Validierung ist es die in den Projekten DG DemoNetz-Konzept und BAVIS entwickelten Spannungsregelungskonzepte in den untersuchten Netzabschnitten in Vorarlberg und Salzburg in Form von Testplattformen real zu implementieren und die Ergebnisse technisch und wirtschaftlich zu validieren. Mit den eingesetzten Spannungsregelungskonzepten können kostenintensive und langfristige Netzausbauprojekte zu einem späteren Zeitpunkt erforderlich werden. Im Zuge der Netzentwicklung können sich bis dahin auch andere Lösungen ergeben. Die dadurch insgesamt erreichbare Verzögerung der Investitionen und die erwartete Steigerung der Flexibilität wären wirtschaftlich vorteilhaft. Die folgenden Aspekte werden durch den Einsatz der entwickelten Spannungsregelungskonzepte als wesentliche Ergebnisse erarbeitet:

  • Direkte Einsparung von Investitionskosten
  • Bessere Nutzung bestehender Betriebsmitteln
  • Verminderung des Risikos durch langfristige Bindung von Investitionsmitteln

 Im Detail sollen im Projekt DG DemoNetz-Validierung folgende Projektziele erreicht werden:

  • Entwicklung einer technischen Lösung (Informations-und Kommunikationstechnik - IKT & Energietechnik - ET), die den Anforderungen der entwickelten Regelungskonzepte genügt
  • Validierung der Spannungsregelungskonzepte „Koordinierte Spannungsregelung“ und „Fernregelung“ im realen Netzbetrieb (zu den Konzepten siehe Kapitel 2.1.5)
  • Untersuchung der allgemeinen Anwendbarkeit der Erkenntnisse
  • Erstellung eines Betriebsführungskonzepts
  • Prüfung der langfristigen Kostenersparnis gegenüber konventionellen Netzplanungskonzepten

Durch die bessere Nutzung der Infrastruktur wird der Anschluss einer höheren Dichte an dezentralen Energieerzeugern auf Basis erneuerbarer Energieträger ermöglicht werden. Wie die Simulationen im Rahmen des Projekts DG DemoNetz-Konzept gezeigt haben, ist es zu erwarten, dass eine wesentliche Erhöhung der anschließbaren Dichte an dezentralen Erzeugern im Vergleich zu einer Leitungsverstärkung zu günstigeren Kosten erreicht werden kann. Es gilt nun die tatsächlichen Kosten festzustellen

 

Ausgangssituation

Durch vorgegebene EU-Rahmenbedingungen kommt es bereits heute zu einer dezentral ausgerichteten Stromerzeugung. Diese Entwicklung wird in naher Zukunft verstärkt werden.

In den in Österreich vielfach gegebenen ländlichen Verteilnetzstrukturen hat sich die Spannungsanhebung, in Folge der Einspeisung von dezentralen Energieerzeugungsanlagen (DEAs)[1], als bedeutendste Systemgrenze bei der Integration der Anlagen herausgestellt. Dies hat besondere Bedeutung, da der Netzbetreiber dafür verantwortlich ist, die Spannung innerhalb definierter Grenzen zu halten, ohne dabei im Netzbetrieb direkten Zugriff auf Erzeugungsanlagen zu haben (bedingt durch die organisatorische Trennung von Stromerzeugung, -handel und -verteilung).

In den Vorgängerprojekten DG DemoNetz-Konzept[2] und BAVIS[3] wurden, aufbauend auf realen Netzdaten, in numerischen Simulationsumgebungen Spannungsregelungskonzepte entwickelt und verbessert, sowie deren Wirksamkeit im Vergleich mit einem Referenzszenario bewertet.


 

[1]vgl. Ergebnisse des Projekts „EE+PQ“, 1.Ausschreibung Energiesysteme der Zukunft, Nr. 807719

[2]Projekt „DG DemoNetz-Konzept – Aktiver Betrieb von Verteilnetzen mit hohem Anteil dezentraler Stromerzeugung – Konzeption von Demonstrationsnetzen“, 2. Ausschreibung Energiesysteme der Zukunft, Nr. 811252

[3]Projekt „BAVIS – Beitrag zum aktiven Verteilnetzbetrieb durch innovative Spannungsregelung“, 1. Ausschreibung Energie der Zukunft, Nr. 818880

Projektverlauf

Das Projekt DG DemoNetz-Validierung ist in 3 Phasen unterteilt: In Phase 1 werden die Daten aus den Vorgängerprojekten aktualisiert und es werden Messungen für die Planung der Validierung bzw. für die Generierung der Parameter der Reglerkonzepte durchgeführt. Begleitend erfolgt eine detaillierte Planung, wie die Validierungsphase ablaufen wird. In der 2. Phase werden die Plattform für die Validierung der Spannungsregelungskonzepte sowie die dafür notwendige Kommunikationslösung adaptiert und getestet und in den beiden betrachteten Netzabschnitten implementiert. In der 3. Phase werden in beiden Netzen die Regelungskonzepte und die Kommunikationsplattform in einem Feldtest analysiert und validiert.

Ergebnisse

Die im Projekt erzielte technische Umsetzung hat die Machbarkeit und den Erfolg des Konzepts grundsätzlich bestätigt, jedoch auch gezeigt, dass das Potenzial konventioneller Alternativen zum Leitungsbau, wie die Ringschaltung im Lungau bzw. die optimal eingestellte Stromkompoundierung ebenfalls sehr kosteneffizient sein kann. Die drei wesentlichsten Herausforderungen in der Umsetzung der intelligenten Spannungsregelung waren in den untersuchten Netzen:

  • Installation fernwirktechnisch angebundener Spannungsmessstellen (kritische Knoten an Kraftwerken oder      Lastsenken)
  • Integration bestehender Kraftwerksanlagen bei meist stark eingeschränktem Potenzial in den      Regelkreis (Central Voltage Control Unit - CVCU)
  • Topologieerkennung (Schaltzustände der Messstellen) bzw. Integration des Reglers in das bestehende Leitsystem

In den untersuchten Netzen blieben die Gewinne der intelligenten Spannungsregelungsstrategien in Netznormalschaltung wegen Modellunschärfen teilweise hinter den Erwartungen aus den Simulationen zurück. Bei abnormalem Schaltzustand (Wartung, Netzstörung), für den MS-Netze ebenfalls auszulegen sind, ist aber davon auszugehen, dass die intelligente Spannungsregelung ihre Überlegenheit bei ausreichender Messstellenabdeckung ausspielen kann.

Der Regler konnte seine Robustheit und Flexibilität während der Feldtestphasen über beinahe ein ganzes Jahr im Lungau und im Großen Walsertal unter Beweis stellen, da der Regler auch bei unvorhergesehenen Ereignissen (Baumsturz auf Freileitung, unbekannte Netztopologie, plötzlicher Ausfall eines Kraftwerks, …) richtig reagiert hat. Darüber hinaus bleibt der Regler im Großen Walsertal auch nach der Feldtestphase weiter im Betrieb, da dieser sich dort als eine brauchbare und praktische Form der intelligenten Netzregelung etabliert hat.

Die Praxis hat gezeigt, dass vor allem bestehende Kraftwerke teilweise nur mit Einschränkungen Blindleistung bereitstellen können, was zu Herausforderungen bei der Koordinierten Spannungsregelung führt.

Durch die Fallbeispiele konnte erkannt werden, dass der Einsatz der DG DemoNetz Lösungen vor allem in Netzstrukturen mit noch nicht abgeschriebenen Kabeln sinnvoll ist. Der Netzplanung steht in solchen Netzen eine Alternative zur Verfügung, welche unerwartet rasche Änderungen an die Netzanforderungen ohne kostspieligen Kabeltausch kompensieren können. Eine deutliche Abhängigkeit der Kostenvorteile der DG DemoNetz Lösungen von der Kabellänge wurde ermittelt. Je größer die kumulierte Kabellänge ist, desto geringer fallen die Effekte geänderter Betriebskosten aus.

In Summe wurden im Projekt kosteneffiziente Netzmaßnahmen für die Energiewende erforscht und zur Praxistauglichkeit geführt.

Steckbrief

Projektnummer
825514
Koordinator
AIT Austrian Institute of Technology GmbH
Projektleitung
Helfried Brunner, MSc, helfried.brunner@ait.ac.at
Partner
Vorarlberger Energienetze GmbH
Salzburg Netz GmbH
Netz Oberösterreich GmbH
TU Wien Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe - Energy Economics Group
Siemens AG Österreich
Schlagwörter
Erneuerbare Energie Smart Grids Netzintegration Stromnetz Aufnahmekapazität Mittelspannungsnetz
Förderprogramm
Neue Energien 2020
Dauer
01.2010 - 06.2015
Budget
1.500.983 €