Das Ziel des Teilprojektes ist, neueste Entwicklungen bis TRL 7 in die Praxis zu überführen und von DSO-Partnern zu validieren, um langfristige Vorteile für Betriebsplanung und Echtzeitoperationen zu ermitteln. Die Integration von Redispatch 2.0-Verfahren soll Simulations- und Prognosefunktionen verbessern und Abschaltungen erneuerbarer Energien reduzieren. Eine kontinuierliche Abstimmung der Erwartungen und technischen Anforderungen für Modelle und Algorithmen aus den Arbeitspaketen 1, 4 und 5 ist erforderlich, ebenso wie das Verständnis für die Integration von Prognosen zur Erzeugung verteilter Energieressourcen aus den Arbeitspaketen 2 und 3. Siemens Energy ist an allen sechs Arbeitspaketen des Opti-VNL-Projekts beteiligt, um die Implementierung aller Entwicklungen in die Endplattform zu gewährleisten. Die Ziele umfassen die Ausrichtung der Leistungsziele, die Validierung der Verteilnetzbetreiber-Anforderungen und die Bewertung des Nutzens für das Engpassmanagement und Redispatch 2.0. Im Rahmen des Gesamtprojekts verbessert Siemens Energy die Anwendung vertikaler Netzlastberechnungen durch fortschrittliche Sensordatenverarbeitung zur Optimierung der Verteilnetzbelastbarkeit. Durch die Kombination aus präzisen Wettervorhersagen und Technologien wird die Engpassprognose deutlich genauer. Weiterhin entwickelt Siemens Energy Methoden für die dynamische Anlagenbewertung und das Flottenmanagement, auch in Niederspannungsnetzen.
Das Niederspannungsnetz umfasst alle Versorgungs- und Hausanschlussleitungen, die Kabelverteiler und Trafostationen sowie die Straßenbeleuchtung der Stadt Winsen (Luhe) und ihrer Ortsteile. Die Daten werden in einem Geografischen Informationssystem stets aktuell gehalten und können in Form von pdf- oder dxf/dwg-Dateien angefordert werden.
Eine im Auftrag des FNN im VDE erstellte Studie von Ecofys und dem IFK empfiehlt die teilweise Nachrüstung von Solarstromanlagen, um die sogenannte 50,2-Hertz-Problematik zu lösen. Bis zur Einführung einer Übergangsregelung im April 2011 mussten sich Stromerzeuger am Niederspannungsnetz beim Überschreiten einer Netzfrequenz von 50,2 Hertz vom öffentlichen Netz trennen. Würde der seltene Fall einer Überfrequenz mit der heute installierten PV-Leistung eintreten, ginge deren zu diesem Zeitpunkt eingespeiste Leistung schlagartig verloren. Das Nachrüsten älterer Solaranlagen soll für diesen Fall Vorsorge treffen und rund 9 GW installierte Leistung ertüchtigen. Die Studie mit dem vollständigen Titel Auswirkungen eines hohen Anteils dezentraler Erzeugungsanlagen auf die System-/Netzstabilität bei Überfrequenz und Entwicklung von Lösungsvorschlägen zu deren Überwindung wurde von Ecofys und dem Institut für Feuerungs- und Kraftwerkstechnik (IFK) der Universität Stuttgart verfasst. Auftraggeber sind die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber vertreten durch EnBW Transportnetze AG, der Bundesverband Solarwirtschaft e. V. (BSW-Solar) und das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (VDE/FNN). Die Empfehlungen wurden am 1. September 2011 den Bundesministerien für Umwelt und für Wirtschaft vorgestellt.
In der Karte der Stromnetze sind die Versorgungsgebiete der Verteilnetzbetreiber in Baden-Württemberg dargestellt. Die Daten stammen von der Firma ene't GmbH und beziehen sich auf die Niederspannungsebene. Die elektrischen Endverbraucher in den Haushalten bestehen in der Regel aus Niederspannungsgeräten und werden aus dem Niederspannungsnetz beliefert.
Die Maschinenfabrik Reinhausen möchte in diesem Projekt eine optimierte Regelung der Spannung und Blindleistung im Netz durch intelligente Ortsnetztransformatoren erproben und konzeptionieren. Aktuell wird die Regelung des rONT mit lokalen Messgrößen realisiert. Im Laufe des Projekts soll ein Regelalgorithmus entwickelt werden, der auch die Kommunikation zwischen den Flexibilitäten im Netz berücksichtigt. Im Projekt wird außerdem ein Transformatormonitoring realisiert, das den Netzbetreibern und der MR helfen soll, die Auslastung des rONT zu überwachen und eine Grenzüberschreitung zu erkennen und in weitere Optimierungsalgorithmen einzubeziehen. Der sich aus einer koordinierten Spannungs- und Blindleistungsregelung ergebende Mehrwert spielt für die MR eine zentrale Rolle im Projekt und soll hierbei ermittelt werden. Zusätzlich wird in dem Projekt der Einfluss des CVR-Effekts (P(U)-Abhängigkeit der Verbraucher im Niederspannungsnetz) auf Ortsnetze untersucht. Zentraler Aspekt für die MR ist hierbei, ob eine verlässliche Vorhersage der Kennlinie möglich ist. Anhand der Auswertung der Daten, kann die intelligente Steuerung des rONTs nochmals optimiert werden. Durch das Projekt sollen die bisherigen Entwicklungen zu digitalen Ortsnetzstationen mit Hilfe einer intelligenten Steuerung für den Transformator und somit auch den Laststufenschalter der MR durch Ergebnisse aus dem Feldversuch verbessert werden. Des Weiteren können neue technische Spezifikationen an den rONT definiert und bereitgestellt werden.
Im optiQU-Teilvorhaben 'Analyse der optimierten Q-U-Regelung sowie Verbände- und Gremiendialog' der Thüga Aktiengesellschaft soll eine Bewertung erfolgen, wie effektiv innovative Betriebsmittel - insbesondere, sofern diese durch ein Netzmanagementsystem koordiniert gesteuert werden, wie es im Projekt 'OptiQU' umgesetzt wird - in realen Verteilnetzen zum Spannungs- und Blindleistungsmanagement eingesetzt werden können. Fraglich ist dabei, ob sie eine Alternative bzw. Ergänzung zum konventionellen Netzausbau in der Mittel- und Niederspannung darstellen können, wobei selbst eine temporäre Verschiebung des Ausbaubedarfs die Netzbetreiber bei der schnellen und effektiven Umsetzung der Energiewende unterstützen kann. Das Teilvorhaben soll daher insbesondere die von den anderen Projektpartnern entwickelten technischen Lösungen dahingehend bewerten, ob diese technoökonomisch zielführend sind. Hierbei gilt zu beachten, dass die Entscheidungen von Netzbetreibern als regulierte Unternehmen insbesondere auch vom rechtlich-regulatorischen Rahmen beeinflusst werden. Dieser ist daher zwingend zu berücksichtigen. Es muss davon ausgegangen werden, dass sodann auch ein notwendiger Weiterentwicklungsbedarf dieser Rahmenbedingungen identifiziert wird. Entsprechende Empfehlungen sollen entwickelt und mit der Branche sowie den relevanten Akteuren diskutiert werden. An einzelnen Stellen im Gesamtprojekt 'OptiQU' bringt sich die Thüga Aktiengesellschaft des Weiteren auch bei der technischen Entwicklung und Standardisierung von Lösungen ein. Dies gilt insbesondere in Hinblick auf die Messtechnik in Ortsnetzstationen als auch bezüglich der Systemarchitektur für das zukünftige Netzmanagement in der Mittel- und Niederspannung.
Im Teilvorhaben 'Zentralisierte Q-U-Optimierung im Verteilnetz auf Basis von Microservices in der Cloud' des OptiQU Gesamtprojekts wird die marktbasierten Blindleistungsbeschaffung des Fraunhofer-IEE weiterentwickelt. Optimierungsalgorithmen für Höchst- und Hochspannung werden auf Mittel- und Niederspannungsnetze ausgeweitet, um Blindleistungsquellen in diesen Netzen zu berücksichtigen. Die Koordination der Blindleistung erfolgt über alle Spannungsebenen und bezieht dezentrale Quellen sowie stufbare Ortsnetztransformatoren ein. Der Hauptfokus liegt neben der Anforderungsanalyse und Spezifikation insbesondere auf der Implementierung und Laborvalidierung eines zentralen Algorithmus zur Regelung, der in Zusammenarbeit mit der Technischen Universität Dortmund entwickelt wird. Diese realisiert dezentrale Architekturen und eine Fallback-Lösung für das Zentralsystem. Die Schnittstellen zu Netzbetreibern werden abgestimmt, um eine breite Akzeptanz zu gewährleisten. Vor der Realisierung der Regelung erfolgt zunächst eine Potenzialabschätzung, die auf bestehenden Studien und eigenen Analysen basiert. Die Implementierung des Regelungssystems erfolgt auf einem Server, und die Laborvalidierung wird durch (Echtzeit-)Simulationen unterstützt, wobei Referenznetze und Netzmodelle der Feldtests verwendet werden. Gemeinsame Tests mit der TU Dortmund dienen der Validierung des Systemverbunds. Das Fraunhofer-IEE unterstützt Netzbetreiber bei Feldtests und analysiert deren Ergebnisse. Zudem wird die Nutzung von Kleinstflexibilitäten unter Berücksichtigung der SMGW-Infrastruktur simulativ untersucht.
| Organisation | Count |
|---|---|
| Bund | 240 |
| Land | 6 |
| Wissenschaft | 40 |
| Zivilgesellschaft | 1 |
| Type | Count |
|---|---|
| Förderprogramm | 239 |
| Text | 2 |
| unbekannt | 2 |
| License | Count |
|---|---|
| Geschlossen | 1 |
| Offen | 239 |
| Unbekannt | 3 |
| Language | Count |
|---|---|
| Deutsch | 242 |
| Englisch | 50 |
| Resource type | Count |
|---|---|
| Archiv | 1 |
| Dokument | 2 |
| Keine | 123 |
| Webseite | 118 |
| Topic | Count |
|---|---|
| Boden | 46 |
| Lebewesen und Lebensräume | 108 |
| Luft | 66 |
| Mensch und Umwelt | 235 |
| Wasser | 23 |
| Weitere | 243 |