Demonstration of

coordinated ancillary services covering different voltage levels and the integration in future markets

Language/Sprache:

Innovation Cell Germany

Die Innovation Cell (IC) Germany konzentriert sich auf die Bereitstellung von Blindleistung zur lokalen Spannungshaltung und für die überlagerte Netzebene. Dazu wird ein automatisiertes Verfahren für die Einsatzplanung lokaler Virtueller Kraftwerke (LVPP) entwickelt. Die IC baut auf den Forschungsprojekten IREN und IREN2 auf, in denen ein Demonstrator eines LVPP auf Niederspannungsebene implementiert wurde. In DeCAS wird das LVPP durch die Integration von Erzeugungsanlagen auf Mittelspannungsebene auf die höhere Spannungsebene skaliert. Außerdem werden zusätzliche dezentrale Erzeugungsanlagen (DEA) in den Demonstrator auf Niederspannungsebene integriert. Der bisher im Day-Ahead Zeithorizont agierende Planungsprozess wird durch eine Intraday-Planung ergänzt, um besser auf untertägige Fahrplanabweichungen und Prognoseunsicherheiten reagieren zu können. Generell ist das Virtuelle Kraftwerk (VPP) auch ein Konzept zur Marktintegration von DER, daher wird im Projekt die Verbesserung der Marktintegration Virtueller Kraftwerke durch neue Handelsoptionen und eine Anpassung regulatorischer Rahmenbedingungen untersucht. Die IC Partner umfassen Allgäu Netz GmbH, Hochschule Kempten und die RWTH Aachen.

Technische Rahmenbedingungen

Das in der IC Germany implementierte  LVPP umfasst verschiedene DEA, z.B. Photovoltaik (PV), Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) und Speichereinheiten. Diese werden gemäß des erstellten Day-Ahead- Fahrplans durch ein projekteigenes Leitsystem gesteuert. Das Einsatzplanungsverfahren nutzt Day-Ahead Erzeugungsprognosen sowie Echtzeit-Messdaten des Netzes. Aufbauend auf diesen Daten wird der Bedarf an Blindleistung abgeleitet, welcher die Nachfrage des Übertragungsnetzbetreibers widerspiegelt, und ein optimaler Blindleistungsfahrplan bestimmt. Die Skalierung innerhalb von DeCAS benötigt verschiedene Erweiterungen der technischen Infrastruktur sowie der Software zur Einsatzplanung (siehe Abbildung).


Die Erweiterung des existierenden Demonstrators besteht aus einem Nanogrid und einer steuerbaren Biogas-KWK-Anlage. Das Nanogrid ist als ein Smart Home implementiert, einschließlich eines Heimbatteriespeichers, einer steuerbaren PV- und P2H-Anlage. Die Integration von Mittelspannungsanlagen setzt eine Kommunikationsschnittstelle zum Leitsystem des Verteilungsnetzbetreibers voraus. Aus Gründen der Netzsicherheit ist eine direkte Steuerung der Mittelspannungsanlagen nicht möglich. Daher wird ein offener Steuerungskreis über das Leitsystem des Verteilungsnetzbetreibers installiert, in dem der Verteilungsnetzbetreiber versucht die vorgegebenen Fahrpläne zu realisieren. Zusätzlich ist die Erweiterung der Messinfrastruktur auf höhere Spannungsebenen notwendig, um das Potential des LVPPs zur Blindleistungsbereitstellung, nicht nur für die Mittelspanungs- sondern auch die Hochspannungsebene, zu analysieren. Neben Messungen in den Mittelspannungssträngen ist insbesondere die Messung des HS/MS-Transformators ein entscheidendes Bewertungskriterium.

Die Entwicklungen bezüglich des Planungsprozesses zielen auf die Erweiterung der Day-Ahead Planung (täglich) um eine Intraday-Planung (stündlich). Für die Realisierung dieses Planungshorizonts ist zusätzliche Automatisierung des Planungsprozesses notwendig. Dies bezieht sich hauptsächlich auf die Datenübertragung von und zu dem Leitsystem sowie auf den Planungsalgorithmus selbst. Weiterhin benötigt die Intraday-Planung die Aktualisierung der Erzeugungsprognosen. Dazu können Echtzeitmessdaten für die Korrektur der Day-Ahead Prognoseabweichungen genutzt werden, wodurch Fahrplanabweichungen minimiert werden.


Stakeholder Integration

Die Realisierung der Skalierung auf Mittelspannungsebene erfordert die Teilnahme zusätzlicher Akteure im Vergleich zum existierenden Niederspannungs-Demonstrator. Dazu müssen Eigentümer von MV-Erzeugungsanlagen, z.B. große PV und Biogas-Anlagen, für die Teilnahme am Feldtest rekrutiert werden. Die Teilnahme beinhaltet die Erlaubnis der Blindleistungssteuerung während des Feldtests sowie die Installation weiterer Messinfrastruktur.  Zusätzlich ist weiteres Engagement des Verteilungsnetzbetreibers für die Steuerung der Mittelspannungs-Anlagen notwendig. Dieser muss die erstellten Fahrpläne mithilfe der integrierten MS-Anlagen umsetzen. Dazu wird eine Kommunikationsschnittstelle zwischen der Einsatzplanung und dem Leitsystem des Verteilungsnetzbetreibers eingerichtet.


Market Requirements

Neben der netzorientierten Bereitstellung von Blindleistung untersucht die IC Germany auch die Integration von DEA auf den Strommärkten. Die Untersuchung wird, unabhängig vom Feldtest, mithilfe einer Simulationsumgebung durchgeführt. Der momentane regulatorische Rahmen mit hohen Mindestmengen, Blockangeboten und der geforderten Einhaltung der gemeldeten Fahrpläne behindert die Marktteilnahme von Virtuellen Kraftwerken mit dargebotsabhängigen Erzeugungsanlagen. Daher werden zwei Ansätze zur Verbesserung der Marktintegration Virtueller Kraftwerke innerhalb des Projekts analysiert. Der erste Ansatz zielt auf die Minimierung von Marktrisiken verursacht durch dargebotsabhängige Erzeugung. Mögliche Gegenmaßnahmen umfassen die regionale Verteilung von Erzeugungsanlagen sowie die Nutzung neu entwickelter Termingeschäfte zur Absicherung von Risiken. Der zweite Ansatz untersucht den Einfluss unterschiedlicher regulatorischer Marktrahmenbedingungen auf die Marktintegration Virtueller Kraftwerke. Dazu werden Rahmenbedingungen verschiedener europäischer Märkte analysiert und in die Simulationsumgebung eingefügt. Die Effizienz der beiden Ansätze wird analysiert und mithilfe der Simulationsumgebung verglichen. Die Untersuchung benötigt eine adäquate Datenbasis bezüglich

 - lokalen Prognoseunsicherheiten dargebotsabhängiger Erzeugung

 - Marktdaten von Termingeschäften

    - Marktdaten verschiedener europäischer Marktgebiete