Aktiver Verteilnetzbetrieb zur systemdienlichen Nutzung von betrieblichen Flexibilitäten

Von Heiner Früh

In dieser Arbeit wird ein praxistaugliches Konzept für einen aktiven Verteilnetzbetrieb vorgestellt sowie dessen Implementierung in einem realen deutschen Niederspannungsnetz beschrieben. Gegenstand der Untersuchungen ist dabei die komplette Prozesskette eines automatisierten Niederspannungsnetzbetriebs, angefangen bei der Kommunikationsanbindung, über die Bestimmung des aktuellen Netzzustands in Echtzeit, als Basis für einen sicheren Betrieb, bis hin zur letztlichen Flexibilitätsnutzung. Durch eine abschließende Demonstration der entwickelten Konzepte und Methoden im Rahmen von Feldversuchen während des regulären Niederspannungsnetzbetriebs, werden diese unter Realbedingungen validiert. Es kann gezeigt werden, dass eine großflächige Umsetzung des beschriebenen Konzepts praktikabel ist, wodurch perspektivisch eine Spannungsebenen übergreifende Bereitstellung von Flexibilität aus den Verteilnetzen ermöglicht werden kann, wenngleich der Investitionsbedarf dem gegenübersteht.

• Sprache: Deutsch
• Herausgeber: Books on Demand
• Erscheinungsdatum: 14. März 2024
• ISBN: 9783758342370

Heiner Früh

Heiner Früh studied renewable energy engineering and sustainable electrical energy supply at the University of Stuttgart, Germany. He also holds a PhD in electrical engineering from the University of Stuttgart. His research topics included the operation of active distribution networks, very short term load forecasting, distribution system state estimation and the effective usage of operational flexibilities from distribution systems. After his time at the Institute of Power Transmission and High Voltage Technology (IEH) at the University of Stuttgart he is now working for the local distribution system operator Stuttgart Netze GmbH.

Buchvorschau

Danksagung

Die vorliegende Arbeit entstand während meiner Tätigkeit als wissenschaftlicher Mitarbeiter am Institut für Energieübertragung und Hochspannungstechnik (IEH) der Universität Stuttgart.

An erster Stelle danke ich meinem Doktorvater Prof. Dr.-Ing. habil. Krzysztof Rudion, der meine Arbeit durch fachliche Diskussionen und kritische Fragen stets gefördert hat. Zudem möchte ich mich für das entgegengebrachte Vertrauen und den Gestaltungsspielraum während meiner Arbeit am IEH bedanken, sowohl bei meinem Doktorvater, als auch bei Herrn Prof. Dr.-Ing. Stefan Tenbohlen.

Außerdem möchte ich mich bei Herrn Prof. Dr. sc. A. Ulbig für die Anfertigung des Mitberichts und die Anregungen zu meiner Arbeit bedanken.

Zudem bedanke ich mich bei der Netze BW GmbH, im Speziellen bei Frau Alix von Haken und Herrn André Großhans für die konstruktive und unkomplizierte Zusammenarbeit im Rahmen des Forschungsprojektes „Smart Grid Demonstrator" sowie Herrn Dr.-Ing. Bartholomäus Surmann für die fachlichen Diskussionen im Rahmen der Kooperation.

An die Kolleginnen, Kollegen und Mitarbeiter des IEH geht ein herzliches Dankeschön für die wertvolle Unterstützung und die tolle Arbeitsatmosphäre. Besonders erwähnen möchte ich hierbei Herrn Dr.-Ing. Pascal Wiest, Herrn Dr.-Ing. Daniel Groß und Herrn Dr.-Ing. Daniel Contreras, welche mich von der Promotion überzeugen konnten. Des Weiteren bedanke ich mich bei Herrn Dr.-Ing. Daniel Contreras und Herrn Sharon Müller für die enge fachliche Zusammenarbeit und die zielführenden Diskussionen. Den Herren Dr.-Ing. Pascal Wiest, Dr.-Ing. Daniel Contreras und Sharon Müller danke ich darüber hinaus für die Durchsicht des Manuskriptes. Ein besonderer Dank gilt meinem Bürokollegen Herrn Dr.-Ing. Tim Streubel, für die stets unterhaltsame Zeit am IEH. Darüber hinaus möchte ich mich bei der Verwaltung des IEH, Frau Nicole Schärli, Frau Annette Gugel, Frau Janja Schulz, Frau Elisabeth Weilandt sowie Herrn Dr.-Ing. Ulrich Schärli für die organisatorische Unterstützung bedanken.

Mein besonderer Dank gilt meiner Familie, meinen Eltern Doris und Udo sowie meinen Geschwistern, die mein Studium stets uneingeschränkt unterstützt haben. Der größte Dank gilt meiner Frau Rahel, für ihre Unterstützung und die oftmals richtigen Worte, die mir etwas Abstand vom Alltagsstress verschaffen konnten und mich zu neuen Aufgaben motiviert haben.

Kurzfassung

Die aktuell stattfindende Transformation des Elektrizitätsversorgungssystem im Rahmen der deutschen Energiewende stellt die Netzbetreiber vor große Herausforderungen sowohl im Betrieb, als auch der Planung. Insbesondere die veränderten Rahmenbedingungen in den Verteilnetzen sind hierbei hervorzuheben. Die Verteilnetzbetreiber werden zukünftig eine aktivere Rolle als bislang einnehmen müssen, da sich die Erzeugungsleistung immer weiter in Richtung der Verteilnetze verschiebt. Darüber hinaus wird durch die Informations- und Kommunikationstechnologie die Erschließung des enormen Flexibilitätspotentials der dezentral angeschlossenen Verbraucher und Erzeuger ermöglicht. Hierfür sind neben massiven Investitionen in die Netzinfrastruktur auch geeignete Konzepte zur automatisierten, systemübergreifenden Koordination der Flexibilitätsnutzung notwendig, welche den operativen Anforderungen genügen.

In dieser Arbeit wird ein praxistaugliches Konzept für einen aktiven Verteilnetzbetrieb vorgestellt sowie dessen Implementierung in einem realen deutschen Niederspannungsnetz beschrieben. Gegenstand der Untersuchungen ist dabei die komplette Prozesskette eines automatisierten Niederspannungsnetzbetriebs, angefangen bei der Kommunikationsanbindung, über die Bestimmung des aktuellen Netzzustands in Echtzeit, als Basis für einen sicheren Betrieb, bis hin zur letztlichen Flexibilitätsnutzung. Bei der Auswahl und Umsetzung der benötigten Methoden stehen dabei die Anforderungen des realen Netzbetriebs im Vordergrund. Durch eine abschließende Demonstration der entwickelten Konzepte und Methoden im Rahmen von Feldversuchen während des regulären Niederspannungsnetzbetriebs, werden diese unter Realbedingungen validiert. Hierbei werden wertvolle Erkenntnisse hinsichtlich der Praxistauglichkeit der getesteten Methoden erlangt. Es kann gezeigt werden, dass eine großflächige Umsetzung des beschriebenen Konzepts praktikabel ist, wodurch perspektivisch eine Spannungsebenen übergreifende Bereitstellung von Flexibilität aus den Verteilnetzen ermöglicht werden kann, wenngleich der Investitionsbedarf dem gegenübersteht.

Abstract

The currently unfolding transformation of the electric power system as part of the German „Energy Transition" is presenting system operators with major challenges in both operation and planning of their grids. In particular, the altered framework conditions in the distribution systems are to be emphasized here. In the future, the distribution system operators will have to take on a more active role than in the past, since the installed generation capacity is shifting more and more towards the distribution systems. In addition, information and communications technology will enable the usage of the enormous flexibility potential of decentrally connected loads and generators. This requires not only massive investments in the grid infrastructure, but also suitable concepts for an automated, system-wide coordination of flexibility usage that meet the operational requirements.

In this work, a practical concept for an active distribution system operation is presented and its implementation in a real German low-voltage grid is described. The subject of the investigations is the complete process chain of an automated low-voltage system operation, starting with the communication connection, the determination of the current system state in real time, as a basis for a safe operation, leading to the final flexibility utilization. In the selection and implementation of the required methods, the focus of this work lies on the requirements of real system operation. Through a demonstration of the developed concepts and methods in the context of field tests during regular system operation in a low-voltage grid, the presented methods are validated under real conditions. Valuable insights into the practical suitability of the tested methods are provided this way. It can be shown that a large-scale implementation of the described concept is practicable, whereby a vertical provision of flexibility from distribution systems can be achieved in the near future, eventhough the required investments are opposed to this.

Inhaltsverzeichnis

Danksagung

Kurzfassung

Abstract

Abkürzungsverzeichnis

Symbolverzeichnis

1 Einleitung

1.1 Motivation und Hintergrund

1.2 Thema und Zielsetzung

1.3 Struktur der Arbeit

1.4 Wissenschaftliche These

2 Strukturwandel im Elektrizitätsversorgungssystem

2.1 Historisch gewachsene Netzstruktur

2.2 Heutige und zukünftige Rolle der Verteilnetze

2.3 Aktiver Verteilnetzbetrieb

2.3.1 Automatisierung im Verteilnetzbetrieb

2.4 Flexibilität aus Verteilnetzen

2.5 Abgrenzung der Arbeit

3 Konzeption eines aktiven Verteilnetzbetriebs

3.1 Spannungsebenen übergreifendes Konzept zur Nutzung von Flexibilität

3.1.1 FOR als Schnittstelle zwischen den Spannungsebenen und Netzbetreibern

3.1.2 Flexibilitätsaggregation

3.1.3 Multi-Level-Aggregation

3.1.4 Umsetzung des Konzepts auf Basis von Services

3.2 Voraussetzungen für aktiven Verteilnetzbetrieb

3.2.1 Steuer- und Regelkonzepte von Verteilnetzen

3.2.2 Praxistaugliche Architektur für Niederspannungsnetze

3.3 Netzmodellierung

3.4 Lastflussberechnung nach Newton-Raphson

3.5 Netzzustandsbestimmung in Verteilnetzen

4 Ansatz zur optimalen Nutzung von Flexibilitäten im Verteilnetzbetrieb

4.1 Verfahren zur Lösung des Optimal Power Flows

4.2 Grundlagen der multikriteriellen Optimierung mittels Genetischer Algorithmen

4.2.1 Dominanz

4.2.2 Pareto-Front

4.2.3 Ideal- und Nadir-Punkt

4.2.4 Performance-Indikator Hypervolume

4.2.5 Normierung

4.2.6 Allgemeines Funktionsprinzip Genetischer Algorithmen

4.2.7 Non-Dominated Sorting Genetic Algorithm II

4.3 Lineare Optimierung zur Lösung des Optimal Power Flows

4.4 Lineare Flexibilitätsaggregation

4.5 Neuer Ansatz zur optimalen Aufteilung eines Flexibilitätsabrufs

4.5.1 Lineare Disaggregation

4.5.2 Heuristische Disaggregation mittels NSGA-II

5 Fallstudie im Reallabor Sonderbuch

5.1 NETZlabor Sonderbuch

5.1.1 Beschreibung der Netztopologie

5.1.2 Kommunikationskonzept zur Anbindung von Mess- und Steuergeräten

5.2 Güte der Kommunikationsanbindung

5.3 Validierung der Zustandsschätzung

5.3.1 Bewertungsgrundlage

5.3.2 Eingangsdaten

5.3.3 Definition der Validierungsszenarien für die Zustandsschätzung

5.3.4 Ergebnisse

5.3.5 Zwischenfazit

5.4 Wirkungsweise des Flexibilitätseinsatzes auf den lokalen Netzbetrieb

5.4.1 Betrachtete Flexibilitäts-Einsatzmöglichkeiten

5.4.2 Simulative Abschätzung der Wirksamkeit betrieblicher Flexibilitäten auf Basis realer Netzzustände

5.4.3 Überprüfung des Konzepts im laufenden Netzbetrieb

5.5 Vertikale Bereitstellung von Flexibilität für Systemdienstleistungen

5.5.1 Simulative Auswertung beispielhafter Flexibilitätsabrufe mittels NSGA-II

5.5.2 Vergleich zwischen linearem OPF und NSGA-II zur optimalen Disaggregation

5.5.3 Aufbau des Feldtests zur Flexibilitätskoordination

5.5.4 Validierung der Flexibilitätsmodellierung

5.5.5 Ergebnisse des Feldtests zur Flexibilitätskoordination

6 Zusammenfassung und Ausblick

Anhang [A]

A.1 Definition der Jacobi-Matrix

Anhang [B]

B.1 Gleichungen der dreiphasigen Dreileiter Verteilnetzzustandsschätzung auf Basis polarer Knotenspannungen

Anhang [C]

C.1 Einhaltung der Variablengrenzwerte beim Simulated-Binary-Crossover

C.2 Einhaltung der Variablengrenzwerte bei der polynomialen Mutation

Anhang [D]

D.1 Netzkenndaten der Fallstudie

Anhang [E]

E.1 Vergleich der zeitlichen Auflösung von Messdaten für die VNZS

Anhang [F]

F.1 Auswertung weiterer Feldversuche

Anhang [G]

G.1 Zusätzliche Ergebnisse des Vergleichs zwischen linearer Optimierung und NSGA-II

Anhang [H]

H.1 Liste eigener Publikationen

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Literaturverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Symbolverzeichnis