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Die EU-Grid Codes bzw. VDE|FNN TAR erfordern ein digitales Netzmanagement (Teil 4 der Serie „Vom Netz zum System“)

Digitales Netzmanagement
Die regelkonforme Umsetzung der EU-Grid Codes bzw. VDE|FNN TAR ist ohne digitales Netzmanagement nicht möglich. (Bild: Claudia Völkening)

Warum digitales Netzmanagement? „Nur so kann das Zusammenspiel der Anlagen mit dem System und der Teilsysteme untereinander koordiniert und gestaltet werden“

Von Michael Fette

Zur Diskussion des neuen Netzanschlussmanagements nach den Anforderungen der EU-Grid-Codes bzw. der VDE|FNN TAR muss verständlich sein, was im Netzanschlussmanagement eigentlich gemacht werden muss. Es wurde bereits darauf hingewiesen, dass die neuen Technischen Anschlussregeln (TAR) keine reinen Netzanschlussregeln sind, sondern auch alle Betriebsphasen des Netzes im ungestörten sowie gestörten Betrieb beschreiben, weitergehende Anforderungen an Anlagen für eine Wiederherstellung des Netzes sind formuliert. An dieser Stelle wird erläutert, warum unter den gegebenen Prämissen ein digitales Netzmanagement elementar wichtig ist.

Die EU-Grid-Codes verlangen eine statische und dynamische Betrachtung der Anlagen und des Systems. Von der bisherigen Sprechweise, Anlagen an das Netz anzuschließen, sollte man abweichen. Anlagen werden in das System integriert und werden auch weiterhin von der jeweiligen Netzgesellschaft „gemanagt“, da alle Anlagen in einem Life-Cycle-Prozess betrachtet werden müssen.

Somit müssen für Anlagen – wie bisher – die statischen Eigenschaften vorgeben werden, aber auch dynamische Eigenschaften, wie Vorgaben für Regler, Dämpfungsverhalten usw. Da sich die Systemumgebung ständig ändert, wenn man beispielsweise an die weitere Entwicklung der E-Mobilität denkt, sind hier auch Korrekturen und Optimierungen von Einstellparametern nach Änderungen in der Systemumgebung einer Anlage notwendig, u.a. auch der Schutzsysteme. Dabei hilft ein digitales Netzmanagement.

Abbildung 1: Frequenzbereich der VDE|FNN TAR / EU-Grid-Codes. (Grafik: Fette)

Anders als bisher – im Wesentlichen bedingt durch die notwendigen Vorgaben der dynamischen Eigenschaften und die neuen Charakteristiken der Anlagen – müssen die in Abbildung 1 dargestellten Anforderungen in den einzelnen physikalischen Bereichen A bis D im Netzanschlussverfahren betrachtet werden. Bereich E wird zukünftig interessant, da E-Fahrzeuge in diesem Frequenzbereich Emissionsspektren in das Netz einspeisen und rückwirken, was aber in den TAR nicht betrachtet wird.

Bereich A ist mit Blick auf Wechselwirkungen und niederfrequente Schwingungen zu betrachten und zu bewerten, Bereich A hinsichtlich unterschiedlicher Frequenzintervalle um die Nennfrequenz, Bereich C in punkto klassicher Power Quality Analyse sowie der erweiterte PQ-Bereich D von 2,5 bis 9 kHz in 200-Hz-Intervallen.

Umfangreiche Kenntnisse der dynamischen Netzzustände sind notwendig – verpflichende Vorgaben zum Funktionieren der Anlagen sind vertraglich zu vereinbaren.

Netzgesellschaften müssen deshalb umfangreiche lokale Kenntnisse der Systemeigenschaften haben, um entsprechend sicher Aussagen (Aspekte der Anschlussverträge) im Netzanschlussmanagement treffen zu können. Da zudem gemäß Grid-Codes das Verursacherprinzip mit z.B. einer veränderten Bewertung der Power-Quality-Grenzwerte umgesetzt werden muss, ist hier besondere Sorgfalt notwendig. Die bisher für diesen Bereich umgesetzte Summenbetrachtung ist nicht mehr zulässig. Verbunden mit veränderten Grenzwerten für die einzelnen Harmonischen und Zwischenharmonischen sind die bisher im Unternehmen verfügbaren Messergebnisse entsprechend anders zu bewerten. Gegebenenfalls sind sie auch unbrauchbar, da sich die Systemumgebung der damaligen Messungen verändert hat.

Abbildung 2: Netzanschlussmanagement nach VDE|TAR – mit Life-Cycle Prozess. (Grafik: Fette)

Das Netzanschlussmanagement setzt sich prinzipiell aus 14 Blöcken zusammen, die je nach Verfahren der einzelnen TAR verkürzt oder übersprungen werden können. Der letzte Block ist so in den TAR nicht zu finden, repräsentiert aber die notwendigen Prüfungen im Life-Cycle-Management. Die Rückkopplungsstrukturen entstehen dadurch, dass einige Anlagenklassen am Netzknoten zertifiziert werden und dann zeigen, ob mit den Vorgabewerten des Netzbetreibers die Anlage auch zu betreiben ist. Es sei darauf hin gewiesen, dass auch die Anlagen im Verteilnetz Stabilitätsaspekte unterstützen müssen, die nur am Standort vor Ort bestimmt werden können.

Die Unterscheidung der Datenquellen in Abbildung 2 in grau und orange ist dadurch gegeben, da jetzt durch die dynamischen Anforderungen an Anlagen und das System eine Vielzahl neuer Daten notwendig wird. Zudem müssen die Systemzustände bekannt sein, was zumindest in vielen Unternehmen zum gegenwärtigen Stand nur bedingt der Fall ist. Dynamische Eigenschaften wie Zeitkonstanten, Dämpfungsmaße usw. der Systeme zu einzelnen Netzanschlusspunkten sind bisher nicht erhoben worden. Insofern existieren „klassische“ Daten des Systems, und es müssen neue Daten erhoben werden, die z.B. die dynamischen Eigenschaften beschreiben.

Das Life-Cycle-Management erfordert eine Bewertung der Systemumgebung – auch im Rückblick auf die historische Entwicklung!

Das Life-Cycle-Management der Anlagen erfordert eine Bewertung der Systemumgebung, um nach Ablauf der vier Jahre, wie in den TAR festgelegt, eine erneute Bewertung vorzunehmen um die Betriebserlaubnis zu verlängern oder eventuell die Anlage nachzurüsten. Zur Prüfung müssen die damaligen Unterlagen mit der aktuell tatsächlichAuch Life-Cycle-Manegemnt en Systemsituation verglichen werden, und möglicherweise sind an die Anlage weitergehende Anforderungen zu stellen. Das gilt insbesondere für die Schutz- und Regelungskonzepte, bzw. die Einstellparameter. Eine genaue Beschreibung, welche Anlage oder Anlagentyp etwas zu tun hat, folgt in folgenden Ausgaben an dieser Stelle.

Digitales Netzmanagement

Abbildung 3: Ausschnitt aus dem Netzanschlussverfahren – Fokus auf Systemauskunft. (Grafik: Fette)

Der Ausschnitt in Abbildung 3 ist auf die „Systemauskunft“ fokussiert. Hier müssen die gesamten Systeminformationen am Netzanschlusspunkt, aber auch der Systemumgebung bekannt sein, um – wie schon erläutert – eine Bewertung des Anschlusses auch nach Ablauf eines Zeitintervalles vornehmen zu können. Ggf. müssen benachbarte Anlagen mit in die Betrachtung einbezogen werden, um veränderte Einstellparameter zu ermitteln und umsetzen zu können.

Die einzelnen Blöcke des Netzanschlussmanagements, die notwendigen Daten zur Bewertung des Systemzustands, die unterschiedlichen Stabilitätsaspekte die aus dem Zusammenwirken der Anlagen resultieren, werden in weiteren Ausgaben besprochen.

Systematische Umsetzung der EU-Grid-Codes erfordert digitales Netzmanagement

Vorab ist aber schon festzuhalten: Die Komplexität der einzelnen Prüfungen, die Einbeziehung statischer und dynamischer Aspekte im Verfahren, die Prüfungen im Life-Cycle-Management, die Anpassung der Anlagen im schutz- und regelungstechnischem Sinn – auch nach Bedarf und Notwendigkeit, lassen sich nur durch eine Digitalisierung der Prozesse und des Systems systematisch umsetzen. Die Farbcodes an den einzelnen Blöcken werden die Umsetzbarkeit von Anforderungen aufzeigen.

Aus Systemsicht versetzt ein digitales Netzmanagemernt die  Verteilnetzbetreiber in der Lage, ihrer Verpflichtung zur Gestaltung des Systems / Teilsystems nachzukommen, da es ihre Aufgabe ist, die Stabilitätsaspekte im ihren Netzen auch zu verantworten. Die Schnittstellen zu vor- und nachgelagerten Netzbetriebern müssen sicher in Absprache nicht nur nach den bisherigen Wirk- und Blindleistungsflüssen, sondern auch nach dynamischen Eigenschaften gestaltet werden. Nur so kann das Zusammenspiel der Anlagen mit dem System und der Teilsysteme untereinander koordiniert und gestaltet werden.

Das Netzanschlussmanagement muss das leisten können, um diese „gestalterische Aufgabe“ der Netzgesellschaften möglichst vollautomatisiert zu unterstützen. Die technischen und organisatorischen Aspekte werden ebenfalls in weiteren Beiträgen diskutiert, einschließlich juristischer Aspekte, die unser Partner FGS – Flick Gocke Schaumburg mbB, Bonn, vertritt.

Digitales Netzmanagement ist als „Enabler“ notwendig, um auch marktorientierte Anforderungen umzusetzen!

Die hier nur „angerissenen“ Themen haben mit der langläufigen Diskussion der Digitalisierung der Netze unter Nutzung von Smart Metern nichts oder nur am Rande  zu tun. Die Balancierung des Systems ist ein wichtiges Thema, aber allein das zu tun reicht nicht aus. Hier wird die Digitalisierung und Automatisierung der Stromnetze und die damit verbundenen Aufgaben und bereits verfügbaren Lösungen besprochen.

Weitere Teile dieser Serie:

1. Vom Netz zum System: Verteilnetze werden Systemverantwortung übernehmen müssen
(Im Starttext finden Sie auch Infos über den Autor)

2. Technische Anschlussregeln nach EU-Grid Codes: Welche Anforderungen aus den Verordnungspaketen betreffen wie welche Stakeholder?

3. Die EU-Grid Codes bzw. VDE|FNN TAR verstehen: Die neuen Technischen Anschlussregeln sind keine Netzanschlussregeln!

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