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Vom Netz zum System: Verteilnetze werden Systemverantwortung übernehmen müssen – Start der neuen energie.blog-Serie

Verteilnetze
Priv.-Doz. Dr.-Ing. habil. Michael Fette startet mit diesem Übersichtsbeitrag auf energie.blog eine Serie von Fachaufsätzen. Darin wird umfassend beschrieben, welche Anforderungen durch Energiewende und neue Marktregeln auf die Verteilnetze zukommen und wie die bevorstehende Systemumstellung bewerkstelligt werden kann. (Bild: Privat)

Verteilnetze: Wie die Herausforderungen des Systemwandels bewältigt werden können

Von > Michael Fette

Der Ausstieg aus dem Betrieb konventioneller Kraftwerke (Kernenergie, Braun- und Steinkohle) in einem für langlebige Netzinfrastrukturen sehr engen Zeitrahmen setzt die Übertragungsnetzbetreiber in die Pflicht, dafür zu sorgen, dass ein Systembetrieb weiterhin stabil mit bekannten Zuverlässigkeiten und Verfügbarkeiten erreicht werden kann. Dazu müssen die Verteilnetze „funktionieren“, das heißt, Systemaufgaben übernehmen und Beiträge zur Systemstabilität leisten.

Verteilnetze

Grafik: Fette

Diese Aufgabe unterscheidet sich fundamental von der bisherigen Rolle, Kundenanlagen anzuschließen und mit Leistung (Energie) zu versorgen. Zukünftig besteht die Aufgabe darin, ein funktionierendes System in Absprache oder nach Vorgaben mit anderen Netzbetreibern koordiniert zu betreiben, das alle notwendigen Beiträge zur Führung des Gesamtsystems ermöglicht – vom Netz zum System. Im Gesamtsystem übernimmt das Verteilnetz Aufgaben zur Sicherstellung der Stabilität!

Übertragungsnetzbetreiber müssen daher sicherstellen, dass Verteilnetze funktional korrekt alle Systemzustände (Normalbetrieb, gestörter Betrieb, Wiederherstellung, Beherrschung von Großstörungen) aktiv unterstützten, denn zukünftig werden die Kraftwerke, die diese Rolle bisher übernommen haben, nicht mehr zur Verfügung stehen. Dieses Funktionieren muss zeitnah in den einzelnen Verteilnetzunternehmen erreicht werden, da mit diesem „Erreichen“ ein Umbau der Netzgesellschaften, der Netze und aller Dienstleistungen in den Netzen einhergeht. Die aktuellen Verteilnetze können das derzeit nicht leisten. Der bisher diskutierte Umbau der Netze hin zu Smart Grids ist dabei nur ein Teilaspekt!

Stichpunktartig hier weitergehende Anforderungen :

  • Stabile Teilnetze (Verteilnetzebene) sind für ein stabiles Verbundnetz die Grundlage dafür, dass das Übertragungsnetz auch dynamische Vorgänge bei größeren Störungen beherrschen kann.
  • Das Zusammenwirken aller Erzeugungsanlagen erfordert „passende“ Regelkonzepte, die zukünftig auch den Beitrag dezentraler Erzeugungsanlagen erfordern.
  • Inselnetz-Fähigkeiten von Teilnetzen sind Voraussetzung für Stabilität im Verbund.
  • Jede Anlage muss ihren Beitrag leisten, um die Dämpfung des Systems zu erhalten – in allen Betriebsphasen.

Grundlage dafür sind die bisher verfügbaren VDE|FNN Technische Anschlussregeln (TAR) 4130, 4120, 4110, 4105, 4100 sowie 4141. Die VDE|FNN TAR setzen EU-Grid-Code-Verordnungen um, sie sind seit dem 27.04.2019 rechtsverbindlich umzusetzen.

Verteilnetze

Grafik: Fette

Der aktuelle TAR-Ansatz – basierend auf den EU-Grid-Code-Verordnungen – stellt die Einzelanlage mit ihren Fähigkeiten in den Vordergrund. Die notwendige Systemsicht ist in den TAR nicht adressiert. Allerdings unterstützen die nach den neuen TAR-konformen Anlagen jetzt mit ihren Eigenschaften die Bildung von Systemeigenschaften – eine Aufgabe, die Verteilnetzbetreiber im Netzanschlussmanagement umsetzen müssen.

Bereits erkennbare systemstabilitätsgefährdende Aspekte müssen schnell behoben werden, um nicht später Anlagen mit falschen oder zumindest unzureichenden Eigenschaften im System zu haben, was im Netzanschlussmanagement von den Verteilnetzbetreibern zu berücksichtigen ist.

Die Erfüllung / Gestaltung von Stabilitätsanforderungen stellt die Verteilnetze vor fundamental neue Herausforderungen, die aktuell weder

– technisch
– organisatorisch und
– vertragsrechtlich

abgebildet sind und zu den neuen Anforderungen der TAR ergänzt werden müssen.

Der Gesetzgeber wird zeitnah ergänzende Verordnungen erlassen, die

  1. die vollständige Nutzung der TAR im Netzanschlussmanagement voraussetzen,
  2. eine weitergehende Gestaltung der Verteilnetze mit allen Stabilitätsanforderungen fordern,
  3. vertraglich fixierte Absprachen mit vor- und nachgelagerten Netzbetreibern erfordern.

Als Voraussetzung sind die Anforderungen der EU-Grid-Codes sowie der VDE|FNN TAR in den Unternehmen umgesetzt und können nun zur Gestaltung der Stabilitätsaspekte im Verteilnetz genutzt werden.

Die aktuellen Herausforderungen wie z.B. die Integration von E-Fahrzeugen in das Netz sind aus dieser Sicht nicht nur eine „Kapazitätsfrage“ sondern eine Herausforderungen zur Sicherung der Stabilität im Verteilnetz, da diese Fahrzeuge auf das System dynamisch rückwirken und erheblichen Einfluss nehmen. Netzbetreiber sollten schon jetzt daran denken, dass ihre vorhandenen Berechnungswerkzeuge im Unternehmen das nicht abbilden können.

In den zukünftigen Ausgaben dieser Rubrik auf energie.blog werden wir die Themen detailliert besprechen und Hinweise zur Lösung geben. Sie umfassen die Bereiche:
– Netzanschlussmanagement mit Umsetzung der Life-cycle-Anforderungen
– Netzführung / Netzbetrieb
– Primär- und Sekundärtechnik
– Steuerungs- und Regelungsaufgaben
– Organisation / IT-Systeme

Packen wir es an!

Weitere Teile dieser Serie:

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!

4. Die EU-Grid Codes bzw. VDE|FNN TAR erfordern ein digitales Netzmanagement

Vita Priv.-Doz. Dr.-Ing. habil. Michael Fette

Der in Paderborn lebende Privatdozent ist ein gefragter Spezialist in allen Fragen des Netzmanagements und insbesondere der Netzdynamik. Fette verfügt über 30 Jahre Erfahrung in der Steuerung und Durchführung von Forschungs- und Entwicklungsprojekten und ist seit 20 Jahren in der Management-Beratung für Unternehmen, Verbände, Behörden und Ministerien tätig. Mehr als 500 Fachvorträge und über 100 Publikationen, zwei Bücher und rund 20 eigenständige Vorlesungen (auch international) dokumentieren die Intensität seiner publizistischen und wissensvermittelnden Arbeit. Fette ist Gründer mehrerer Firmen. Zu seinen Erfahrungsschwerpunkten zählen unter anderem die Entwicklung systematischer Konzepte, Netzberechnungen aller Art, energiewirtschaftliche Strategieentwicklung und die Entwicklung neuer Leitsysteme. Fette führt seit mehr als 20 Jahren Seminare in den Schwerpunkten Strategisches Asset Management, Netzberechnungen (nichtlineare Systeme), Steuerungs- und Regelungstechnik, Netzplanung (statische und dynamische Aspekte), VDE|FNN-Regelwerke, Netzleittechnik durch, in der Regel mit namhaften Anbietern wie etwa VDE, ew-medien, Euroforum und TÜV Rheinland usw.
www.fette-dynamics.com

Überblick Aktivitäten

Energieanlagenelektroniker (Elektrizitätswerk Wesertal GmbH)
Diplomingenieur Allgemeine Elektrotechnik
Promotion Automatisierungstechnik
Habilitation Systemdynamik
Privatdozent Systemdynamik – Netzdynamik
Gastprofessur Universitatea Timisoara, Rumänien, Netzdynamik
Gründung System & Dynamik Beratungsunternehmen
Gesellschafter Samco Networks GmbH & Co. KG
Professur Regenerative Energiesysteme und Automatisierung
Geschäftsführer IT-Unternehmen
Geschäftsführer Fette Dynamics GmbH (2013)
Gründung Fette Consulting GmbH (2016)
Geschäftsführer Fette – Competence in Energy GmbH (2018)
Berufenes Mitglied des Fachbeirats der Westfalen Weser Netz GmbH & Co. KG (bis 10/2018)
stellv. Vorsitzender VDE|FNN LK MS/NS-Netze (10 Jahre, bis 09/2018)
Mitglied VDE|FNN PG TAR 4110 – MS-Richtlinie
Mitglied VDE|FNN Taskforce „Stabiler Systembetrieb mit DEZ“
stellv. Vorsitzender/ Vorsitzender VDE Ostwestfalen-Lippe e.V. seit 1994
Mitglied Expertengruppe VDE|FNN – „Systemstützendes Reglerverhalten / Teilsystemstabilität“
Mitglied Expertengruppe VDE|FNN – „Europäische Netzcodes“

Arbeitsschwerpunkte   

Netzdynamiken:
Berechnung, Messtechnik, Bewertung – mehr als 300 Projekte in allen Spannungsebenen einschließlich HGÜ, Industrienetze, …

Netzmanagement:
strategische und operative Lösungen – umgesetzt in mehr als 40 Unternehmen

IT- und Prozessmanagement:
Wertorientiertes Asset Management – Unternehmensführung

Neue Systemführung

ORCA – Das neue Systemmanagement

KRI – Key Reliability Indikatoren

Entwicklung neuer Messgeräte zum Compliance-Monitoring nach den EU-Grid Codes – VDE|FNN TAR 4100, 4105, 4110, 4120, 4130, 4141

Beratungsprojekte zur Umsetzung der EU-Grid-Code-Verordnungen.

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