Wie sich Verteilnetzbetreiber für den Redispatch 2.0 rüsten können

26.06.20

Der Redispatch 2.0 dient als Maßnahme, um das gesamte Stromnetz flexibler zu gestalten. Eins der Ziele ist das Vermeiden von Spannungsproblemen und von Überlastungen einzelner Betriebsmittel (Netzengpässe). Hierzu müssen Verteilnetzbetreiber Schwankungen, die durch regenerative Erzeugungsanlagen und Elektromobilität entstehen, rechtzeitig entgegenwirken.

Die Vorgaben für das Management von Netzengpässen, sind im Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) festgehalten. Bis zum 1. Oktober 2021 müssen diese Vorgaben von den Netzbetreibern umgesetzt werden. Die Regelungen zum Einspeisemanagement von Erneuerbare-Energien-Anlagen und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen im Erneuerbare-Energien- Gesetz und Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) werden zu diesem Zeitpunkt aufgehoben. Stattdessen wird ein einheitliches Redispatch-Regime (Redispatch 2.0) eingeführt, mit dem zukünftig auch Erzeugungsanlagen ab 100 kW sowie Anlagen, die jederzeit durch einen Netzbetreiber fernsteuerbar sind, in den Redispatch einbezogen werden müssen. 

Herausforderung für Verteilnetzbetreiber

Für die 890 Verteilnetzbetreiber in Deutschland stellt die Umsetzung dieser Vorgaben häufig eine große Herausforderung dar, da die für den Datenaustausch erforderliche Netz- und Prognosedaten heute noch nicht oder nur eingeschränkt vorliegen. Bis zum 01. Oktober 2021 müssen jedoch alle für den Redispatch 2.0 erforderlichen Schritte umgesetzt werden – der Zeitdruck ist hoch. 

Umfangreiche Datenerhebungen sind erforderlich, um zuverlässige Vorhersagen der Vertikallast je Netzübergabeknoten zu treffen und Informationen über nutzbare Flexibilitätspotenziale und Einspeisungsprognosen an die vorgelagerten Netzbetreiber weiterzugeben. Die Einführung neuer Technologien und Softwarelösungen ist ein notwendiger Handlungsschritt, um den Prozess vollständig automatisiert und sicher abbilden zu können. 

Unsere Lösung

envelios IGP (Intelligent Grid Platform) unterstützt Verteilnetzbetreiber in dieser Herausforderung und ermöglicht eine automatisierte Abwicklung des Redispatch-Prozesses. Dazu werden unterschiedliche Funktionalitäten und Verfahren genutzt, die u.a. einen automatisierten Import und die Erstellung von Netzprognosemodellen sowie Algorithmen zum optimalen Engpassbewirtschaften umfassen. Im Folgenden wird der Ablauf innerhalb der IGP darstellt:

Ablauf

Schritt 1: Zusammenführung der Eingangsdaten (optional)
Integration und Zusammenführung der Daten aus unterschiedlichen Einzelsystemen (z.B. Real-Time Snapshot des Netzes, Schaltplanung, Redispatch-Aufforderungen, Vertikallastprognosen) – Alternativ können die Eingangsdaten auch als vollständiges CGMES-Modell integriert werden.

Schritt 2: Erstellung Netzprognosemodelle und Engpasssimulation
Leistungsflussanalysen für den (n-0)- und (n-1)-Fall zur Identifikation potentieller Netzengpässe.

Schritt 3: Berechnung Engpassmanagement und Redispatch-Dimensionierung
Optimierung des Engpassmanagements unter Berücksichtigung der Netz- Anlagenrestriktionen und der Anforderungen der vor- und nachgelagerten Netzbetreiber.

Schritt 4: Ermittlung Flexibilitätsbeschränkungen je Anlage
Bestimmung der Flexibilitätsbeschränkungen je Anlage für die nächsten Zeitschritt, um eigene Engpässe beim zukünftigen Redispatch-Abruf zu vermeiden

Schritt 5: Datenaufbereitung und Exportschnittstellen
Aufbereitung und Export der Ergebnisse für Folgeprozesse (z.B. Bilanzkreismanagement, operativer Abruf im Duldungs- und Aufforderungsfall) 

Gerne beraten wir Sie, wie wir Sie individuell bei den Herausforderungen des Redispatches 2.0 unterstützen können.

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Dieses Projekt wird im Rahmen des Forschungs- und Innovationsprogramms  Horizon 2020 durch Mittel der Europäischen Union gefördert (Bewilligungsnr. 867602).