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Optimierte Q-U-Regelung durch intelligente Steuerung von regelbaren Ortsnetztransformatoren und steuerbaren Verbrauchs- und Erzeugungseinrichtungen in Mittel- und Niederspannungsnetzen, Teilvorhaben: Konzeptionierung einer optimierten Regelung durch intelligente Ortsnetztransformatoren

Die Maschinenfabrik Reinhausen möchte in diesem Projekt eine optimierte Regelung der Spannung und Blindleistung im Netz durch intelligente Ortsnetztransformatoren erproben und konzeptionieren. Aktuell wird die Regelung des rONT mit lokalen Messgrößen realisiert. Im Laufe des Projekts soll ein Regelalgorithmus entwickelt werden, der auch die Kommunikation zwischen den Flexibilitäten im Netz berücksichtigt. Im Projekt wird außerdem ein Transformatormonitoring realisiert, das den Netzbetreibern und der MR helfen soll, die Auslastung des rONT zu überwachen und eine Grenzüberschreitung zu erkennen und in weitere Optimierungsalgorithmen einzubeziehen. Der sich aus einer koordinierten Spannungs- und Blindleistungsregelung ergebende Mehrwert spielt für die MR eine zentrale Rolle im Projekt und soll hierbei ermittelt werden. Zusätzlich wird in dem Projekt der Einfluss des CVR-Effekts (P(U)-Abhängigkeit der Verbraucher im Niederspannungsnetz) auf Ortsnetze untersucht. Zentraler Aspekt für die MR ist hierbei, ob eine verlässliche Vorhersage der Kennlinie möglich ist. Anhand der Auswertung der Daten, kann die intelligente Steuerung des rONTs nochmals optimiert werden. Durch das Projekt sollen die bisherigen Entwicklungen zu digitalen Ortsnetzstationen mit Hilfe einer intelligenten Steuerung für den Transformator und somit auch den Laststufenschalter der MR durch Ergebnisse aus dem Feldversuch verbessert werden. Des Weiteren können neue technische Spezifikationen an den rONT definiert und bereitgestellt werden.

Emissionsarme und energieeffiziente Energiebereitstellung im urbanen Raum unter Nutzung neuester, intelligenter IKT-Strukturen, Teilvorhaben: Systemanalyse / Messtechnische Untersuchungen im Combined Energy Lab 3.0

Besonders im städtischen Kontext stellen hydraulische Netze zur Wärme- und Kälteversorgung eine erprobte Technologie dar, da sie mit zentralen energetischen Wandlungseinheiten ausgestattet sind. Die Einbindung von regenerativen Quellen in diese zentralen Systeme ist erstrebenswert, jedoch technisch schwierig. Zwar gibt es eine ganze Reihe von Feldtests, die z.B. solarthermische Erzeugungseinheiten einzubinden versuchen, jedoch treten hier neue limitierende Elemente auf, welche den gemeinsamen Betrieb beeinflussen. Auch bei PV-Systemen existieren Hemmnisse, obwohl im urbanen Raum Dach- und theoretisch auch Fassadenflächen zur Verfügung stehen. PV-Systeme im urbanen Raum werden für eine ganzheitliche Betrachtung derzeit kaum mit Fernwärmesystemen in Bezug gesetzt, was zu einer starken Belastung des örtlichen Niederspannungsnetzes führt. Ziel muss es daher sein, Anlagentechnik sowie digitale Lösungen zu entwickeln, welche es ermöglichen, ein lokales Energiemanagementsystem zu realisieren und somit zur energetischen Versorgung der Liegenschaft mehr regenerative Energie in einem multienergetischen System zu integrieren. Ein digitalisierter Ein- und Ausspeisepunkt löst dieses Problem und ermöglicht prädiktiv den Wärme- und Kältebedarf in der Liegenschaft vorauszubestimmen. Zielorientiert muss der Ein- und Ausspeisepunkt so gestaltet sein, dass er möglichst eine Verknüpfung der Energiemanagementsysteme des Gebäudes und des übergeordneten regionalen hydraulischen Netzbetreibers aufweist. Weiterhin muss es möglich sein, verschiedene dezentrale Systeme anzubinden. Im Rahmen des Forschungsvorhabens wird die TU Dresden an der Systemanalyse arbeiten, welche sich besonders auf die Sekundärtechnologie, d.h. die Technologie im Gebäude bezieht. Des Weiteren werden messtechnische Untersuchungen des zu entwickelnden Prototyps im Combined Energy Lab 3.0 durchgeführt.'

Emissionsarme und energieeffiziente Energiebereitstellung im urbanen Raum unter Nutzung neuester, intelligenter IKT-Strukturen, Teilvorhaben: KI - Wärme im Gebäude

Besonders im städtischen Kontext stellen hydraulische Netze zur Wärme- und Kälteversorgung eine erprobte Technologie dar, da sie mit zentralen energetischen Wandlungseinheiten ausgestattet sind. Die Einbindung von regenerativen Quellen in diese zentralen Systeme ist erstrebenswert, jedoch technisch schwierig. Zwar gibt es eine ganze Reihe von Feldtests, die z.B. solarthermische Erzeugungseinheiten einzubinden versuchen, jedoch treten hier neue limitierende Elemente auf, welche den gemeinsamen Betrieb beeinflussen. Auch bei PV-Systemen existieren Hemmnisse, obwohl im urbanen Raum Dach- und theoretisch auch Fassadenflächen zur Verfügung stehen. PV-Systeme im urbanen Raum werden für eine ganzheitliche Betrachtung derzeit kaum mit Fernwärmesystemen in Bezug gesetzt, was zu einer starken Belastung des örtlichen Niederspannungsnetzes führt. Ziel muss es daher sein, Anlagentechnik sowie digitale Lösungen zu entwickeln, welche es ermöglichen, ein lokales Energiemanagementsystem zu realisieren und somit zur energetischen Versorgung der Liegenschaft mehr regenerative Energie in einem multienergetischen System zu integrieren. Ein digitalisierter Ein- und Ausspeisepunkt löst dieses Problem und ermöglicht prädiktiv den Wärme- und Kältebedarf in der Liegenschaft vorauszubestimmen. Zielorientiert muss der Ein- und Ausspeisepunkt so gestaltet sein, dass er möglichst eine Verknüpfung der Energiemanagementsysteme des Gebäudes und des übergeordneten regionalen hydraulischen Netzbetreibers aufweist. Weiterhin muss es möglich sein, verschiedene dezentrale Systeme anzubinden. Im Rahmen des Forschungsvorhabens wird Danfoss am Teilvorhaben 'KI-Wärme im Gebäude' arbeiten, im Speziellen an der Nutzung von KI für Wärmebedarfsprognosen und zur optimierten Regelung der Wärme im Gebäude.

Emissionsarme und energieeffiziente Energiebereitstellung im urbanen Raum unter Nutzung neuester, intelligenter IKT-Strukturen

Besonders im städtischen Kontext stellen hydraulische Netze zur Wärme- und Kälteversorgung eine erprobte Technologie dar, da sie mit zentralen energetischen Wandlungseinheiten ausgestattet sind. Die Einbindung von regenerativen Quellen in diese zentralen Systeme ist erstrebenswert, jedoch technisch schwierig. Zwar gibt es eine ganze Reihe von Feldtests, die z.B. solarthermische Erzeugungseinheiten einzubinden versuchen, jedoch treten hier neue limitierende Elemente auf, welche den gemeinsamen Betrieb beeinflussen. Auch bei PV-Systemen existieren Hemmnisse, obwohl im urbanen Raum Dach- und theoretisch auch Fassadenflächen zur Verfügung stehen. PV-Systeme im urbanen Raum werden für eine ganzheitliche Betrachtung derzeit kaum mit Fernwärmesystemen in Bezug gesetzt, was zu einer starken Belastung des örtlichen Niederspannungsnetzes führt. Ziel muss es daher sein, Anlagentechnik sowie digitale Lösungen zu entwickeln, welche es ermöglichen, ein lokales Energiemanagementsystem zu realisieren und somit zur energetischen Versorgung der Liegenschaft mehr regenerative Energie in einem multienergetischen System zu integrieren. Ein digitalisierter Ein- und Ausspeisepunkt löst dieses Problem und ermöglicht prädiktiv den Wärme- und Kältebedarf in der Liegenschaft vorauszubestimmen. Zielorientiert muss der Ein- und Ausspeisepunkt so gestaltet sein, dass er möglichst eine Verknüpfung der Energiemanagementsysteme des Gebäudes und des übergeordneten regionalen hydraulischen Netzbetreibers aufweist. Weiterhin muss es möglich sein, verschiedene dezentrale Systeme anzubinden. Im Rahmen des Forschungsvorhabens bringt die YADOS GmbH Ihre Kernkompetenzen Wärmeübergabe und Heizungssysteme ein. Diese insbesondere werden in der Marktanalyse für das Lastenheft und bei der Konstruktion der Wärmeübergabestation benötigt.

Emissionsarme und energieeffiziente Energiebereitstellung im urbanen Raum unter Nutzung neuester, intelligenter IKT-Strukturen, Teilvorhaben: Hardwaretechnische Entwicklung und Prototypenbau der digitalen Wärmeübergabestation

Besonders im städtischen Kontext stellen hydraulische Netze zur Wärme- und Kälteversorgung eine erprobte Technologie dar, da sie mit zentralen energetischen Wandlungseinheiten ausgestattet sind. Die Einbindung von regenerativen Quellen in diese zentralen Systeme ist erstrebenswert, jedoch technisch schwierig. Zwar gibt es eine ganze Reihe von Feldtests, die z.B. solarthermische Erzeugungseinheiten einzubinden versuchen, jedoch treten hier neue limitierende Elemente auf, welche den gemeinsamen Betrieb beeinflussen. Auch bei PV-Systemen existieren Hemmnisse, obwohl im urbanen Raum Dach- und theoretisch auch Fassadenflächen zur Verfügung stehen. PV-Systeme im urbanen Raum werden für eine ganzheitliche Betrachtung derzeit kaum mit Fernwärmesystemen in Bezug gesetzt, was zu einer starken Belastung des örtlichen Niederspannungsnetzes führt. Ziel muss es daher sein, Anlagentechnik sowie digitale Lösungen zu entwickeln, welche es ermöglichen, ein lokales Energiemanagementsystem zu realisieren und somit zur energetischen Versorgung der Liegenschaft mehr regenerative Energie in einem multienergetischen System zu integrieren. Ein digitalisierter Ein- und Ausspeisepunkt löst dieses Problem und ermöglicht prädiktiv den Wärme- und Kältebedarf in der Liegenschaft vorauszubestimmen. Zielorientiert muss der Ein- und Ausspeisepunkt so gestaltet sein, dass er möglichst eine Verknüpfung der Energiemanagementsysteme des Gebäudes und des übergeordneten regionalen hydraulischen Netzbetreibers aufweist. Weiterhin muss es möglich sein, verschiedene dezentrale Systeme anzubinden. Im Rahmen des Forschungsvorhabens bringt die YADOS GmbH Ihre Kernkompetenzen Wärmeübergabe und Heizungssysteme ein. Diese insbesondere werden in der Marktanalyse für das Lastenheft und bei der Konstruktion der Wärmeübergabestation benötigt.

Optimierte Verfahren zur Prognose vertikaler Netzlast unter Nutzung von maschinellem Lernen, Teilvorhaben: VNL-Insight - Plattform für Prognose und Bewertung der vertikalen Netzlast

Das Ziel des Teilprojektes ist, neueste Entwicklungen bis TRL 7 in die Praxis zu überführen und von DSO-Partnern zu validieren, um langfristige Vorteile für Betriebsplanung und Echtzeitoperationen zu ermitteln. Die Integration von Redispatch 2.0-Verfahren soll Simulations- und Prognosefunktionen verbessern und Abschaltungen erneuerbarer Energien reduzieren. Eine kontinuierliche Abstimmung der Erwartungen und technischen Anforderungen für Modelle und Algorithmen aus den Arbeitspaketen 1, 4 und 5 ist erforderlich, ebenso wie das Verständnis für die Integration von Prognosen zur Erzeugung verteilter Energieressourcen aus den Arbeitspaketen 2 und 3. Siemens Energy ist an allen sechs Arbeitspaketen des Opti-VNL-Projekts beteiligt, um die Implementierung aller Entwicklungen in die Endplattform zu gewährleisten. Die Ziele umfassen die Ausrichtung der Leistungsziele, die Validierung der Verteilnetzbetreiber-Anforderungen und die Bewertung des Nutzens für das Engpassmanagement und Redispatch 2.0. Im Rahmen des Gesamtprojekts verbessert Siemens Energy die Anwendung vertikaler Netzlastberechnungen durch fortschrittliche Sensordatenverarbeitung zur Optimierung der Verteilnetzbelastbarkeit. Durch die Kombination aus präzisen Wettervorhersagen und Technologien wird die Engpassprognose deutlich genauer. Weiterhin entwickelt Siemens Energy Methoden für die dynamische Anlagenbewertung und das Flottenmanagement, auch in Niederspannungsnetzen.

Netzsensitive Koordination von Energiecommunities, Teilvorhaben: Durchführung des Feldtests, Ermittlung des vermiedenen Netzausbaubedarfs und Schnittstelle zwischen Netzbetreiber und Backend

Ziel des Teilprojektes ist es, im Rahmen einer Durchführbarkeitsstudie zu untersuchen, inwiefern ein netzdienlicher Koordinationsmechanismus einer Energiecommunity dazu beitragen kann, Netzengpässe im Niederspannungsnetz zu beseitigen und somit eine verbesserte Gesamtlösung bietet. Die badenovaNETZE liefern bei der Entwicklung des netzsensitiven Marktmechanismus die Anforderungen des Netzbetreibers für einen sicheren Netzbetrieb, Erfahrungen aus dem Rollout der Redispatch 2.0 Prozesse und Antworten zu regulatorischen Fragen. Außerdem wird in Zusammenarbeit mit den Marktakteuren eine Schnittstelle definiert, um Messdaten und Netzbetreibervorgaben zwischen der Energiecommunity und dem Netzbetreiber auszutauschen und damit an bestehende Redispatchplattformen anknüpfen zu können. Nach ersten Untersuchungen des Koordinationsmechanismus in einer Simulation und einem anschließenden Test in einem Labor der Hochschule Offenburg sollen die Funktionsweise und die Auswirkungen des Koordinationsmechanismus in einer Modellregion der badenovaNETZE untersucht werden. Dabei sollen einerseits der Beitrag der Energiecommunity zur Lösung von zukünftigen Engpassproblemen und dem daraus resultierenden vermiedenen Netzausbaubedarf untersucht werden und andererseits, ob es ein evtl. nicht ausreichend abgestimmtes Regelungskonzept zwischen Netz und Markt gibt, welches das zu regelnde System durch ein Pendeln zwischen Optimierungszielen ins Schwingen versetzt. Zur Vermeidung einer Entsolidarisierung werden Veränderungen im Netzausbaubedarf durch das Handeln der Community quantifiziert und als Basis für veränderte Netznutzungsentgelte o. ä. für die Teilnehmer einer netzsensitiven Energiecommunity vorgeschlagen.

Energetisch Lokal Optimiertes System für einen emissionsarmen Gebäudebestand mittels Digitalen Zwillingen, Teilvorhaben: Entwicklung eines Produktzwillings zur Produktionsflexibilisierung

Moderne Kommunikationstechnik und Leistungselektronik zur kosteneffizienten Integration erneuerbarer Energien und dezentraler, flexibler Verbraucher - SmartGridFlex

Optimierte Q-U-Regelung durch intelligente Steuerung von regelbaren Ortsnetztransformatoren und steuerbaren Verbrauchs- und Erzeugungseinrichtungen in Mittel- und Niederspannungsnetzen, Teilvorhaben: Analyse der optimierten Q-U-Regelung sowie Verbände- und Gremiendialog

Im optiQU-Teilvorhaben 'Analyse der optimierten Q-U-Regelung sowie Verbände- und Gremiendialog' der Thüga Aktiengesellschaft soll eine Bewertung erfolgen, wie effektiv innovative Betriebsmittel - insbesondere, sofern diese durch ein Netzmanagementsystem koordiniert gesteuert werden, wie es im Projekt 'OptiQU' umgesetzt wird - in realen Verteilnetzen zum Spannungs- und Blindleistungsmanagement eingesetzt werden können. Fraglich ist dabei, ob sie eine Alternative bzw. Ergänzung zum konventionellen Netzausbau in der Mittel- und Niederspannung darstellen können, wobei selbst eine temporäre Verschiebung des Ausbaubedarfs die Netzbetreiber bei der schnellen und effektiven Umsetzung der Energiewende unterstützen kann. Das Teilvorhaben soll daher insbesondere die von den anderen Projektpartnern entwickelten technischen Lösungen dahingehend bewerten, ob diese technoökonomisch zielführend sind. Hierbei gilt zu beachten, dass die Entscheidungen von Netzbetreibern als regulierte Unternehmen insbesondere auch vom rechtlich-regulatorischen Rahmen beeinflusst werden. Dieser ist daher zwingend zu berücksichtigen. Es muss davon ausgegangen werden, dass sodann auch ein notwendiger Weiterentwicklungsbedarf dieser Rahmenbedingungen identifiziert wird. Entsprechende Empfehlungen sollen entwickelt und mit der Branche sowie den relevanten Akteuren diskutiert werden. An einzelnen Stellen im Gesamtprojekt 'OptiQU' bringt sich die Thüga Aktiengesellschaft des Weiteren auch bei der technischen Entwicklung und Standardisierung von Lösungen ein. Dies gilt insbesondere in Hinblick auf die Messtechnik in Ortsnetzstationen als auch bezüglich der Systemarchitektur für das zukünftige Netzmanagement in der Mittel- und Niederspannung.

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