Das Projekt "Integration von neuen Smart Grids Technologien in die Planungsgrundsätze" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Asea Brown Boveri AG durchgeführt. Neue Technologien stehen zur Verfügung, um den notwendigen konventionellen Netzausbau in Verteilnetzen zu verringern. Diese Technologien können unter dem Begriff 'Smart Grids' zusammengefasst werden. Neben den Smart Grids gibt es so genannte Smart-Market-Mechanismen, die neue Dienstleistungen und damit Wertschöpfung kreieren, indem Lasten und dezentrale Einspeiser aggregiert und gesteuert werden. Die Smart-Market-Mechanismen können sowohl zusätzlichen Netzbedarf verursachen, aber auch zur Entlastung der Netze eingesetzt werden. Mit steigender Wertschöpfung steigt der Netzbedarf überproportional, so dass Einschränkungen der Smart-Market-Mechanismen und auch der Einspeisung von erneuerbaren Energien den Netzbedarf reduzieren. Für die zukünftige effiziente Netzentwicklung ist ein Optimum zwischen Wertschöpfung durch die Smart-Market-Mechanismen und den Ausbau von Smart Grids zu ermitteln. Um dieses Optimum zu erreichen, erforscht das Projekt neue Methoden zur Netzplanung unter Berücksichtigung neuer Technologien, der Abregelungsoption für fluktuierende Einspeiser und der Smart Market-Mechanismen. Dabei werden Untersuchungsregionen aus den vier Teilnehmerländern Deutschland, Schweiz, Holland und Dänemark zugrunde gelegt, um ein möglichst allgemeingültiges Ergebnis zu erzielen. Neben den rein netzplanerischen Aspekten wird auch der Einfluss auf das Asset Management beleuchtet.
Das Projekt "Teilvorhaben 1: Modellbildung und Analyse" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Technische Hochschule Ingolstadt, Zentrum für Angewandte Forschung (ZAF) durchgeführt. Der Netzausbau und der EE-Ausbau sind in vielen Regionen nicht in gleicher Geschwindigkeit erfolgt. In den Verteilnetzen werden deshalb immer häufiger erneuerbare Erzeugungsleistungen abgeregelt (Einspeisemanagement Maßnahmen). Dadurch sinkt der Anteil von EE an der gesamten Stromversorgung. Die finanzielle Entschädigung der betroffenen Einzelanlage wird durch die Netzbetreiber auf einen großen Teil der Stromkunden umgelegt. Im Rahmen von SmartBio werden temporär agierende Märkte untersucht, die eine netzbedingte Abregelung von EE-Strommengen reduzieren können. Dadurch sollen sonst abgeregelte Strommengen in der Netzregion nutzbar gemacht werden. Dabei wird unterstellt, dass über einen zukünftigen Smart Market Biogasanlagen in die Lage versetzt werden, ihren Fahrplan in Abhängigkeit der Netzengpasssituation in ihrer Region anzupassen. Die Rolle der Biogasanlagen wird dabei in Konkurrenz zu weiteren Flexoptionen (z.B. Batteriespeichern, Pth, Erdgas-BHKW) bewertet. Die Einführung von Smart Markets könnte für flexible Biogasanlagen eine Option darstellen, um zu einem wirtschaftlichen Betrieb auch mit geringerer Förderintensität (Post-EEG) beizutragen. Durch die Analyse der Wirkungszusammenhänge in Kooperation mit den Stadtwerken Rosenheim (SWRO) soll die zukünftige Rolle von Biogasanlagen an einem Smart Market untersucht und entsprechend bewertet werden. Dabei ist ein wichtiges Ergebnis die mögliche Höhe der Erlöse für Biogasanlagen und deren Einflussgrößen. Die entscheidenden Erkenntnisse werden für die weitere Diskussion aufbereitet und innerhalb einer Broschüre den Branchenteilnehmern der Wertschöpfungskette im Rahmen einer öffentlich wirksamen Abschlussveranstaltung bereitgestellt.
Das Projekt "Teilvorhaben 2: Praktische Anwendung" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Stadtwerke Rosenheim GmbH & Co. KG durchgeführt. Ein wichtiger Beitrag zur Erreichung der Klimaschutzziele ist neben der Umsetzung von Energieeffizienzmaßnahmen der Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE). Der Netzausbau und der EE-Ausbau sind in vielen Regionen nicht in gleicher Geschwindigkeit erfolgt. In den Verteilnetzen werden deshalb immer häufiger erneuerbare Erzeugungsleistungen abgeregelt. Dadurch sinkt der Anteil von EE an der gesamten Stromversorgung. Der finanzielle Schaden, welcher für die Einzelanlage entsteht, wird durch die Netzbetreiber auf einen großen Teil der Stromkunden umgelegt. Ziel des Vorhabens SmartBio ist es innerhalb des vorgestellten Spannungsfeldes die Potenziale der Biogasanlagen zu ermitteln, um die Gesamtkosten für das Netzengpassmanagement zu reduzieren und den EE-Anteil um diese Mengen wieder zu erhöhen. Dabei wird unterstellt, dass über einen zukünftigen Smart Market Biogasanlagen in die Lage versetzt werden, ihren Fahrplan in Abhängigkeit der Netzengpasssituation in ihrer Region anzupassen. Dadurch sollen sonst abgeregelte Strommengen in der Netzregion nutzbar gemacht werden. Die Biogasanlagen werden somit Smart und erschließen sich eine weitere Erlösquelle, was die notwendige Förderhöhe entsprechend reduzieren kann und damit einen Beitrag zum Post-EEG-Weiterbetrieb leistet. Insbesondere flexible Biogasanlagen haben durch ihre Speicherfähigkeit und ihre steuerbare Erzeugungskapazität sehr gute Möglichkeiten an diesen Smart Market zu agieren. Durch die Analyse der Wirkungszusammenhänge in Kooperation mit den Stadtwerken Rosenheim (SWRO) soll die zukünftige Rolle von Biogasanlagen an einem Smart Market untersucht und entsprechend bewertet werden. Dabei ist ein wichtiges Ergebnis die mögliche Höhe der Erlöse für Biogasanlagen und deren Einflussgrößen. Die entscheidenden Erkenntnisse werden für die weitere Diskussion aufbereitet und innerhalb einer Broschüre den Brancheteilnehmern der Wertschöpfungskette im Rahmen einer öffentlich wirksamen Abschlussveranstaltung bereitgestellt.
Das Projekt "Teilvorhaben: Entwicklung und Demonstration von Systemdienstleistungen durch Windenergieanlagen'" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Nordex Energy SE & Co. KG durchgeführt. Das zentrale Ziel des Teilvorhabens ist die Entwicklung und Demonstration von Systemdienstleistungen zur Steigerung der Stabilität der Energieversorgungsnetze durch dezentrale, erneuerbare Energieerzeuger unter Einbeziehung innovativer Technologien und sicherer Einbindung in ein intelligentes Energienetz mit Beteiligung an Smart Markets. Die Aktivität FatWake validiert Ertrags- und Lebensdaueroptimierungen von Windparks mir geringem Anlagenabstand und unterstützt so die effektive Nutzung von vorhandener Infrastruktur und optimiert die Flächennutzung der Energieentstehung. Wissenschaftliche Arbeitsziele: 1. Auslegung eines Energiespeichers zur Erbringung von Systemdienstleistungen am Windpark 2. Entwicklung eines Konzeptes zur Teilnahme des Energiespeichers am Windpark zur erweiterten Teilnahme am Regelleistungsmarkt 3. Simulation zum Design eines Windparkreglers und zur Leistungsfähigkeit an einem Windpark mit Energiespeicher zur Erbringung von SDL: a. Momentanreserve durch Großspeicher b. Glättung der Wirkleistung für Intervalle (Peak shaving) c. Ladung des Energiespeichers bei Windböen (Ramp Control) d. Dämpfung von Netzpendelungen e. Erprobung von STATCOM Funktion der WEA und Verstärkung durch Energiespeicher für Teilnahme am Regelleistungsmarkt Technische Arbeitsziele: 1. Installation und Netzanbindung eines Großspeichers an den Netzanschluss von Windpark Curslack 2. Anbindung des Energiespeichers an die Betriebsführung des Nordex Windparkreglers 3. Anbindung des Energiespeichers an das SCADA der Nordex 4. Weiterentwicklung des Windparkreglers zur Demonstration von SDL a. Momentanreserve durch Großspeicher b. Glättung der Wirkleistung für Intervalle (Peak shaving) c. Ladung des Energiespeichers bei Windböen (Ramp Control) d. Dämpfung von Netzpendelungen e. Erprobung von STATCOM Funktion der WEA und Verstärkung durch Energiespeicher f. Teilnahme am Regelleistungsmarkt 5. Durchführung von Messungen zur Demonstration von SDL.
Das Projekt "Teilvorhaben: Technische und marktwirtschaftliche Integration von virtuellen Kraftwerken/Energiesystemen in Smart Grid Strukturen" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) - Institutsteil Kassel durchgeführt. Die Zielsetzung des Fraunhofer IWES gliedert sich in die Gesamtzielsetzung des Projekts ein, städtische Verteilnetze im Hinblick auf die Herausforderungen des zunehmend dynamischen Energiesystems zukunftssicher zu gestalten. Die Rolle des IWES ist es dabei, die bestehende Software des virtuellen Kraftwerks, welche bereits in vergangenen Forschungsprojekten entwickelt wurde, derart zu erweitern, dass eine Kommunikation mit den Netzautomatisierungssystemen stattfinden kann. Im Vorfeld werden die entsprechenden Algorithmen und notwendigen Interfaces erarbeitet, implementiert und in das Funktionsmuster integriert. In einer anschließenden Evaluationsphase wird das Funktionsmuster dann auf Verwendbarkeit im Kontext Netz/Markt und Netz/Netz in Kooperation mit der VK-Lösung der HSE getestet. Des Weiteren werden Wege untersucht unter Einbindung von Wärmegeführten Anlagen den Netzbetrieb bei Aufrechterhaltung der energiewirtschaftlichen Lieferverträge zu unterstützen. IWES ist beteiligt an den APs 1,2,4 sowie 5 und leitet AP 3. AP 1 dient der Projektleitung, das AP 2 der Erarbeitung wissenschaftlicher Grundlagen zur Vorbereitung der weiteren Arbeitspakete. In AP 3 werden die IKT-Strukturen, die für das Zusammenspiel Smart Market und Smart Grid im Kontext eines Versorgers und eines Netzbetreibers benötigt werden, konzipiert und umgesetzt. Die Lösung des virtuellen Kraftwerks wird erweitert, so dass die Integration aller Randbedingungen aus marktwirtschaftlicher sowie aus netzregelungstechnischer Sicht ermöglicht wird. Die Systemteile (VK, Netzautomatisierungssystem und Leitstelle des Netzbetreibers) werden in AP 4 zu einem Gesamtsystem zusammengefügt. Im Feldtest in AP5 wird das zusammengesetzte System erprobt. Der konzeptionierte Markt- und Netzmechanismus wird anhand mit den im Feld vorhandenen BHKW getestet und anhand den AP2 entwickelten Anforderungen validiert. Auf Seiten des IWES liegen jeweils alle Arbeiten, die das virtuelle Kraftwerk betreffen.
Das Projekt "Teilvorhaben: Machbarkeitsanalyse und Systemzusammenführung" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Bergische Universität Wuppertal, Fachbereich E, Lehrstuhl für Elektrische Energieversorgungstechnik durchgeführt. Das Teilvorhaben der Bergischen Universität Wuppertal stellt im ersten Teil das theoretische Fundament des Verbundvorhabens und im zweiten Teil die programmiertechnische Umsetzung des Gesamtsystems dar. Die theoretischen Grundlagen bestehen aus Analysen zur Netzauswirkung virtueller Kraftwerke, zum virtuellen Grundlastpotential und zur Beeinflussung von virtuellen Kraftwerken und Netzautomatisierungssystemen. Anschließend soll aus diesen Analysen ein ideales Zusammenspiel zwischen Smart Grid und Smart Market entworfen werden. Darüber hinaus sollen im ersten Teil die regulatorischen Rahmenbedingungen und der horizontale Austausch von Systemdienstleistungen untersucht werden. Im zweiten Teil erfolgt die Konzeption, programmiertechnische Umsetzung und Validierung eines übergreifenden Regelungssystems, welches Netzautomatisierungssystem und virtuelles Kraftwerk optimiert verbindet. Das Teilvorhaben umfasst neben der Projektkoordination (AP 1) die Untersuchung der theoretischen Grundlagen (AP 2) und die programmiertechnische Umsetzung des erarbeiteten Gesamtsystems (AP 4). Außerdem werden die Verbundpartner bei der Erstellung des Regelungskonzepts für das virtuelle Kraftwerk (AS 3.1) sowie der Feldtestdurchführung (AS 5.3 bis 5.5) unterstützt.
Das Projekt "Teilvorhaben: Prototypische Entwicklung und Erprobung einer IKT- basierten Integration von nachfrageseitigen Maßnahmen mit Elektroschwerlastfahrzeugen in die Rahmenbedingungen von Smart Market und Smart Grid" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Vattenfall Europe Innovation GmbH durchgeführt. Der Ansatz des Gesteuerten Ladens für Elektrofahrzeuge wird ausgedehnt auf den Wirtschaftsverkehr und auf seine Verwertbarkeit am Energiemarkt erweitert. Im BESIC-Vorhaben werden die Ladevorgänge als steuerbare Verbrauchseinrichtungen verstanden, eine Rückspeisung von Energie in eine vorgelagerte Ebene des örtlichen Arealnetzes ist nicht vorgesehen - es handelt sich um eine Aufgabenstellung aus dem Demand Response Umfeld. Daher wird geprüft, inwieweit die Anpassungen im Gesteuerten Laden vernetzt werden können mit systemischen Lösungen zum Demand Response. Das Projekt ist inhaltlich und organisatorisch aufeinander abgestimmt und wird durch HHLA/CTA als Konsortialführer gesteuert. In AP1 wird durch Flottenversuche unter Realbedingungen die in AP2 entwickelte IKT-Lösung, welche die Systeme 'Logistik/Mobilität' und 'Energie-Markt/Netz' verbindet, auf ihre Praxistauglichkeit geprüft und damit ein Schaufensterbetrieb ermöglicht, welcher kommunikativ verwertet wird. In AP3 wird ein wirtschaftlicher Zweitnutzen des Logistiksystems für den Kunden/Logistikbetreiber untersucht, indem dieses das Lastmanagement des Kunden optimiert und als aktives Instrument am Energiemarkt eingesetzt wird.
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