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Redispatch 2.0 - Zuverlässig und einfach umsetzen

01.04.2021 - Energie, Künstliche Intelligenz, Nachhaltigkeit, Technologie

iStock/peterschreiber.media
iStock/peterschreiber.media

Die neue Regelung zum erweiterten Redispatch-Prozess (Redispatch 2.0), verpflichtet neben den Übertragungs­netzbetreibern (ÜNB) jetzt auch die Verteilnetzbetreiber (VNB), sich an der Engpassbehebung zu beteiligen und die Systemstabilität zu sichern. Dafür hat PSI ein verlässliches Tool entwickelt: Mit PSIsaso/DSO können Verteilnetzbetreiber umfangreiche Prognosen und Planungsdaten zusammenfassen und zukünftige Netzzustände einfach und zuverlässig prognostizieren.

Beim sogenannten Dispatch plant ein Kraftwerksbetreiber die möglichst profitabelste Fahrweise des eigenen Werksparks. Alle Einspeiser sind verpflichtet, diesen Fahrplan an den jeweiligen ÜNB anzumelden. Während die ursprüngliche Kraftwerkseinsatzplanung durch die Anlagenbetreiber als Dispatch bezeichnet wird, gelten die vom ÜNB vorgenommenen Korrekturen als Redispatch.

Unter Redispatch versteht man Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Betreibern, um Leitungsabschnitte vor einer Überlastung zu schützen.

Droht an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass, werden Betreiber des Engpasses durch den ÜNB angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, während andere Anlagen ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt.

Was ist Redispatch? Quelle: Bundesnetzagentur

Redispatch 2.0: Was ändert sich ab dem 1. Oktober 2021?

Mit dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0) treten zahlreiche Neuregelungen in Kraft und stellen Netzbetreiber vor neue Herausforderungen. Bisher war der vorausschauende und auf Planwerten basierende Redispatch einzig und allein Sache der Übertragungs­netzbetreiber.

Nun werden auch die Verteilnetzbetreiber zu einer tragenden Säule des Redispatching-Prozesses.

Ebenso wie die ÜNB müssen sie zukünftig ihre Netze in Hinblick auf die zu erwartenden Belastung modellieren, prognostizieren und dabei alle Anlagen ab 100 kW einbeziehen. Dazu gehören auch EE-Anlagen, KWK-Anlagen und Anlagen, die jederzeit für den Netzbetreiber fernsteuerbar sind, wie z. B. durch die Smart-Meter-Gateway-Technik und Speicher.

Redispatch-2.0-Prozesse bequem umsetzen

Mit der richtigen Software können Unternehmen die erweiterten Anforderungen an den Redispatch-Prozess sorgenfrei umsetzen. Im Fokus steht dabei die Aufgabe, umfangreiche Prognosen und Planungsdaten zusammenzufassen und zukünftige Netzzustände verlässlich zu prognostizieren.

Vor diesem Hintergrund bietet die modulare und vom Leitsystem unabhängige Softwarelösung PSIsaso/DSO Verteilnetzbetreibern die Möglichkeit, flexibel auf die gesetzlichen Vorgaben zu reagieren. Auch die Beteiligung an Planungs- und Prognoseprozessen wird damit schnell und einfach ermöglicht.

Die Hauptmodule GLDPM, Netzzustandsprognose und das Redispatch-Modul bauen auf dem PCOM+- und einem PSIsaso-Grundmodul auf. Quelle: PSI
Die Hauptmodule GLDPM, Netzzustandsprognose und das Redispatch-Modul bauen auf dem PCOM+- und einem PSIsaso-Grundmodul auf. Quelle: PSI

Wie in der Darstellung zu sehen ist, besteht die Softwarelösung aus dem PSIsaso Grundmodul. Dieses arbeitet Hand in Hand mit dem Kommunikationsmodul PCOM+. Darauf aufbauend können flexibel Modulerweiterungen ausgewählt werden, wie beispielsweise GLDPM, Netzzustandsprognose oder das neue Modul Redispatch.

Jedes Modul hat seine eigenen Funktionen und sorgt je nach Anforderung dafür, dass die entsprechenden Informationen bereitgestellt werden.

Wir erklären Schritt für Schritt, wie Sie mit PSIsaso/DSO den Anforderungen an den Redispatch 2.0 gerecht werden.

1. Sichere Verarbeitung der Eingangsdaten

Das eigenständige Modul PCOM+ dient dem Austausch und der Archivierung von Zeitreihen.
Das eigenständige Modul PCOM+ dient dem Austausch und der Archivierung von Zeitreihen.

Zunächst muss eine sichere Verarbeitung der Eingangsdaten gewährleistet werden. Das eigenständige Modul PCOM+ dient dem Austausch und der Archivierung von Zeitreihen. Die erweiterbare Kommunikations­zentrale arbeitet als bidirektionale Kommunikations­schnitt­stelle zu anderen Systemen. In Kombination mit dem PSIsaso Grundmodul stellt es die Verarbeitung der Eingangsdaten sicher. Dazu gehören:

  • das Schnappschuss-Netzmodell aus dem Leitsystem
  • die Einspeisedaten
  • die prognostizierten Lastdaten 
  • die geplanten Schaltungen

Außerdem gehören dazu auch die topologische Verteilung von Einspeise- und Lastdaten auf unterlagerte Gebiete, die zyklische Verarbeitung der Zeitreihen und den darauf aufbauenden Berechnungen.

Exportiert werden durch PCOM+ z.B. Netzmodelle im CGMES-Format, prognostizierte Eins-Man-Maßnahmen, Blindleistungspotenziale und Netzverlustprognosen. Die Export- und Importfunktionalität im CGMES-Format der PSI wurden vom Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber zertifiziert.

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Folgende Profile werden im CGMES-Format erzeugt:

  • Equipment Profile zur Beschreibung von statischen Daten
  • Steady-State-Hypothesis-Profile zur Beschreibung von Bewegungsdaten
  • Topology-Profile zur Beschreibung der aktuellen topologischen Zusammenhänge
  • State-Variable-Profile zur Beschreibung der Ergebnisse einer Lastflussrechnung

2. Datenaustausch zwischen VNB und ÜNB

Mit Hilfe des GLDPM-Moduls werden die voraus­schauenden Daten der VNB an die ÜNB bereitgestellt.
Mit Hilfe des GLDPM-Moduls werden die voraus­schauenden Daten der VNB an die ÜNB bereitgestellt.

Um eine möglichst hohe Transparenz bei der Ermittlung der Übertragungs­kapazitäten zu gewährleisten, werden mithilfe des GLDPM-Moduls die voraus­schauenden Daten der Verteilnetz­betreiber an die Übertragung­snetz­betreiber bereitgestellt.

Im GLDPM Implementation Guide sind die relevanten Daten zusammengestellt. Diese stellen im wesentlichen Netzdatenmodelle des Verteilnetzes für zukünftige Zeiträume (Intraday, Day-Ahead und 2-Day-Ahead) sowie die Lastprognosen der Verbraucher und die Einspeiseprognosen der konventionellen Kraftwerke und EE-Einspeisungen dar.

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GLDPM

Um einen grenzübergreifend sicheren Netzbetrieb zu gewährleisten, müssen die europäischen Übertragungsnetzbetreiber Modelle ihrer Netze erstellen und austauschen. Die Generation and Load Data Provision Methodology (GLDPM) beschreibt, wie die dafür nötigen Netzdaten erhoben und übergeben werden.

3. Errechnung des zukünftigen Netzzustands

Das Modul Netzzustandsprognose errechnet den zukünftigen Netzzustand.
Das Modul Netzzustandsprognose errechnet den zukünftigen Netzzustand.

Eine bewährte Netzzustands­prognose mit einer optimalen Maßnahmen­auswahl und -dimensionierung ermöglicht es, die Auswirkungen im Netz transparent und effizient zu gestalten. Auf Basis des Netzmodells aus dem Leitsystem und der erstellten Netzzustands­prognosen kann eine Bewertung der Anforderungen des vorgelagerten Netzbetreibers vorgenommen werden. Eventuell notwendige Maßnahmen zur Engpassvermeidung im eigenen oder im Netz des nachgelagerten Netzbetreibers können veranlasst werden.

Das Modul Netzzustandsprognose errechnet für den Zeitraum von typischerweise drei Tagen in die Zukunft in einem Raster von 15 oder 60 Minuten, den zukünftigen Netzzustand. Die Berechnung erfolgt auf Basis von

  • dem importierten Netzmodell,
  • den Einspeise- und Lastprognosen, 
  • Kraftwerks-Fahrpläne,
  • Fahrplänen steuerbarer Lasten,
  • Eneuerbare-Energien-Fahrplänen und 
  • geplanten Schaltungen.

Dabei wird in drei Schritten vorgegangen:

  1. Prüfen der Alarmgrenzen: Mit Hilfe der Ausfallvariantenrechnung wird geprüft, ob die Spannungen und die Ströme im Grund- und im (n-1)-Fall die Alarmgrenzen einhalten.
  2. Anpassen mit Einspeisemanagement: Durch topologische Maßnahmen wird versucht, Störungen im eigenen Netz zu beheben. Wenn nach diesen Anpassungen noch Stromverletzungen anstehen, wird diesen mit Hilfe eines Einspeisemanagement-Reglers entgegengewirkt. Am Ende stellt die OPF-Rechnung (Optimal Power Flow) die Blindleistungsquellen und die Stufen der Stufensteller ein.
  3. Prüfen durch Ausfallvariantenrechnung und Kurzschlussrechnung: Nach der Anpassung werden die Verbesserungen mit Hilfe einer weiteren Ausfallvariantenrechnung überprüft. Die Prüfung umfasst auch die zulässige Kurzschlussleistung mit Hilfe einer Kurzschlussrechnung (wahlweise nach Takahashi oder IEC).

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Folgende Daten können als Ergebnis der Netzzustandsprognose exportiert werden:

  • Netzmodell im CGMES-Format inklusive der Lastflussergebnisse im eigenen und im Fremdnetz
  • Prognostizierte Maßnahmen
  • Export von Zeitreihen an ein Leitsystem: Blindleistungspotenzial, Netzverlustprognose

4. Cluster-Bildung zur Steuerung von Ressourcen

Für die Redispatch-Netzzustands­prognose werden Daten aus mehreren Systemen verwendet.
Für die Redispatch-Netzzustands­prognose werden Daten aus mehreren Systemen verwendet.

Das PSIsaso unterhält für den Redispatch 2.0 zahlreiche Kommunikations­beziehungen zu den benachbarten Systemen. Für die Redispatch-Netzzustands­prognose werden Daten der vor- bzw. nachgelagerten Netzbetreiber, aus Prognosesystemen und aus dem Leitsystem verwendet.

Nach der Berechnung des Netzzustandes, der Ermittlung der Befunde sowie der Maßnahmen- und Abrufdimensionierung und Cluster-Bildung werden die Daten und Reports an die benachbarten Netzbetreiber, das Netzleitsystem und an Handels- und Abrechnungssysteme exportiert.

Die Aufgabe der Cluster-Bildung ist es, steuerbare Ressourcen hinsichtlich der gegebenen Kosten und Wirksamkeit zu gruppieren. Dabei ist die gewünschte Clusterung mit dem vorgelagerten Netzbetreiber abzustimmen. Die Maßnahmendimensionierung hingegen dient dazu, die wirtschaftlichsten Maßnahmen zur Behebung von Netzengpässen zu ermitteln.

Netzbetreibern stehen zwei Verfahren wahlweise zur Verfügung:

  • Beim ersten Verfahren wird ein lineares Optimierungsproblem auf Grundlage der Eingangsdaten gelöst (z. B. Kosten der Flex-Ressourcen, Flex-Potenziale und -Beschränkungen, Sensitivität auf Engpass).
  • Beim Merit-Order-Verfahren erfolgt die Behebung der Engpässe in der Reihenfolge ihrer stärksten Überschreitung.

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Unterschiedliche Module für individuelle Anforderungen

Verteilnetzbetreiber sind von den Themen des Redispatch 2.0 unterschiedlich betroffen. Die Extreme reichen von VNB mit eigenen Engpässen und Anforderungen durch den vorgelagerten Netzbetreiber bis zu einer Minimalvariante ohne Engpässe und Anforderungen.

Um auf die unterschiedlichen Gegebenheiten reagieren zu können, ist das Modul Redispatch modular aufgebaut.

Nicht erforderliche Module, wie z. B. Maßnahmendimensionierung, Abrufsteuerung und Bilanzthemen können deaktiviert werden und sind im Lizenzmodell entsprechend berücksichtigt. Die Netzzustandsprognosen in einer gegebenenfalls auch vereinfachten Variante sowie die Weitergabe von Stamm- und Bewegungsdaten spielen dann die wesentliche Rolle.

Der gesamte Prozess ist als iterative Abfolge im Rahmen eines Koordinierungsprozesses zur gegenseitigen Abstimmung von Redispatch-Maßnahmen zwischen Netzbetreibern zu verstehen. Mit der Pflicht eines VNB zur Führung eines Redispatch-Bilanzkreises wird auch die Bilanzkreisbewirtschaftung Teil des Abstimmungsprozesses.

Redispatch 2.0 - Der Ablauf auf einen Blick:

  1. Jeder Rechenzyklus des Redispatch-Moduls beginnt mit der Eingangsdatenverarbeitung.
  2. Für die konfigurierten Zeitscheiben wird eine spezifische Netzzustandsberechnung
    durchgeführt.
  3. Das Redispatch-Modul persistiert die Sensitivitäten für die Weiterverarbeitung in der Maßnahmendimensionierung.
  4. Im Koordinierungsprozess erfolgt ein kontinuierlicher Austausch von Informationen zwischen den Netzbetreibern. Der Verteilnetzbetreiber sendet deshalb die Informationen zu Flex-Datenobjekten wie Flex-Potentiale, Base Line und Flex-Beschränkungen an den vorgelagerten Netzbetreiber.
  5. Damit sind dem vorgelagerten Netzbetreiber die Möglichkeiten des VNB bekannt und sie können in Planungsrechnungen mit eingebracht werden. Mit dem sich ändernden Kenntnisstand werden die Datensätze periodisch neu ausgetauscht.
  6. Die sich daraus ergebenden verbindlichen Abrufe des vorgelagerten Netzbetreibers werden vom VNB empfangen und in seiner Umsetzungsplanung berücksichtigt.

Die zukünftigen Anforderungen erfolgreich meistern

Mit Hilfe von PSIsaso/DSO sind Sie in der Lage, individuell und flexibel auf die unterschiedlichen Gegebenheiten rund um den Redispatch 2.0 zu reagieren und somit optimal für die neuen Regelungen gerüstet. Wir haben passend zu diesen Anforderungen eine zukunftsfähige Lösung entwickelt, die auch Ihnen als Verteilnetzbetreiber von hohem Nutzen ist und es ermöglicht dem geforderten Datenaustausch gerecht zu werden.

Wie ist Ihre Meinung zu diesem Thema?

Dr. Guido Remmers

Divisionsleiter Bereich Verteilnetz

+49 6021 366-337
gremmers@psi.de