Individuelle Lösungen
für jeden Kunden

Unsere Projekte

Adaptricity unterstützt Verteilnetzbetreiber bei verschiedenen Herausforderungen im Rahmen der Energiewende. Dabei ist uns wichtig, mit jedem Kunden eine individuelle Lösung zu erarbeiten und ihm eine optimale Beratung zu gewährleisten.

AUSGANGSLAGE

Die EBL (Genossenschaft Elektra Baselland) sieht sich heute mit immer mehr PV-Anschlussgesuchen konfrontiert. Besonders in ländlichen Regionen stellt sich häufig die Frage, ob das Netz durch die dezentralen Einspeisungen an seine Grenzen gebracht werden kann. Um auch weiterhin eine optimale Netzqualität zu garantieren, braucht die EBL eine langfristige Lösungsstrategie.

PROJEKTSCHRITTE

Mit Adaptricity.Sim ermöglichte Adaptricity ein umfassendes Verständnis der neuen Effekte durch den PV-Ausbau in einem Teilnetz der EBL.
Schritt 1 – Abbildung des Netzes und Analyse der Netzbelastung
In einem ersten Teil wurde das ausgewählte Netzgebiet anhand verfügbarer Daten simuliert. Darauf aufbauend folgten detaillierte Analysen der aktuellen Netzbelastung.

Schritt 2 – Simulation weiterer PV-Anschlüsse
Mit einer gezielten, zeitreihen-basierten Simulation von zusätzlichen PV-Anschlüssen im Netz konnten mögliche Auswirkungen genau abgebildet und analysiert werden. In diesem Zusammenhang wurde auch untersucht, welche Leitungen bei konventioneller Netzausbau zuerst verstärkt werden müssten und welchen Nutzen der Einsatz von intelligenten Betriebsmitteln, z.B. regelbaren Ortsnetz-Transformatoren, im konkreten Fall bringt.

«Mithilfe von Zeitreihen-Analysen mit Adaptricity.sim können wir heute genau abwägen, wo zusätzliche Anschlüsse von PV-Anlagen in unserem Netz problemlos möglich sind und wo es zu Spannungsbandverletzungen und Überlastungen kommen könnte. Gleichzeitig gibt uns die Transparenz eine solide Entscheidungsgrundlage für die Evaluation verschiedener SmartGrid-Technologien.»
Thomas Wenger, Leiter Netzentwicklung, Genossenschaft Elektra Baselland

  

Lesen Sie hier den detaillierten Projketbeschrieb

AUSGANGSLAGE

Netze Mittelbaden gehen davon aus, dass sich die teilweise heute schon hohe Dichte an PV-Anlagen in ihrem Verteilnetz zukünftig weiter erhöhen wird. Für diesen Fall brauchen sie geeignete Strategien, um die zusätzliche Solarenergie optimal und vor allem kostengünstig ins Stromnetz zu integrieren. Doch die Auswahlmöglichkeiten für Netzausbau oder SmartGrid-Alternativen sind komplex und vielschichtig. In einem Projekt mit Adaptricity wurden deshalb geeignete Netzausbau-Strategien sowie netzbetriebliche Optimierungen evaluiert. Im Zentrum des Projekts stand ein Netzgebiet von Netze Mittelbaden in Durbach, das mit mehr als 270kWp schon heute eine hohe Dichte an PV-Anlagen aufweist und in dem ein weiterer PV-Zubau in naher Zukunft wahrscheinlich ist.

PROJEKTSCHRITTE

Simulation des Netzzustands: Um sich einen allgemeinen Überblick über den aktuellen Netzzustand zu verschaffen, wurden in einem ersten Schritt alle Haushalte und bestehenden PV-Anlagen im Netzgebiet in der SmartGrid-Plattform Adaptricity.Sim modelliert. Von besonderer Bedeutung war vor allem die Belastung der drei im Netzgebiet vorhandenen Ortsnetztransformatoren.

Analyse zukünftiger Herausforderungen durch Photovoltaik: Mit der Annahme, dass die Anzahl an PV-Anlagen im Netzgebiet weiter stark zunimmt, wurden über Adaptricity verschiedene Zukunftsszenarien simuliert, wobei der Zuwachs von PV-Anlagen schrittweise gesteigert wurde – bis hin zum Maximalszenario von einer PV-Anlage pro Hausanschluss. Hierbei zeigte sich, dass vor allem bei den Transformatoren Engpässe eintreten würden.

Evaluation möglicher Netzoptimierungs- und Ausbaustrategien: Netze Mittelbaden stehen zur Vermeidung einer kritischen Transformatorbelastung verschiedene Lösungsstrategien zur Verfügung. Adaptricity hat sie dabei unterstützt, alle zur Diskussion stehenden Varianten zu evaluieren und die effektivste und gleichzeitig kostengünstigste zu identifizieren. Geprüft wurde unter anderem ein Ersatz des Transformators, der Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren, eine Abregelung der PV-Einspeisung sowie die Optimierung der Netztopologie. Die detaillierten Analysen aller Gegebenheiten haben dabei gezeigt, dass eine optimale Verteilung der Lasten dann erzielt wird, wenn sowohl die Netztopologie, sowie auch der Standort des Transformators verändert wird.

Eine detaillierte Beschreibung aller geprüften Netzausbau-Strategien und netzbetrieblicher Verbesserungen finden Sie hier.

FAZIT

Im Projekt mit Netze Mittelbaden wurde gezeigt, dass zeitreihenbasierte Netzsimulationen ein effektiver Ansatz sind, um die unzähligen Möglichkeiten von Netzoptimierung und Netzausbau mit verhältnismässig wenig Aufwand zu evaluieren und gegeneinander abzuwägen. Gleichzeitig haben die Ergebnisse auch bestätigt, dass es nicht immer klassischen Netzausbau braucht, um mit der steigenden Einspeisung von erneuerbaren Energiequellen ins Netz umzugehen. In vielen Fällen kann bereits die Optimierung der vorhandenen Netzinfrastruktur im täglichen Netzbetrieb eine merkliche Verbesserung bringen und einen andernfalls notwendigen konventionellen Netzausbau vermeiden helfen.

«Die Wahl der richtigen Netzplanungsstrategie ist für uns im Hinblick auf eine erfolgreiche Energiewende entscheidend. Zeitreihenbasierte Netzsimulationen unterstützen uns dabei, die Herausforderungen im Netzbetrieb zu analysieren und die zahlreichen technischen Lösungsoptionen von Netzoptimierung, über konventionellen Netzausbau bis hin zu SmartGrid-Alternativen mit wenig Aufwand auf ihre Eignung im konkreten Einzelfall hin zu überprüfen. Nur so wird ein Optimum aus Technik und Kosten auf Dauer zu erreichen sein, da Fehlinvestitionen vermieden werden.»
Stefan Huber, Leiter AssetManagement, Netze Mittelbaden

  

AUSGANGSLAGE

Die Elektrizitätswerke des Kantons Zürich (EKZ) haben Adaptricity damit beauftragt, die Integration von verschiedenen SmartGrid-Technologien in ein bestehendes Verteilnetz zu untersuchen. So etwa für den Fall eines Parkhauses für Elektrofahrzeuge. Ziel des Projektes war die energetische und finanzielle Bewertung der einzelnen Netzausbau-Optionen inklusive möglicher Regelstrategien.

PROJEKTSCHRITTE

Schritt 1 – Abbildung des Netzes
In einer Basissimulation wurden die verfügbaren Daten aus dem realen Netzgebiet in Adaptricity.sim zusammengeführt.

Schritt 2 – Ausbauszenarien erstellen und simulieren
Weiter wurden zwei Ausbauszenarien simuliert: der Bau einer Photovoltaik-Anlage und die Nachrüstung eines Parkhauses mit Schnellladestationen für Elektrofahrzeuge. Dabei wurden zahlreiche SmartGrid-Technologien hinsichtlich ihrer Eignung zur sicheren Netzintegration überprüft.

Schritt 3 – Ergebnisanalyse und Prüfung von Alternativen
Im Fall des Parkhauses haben die Simulationen gezeigt, dass gleichzeitige Ladevorgänge als Erstes die eingesetzten Transformatoren an ihre Leistungsgrenzen bringen. In diesem Zusammenhang wurden verschiedene Netzausbau-Optionen, wie der Einsatz einer Batterie oder einer Abregelung, evaluiert und deren energetische und ökonomische Auswirkungen abgewogen.

ERGEBNISSE

Nebst einem umfassenden Netzverständnis konnte Adaptricity mit Adaptricity.Sim eine ausführliche Bewertung verschiedener SmartGrid-Ausbauvarianten vorlegen. Dabei konnten sowohl die technischen als auch die wirtschaftlichen Vor- und Nachteile aufgezeigt werden. Gleichzeitig wurde auch der konventionelle Netzausbau mitberücksichtigt.

«Wir führen mit Adaptricity eine SmartGrid-Studie durch, weil sie das neue Paradigma der aktiven Verteilnetze konsequent zu Ende denken.
Nicht nur der Einfluss von Speichern lässt sich in Adaptricity.sim untersuchen, sondern auch die Auswirkungen der sich aktiv selbst optimierenden Prosumer.»
Michael Koller, Leiter Technologiemanagement, EKZ

   

 

AUSGANGSLAGE

Im Rahmen der Energiewende möchte das Stadtwerk Winterthur künftig mehr Netztransparenz auf der Mittelspannungsebene schaffen. Von Interesse waren dabei vor allem die tatsächliche Belastung sowie die Reserven des bestehenden Netzes.

PROJEKTSCHRITTE

Schritt 1 – Abbildung des Mittelspannungsnetzes
Anhand vorliegender Daten wurde das Mittelspannungsnetz in Adaptricity.Sim erfasst. Fehlende Leistungszeitreihen von nicht gemessenen Trafostationen wurden basierend auf vorhandenen Datenreihen synthetisiert und extrapoliert.

Schritt 2 – Analyse von Netzbelastungen und Jahressimulation
Darauf aufbauend wurden Jahressimulationen und Analysen der Netzbelastungen auf der Mittelspannungsebene durchgeführt. Weiter wurden Handlungsempfehlungen für den zukünftigen Netzausbau formuliert.

«Die detaillierten Simulationen mit Adaptricity.Sim geben uns einen genauen Überblick über die Dynamiken in unserem Verteilnetz. Die dadurch gewonnene Transparenz unterstützt uns dabei, dass wir auch in Zukunft die bereits heute sehr hohe Stromversorgungssicherheit gewährleisten können.»
Helen Reist, Projektleiterin Smart Energy, Stadtwerk Winterthur

 

  

AUSGANGSLAGE

Die Technischen Betriebe Glarus Nord (TBGN) haben in den letzten Jahren stark in den SmartMeter-Rollout und in Trafo-Messgeräte investiert. Um die gewonnenen Daten gewinnbringend einsetzen zu können, benötigen sie eine automatisierte Lösung zur kontinuierlichen Analyse der anfallenden Daten.

PROJEKTSCHRITTE

Adaptricity ermöglicht den Technischen Betrieben Glarus Nord die intelligente Nutzung der Messdaten:

  • Import der Netztopologie aus dem GIS-System
  • Regelmässiger Import der anfallenden SmartMeter-Daten und automatisiertes Aufsetzen der entsprechenden Simulationsszenarien
  • Kontinuierliches Monitoring der Spannung und Leitungsbelastung durch automatisierte Netzsimulation und Auswertung der Ergebnisse

 

AUSGANGSLAGE

Ziel des Leuchtturmprojekts SoloGrid ist es, den Einfluss und die Wirkung von innovativen SmartGrid-Technologien (GridSense) in Verteilnetzen unter realen Bedingungen zu untersuchen. Dabei soll gezeigt werden, wie damit in Zukunft trotz vermehrt dezentraler Stromerzeugung und aufkommender Elektromobilität ein stabiler Verteilnetzbetrieb gewährleistet werden kann. Gleichzeitig soll ein zusätzlicher Netzausbau verhindert werden. SoloGrid wird vom Kanton Solothurn und vom Bundesamt für Energie im Rahmen des Leuchtturmprogramms unterstützt.

Projektpartner: Alpiq, AEK Energie AG, Adaptricity, Landis+Gyr, BFE

PROJEKTSCHRITTE

Schritt 1: Installation und Inbetriebnahme von Smart Metern und GridSense Units im Testgebiet der AEK

Schritt 2: In der aktuellen Projektphase werden laufend Messwerte erhoben und statistische Auswertungen zur Wirksamkeit von GridSense erstellt. Adaptricity führt mithilfe von Adaptricity.Sim dynamische Netzsimulationen durch. Dabei werden verschiedenste Aspekte der GridSense-Technologie im Pilotnetz simuliert. Beispielsweise wird die GridSense Technologie mit anderen Lösungen konventionellen Netzausbaus verglichen.

Weitere Informationen zum Projekt finden Sie unter: www.sologrid.ch

 

Partnerschaft: Bundesamt für Energie BFE, Industrielle Werke Basel (IWB), ETH Zürich, Adaptricity

Ziel des Forschungsprojekts war die Untersuchung von neuartigen Methoden, durch welche SmartMetering-Daten speziell für Verteilnetzbetrieb und Verteilnetzplanung nutzbar werden. Die Hauptmotivation für dieses Projekt stammt aus der verbesserten Sichtbarkeit und Kontrollierbarkeit von elektrischen Verteilnetzen, die SmartMetering-Daten für Verteilnetzbetreiber bieten – unter der Voraussetzung, dass Verteilnetzbetreiber über geeignete Methoden für Datenaufbereitung, Datenaggregation, Datenanalyse und Datenvisualisierung verfügen.

In diesem Sinne haben die Industriellen Werke Basel (IWB), der Energieversorger der Stadt Basel, grosse Mengen an anonymisierten Netzbetriebsdaten, u.a. von ihren SmartMetern (40‘000+) als auch von Grosskunden und PV-Anlagen, für dieses Forschungsprojekt bereitgestellt. Im Rahmen des Projektes wurde ein Modellierungskonzept für diverse SmartMeter-Typen für Adaptricity’s SmartGrid Simulationsplattform Adaptricity.Sim entwickelt.

Zusätzlich wurde ein Netz-Zustandsschätzer (State Estimator) speziell für die Nutzung von SmartMeter-Daten konzipiert. Anhand der von IWB gelieferten Betriebsdaten wurde eine umfangreiche Datenanalyse – inklusive Daten-Clustering und Lastprognosen – durchgeführt. Darauf aufbauend wurden retrospektive Simulationen im Pilotnetzgebiet Kleinhüningeranlage und Bischoffshöhe in der Stadt Basel durchgeführt.

 

Im Rahmen dieses Projekts wurden Entscheidungsunterstützungssysteme (DSS) in Form von zwei Toolboxen für den täglichen Netzbetrieb sowie für die Netzplanung von Stromverteilnetzen mit großen Anteilen an Wind- und Solarenergie, flexiblen Lasten und dezentralen Energiespeichern entwickelt. Auf diese Weise soll in Zukunft eine kosteneffiziente Integration von grösseren Anteilen an erneuerbaren Energien und Elektromobilität in Verteilnetzen ermöglicht werden.

Aufbauend auf den Netzsimulationen der SmartGrid-Plattform von Adaptricity ermöglichen die Toolboxen optimierungsbasierte Entscheidungsunterstützung bei Netzbetriebsaufgaben, wie z.B. bei der Reduktion von kostspieliger Abregelung dezentraler Stromproduktion oder des Stromverbrauchs während eines temporären Netzengpasses. Gleichzeitig können bei Netzplanungsaufgaben automatisiert die kostengünstigsten Netzverstärkungsoptionen für häufig auftretende Netzüberlastungssituationen erarbeitet werden. Diese Funktionalitäten haben einen erheblichen Mehrwert für Netzbetreiber, da hierdurch oft sehr zeitaufwendige Arbeitsschritte im Bereiche des Netzbetriebs und der Netzplanung automatisierbar sind.


Abbildung 1 – Entscheidungsunterstützung bei Verteilnetzbetrieb und -planung

 

Publikationen

Hier finden Sie aktuelle und bisherige Publikationen von Adaptricity die im Rahmen unserer Projekte oder rund um das Thema “intelligente und kosteneffiziente Verteilnetze” erschienen sind. Mehr lesen