Erfahrungen aus Pilotprojekten zur Erbringung von Systemdienstleistungen aus dezentralen EE-Anlagen. BELECTRIC The better electric.

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1 Erfahrungen aus Pilotprojekten zur Erbringung von Systemdienstleistungen aus dezentralen EE-Anlagen BELECTRIC The better electric.

2 BELECTRIC: Kurze Vorstellung Mehr als 500 Mio. Euro Umsatz / Jahr Ca Mitarbeiter in über 20 Ländern Seit 2001 über 120 angemeldete Patente Technologiemarktführer im Segment Freiflächen-Solarkraftwerke JAHRE ERFAHRUNG DURCHSCHNITT DER INSTALLIERTEN LEISTUNG PRO JAHR MONTEURE UND ELEKTRIKER WELTWEIT ERSTES UNTERNEHMEN MIT ÜBER 1GWp INSTALLIERTER PV-LEISTUNG

3 BELECTRIC: International BELECTRIC Hauptsitz: Deutschland - Niederlassungen: Australien, Chile, Tschechische Republik, Dänemark, Frankreich, Griechenland, Indien, Israel, Italien, Japan, Mexiko, Polen, Rumänien, Saudi Arabien, Schweiz, Türkei, Vereinigte Arabische Emirate, Großbritannien, USA

4 Momentaufnahme Energiewende

5 Zustand Energiewende Deutschland Anteil Erneuerbarer Energien aktuell bei 23 Prozent an der Bruttostromerzeugung Zielvorgaben laut Koalitionsvertrag Ausbaukorridor für Erneuerbare Energien 40 bis 45 Prozent im Jahr 2025 und 55 bis 60 Prozent im Jahr Ausbauziel für Erneuerbare Energien 80 Prozent im Jahr 2050 Energiepolitisches Dreieck der Bundesregierung Die Ziele des energiepolitischen Dreiecks - Klima- und Umweltverträglichkeit, Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit sind für uns gleichrangig.

6 Installierte Leistungen am Installierte Leistungen GW Jahr ,1 GW 21,24 GW 24,91 GW 27,24 GW 32,513 GW 35,651 GW 7,154 GW 3,873 GW Kernenergie Braunkohle Steinkohle Gas Wind Solar Biomasse Laufwasser Grafik: B. Burger, Fraunhofer ISE; Daten: Bundesnetzagentur Regelleistung wird derzeit nur von den klassischen Erzeugern beigesteuert (PRL, SRL, MRL) Momentanreserve wird hauptsächlich von rotierenden elektrischen Maschinen zur Verfügung gestellt Solar- und Windenergie bilden die Leistungsstärksten Erzeuger

7 BELECTRIC: Regenerative Energiezukunft Volatile Grundversorgung: Einsatz von Solarkraftwerken und Windkraft- anlagen als direkte Energiekonverter, ohne Regulierbarkeit, dafür ohne Treibstoffkosten Bedarfsgerechte Erzeugung: Einsatz regulierbarer und Ressourcen- verbrauchender Kraftwerke (Biogas, Erdgas, Kohle & Wasserkraft) Verwendung effizienter Speicherlösungen, wie Pumpspeicherkraftwerke und Batteriespeicher

8 Herausforderungen der dezentralen und volatilen Energieversorgung

9 Netzstabilisierung: Das große Ganze Übergang vom Synchrongenerator (SG) zur Leistungselektronik VERGANGENHEIT HEUTE ZUKUNFT Momentaner Anteil der Erneuerbaren Energien (EE) an der Erzeugungsleistung 0% ~ 50 % 100 % Netzregelung/ Netzstabilisierung Zentral (SG) Zentral (SG) / Dezentral Zentral (große EE)/ Dezentral Einspeiserichtlinien Konventionelle Kraftwerke EE & Konventionelle Kraftwerke EE & Speicher

10 Netzstabilisierung: Das große Ganze Übergang vom Synchrongenerator (SG) zur Leistungselektronik Bild: Turbosatz - Dampfturbine (gelb) mit Synchrongenerator (rot) Quelle: Siemens Bild: Zentralwechselrichter Quelle: GE Power Conversion

11 Netzstabilisierung: SDL durch EE Von EE zukünftig zusätzlich bereitzustellende SDL: 1. Spannungshaltung / -bildung (derzeit: statischer cos(phi) und LVRT): Blindleistungskompensation Spannungsquellenverhalten Ausgleich von Unsymmetrien (Mit-, Gegen-, Nullsystem) Bereitstellung von Oberschwingungsströmen 2. Frequenzregelung / -bildung (derzeit: Abregelung bis 50,2 Hz): Beitrag zur Momentanreserve: Ersatz von Schwungmassen Primärregelleistung Sekundärregelleistung 3. Netzwiederaufbau Inselnetzfähigkeit von EE-gespeisten Teilnetzen Ziel: EE müssen in der Lage sein Synchrongeneratoren vollständig zu ersetzen!

12 Systemdienstleistungen durch die Erneuerbaren Energien Innovativ Zuverlässig Zukunftsicher

13 Neue Aufgaben für die Erneuerbaren 1. Ausgleich von Spannungsschwankungen 2. Nachbildung von rotierenden Massen 3. Abbilden des Regelenergiemarkts

15 Probleme: Systemstabilität (VNB) Einhaltung der Netzspannungsrichtlinien durch verteilte EE-Einspeiser. Blindleistungsfehlkompensation: Dezentrale Erneuerbare Energien speisen an unterschiedlichen Netzpunkten ins Stromnetz ein, während ihre tatsächliche Leistung durch die Verfügbarkeit von Sonne/Wind variieren kann. Großkraftwerk E = Erneuerbare Energie V = Verbraucher

16 Probleme: Systemstabilität (VNB) Ergebnis: Schwankende Netzspannungen, die aber in einem vorgeschriebenen Korridor gehalten werden müssen. Großkraftwerk 110% = 253V 100% = 230V 90% = 207V Spannung außerhalb der Richtlinien Spannungskorridor (entsprechend EN (UN ± 10%)

17 Die übliche Netzstabilisierung durch Blindleistung in Großkraftwerken Durch Phasenverschiebung von Strom und Spannung lässt sich die Netzspannung erhöhen und absenken. Bereitstellung und Bezug von Blindleistung kann Spannungsschwankungen im Netz ausgleichen Aktuell wird diese durch Großkraftwerke (Atom, Gas, ) zentral geleistet. Hierbei kommen rotierende Generatoren zum Einsatz.

18 Blindleistungsregelung volatiler Einspeiser Q, P 100% Schematische Darstellung S = Scheinleistung Q = Blindleistung P = Wirkleistung Mögliche Wirkleistung bei Sonneneinstrahlung oder Wind cos φ= 0,90 Regelbare Blindleistung 0 Bei niedriger oder keiner Leistung kann wenig oder keine Blindleistung bereitgestellt werden Es gibt keine Netzstabilität 100% Maximalwert der BL (Q) ist abhängig von der Scheinleistung, also von der aktuell erzeugten Energie S

19 Intelligente Wechselrichter: PCU Die Power Conditioning Unit (PCU) enthällt Solar-Kraftwerkswechselrichter auf IGBT Basis Trafostation (mit 20 kv Netzanschluss) Intelligente Steuereinheit mit Realtimeprozessor Dynamische Blindleistungsbereitstellung bei Tag und Nacht (24/7)

20 Netzstabilisierung bei Tag und Nacht Q, P 100% Schematische Darstellung Aktiv regelbare Blindleistung Mögliche Wirkleistung bei Sonneneinstrahlung oder Wind cos φ= 0,90 0 Q kann unabhängig von S geregelt werden Q + P jedoch <= Anschlussleistung der Einheit/PCU! 100% S

21 Solarkraftwerk: Netzintegration Das regionale Stromnetz der Zukunft 1 Solarkraftwerk: 4 x 3.0 MegaWattBlock mit Power Conditioning Unit (PCU) 2 Power Plant Controller (PPC) und Netzanschluss 3 Transformatorstation 4 Netzleitung (Mittelspannungs- und Hochspannungsnetz) 5 Externer Spannungssensor 6 Privathaushalte 7 Konventionelles Großkraftwerk 8 Städtischer Bereich Industriegebiet

22 Pilotprojekt: SKW Oerlenbach

23 Pilotprojekt: SKW Oerlenbach Standort: Oerlenbach, Deutschland Nominalleistung: kwp Spannungsebene: V AC Netzbetreiber: Bayernwerke AG Inbetriebnahme: Dezember 2012 Technisch möglich: Blindleistungsregelung: Cos ϕ 0 (induktiv) bis 0 (kapazitiv) Tag und Nacht Spannung wird gemessen an 5 Zugriffspunkten der Niederspannung und 1 Mittelspannungspunkt Zukünftig: Regelung der Mittelspannung über kvar-vorgabewert des Netzbetreibers (Parameter werden vom Netzbetreiber definiert und übermittelt), analog der Regelung konventioneller Grundlastkraftwerke Umsetzung der Anforderungsparameter über BELECTRIC Netzregelsoftware

24 Pilotprojekt: SKW Düllstadt

25 Pilotprojekt: SKW Düllstadt Standort: Düllstadt, Deutschland Nominalleistung: kwp Spannungsebene: V AC Netzbetreiber: N-ergie Netz GmbH Inbetriebnahme: Dezember 2009 Technisch möglich: Blindleistungsregelung: 0,1 (induktiv) bis 0,1 (kapazitiv) während Einspeisung Spannungsregelung im zeitweisen Testbetrieb: 1 Messpunkt auf Niederspannungsniveau (wird ausgebaut) Spannungsregelung auf Mittelspannungsniveau Ansteuerung aufgrund fixer Sollspannungswerte der Niederspannungsebene Regelung durch BELECTRIC Netzregelsoftware

26 Netzstabilisierung: Das Resultat Vergleich der Netzspannungen beim Verbraucher im 0,4kV Netz Spannung [V] Netzspannung OHNE Blindleistungsregelung Spannung [V] Netzspannung MIT automatischer Blindleistungsregelung

27 Schlussfolgerung Heutige Herangehensweise: Installation entsprechender Blindleistungskompensationsgeräte, welche über die Netznutzungsgebühren finanziert werden. Netzausbau zur Reduktion der Spannungsschwankungen im Verteilnetz Implementierung von Blindleistungsbereitstellung in Wechselrichter volatiler erneuerbarer Stromquellen zu deutlich geringen Kosten. Dezentrale Blindleistungskompensation im Verteilnetz kann Netzkapazität erhöhen und dadurch Netzausbau einsparen!

29 Rotierende Massen: Aktuelle Situation Der bislang stabilisierende Effekt für die Netzfrequenz durch die Momentanreserve wird aus der Trägheit rotierender Massen aus konventionellen Kraftwerksgeneratoren und -turbinen bereitgestellt. Durch Einspeisung volatiler wechselrichterbasierender Erneuerbarer Energien nimmt die in den konventionellen Kraftwerken rotativ erzeugte Leistung ab Wechselrichter basieren hingegen auf Halbleitern ohne Massenfunktion

30 Rotierende Massen: Problem Das Netz verfügt mit dem Ausbau der EE über immer weniger rotierende Masse und wird daher Anfällig für Fehlverhalten, z.b. Schaltung oder Ausfall von Leitungen Ausfall von Umspannwerken Zuschalten hoher Verbrauchslasten Daher müssen wechselrichterbasierende EE die rotierenden Massen nachbilden können bzw. dürfen Frequenz Rotierende Schwungmasse oder Wechselrichter mit Batteriespeicher Konventionelle Leistungserzeugung Zeit [h]

31 Die Lösung: Integration von Kurzzeit- Energiespeichern in Solarkraftwerke Energiespeicher auf Batteriebasis werden in Solarkraftwerke integriert, um die rotierenden Massen nachzubilden und einen Beitrag zur Frequenzstabilität zu leisten. Die Bereitstellung der Leistung ins Netz erfolgt durch den Wechselrichter.

32 Die Lösung: Entschleunigung von Rotormassen in Windkraftanlagen Quelle: Enercon

33 Schlussfolgerung Systemrisiken wechselrichtergebundener Energieversorgung Seitens der Netzbetreiber noch nicht ausreichend erkannt! Regulierung und Betriebsweise von Netzen auf zukünftig nicht mehr vorhandene Betriebsmittel ausgelegt! Laufenlassen rotierender Massen zum alleinigen Zwecke der Systemstabilität extrem ineffizient Abbildung rotierender Massen durch elektronische Wechselrichter zum Zwecke der Frequenz- und Systemstabilisierung in Zukunft sinnvoll und günstiger als Stand-by Betrieb rotierender Massen.

35 Regelenergiemarkt Ständiges Gleichgewicht zwischen Stromerzeugung und Verbrauch Schwankungen entstehen durch: Mangel an Erzeugungsleistung oder Überschuss an Verbrauchslast = Frequenzabfall Überschuss an Erzeugungsleistung oder Mangel an Verbrauchslast = Frequenzanstieg 50 Hz Energieerzeugung Energieverbrauch

36 Stand-by Kapazität der Schattenkraftwerke Netzproblem I: Ausfall der EE-Leistung Ungeplante Erzeugungsschwankungen z.b. durch Wolkenzüge oder Windflauten müssen durch Regelleistung ausgeglichen werden. Regelenergie muss kurzfristig zugeschaltet werden. Leistung Soll EE-Anlage Gasturbine GuD Kraftwerk Zeit [h]

37 Lösung zu I: Ausfall der EE-Leistung Kleine, dezentrale Energiespeicher in der EE-Anlage schalten bei Leistungseinbruch in Sekundenbruchteilen zu und überbrücken die Anlaufzeit des Regelkraftwerks (am Beispiel Gasturbine). Leistung Energiespeicher Soll EE-Anlage Gasturbine Zeit [h]

38 Stand-by Kapazität der Schattenkraftwerke Netzproblem II: Hohe Verbraucherlast Hohe Verbraucherlasten, die ungeplant im Netz zugeschaltet werden, erfordern den Betrieb von Schattenkraftwerken. Leistung Hohe Last durch Energieverbraucher Soll Gasturbine GuD Kraftwerk Zeit [h]

39 Lösung zu II: Hohe Verbraucherlast Kurzfristig ungeplante Spitzenlasten im Netz werden durch Regelleistung zur Verfügung gestellt. Kleine, dezentrale Energiespeicher sparen prognostizierte Anlaufphasen, so dass Regelleistung erst bei tatsächlichen Bedarf zugeschaltet wird und somit teurer Dauerbetrieb weitestgehend reduziert wird. Leistung Energiespeicher Hohe Last durch Energieverbraucher Gasturbine Zeit [h]

40 Netzproblem III: Regelleistung Die Reaktionsgeschwindigkeit der Primärregelleistung (30s) und der Sekundärregelleistung (5min) ist zu langsam im Vergleich zur Volatilität der Verbraucher und EE-Einspeiser im regionalen Bezug. Hohe Anlaufzeiten konventioneller Kraftwerke: Kostenintensiver Parallel-Betrieb von Schattenkraftwerken notwendig Träges Ansprechverhalten der Leistungsregelung: lässt Differenz zwischen produziertem Strom zu tatsächlich notwendigem Strom entstehen

41 Lösung zu III : Regelleistung Ansteuerbare dezentrale Energiespeichersysteme in EE-Anlagen können innerhalb von Sekundenbruchteilen das Stromnetz für kurze Zeiträume stabilisieren. Ein Abrufen oder Anfahren von konventioneller Regelleistung wird auf notwendige Situationen beschränkt. Soll Leistung Kurzzeit-Überbrückung durch Energiespeicher Kurzfristige Leistungseinbrüche im Stromnetz Gasturbine Zeit [h]

42 Pilotprojekt: Energiespeicher

43 EBU M Technische Daten EBU 1000kW Maximalleistung 1000kW (15 min.) 500kW (1h) Nominalleistung (C5) ~1000kWh Spannung (AC) 11-33kV Batterietechnologie Neu entwickelte Bleibatterien Optimimiert für lange Lebensdauer, hohe Kapazität und niedrige Kosten Gewicht Ca. 30 Tonnen Zyklen (60% Restkapazität) > 3000 volle Zyklen Komponenten Temperaturkontrolle Optimierte, energieeffiziente Ventilation Monitoringfähige Batterie Innovatives Lademanagment Sicherheitssystem Online-Überwachung

44 Pilotprojekt: Energiespeicher Standort: Nominalleistung: Spannungsebene: Netzbetreiber: Alt Daber, Deutschland kva V AC Edis Inbetriebnahme: September 2014 Frequenzregelung / Primärregeleenergiemarkt Frequenzabhängige Wirkleistungsbereitstellung von pos. und negativer Regelenergie (+/ kva) Sekundärregelenergiemarkt Bereitstellung schneller Regelreserve für Sekundärregelenergiemarkt (+/ kva) Herausforderung: Energiespeicher werden innerhalb der Regelenergieanforderungen nicht berücksichtigt -> Anpassungen notwendig!

45 Schlussfolgerung Möglichkeiten des Beitrags von ansteuerbaren dezentralen Speichersystemen auf Mittelspannungsebene im Regelenergiemarkt noch nicht erkannt. Aktuelle Regulierung verhindert Angebot vorhandener Speichertechnologien am Regelenergiemarkt. Aber: Einsatz von nicht ansteuerbaren Kleinst-Speichern wird durch die Bundesregierung gefördert Einsatz von ansteuerbaren Speichern in EE-Anlagen können die kurzfristigen Regelenergieanforderungen kostengünstiger und umweltfreundlicher als Dauerbetrieb von konventionellen Stand-by Kapazitäten

46 Neudefinition Systemdienstleistungen durch die Erneuerbaren Energien Innovativ Zuverlässig Zukunftsicher

47 P [%] Regelenergie: Heutige Anforderung 1,2 1 0,8 0,6 PRL 0,4 0,2 SRL MRL 0-0, t [min] PrimärRegelLeistung SekundärRegelLeistung TertiärRegelLeistung Lieferzeit / Plan Wöchentlich Wöchentlich Täglich Vergütung / Förderung Strompreis Strom- und Arbeitspreis Strom- und Arbeitspreis Detection Positiv und negativ Positiv und/oder negativ Positiv und/oder negativ Verfügbar binnen <30 s <5 min <15 min Produkte 1 Produkt 2 Produkte (HT&NT) 6 Produkte (a 4 hours) Technische Anforderungen Automatisch (gem. Netzfrequenz) Automatisch, externes Signal/Start Automatisch, externes Signal/Start

48 Regelenergie: Heute Vorteile Gesamte Primärregelleistung wird von Wärmekraftwerken erbracht (keine alleinstehenden Energiespeicher) Standard in den letzten 80 Jahren Eingebaute Momentanreserve (rotierende Masse) ununterbrochen in Betrieb Nachteile Netzstabilisierung keine Hauptfunktion und deswegen nicht kostenoptimiert Lange Anlaufzeiten der Turbinen CO 2 intensive Technologie Stetiger Treibstoffverbrauch

49 BELECTRIC: Zukunft Energiemix Basis Non-volatile Energieerzeuer Energiemix (EEX) neg. Regelenergie (50.2 Hz) pos. Regelenergie (49.8 Hz) Netzstabilisierung (Regelenergiemarkt) pos. + neg. Regelenergie Alle Energiesysteme 24 h / Tag Netzstabilisierung (Spannung, LVRT, Kurzschluss...)

50 P [%] Regelenergie: Zukünftige Anforderung 1,2 1 0,8 0,6 PRL 0,4 0,2 SRL MRL 0-0, t [min] PrimärRegelLeistung SekundärRegelLeistung TertiärRegelLeistung Lieferzeit / Plan Täglich Täglich Täglich Vergütung / Förderung Strompreis Strom- und Arbeitspreis Strom- und Arbeitspreis Detection Positiv und/oder negativ Positiv und/oder negativ Positiv und/oder negativ Verfügbar binnen <1 s <5 min <15 min Produkte 1 Produkt (1 Stunde) 2 Produkte (1 Stunde) 6 Produkte (a 4 hours) Technische Anforderungen Automatisch (gem. Netzfrequenz) Automatisch, externes Signal/Start Automatisch, externes Signal/Start

51 BELECTRIC Hybridlösungen zur Netzstabilisation

52 Lösung: Hybridkraftwerke Kombination mehrerer Quellen in Hybride Einheiten Bereitstellung von Kurzschluss- Leistung

53 Netzstabilisierung: SDL durch EE Nutzung von Hybridkraftwerken am Regelenergiemarkt

54 Netzstabilisierung: SDL durch EE Fahrplanbetrieb + Doppelnutzung von Betriebsmitteln

55 Hybridkraftwerk Fahrplanbetrieb + Doppelnutzung von Betriebsmitteln

56 Pilotprojekt: Hybridkraftwerk Technische Anforderungen am Beispiel Puerto Rico BELECTRIC realisiert dort die ersten Projekte (15MWp, 64MWp) Hoher Standard generell zu erfüllender Systemanforderungen Voltage Ride-Through Voltage Regulation System & Reactive Power Capabilities Ramp Rate Control Systemdienstleistungen entwickeln sich vom nice-to-have zu einer obligatorischen Leistung der DEAs

57 Fazit Die Erfahrungen aus bisherigen Pilotprojekten zur Netzstabilisierung durch Systemdienstleistungen zeigen die generelle technische Machbarkeit und Kosteneffizienz. Ein Abbau der regulatorischen Hindernisse ist dringend erforderlich für den Umbau des Energiesystems hin zu Erneuerbaren Energien.