Erzeugungsmanagement Herausforderung für den Netzbetreiber

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1 Erzeugungsmanagement Herausforderung für den Netzbetreiber ETG-Tagung >Technische Innovation in Verteilungsnetzen< Würzburg, Matthias Rosin Netzmanagement, Gruppenschaltleitung Lübeck

2 Erzeugungsmanagement ERZMAN Herausforderung für den Netzbetreiber! Hintergründe und Entscheidungswege! Konsequenzen aus dem EEG! Funktionsweise! Einsatzerfahrungen! Ausblick Seite 2

3 Windbedingter Netzausbau in Schleswig-Holstein bis 1999 uneingeschränkte Netzkapazitäten für Windkraft- Anschlüsse 1999 Handschin- Gutachten : MW Wind ohne Netzausbau EEG Anschlusszusagen unter Bedingung Teilnahme ERZMAN 2001 Gemeinsames Ausbauszenario Wind onshore in SH Feb Beantragung Netzausbaumaßnahmen durch E.ON Netz Sep Abschluss Zuständigkeitsklärung Landesregierung Feb 2005 Trassierung u. Standort- Verhandlungen laufen 2005 DENA-Studie wird in Kürze erwartet? 730 MW Windkraft- Leistung [MW inst ] Quellen: DEWI, ENE, Landwirtschaftskammer SH MW MW MW MW mit Anschlusszusage inkl. Anschlusszusagen: 2.450MW MW ohne Anschlusszusage Seite 3?

4 Problem: Windkraftzubau und notwendiger Netzausbau sind nicht synchronisiert Zubau dez. Erzeugung: Schnelles Wachstum aufgrund hoher EEG-Einspeisevergütungen! Netzausbau: Lange Realisierungsdauern v. a. wg. zeitaufwändiger Genehmigungsverfahren Netzengpässe Übergangslösung: temporäres Erzeugungsmanagement Seite 4

5 Warum Erzeugungsmanagement? Massiver Ausbau von Windenergieanlagen seit Inkrafttreten des EEG besonders in Schleswig-Holstein und Niedersachsen Verpflichtung der Netzbetreiber nach EEG zum Anschluss und zur vorrangigen Abnahme (Vergütung) Erschöpfung der Netzkapazitäten Übergangslösung bis zur Fertigstellung der notwendigen Netzausbaumaßnahmen Zeitlich begrenzte Einschränkung der Einspeiseleistung verhindert Überschreitung der derzeitigen Netzkapazitäten Seite 5

6 Hauptbereiche Windvorrangflächen Seite 6

7 Windeinspeisung sorgt für Netzengpässe: Für Neuanschlüsse Ausbau im 110-kV-Netz erforderlich Netzebene 380 kv 220 kv E.ON 110 kv ~ ~ Netzengpässe! Regional EVU 20 kv 10 kv ~ 0,4 kv Seite 7

8 Windzubau macht Netzausbau erforderlich Früher Stromnetze im küstennahen Raum: Nebenstraßen, i. d. R. einspurig Lastflussrichtung vom Landesinneren zur Küste: Einbahnstraßen geringe Lastdichte: geringes Verkehrsaufkommen Heute immer noch Nebenstraßen Bei Starkwind: Regionale Windstromerzeugung größer als regionaler Verbrauch, d. h. extrem hohes Verkehrsaufkommen in Gegenrichtung Fazit: Spurverbreiterung notwendig Seite 8

9 E.ON-Netzgebiet von Windkraft-Einspeisung am meisten betroffen Onshore-Windstrom rd. 50% bei E.ON Netz: MW in Betrieb MW genehmigt MW angefragt Stand = MW (E.ON Höchstlast rd MW) Offhore-Windstrom kommt hauptsächlich im Nordseeraum ins E.ON-Netz: MW angefragt Seite 9

10 Eingeleitete Netzausbaumaßnahmen in Schleswig-Holstein Bereich Westküste Nord: - Neubau rd. 30 km 110-kV-Freileitung Breklum - Flensburg - Erweiterung UW Flensburg Bereich Westküste Süd: - Neubau rd. 30 km 110-kV-Freileitung Heide - Pöschendorf - Neubau UW Pöschendorf Bereich Ostholstein: - Neubau rd. 55 km 110-kV-Freileitung Göhl - Lübeck - div. Verstärkungsmaßnahmen Investition: rd. 70 Mio Seite 10

11 Windbedingte Netzengpässe in E.ON-Netz-Regelzone Bis 2006/2008: Schleswig-Holstein: 110 km neue HS-Leitungen, Kosten ca. 70 Mio. E.ON Netz Niedersachsen: 180 km neue HöS- u. HS-Leitungen, Kosten ca. 120 Mio. RWE Transportnetz Strom Deutschlandweit bis zu km windbedingter neuer Hoch- und Höchstspannungsleitungen bis 2016 erforderlich (IAEW, 2003) Seite 11

12 Wie funktioniert das Erzeugungsmanagement? Bildung von Regionen, da Netzüberlastungen regional auftreten können Im Falle einer Netzüberlastung werden nur die Erzeugungsanlagen der betroffenen Region in ihrer Einspeiseleistung reduziert, die hierfür ursächlich sind Gleichbehandlung aller Einspeiser in der betroffenen Region: - kein Windhundprinzip, einheitliches Signal Leistungsreduzierung via Signal: - Erkennung unzulässige Betriebsmittelbelastung - Identifikation der betroffenen Region - Signalvorgabe mit maximal zulässiger Einspeisewirkleistung - Verantwortlich für die geforderte Reduzierung ist Anlagenbetreiber - Aufhebung der Reduzierung nach Heilung der Engpasssituation - nachprüfbare Dokumentation des Einsatzes Seite 12

13 Seite 13

14 C1 B8 T1 B1 B9 T2 B2 B7 C2 B3 B4 B5 B6 C7 C1 B8 T1 B1 B9 T2 B2 B7 C2 B3 B4 B5 B6 C7 C1 B8 T1 B1 B9 T2 B2 B7 C2 B3 B4 B5 B6 C7 B3 B4 B5 B6 C C1 B8 T1 B1 B9 T2 B2 B7 C2 n Wirkleistungsreduzierung Meldung Überlastetes Betriebsmittel Direktanschluss ENE NUG Gruppenschaltleitung Station A Station A Station A Station A ENE Region x E.ON Hanse Seite 14

15 C1 B8 T1 B1 B9 T2 B2 B7 C2 B3 B4 B5 B6 C7 C1 B8 T1 B1 B9 T2 B2 B7 C2 B3 B4 B5 B6 C7 C1 B8 T1 B1 B9 T2 B2 B7 C2 B3 B4 B5 B6 C7 B3 B4 B5 B6 C C1 B8 T1 B1 B9 T2 B2 B7 C2 Erzeugungsmanagement - so funktioniert es (Bsp. Schleswig-Holstein) Belastung Betriebsmittel?! Station A Bei Überlastung: Reduktionssignal! Station A Station A GSL Lübeck Station A! Überlastung in einer Netzregion 10 Netzregionen Teilnehmende DEA in betroffener Netzregion werden per Reduktionssignal zur Absenkung der Einspeiseleistung aufgefordert Seite 15

16 C1 B8 T1 B1 B9 T2 B2 B7 C2 B3 B4 B5 B6 C7 C1 B8 T1 B1 B9 T2 B2 B7 C2 B3 B4 B5 B6 C7 C1 B8 T1 B1 B9 T2 B2 B7 C2 B3 B4 B5 B6 C7 B3 B4 B5 B6 C C1 B8 T1 B1 B9 T2 B2 B7 C2 Erzeugungsmanagement - so funktioniert es (Bsp. Schleswig-Holstein) Belastung Betriebsmittel? " Station A Station A Station A GSL Lübeck Station A " kritische Netzsituation beendet Signal: Aufhebung Einschränkung Signal an DEA, das Einspeisung in vollem Umfang wieder möglich ist 10 Netzregionen Seite 16

17 Was ist Erzeugungsmanagement? Zeitweilige Reduzierung der Einspeiseleistung (Wirkleistung) von Erzeugungsanlagen (im wesentlichen Windenergie) Einflussnahme von E.ON Netz auf die Höhe der Einspeiseleistung derartiger Anlagen Schutz von Netzbetriebsmitteln wie Freileitungen oder Transformatoren vor einspeisebedingten Überlastungen und damit Vermeidung von Versorgungsausfällen Zielsetzungen: - Gewährleistung der Versorgungszuverlässigkeit - Optimale Nutzung der Netze zur Aufnahme regenerativer Energien - Anschlusszusagen trotz der derzeitigen Kapazitätssituation Einzige Alternative: vorübergehender Anschlusstop! Seite 17

18 Einsatzszenarien Bei drohendem Verlust der allgemeinen Versorgungszuverlässigkeit wegen zu hoher Netzauslastung durch DEA-Einspeisung Bei Störungen im Hochspannungsnetz bzw. im vorgelagerten Höchstspannungsnetz Bei Instandhaltungsmaßnahmen, die eine Abschaltung von Teilbereichen des Netzes erfordern Seite 18

19 Netz EHA-Bezugsleistung von ENE: 110-kV-UW und Windenergieleistung Freitag Seite 19

20 Netz EHA-Bezugsleistung von ENE: 110-kV-UW und Windenergieleistung am Sonnabend Seite 20

21 Netz EHA-Bezugsleistung von ENE: 110-kV-UW und Windenergieleistung Dienstag Seite 21

22 Region 1 4/5.Feb. 5,5 h Einsätze in März 4 h 22. Mai 6 h 16.Juni Region 4 4,5 h 15. Sept 3,5 h 24.Juni 4,5 h 15. März 19/20. März 1,5 h 11 h 20. März 5 h 12. Sept 12 h 25.Juni 8 h 25.Dez 0,5h 24.Dez 17/18.Nov. 6 h 4 h 23.Nov 1 h Region Sept 3,5 h Region 6 #720 MW sind in Betrieb unter Erzeugungsmanagement 21.Okt 5,5 h Seite 22

23 Bisherige Einsätze in 2005 Region 1 Region 4 Region 5 Region Region 1 1h Region 1 23,5h Region 1 21h Region 1+4 2,5h Region h Region h Region 1 0,5h Region 1 18,5h Region 1 5h Region 1 3,5h Region 1 6 7,5h Region 1 4h Region 1 2,5h Seite 23

24 Seite 24

25 Seite 25

26 Erzman in Niedersachsen in Vorbereitung 110-kV-Netz für Erzeugungsmanagement in 25 Regionen unterteilt E.ON Netz ERZMAN-Funktionalität ab einsetzbar E.ON Netz Seite 26

27 Ausblick Erzeugungsmanagement gesteigerte Einsatznotwendigkeit, da Netzausbau mit Netzanschlussbegehren nicht Schritthalten kann >> Akzeptanzverlust >> vermehrte Klageführung sichere Integration von DEA in Netze der öffentlichen Versorgung zunehmend komplexer: - Anbindung offshore-kapazitäten - Kapazitätsvervielfachung onshore durch Repowering - Vorrangregelung - Kraftwerkseinsatz - Bereitstellung von Regelenergie - Windprognose-Tool - Einführung eines Netzmanagements zur Sicherstellung der Systemstabilität - Aspekte des europaweiten Stromhandels - erwarteter Boom bei stärker geförderten Solaranlagen - u.v.m. Seite 27

28 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Seite 28

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