Anforderungen an das elektrische Energienetz durch die Energiewende

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1 Anforderungen an das elektrische Energienetz durch die Energiewende Prof. Dr. Thomas Leibfried Institut für Elektroenergiesysteme und Hochspannungstechnik Sprecher Topic Energiespeicherung und verteilung im KIT Universität des Landes Baden-Württemberg und nationales Forschungszentrum in der Helmholtz-Gemeinschaft

2 Herausforderungen für das Energienetz Off-shore: Hohes Leistungsaufkommen durch Windenergieanlagen On-shore: Zunehmende dezentrale Energieerzeugung durch Windenergie und PV Elektromobilität: führt lokal zu hohen Leistungsspitzen (peak power) Spannungserhöhung durch PV Spannungsabfall durch E-KFZ AC-Transportnetz bewältigt den Energietransport Nord-Süd nicht Spannungsgradient Nord-Süd im Transportnetz Netzausbau kommt (nicht/nur langsam) voran derzeit keine aktive Regelung im Verteilnetz Abweichung von Betriebsspannung 5 % häufiges Eingriffe der Netzbetreiber (=Herunterfahren von Windenergieanlagen notwendig) Zunehmend ineffiziente Betriebsweise konventioneller Kraftwerke 2010 Zukünftig

3 Lösungsansätze: Transportnetz Overlay-HVDC-Netz Gleichstromschalter Realisierung eines HVDC-Netzes (Systemführung, Komponenten, Betriebsverhalten, bisher nur Punkt-zu-Punkt-Verbindungen) Betriebsführung des Overlay-Netzes mit dem unterlagerten AC-Netz Speicher Große Batteriespeicher, z. B. Redox-Flow-Batterie Power-to-Gas (Technologieentwicklung, Netzstabilität) Neuartige Netzbetriebsmittel Supraleitender Transformator, Generator, Kabel, Strombegrenzer, Leistungselektronik, z. B. Multi-Level-Umrichter 3

4 Lösungsansätze: Verteilnetz IKT-Lösungen für ein aktives Netzmanagement Selbstorganisation und andere Verfahren des Organic Computing Distributed Model Predictive Control (verteilte modellprädiktive Mehrgrößenregelung) Multi-Agentensysteme Aktive Netzkomponenten Aktive geregelte Stromtankstellen Aktive Blindleistungskompensation Regelbare Ortnetztransformatoren, leistungselektron. Spannungsregler Elektromobilität Intelligentes Lademanagement (z. B. Smart Car Park) Einbindung der Speicher ins Netz 4

5 Anbindung großer Batteriespeicher ins Netz: Vanadium-Redox-Flow-Batterie Klassischer Ansatz: Ankopplung der Batterie parallel zum Netz = = X Batteriemodul 1 = = = Batteriemodul N = = Eigenschaften: Hohe Anzahl an Komponenten (Auswirkungen auf Wirkungsgrad, Kosten, Verfügbarkeit) WEA mit AC/DC- und DC/AC-Wandlung ist als Standardkomponente verfügbar 5

6 Anbindung großer Batteriespeicher ins Netz: Vanadium-Redox-Flow-Batterie Alternativer Ansatz I: DC-Ankopplung der Batterie = = X Batteriemodul 1 = = Batteriemodul N = = Eigenschaften: verringerte Anzahl an Komponenten, ggf. positive Auswirkungen auf den Wirkungsgrad Anzapfung des AC/DC- und DC/AC-Wandlers der WEA ist nicht Standard 6

7 Anbindung großer Batteriespeicher ins Netz: Vanadium-Redox-Flow-Batterie Alternativer Ansatz II: Ankopplung der Batterie parallel zur WEA = = X Batteriemodul 1 = Batteriemodul N = Eigenschaften: AC/DC- und DC/AC-Wandler der WEA ist Standard DC/AC-Wandler der Batteriemodule arbeitet bei niedrigen Spannungen und Strömen Transformator ist eine Standardkomponente 7

8 Anbindung großer Batteriespeicher ins Netz: Vanadium-Redox-Flow-Batterie Wissenschaftliche Fragestellungen: Erarbeitung der möglichen Systemarchitekturen Systemverhalten im Normalbetrieb (Dynamik, Wirkungsgrad) Systemverhalten bei Fehlerfällen in der Batterie und im System - - Kurzschlüsse in der Leistungselektronik und im Netz - Teilabschaltung der Batterie, Inbetriebnahme und Außerbetriebnahme der Batterie, Kurzschluss in einem Stack Systemkosten der einzelnen Varianten Bewertungen der Zuverlässigkeit der einzelnen Varianten und ihrer Komponenten 8

9 Aktiv geregelte Stromtankstellen als Komponenten eines Smart Grid 20kV Aktive Gleichrichter 23kV 21kV 20kV 18kV Wirkleistungsbezug und aufgenommene 21kV 19kV 21kV Blindleistung 19kV sind entkoppelt 19kV Variable Bereitstellung induktiver und 19kV 17kV 20kV kapazitiver Blindleistung 17kV 20kV 19kV 23kV 21kV Idee: Aktive geregelte Stromtankstellen als Mittel zur Stützung und Effizienzsteigerung des Netzes Vorgabe variabler Blindleistung ermöglicht die Einhaltung des Spannungsbands Effizienzsteigerung durch Minimierung der Netzverluste Weitere Betriebsoptionen Ausgleich unsymmetrischer Phasenbelastungen Kompensation periodischer Flicker Reduktion von Oberschwingungen 9

10 Aktive Blindleistungskompensation zur Verlustminimierung im MS-Netz MS-Ringnetz Kompensator Gewerbegebiete arbeiten mit vielen ASM, d. h. cos = 0,8 (sin = 0.6) hoher Blindleistungsbedarf Variable Blindleistungskompensation Effizienzsteigerung durch Minimierung der Netzverluste Gewerbegebiet Weitere Betriebsoptionen Reduktion von Oberschwingungen Kompensation periodischer Flicker 10

11 Aktiv geregelte Stromtankstellen als Komponenten eines Smart Grid Regelung für die dynamische Blindleistungsbereitstellung Zentral Kommunikation notwendig Zentrale Kontrollmöglichkeit Optimaler Lastfluss Reduktion Blindleistungsbezug Dezentral Einfache Bereitstellung cos(φ)=const oder Regelungsansätze Q(U Netz ) Regelstrategien? Erreichbare Verbesserung? (Spannungshaltung, Spannungsqualität, Netzverluste) Wirtschaftliche Gesichtspunkte, Geschäftsmodelle? 11

12 Systemführung im Verteilnetz durch verteilte modellprädiktive Mehrgrößenregelung Distributed Model Predictve Control (= DMPC) Energieerzeuger Netz inklusive Last Ergänzung durch OPF (Optimal Power Flow) OPF liefert die Sollwerte für die Regelung und stellt den wirtschaftlich optimalen Betrieb sicher Ansatz: DMPC 1 State-estimation OPF stellt den effizienten Betrieb des Gesamtsystems sicher DMPC 2 DMPC N State-estimation State-estimation DMPC sorgt für den kurzfristigen Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage (z. B. bei Störungen) Optimal Power Flow (OPF) 12

13 Zusammenfassung Wir haben genügend gute Ideen Packen wir s an! 13

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