Optimale Positionierung von Großbatterien in Verteilnetzen

Transkript

1 roßbatterien in Verteilnetzen Matthias Resch Berlin,

2 Agenda Einleitung rundlagen Methodikübersicht Methodik Erstellen rechenfähiger Netze Methodik Optimale Batteriepositionierung Ergebnisse und Diskussion Zusammenfassung und Ausblick 2

3 Einleitung Projekthintergrund SmartPowerFlow 1 : Optimierung von Netzerweiterung versus Energiespeicher auf der Verteilnetzebene Motivation Einsatz von roßbatterien als Alternative zu Netzausbau bei steigender Anzahl von EE-Anlagen Ziel Technisch-wirtschaftlich optimale Positionierung von 3 1 Förderkennzeichen: A

4 rundlagen esetzliche Vorgaben zur Sicherung der Netzstabilität Betreiber von Energieversorgungsnetzen sind verpflichtet, ein sicheres, zuverlässiges und leistungsfähiges Energieversorgungsnetz diskriminierungsfrei zu betreiben (EnW) Motivation Haftung bei Fahrlässigkeit arantiert durch Einhaltung der Allgemein anerkannten Regeln der Technik Normen und Richtlinien Spannungshaltung Spannung: U N ± 10 % (DIN EN ) Thermische Betriebsmittelbelastung Normen der Betriebsmittel (n-1)-planungsgrundsatz 4

5 rundlagen HS-Netz MS-SS HS/MS-Trafo ONT Aggregierte NS-Last Starklast MS1 MS2 MS3 ONT NS-SS NS1 Rückspeisung ONT 5 NS U max U min =90 %. U max =110 %. Knoten

6 rundlagen Ziel Einhaltung der Spannungsgrenzen am Hausanschluss -> U 2 beeinflussen Praktische Umsetzung - Leitungsausbau - Energiespeicher - Scheinleistung des Transformators erhöhen - Regelbare ONT - Wechselrichter (P/Q-Regelung) - Demand-Side-Management 6

7 Methodikübersicht 1. Schritt 2. Schritt 3. Schritt Anpassung des Verteilnetzes an den Starklastfall Aufbereitung der Netze Optimale Batteriepositionierung Anpassung des Verteilnetzes an den Einspeisefall 7

8 Methodik Erstellen rechenfähiger Netze 8

9 Methodik Erstellen rechenfähiger Netze Datengrundlage 11 MS-Netze mit aggregierten Ortsnetzen 80 detaillierte Ortsnetze (vorausgewählte Batteriestandorte) Jahresverbraucherdaten von 9 Dörfern (3.588 H0-Profile, 302 L0-Profile, Profile) 15-Minuten-Messwerte am UW zu P, Q und Spannung an der MS-Sammelschiene Verteilnetze erstellen Integration der detaillierten Ortsnetze in die überlagerten MS-Netze (=Verteilnetze) Wirk- und Blindleistung der Erzeuger/Lasten müssen je nach Szenario angepasst werden Spitzenlasten berechnen Histogramme und Klassenbildung für verschiedene Profile (0, L0) ewichtetes Mittel des Jahreserzeugung für jede Klasse der Profile 0 und L0 Spitzenlastberechnung anhand der VDEW-Standardlastprofile Ziel: Statische Lastflussberechnungen der realen Netzsituation 9

10 Methodik Netzanpassung Einspeiser: Feste Wirk- und Blindleistung für Starklast- und Rückspeisefall Lasten: Feste Parameter für HA-Lasten und Kundenlasten; Sammellasten je nach UW-Messwert HS/MS Trafo UW-Abgang Sammellast (ON) Kundenlast mit eigenen Transformator P, Q, I pro UW-Abgang U pro Sammelschiene 15-min Werte / 1 Jahr Rückspeisung: S ON = x RS * S n, Trafo Starklast: S ON = x SL * S n, Trafo Rückspeisung: S KUN = 0,2 * S n, Trafo Starklast: S KUN = 0,4 * S n, Trafo Messwerte (Sollwert) variable Parameter x fixer Parameter H L HA Rückspeisung: S ON = 0,1 * S HAS Starklast: S ON = 1 * S HAS fixe Parameter 10

11 Methodik Optimale Batteriepositionierung Wo muss ein gegebenes Batteriesystem in einem gegebenen Netzgebiet installiert werden, um maximale Netzausbaukosten zu verhindern? 11

12 Methodik Optimale Batteriepositionierung Schematisches Beispiel 110 kv - Netz HS/MS Trafo Sammellast (ON) U min = 0,90 p.u. ONT 0,94 p.u. ONT Starklastfall Rückspeisefall ONT ONT UU mmmmmm,oooo = UU mmmmmm,1 UU mmmmmm + UU mmmmmm,2 UU mmmmmm +..+UU mmmmmm,6 UU mmmmmm = 0,90 p.u. 0,91 p.u. ONT ONT H H Spitzenlast U max,1 = 1,08 p.u. U max,2 = 1,09 p.u. U max,3 = 1,04 p.u. U max,4 = 1,05 p.u. U max,5 = 1,08 p.u. U max,6 = 1,10 p.u. U max,7 = 1,02 p.u. 12

13 Methodik Optimale Batteriepositionierung Zielfunktion für optimalen Standort Ortsnetz mit maximalen UU mmmmmm,oooo (technisch-wirtschaftliches Kriterium) Nebenbedingung Nötige Spannungsdifferenz zur Berücksichtigung von NS-Strängen U >15 % Annahme Spannungsabsenkung an NS-Sammelknoten um 4 % Realisierung MATLAB-Programm Ergebnis Rangliste der 80 untersuchten potenziellen Batteriestandorte Methodik begünstigt: ONT mit hohem U mmmmmm je Abgang ONT mit vielen Abgängen 13

14 Methodik Optimale Batteriepositionierung 14

15 Ergebnisse und Diskussion Fragestellung Tritt ein maximaler Leistungsbezug und ein maximal auftretenden Rückspeisung an verschiedenen MS-Strängen zeitgleich ein? Methodik Parameter P quantifiziert die Abweichung der tatsächlich auftretenden Leistungen an einen Strang zu den angenommenen (niedrige Werte -> hohe Übereinstimmung Realität zu Worst Case) P in % >100% Summe Anzahl Stränge Anzahl Stränge in % Ergebnis In 20% aller untersuchten MS-Stränge treffen Worst-Case-Annahmen zu. 15

16 Ergebnisse und Diskussion Parametervariation/ Sensitivitätsuntersuchung der Nebenbedingung Abweichende Platzierung Platz 1 Platz 2 Platz 3 Platz 4 Platz 5 Platz 6 Platz 7 Platz 8 Platz 9 Platz renzwert U in % Ergebnisse: Top10 der Rangliste nicht sehr sensibel Je höher der renzwert, desto mehr Rangänderungen 16

17 Ergebnisse und Diskussion PV-Durchdringung im Ortsnetz Auswertungskriterien der Top5 Standorte Lage im MS-Strang Niedrigste auftretende Spannung ONT 17

18 Ergebnisse und Diskussion Kriterium 1 Das Ortsnetz befindet sich in der zweiten Hälfte eine MS-Stranges, an dem viele PV- Anlagen angeschlossen sind. Kriterium 2 Im Ortsnetz übersteigt die angeschlossene PV-Leistung die Hälfte der Bemessungsscheinleistung des Ortsnetztransformators und ist über mindestens der Hälfte der NS-Stränge verteilt. Kriterium 3 Im parallelen MS-Strang muss mindestens eine niedrigere Knotenspannung in einem Ortsnetz anliegen. 18

19 Zusammenfassung und Ausblick Zusammenfassung Untersuchung von 11 Verteilnetzen und 80 potenzielle Batteriestandorte Entwicklung einer Methodik zur Berechnung von Spitzenlasten aus Jahresverbrauchsdaten Entwicklung eines Suchalgorithmus zur wirtschaftlichtechnischen optimalen Standortbestimmung Ableitung allgemeiner Kriterien zur Ermittlung geeigneter Batteriestandorte 19

20 Zusammenfassung und Ausblick Ausblick Modellierung des Betriebsverhaltens des Batteriesystems für verschiedene eschäftsmodelle, um deren Auswirkung auf das Netz zu prognostizieren. Technisch-wirtschaftlicher Vergleich des eingsetzten Batteriesystems mit einem konventionellen Netzausbau Evaluierung der entwickelten Simulationsmodelle anhand einer einjährigen Messkampagne; Inbetriebnahme: Frühling

21 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Reiner Lemoine ründer der Reiner Lemoine Stiftung Matthias Resch

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23 rundlagen Definition von Netzstabilität: Die Netzstabilität eines elektrischen Stromnetzes ist dadurch gekennzeichnet, dass das Stromnetz in einem normalen Betriebszustand stabil arbeitet und nach einer Störung in diesen stabilen Netzzustand zurückkehrt. Quelle: Kundur 23

24 efährdung der Netzstabilität Negative Auswirkung auf Netzstabilität: Kabelschäden durch Baggerarbeiten, Last nicht exakt prognostizierbar, Schalthandlungen im Netz, etc. Zusätzliche Probleme durch Erneuerbare Energieanlagen: Lokale Spannungsanhebung durch dezentrale Einspeiseanlagen, Anstieg des Bedarfs an Regelenergie, Zunahme an Netzengpässen, etc. 24

25 Maßnahmen zur Wahrung der Netzstabilität Systemdienstleistungen - Aufteilung nach Stabilitätskriterien Normalbetrieb Frequenzhaltung Spannungshaltung Automatische Erzeugungsregelung per Fernzugriff Kompensation von Leitungsverlusten Fehlerprävention Rotierende Reserve Stehende Reserve Notfallmaßnahmen Systemwiederherstellung Schwarzstartfähigkeit Quelle: EURELECTRIC 25

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