Höhere Integration von Windkraftanlagen in MS-Netzen durch probabilistische Planung

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1 Höhere Integration von Windkraftanlagen in MS-Netzen durch probabilistische Planung Ing. Walter Niederhuemer Linz Strom Netz GmbH 1

2 Einleitung Die durch On-Shore Windkraftwerke in das MS-Netz stellt eine besondere Herausforderung für den Netzbetreiber dar Anschlussgesuche für einzelne Windräder oder kleine Windparks Leistungsbereich von einigen MW Anschlüsse über das gesamte MS-Verteilernetz verteilt Maßnahmen zur Ermöglichung der und Einhaltung der Spannungsqualität Reduktion der installierten Einspeiseleistung Ausbau der Verteilernetze 2

3 Einleitung Unterschiedliche Optima für Erzeuger und Verteilernetzbetreiber Erzeuger der vollen Leistung zu jeder Zeit Optimierung der Energieerzeugung und damit Gewinnoptimierung Geringe Anschlusskosten Verteilernetzbetreiber Netzkosten so gering wie möglich Um die Ziele der EU zu unterstützen und mehr en zu ermöglichen ist es notwendig Ein volkswirtschaftliches Optimum zu finden Einen Kompromiss zwischen Netzinvestitionen und erzeugter Energiemenge zu finden 3

4 Konventionelle Planung Ausgewähltes MS-Netz 1,2MW Windkraftwerk + 250kW Biogasanlage bereits angeschlossen Neue 2MW Windkraftanlage geplant Anschluss über eine 17,5km lange Freileitung mit 95mm² Aldrey Planungsansatz Starklast mit und ohne Schwachlast mit und ohne Reduktion der installierten Einspeiseleistung auf 2,2MW notwendig (1,2MW +1MW neu) Alternativ: 0,5Mio Netzinvestition für 3km MS-Kabel Spannung [kv] 28 27, , ,5 25 ohne CosPhi=1 Spannung am Verknüpfungspunkt 1,2MW + neue 2MW Windkraftanlage; 250kW Biogas Starklast CosPhi= 0,98 ind. CosPhi= 0,98 cap. Maximal zulässige Spannung im MS-Netz ohne Schwachlast Spannung Min. Spannung Max: Spannung Mittel CosPhi=1 CosPhi= 0,98 ind. CosPhi= 0,98 cap. 4

5 Probabilistische Planung (Methode) Berücksichtigung der statistischen Verteilung Ausgangsspannung Umspannwerk Abzweigstrom Einspeiseleistung Windkraftanlage Spannung [kv] 28,0 27,5 27,0 26,5 26,0 25,5 26,1 26,2 Kumulierte relative Häufigkeitsverteilung Ausgangsspannung Umspannwerk 26,5 25,0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Kumulierte relative Häufigkeit 26,8 27,0 Abzweigstrom [A] Kumulierte relative Häufigkeitsverteilung Abzweigstrom (ohne ) 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Kumulierte relative Häufigkeit Einspeiseleistung [%] 110% 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% Kumulierte relative Häufigkeitsverteilung Einspeiseleistung einer Windturbine 0% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Kumulierte relative Häufigkeit 5

6 Ergebnis der probabilistischen Planung Installierte Windkraftleistung 3,2MW Spannung am VP überschreitet das Spannungslimit nur für wenige Stunden Theoretische Jahreserzeugung ~3.000MWh Mit Wirkleistungsregelung (Leistungsreduktion beim Erreichen der oberen Spannungsgrenze) 0,03% nicht eingespeiste Energie Reduktion der Wirkleistung bis max. 1370kW Spannung [kv] 28,0 27,5 27,0 26,5 26,0 25,5 25,97 26,17 Kumulierte relative Häufigkeitsverteilung Spannung am Verknüpfungspunkt Einspeiseleistung am VP: 3,2 MW Windturbine Maximal zulässige Spannung im MS-Netz 26,42 25,0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Kumulierte relative Häufigkeit 27,46 26,90 Jährliche Ertragseinbuße weniger als 100 (mit Einspeisetarif 9,6ct/kWh) 6

7 Ergebnis der probabilistischen Planung Annahme einer nicht eingespeisten Energiemenge von 5% Anschluss von 7,5MW Windkraftleistung an diesem VP möglich Theoretische Jahreserzeugung ~7.000MWh Mit Wirkleistungsregelung (Leistungsreduktion beim Erreichen der oberen Spannungsgrenze) 5% nicht eingespeiste Energie Tatsächliche Einspeisemenge 6.650MWh/a Reduktion der Wirkleistung bis max. 3,8MW (50% der installierten Leistung) Einspeisemenge [MWh] Theoretische Einspeisemenge [kwh] Tatsächliche Einspeisemenge [kwh] (Abschaltung) installierte Leistung Windkraftanlage [kw] ~5% nicht eingespeiste Energie Tatsächliche Einspeisemenge [kwh] (P-Regelung) Doppelt so hoher Energieertrag ohne zusätzliche Netzinvestitionen 7

8 Ergebnis der probabilistischen Planung Kumulierte relative Häufigkeitsverteilung Spannung am Verknüpfungspunkt Wirkleistungsregelungen pro Jahr 28,5 Einspeiseleistung am VP: 7,5 MW Windturbine 35 Einspeiseleistung am VP: 7,5 MW Windturbine Spannung [kv] 28,0 27,5 27,0 26,5 26,0 25,97 Maximal zulässige Spannung im MS-Netz 26,19 26,46 25,5 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Kumulierte relative Häufigkeit 28,20 27,46 Stunden mit P-Regelung / Jahr % 6% 10% 14% 18% 22% 26% 30% 34% 38% 42% 46% 50% 54% Wirkleistungsregelung in Prozent der installierten Einspeiseleistung 58% Installierte Windkraftleistung 7,5MW Nicht eingespeiste Energiemenge 5% bei Wirkleistungsregelung (bei erreichen des oberen Spannungslimits) Regelung in 3,4% der Zeit pro Jahr notwendig -> ~300 h Maximale Leistungsreduktion ~50% 8

9 Probabilistische Planung (Einflussparameter) Bei spannungsabhängiger Wirkleistungsregelung haben folgende Parameter wesentlichen Einfluss Dauerlinie der Dauerlinie des Abzweigstromes Dauerlinie der UW Ausgangsspannung Blindleistung der Messfehler der Spannung bei P-Regelung am Verknüpfungspunkt Abhängigkeit nicht eingespeiste Energie / Blindleistung der Abhängigkeit nicht eingespeiste Energie / Messfehler Spannung 7,00% 10,00% Nicht eingespeiste Energie [%] 6,00% 5,00% 4,00% 3,00% 2,00% 1,00% 0,00% 0,98 0,99 1-0,99-0,98-0,97-0,96 Ind. CosPhi Kap. Nicht eingespeiste Energie [%] 9,00% 8,00% 7,00% 6,00% 5,00% 4,00% 3,00% 2,00% 1,00% 0,00% 0,00% -0,20% -0,40% -0,60% -0,80% Messfehler Spannung (Bezug 27,3kV] -1,00% -1,20% 3200kW 4000kW 5000kW 6000kW 8000kW 3200kW 6000kW 9

10 Rahmenbedingungen und wirtschaftliche Aspekte Aktuelle Rahmenbedingungen und fehlende Akzeptanz bei Erzeugern lassen derzeit keine Wirkleistungsregelung zu Vertragliche Vereinbarungen zwischen VNB und Erzeuger schwierig Ertragslage wird durch andere zusätzliche Einspeiser beeinflusst Wer bestimmt den Zeitpunkt für zusätzliche Netzinvestitionen Wer trägt die Kosten für diese Investition Kostentragung durch alle angeschlossenen Einspeiser oder letzter anzuschließender Einspeiser Vergleich konventionelle Bewertung / probabilistische Berechnung Konventionelle Bewertung Kabelverbindung zum nächsten technisch geeigneten Anschlusspunkt unmittelbare Aufwendungen Weiter en nur mit neuen Netzinvestitionen möglich Probabilistische Berechnung Ertragseinbuße durch nicht eingespeiste Energie weniger als 100 /Jahr Bei 5% nicht eingespeister Energie etwa /Jahr Ertragseinbuße (3,2MW Anlage) Keine Netzinvestitionen bis zu 7,5MW installierter Einspeiseleistung notwendig 10

11 Rahmenbedingungen und wirtschaftliche Aspekte Durch den neuen Planungsansatz kann die Einspeisekapazität in die Verteilernetze erhöht werden Künftige Netzinvestitionen die durch zusätzliche Einspeiser (MS und NS- Netz) hervorgerufen werden sind nicht einem einzelnen Erzeuger zuordenbar. Es muss dem Verteilernetzbetreiber möglich sein, die optimale Strategie für Investitionen in das Netz selbst zu bestimmen; wie z.b. Änderung der Regelung am Umspanner SMART GRIDS Netzausbau Zukünftige Netzinvestitionen, die durch Einspeiser ausgelöst werden, sind durch die Netzbenutzer in Form von Baukostenbeiträgen beim Anschluss der Erzeugungsanlage zu finanzieren Zusätzliche Kosten sind in den Tarifen anzuerkennen Berücksichtigung der Versorgungsstruktur durch die Regulierungsbehörde 11

12 Zusammenfassung Die probabilistische Planung ermöglicht Die realen Netzverhältnisse besser abzubilden Die wahrscheinlich nicht eingespeiste Energiemenge abzuschätzen An einem Beispielnetz konnte gezeigt werden, dass Mehr als das doppelte an Windkraftleistung ist möglich Dies bei keinen oder geringen Netzinvestitionen Und mit einer geringen Menge an nicht eingespeister Energie Akzeptanz für nicht eingespeiste Energie durch Erzeuger notwendig VNB muss Strategie für künftigen Netzausbau selbst bestimmen können Zukünftige Netzinvestitionen sind durch Baukostenbeiträge der Erzeuger zu finanzieren Entsprechende Rahmenbedingungen sind notwendig 12

13 Danke für Ihre Aufmerksamkeit Ing. Niederhuemer Walter LINZ STROM NETZ GmbH Fichtenstraße 7, 4021 Linz Mail: Tel: +43 (0)