Diplomarbeit. Technische Bewertung der Bereitstellung von Sekundärregelleistung mit Mikro-KWK-Anlagen

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1 Technische Universität München Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik Univ.-Prof. Dr.-Ing. Ulrich Wagner Diplomarbeit WS 2006/2007 Technische Bewertung der Bereitstellung von Sekundärregelleistung mit Mikro-KWK-Anlagen Tomás Mezger Matrikelnummer: München, 29. März 2007

2 i Inhaltsverzeichnis Abbildungsverzeichnis Tabellenverzeichnis iii v 1 Einführung 1 2 Frequenzhaltung in der UCTE Motivation und Organe Technischer Aufbau der Frequenzregelung in der UCTE Primärregelung Ziel Ermittlung der Primärregelleistungsvorhaltung nach dem Solidaritätsprinzip Messgenauigkeit und Unempfindlichkeitsbereich Grenzen der Primärregelung und zeitlicher Verlauf Sekundärregelung Ziele der Sekundärregelung Funktionsweise der Sekundärregelung nach dem Netzkennlinienverfahren Trompetenkurve Minutenreserve Beispiel zum Netzkennlinienverfahren Simulation des Regelleistungsabrufs Beschreibung der Simulation Parameter der Simulation Ergebnisse Der Sekundärregelleistungsmarkt in Deutschland Akteure und Verantwortliche Ausschreibungsverfahren Ausschreibungsbedingungen Präqualifikation

3 ii Abrufen von Sekundärregelleistung Verfügbare Daten über den Einsatz von Regelleistung Ausblick in die Zukunft des SRL-Marktes Bewertungsmethode und Simulation Gebäude und Heizwärmelastgänge Potenzial für die Bereitstellung von SRL Angebotsblöcke Auswertung der Ergebnisse Beispielobjekte Potenzial der Beispielobjekte Angebotsblöcke Einflussgrößen auf das Potenzial Überprüfung des Potenzials Anbieten von SRL Zusammenfassung und Ausblick 64 A Anhang 66 A.1 Frequenzmessung an der FfE A.2 Voraussetzungen im TranssmisionCode A.3 TRY A.4 Vollständiger Algorithmus zur Berechnung des dynamischen Potenzials 69 A.5 Daten und Inhalt der CD A.5.1 Simulation RL-Abwurf A.5.2 KWK Simulation A.5.3 Bericht Glossar 72 Literaturverzeichnis 74

4 iii Abbildungsverzeichnis 2.1 Mitgliedstaaten in den verschiedenen Verbundnetzen in Europa Schema der Frequenzregelung im UCTE-Netz Zeitlicher Verlauf der Frequenz nach einer Störung unter dem Einfluss der Primärregelung (schematisch) Aktivierungszeiten der Primärregelleistung Scharen von Trompetenkurven bei f 0 = 50 Hz Frequenzgang bei einer Störung mit f 0 = 50, 01 Hz Frequenzmessung am 16. November Schema der Simulation Regelleistungsabruf Ergebnisse der Simulation von 0 bis 60 Sekunden - Einfluss der Primärregelung Ergebnisse der Simulation von 0 bis Sekunden - Einfluss der Sekundärregelung Vergleich der am 16. November 2006 durchgeführten Frequenzmessung mit den Simulationsergebnissen Die vier deutschen Regelzonen mit ihrem Hauptsitz Abgrenzung zwischen Bilanzkreisen, Übertragungsnetzbetreibern und Regelleistungsanbietern Geldflüsse im Rahmen der Sekundärregelarbeit Kostenzuordnung für die Vorhaltung und den Einsatz von Regelleistung Einsatz von Minutenreserve in der Regelzone Vattenfall und EnBW für das erste Halbjahr Einsatz von Minutenreserve in der Regelzone RWE und E.ON für das erste Halbjahr Bilanzsaldo im Gebiet Vattenfall Bilanzsaldo im Gebiet EnBW Bilanzsaldo im Gebiet RWE Bilanzsaldo im Gebiet E.ON Bewertungsmethode

5 iv 4.2 Berechnung des dynamischen Potenzials Jahresdauerlinie und Jahresenergie des Heizwärmebedarfs für Beispielgebäude Heizwärmebedarf und Potenzialverlauf für das Beispielobjekt Heizwärmebedarf und Potenzialverlauf für das Beispielobjekt Heizwärmebedarf und Potenzialverlauf für das Beispielobjekt Summe des dynamischen Potenzials für alle Objekte Prozentsatz der Anlagen mit Potenzial für die verschiedenen Zeiträume Füllungsfaktor bei den verschiedenen Angebotsblöcken Potenzial der Häuser 1, 3, 5 und 7 für Angebotsblöcke von einer Woche für die verschiedenen Pufferspeicher (PS), Klimazonen (K) und Regelprofile (R) Potenzial der Häuser 1, 3, 5 und 7 für Angebotsblöcke von einer Stunde für die verschiedenen Pufferspeicher (PS), Klimazonen (K) und Regelprofile (R) Überprüfung der Bereitstellung von SRL durch die KWK-Anlage im Beispielobjekt Überprüfung der Bereitstellung von SRL durch die KWK-Anlage im Beispielobjekt Überprüfung der Bereitstellung von SRL durch die KWK-Anlage im Beispielobjekt A.1 Frequenzmessung an einer Steckdose A.2 Für die Beschreibung des virtuellen Kraftwerks benutzte Klimazonen nach dem Testreferenzjahr A.3 Vollständiger Algorithmus zur dynamischen Potenzialberechnung A.4 Schema von Ausw.mat A.5 GUI zur Darstellung der Simulationsergebnisse

6 v Tabellenverzeichnis 2.1 Beteiligung an der Primärregelung vom bis in Deutschland Logik zur Störungslokalisierung Wichtigste Einstellparameter für die Matlab/Simulink Simulation Regelleistungsabruf Zusammenfassung der wichtigsten technischen Voraussetzungen zur Präqualifikation von Sekundärregelleistungsanbietern Regelungsprofile A.1 Beschreibung der wichtigsten Dateien der Simulation Regelleistungsabruf A.2 Beschreibung der wichtigsten Dateien der KWK-Simulation

7 1 Kapitel 1 Einführung Durch zahlreiche Netzausfälle in den letzten Jahren ist die Diskussion über die Bedeutung der Regelleistung in aller Munde. Auch in der Politik werden zur Zeit wichtige Entscheidungen über die Regelleistungsmärkte getroffen. Aktuell entabliert sich ein Markt für Mikro-KWK-Anlagen, welche in der Diskussion als potentielle Regelleistungsanbieter vorkommen. Im Rahmen des Forschungsprojekts KW21 E 2 KWK-Verbund [1] wird in dieser Arbeit eine Bewertungsmethode entwickelt, um das Potenzial von Mikro-KWK- Anlagen im Verbund für die Bereitstellung von Sekundärregelleistung zu ermitteln. Als erstes werden die Systeme zur Frequenzhaltung erläutert. Das ist notwendig, da bezüglich dieser Thematik in der Öffentlichkeit keine Klarheit herrscht. Es werden oft veraltete Informationsquellen als Grundlage von Diskussionen herangezogen, was oft zu unpräzisen Aussagen führt. In Kapitel 2 (Frequenzhaltung in der UCTE) wird die Funktionsweise von Primär- und Sekundärregelung geschildert und dadurch die nötige Basis an technischem Wissen für die weiteren Überlegungen geschaffen. In Kapitel 3 (Der Sekundärregelleistungsmarkt in Deutschland) wird nach dem gleichen Prinzip wie in den Kapitel zuvor der Markt für Regelleistung allgemein beschrieben. Des Weiteren werden in diesem Schritt die markttechnischen Anforderungen an die Anbieter von Sekundärregelleistung (SRL) im Hinblick auf Mikro- KWK-Anlagen diskutiert. Da im SRL-Markt auktuell nur wenige Wettbewerber teilnehmen, werden einige aktuelle Ansätze dargestellt, um die Transparenz und Attraktivität des Marktes zu erhöhen. Nachdem die notwendigen Rahmenbedingungen erklärt sind, wird in Kapitel 4 (Bewertungsmethode und Simulation) die Bewertungsmethode zur Untersuchung des Potenzials für die Bereitstellung von SRL durch Mikro-KWK-Anlagen vorgestellt. Es wird ein virtuelles Kraftwerk definiert, welches durch das Potenzial einzelner Objekte und der Betrachtung verschiedener Angebotsblöcke beschrieben wird.

8 2 Im Kapitel 5 (Auswertung der Ergebnisse) werden die Ergebnisse der Bewertungsmethode präsentiert und diskutiert. Des Weiteren werden die Einflussfaktoren auf das Potenzial in Abhängigkeit der Angebotsblöcke anhand von zwei Beispiele dargestellt. Zuletzt wird ein Ausblick gegeben, wie die vorgestellte Bewertungsmethode zur Prognosse der durch die Mikro-KWK-Anlagen substituierbaren Arbeit und Leistung erweitert werden kann.

9 3 Kapitel 2 Frequenzhaltung in der UCTE Im vorliegenden Kapitel werden die Motivation und Mechanismen zur Frequenzhaltung in der UCTE (Union für die Koordinierung des Transports von Elektrizität, aus dem Englischen Union for the Coordination of Transmission of Electricity) erläutert. Des Weiteren wird eine Simulation zum Lastabruf vorgestellt. Soweit nicht anders angegeben basieren die Angaben in diesem Kapiteln auf [2]. 2.1 Motivation und Organe Um eine hohe Versorgungssicherheit in der UCTE zu gewährleisten, müssen die eingebundenen Energieerzeugungseinheiten geregelt werden [3]. Diese Regelung ist für die tägliche Planung und Nutzung des Netzes unverzichtbar. Zu jeder Zeit muss die erzeugte Leistung gleich der verbrauchten Leistung sein. Es sind nur kleine Abweichungen erlaubt, die sich als Frequenzänderung bemerkbar machen. Die technischen Rahmenbedingungen für den sicheren Betrieb aller Anlagen werden von der UCTE festgelegt. Darüber hinaus gibt es in jedem Land zusätzliche nationale Regelwerke. In dieser Arbeit wird nur Deutschland betrachtet. UCTE Die UCTE ist für die Koordination des Betriebes sowie die Erweiterung des europäischen Netzverbundes zuständig. Mitglieder dieser Union sind Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) aus 23 Ländern [4]. In Abbildung 2.1 werden diese Länder blau gekennzeichnet.

10 2.1 Motivation und Organe 4 Abbildung 2.1: Mitgliedstaaten in den verschiedenen Verbundnetzen in Europa [5] Abbildung 2.1 zeigt eine Europakarte mit den Mitgliedsländern des UCTE-Verbundnetzes und anderer europäischer Netze. BNetzA Die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (BNetzA) hat als zentrale Aufgabe unter anderem die Einhaltung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und ihrer Verordnung sicherzustellen [6]. Ziel ist ein wirksamer Wettbewerb bei der Elektrizitätsversorgung, auch im Bereich der verschiedenen Regelleistungsmärkte.

11 2.2 Technischer Aufbau der Frequenzregelung in der UCTE Technischer Aufbau der Frequenzregelung in der UCTE Die Aufgabe der Frequenzhaltung wird in der UCTE in drei Regelstufen eingeteilt (vergleiche Abbildung 2.2): - Primärregelung (primary control) - Sekundärregelung (secondary control) - Minutenreserve (tertiary control) 1 Auf Nennwert zurückführen Abweichung einschränken aktivieren Reserven ablösen übernehmen falls verantwortlich Reserven ablösen übernehmen Frequenz des Verbundnetzes PrimärregelunG Sekundärregelung Minutenreserve Abbildung 2.2: Schema der Frequenzregelung im UCTE-Netz nach [7] Abbildung 2.2 zeigt den Ablauf der Regelung schematisch. In den folgenden Kapiteln werden die einzelnen Stufen der Regelung beschrieben. Die diesen drei Regelstufen übergeordnete Zeitanpassung wird in dieser Arbeit nicht betrachtet. Für alle weiteren Überlegungen gilt für die Nennfrequenz f 0 = 50 Hz. 1 Das Wort Tertiärregelung wird in Deutschland kaum mehr verwendet, da es sich eigentlich um eine Reserve handelt und nicht um eine Regelung.

12 2.3 Primärregelung Primärregelung Ziel Das Ziel der Primärregelleistung (PRL) ist, mit Hilfe der Turbinendrehzahlregler das Gleichgewicht zwischen erzeugter und verbrauchter Leistung herzustellen. Störungen verursachen eine Frequenzabweichung, auf welche die Primärregelung reagiert und diese innerhalb definierter Sicherheitsgrenzen aufhält (siehe Kapitel 2.3.4). Die Primärregelung hat ein proportionales Verhalten und ist aufgrund der Beteiligung aller Netzbetreiber in der UCTE gemäß dem Solidaritätsprinzip (siehe Kapitel 2.3.2) sehr schnell. Jede Maschine, die Primärregelleistung bereitstellen soll, wird über eine Statik geregelt. Diese stellt einen Zusammenhang zwischen Frequenz und Leistung dar. Die Statik S G wird wie folgt definiert: mit: f : Ist Frequenz f N : Nennfrequenz f = f f N P G P N : Generatorleistung : Generatornennleistung P G = P G P Gn S G = f/f N P G /P Gn (2.1) Die Statik S G hat je nach Maschine eine unterschiedliche Steilheit und evtl. einen Unempfindlichkeitsbereich, d. h. einen Bereich um f, innerhalb dessen keine Leistungsänderung stattfindet Ermittlung der Primärregelleistungsvorhaltung nach dem Solidaritätsprinzip An der Primärregelung beteiligen sich alle ÜNB solidarisch. Die Energien, die im Rahmen der Primärregelung bereitgestellt werden, werden nicht abgerechnet. Es wird davon ausgegangen, dass diese Energieflüsse sich im Mittel ausgleichen. Die gesamte Primärregelreserve P pu wird von der UCTE festgelegt. Sie beruht auf verschiedenen Überlegungen, Messungen und Erfahrungswerten. Derzeit wird eine

13 2.3 Primärregelung 7 Reserve P pu = MW vorgegeben. Jeder ÜNB beteiligt sich anteilig mit der Leistung P pi (vergleiche Tabelle 2.1), gemäß dem Beteiligungskoeffizienten C i P pi = C i P pu, (2.2) der jährlich von der UCTE neu ermittelt wird. Dafür wird der Quotient aus der Jahresbruttostromerzeugung jeder einzelnen Regelzone und der gesamten Erzeugung im Verbundnetz gebildet. Tabelle 2.1: Beteiligung an Primärregelung P pi vom bis in Deutschland [8, 9, 10, 11] Gebiet EnBW E.ON RWE Vattenfall BRD P P i ±71 MW ±170 MW ±284 MW ±136 MW ±661 MW In der Tabelle 2.1 ist die Beteiligung an der Primärregelung im Jahr 2006 für die vier deutschen ÜNB zu sehen Messgenauigkeit und Unempfindlichkeitsbereich In der UCTE Policy 1 [3] wird eine Messgenauigkeit von mindestens ±10 mhz verlangt und es wird angenommen, dass die Maschinen einen Unempfindlichkeitsbereich von maximal weiteren ±10 mhz haben. Die Primärregelung muss spätestens nach einer Abweichung von ±20 mhz greifen. Die Angaben in der Policy 1 darüber sind folgende: Calling up of Primary Control. To avoid calling up of Primary Control in undisturbed operation at or near nominal frequency, the frequency deviation should not exceed ±20 mhz. Primary Control is activated if the frequency deviation exceeds ±20 mhz (the sum of the accuracy of the local frequency measurement (±10 mhz) and the insencitivity of the controller (±10 mhz))...

14 2.3 Primärregelung 8 Aktuell wird von den ÜNB in der Regel ein Totband von 0 mhz verlangt. Es ist also erforderlich, dass die Maschinen möglichst sofort auf eine Frequenzabweichung reagieren können. Technisch ist das allerdings nur schwer realisierbar. In Europa reagieren neue Kraftwerke mit einem Totband von weniger als 10 mhz. Alte Kraftwerke, die dieses nicht einhalten können, werden ungern als Primärregelleistungskraftwerk eingesetzt [12]. Daraus folgt, dass ±20 mhz kein eingestellter Unempfindlichkeitsbereich ist, sondern eine worst case -Betrachtung Grenzen der Primärregelung und zeitlicher Verlauf Frequenzgrenzen Bei der Aktivierung der Primärregelung sind zwei maßgebliche Größen zu berücksichtigen (vergleiche Abbildung 2.3): 1. f dyn,max : Die maximale Höhe der Überschwingung nach einer Störung darf auf keinen Fall die Schwelle für die Aktivierung des frequenzabhängigen Lastabwurfs überschreiten (±1 Hz). In Policy 1 wird eine instantaneous frequency definiert, die einen Wert von ±800 mhz hat. Es wird gefordert, dass f dyn,max diesen Wert nicht überschreitet, um einen Sicherheitsabstand zu halten. 2. f stat : In der UCTE Policy 1 wird diese Frequenzabweichung Maximum Quasi-Steady-Stade Frequency Deviation genannt. Sie darf maximal ±180 mhz unter Berücksichtigung der frequenzabhängigen Änderung der Last, die in der UCTE mit 1 %/Hz abgeschätzt wird, oder ±200 mhz ohne Berücksichtigung der frequenzabhängigen Änderung der Last betragen. Sie ist die maximale Frequenzabweichung, die sich nach einer Störung und Einschwingung einstellen darf. Bei einem Fehler von MW, was dem Auslegungsfall entspricht und dem gleichzeitigen Ausfallen zweier großer Blöcke entspricht, sollte sich somit eine Frequenzabweichung von ±180 mhz einstellen.

15 2.3 Primärregelung 9 f dyn,max f stat Abbildung 2.3: Zeitlicher Verlauf der Frequenz nach einer Störung unter dem Einfluss von Primärregelung (schematisch) [7] In Abbildung 2.3 wird schematisch der Frequenzgang nach einer Störung unter dem Einfluss der Primärregelung dargestellt. Die maximale Frequenzabweichung soll den in der UCTE definierten Wert f dyn,max nicht überschreiten. Der statische Wert der Frequenz soll kleiner als der ebenfalls in der UCTE definierte f stat sein.

16 2.4 Sekundärregelung 10 Aktivierungsgeschwindigkeit Die gesamte Leistung im Rahmen der Primärregelung ist innerhalb von 30 s zu mobilisieren (vergleiche Abbildung 2.4). Abbildung 2.4: Aktivierungszeiten der Primärregelleistung [7] Abbildung 2.4 zeigt den Zusammenhang zwischen der im Rahmen der Primärregelung zu mobilisierenden Leistung und der dafür zur Verfügung stehenden Zeit. Für Störungen kleiner als MW soll die entsprechende PRL früher mobilisiert sein, z. B. stehen bei Störungen von MW 15 s zur Verfügung. 2.4 Sekundärregelung Ziele der Sekundärregelung Nach einer Störung und erfolgreichen Stabilisierung der Frequenz durch die Primärregelung liegt immer eine Frequenzabweichung vor. Dieses Ungleichgewicht wird durch den Einsatz der Sekundärregelleistung (SRL) behoben. Die Sekundärregelung hat zwei Ziele. Zum Einen soll sie die Frequenz wieder auf den Nennwert zurückführen und zum Andern soll sie die Primärregelung ablösen. Insbesondere die Leistungen, die im Rahmen der Primärregelung von anderen ÜNB bereitgestellt werden, sollen durch die SRL abgelöst werden, damit diese wieder zur Verfügung stehen.

17 2.4 Sekundärregelung Funktionsweise der Sekundärregelung nach dem Netzkennlinienverfahren Um unterscheiden zu können, ob eventuelle Leistungsflussänderungen aufgrund eines Fehlers in der Regelzone oder durch die Beteiligung an der Primärregelung verursacht worden sind, wird das Netzkennlinienverfahren (network characteristic method) angewendet. Im Folgenden wird diese Methode erläutert. Jeder ÜNB betreibt einen Zentralregler, der die SRL bei den verschiedenen Anbietern abruft. Dieser Regler hat einen Proportional- und einen Integralanteil. Die im Rahmen der Sekundärregelung bereitzustellende Leistung P di wird durch folgende Gleichungen bestimmt: P di = β i G i 1 T ri G i dt (2.3) G i = P i + K ri f (2.4) mit: P di : Im Rahmen der SR bereitzustellende Leistung β i G i T ri P i K ri : Proportionaler Faktor : Regelgröße : Integrations Zeitkonstante : Leistungsunterschied an den Koppelstellen : K-Faktor in MW/Hz Der Term K ri f entspricht der im Rahmen der Primärregelung bereitgestellten Leistung und P i der Abweichung vom Fahrplan an den Koppelstellen. Wie in Kapitel 2.6 anhand eines Beispiels beschrieben wird, geht die Regelgröße G i 0 für denjenigen ÜNB, dessen Leistungsabweichung gegenüber dem gemeldeten Fahrplan nur aufgrund der Primärregelung entsteht. Die Einstellungen der Parameter β i, T ri und K ri sind ausführlich in [13] beschrieben. Die Herleitung dieser Parameter ist für das Verständnis dieser Arbeit nicht relevant. Es ist für einen ÜNB möglich aus f und P i zu bestimmen, ob in seiner Regelzone eine Störung vorliegt oder nicht (vergleiche Tabelle 2.2).

18 2.4 Sekundärregelung 12 Tabelle 2.2: Logik zur Störungslokalisierung Störung in ÜNB Art/Beispiel P i f Ja Nein Erzeuger Ausfall P i < 0 f < 0 Verbraucher Ausfall P i > 0 f > 0 Erzeuger Ausfall P i > 0 f < 0 Verbraucher Ausfall P i < 0 f > 0 In Tabelle 2.2 ist die Logik zur Störungslokalisierung beschrieben. Jedesmal, wenn P i und f das gleiche Vorzeichen haben, liegt bei den betrachteten ÜNB eine Störung vor und die SRL wird abgerufen. In allen anderen Fällen addieren sich der Anteil von P i und der von f zu Null und der ÜNB stellt keine Sekundärregelleistung bereit (G i 0) (siehe Gleichung (2.4)). Vereinfachend werden in dieser Arbeit solche Fälle nicht betrachtet, in denen ein Anbieter in einer Regelzone Regelleistung für eine andere Regelzone liefert. Im Prinzip wird dies vertraglich geregelt und wird von den entsprechenden Sekundärreglern berücksichtigt Trompetenkurve Als Maß für die Qualität der Sekundärregelung wird der zeitliche Verlauf der Frequenz nach einer Störung mit einer Trompetenkurve H(t) verglichen (vergleiche Abbildung 2.5 und Abbildung 2.6). Die Trompetenkurve wird von der UCTE definiert, basierend auf langjährigen Erfahrungswerten: H(t) = f 0 ± A e t/t (2.5) mit: A = 1, 2 f 2 T = 900 ln ( ) für T 900 s A d d = 20 mhz

19 2.4 Sekundärregelung 13 Die Trompetenkurve wird durch folgende Parameter bestimmt: Sollfrequenz f 0. Diese beträgt nicht immer 50 Hz. Im Rahmen einer Zeitanpassung kann diese 50 Hz ± 10 mhz betragen. f 1 ist die Istfrequenz vor der Störung. f 2 ist der maximale Frequenzausschlag nach der Störung (proportional zur Ausfallleistung P a ). Abbildung 2.5: Scharen von Trompetenkurven bei f 0 = 50 Hz [7] Abbildung 2.5 zeigt die Trompetenkurvenschar in Abhängigkeit von der Ausfallleistung P a. Die Herleitung dieser Kurven ist in [13] ausführlich erklärt und wird hier nicht weiter vertieft.

20 2.4 Sekundärregelung 14 Abbildung 2.6: Frequenzgang bei einer Störung mit f 0 = 50, 01 Hz [7] Das in Abbildung 2.6 dargestellte Beispiel zeigt den zeitlichen Verlauf der Frequenz nach einer Störung. Hier ist zu erkennen, dass die Frequenz innerhalb der Trompetenkurve verläuft. Abbildung 2.7 zeigt eine von Swissgrid durchgeführte Frequenzmessung am 16. November Um 11:01 ist ein Kraftwerk in Frankreich mit einer Leistung von MW ausgefallen. Im ersten Teil ist der Frequenzgang für den ganzen Tag dargestellt. Im zweiten Teil ist ein Ausschnitt der Messung dargestellt. Hier lässt sich der Einfluss der Primär- und der Sekundärregelung deutlicher erkennen.

21 2.4 Sekundärregelung 15 Abbildung 2.7: Frequenzmessung am 16. November 2006 nach [12] Im ersten Teil der Abbildung 2.7 ist zu erkennen, dass die Frequenz etwas von der Sollfrequenz abweicht. Es ist aus diesem Teil der Abbildung schwer zu erkennen, wo genau die Frequenzabweichung aufgrund des Fehlers in Frankreich ist. Es fällt besonders auf, dass die Frequenz um 18:00 Uhr und um 21:30 Uhr für eine längere Zeit eine große positive Abweichung aufweist. Dieses ist vermutlich auf das Ausschalten großer Verbraucher zurückzuführen (Schichtende). Im zweiten Teil der Abbildung 2.7 ist es möglich, aufgrund des Verlaufs der Frequenz, den Einfluss der PRL und SRL zu erkennen. Am Anfang stabilisiert sich die Frequenz bei etwa -0,06 Hz. Nach einigen Minuten wird die Frequenz zurück auf Sollfrequenz gebracht. Nach etwa 15 Min ist die Abweichung bei -20 mhz.

22 2.5 Minutenreserve Minutenreserve Die Minutenreserve wird manuell abgerufen und wird seltener als die SRL eingesetzt. In dieser Arbeit wird die Minutenreserve nicht betrachtet, da sie in einem anderen Teilprojekt vom KW21 E2 untersucht wird. 2.6 Beispiel zum Netzkennlinienverfahren Anhand eines Beispiels (nach [7]) wird die Funktionsweise des Kennlinienverfahrens verdeutlicht. Zur besseren Übersicht wird ein Verbundsystem mit zwei Netzen gleicher Größe betrachtet. Es wird angenommen, dass im Netz 2 die Leistung P a = MW ausfällt. Vor der Störung Im ungestörten Fall gilt f = 0 und P 12 = 0 (Austauschleistung = angemeldete Leistung). Störung und Primärregelung Durch den Einsatz der Primärregelung wird die Frequenz nach auftretten der Störung bei f 0 ± f stabilisiert. Mit der Netzleistungszahl λ u ergibt sich für das gesamte System: f = P a λ u (2.6) Die Ausfallleistung P a und die Frequenzabweichung f haben das gleiche Vorzeichen, in diesem Beispiel negativ. Mit P pu = MW und einer maximalen Frequenzabweichung von 200 mhz ergibt sich λ u = , 2 MW/Hz = MW/Hz (2.7) Aus Gleichung (2.6) und Gleichung (2.7) ergibt sich die Frequenzabweichung zu f = MW MW/Hz 66, 7 mhz (2.8) Die Primärregelleistungen ( P i ) von Netz 1 und Netz 2 berechnen sich aus f und λ 1 bzw. λ 2 : P 1 = λ 1 f P 2 = λ 2 f (2.9) Im betrachteten Beispiel waren zwei Netze gleicher Größe mit λ 1 = λ 2 angenommen. Es gilt in diesem Fall auch P 1 = P 2 = P a 2.

23 2.6 Beispiel zum Netzkennlinienverfahren 17 Die im Rahmen der Primärregelung eingesetzte Leistung ist gleich der ausgefallenen Leistung P a. Somit wird die Frequenz auf f 0 f stabilisiert. Verhalten der Sekundärregelung Die Austauschleistung P 12 ist nach der Störung und dem Einsatz der Primärregelung nicht mehr Null sondern gleich P 1. Aus Sicht des Netzes 1 ist P 12 eine exportierte Leistung, d. h. sie hat ein positives Vorzeichen. Entsprechend umgekehrt ist es für Netz 2; hier hat P 12 ein negatives Vorzeichen. Sind in den Netzen die Werte λ 1 und K r1 bzw. λ 2 und K r2 richtig eingestellt, so ergeben sich folgende Regelgrößen für die Sekundärregler: G 1 = P 12 + K r1 f = +( P 1 ) + ( P 1 ) = 0 G 2 = P 12 + K r2 f = ( P 1 ) + ( P 2 ) > 0 (2.10) Aus Gleichung (2.10) ist ersichtlich, dass der Regler 1 nicht reagiert. Im Netz 1 bleibt die Primärregelung so lange aufrechterhalten bis f gleich Null wird. Es wird keine SRL aktiviert. Im Netz 2 bleibt die Primärregelung auch so lange aufrechterhalten, bis f gleich Null wird. Zusätzlich aktiviert der Regler 2 die nötige Leistung, um den Ausfall (P a ) zu kompensieren, die Primärregelung abzulösen und die Frequenz wieder auf den Nennwert zu bringen. In diesem vereinfachten Beispiel ist G 2 = P a. Aufgrund dynamischer Vorgänge, die hier nicht betrachtet wurden, gilt allgemein G 2 0.

24 2.7 Simulation des Regelleistungsabrufs Simulation des Regelleistungsabrufs Regelleistungsabruf ist eine Simulation im Matlab/Simulink, welche den Regelleistungsabruf bei einem Fehler in einer Regelzone und im Verbundnetz vereinfacht simuliert Beschreibung der Simulation Für die Regelleistungsabruf-Simulation wird die Annahme getroffen, dass die Generatoren und Turbinen des Verbundnetzes sich wie ein Schwungmassenspeicher verhalten. Dieser Speicher hat eine Anfangsenergie entsprechend einer Rotationsfrequenz von 50 Hz. Für die Energie E in einem rotierenden Speicher gilt allgemein: E = 1 2 J ω2 = 1 2 J (2πf)2 (2.11) mit: J: Massenträgheitsmoment ω: Kreisgeschwindigkeit f: Netzfrequenz Da es nicht möglich ist, das Massenträgheitsmoment J für alle in der UCTE angebundenen Generatoren und Turbinen zu bestimmen, wurde folgende Schätzung durchgeführt. Aus den Abmessungen eines Generators der Firma Siemens KWU mit 750 MW [14] wird das Massenträgheitsmoment näherungsweise bestimmt. Zur Berücksichtigung der Turbine wird dieser Wert um 50 % erhöht. Anschließend wird das Massenträgheitsmoment linear auf den gewünschten Lastzustand in der UCTE hochskaliert. Das Schema von Regelleistungsabruf wird in Abbildung 2.8 dargestellt. Im Folgenden werden die verschiedenen Blöcke beschrieben.

25 2.7 Simulation des Regelleistungsabrufs 19 Abbildung 2.8: Schema der Simulation Regelleistungsabruf Leistungsbilanz und Energiespeicher Das Eingangssignal zum Energiepeicher (E speicher) ist die Leistungsbilanz. Im störungsfreien Betrieb ist P in = P i = 0. Die berücksichtigten Leistungen sind die Regelleistungen (P prim,pi ÜNB und Min-Res), die Bilanz zwischen Erzeugung und der frequenzabhängigen Last (Erz + Last(f)), die Leistung der Störung (Fehler) und ein Rauschsignal (Rauschen). Tritt eine Störung auf, so ändert sich die Bilanz und der Energiespeicher wird aufgeladen oder entladen, je nachdem, ob die Leistungsbilanz positiv oder negativ ist. Das bewirkt eine Änderung der Rotationsgeschwindigkeit, welche der Frequenz in der UCTE entspricht. Verglichen mit der Sollfrequenz ergibt sich das Steuersignal df für die Primär- und Sekundärregelung.

26 2.7 Simulation des Regelleistungsabrufs 20 Primärregelung Die maximale im Rahmen der Primärregelung bereitgestellte Leistung beträgt MW. Es werden zwei gleiche Regelkreise parallel geschaltet, einer als Primärregler vom betrachteten ÜNB und der andere als Primärregler der restlichen UCTE- Mitglieder. Es gilt also: P prim,max, ÜNB + P prim,max,uct E = MW (2.12) Im Initialisierungsscript regelleistung init.m ist P prim,max, ÜNB als Variable hinterlegt. Es wird ein Wert von 170 MW für die weiteren Betrachtungen angenommen 2. Sekundärregelung Die Sekundärregelung erfolgt mit einem PI-Regler. Die Regelgröße G i wurde durch die Gleichung (2.4) auf Seite 11 definiert. Der P i -Faktor entspricht den im Rahmen der Primärregelung über die Grenzen des ÜNB fließenden Leistungen, was in der Simulation wiederum der Primärregelleistung von der restlichen UCTE-Mitglieder entspricht (dp). In der Regel werden manche Parameter der Sekundärregelung von der UCTE [7, 13] empirisch bestimmt, da es sehr komplex bzw. nicht möglich ist, diese rechnerisch zu ermitteln. Die für die Simulation notwendige Parameter, wie z. B. der P- und I-Anteil des Reglers, wurden durch Vergleich mit folgenden Frequenzmessungen ermittelt: Frequenzmessung von Swissgrid, siehe Abbildung 2.7 Frequenzmessung an der FfE, siehe Anhang A.1 Weitere Blöcke In der UCTE wird davon ausgegangen, dass sich die frequenzabhängige Last um 1 % pro Hz ändert [3]. Dieses Verhalten wird im Block Erz + Last(f) nachgebildet. Im Normalfall ist die Last gleich der Erzeugung. Erst wenn die Frequenz sich ändert, ist der Ausgang dieses Blocks ungleich Null. 2 Entspricht der Beteiligung an der Primärregelung von E.ON Netz (siehe Tabelle 2.1 auf Seite 7)

27 2.7 Simulation des Regelleistungsabrufs 21 Der Block Fehler ist eine Sprungfunktion und entspricht dem Wert des Ausfalls. Er kann positiv oder negativ sein, je nachdem, ob ein Verbraucher oder ein Erzeuger ausgefallen ist. Der Block Rauschen ist die Addition von drei Sinus-Kurven und einem Zufallswert. Diese wurden empirisch mit verschiedenen Periodendauern und Amplituden so eingestellt, dass der simulierte Verlauf der Frequenz den Messwerten ähnelt Parameter der Simulation Im Folgenden werden die wichtigsten Einstellparameter und deren voreingestellte Werte dargestellt (siehe Tabelle 2.3). Diese Parameter werden in der Datei regelleistung init.m definiert. Tabelle 2.3: Wichtigste Einstellparameter für die Matlab/Simulink Simulation Regelleistungsabruf und deren voreingestellte Werte Variable Erklärung voreingestellter Wert UCTE LAST Last in der UCTE 200 GW UNB LAST Last beim ÜNB 15 GW P fehler UNB Ausfalleistung beim ÜNB MW J Generator Massenträgheitsmoment eines kg m 2 Generators mit 750 MW RegP UNB P-Anteil der Sekundärregelung 0,01 (empirisch ermittelt) RegI UNB I-Anteil der Sekundärregelung 0,001 (empirisch ermittelt) delay prim Zeitverzögerung für die Primärregelung 3 s Ergebnisse Bei einem Ausfall von MW ergeben sich die in Abbildung 2.9 (Zeit von 0 bis 60 Sekunden, um den schnellen und stabilisierenden Einfluss der Primärregelung zu verdeutlichen) und Abbildung 2.10 (Zeit von 0 bis Sekunden, um den Einfluss der Sekundärregelung zu erkennen) dargestellten Verläufe.

28 2.7 Simulation des Regelleistungsabrufs 22 Abbildung 2.9: Ergebnisse der Simulation von 0 bis 60 Sekunden - Einfluss der Primärregelung Für den betrachteten Kraftwerksausfall lässt sich f stat und f stat wie folgt berechnen: und f stat = 180 mhz MW = 76, 38 mhz (2.13) MW f stat = 50 Hz 76, 38 mhz 49, 92 Hz. (2.14) Es ist in Abbildung 2.9 zu sehen, dass diese Frequenz nach dem Einschwingvorgang nach etwa 30 s erreicht wird.

29 2.7 Simulation des Regelleistungsabrufs 23 Abbildung 2.10: Ergebnisse der Simulation von 0 bis Sekunden - Einfluss der Sekundärregelung In Abbildung 2.10 wird die Funktionsweise der Sekundärregelung deutlich. Es ist auch zu erkennen, dass das Rauschen durch die Primärregelung kompensiert wird, da sie deutlich schneller als die Sekundärregelung ist. Die Sekundärregelung führt die Frequenz nach 900 s auf unter -20 mhz zurück und liegt im Mittel oberhalb der für diesen Ausfall sich ergebenden Trompetenkurve. Einen Vergleich dieser Ergebnisse mit den Messwerten (vergleiche Abbildung 2.7) veranschaulicht Abbildung 2.11

30 2.7 Simulation des Regelleistungsabrufs 24 Abbildung 2.11: Vergleich der am 16. November 2006 durchgeführten Frequenzmessung [12] mit den Simulationsergebnissen Abbildung 2.11 ermöglicht einen Vergleich der Frequenzmessung am 16. November 2006 (blau dargestellt), sowie der Simulationsergebnisse (grün dargestellt). Es sind auf den ersten Blick einige Unterschiede im Verlauf erkennbar. So ist z. B. bei den Messwerten kein so großer Abbruch der Frequenz zum Zeitpunkt des Ausfalls im Vergleich zu den simulierten Daten zu erkennen. Das hängt zum einem damit zusammen, dass die Rotationsenergie für diesen Zeitpunkt nicht exakt berechenbar ist. Zum anderem sind andere mögliche Einflussfaktoren in der UCTE zu diesem Zeitpunkt nicht bekannt, z. B. Lastzustandsänderung oder weitere Ausfälle von Erzeugern oder Verbrauchern. Der weitere Verlauf der Frequenzmessung (ab 11:05), bei der der Einfluss der SRL erkennbar ist, wird sehr gut durch die Simulationsergebnisse dargestellt.

31 25 Kapitel 3 Der Sekundärregelleistungsmarkt in Deutschland 3.1 Akteure und Verantwortliche In Deutschland existieren vier geografisch definierte Regelzonen (RZ) mit respektiven Übertragungsnetzbetreibern, wie in Abbildung 3.1 dargestellt ist. Abbildung 3.1: Die vier deutschen Regelzonen mit ihrem Hauptsitz In Abbildung 3.1 sind die vier deutschen ÜNB mit ihren Hauptsitzen dargestellt. Diese sind: E.ON Netz GmbH EnBW Transportnetze AG RWE Transportnetz Strom GmbH und Vattenfall Europe Transmission GmbH. Jede RZ besteht aus mehreren Bilanzkreisen, welche wiederum aus einer beliebigen Anzahl von Verbrauchern und Erzeugern bestehen. Diese dürfen in der RZ

32 3.1 Akteure und Verantwortliche 26 beliebig gestreut sein. Nach 4 (2) StromNZV ist für jeden Bilanzkreis ein Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) zu benennen [15]. Dieser ist verantwortlich für eine ausgeglichene Bilanz zwischen Einspeisungen und Entnahmen in einem Bilanzkreis in jeder Viertelstunde und übernimmt die wirtschaftliche Verantwortung als Schnittstelle zwischen Netznutzer und ÜNB für Abweichungen in dem Bilanzkreis. Die Aufgabe des BKV besteht praktisch darin, einen möglichst zutreffenden Fahrplan für den folgenden Tag beim ÜNB anzumelden. Abweichungen von diesem gemeldeten Fahrplan werden als Ausgleichsenergien bezeichnet. Diese bilden die Basis zur Berechnung der Entgelte für den Einsatz von Regelenergie. Die Summe aller Ausgleichsenergien in einer RZ ergibt die Leistungsbilanzabweichung, welche dem Bedarf an Regelleistung entspricht (Vergleiche Abbildung 3.2). Dieser wird vom ÜNB bei den präqualifizierten SRL-Anbietern angefordert und vergütet.

33 !"#$%&'()*#($+'#$,(-'(),(.)*(/(0&1'()'#('$)2#30(!45'#$'$6)7#'$)#$/)01)2'#$+#'3)'#('$) 89'5/50-,(-$('/!9'/5'#9'5$)#()!""#$%&'()*+*)$4#!!#'5/6) 3.1 Akteure und Verantwortliche 27 ) Übertragungsnetzbetreiber Regelleistungsanbieter 1 Regelleistungsanbieter 2 Regelleistungsanbieter n n! i" 1 AE i = Leistungsbilanzabweichung = Regelleistungsbedarf Bilanzkreisabweichungen = Ausgleichsenergie AE 1 Bilanzkreisabweichungen = Ausgleichsenergie AE 2 Bilanzkreisabweichungen = Ausgleichsenergie AE n Import Import Import Import Import Import E E E E E E V V V V V V V V V BK 1 BK 2 BK n Export Export Export Export Export Export BK: Bilanzkreis; E: Erzeuger; V: Verbraucher Abbildung 3.2: Abgrenzung zwischen Bilanzkreisen, Übertragungsnetzbetreibern)!""#$%&'()*+*,) :9-5'(!,(-)!"#$%&'()2#30(!45'#$'(;)89'5/50-,(-$('/!9'/5'#9'5(),(.) und Regelleistungsanbietern [16] <'-'33'#$/,(-$0(9#'/'5() 7#') :,=-09').'$) 2>?) #$/).#') :(1'3.,(-) '#('$) 1@-3#%&$/)!,/5'=='(.'() A0&5+30('$) =B5).'() =C3-'(.'() In Abbildung D0-) 3.2 9'#1) wird8e26) schematisch 7#') :9"'#%&,(-) die Berechnung!"#$%&'() der Leistungsabweichung.'() 'F) +C$/) '51#//'3/'() AE *#(G) i,(.) :,$$+'#$,(-'() #(('5&039).'$) 2#30(!45'#$'$),(.).'() 'F) 0(/') -'1'3.'/'() "#5.) 03$) :,$-3'#%&$'('5-#'() in einer RZ dargestellt. 9'!'#%&('/6) Diese setzt 7#') sich :,$-3'#%&$'('5-#') aus dem Bilanzkreisabweichungen #$/)!,(H%&$/) '#(') oder 5'#() Ausgleichsenergien I5@J'),(.) aller 9#3.'/) Bilanzkreise.#') 20$#$) zusammen!,5) 2'5'%&(,(-) (AE i ),.'5) welche *(/-'3/') sich wiederum =B5).'() *#($0/!) aus derkc() <'-'3'('5-#'6) L#5.) '#(') M#(.'5'#($+'#$,(-) 9#30(!#'5/;) 1,$$).'5) 2>?) 9'#1) 8E2) 5'%&G ('5#$%&') :,$-3'#%&$'('5-#') Bilanz zwischen (0%&=50-'(;) Export, Import, "#5.) Erzeugung &#(-'-'() '#(') (E) und 89'5$+'#$,(-) Verbrauch 9#30(!#'5/;) (V) innerhalb "#5.) des.'1) 8E2) Bilanzkreises :,$-3'#%&$'('5-#') ergibt. Die #() nötige <'%&(,(-) Regelleistung -'$/'33/6) 7#') wirdn'"'#3#-'() von den ÜNB O5'#$') bei'5-'9'() den Regelleistungsanbietern abgerufen. $#%&) 0,$).'1)/0/$H%&3#%&'()*#($0/!)KC()<'-'3'('5-#';).#')'#(')'%&/)+&P$#403#$%&')I5@J')#$/6)7#') Q,11')033'5):,$-3'#%&$'('5-#'(;)$C"C&3)+C$#/#K'5)03$)0,%&)('-0/#K'5)E0%&=50-')#(('5G &039)'#('5)<'-'3!C(';)'5-#9/).'()<'-'3'('5-#'9'.05=6)7#'):,$-3'#%&$'('5-#'().'5)'#(!'3G ('() 2#30(!45'#$') &'9'() $#%&).09'#) /'#3"'#$') -'-'($'#/#-) 0,=6) QC1#/) 3#'-'().#') 0,=).'1) Abbildung 3.3 stellt die im Rahmen der Sekundärregelarbeit verursachten Geldflüsse zwischen 0() <'-'3'('5-#'6) BKV und7#'$') Regelleistungsanbieter D'(.'(!) "#5.) (C%&) schematisch.0.,5%&) dar. K'5$/H54/;) Die Abrechnung.0$$) '#(') :95'%&(,(-$1054/),1-'$'/!/'()M'(-'()0():,$-3'#%&$'('5-#')'#()?#'3=0%&'$)B9'5).'() M'(-'() $P$/'10/#$%&') erfolgt hierbei R(/'5G) über den C.'5) ÜNB. 89'5$+'#$,(-) Bei einem 30,/) positiven.'() 2#30(!45'#$K'5/5H-'() Regelzonensaldo (Bedarf,(/'5$0-/) an positiver Regelleistung) bekommen die überspeisenden BKV mit einem positiven Ge- #$/),(.).#') :9"'#%&,(-'() KC1) A0&5+30() $/C%&0$/#$%&) $'#() 1B$$'(6) 7'5) :95,=).'5) (C/"'(.#-'()<'-'33'#$/,(-).,5%&).'()8E2)'5=C3-/)9'#).'()<'-'33'#$/,(-$0(9#'/'5(;).#') #1):,$$%&5'#9,(-$K'5=0&5'()'#('()S,$%&30-)'5&03/'()&09'(6)) samtsaldo einen hohen Preis für ihre Ausgleichsenergie (Ausgleichspreise) vergütet 1. Die unterspeisenden BKV müssen den Preis für die nötige Regelenergie über den ÜNB an die überspeisenden BKV und Regelleistungsanbieter zahlen. Im Falle eines 1 Mittlerer EEX-Preis: 5,08 ct/kwh, mittlerer Preis für positive SRL: 7,24 ct/kwh (min) bis 11,19 ct/kwh (max) [16]

34 3.1 Akteure und Verantwortliche 28 negativen Regelzonensaldo (Bedarf an negativer Regelleistung) zahlen die Anbieter von negativer Regelleistung wenig bis gar nichts für die Regelenergie (der Regelenergiepreis hat einen negativen Wert). Die BKV mit positiver Bilanz bekommen also gar nichts oder eine geringe Vergütung für ihre Überspeisung. Diese geringe Vergütung ist in der Regel weniger als die Stromerzeugungskosten im Kraftwerk. Die unterspeisenden BKV können die in den Fahrplänen gemeldeten Stromlieferungen weiterhin erfüllen, erzeugen aber selber weniger Strom, wodurch sich ihre Kosten reduzieren. Allgemein sind die Preise für die Ausgleichsenergie bei einem positiven Regelzonensaldo höher als bei einem negativen. ja Gesamtsaldo Regelzone > 0 Nein ja Gesamtsaldo Nein ja Gesamtsaldo Nein Bilanzkreis > 0 Bilanzkreis > 0 Hohe Vergütung BKV Hohe Kosten Geringe Vergütung BKV (Geringe Kosten) SRL + Kraftwerk SRL - Kraftwerk Positive Regelleistung ist Notwendig Hohe Augleichspreise Negative Regelleistung ist Notwendig Geringe Ausgleichspreise Geldflüsse BKV macht Verlust BKV macht gewinn Abbildung 3.3: Geldflüsse im Rahmen der Sekundärregelarbeit nach [17]

35 3.1 Akteure und Verantwortliche 29 Die Kosten für die Leistungsvorhaltung werden im Rahmen der Systemdienstleistung Vorhaltung von Regelenergie durch die Stromkunden als Bestandteil der Netznutzungsentgelte getragen. Im Abbildung 3.4 wird schematisch die Kostenzuordnung für Regelleistung und -energie dargestellt. ÜNB Primärregelung Kosten für Leistung Sekundärregelung systemdienstleistung "Vorhaltung von Regelenergie" Kosten für Leistung Kosten für Arbeit Minutenreserve Kosten für Leistung Netznutzungsentgelte Ausgleichsenergie BKV mit unausgegliechener Leistungsbilanz Kosten für Arbeit Abbildung 3.4: Kostenzuordnung für die Vorhaltung und den Einsatz von Regelleistung nach [16]

36 3.2 Ausschreibungsverfahren Ausschreibungsverfahren Ausschreibungsbedingungen Für die verschiedenen Regelleistungsarten existieren jeweils eigene Märkte mit entsprechenden Ausschreibungsbedingungen. Für die Sekundärregelung gelten die folgenden im TransmissionCode 2003[18] zusammengefassten Bedingungen 2 : Jede RZ stellt das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch sicher (durch Einsatz der Sekundärregelung). Die Sekundärregelleistung wird von den Anbietern erbracht, die mit dem ÜNB vertragliche Vereinbarungen getroffen haben. Die technischen Kenngrößen der zur Bereitstellung von Sekundärregelleistung vorgesehenen technischen Einheiten (Regelparameter, Regelgeschwindigkeit, etc.) werden in Präqualifikationen nachgewiesen. In der Vorplanungsphase, d. h. bis 17:00 Uhr eines Arbeitstages bzw. am letzten Arbeitstag, der vor einem Wochenende bzw. einem Feiertag liegt, teilen die vertraglich verpflichteten Anbieter den betreffenden ÜNB für alle Tage bis inklusive des nächsten Arbeitstages die technischen Einheiten mit, aus denen sie die vertraglich vereinbarte Sekundärregelleistung für sie oder andere ÜNB bereitstellen. Der ÜNB ruft von den Anbietern die nötige Sekundärregelleistung ab. Die Auswahl erfolgt nach dem Grundsatz minimaler Kosten, gesicherter Leistungsvorhaltung und den Belangen der betrieblichen Netzsicherheit. Die aktuelle Anforderung von Sekundärregelleistung erfolgt ggf. erst nach Aktivierung durch den ÜNB direkt durch den automatischen Leistungs-Frequenzregler des ÜNB über die direkte informationstechnische Anbindung der Kraftwerke, für die die Erbringung vertraglich vereinbart ist. 2 Im Anhang A.2 befindet sich zur Übersicht die vollständige Liste

37 3.2 Ausschreibungsverfahren Präqualifikation Jeder Anbieter, der Sekundärregelleistung anbieten will, muss sich dafür präqualifizieren. Dies gilt als Nachweis, dass er die zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit erforderlichen Anforderungen erfüllt. Die aus Sicht der Mikro-KWK-Betreiber besonders wichtigsten sind zusammengefasst folgende: Technische Voraussetzungen [19] Einspeiseort: Für jede technische Einheit muss der Einspeiseort (Einspeiseknoten) und der dazugehörige ÜNB angegeben werden. Das ist für die Mikro-KWK-Anlagen nur mit sehr hohen Aufwand möglich, da sie räumlich verstreut sind. Verfügbares Sekundärregelband pro Erzeugungseinheit: Jede beteiligte technische Einheit muss mindestens ein Sekundärregelleistungsband von 30 MW aufweisen. Dieses Kriterium wird von Mikro-KWK-Anlagen nicht erfüllt. Durch Pooling ist es jedoch möglich, mehrere kleine Anlagen zu einer großen zusammen zu fassen. Leistungsgradient: Es muss eine Leistungsänderungsgeschwindigkeit von 2 % pro Minute der Nennleistung möglich sein. Die gesamte vom Anbieter vorgehaltene SRL muss im Bedarfsfall vollständig in maximal fünf Minuten erbrachte werden können. Die in dieser Arbeit betrachtete KWK-Anlage kann innerhalb von fünf Minuten Strom liefern. Nutzungshäufigkeit: Erzeugungseinheiten, die unter dem Sekundärregler betrieben werden, müssen in der Lage sein, kontinuierlich die vom zentralen Sekundärregler geforderte Regelleistung zu erbringen. Dies gilt auch im Falle der Regelrichtungsumkehr. Dieses erfordert eine gute Prognosefähigkeit über die Einsetzbarkeit von Mikro- KWK-Anlagen zur Bereitstellung von SRL. Arbeitsverfügbarkeit: Energieerzeugungseinheiten müssen während des angebotenen Zeitraums in der Lage sein, die kontrahierte Sekundärregelleistung tatsächlich zu erbringen (100 % Arbeitsverfügbarkeit).

38 3.2 Ausschreibungsverfahren 32 Aufgrund der niedrigen thermischen Nachfrage im Sommer ist es schwer bei einer Ausschreibungsperiode von einem halben Jahr hundertprozentige Arbeitsverfügbarkeit zu garantieren. Unabhängig von der Ausschreibungsperiode hängt diese Bedingung von der Prognosefähigkeit über die Einsetzbarkeit von Mikro-KWK-Anlagen ab. Informationstechnische Voraussetzungen Informationstechnische Voraussetzungen [19] stellen ein großes Problem für Mikro- KWK-Anlagen dar, da diese mit hohen Kosten verbunden sind. In dieser Arbeit werden die verschiedenen Techniken zur Anbindung von Mikro-KWK-Anlagen zum virtuellen Kraftwerke nicht berücksichtigt, weswegen hier nicht weiter auf die Voraussetzung eingegangen wird. Es ist voraussehbar, dass in der Zukunft diese Anforderungen etwas herabgesetzt werden, so dass es für Mikro-KWK-Betreiber kostengünstiger möglich wird, die Anlagen informationstechnisch anzubinden (vergleiche Kapitel 3.4). In Tabelle 3.1 sind die wichtigsten Voraussetzungen und die Bewertung hinsichtlich der Mikro-KWK-Anlagen zusammengefasst.

39 3.3 Verfügbare Daten über den Einsatz von Regelleistung 33 Tabelle 3.1: Zusammenfassung der wichtigsten technischen Voraussetzungen zur Präqualifikation von Sekundärregelleistungsanbietern Voraussetzung Bewertung Einspeiseort Problem Sekundärregelleistungsband nur im Verbund möglich Leistungsgradient kein Problem Aktivierungsgeschwindigkeit kein Problem Nutzungshäufigkeit kein Problem Arbeitsverfügbarkeit Erfordert eine gute Prognose über das Potenzial Abrufen von Sekundärregelleistung Im Falle eines Ausfalls wird die Sekundärregelleistung nach der Angebotskurve für den Arbeitspreis vom Zentralregler des ÜNB abgerufen. 3.3 Verfügbare Daten über den Einsatz von Regelleistung Nach 6 (1) StromNZV vom 25. Juli 2005 sind die ÜNB verpflichtet, die verschiedenen Regelprodukte im Rahmen einer gemeinsamen Ausschreibung über eine Internetplattform zu beschaffen. Bis Februar 2007 stand auf der gemeinsamen Internetseite der vier ÜNB dass sich die gemeinsame Ausschreibungsplattform für die Sekundärregelprodukte noch im Aufbau befindet. Jeder ÜNB publiziert auf seiner Internetseite momentan das viertelstündliche Bilanzsaldo seiner RZ. Unter der Annahme, dass die Minutenreserve sehr selten abgerufen wird [20], ist das Bilanzsaldo gleich dem Einsatz von SRL [2]. Diese Annahme wird bestätigt durch die in Abbildung 3.5 und Abbildung 3.6 dargestellten Rasterdiagramme für den Einsatz von Minutenreserve bei den vier ÜNB für das erste Halbjahr Dabei ist RWE der ÜNB, der mit etwa 8,5 % der betrachteten Zeit am häufigsten Minutenreserve einsetzt. Bei den anderen ÜNB ist es deutlich weniger.

40 3.3 Verfügbare Daten über den Einsatz von Regelleistung 34 Abbildung 3.5: Einsatz von Minutenreserve in der Regelzone Vattenfall und EnBW für das erste Halbjahr 2006 [16]

41 3.3 Verfügbare Daten über den Einsatz von Regelleistung 35 Abbildung 3.6: Einsatz von Minutenreserve in der Regelzone RWE und E.ON für das erste Halbjahr 2006 [16]

42 3.3 Verfügbare Daten über den Einsatz von Regelleistung 36 Vergleicht man dagegen die Bilanzsaldi der vier ÜNB im Jahr 2006 (Abbildung 3.7 bis Abbildung 3.10), so wird deutlich, dass es selten Viertelstunden gab, in dennen die Bilanz ausgeglichen war (in Weiss dargestellt). Dieses Ungleichgewicht wird im Wesentlichen durch den Einsatz von SRL kompensiert. Uhrzeit Leistung in MW Abbildung 3.7: Bilanzsaldo im Gebiet Vattenfall 2005 Uhrzeit Leistung in MW Abbildung 3.8: Bilanzsaldo im Gebiet EnBW 2005 Student Version of MATLAB

43 3.3 Verfügbare Daten über den Einsatz von Regelleistung 37 Uhrzeit Leistung in MW Abbildung 3.9: Bilanzsaldo im Gebiet RWE 2005 Uhrzeit Leistung in MW Abbildung 3.10: Bilanzsaldo im Gebiet E.ON 2005 Student Version of MATLAB In Abbildung 3.7 bis Abbildung 3.10 ist das Bilanzsaldo der vier ÜNB für das Jahr 2005 als Rasterdiagramm dargestellt. Die gelb-rötlichen Farben weisen auf eine positive Bilanz (positive SRL nötig) und die blauen auf eine negative Bilanz (negative SRL nötig). Es ist zu erkennen, dass in der RZ von E.ON starke systematische Über- und Unterspeissung gab. Im Gegensatz dazu traten im Netzgebiet von RWE fast ausschließlich zufällige Abweichungen auf.

44 3.4 Ausblick in die Zukunft des SRL-Marktes Ausblick in die Zukunft des SRL-Marktes (nach [21]) Die BNetzA versucht den Wettbewerb des SRL-Marktes zu fördern. Um die Transparenz und Attraktivität des SRL-Marktes zu erhöhen sind folgende Überlegungen im Gespräch: 1. Einbindung eines Anbieters in die Regelung: Die Anforderungen an die Verbindung zwischen ÜNB und SRL-Anbieter soll reduziert werden. Diese Verbindung kann z. B. mittels Standardfestverbindungen erfolgen, was keine Marktzutrittsbarriere darstellt. Des Weiteren ist der Anbieter für die Verteilung der Regelsignale zwischen einer Zentralstelle (mit dem Regler des ÜNB verbunden) und den einzelnen Anlagen verantwortlich. Dadurch wird auch das Pooling erleichtert. 2. Ausschreibung Der Ausschreibungszeitraum für den Bedarf an SRL soll übergangsweise auf einen Monat festgelegt werden. Langfristig wird eine tägliche Ausschreibung angestrebt. 3. Ausschreibungszeitpunkt Die Ausschreibung soll mindestens 10 bis 12 Tage vor Beginn des Ausschreibungszeitraums durchgeführt werden. 4. Zeitscheiben Es werden zwei Zeitscheiben definiert, um mehr Flexibilität in den Markt einzubringen. Die Hauptzeit ist an Werktagen zwischen 8 Uhr und 20 Uhr. 5. Kernanteil Als Kernanteil wird die Regelleistung bezeichnet, die innerhalb der eigenen RZ angeboten wird. Dieser wird auf 2/3 des Bedarfs an Sekundärregelenergie festgelegt, d. h. 1/3 des Bedarfs darf von Anbietern anderer Regelzonen bereitgestellt werden. 6. Vergabe und Abruf Die Zuschlagserteilung und der Abruf von SRL hat ausschließlich nach dem Leistungspreis zu erfolgen. Dadurch folgen Abruf und Leistungsvorhaltung einer einzigen Merit Order, die sich an dem Leistungspreis orientiert. Der ent-

45 3.4 Ausblick in die Zukunft des SRL-Marktes 39 sprechende Arbeitspreis wird im Gegensatz zur bisherigen Praxis an den Spotmarktpreis der EEX gekoppelt. 7. Mindestangebotsgröße Die Mindestangebotsgröße soll auf ±10 MW festgelegt werden. Des Weiteren ist ausdrücklich das Pooling erlaubt, d. h., dass mehrere Leistungserbringer sich als ein Anbieter zusammen schließen können, um Zugang zum Markt zu haben 8. Transparenz Es sollen folgende Daten im Internet veröffentlicht werden: abgerufene SRL Liste aller Angebote des Vortages (anonymisiert) mit u. a. Informationen über Angebotsleistung, Leistungspreis und Arbeitspreis.

46 40 Kapitel 4 Bewertungsmethode und Simulation Im vorliegenden Kapitel wird eine Bewertungsmethode zur Untersuchung des Potenzials für die Bereitstellung von SRL durch Mikro-KWK-Anlagen vorgestellt. Grundlage dieser Methode ist eine an der FfE entwickelte KWK Simulation in Matlab/Simulink. Zunächst werden verschiedene Gebäude definiert und es wird für jedes ein Heizwärmelastgang auf Basis des Testreferenzjahr (TRY) [22] generiert. Diese Daten wurden in die Simulation eingespeist und mit verschiedenen großen Pufferspeichern simuliert. Daraus ergeben sich die notwendigen Daten, um das Potenzial zur Bereitstellung von SRL zu berechnen. Anschließend werden Angebotsblöcke definiert, die eine Bewertung ermöglichen, wann und wie lange es möglich ist, mit einer spezifischen Konstellation SRL anzubieten. Dadurch wird das virtuelle Kraftwerk im Hinsicht auf die anzubietende SRL beschrieben. Abbildung 4.1 gibt einen Überblick über die Vorgehensweise. Haus-Typ Klimazone Gebäude TRY Lastgänge 216 KWK 3 Simulation Potenzial- Regelungsset 3 Objekte Analyse Speicher Kapazität Virtuelles Kraftwerk 1 Abbildung 4.1: Bewertungsmethode

47 4.1 Gebäude und Heizwärmelastgänge Gebäude und Heizwärmelastgänge Wie in Abbildung 4.1 dargestellt, wird ein Gebäude durch folgende drei Parameter beschrieben: Haustyp, Klimazone und Regelungsset. Es wurden insgesamt acht verschiedene Häusertypen, drei verschiedene Klimazonen und drei verschiedene Regelungssets benutzt, welche nachfolgend erläutert werden. Haustyp: Es wurden folgende Haustypen für die Generation der Lastgänge gewählt: Haus 1: 8-Familienhaus, Saniert Haus 2: 8-Familienhaus, Altbau Haus 3: 10-Familienhaus, Neubau EnEV 2002 Haus 4: 10-Familienhaus, Saniert Haus 5: 12-Familienhaus, Neubau WSchV 95 Haus 6: 12-Familienhaus, Saniert Haus 7: 12-Familienhaus, Altbau Haus 8: 14-Familienhaus, Neubau WSchV 95 Klimazonen: gewählt: In Anlehnung an das TRY 1 [22] wurden folgende Klimazonen (K) K 1: Zone 3, Hamburg, Hannover K 2: Zone 7, Kassel K 3: Zone 13, München 1 Siehe Anhang A.2

48 4.1 Gebäude und Heizwärmelastgänge 42 Regelungsprofil: Des Weiteren wurden drei verschiedene Regelungsprofile (R) definiert. Diese sind in Tabelle 4.1 spezifiziert. Tabelle 4.1: Regelungsprofile R Solltemperatur Tag Nacht Nachtabsenkung Spar 21 C 18 C 19-6 Uhr Normal 22 C 19 C 20-5 Uhr Verbrauch 23 C 19 C 22-5 Uhr Mit Hilfe eines an der FfE entwickelten Programms [23] zum Generieren von synthetischen Heizwärmelastgängen wurde für jedes Gebäude sein respektiver Heizwärmelastgang generiert. Insgesamt wurden 72 Gebäude betrachtet. Mit folgenden Pufferspeichern (PS) wurden insgesamt 216 Objekte simuliert: PS 1: 1000 l PS 2: 1500 l PS 3: 2000 l Für die Simulation wurde die Version 1.2 der KWK-Simulation verwendet. Da diese im Normalfall sehr komplex ist und viele für diese Aufgabe unnötige Daten generiert, wurden viele Ausgangssignale deaktiviert. Somit war es möglich, ein Jahr in vertretbarer Zeit zu simulieren. Abhängig vom jeweiligen PC dauerte die 1 Jahres- Simulation zwischen 20 und 24 Stunden. Die Outputdaten sind folgende Datenreihen für ein Jahr mit eine Schrittweite von 15 Min: Thermische Leistung des Spitzenlastkessels (SLK), P th,slk Thermische Leistung des KWK-Moduls, P th,kw K Elektrische Leistung des KWK-Moduls, P el,kw K Maximal zulässige Energie im PS, Q P S,max Im PS gespeicherte Energie, Q P S,ist

49 4.2 Potenzial für die Bereitstellung von SRL 43 Die im PS gespeicherte Energie Q P S (T ) ist eine Funktion der Temperatur im PS (siehe Gleichung 4.1), welcher aus mehreren Schichten unterschiedlicher Temperatur besteht. Vereinfachend wird die mittlere Temperatur des Speichers (T ) für die Berechnung der Energie verwendet. Bei einer Temperatur von T 0 = 0 C ist der Speicher entladen. Die maximal zulässige Temperatur ist 65 C [24]. Folgende Gleichung stellt die Beziehung zwischen Temperatur und Energie im PS dar: Q P S (T ) = ρ(t ) c P V (T T 0 ) (4.1) mit: ρ(t ): temperaturabhängige Dichte des Wassers c P : spezifische Wärmekapazität von Wasser V : Volumen des Pufferspeichers 4.2 Potenzial für die Bereitstellung von SRL Als zeitliches Potenzial zum Zeitpunkt t wird die maximal mögliche Zeit P ot(t), die eine KWK-Anlage im ununterbrochenen Betrieb noch laufen kann, bezeichnet. Das heißt, dass zu einem bestimmten Zeitpunkt t die Anlage, ohne sie auszuschalten, die Zeit P ot(t) im Betrieb sein kann, ohne dabei die Sicherheitskriterien wie maximal zulässige Vor- und Rücklauftemperatur zu verletzen. Das entscheidende Kriterium dabei ist die thermische Beladung des Pufferspeichers. Erreicht der PS eine bestimmte Temperatur, so kann die KWK-Anlage nicht ausreichend gekühlt werden und muss aus Sicherheitsgründen ausgeschaltet werden. Es wird davon ausgegangen, dass KWK-Anlagen, die SRL anbieten sollen, eine dafür konzipierte Regelung besitzen. Aus diesem Grund ist die Betrachtung des zeitlichen Potenzials besonders interessant, weil es impliziert, wie lange und zu welchen Zeitpunkten es möglich ist, SRL anzubieten. Statisches Potenzial Für jeden Simulationsschritt wird die Zeit berechnet, die die KWK-Anlage braucht, um den PS bis zum Maximum thermisch zu beladen (Q P S,max = Q P S (65 C)). Die thermische Leistung der KWK-Anlage wird dabei als konstant angenommen und ist gleich der Nennleistung (P th,kw K = P N,th,KW K ). Das statische Potenzial P ot st zum Zeitpunk t berechnet sich wie folgt: P ot st (t) = Q P S,max(t) Q P S,ist (t) P KW K,th (4.2)

50 4.2 Potenzial für die Bereitstellung von SRL 44 Dynamisches Potenzial Das statische Potenzial ist nur eine grobe Abschätzung des Potenzials, da in der Regel die Wärmelast der Gebäude gut prognostizierbar ist und diese nicht berücksichtigt wird. Mit diesem Hintergrund wurde diese Betrachtung auf das dynamische Potenzial erweitert. Der wesentliche Unterschied zum statischen Potenzial liegt darin, dass bei dem dynamischen Potenzial davon ausgegangen wird, dass der Wärmebedarf des Gebäudes in der Zukunft bekannt ist. In den Fällen, in denen die thermische Leistung der KWK-Anlage kleiner als der Wärmebedarf ist, entlädt sich der Speicher nur bis zu einem definierten Minimum, weil angenommen wird, dass der SLK die Deckungslücke übernimmt. Als minimale zulässige Speicherenergie wird das Minimum der Ist- Speicher Energie bei wärmegeführter Fahrweise im Jahr definiert (min(q P S,ist )). Für die Berechnung des dynamischen Potentials werden folgende Annahmen getroffen: Die maximale PS-Energie Q P S,max ist konstant. Die Heizwärmelast Q Last (t) ist in der Zukunft bekannt. Die minimale PS-Energie Q P S,min = min(q P S,ist ) bei wärmegeführter Fahrweise. Für jeden Zeitpunkt t wird die Zeit berechnet, die die KWK-Anlage braucht, um die thermische Energie im PS bis zum Maximum anzuheben. Dafür wird im jeden Zeitschritt t das kleinste n gefunden, bei der folgende Ungleichung erfüllt wird: Q max Q ist (t) + Zeitschritt n (P KW K,th P Last (t + n)) (4.3) i=1 Abbildung 4.2 gibt einen Überblick über die Berechnung des dynamischen Potenzials. Das vollständige Schema des Algorithmus zeigt Abbildung A.3.

51 4.2 Potenzial für die Bereitstellung von SRL 45 Q Q max Q ist Q min t 1 t 2 t 3 t 4 t Pot(t 1 ) P P th,hw-last P th,kwk t 1 t 2 t 3 t 4 t Abbildung 4.2: Berechnung des dynamischen Potenzials In Abbildung 4.2 wird schematisch der Verlauf der PS-Energie Q ist und der Leistungen P th,hw Last (Heizwärmelast) und P th,kw K (thermische Leistung der KWK- Anlage) dargestellt. Zum Zeitpunkt t 1 wird das dynamische Potenzial P ot(t 1 ) ermittelt. Im folgenden werden die verschiedenen Abschnitte der Graphik erläutert. t 1 bis t 2 : In diesem Abschnitt ist P th,hw Last größer als P th,kw K, wodurch sich der PS entlädt (Q ist wird kleiner). t 2 bis t 3 : Zum Zeitpunkt t = t 2 erreicht der PS allerdings das Minimum und der SLK übernimmt das Versorgungsdefizit. t 3 bis t 4 : Zum Zeitpunkt t 3 sinkt die Last unterhalb der KWK-Last und der PS lädt sich thermisch bis zum Zeitpunkt t 4 voll auf. Aus Sicherheitsgründen

52 4.3 Angebotsblöcke 46 muss die KWK-Anlage zu diesem Zeitpunkt außer Betrieb genommen werden. Die Zeit zwischen t 1 und t 4 entspricht dem dynamischen Potenzial P ot(t 1 ) zum Zeitpunkt t 1. Im weiteren Verlauf dieser Arbeit wird nur das dynamische Potenzial betrachtet, es wird dann von Potenzial gesprochen. Wird das Potenzial für einen bestimmten Zeitpunkt ermittelt und erfolgt ein Abruf zu diesem Zeitpunkt, so ändern sich die vor dem Abruf berechneten Potenziale für alle zukünftige Zeitpunkte. Das Potenzial muss nach jedem Abruf neu berechnet werden, da die Speicherbeladung und -entladung im Fall eines Abrufs anders als ohne Abruf verläuft. Die isolierte Betrachtung des Potenzials kann das virtuelle Kraftwerk nicht im Bezug auf SRL beschreiben. Im Kapitel 5.2 wird dieses anhand der Ergebnisse verdeutlicht. Auf Grund dessen ist es notwendig, Angebotsblöcke zu definieren. 4.3 Angebotsblöcke Um die anzubietende SRL für das gesamte virtuelle Kraftwerk darstellen zu können, wurde die Anzahl der Halbjahre, Anzahl der Quartale, Anzahl der Monate, Anzahl der Wochen, Anzahl der Tage, Anzahl der 4 Stunden-Blöcke und Anzahl der Stunden in denen das Anbieten von SRL ununterbrochen möglich ist, für jede Variante separat ausgerechnet und untersucht. Hierbei wurde in der Stunde Null im simulierten Jahr angefangen und es wurde geprüft, ob für den nächsten Zeitblock die KWK-Anlage durchgehend laufen könnte.

53 4.3 Angebotsblöcke 47 Durch die Betrachtung dieser Angebotsblöcke wird das virtuelle Kraftwerk in Hinsicht auf die anzubietende SRL beschrieben, da diese sowohl eine Aussage über die zur Verfügung stehende Leistung, als auch über die Zeit, in der diese Leistung abgegeben werden kann, geben. Es ist darüber hinaus möglich, die verschiedenen Objekte untereinander zu vergleichen und die wesentlichen Einflussparameter auf die anzubietende SRL zu erkennen.

54 48 Kapitel 5 Auswertung der Ergebnisse Aus den Resultaten der 216 beschriebenen Jahressimulationen werden hier die Ergebnisse der Potenzialbewertung und der Angebotsblöcke anhand von drei Beispielobjekte dargestellt. Anschließend werden die Einflussparameter für das Potenzial erläutert. Die vollständigen Ergebnisse befinden sich auf der beiliegenden CD unter dem Verzeichnis KWK Simulation, und sind dort als Matlab structure gespeichert. Eine Erklärung des Aufbaus dieser Datei und die GUI zur graphischen Darstellung der Ergebnisse befinden sich im Anhang A.5.2 auf Seite Beispielobjekte Es wurden folgende drei Objekte definiert. Die Objekte unterscheiden sich jeweils durch unterschiedlichen Pufferspeicher, Klimazone, Haustyp und Regelungsset: Beispielobjekt 1: 10 Familienhaus (saniert) in München mit Regelungsset 2 und l Pufferspeicher Beispielobjekt 2: 12 Familienhaus (Altbau) in Hamburg mit Regelungsset 3 und l Pufferspeicher Beispielobjekt 3: 10 Familienhaus (EnEV 02) in Kassel mit Regelungsset 1 und l Pufferspeicher Jedes Gebäude wird durch seinem Heizwärmelastgang beschrieben. Für jedes der drei Beispielobjekte ist die Jahresdauerlinie und die Jahresenergie in Abbildung 5.1 dargestellt.

55 5.2 Potenzial der Beispielobjekte 49 Abbildung 5.1: Jahresdauerlinie und Jahresenergie des Heizwärmebedarfs für Beispielgebäude In Abbildung 5.1 ist zu erkennen, dass das Beispielgebäude 2 (12 Familienhaus, Altbau) den größten Jahresheizwärmebedarf hat. Beispielgebäude 3 (10 Familienhaus, EnEV 02) hat hingegen den kleinsten Jahresheizwärmebedarf. Auch die Form der geordneten Jahresdauerlinie unterscheidet sich leicht, was auf die anderen Parameter Klimazone und Regelungsset zurückzuführen ist. 5.2 Potenzial der Beispielobjekte Nach der Simulation mit den jeweiligen Pufferspeichern ergeben sich die in Abbildung 5.2 bis Abbildung 5.4 dargestellten Verläufe für das Potenzial. Zur besseren Übersicht sind auch der Heizwärmelastgang und die Anzahl der Wochen-, Tage- und Vierstunden-Blöcke, in denen das Anbieten von SRL möglich ist, eingetragen.

56 5.2 Potenzial der Beispielobjekte 50 Anzahl Wochen: 21 Anzahl Tage: 163 Anzahl 4h: 1120 Abbildung 5.2: Heizwärmebedarf und Potenzialverlauf für das Beispielobjekt 1

57 5.2 Potenzial der Beispielobjekte 51 Anzahl Wochen: 27 Anzahl Tage: 192 Anzahl 4h: 1452 Abbildung 5.3: Heizwärmebedarf und Potenzialverlauf für das Beispielobjekt 2

58 5.2 Potenzial der Beispielobjekte 52 Anzahl Wochen: 1 Anzahl Tage: 10 Anzahl 4h: 595 Abbildung 5.4: Heizwärmebedarf und Potenzialverlauf für das Beispielobjekt 3

59 5.2 Potenzial der Beispielobjekte 53 In Abbildung 5.2 bis Abbildung 5.4 ist zu erkennen, dass mit zunehmendem Heizwärmebedarf das Potenzial steigt. Für das Beispielobjekt 2 liegt das Potenzialmaximum bei knapp 200 Tagen und die Anzahl der anzubietenden Wochenblöcke bei 27. Für das Objekt 3 liegt hingegen maximal ein Potenzial von 10 Tagen vor und erfüllt nur einen Wochenblock. Der untere Teil der Grafik ist ein Ausschnitt der Woche 20 bis 35. Hier ist der Verlauf des Potenzials im Sommer besser zu erkennen. Für alle Objekte fällt der Potenzialverlauf mit einer Steigung von -1 d/d oder steigt sprunghaft. Zum Beispiel ist in Abbildung 5.3 zu sehen, dass das Beispielobjekt 2 ein Potenzial in der ersten Woche von ungefähr 115 Tagen hat, was in etwa 16 Wochen entspricht. Ab der 16. Woche ist das Potenzial für dieses Objekt ausgeschöpft. Des Weiteren ist auch zu erkennen, dass die Sprünge im Potenzialverlauf zu unterschiedlichen Zeiten auftreten. Um diese Charakteristik für das gesamte virtuelle Kraftwerk zu erkennen ist in Abbildung 5.5 die Summe aller 216 Potenziale gezeichnet. Abbildung 5.5: Summe des dynamischen Potenzials für alle Objekte

60 5.3 Angebotsblöcke 54 Im Abbildung 5.5 ist die Summe der Potenziale aller 216 Objekte eingetragen. Bei diese Darstellung ist nur der qualitative Verlauf von Interesse, da hieraus saisonale Effekte erkennbar sind. Der quantitative Verlauf sagt nichts über die zur Verfügung stehende Leistung aus und ist deswegen für die Beschreibung des virtuellen Kraftwerks ohne Bedeutung. Der untere Teil der Grafik ist ein Ausschnitt der Woche 20 bis 35 und verdeutlicht, dass im Sommer das Potenzial einiger Anlagen nicht Null, aber im Vergleich mit kalten Tagen sehr gering, ist. 5.3 Angebotsblöcke Um einen besseren Überblick zu bekommen, wird in Abbildung 5.6 der Prozentsatz der Anlagen dargestellt, die in dem entsprechenden Zeitintervall ein Potenzial für diesen Zeitraum besitzen. Grundlage dafür sind die verschiedenen Angebotsblöcke. Betrachtet man das Halbjahrespotenzial (das Potenzial für einen Angebotsblock von einem halben Jahr) in Abbildung 5.6, so stellt man fest, dass keine Anlage diese Bedingung erfüllt. Keine Anlage ist also in der Lage, zu Beginn des ersten oder zweiten Halbjahres 6 Monate lang im ununterbrochenen Betrieb zu sein. Zu Beginn des Quartals kann festgestellt werden, dass es es für etwa 60 % der Anlagen möglich ist in dem laufenden Quartal ununterbrochen in Betrieb zu sein. Bei der Monats-, Wochen-, Tages-, Vierstunden- und Stundenbetrachtung erkennt man eine starke saisonale Abhängigkeit des Potenzials. An den kälteren Tagen des Jahres ist es möglich, SRL innerhalb dieser Angebotsblöcke anzubieten. Erst bei der Stundenbetrachtung ist es möglich, SRL auch in Sommer anzubieten. Es ist deutlich zu erkennen, dass je kleiner der Angebotsblock ist, desto mehr Blöcke vorhanden sind in denen das Anbieten möglich ist, und desto mehr Anlagen es gibt, die in diesen Blöcken anbieten können. Um dieses Verhalten zu beschreiben wurde der Füllungsfaktor definiert, wie in Abbildung 5.7 dargestellt.

61 5.3 Angebotsblöcke 55 Abbildung 5.6: Prozentsatz der Anlagen mit Potenzial für die verschiedenen Zeiträume

62 5.4 Einflussgrößen auf das Potenzial 56 Abbildung 5.7: Füllungsfaktor bei den verschiedenen Angebotsblöcken Der Füllungsfaktor in Abbildung 5.7 ist das Integral über dem jeweiligen Angebotsblock (vergleiche Abbildung 5.6) dividiert durch die Gesamtfläche. Er zeigt den Zusammenhang zwischen Angebotsblock und anzubietender SRL. Betrachtet man den Halbjahres-Angebotsblock, so ist ersichtlich, dass der Füllungsfaktor 0 % beträgt. Bei der Tagesbetrachtung ist es etwa 40 %. Das Maximum liegt bei der Stundenbetrachtung über 70 %. Der Füllungsfaktor entspricht jedoch nicht der durch den Einsatz von Mikro- KWK-Anlagen in der SRL eingesetzten Energie. 5.4 Einflussgrößen auf das Potenzial Abgesehen vom saisonalen Einfluss und der Wahl des Angebotsblocks hängt das Potenzial auch von weiteren Faktoren wie Haustyp, Klimazone, Regelungsprofil und Pufferspeichergröße ab. Da in dieser Arbeit nur ein KWK-Modul untersucht wurde, werden mögliche Effekte von anderen Modulen nicht berücksichtigt. Dies wäre insbesondere interessant, wenn diese modulieren können.

63 5.4 Einflussgrößen auf das Potenzial 57 In Abbildung 5.8 sind einzeln für das Haus 1 (8 Familienhaus, saniert), Haus 3 (10 Familienhaus, EnEV 02), Haus 5 (12 Familienhaus, Neubau) und Haus 7 (12 Familienhaus, Altbau) diejenigen Anlagen in Schwarz eingetragen, die den jeweiligen Wochenangebotsblock erfüllen können. Jedes Haus wurde jeweils mit drei Pufferspeichern, drei Klimazonen und drei Regelungsprofilen simuliert. In Abbildung 5.8 ist zu erkennen, dass die Speichergröße kaum einen Einfluss auf das Potenzial hat. Die Klimazone und das Regelungsprofil haben dabei einen kleinen Einfluss. Ausschlaggebend bei dieser Betrachtung ist der Haustyp. Es fällt besonders auf, dass ein 10-Familienhaus nach EnEV 02 (Haus 3) nur selten ein Potenzial von einer Woche aufweist. Im Gegenteil dazu, weist ein 12-Familienhaus (Altbau) viel häufiger ein Potenzial von mehr als eine Woche auf. In Abbildung 5.9 sind für das Haus 1, Haus 3, Haus 5 und Haus 7 ähnlich wie in Abbildung 5.8 diejenigen Anlagen dargestellt (in Schwarz), die bei einem Angebotsblock von einer Stunde Potenzial aufweisen. In Abbildung 5.9 fällt auf, dass im Vergleich zur Wochenbetrachtung die Wahl des Hauses keinen großen Einfluss auf das Potenzial hat. Viel mehr Einfluss hat dabei die Wahl des Pufferspeichers. Bei allen vier Häuser ist zu erkennen, dass es im Falle des Pufferspeicher Nr. 3 (2.000 l) mehr Stunden im Jahr gibt, in denen das Anbieten von SRL möglich ist. Der Einfluss der Klimazone und des Regelungssets ist auch erkennbar, obwohl er wesentlich geringer ist. Zum Beispiel ist im Haus 1 mit Pufferspeicher Nr. 2 zwischen den Stunden und zu erkennen, dass bei Klimazone 1 ein höheres Potenzial besteht als bei Klimazone 3. Das Potenzial der der Klimazone 1 steigt auch durch den Einfluss der drei verschiedenen Regelprofile. Bei dem Regelprofil 1 ist es am geringsten und beim Regelprofil 3 am größten. Dieses Verhalten spiegelt sich für allen anderen dargestellten Konstellationen wieder.

64 5.4 Einflussgrößen auf das Potenzial 58 PS K R Abbildung 5.8: Potenzial der Häuser 1, 3, 5 und 7 für Angebotsblöcke von einer Woche für die verschiedenen Pufferspeicher (PS), Klimazonen (K) und Regelprofile (R)

65 5.4 Einflussgrößen auf das Potenzial 59 PS K R Abbildung 5.9: Potenzial der Häuser 1, 3, 5 und 7 für Angebotsblöcke von einer Stunde für die verschiedenen Pufferspeicher (PS), Klimazonen (K) und Regelprofile (R)

66 5.5 Überprüfung des Potenzials Überprüfung des Potenzials Um zu überprüfen, ob die einzelnen Anlagen entsprechend des berechneten Potenzials tatsächlich ununterbrochen in Betrieb sein können, wurde dieser Dauerbetrieb anhand der drei im Kapitel 5.1 definierten Beispielobjekte simuliert (vergleiche Abbildung 5.10 bis Abbildung 5.12). Es wurde eine übergeordnete SRL- Regelung in der Systemsteuerung der KWK-Simulation implementiert. Nur die Sicherheitsabschaltungskriterien führen zu einer Abschaltung. Da die Systemsteuerung der KWK-Simulation nicht optimal für den SRL-Betrieb angepasst ist, ist zu erwarten, dass sich die Simulation im Sekundenbereich anders verhält als angenommen. Aus diesem Grund wurde hier mit einer Simulationsschrittweite von 15 Sekunden simuliert. Die Ergebnisse in Abbildung 5.10 bis Abbildung 5.12 werden als 15 Minuten Mittelwerte dargestellt. Regelvorgabe: AN AUS Abbildung 5.10: Überprüfung der Bereitstellung von SRL durch die KWK- Anlage im Beispielobjekt 1 Abbildung 5.10 zeigt die thermische Leistung der KWK-Anlage des Beispielobjekts 1 für die ersten 15 Wochen des Jahres. Die blaue Linie ist das für diese Zeit

67 5.5 Überprüfung des Potenzials 61 berechnete Potenzial und die rote die thermische Leistung der KWK-Anlage, normiert auf die Nennleistung (P th,n = 12, 5 kw). Die Vorgabe der SRL-Regelung war in diesem Fall, zwischen der 1. und 12. Woche positive SRL zu liefern. Es ist zu erkennen, dass die KWK-Anlage thermische Leistung für die Zeit der 1. bis 12. Woche abgeben kann, obwohl die Anlage, bedingt durch die unangepasste Regelung, in diesem Bereich vereinzelt taktet. Die Vorgabe der Regelung wird in diesem Fall erfüllt. AUS Regelvorgabe: AN AUS Abbildung 5.11: Überprüfung der Bereitstellung von SRL durch die KWK- Anlage im Beispielobjekt 2 Abbildung 5.11 zeigt ein ähnliches Verhalten der KWK-Anlage des Beispielobjekts 2. In diesem Fall war die Vorgabe der SRL-Regelung zwischen der 2. und 16. Woche positive SRL zu liefern. Es ist zu erkennen, dass sich etwa ab der 15. Woche die KWK-Anlage kurzzeitig ausschaltet, erkennbar am Einbruch der thermische Leistung der KWK-Anlage. Auch dieses Verhalten ist auf die unangepasste Regelung zurückzuführen. Energetisch gesehen spielt es kaum eine Rolle, da die nicht bereitstellbare Energie gegenüber der insgesamt bereitstellbaren Regelenergie sehr gering ist.

68 5.5 Überprüfung des Potenzials 62 AUS AN Regelvorgabe: AUS Abbildung 5.12: Überprüfung der Bereitstellung von SRL durch die KWK- Anlage im Beispielobjekt 3 Abbildung 5.12 zeigt das Verhalten der KWK-Anlage, sobald die Regelung, nicht in Übereinstimmung mit dem Potenzial, die Anlage zwingt positive SRL zu liefern. In diesem Fall hat die KWK-Anlage des Beispielobjekts 3 die Vorgabe, zwischen der 2. und 5. Woche positive SRL zu liefern. Das Potential zu Beginn der 2. Woche ist kleiner als 1 Tag, und bis zur Mitte der 3. Woche stets geringer als eine halbe Woche, was das häufigen Ausschalten der Anlage zwischen der 2. und 4. Woche erklärt. Zwischen der 4. und 5. Woche läuft die Anlage stabiler, da erst in diesem Zeitraum für dieses Objekt ein Potenzial über eine Woche besteht.

69 5.6 Anbieten von SRL Anbieten von SRL Durch die vorgestellte Methodik ist für die Betreiber der Mikro-KWK-Anlagen als virtuelles Kraftwerk möglich, anhand von Wärmebedarfprognossen die anzubietende SRL in Abhängigkeit des gewählten Angebotsblocks zu berechnen. Dabei ist es nicht relevant, ob der Anbieter positive oder negative SRL anbieten will. Im Falle von positiver SRL, müssen die KWK-Anlagen für die angebotene Zeit ausgeschaltet sein, bis ein Abruf erfolgt. Bei Bedarf deckt der SLK die Wärmenachfrage in dem Gebäude. Es ist damit zu rechnen, dass der Abruf über die gesamte Angebotsdauer erfolgen kann. Im Falle von negativer SRL müssen die KWK-Anlagen dagegen über die angebotene Zeit im Betrieb bleiben. Erst bei einem Abruf werden die Anlagen außer Betrieb genommen. Es muss damit gerechnet werden, dass kein Abruf erfolgt und die KWK-Anlagen über den angebotenen Zeitraum im Dauerbetrieb sein müssen. In beiden Fälle ist es also nötig, eine genaue Aussage darüber zu treffen, wie lange und mit welcher Leistung das virtuelle Kraftwerk in Betrieb sein kann. In Abhängigkeit von der Eigenschaften des virtuellen Kraftwerks, der gewählten Angebotsblöcke und der Entwicklung des SRL-Marktes und des EEX Spotpreises kann es unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten besser sein, für einen bestimmten Zeitpunkt keine, positive oder negative SRL anzubieten. Betreiber von KWK- Anlagen wünschen sich im allgemeinen möglichst lange Laufzeiten. Es ist zu überprüfen, ob bei einer Platzierung im unteren Bereich der Angebotskurve, in Abhängigkeit vom ÜNB und Zeitpunkt (vergleich Kapitel 3.3) möglicherweise ausreichend lange Laufzeiten erzielt werden können.

70 64 Kapitel 6 Zusammenfassung und Ausblick In dieser Arbeit wurde eine Bewertungsmethode vorgestellt, um das Potenzial zur Bereitstellung von Sekundärregelleistung (SRL) durch Mikro-KWK-Systeme zu berechnen. Die Grundlage für das Verständnis dieser Methode ist das Wissen über die Funktionsweise der Frequenzhaltung im UCTE-Verbundnetz sowie des SRL- Marktes in Deutschland, welche hier ausführlich beschrieben wurden. Anhand von 216 Simulationen wurden Schlussfolgerungen dargelegt. Mit Hilfe von drei ausgewählten Beispielen wurde der Verlauf des Potenzials graphisch dargestellt. Dieses hängt im Wesentlichen vom Wärmebedarf des Gebäudes ab. Um das virtuelle Kraftwerk in Bezug auf die SRL beschreiben zu können, wurden verschiedene Angebotsblöcke definiert, welche eine bessere Darstellung des Potenzials ermöglichen. Dadurch konnte die Abhängigkeit des Potenzials von den Angebotsblöcken erkannt und dargestellt werden. Desweiteren wurde der Einfluss der Parameter Haustyp, Größe des Pufferspeichers, Klimazone und Regelungsprofil für die verschiedenen Angebotsblöcke untersucht. Durch die Betrachtung des Potenzials ist es für die Betreiber von Mikro-KWK- Anlagen als virtuelles Kraftwerk möglich, die anzubietende SRL in Abhängigkeit des gewählten Angebotsblocks zu berechnen. Diese Betrachtung gilt sowohl für positive als auch für negative SRL, da in beiden Fällen es dazu kommen kann, dass die Anlagen über die gesamte Angebotsdauer die kontrahierte elektrische Leistung einspeisen müssen. Es war im Rahmen dieser Arbeit nicht möglich, eine genaue Aussage über die substituierbare Arbeit oder Leistung zu treffen. Die mögliche substituierbare Arbeit hängt stark vom Portfolio an Angebotsblöcken (sowohl für positive, als auch für negative SRL) des Anbieters ab. Es ist aus den publizierten Daten zu erkennen, dass jede der vier Regelzonen unterschiedliche SRL-Charakteristiken besitzt, was wiederum Einfluss auf die substituierbare Arbeit hat. Da das Potenzial im Sommer viel geringer als im Winter ist, ist zu erwarten, dass durch die Bereitstellung von

71 65 SRL durch Mikro-KWK-Anlagen keine nennenswerte Leistung substituiert werden kann. Aussagen über die Wirtschaftlichkeit hängen ebenso von dem Angebotsblock ab und sind nur dann möglich, wenn die Funktionsweise des SRL-Markts endgültig festgelegt ist. Änderungen an den Vergabe- und Abrufregeln oder am Ausschreibungszeitraum haben ein grossen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit solcher Systeme. Sobald die neuen Marktregeln eindeutig definiert sind, ist es für den Betreiber von Mikro-KWK-Anlagen möglich, anhand von Wärmebedarfsprognosen zu entscheiden, welche der drei Modalitäten für einen bestimmten Zeitraum wirtschaftlich sinnvoll ist: Anbieten von positiver SRL, negativer SRL oder eine rein wärmegeführte Fahrweise.

72 66 Anhang A A.1 Frequenzmessung an der FfE Folgende Messungen wurden an einer Steckdose der FfE durchgeführt. Es liegt allerdings keine Information darüber vor, ob zum Zeitpunkt der Messung nennenswerte Ausfälle im Verbundnetz geschehen sind. Alle Messdaten befinden sich auf der CD unter CD:/RLAbruf/Messdaten.zip Abbildung A.1: Frequenzmessung über eine Woche an einer Steckdose

73 A.2 Voraussetzungen im TranssmisionCode A.2 Voraussetzungen im TranssmisionCode Jede Regelzone innerhalb des gesamten synchronen Verbundsystems stellt das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch unter Berücksichtigung der mit anderen Regelzonen vereinbarten Fahrpläne sicher (siehe UCTE-Regel [U1]). Die für die einzelnen Regelzonen zuständigen ÜNB realisieren dies hauptsächlich durch Einsatz der Sekundärregelung gemäß Kapitel Die Sekundärregelleistung wird von den Anbietern erbracht, die mit dem ÜNB vertragliche Vereinbarungen getroffen haben. 3. Die technischen Kenngrößen der zur Bereitstellung von Sekundärregelleistung vorgesehenen technischen Einheiten (Regelparameter, Regelgeschwindigkeit, etc.) werden in Präqualifikationen nachgewiesen. 4. Welche Anbieter für die jeweiligen Zeitintervalle an der Sekundärregelung beteiligt werden, ist durch die entsprechende Ausschreibung/Beschaffung gemäß (3) festgelegt. 5. In der Vorplanungsphase, d.h. bis 17:00 Uhr eines Arbeitstages bzw. am letzten Arbeitstag, der vor einem Wochenende bzw. einem Feiertag liegt, teilen die vertraglich verpflichteten Anbieter den betreffenden ÜNB für alle Tage bis inklusive des nächsten Arbeitstages die technischen Einheiten mit, aus denen sie die vertraglich vereinbarte Sekundärregelleistung für sie oder andere ÜNB bereitstellen. 6. Auf der Basis dieser Mitteilung der Anbieter und der Meldungen anderer Anschlussnutzer sowie des aktuellen Bedarfs ruft der ÜNB von den vertraglich verpflichteten Anbietern die nötige Sekundärregelleistung ab. Die Auswahl erfolgt nach dem Grundsatz minimaler Kosten, gesicherter Leistungsvorhaltung und den Belangen der betrieblichen Netzsicherheit. 7. Die aktuelle Anforderung von Sekundärregelleistung erfolgt ggf. erst nach Aktivierung durch den ÜNB direkt durch den automatischen Leistungs-Frequenzregler des ÜNB über die direkte informationstechnische Anbindung der Kraftwerke, für die die Erbringung vertraglich vereinbart ist.

74 A.3 TRY 68 A.3 TRY Abbildung A.2: Für die Beschreibung des virtuellen Kraftwerks benutzte Klimazonen nach dem Testreferenzjahr [22]

75 A.4 Vollständiger Algorithmus zur Berechnung des dynamischen Potenzials 69 A.4 Vollständiger Algorithmus zur Berechnung des dynamischen Potenzials Start T = 1 Ende Ja T = Simulationsdauer Nein i = 0 T = T + 1 Q max > Q ist (T+i) Nein Zeiten(T) = i Q voraus (T) = Q Schritt (T+i) Ja i = i +1 Q Schritt (T+i) = Q Schritt (T+i -1) + Zeitschritt*[ P KWK (T) - P Last (T+i)] Nein Q Schritt < Q Min Ja Q Schritt = Q Min Abbildung A.3: Vollständiger Algorithmus zur dynamischen Potenzialberechnung

76 A.5 Daten und Inhalt der CD 70 A.5 Daten und Inhalt der CD A.5.1 Simulation RL-Abwurf Folgende Dateien der Simulation Regelleistungsabruf sind im Verzeichnis CD:/Simulationen/RLAbruf/ Tabelle A.1: Beschreibung der wichtigsten Dateien der Simulation Regelleistungsabruf Datei Beschreibung matlab/regelleistung mdl Simulink Modell der Simulation matlab/regelleistung init.m Initialisierungsscript der Simulation matlab/tm plot.m Script zur graphische Darstellung der Ergebnisse swissgrid daten/ Frequenzmessung Swissgrid 2006 Messdaten/ Frequenzmessung an der FfE 2006 A.5.2 KWK Simulation Wichtige Dateien Folgende Dateien der KWK-Simulation sind im Verzeichnis CD:/Simulationen/KWK-Simulation/ Tabelle A.2: Beschreibung der wichtigsten Dateien der KWK-Simulation Datei ergebnisse/ qwert/ lastgaenge orig/ Beschreibung Ergebnisse der Simulationen Ergebnisse der Plausibilisierungen Heizwärmelastgänge für die verschiedene Gebäude Ergebnisse der Simulation Die 216 Ergebnisse der KWK-Simulation wurden als strukturen gespeichert. Diese ist im CD:/Simulationen/KWK Simulation/ergebnisse/Ausw.mat gespeichert.

77 A.5 Daten und Inhalt der CD 71 Abbildung A.4 verleiht ein Überblick über die Struktur dieser Datei Ausw. data. tf noreg. reg. suffix waermelast Q_PS_ist P_th_SLK Vol_PS Zeiten ZeitenCumSum Tst TstatCumSum Q_voraus Q_PS_max P_th_KWK tpotnewera Qvorausnewera Q_PS_max P_th_KWK VG_h24 VG_h4 VG_w1 Art Beschreibung [B] dynamisches Potential - alt b Summe über Zeiten [B] statisches Potential b Summe über Tst [B] nach "Zeiten" erreichte PS-Energie [M] Maximale PS-Energie [M] Thermische Leistung KWK [B] dynamisches Potential - neu [B] nach "tpotnewera" erreichte PS-Energie b Maximale PS-Energie m Thermische Leistung der KWK b Anzahl der Tagesangebotsblöcke b Anzahl der Vierstundenangebotsblöcke b Anzahl der Wochenangebotsblöcke m [M] [M] [M] Information über benutze Parameter Heizwärmelast Ist-PS-Energie Leistung SLK m [M] Volumen der PS Zeitvektor Abbildung A.4: Schema von Ausw.mat

78 A.5 Daten und Inhalt der CD 72 Zur Darstellung der Ergebnisse wurde das Matlab GUI (graphical user interface) Andersson geschrieben (vergleiche Abbildung A.5). Abbildung A.5: GUI zur Darstellung der Simulationsergebnisse Im Punkt 1 wird der Warmwasserzapfprofil eingelessen. Im Punkt 2a werden die Parameter PS, Haustyp, Klima Zone und Regelprofil eingelesen. Des Weiteren wird die Matlab figure-nr. eingegeben, in dem das Output erscheinen soll. Es gibt hierfür zwei möglichkeiten: plot main graph: Stellt die Leistung des KWK-Modulls, des SLK, die Heizwärmelast, die PS-Ist-Energie, PS-max-Energie und den Potenzialverlauf dar. plot spez graph: Stellt die Heizwärmelast und der Potenzialverlauf dar. Als Beispiel dieser Darstellung dienen die Abbildung 5.2 bis Abbildung 5.4. Im Punkt 2b wird die Gesamtsumme der Potenzialverläufe graphisch dargestellt. Das Ergebnis ist in Abbildung 5.5 dargestellt. A.5.3 Bericht Im Verzeichniss CD:/tex/ befinden sich die L A TEX-Quelldateien des Berichts und das Bericht selbst als pdf-datei. Die Hauptdatei main da.tex wurde mit pdfetex 3.1 kompiliert.