Kopplung von Strom- und Gasnetzen mit Power-to-Gas

Transkript

1 Kopplung von Strom- und Gasnetzen mit Power-to-Gas Vortrag im Rahmen des Energieforums Life Needs Power auf der Hannover Messe 2016 Markus Zdrallek Bergische Universität Wuppertal S1

2 Systemnutzen von Power-to-Gas Langfristiges Potenzial Kurz- und mittelfristiges Potenzial S2

3 Hintergrund und Ziel der Studie Herausforderungen der Stromnetze Zielanteil von Erneuerbaren Energien am Strommix von 80% bis 2050 entsprechend Energiekonzept der Bundesregierung Integration hoher Mengen dezentraler Erzeugungsanlagen (DEA) mit ca. 125 GW installierter Leistung (PVA, WEA, KWK) bis 2023 Sehr hoher Ausbaubedarf in den Stromverteilungsnetzen Bedarf an Langzeitspeichern bei hohem Anteil volatiler Einspeiser Zentrale Fragestellung Projektpartner: Wie können Gasnetze die Stromnetze bei der Bewältigung der Herausforderungen unterstützen? Lösungsansatz Verteilungsnetzbetrachtung: Bewertung des netzdienlichen Nutzens von PtG von der Nieder- bis zur Hochspannungsebene Anwendung von PtG in Smart-Grid-Konzepten Zusätzliche Anwendungsfelder: Bewertung des Mehrwerts von PtG zum Ausgleich von EE-Prognosefehlern, zum Einsatz in der Mobilität und Nutzung des Gasnetzes als (Langzeit)speicher S3 Gefördert durch:

4 Gesamtmethodik Aufstellen eines energiewirtschaftlichen Rahmens für die Stützjahre 2023, 2033 und 2050 Simulation des Anlageneinsatzes in Strom- und Gasnetzen Zielnetzplanung für drei reale Verteilungsnetze im Emsland Identifikation der Kopplungselemente Getrennte Planung Anlageneinsatzsimulation Gekoppelte Planung Anlageneinsatzsimulation Frei am Markt Netzdienlich Gaszielnetzplanung Stromzielnetzplanung Konventionell Innovativ Gaszielnetzplanung Stromzielnetzplanung Innovativ Kostenbewertung Bewertung durch Kostenvergleich von getrennter und gekoppelter Planung von Strom- und Gasnetzen S4

5 Zielnetzplanung Strom Identifikation von Netzengpässen Überlastung von Betriebsmitteln: Leitungen und Transformatoren Spannungsbandverletzungen Lösungsoptionen Getrennte Planung Konventioneller Ausbau: Kabelverstärkung, größere Transformatoren, andere Topologie Innovativer Ausbau: Einsatz von Smart-Grid-Systemen und regelbaren Transformatoren Gekoppelter Ausbau: Einsatz von PtG-Anlagen und GVWA in einem Smart-Grid-System Spezielle Anforderungen der PtG-Anlagen bei der gekoppelten Planung Fall 1: PtG AUS, keine DEA-Einspeisung Auswirkung von PtG-Anlagen auf das Netz Fall 2: PtG AUS, volle DEA-Einspeisung Fall 3: PtG EIN, volle DEA-Einspeisung Fall 4: PtG EIN, keine DEA-Einspeisung U max U min Spannung ok Spannung zu hoch Spannung ok Spannung zu niedrig Netzdienliches Verhalten erfordert eine Korrelation zwischen Anlageneinsatz der PtG-Anlagen und der aktuellen DEA-Eispeiseleistung im lokalen Netz S5

6 HS-Netzgruppe Emsland: Entwicklung des DEA-Zubaus Prognose für 2050 DEA-Leistung: 1,7 GW (+250%) Starke Belastung des HS- Netzes im Rückspeisefall Netzausbau an vielen Stellen notwendig Abkürzungen: DEA: Dezentrale Einspeiseanlage WEA: Windenergieanlage WP: Windpark PVA: Photovoltaikanlage HöS: Höchstspannung (380 kv) HS: Hochspannung (110 kv) MS: Mittelspannung (20 kv) S6

7 Ausbaubedarf im HS-Netz bis 2050 Stapelmoor Saterland Ramsloh Völlen Langhold Papenburg Esterwegen Niederlangen Dörpen Lathen Lorup 0, HöS/HS-UW HS/MS-UW HöS-Trasse HS-Trasse WEA Ausbaumaßnahmen ito! map 95 km Einsatz von Freileitungs-Temperatur-Monitoring 45 km Neubeseilung mit TAL* zwischen Papenburg und Esterwegen 2 km 110-kV-Ersatzneubau Zusätzliches Freileitungssystem (9 km) zzgl. zwei neuer 110-kV-Schaltfelder im Raum Ramsloh *)TAL: temperaturbeständiges Aluminium S7

8 Ergebnis für das Hochspannungsnetz Emsland Ausbau Innovativ Ausbau mit Erdkabeln (kostenintensiv) Gegenüber innovativen Technologien wie TAL-Beseilung und Leiterseilmonitoring bringt die PtG- Anlagen keine betriebswirtschaftlichen Vorteile. Gegenüber der Verlegung von Erdkabeln ist der gekoppelte Ausbau hingegen günstiger. S8

9 Charakteristik des ländlichen Netzgebietes Kennzahlen (2012) Transformatorleistung Wert 250 kva Zubau von Kopplungselementen PtG-Anlage (H 2 ) mit 150 kw el Gasvorwärmanlage mit 35 kw el Anzahl Kunden 12 Gasabsatz 920 MWh Elektrischer Energiebedarf 200 MWh Installierte Leistung PVA 150 kw Entwicklung der PVA-Leistung Leistung 750 kw S9

10 Netzausbaubedarf bis 2023 Nichtgekoppelter Ausbau Konventionell - Vorhandenen Transformator verstärken - Zweite Ortsnetzstation > Netztrennung - ca m Netzverstärkung (Kabel) - Gasnetzausbau nicht erforderlich Gekoppelter Ausbau (PtG + GVWA) Szenario: Netzdienlich - Smart-Grid-System: steuert PtG-Anlage - Regelbarer Transformator (ront) - ca. 230 m Netzverstärkung (Kabel) - Gasnetzausbau nicht erforderlich S10

11 Gesamtergebnis für das ländliche NS-Netz mit Einsparungen in überlagerten Netzebenen Netzdienlicher Anlageneinsatz verringert die maximal rückgespeiste Leistung Reduzierter Ausbaubedarf auch in überlagerten Netzebenen S11

12 Schlussfolgerungen Übergreifende Smart-Grid-Konzepte für Strom- und Gasverteilungsnetze erreichen Wirtschaftlichkeit durch Deckungsbeiträge aus Markt und Netz Kopplung der Netze auf möglichst niedriger Netzebene Investitionskosten für kleine PtG-Anlagen (H 2 ) von unter EUR/kW el (inkl. Einspeisung) Ausreichendes Zumischungspotenzial für Wasserstoff in das Gasnetz (bis 10 Vol.-%) Handlungsempfehlungen Anlagenhersteller: Kosten für PtG-Anlagen durch neue Technologien und Modularisierung deutlich reduzieren; Fokus auf kleine Anlagen (P el <0,5 MW) Politik / Regulator: Rahmenbedingungen schaffen, die den Einsatz von Smart-Grid- Technologie und Speichern im Netzbetrieb ermöglichen Wissenschaft: Quantifizierung des systemischen Mehrwerts von Langzeitspeichern S12

13 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Kontakt Bergische Universität Wuppertal Lehrstuhl für Elektrische Energieversorgungstechnik Rainer-Gruenter-Str. 21, Wuppertal Prof. Dr. Markus Zdrallek Philipp Steffens, M. Sc S13