Das Projekt SmartPowerFlow. Dr. Jochen Bühler Reiner Lemoine Institut ggmbh

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Lisa Winter
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1 Das Projekt SmartPowerFlow Dr. Jochen Bühler Reiner Lemoine Institut ggmbh 1

Netzerweiterung versus Energiespeicher auf der Verteilnetzebene infolge

2 Hintergrund SmartPowerFlow Motivation: Zunehmender Netzausbau auf Verteilnetzebene wegen EE Akronym SmartPowerFlow : Optimierung von Netzerweiterung versus Energiespeicher auf der Verteilnetzebene infolge zunehmender regenerativer Leistungsflüsse Ziel: Netzdienlicher und gleichzeitig lukrativer Speichereinsatz 2

3 Agenda Allgemeine Projektinformation Netzdienlicher Speichereinsatz Marktgetriebener Speichereinsatz Kombinierter Speichereinsatz Zusammenfassung und Ausblick 3

Allgemeine Projektinformation Projektaufbau und Aufgaben der Projektpartner Phase 1 Phase 2 Phase 3 Batteriepositionierung / Geschäftsmodelle Entwicklung des

Batterieeinsatz Energiemanagement Entwicklung Projektkoordination Vorauswahl kritischer des Batterie- Batteriemanagement Wechselrichters Batteriepositionierung

4 Allgemeine Projektinformation Projektaufbau und Aufgaben der Projektpartner Phase 1 Phase 2 Phase 3 Batteriepositionierung / Geschäftsmodelle Entwicklung des Batterie-Wechselrichters Integration der Batterie in das LVN-Netz Validierung anhand von Messdaten Gesamtkonzeptentwicklung Bewertung: Netzausbau vs. Batterieeinsatz Energiemanagement Entwicklung Projektkoordination Vorauswahl kritischer des Batterie- Batteriemanagement Wechselrichters Batteriepositionierung Netze Anbindung Senkung Geschäftsmodelle Datenbereitstellung der an WR-Kosten die Leitwarte Wechselrichterinstallation Modellierung Batteriesysteminstallation Gesamtbewertung Batteriebetrieb 4

Allgemeine Projektinformation Zeitlicher Ablauf des

Standortbestimmung, Entwicklung der Komponenten

Testbetrieb des Batteriespeichers Projektende Auswertung

5 Allgemeine Projektinformation Zeitlicher Ablauf des Projekts SmartPowerFlow Offizieller Projektstart Standortbestimmung, Entwicklung der Komponenten Inbetriebnahme des Batteriespeichers Einjähriger Testbetrieb des Batteriespeichers Projektende Auswertung der Ergebnisse August 2013 Jahr 2014 Mitte Juni 2015 Juni Ab Juli

6 Allgemeine Projektinformation Ziel: Optimale Kombination von Primärregelleistungserbringung und Blindleistungsbereitstellung Primärregelleistungserbringung Blindleistungsregelung 6

7 Agenda Allgemeine Projektinformation Netzdienlicher Speichereinsatz Marktgetriebener Speichereinsatz Kombinierter Speichereinsatz Zusammenfassung und Ausblick 7

8 Netzdienlicher Speichereinsatz Untersuchte Flexibilitätsoptionen PV mit/ohne (Heim-)Speicher Großspeicher Blindleistungsregelung ohne Bat. cosφ(p) Q(U) Wirkleistungsregelung mit Bat. Eigenverbrauchsoptimierung mit Einspeisegrenze Blindleistungsregelung Q(U) 8

9 Netzdienlicher Speichereinsatz Untersuchungsregion: Tussenhausen mit zugehörigem Verteilnetz 9

10 Netzdienlicher Speichereinsatz Evaluierung der Simulationsannahmen 10

11 Netzdienlicher Speichereinsatz Bestimmung eines PV-Ausbaupfades für Tussenhausen Ist-Stand Geeignete PV Flächen Potentialanalyse Ausbaupfad 11

12 Netzdienlicher Speichereinsatz Welche Flexibilitätsoption führt zu welcher Aufnahmefähigkeitserhöhung? 12

13 Netzdienlicher Speichereinsatz Messergebnisse Zur Mittagszeit Netzdienlichkeit und wirtschaftlicher Betrieb 13 möglich!

14 Agenda Allgemeine Projektinformation Netzdienlicher Speichereinsatz Marktgetriebener Speichereinsatz Kombinierter Speichereinsatz Zusammenfassung und Ausblick 14

15 Marktgetriebener Speichereinsatz Theoretische wöchentliche Einnahmen für den SmartPowerFlow- Speicher Geschäftsmodell Ertrag in EUR/Woche Primärregelleistung Day-Ahead 80 Sekundärregelleistung und day-ahead Sekundärregelleistung und day-ahead und intraday day-ahead und intraday

16 Kapitalwert in Marktgetriebener Speichereinsatz Primärregelleistungserbringung mit VRB VRB Investitionskosten Annahmen c-rate von 1 Keine SOC-Anpassungskosten in % Fazit Unter best-case Annahmen positiver Kapitalwert 16

17 Marktgetriebener Speichereinsatz Freiheitsgrade bei Erbringung von PRL Totband Optionale Übererfüllung Lade-/Entladevorgänge durch Fahrplangeschäfte Leistungsgradient Lade-/Entladevorgänge Totband Optionale Leistungsgradient Übererfüllung durch Fahrplangeschäfte 17

18 Marktgetriebener Speichereinsatz Optionale Übererfüllung CL > CL opt CL < CL opt 18

19 Marktgetriebener Speichereinsatz Lade-/Entladevorgänge durch Fahrplangeschäfte Welche Leistung vermarkten? Ab welchem Ladestand Fahrplangeschäfte? 19

20 Agenda Allgemeine Projektinformation Netzdienlicher Speichereinsatz Marktgetriebener Speichereinsatz Kombinierter Speichereinsatz Zusammenfassung und Ausblick 20

21 Kombinierter Speichereinsatz Batteriesystemmodell eines netzdienlichen Großspeichers zur Erbringung von Primärregelleistung Wirkleistung in Abhängigkeit der Netzfrequenz Blindleistung in Abhängigkeit der Netzspannung Ladezustand der Batterie P_AC Q_AC SOC SMA Wechselrichter Cellcube SMA FB Wechselrichter Cellcube FB

22 Kombinierter Speichereinsatz Validierung des Batteriesystemmodells Ziel: Mit Batteriemodell P(f)-Q(U)-Modus anhand von Lebenszyklusanalyse 22 optimieren

23 Agenda Allgemeine Projektinformation Netzdienlicher Speichereinsatz Marktgetriebener Speichereinsatz Kombinierter Speichereinsatz Zusammenfassung und Ausblick 23

24 Zusammenfassung und Ausblick Zusammenfassung VRB Prototyp entwickelt und in Betrieb genommen Ziel: Optimale Kombination von Primärregelleistungserbringung und Blindleistungsbereitstellung Feldtest-Ergebnis: Speicher trägt bei beliebiger Wirkleistung zur Spannungshaltung bei Alle PRL-Freiheitsgrade wurden implementiert und getestet Netzdienlichkeit und wirtschaftlicher Betrieb sind keine Widersprüche Ausblick Quantifizierung des verhinderten Netzausbaus durch VRB Kombinierten P(f)-Q(U)-Speichereinsatz optimieren Wieviel Regelleistung sollte vermarktet werden? Ab welchen Lade- und Entladegrenzen sollte Energie nach- oder verkauft werden? 24

25 Vielen Dank für Eure Aufmerksamkeit! Veröffentlichungen: J. Bühler, M. Resch, J. Wiemann, J. Twele, Lebenszyklusanalyse von Großbatterien am deutschen Regelenergiemarkt, in IEWT 2015, Wien, Austria, M. Resch, J. Bühler, H. Huyskens, A. Sumper, Optimale Positionierung von Großbatterien in Verteilnetzen, in 30. Symposium Photovoltaische Solarenergie, Bad Staffelstein, Germany, M. Resch, B. Ramadhani, J. Bühler, A. Sumper, Comparison of the control strategies of residential PV storage systems, in IRES 2015, Düsseldorf, Germany, A. Gonzalez, J. Bühler, B. Kleinschmit, M. Resch, Analysis of Potential Distribution and Size of Photovoltaic Systems on Rural Rooftops, in GI Forum, Salzburg, Austria, M. Klausen, M. Resch, J. Bühler, Analysis of a potential single and combined business model for stationary battery storage systems, in IRES 2016, Düsseldorf, Germany, O. Rascón, M. Resch, B. Schachler, J. Bühler, A. Sumper, Increasing the hosting capacity of distribution grids by implementing residential PV storage systems and reactive power control, in EEM 2016, Porto, Portugal,

PV-Hausspeichersystemen Netzeinspeisung ohne Speicher cosφ(p)

26 Leistung [W] Leistung [W] Netzdienlicher Speichereinsatz Blindleistungsregelung Wirkleistungsregelung mit PV-Hausspeichersystemen Netzeinspeisung ohne Speicher cosφ(p) Tage [d] Stunden [h] Netzeinspeisung mit Speicher Q(U) Tage [d] Stunden [h] 26

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