Spannungsregelung im Übertragungsnetz der Schweiz
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- Lucas Günther
- vor 6 Jahren
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Transkript
1 Spannungsregelung im Übertragungsnetz der Schweiz Konzept, Umsetzung und Erfahrungen Martin Geidl Swissgrid AG 19. Oktober
2 Agenda 1. Warum Spannungsregelung? 2. Frequenz- vs. Spannungsregelung 3. Konzept Spannungshaltung Beteiligte und Rollen 4. Day-ahead Reactive Planning 5. Erfahrungen und Ausblick 2
3 Warum Spannungsregelung? Spannung zu hoch: Beschädigung Betriebsmittel Spannung zu tief: Spannungskollaps 3
4 Warum Spannungsregelung? Beispiel: Schweden/Dänemark, 23. September kv Odensala (Uppland) 380 kv 333 kv 100 Sekunden 4
5 Ziele der Spannungsregelung 1. Knotenspannungen liegen im sicheren, stabilen Bereich 2. Rechtliche/regulatorische Vorgaben sowie Entso-E- Standards sind eingehalten 3. Der Blindleistungseinsatz geschieht effizient und kostengünstig 5
6 Frequenz- vs. Spannungsregelung P m T G P e d dt M M m e 6
7 Frequenz- vs. Spannungsregelung Blindenergie Wirkenergie Betriebsspannung S K U Q U Q S K 100% 7
8 Frequenz- vs. Spannungsregelung Leistungsbilanz eines Netzes ist immer ausgeglichen Blindleistung wirkt unmittelbar und lokal auf Spannung Blindleistung fliesst von höherer zu tieferer Spannung U Q = 0 Q > 0 Q < 0 8
9 Konzeptumstellung 2009 Regelzone Schweiz Atel BKW CKW EGL EOS ewz NOK 9
10 Beteiligte und Rollen Nachbarnetze StromVG/VV Kraftwerke Übertragungsnetz Swissgrid Verteilnetze Schnittstellen mit Anreizsystem 10
11 Kraftwerke Teilnahme an der Spannungshaltung ist obligatorisch, sofern das Kraftwerk zur Produktion am Netz ist Verfügbare Blindleistung muss zur Spannungshaltung eingesetzt werden Vorgabe Spannungssollwert auf 220/380 kv Finanzielle Abgeltung der ausgetauschten Blindenergie, sofern sie zur Erreichung der Sollspannung beiträgt Verrechnung der ausgetauschten Blindenergie, falls diese kontraproduktiv im Sinne der Sollspannung ist 11
12 Kraftwerke 12
13 Kraftwerke 220/380 kv Wirkleistung in MW verfügbare Blindleistung Arbeitspunkt Blindleistung in Mvar 13
14 Kraftwerke ca. 412 kv 412 U in kv ca. 407 kv 406 ca. 405 kv 404 ca. 402,5 kv Q in Mvar (neg. = Lieferung, pos. = Absorption) 14
15 Konformitätskriterium U 1 U 2 U 3 5 Min. 15 Min. Blindenergie W Q U = (U 1 + U 2 + U 3 ) / 3 15
16 Kraftwerke Blindleistungsvorhaltung Blindenergieaustausch obligatorisch keine Abgeltung überobligatorisch Abgeltung laut Vertrag konform 3,00 CHF/Mvarh* nicht konform 2,10 CHF/Mvarh* *Tarife 2011, Stand ; vorbehaltlich Tarifprüfung ElCom 16
17 Unterlagerte Netze Jul07, 220 kv (ind.) Median Leistungsfaktor (kap.) kapazitiv induktiv Median Spannung in kv 220 kv 150 kv Stunde 17
18 Unterlagerte Netze SE_LORG20T2 QM Blindleistung in Mvar Typischer Lastknoten 220 kv induktiv kapazitiv :00: :00: :00: :00: :00: :00: :00: :00: :00: :00: :00: :00: :00: :00:00 Montag bis Sonntag 18
19 Unterlagerte Netze SE_LOML20T7 QM Typischer Einspeiseknoten 220 kv Blindleistung in Mvar induktiv kapazitiv :00: :00: :00: :00: :00: :00: :00: :00: :00: :00: :00: :00: :00: :00:00 Montag bis Sonntag 19
20 Unterlagerte Netze Wahlweise aktive oder passive Beteiligung an der Spannungshaltung Aktive Rolle: wie Kraftwerk Passive Rolle Anreiz zum rückwirkungsfreien Verhalten Kostenfreier Bereich: Leistungsfaktor 0,90 und Magnetisierung Ausserhalb kostenfreier Bereich: 30 CHF/Mvarh* * Tarife 2011, Stand ; vorbehaltlich Tarifprüfung ElCom 20
21 Passive Rolle Wirkenergie kostenlos Blindenergie Leistungsfaktor 0,
22 Day-ahead Reactive Planning Kosten Gesamtkosten Wirkverluste «grüner» Bereich Blindenergie Kostenoptimale Spannung Spannung 22
23 Day-ahead Reactive Planning DARP-Prozess PPS Lastflussprognose (DACF) 24 Snapshots Blindleistungskapazität Kraftwerke Einspeiseknoten Längsregel-Trafos Grenzleitungen Spannungsgrenzen Zielfunktion Slackknoten Abbruchkriterium Nachbearbeitung Spannungsplan Optimal Power Flow Trafostufenplan Q-Austausch KW Netzverluste SDL-System Netzbetrieb Abteilung SDL 23
24 Day-ahead Reactive Planning Spannung in kv Blindleistung Istspannung Sollspannung Blindleistung in Mvar :00 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:
25 Day-ahead Reactive Planning Optimierungspotential bei tiefen Spannungen Kosten Wirkverluste + Blindenergie 25
26 Day-ahead Reactive Planning Optimierungspotential bei hohen Spannungen Kosten Wirkverluste + Blindenergie 26
27 Massnahmenplan 27
28 Erfahrungen Deutlich weniger Spannungsabweichungen Die finanziellen Anreize zeigen die gewünschte Wirkung Gute Beteiligung der Kraftwerke an der Spannungshaltung (Konformität: 95%) Weniger Blindleistungsaustausch mit unterlagertern Netzen (v.a. unter Leistungsfaktor 0,90) 28
29 Erfahrungen Blindenergieumsatz unterlagerte Netze LF < 0,90 140' '000 Blindenergieumsatz in Mvarh 100'000 80'000 60'000 40'000-50% 20'000 0 Jan 09 Feb 09 Mrz 09 Apr 09 Mai 09 Jun 09 Jul 09 Aug 09 Sep 09 Okt 09 Nov 09 Dez 09 Jan 10 Feb 10 Mrz 10 Apr 10 Mai 10 Jun 10 Jul 10 Aug 10 29
30 Wir sind den Zielen näher gekommen 1. Knotenspannungen liegen im sicheren, stabilen Bereich 2. Rechtliche/regulatorische Vorgaben sowie Entso-E- Standards sind eingehalten 3. Der Blindleistungseinsatz geschieht effizient und kostengünstig 30
31 Ausblick Neue aktive Teilnehmer Intra-day-Spannungsplan Überprüfung der unteren Spannungsgrenzen Koordination mit Nachbar- TSO Closed-loop-Regelung mit Echtzeit-Optimierung 31
32 Swissgrid Mit Energie in die Zukunft Martin Geidl 32
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