Spannungsregelungskonzepte in Verteilnetzen aus Sicht der Netzplanung

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1 Spannungsregelungskonzepte in Verteilnetzen aus Sicht der Netzplanung 16. SYMPOSIUM FÜR NETZLEITTECHNIK AM 18. UND 19. SEPTEMBER 2013 IN MEIßEN Uwe Ventzke E.DIS AG Bereich Netztechnik Abteilung Netzplanung/ Maßnahmensteuerung

2 Erneuerbare Energien bei E.DIS E.DIS AG installierte Leistung beantragte Leistung Windenergie MW MW RB Nord-Mecklenburg RB Vorpommern RB Mecklenburgische Seenplatte RB Uecker-Peene BHKW (reg.) 524 MW 731 MW Photovoltaik MW MW RB Prignitz-Ruppin 138 RB Uckermark-Oderland Summe EEG* MW MW KWK + sonstige MW 144 MW 257 RB Havel-Dosse RB Oberhavelland RB Barnim- Spree 133 Einspeisung gesamt MW MW EEG-Entwicklung im Kalenderjahr 2012 EEG-Entwicklung seit Netzhöchstlast MW MW MW Stand: ; *inkl. Wasserkraft 1,7 MW installiert /10,7 MW beantragt 2 installierte EZA RB Fläming-Mittelmark 142 < 100 MW < 200 MW >200 MW > 500 MW 154 RB Teltow-Fläming Lastschwerpunkte RB Oderland-Spree RB Dahme- Schönefeld < 100 MW < 200 MW

3 Starker Anstieg der EEG-Einspeisung bei der E.DIS AG In 2012 wurden 85 % des im E.DIS-Netzgebiet verbrauchten Stroms dezentral erzeugt, davon kamen 73 % aus regenerativen Quellen Ziel der Bundesregierung bis ,9 % 8,3 % 11 % 17 % 23 % 30 % 34 % 35 % 46 % 55 % 55 % 51 % 63 % 73% 93% 35 % Stand: 31. Januar HR Prognose 2012: 35% EEG 38% Direktvermarktung 3

4 Smart Grid Die Lösung aller Probleme!? Eine Definition (bdew) Intelligente Netze bieten durch Anwendung aktueller Technologien und Entwicklungen erweiterte Möglichkeiten einer aktiven und flexiblen Anpassung von Erzeugung, Netzführung, Speicherung und Verbrauch an die sich ständig ändernden Anforderungen der Energiemärkte. Die hierfür notwendige Kombination von zentralen und dezentralen Ansätzen wird durch den gezielten Einsatz von Informations- und Kommunikationstechnik, Mess-, Steuer- und Regelungstechnik sowie moderner Bauweisen, Maßnahmen und Methoden der Netzplanung, des Netzbetriebs und der Netzführung sichergestellt. Nur Maßnahmen, welche in der Netzplanung Berücksichtigung finden, führen zur Erhöhung der Aufnahmefähigkeit der Netze! 4

5 Smart Grid Warum? Planungsreserven, Monitoring Ausnutzung der Assetbase Anreizregulierung Qualitätsregulierung Erwartung an einen modernen Netzbetreiber Prozessautomatisierung Reduzierung OPEX Anreizregulierung Effizienzvergleich Netzbetreiber der Herzen Image Verluste, Blindleistung, weitere Kostenreduzierung Gesetze und Verordnung SDLWindV,EnWG,EEG, Verhandlung von Konzessionen 5

6 Technische Optimierung Strombelastbarkeit Zollenkopf, Q-Element Nichtverfügbarkeit Flicker, OS, schnelle U Netzrückwirkungen Netzverluste Deterministische Kriterien (n-1)-kriterium EN Spannungsband meist begrenzendes Kriterium beim Anschluss von EZA 6

7 Aufteilung des Spannungsbandes Un % VDE AR N 4105 BDEW MS Richtlinie EZA x Un Regelbereich UW Transformator praxiserprobter Planungsansatz Nennspannung [%] Un praxiserprobter Planungsansatz praxiserprobter Planungsansatz MS NS Netz (ONT) Netzlänge 7

8 Neue Planungsansätze statische Netzberechnung adaptive UW-Spannungsregelung Gesteuerte Lasten Demand-Side-Management Lastganglinien Netzberechnung ront Regelbarer Ortsnetztrafo Blindleistungssteuerung cos (P); Q (U); FW-Technik netzbezogene Spannungsmessung NS- und MS- Längsregelung befristetes NSM, SSM Einspeisemanagement 8

9 Neue Planungsansätze statische Netzberechnung adaptive UW-Spannungsregelung Gesteuerte Lasten Demand-Side-Management Lastganglinien Netzberechnung ront Regelbarer Ortsnetztrafo Blindleistungssteuerung cos (P); Q (U); FW-Technik netzbezogene Spannungsmessung NS- und MS- Längsregelung befristetes NSM, SSM Einspeisemanagement 9

10 Optimierte Netzplanung Ein Beispiel Reduzierung der pauschalen Annahmen in der Netzplanung durch Berechnung bzw. Messung der tatsächlichen Verhältnisse (untersucht: Spannungsfall MS) konventioneller Ansatz (IST) Netzberechnung (Soll) Spannungsmessung (Soll) 110% 105% 100% 95% 90% U n Netzberechnung Spannungsmessung 10

11 Optimierte Netzplanung Ergebnis Bestimmung netzspezifischer Spannungsbandreserven Mögliche Nutzung der Reserven für andere Anschlussnehmer/Spannungsebene Anpassung der UW Ausgangsspannung Anforderungen statische Netzberechnung Anpassung Planungsregeln/ grundsätze ( EN statt starrer Prozentwerte) Prüfung der Stufung der Ortsnetztransformatoren Erfassung der Stufung in Betriebsmitteldatenbanken Anforderungen mit netzbezogenen Messungen Netzberechnung/ analyse zur Bestimmung der Messpunkte Kopplung mit Leitsystem zur Zustandsüberwachung des Netzes Aufbau bzw. Kopplung mit vorhandenem Messdatenspeicher Schaffung komfortabler Auswertungsmöglichkeiten Ggf. Anbindung an Netzberechnungsprogramme 11

12 Neue Planungsansätze statische Netzberechnung adaptive UW-Spannungsregelung Gesteuerte Lasten Demand-Side-Management Lastganglinien Netzberechnung ront Regelbarer Ortsnetztrafo Blindleistungssteuerung cos (P); Q (U); FW-Technik netzbezogene Spannungsmessung NS- und MS- Längsregelung befristetes NSM, SSM Einspeisemanagement 12

13 Adaptive UW Spannungsregelung lastabh. Regelung Anpassung Sollwert SS Spannung in Abhängigkeit zum Leistungsfluss am HS/MS Transformator Kennlinie U(P) (Sollwertstufen oder linearer Verlauf) U spannungsabh. Regelung Anpassung Sollwert SS Spannung in Abhängigkeit zur tatsächlichen Spannung im Netz Kennlinie U weit U U Netz EINSPEISUNG BEZUG U SS Option P WKA HS MS MS NS BIO PVA Einsatz neuer Messstellen im Netz t Einsatz neuer Messstellen im Netz Kalibrierung der Kennlinie Spannungsüberwachung Spannung U/Un Einspeisung Lastfall Netzausdehnung hohe Verfügbarkeit erforderlich, da Grundlage für Regelung Erarbeitung Anforderungsprofil an DFÜ, Sekundärtechnik und NLS Schaltzustandsberücksichtigung [falls Messstelle auf anderes Netz geschaltete wird] U(P) U(U) 13

14 Leistungsabhängige Spannungsregelung Leistung in MW 14

15 Theoretische Potentiale Vergleich Spannungssollwertvorgabe und regelung (Zusammenfassung) U weit + Spannungsmessung U(P) + NB Spannungsmessung Netzberechnung (NB) Darstellung bez. auf Spannungsband Un ±10 % (EN 50160) * relatives Potential, da abhängig bzw. beeinflusst von weiteren Faktoren (bspw. spez. Transportvermögen der Leitung) 15

16 ront Heutige Spannungsbandaufteilung U/U n % % % 109 % 3 % 106 % +1,5 % U soll,uw = 102,5 % -1,5% 100 % 2 % Toleranzband UW - 5 % 100 % 96 % - 5 % 90 % 90 % Freileitung / Kabel Freileitung / Kabel Vorgelagertes Netz HS/MS-Trafo MS/NS-Trafo Hausanschluss 16

17 ront neue NS-Spannungsbandaufteilung 110 % U/U n 106 % 2 % 8 % 110 % +1,5 % U soll,uw = 102,5 % -1,5% 100 % Toleranzband UW - 5 % +2 % U soll,ons = 100 % -2 % Toleranzband ONS 96 % - 8 % 90 % 90 % Freileitung / Kabel Freileitung / Kabel Vorgelagertes Netz HS/MS-Trafo MS/NS-Trafo ront Hausanschluss 17

18 ront neue Spannungsbandaufteilung NS und MS 110 % U/U n 106 % 8,5 % 8 % 110 % +1,5 % +2 % U soll,uw = 100 % -1,5% Toleranzband UW U soll,ons = 100 % -2 % Toleranzband ONS 96 % - 8,5 % - 8 % 90 % 90 % Freileitung / Kabel Freileitung / Kabel Vorgelagertes Netz HS/MS-Trafo alle MS/NS-Trafos eines MS- Netzes als ront ausgeführt Hausanschluss 18

19 Wirkung der Basis-Regelung MS-SS ront Netzausläufer mit PV Stufe des ront NS-SS ront U (NS) U (MS) Quelle: E.ON Avacon AG 19

20 Bewertung ront Auswirkung auf die Niederspannung Entkopplung des NS- und MS-Spannungsbandes Nutzung des kompletten Spannungsbandes (±10% Un) in der NS Lösung des Spannungshubproblems in der Niederspannung Erhöhung der Anschlusskapazität für Einspeiseanlagen in der NS-Ebene in theoretischen Untersuchungen bis zum Faktor 3 Auswirkung auf die Mittelspannung bei gezieltem Einsatz deutliche Erhöhung der Anschlusskapazität Schlussfolgerungen Nutzung der Betriebsmittel bis an die Belastbarkeitsgrenze möglich Betriebsmittelbelastbarkeit wird anschlussbegrenzendes Kriterium Einsatzgebiet, insbesondere ländliche Netzbetreiber Der ront ist einer von mehreren Smart-Grid-Bausteinen, jedoch nicht der alleinige Problemlöser! 20

21 Neue Planungsansätze statische Netzberechnung adaptive UW-Spannungsregelung Gesteuerte Lasten Demand-Side-Management Lastganglinien Netzberechnung ront Regelbarer Ortsnetztrafo Blindleistungssteuerung cos (P); Q (U); FW-Technik netzbezogene Spannungsmessung NS- und MS- Längsregelung befristetes NSM, SSM Einspeisemanagement 21

22 Blindleistungsmanagement ÜNB Anforderungen der Systemsicherheit [Spannungshaltung, Lastfluss] cos phi (P) Kennlinie [oder Q(U)] für Anschlüsse im MS Netz (techn. Anschlussbedingung TAB) Erhöhung der Aufnahmefähigkeit Keine Investitionskosten Vorgabe d. Kennlinie seitens VNB kostenneutral HS MS WKA WKA MS NS BIO PVA höchstmögliche Integration von Einspeisern in das MS Netz [Reduzierung der Spannungsanhebung] Spannung U/Un 100 % cos(φ) = 1 cos(φ) = 0.95 cos(φ) = 0.95 cos(φ) = cos(φ) = cos phi Vorgabe mittels FWT für Direktanschlüsse im UW / im 110kV Netz (techn. Anschlussbedingung TAB) Einfluss auf übergeordnetes Blindleistungsmanagement MS NS i.d.r. keine relevanten Investitionskosten Funktionalität in NLS integriert/nutzbar Programmierung Gruppenfunktionalität Netzausdehnung 22

23 Einspeisemanagement Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung durch EZA i.d.r. als vorübergehende Maßnahme gedacht, zur Reduzierung der Einspeisung bei überregionalen (SSM) oder regionalen Engpässen (NSM) bei regionalen Engpässen im Normalschaltzustand sind Netzausbaumaßnahmen erforderlich nach erfolgtem Netzausbau ist das Einspeisemanagement zur Optimierung von (n-1)-schaltzuständen notwendig Bestrebungen zur generellen Kappung in geringem Maße zur Vermeidung von Netzausbau Bsp.*: gleichmäßige Kappung bei 80 % der in jedem Bundesland installierten Windenergieleistung führt zu einer Mindereinspeisung von etwas über 1 % der Jahreserzeugung an Windenergie an Land Einspeisemanagement bleibt dauerhaftes Instrument der Netzführung Weitere Aufgaben (z.b. Blindleistungsmanagement) sind zu integrieren * Sensitivitätenbericht 2013 der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber aufgrund des Genehmigungdokuments der Bundesnetzagentur - Az.: / /Szenariorahmen

24 Zusammenfassung 24