ZUKÜNFTIGE ERBRINGUNG VON SYSTEMDIENSTLEISTUNGEN. Herausforderungen und Lösungsmöglichkeiten

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Richard Althaus
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1 ZUKÜNFTIGE ERBRINGUNG VON SYSTEMDIENSTLEISTUNGEN Herausforderungen und Lösungsmöglichkeiten

Systemdienstleistungen Frequenzhaltung Momentanreserve Regelleistungserbringung Betriebsführung Betriebskonzepte / aktiver Netzbetrieb IKT / SchutzLeittechnik

2 Systemdienstleistungen Frequenzhaltung Momentanreserve Regelleistungserbringung Betriebsführung Betriebskonzepte / aktiver Netzbetrieb IKT / SchutzLeittechnik Spannungshaltung BlindleistungsBereitstellung KurzschlussLeistung Netzwiederaufbau Schwarzstart Inselnetzbetrieb Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin, Quelle: TU Dortmund

3 Momentanreserve und Regelleistung FREQUENZHALTUNG Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

4 Momentanreserve im ENTSOESystem Frequenzverläufe für ausgewählte Stunden im Betrachtungsjahr 2033 Frequenz Netzgebiet: ENTSOE 50,0 49,8 [Hz] 49,6 49,4 49,2 49,0 max. dynamische Frequenzabweichung Szenario I: SN=648 N GVA,Tan=18,6 s akt.eeeinspeisung=32 GW Szenario II: SN=376 S N GVA,Tan=10,5 T AN s akt.eeeinspeisung=107 GW Szenario III: SN=316 N GVA, Tan=8,8 AN s akt.eeeinspeisung=131 GW Szenario IV: SN=293 N GVA, Tan=7,5 T AN s akt.eeeinspeisung=79 GW [s] 100 Zeit T AN Momentanreserve insgesamt ausreichend künstliche Trägheit aus WEA kann Status Quo im deutschen Energieversorgungssystem beibehalten Ausarbeitung technischer Details und Schaffung von Rahmenbedingungen zur Erbringung Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

5 Primärregelleistung benötigt zusätzliche Erbringung aus EEAnlagen, Speichern und Lasten 600 Nicht gedeckter PRLBedarf [MW] alle KW 6% P N alle KW 4% P N alle KW 2% P N Gradienten nach KWTyp [%] 90 Jahresanteil DEA, Speicher und Lasten müssen in Primärregelleistungskonzept integriert werden. Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

6 Sekundär und Minutenreservebedarf ØRegelleistungsbedarf [MW] MRL+ MRL SRL+ SRL Wertebereich 2011 Referenz 2033 statisch 2033 adaptiv Zum Zeitpunkt der minimalen Residuallast in 2033 erfolgt die Deckung des neg. RLBedarfs durch: Drosselung der WEA Einspeiseleistung Reduzierung der Einspeiseleistung von WEA & PV Reduzierung der Einspeiseleistung aus Biomasse Deckung des pos. RLBedarfs durch: Freigabe zuvor gedrosselter WEAund PVEinspeiseleistung Reduzierung der PSW Pumpleistung Lastreduzierung Bedarf steigt, kann aber durch Adaption an tägliche EE Einspeisung durchschnittlich reduziert werden. Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

7 Handlungsempfehlungen Frequenzhaltung DEA und Speicher für RegelleistungsErbringung zulassen Verkürzung der Ausschreibungs und Vorlaufzeiten Adaption des Dimensionierungsverfahrens für Regelleistung Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

8 Blindleistungsbedarf und Potentiale aus den Verteilnetzen SPANNUNGSHALTUNG Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

9 QBedarf in bemessungsrelevanten Stunden Mittlere Windeinspeisung / Schwachlast Stark EE + Starklast [Mvar] Lutum+Tappert Lutum+Tappert Q Bedarf im (n 0) und (n 1) Fall kann größtenteils gedeckt werden durch: die aktiven konventionellen Kraftwerke, die bereits vorhandenen Kompensationsanlagen, die HGÜ Konverter und die DEA aus unterlagerten Verteilnetzen Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

10 Potential auf HSEbene kapazitiv Q [Mvar/MW inst. ] induktiv MW Zulässige Betriebspunkte mit Q DEA ohne Q DEA Grenzwertverletzungen U max U min I max,l I max,t kapazitiv Q [Mvar/MW inst. ] induktiv MW Zulässige Betriebspunkte mit Q DEA ohne Q DEA Grenzwertverletzungen U max U min I max,l I max,t Eingespeiste DEALeistung [p.u.] Eingespeiste DEALeistung [p.u.] Ohne Blindleistungsbereitstellung aus dem VN wirkt dieses als Blindleistungssenke Bei hohen DEA/Last Verhältnissen ist eine kapazitive Bereitstellung wegen Netzrestriktionen nicht mehr möglich, aber auch nicht notwendig Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

11 Handlungsempfehlungen Spannungshaltung In allen Verteilnetzebenen ist ein blindleistungsneutraler Betrieb durch DEANutzung möglich Einbezug der HGÜKonverter und DEA der HSEbene zur Q Regelung auf HöSEbene ist kurzfristig zu empfehlen Technische und regulatorisch/wirtschaftliche Rahmenbedingungen zur QRegelung in den VNEbenen und für die HöSEbene sind zu schaffen Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

12 NETZWIEDERAUFBAU Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

13 Netzwiederaufbau als zentrales Konzept vs. dezentralen Zellen Regionen (Inseln) mit ausgeglichener Leistung als Ankerpunkte Regelbare Erzeuger EEAnlagen in definierten Zuständen ohne Volatilität Gezielte Lastzuschaltung (MS /NS ohne EE) Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin, Zellen müssten vollständig automatisiert alle Frequenz /Leistungs und Spannungssteuerung dezentral ausführen Regelungstechnische Anbindung aller DEA

14 Handlungsempfehlungen Netzwiederaufbau Beibehaltung des Konzeptes mit konv. Kraftwerken als Ankerpunkte für den Netzwiederaubau Verbesserung der EEZustandserkennung und Zusammenspiel ÜNB und VNB DEA und Speicher als zusätzliche Stützung für Frequenz und Spannungshaltung Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

15 Koordination Planung / Betrieb und Smart Grid / Smart Market BETRIEBSFÜHRUNG Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

16 Präventive Planung und reaktiver Abruf stabilisierender Maßnahmen Fälle Maßnahmen präventiv planen Maßnahmen aktivieren N0 1. N1Fall Für jeden Fall Maßnahmen präventiv sofort aktivieren oder 2. N1Fall optimieren und präventiv vorhalten: EEAbregelung korrektiv schnell genug nach... Redispatch Fehlerfall aktivieren N2 Leistungsflusssteuerung ausreichend Handlungsspielraum für Notfälle vorhalten in 110 kv Netzen teilweise heutige Praxis (allerdings als manuelles Handlungsschema) in Übertragungsnetzen kritisch, aber gemäß ENTSO E zugelassen in MS /NS in einzelnen Piloten in Erprobung Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

17 Betriebsführung: Informationen für Smart Grids and Smart Markets SDL und Netzbelastung HS/MS StandardIKT für Smart MarketFunktionen SDL für Smart Grids (f und URegelung) Ampelmodell gegen Netzüberlastung Quelle: ABB, RWE, Younicos, TU Dortmund x x MS/NS... Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

18 Handlungsempfehlungen Betriebsführung Mechanismen für präventive und korrektive stabilisierende Maßnahmen festlegen EEAbregelung zur Netzoptimierung zulassen SDL von zunächst großen DEA ermöglichen Koordination ÜNB und VNB Konzepte für ebenenübergreifende Spannungsregelung DEA zur Momentanreserve und Primärregelleistungserbringung müssen bei VN Planung berücksichtigt werden Bereitstellung von SRL und MRL muss koordiniert erfolgen (Präqualifikation, Gleichzeitigkeit im Netz) VNB muss Netzwiederaufbau einschließlich volatiler DEA koordinieren Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

19 ZUSAMMENFASSUNG Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

20 Zusammenfassung Herausforderungen bei SDL um heutiges Niveau zu halten Integration von DEA und Speichern zur SDLErbringung notwendig Rahmenbedingungen sind geeignet anzupassen Verteilnetze werden vermehrt SDL koordinieren / erbringen Betriebsführung wird komplexer und benötigt neue unterstützende Methoden Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

21 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Dipl.Ing. Johannes Schwippe Berlin,

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