Vorlesung zum Master-Studium FH-Köln Prof. Dr. Eberhard Waffenschmidt S. 1
Organisatorisches Heute Hospitation der Berufungskommission Peer Coaching am 20.12.2011 Besuch von Kollegen Freiwillige Studierende zum Coachen gesucht Prüfungstermin: 27.2.2012 S. 2
Terminkalender 1. 4.10.2011 2. 11.10.2011 3. 18.10.2011 4. 25.10.2011 1.11.2011 5. 8.11.2011 6. 15.11.2011 7. 22.11.2011 8. 6.12.2011 (!) 9. 6.12.2011 10.13.12.2011 11.20.12.2011 12.3.1.2011 13.10.1.2011 14.17.1.2011 15.24.1.2011 16.31.1.2011 Einführung Leitungen berechnen Drehstrom-Systeme anwenden Änderung: Unsymmetrische Drehstromnetze - (wegen Allerheiligen) Referat Gleichstromnetze Netzwerk-Komponenten und Netzformen diskutieren Netze berechnen Referat European Supergrid Besprechung und Diskussion Supergrid Netzregelung Referat Smart-Grids Netzsimulationen Fehler-Management Referat Load-Management Netzanschluss Wiederholung S. 3
Inhalt der heutigen Veranstaltung Netz-Regelung: Was passiert eigentlich im Netz, wenn man den Lichtschalter an macht? S. 4
Gleichgewicht von Erzeugung und Verbrauch Zu wenig Leistung (negative Leistung) Einschalten einer größeren Last Kraftwerksausfall Weniger Wind oder Sonne als erwartet Zu viel Leistung (positive Leistung) Ausfall einer größeren Last Netzunterbrechung Mehr Wind oder Sonne als erwartet S. 5
Prognosefehler Prognose der Last: Kraftwerksfahrplan Stundenrhythmus Börsenhandel Prognosefehler: Netzregelung Solidarisch Handel von Regelenergie S. 6 Bild: Moser, RWTH Aachen
Netzfrequenz Änderung des Gleichgewichtes führt zu Änderung der kinetischen Energie rotierender Massen Negative Leistung aus dem Netz: Massen werden abgebremst Positive Leistung ins Netz: Massen werden beschleunigt Drehzahl ist an Netzfrequenz gekoppelt Netzfrequenz wirkt europaweit einheitlich Netzverbund: Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) S. 7
Stufen der Netzregelung S. 8
Stufen der Netzregelung Momentanreserve (Massenträgheit) Primärregelung Sekundärregelung Minutenreserve Stundenreserve, Börsenhandel Leistung 30s 5min 15min bis zu 60 min Zeit t https://www.regelleistung.net/regelleistungweb/static/technische_aspekte.jsp S. 9
Momentanreserve Traditionell aus rotierenden Massen Gleichmäßig proportional auf alle Erzeuger verteilt Bis zu 5% Überlast Zeitdauer bis zu etwa 30 sec (wenn Primärregelung greift) Selbstregelungseffekt durch frequenzabhängige Lasten (insbes. ungeregelte Motoren) Keine Vergütung S. 10
Primär (oder Sekunden) - Regelung Automatisch, spätestens innerhalb von 30 sec Max. 3000 MW im UCTE Bereich 656 MW im deutschen Regelzonenverbund (2009) Regelung: Frequenz-proportional, Einheitlicher Proportionalitätsfaktor Quasisationärer Regelfehler Alle Verbundpartner sind beteiligt In Deutschland: Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Regelleistung wird ausgeschrieben im Internet www.regelleistung.net S. 11
Sekundär-Regelung Automatisch, innerhalb 5 min Verursachergerecht, nur im betroffenen Gebiet 550MW 1250MW für deutschen Regelzonenverbund Regelung mit Integralanteil Beschaffung durch Übertragungsnetzbetreiber über Ausschreibung im Internet S. 12
Minuten-Reserve Manuell (telefonisch) innerhalb von 15min für mind. 1h Verursachergerecht, nur im betroffenen Gebiet Bis zur Höhe des größtmöglichen Blockausfalls In Deutschland: 2000 MW bis 2500 MW Beschaffung durch Übertragungsnetzbetreiber über Ausschreibung im Internet S. 13
Organisation der Netzregelung: Teilnehmer und Märkte S. 14
Europäisches Verbundnetz ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) Formuliert die Regeln für den Betrieb von den Netzen (Netcodes) Plant den Netzausbau Verbundnetze innerhalb der ENTSO-E nur über HGÜ und GKK gekoppelt Mitglieder UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity), u.a. Deutschland NORDEL (Skandinavien) UKTSOA (Großbritannien) TSOI ( Irland) S. 15 Bild und Text: nach Uli Lück Bildoriginal aus Wikipedia
Übertragungsnetz Deutschland 4 Regelzonen Netzregelverbund (NRV) Zusammenschluss der Regelzonen-Betreiber Tennent 50Hertz Amprion EnBW-Transportnetze AG Gemeinsame Organisation von Regelenergie Bild: Wikipedia S. 16
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Mindestangebotsgröße Durch Bundes-Netz-Agentur (BNetzA) seit 27.6.2011 festgelegt: Primärregelleistung [6] : +/-1 MW (zuvor 5 MW) Sekundärregelleistung [7] : +5MW bzw. -5MW (zuvor 10MW) Minutenreserve [8] : +15 MW bzw. -15MW S. 18
Merit Order List Preis Aktueller Preis Angebot Bedarf Abrufung von Regelenergie: Deutschlandweit In der Reihenfolge der Arbeitspreise Abweichungen nur bei Ausnahmesituationen: Temporärer Engpass Leitungsüberlastung Nicht Erreichbarkeit Energiemenge S. 19 Info aus [9]
Präqualifikation von Anbietern Voraussetzungen: Technische Kompetenz Ordnungsgemäße Erbringung unter betrieblichen Bedingungen Wirtschaftliche Leistungsfähigkeit Präqualifikation ausschließlich bei angeschlossenem Übertragungsnetzbetreiber (ÜBN) Anforderungen in: TransmissionCode 2007, Kap.5 und Anhang D Weiter Details und Downloads: https://www.regelleistung.net/regelleistungweb/static/ praequalifikation.jsp S. 20
Anbieter von Regelleistung https://www.regelleistung.net/regelleistungweb/download/public/20111025_anbieterliste.pdf S. 21
Details der Frequenzregelung S. 22
Verteilung der Netzfrequenz Häufigkeit Häufigkeitsverteilung der Netzfrequenz für 2010 40% 30% 20% Max. 50.1 Hz Min. 49.9 Hz im Normalbetrieb (2010) meist am Ende des 1h-Rasters 10% 0% 49.8 49.9 50.0 50.1 Netzfrequenz f / Hz Nach Ecofys [1], dort Verweis auf: 50.2
Der Emsland-Vorfall
Unterschiedliche Frequenzen Moser, RWTH Aachen
Frequenzgrenzen und 5-Stufen-Plan S. 26 Moser, RWTH Aachen
Stufen der Netzregelung (Details) S. 27 Moser, RWTH Aachen
Kraftwerksausfall 6 12 18 24 30 Zeit t / s Frequenzänderung f / Hz -0.1-0.2-0.3-0.4 Moser, RWTH Aachen S. 28 Nach Moser, RWTH Aachen
Reaktion auf Leistungsänderung Fossiles Dampfkraftwerk S. 29 Moser, RWTH Aachen
Primär- und Sekundärreserve: Leistungsgradienten Konventionelle Kraftwerke Stundenreserve: S. 30
Frequenzregelung Windanlagen
Direct grid connected (fixed speed) Doubly fed induction generator (variable speed) Gear Double-fed induction generator Windgeneratortypen Transformer Grid Momentanreserve Kurzzeit-Energie aus Drehmassen Pitch der Rotorblätter Limitiert durch Überlast von Generator und Trafo Inverter AC DC DC AC 1/3 scale power converter Filter Full conversion generator (variable speed) AC DC Transformer Grid Gear Asynchronous/ Synchronous generator Filter DC Full scale power converter AC Filter S. 32 Bilder von F. Blaabjerg, ECCE 2011
Frequenzregelung Windkraft Tobias Gehlhaar [4]
Frequenzregelung Windkraft Vattenfall Europe Transmission EoN-Netz http://www.springer-vdi-verlag.de/libary/common/bwk/ebwk_04_2008_smolka.pdf
Mittelspannungsrichtline BDEW Wirkleistung P / Po 120% 100% 80% 60% 40% Leistungsreduktion nach Mittelspannungsrichtlinie Momentane Leistung Po vor dem Ereignis Steigerung der Wirkleistung erst bei f 50.05 Hz Bei f > 50.2 Hz Leistung reduzieren mit Gradient -40%/Hz Mittelspannungsrichtline des BDEW von 2008 [2] und Ergänzung 2011 [3] Für f > 50.2 Hz: Leistung reduzieren mit -40% / Hz Hysterese: Steigerung der Leistung erst bei f 50.05 Hz 20% 0% Bei f < 47.5 Hz Abschalten Bei f > 51.5 Hz Abschalten 47 48 49 50 51 52 53 Netzfrequenz f/hz
Das 50.2 Hz Problem von Solaranlagen Info im Wesentlichen nach Ecofys-Gutachten [1]
Regelung für Solaranlagen Seit 2005/2006: Hartes Abschalten bei zu viel Leistung im Netz, bei Netzfrequenz f > 50.2 Hz Wiedereinschalten nach 30 sec, wenn Frequenz normal Nach DIN VDE V 0126-1-1 [2]
Das Problem Ca. 18 GW pk Solarleistung, davon ca. 14 GW pk im NS-Netz Einspeisung real bis zu 13.6 GW Worst case: Nur NS-Netz, 70% Gleichzeitigkeitsfaktor: 9 GW schalten hart ab! Vgl. Reserve im UCTE-Netz: 3 GW http://www.sma.de/de/news-infos/pv-leistung-in-deutschland.html
Auswirkungen Worst case: 9 GW fallen schlagartig weg 3 GW können gegen gehalten werden Frequenz fällt schlagartig unter die untere Schwelle Kaskadierende Abschaltungen, z.b. Windanlagen z.t. schon ab 49.5 Hz BLACKOUT Bad case Max. 3 GW fallen weg Primärregelung setzt ein, Frequenz stabil Solaranlagen schalten nach 30 sec wieder ein Zu viel Leistung im Netz, Frequenz steigt über 50.2 Hz Aufschwingen An - Aus
Relevanz Häufigkeit Häufigkeitsverteilung der Netzfrequenz für 2010 40% 30% 20% 10% 0% 49.8 Nach Ecofys [1], dort Verweis auf: 49.9 50.0 50.1 Netzfrequenz f / Hz 50.2 50.2 Hz im Normalbetrieb nicht erreicht (z.b. 2010) Max. 50.1 Hz meist am Ende des 1h-Rasters In Zukunft: Noch höhere Bedeutung des Stromhandels, f 50.2 Hz Überschreitung 50.2 Hz bei großräumigen Störungen im Verbundnetz. Bsp: 2006 Ems-Vorfall
Massnahmen Kurzfristig für Neuanlagen (seit Mai 2011) Mittelfristig für Neuanlagen (ab 1.1.2012) Nachrüstung für Bestand (2012 2014, gestaffelt nach Leistung)
Kurzfristig für Neuanlagen Gemäß Technische Hinweise des Forum Netztechnik / Netzbetrieb im VDE (VDE/FNN) Frequenzabhängige Wirkleistungssteuerung Variante a: Stufenlösung mit stochastischer Verteilung Variante b: Abregeln des Wechselrichters analog Mittelspannungsrichtlinie [4] Optimierung des Wiedereinschaltverfahren Unverbindliche Empfehlung, aber: Seit Mai 2011 über 90% der Neuanlagen
Mittelfristig für Neuanlagen Wirkleistung P / Po 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% VDE-Anwendungsregel VDE-AR-N 4/05 Momentane Leistung Po vor dem Ereignis Wiedereinschalten erst nach 30 sec Stochastisch verteiltes Abschalten Bei f > 50.2 Hz Leistung regeln mit Gradient -40%/Hz Bei f > 51.5 Hz Abschalten 50 50.5 51 51.5 52 Netzfrequenz f/hz Nach VDE- Anwendungsregel VDE-AR-N 4/05 Ab 1.1.2012 Einspeisung laut Kennlinie Stochastisch verteiltes Abschalten möglich (Stufenverfahren) Außerdem: Sanftes Einschalten
Wirkleistung P / Po Solaranlagen am Niederspannungsnetz Umrüsten existierender Anlagen 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% Vorschläge für Solaranlage im NS-Netz Momentane Leistung Po vor dem Ereignis Wiedereinschalten erst nach 30 sec Stochastisch verteiltes Abschalten Bei f > 50.2 Hz Leistung regeln mit Gradient -40%/Hz Bei f > 51.5 Hz Abschalten 50 50.5 51 51.5 52 Netzfrequenz f/hz Vorschlag 1: Bei f > 50.2 Hz Leistung regeln mit -40% / Hz (VDE-AR-N 4/05) Vorschlag 2: Mittelspannungsrichtlinie Vorschlag 3: Fester, aber für jede Anlage unterschiedlicher Abschaltpunkt für f > 50.2 Hz Stochastisch verteiltes Abschalten
Umrüstung Bestand Relavant für Anlagen Ab 1.9.2005 P pk > 10 kw Drei Varianten, basierend auf Kurz- und Mittelfrist-Lösung für Neuanlagen Auswahl durch Hersteller
Aufwand und Kosten der Nachrüstung Kosten für Anlagenbetreiber: 5% - 20% bezogen auf jährlichen Ertrag aus EEG Größenordnung der Rendite! Kosten für Netzkunden: 0.01...0.04 ct/kwh Bei Umlage über Netzentgelte
Umrüstung Bestand Gestaffelte Umrüstung > 100 kwpk < 6 Monate > 30 kwpk < 24 Monate < 30 kwpk < 36 Monate Nach einem Jahr mehr als 50% der Leistung umgerüstet
Weitere Punkte Inselbetrieb von Teilnetz mit Netzersatzanlagen: Verträgt keine Rückspeisung Synergien bei Umrüstung Europäische Perspektiven
Kontakt Prof. Dr. Eberhard Waffenschmidt Professur (Chair Electrical Grids) Institut für Elektrische Energietechnik, Fakultät für Informations-, Medien- und Elektrotechnik (F07) Betzdorferstraße 2, Raum ZO 9-19 50679 Köln, Deutschland Tel. +49 221 8275 2020 eberhard.waffenschmidt@fh-koeln.de http://www.f07.fh-koeln.de/fakultaet/personen/professoren/ eberhard.waffenschmidt/index.html
Referenzen [1] Jens Bömer, Karsten Burges, Pavel Zolotarev, Joachim Lehner, Auswirkungen eines hohen Anteils dezentraler Erzeugungsanlagen auf die Netzstabilität bei Überfrequenz & Entwicklung von Lösungsvorschlägen zu deren Überwindung Langfassung, Ecofys, IFK, Sept. 2011 Online verfügbar (Dez. 2011) unter: http://www.ecofys.com/files/files/ecofys_ifk_50_2_hz_langfassung.pdf [2] Bartels, Wolfgang; Ehlers, Frank; Heidenreich, Kurt; Hüttner, Ragnar; Kühn, Holger; Meyer, Tim et al., Technische Richtlinie Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz - Richtlinie für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. BDEW Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft e. V., Berlin, Juni 2008 Online verfügbar (Dez. 2011) unter: http://www.vde.com/de/fnn/dokumente/documents/rl_ea-am-msnetz_bdew2008-06.pdf [3] Bartels, Wolfgang; Ehlers, Frank; Heidenreich, Kurt; Hüttner, Ragnar; Kühn, Holger; Meyer, Tim et al., Ergänzung zur Technischen Richtlinie Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. Richtlinie für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V., Berlin, 15. Feb. 2011, Online verfügbar (Dez. 2011) unter: http://www.vde.com/de/fnn/dokumente/documents/bdew_ergaenzung-zu-msrichtlinie_20110215.pdf. [4] Tobias Gehlhaar, Hilfe im Dschungel der Netzanschlussregeln - Nachweisverfahren zur Einhaltung der Forderungen aus internationalen Grid Codes, Energy 2.0-Kompendium 2008, Online verfügbar (Dez. 2011): http://www.aud24.net/pi/index.php? StoryID=1220&p=mJ3rC2nsGxWFBanjU.jGmQF3Ccl_ExFoccClnMfiMg3pRUO0SHWqEtioa_g.G@7DBBNmot8vapip_20dRw.GVn3yHaX6qg F4SupzIiJWcwFxbZ3bAhCrFx9-BX83 [5] TransmissionCode 2007 "Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber", herausgegeben von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern [6] Ausschreibung Primärenergie (Dez. 2011): https://www.regelleistung.net/regelleistungweb/static/ausschreibung_prl.jsp [7] Ausschreibung Sekundärenergie (Dez. 2011): https://www.regelleistung.net/regelleistungweb/static/ausschreibung_srl.jsp [8] Ausschreibung Minutenreserve (Dez. 2011): https://www.regelleistung.net/regelleistungweb/static/ausschreibung_mrl.jsp [9] Erläuterung zur Merit Order von Regelenergie: https://www.regelleistung.net/regelleistungweb/action/ausschreibung/abrufwerte/erlaeuterung.do