Grundlagen zur Erlangung des Systemdienstleistungsbonus Experience you can trust.
Inhalt Präsentation KEMA Präsentation Systemdienstleistungen 1. Motivation zur Ausschüttung eines SDL- Bonus 2. Grundlage des SDL-Bonus 3. Übersicht über die vorhandenen Gesetze, Verordnungen und Richtlinien 4. Anforderungen an Windenergieanlagen 5. Methodisches Vorgehen der KEMA 2
Das KEMA-Portfolio Dienstleistungen und Lösungen für die gesamte Wertschöpfungskette im Energiemarkt 3
Unser Profil Gegründet 1927 Zentrale in den Niederlanden Kunden auf allen Kontinenten Büros in mehr als 20 Ländern Mehr als 1.500 Mitarbeiter Umsatz in 2008: 226,7 Mio 4
Unsere Leistungen im Detail Business and Technical consulting & services Testing & Certification Electricity, gas and heat markets New energy technologies Consulting services Business & Management Process & IT Technical Technical and operational services Advice & Risk assessment based on Measurements Inspections Diagnostics Modeling and monitoring Electrical and gas components Lab testing Certificates Reports Calibration and (smart) metering Protocol testing On-site inspections & witnessing Emission verification
KEMA-IEV in Dresden Technical consulting services Certification KEMA-IEV ist ein unabhängiges Ingenieurunternehmen, das seit mehr als 40 Jahren professionelle Ingenieurdienstleistungen für Energiesysteme und Energieanlagen liefert. 6
Inhalt Präsentation KEMA Präsentation Systemdienstleistungen 1. Motivation zur Ausschüttung eines SDL- Bonus 2. Grundlage des SDL-Bonus 3. Übersicht über die vorhandenen Gesetze, Verordnungen und Richtlinien 4. Anforderungen an Windenergieanlagen 5. Methodisches Vorgehen der KEMA 7
1. Motivation Ausschüttung SDL-Bonus Warum gibt es einen Systemdienstleistungs-Bonus? Quelle: http://www.unendlich-viel-energie.de/de/wind.html 8
1. Motivation Ausschüttung SDL-Bonus Warum gibt es einen Systemdienstleistungs-Bonus? Signifikanter Zuwachs an Windenergieanlagen Ablösung von konventionellen Kraftwerken Verlust von spannungs- und frequenzstabilisierenden Beiträgen (Regelleisung) im Fehlerfall Gefahr einer Störungsausbreitung im Übertragungsnetz Systemdienstleistungen zur Erhaltung der Funktionstüchtigkeit des Übertragungsnetzes von Windenergieanlagen zu erbringen 9
1. Motivation Ausschüttung SDL-Bonus Was sind Systemdienstleistungen (SDL)? Frequenzhaltung Spannungshaltung Versorgungswiederaufbau System-/Betriebsführung Quelle: TransmissionCode 2007, BDEW Übertragungsnetz SDL SDL Netzbetreiber sind gemäß EEG 2009 verpflichtet, Kosten für die Erbringung von Vorleistungen zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen zu vergüten. Verteilungsnetz SDL WP WP WP WP Großteil der WEA auf Verteilungsnetzebene Konv. KW 10
2. Grundlagen zum SDL-Bonus Gesetz zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich und zur Änderung damit zusammenhängender Vorschriften (Umsetzung der Richtlinie 2001/77/EG) vom 25. Oktober 2008 (Veröffentlicht im Bundesgesetzblatt Jahrgang 2008 Teil I Nr. 49, 31. Oktober 2009) Das Gesetz trat am 1.1.2009 in Kraft (EEG 2009). Wesentliche Paragraphen zum Systemdienstleistungsbonus: 6 Technische und betriebliche Vorgaben 29 Windenergie (Grundvergütung, Anfangsvergütung, Höhe SDL-Bonus Neuanlagen) 64 Verordnungsermächtigung (Technische Definitionen zur Erlangung des Systemdienstleistungsbonus) 66 Übergangsbestimmungen (Höhe SDL-Bonus Altanlagen) 11
2. Grundlagen zum SDL-Bonus EEG 29 Abs. 1 : Grundvergütung 5,02 Cent/kWh (ohne Begrenzung) EEG 29 Abs. 2 Satz 1: Anfangsvergütung 9,2 Cent/kWh für 5 Jahre nach Inbetriebnahme EEG 29 Abs. 2 Satz 4 & EEG 66 Abs. 1 Nr. 6 Unterscheidung von Neu- und Altanlagen Altanlagen Neuanlagen BN bis 31.12.2001 01.01.2002 bis 31.12.2008 01.01.2009 bis 30.06.2010 01.07.2010 bis 31.12.2013 ab 01.01.20 SDL rforderl. nein optional optional ja ja SDL-Bonus nein 0,7 Cent/kWh 0,5 Cent/kWh 0,5 Cent/kWh nein Dauer - 5 Jahre ab erstmaligem Nachweis für die Dauer der Anfangsvergütung, ab erstmaligem Nachweis für die Dauer der Anfangsvergütung, ab IBN - 12
3. Übersicht über die vorhandenen Gesetze, Verordnungen und Richtlinien EEG: Festlegung der Vergütungshöhe des SDL-Bonus abhängig vom Inbetriebnahmedatum der Windenergieanlagen Verordnung zu Systemdienstleistungen durch Windenergieanlagen: Vorgabe der technischen Anforderungen an die Windenergieanlagen mit Bezug auf die MS-Richtlinie 2008 und den TransmissionCode 2007 Technische Richtlinien zum Einheitenzertifikat: Nachweis zur Erbringung der geforderten Systemdienstleistung einer einzelnen Windenergieerzeugungseinheit auf Basis der FGW (Fördergesellschaft Windenergie e.v.) TR3 und TR8 Technische Richtlinien zum Sachverständigengutachten: Nachweis zur Erbringung der geforderten Systemdienstleistungen des Windparks am Netzverknüpfungspunkt auf Grundlage der FGW TR4 und TR8 13
4. Anforderungen an Windenergieanlagen Technische Anforderungen an Bestandsanlagen ergeben sich aus 66 EEG, Abs. 1 Nr. 6 bzw. 5 SDLWindV in Verbindung mit Anlage 3. Durchfahren von Fehlern gemäß Spannungsverlauf Bild 3.5 aus dem TransmissionCode 2007 oberhalb der Grenzlinie 1 Blindleistungs-Unterspannungsschutz (Q & U<) muss vorhanden sein Keine Trennung vom Netz zwischen 47,5 Hz und 51,0 Hz Absenkung der Wirkleistungseinspeisung bei Überfrequenz Funktion zum automatischen Wiederankoppeln ist auf Anforderung des Netzbetreibers zu blockieren Vorgabe der Einstellparameter des Entkupplungsschutzes durch Netzbetreiber 14
4. Anforderungen an Windenergieanlagen SDLWindV, TransmissionCode 2007 und MS-Richtlinie stellen Anforderungen an Neuanlagen hinsichtlich: 1. Stationäre Netzstützung 2. Dynamische Netzstützung 3. FRT-Fähigkeit der EZA 4. Frequenzbereich und Wirkleistungsreduktion bei Überfrequenz Zusätzlich auszuweisen und zu bewerten: 1. Kurzschlussbeitrag der EZA 2. Netzrückwirkungen 3. Einstellwerte der Entkupplungsschutzeinrichtungen 4. Einhaltung der Zuschaltbedingungen 5. Anfahrblockierung 15
4.1. Stationäre Netzstützung Anschluss an das Mittelspannungsnetz Ansatz KEMA: Quelle: MS-Richtlinie 2008 Nachweis der stationären Netzstützung durch stationäre Simulationen der EZA auf Basis der im EZE-Zertifikat enthaltenen Spezifikationen 16
4.1. Stationäre Netzstützung Anschluss an das Hoch- und Höchstspannungsnetz RWE transpower 50Hertz Transmission Ansatz KEMA: Quelle: SDLWindV Nachweis der stationären Netzstützung durch stationäre Simulationen der EZA auf Basis der im EZE-Zertifikat enthaltenen Spezifikationen 17
4.2. Dynamische Netzstützung Quelle: MS-Richtlinie 2008 Ansatz KEMA: Nachweis der dynamischen Netzstützung durch Verweis auf EZE-Zertifikat Prüfung der Einstellwerte an der EZE (K-Faktor) 18
4.3. FRT-Fähigkeit der EZA NAP MS-Anschluss HS-Anschluss Durchfahren von Netzfehlern mit Spannungseinbruch kleinste LL- Spannung Durchfahren von Netzfehlern mit Spannungseinbruch größte LL-Spannung Ansatz KEMA: Quelle: MS-Richtlinie 2008 Quelle: TransmissionCode 2007 Nachweis der FRT-Fähigkeit durch dynamischen Simulationen der EZA auf Basis des EZE-Zertifikates und des EZE-Modells Prüfung der Einstellwerte der Schutzgeräte an der EZE und der EZA vor Ort 19
4.4. Wirkleistungsreduktion bei Überfrequenz Quelle: MS-Richtlinie 2008 Ansatz KEMA: Nachweis der Wirkleistungsreduktion bei Überfrequenz durch EZE-Zertifikat Prüfung der Einstellwerte der Schutzgeräte an der EZE und der EZA vor Ort 20
4.5. Kurzschlussbeitrag der EZA Ansatz KEMA: Ermittlung der Kurzschlussleistung der EZA auf Basis der Messergebnisse gemäß EZE-Zertifikat Bestätigung der Kurzschlussfestigkeit der Schaltanlage durch Vor-Ort-Untersuchung 21
4.6. Netzrückwirkungen Ansatz KEMA: Berechnung der Spannungsanhebung am NAP Ermittlung der Oberschwingungspegel am NAP auf Basis der vermessenen EZE gemäß TR3 22
4.7. Einstellwerte der Entkupplungsschutzeinrichtungen Der Blindleistungs-Unterspannungsschutz (Q & U<) trennt die Erzeugungsanlage nach 0,5 s vom Netz, wenn alle drei verketteten Spannungen am Netzanschlusspunkt kleiner als 0,85 U c sind (logisch UND-verknüpft) und wenn die Erzeugungsanlage gleichzeitig induktive Blindleistung aus dem Netz des Netzbetreibers aufnimmt. Ansatz KEMA: Vor-Ort-Begutachtung der Einstellwerte entsprechend der Vorgabe des Netzbetreibers Vor-Ort-Begutachtung des Q-/U-Schutzes Quelle: MS-Richtlinie 2008 Blindleistungsbezug von bis zu 0,05 x SN ist tolerierbar, Realisierung zum Beispiel durch Parametrierung des Distanzschutzes. 23
4.8. Einhaltung der Zuschaltbedingungen Anschluss an das Mittelspannungsnetz Es ist nachzuweisen, dass die Erzeugungsanlage erst bei einer Netzspannung von mindestens 95 % U C und einer zwischen 47,5 Hz und 50,05 Hz zuschaltet oder wiederzuschaltet, Netzfrequenz im Falle einer Auslosung durch den Entkupplungsschutz nach Wiederzuschaltung die Wirkleistung mit einem Gradienten von maximal 10 % der Nennleistung pro Minute steigert (gilt nur für Erzeugungsanlagen > 1 MVA). Ansatz KEMA: Quelle: MS-Richtlinie 2008 Vor-Ort-Begutachtung der Einstellwerte an den EZE und der Parksteuerung 24
4.8. Einhaltung der Zuschaltbedingungen Anschluss an das Hoch- und Höchstspannungsnetz Nach Trennung einer Erzeugungsanlage vom Netz auf Grund von Überfrequenz, Unterfrequenz, Unterspannung, Überspannung oder nach Beendigung eines Inselbetriebes ist das automatische Synchronisieren der einzelnen Generatoren mit dem Netz nur bei einer Spannung am Netzanschlusspunkt erlaubt, die im 110-kV- Netz größer als 105 kv, im 220-kV-Netz größer als 210 kv, und im 380-kV-Netz größer als 370 kv ist. Der Spannungswert bezieht sich auf den kleinsten Wert der drei verketteten Netzspannungen. Der Anstieg der an das Netz des jeweiligen Netzbetreibers abgegebenen Wirkleistung darf nach dieser Abschaltung einen Gradienten von maximal 10 % der Netzanschlusskapazität pro Minute nicht überschreiten. Ansatz KEMA: Quelle: TransmissionCode 2007 Vor-Ort-Begutachtung der Einstellwerte an den EZE und der Parksteuerung 25
4.9. Anfahrblockierung Auf Anforderung des Netzbetreibers (zum Beispiel per Funkrundsteuerung oder Ähnlichem) ist die Funktion zum automatischen Wiederankoppeln an das Netz zu blockieren. Quelle: SDLWindV Ansatz KEMA: Vor-Ort-Begutachtung der Einrichtung zur Blockierung und Beschreibung des Konzeptes Realisierung durch Übertragung eines Blockiersignals oder eines Wirkleistungssollwertes von 0% PN Prüfung der hardwareseitigen Nachrüstung sowie Beschreibung des Prinzips, gegebenenfalls Einbeziehung des Einheitenzertifikates 26
5. Methodisches Vorgehen der KEMA KEMA ist aktives Mitglied im FGW e.v. - Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien - www.wind-fgw.de KEMA bringt sich aktiv in die Arbeitskreise TR4 und TR8 ein, um die technischen und inhaltlichen Anforderungen mitzugestalten. Teilnehmer seitens KEMA sind hauptsächlich Jörg Zillmer (Abteilungsleiter Elektroenergieversorgung), Albrecht Gerber (Consultant Elektroenergieversorgung) und Sebastian Kuhne (Abteilungsleiter Sales und Marketing). 27
5. Methodisches Vorgehen der KEMA KEMA ist von der FGW / FNN seit 24.03.2010 als Gutachter für Bestandsanlagen endgültig empfohlen. Die Basis dafür war die Anerkennung eines der ersten Gutachten in Deutschland für Bestandsanlagen am 24.03.2010 von der RWE Rheinland Westfalen Netz AG. Die vorläufige Empfehlung bestand seit Dezember 2009 und wurde im Rahmen eines entsprechenden Bewerbungsprozesses erlangt. KEMA ist von der FGW / FNN seit 26.03.2010 als Gutachter für Neuanlagen vorläufig empfohlen. Diese Empfehlung ist befristet auf 18 Monate. Eine Umwandlung innerhalb dieses Zeitraums in eine endgültige Empfehlung wird mit der Einreichung des ersten Gutachtens für Neuanlagen angestrebt. KEMA bereitet eine entsprechende Akkreditierung durch die Deutsche Akkreditierungsstelle (DakkS) vor. Nach der Übergangsfrist von 18 Monaten ist eine Begutachtung nur noch durch entsprechend akkreditierte Institute möglich. 28
5. Methodisches Vorgehen der KEMA B.A: Datenabfragebogen WEA-Betreiber -Netzanschlusspunkt -Windparkdaten B.B: Datenabfragebogen Netzbetreiber -Entkupplungsschutz -Netzdaten B.C: Datenbogen Systemschutz und Sonstiges -Umrüstung der EZE -Q/U-Schutz Für Neuanlagen zusätzlich benötigt: -Validiertes Einheitenmodell Quelle: TR8, Rev. 3 29
5. Methodisches Vorgehen der KEMA KEMA verfügt über entsprechende Kontakte zu Netzbetreibern. Gespräche über Gutachten und entsprechende Projekte wurden und werden im Vorfeld geführt. Der methodische Ansatz von KEMA ist allgemein anerkannt. Wesentliche Netzbetreiber sind Regionalversorger der E.ON (edis, Avacon, Mitte, Thüringer Energie, Westfalen-Weser-Ems, Hanse), der RWE (envia, Rheinland Westfalen Netz), der EnBW (enso) sowie weiterer Netzbetreiber (z. B. EWE, WEMAG,...) KEMA erfüllt den gezeigten Workflow der TR8. KEMA begleitet seine Kunden in diesem Prozess. KEMA modelliert mit entsprechend anerkannter Software (PowerFactory von DIgSILENT) die Windparks. KEMA sichtet vor Ort die entsprechenden technischen Umrüstungen (EZE, Q/U- Schutz, Schutzeinrichtungen). Gegebenenfalls werden die Parameter angepasst. 30
5. Methodisches Vorgehen der KEMA Im Ergebnis wird der gesamte Windpark gemäß EEG 2009, SDLWindV und den Technischen Richtlinien (TR8) unter Verwendung des Simulationsmodells, der Protokolle der Begutachtung vor Ort und der erhaltenen Einheitenzertifikate bewertet. Als Dokument erfolgt die Erstellung eines anerkannten Sachverständigengutachtens der Windenergie-Erzeugungsanlage gemäß TR8. 31
Zusammenfassung Hintergründe Systemdienstleistung Rechtliche Grundlagen (Gesetze, Verordnungen, Richtlinien) Technische Anforderungen an Windenergieanlagen Methodisches Vorgehen der KEMA 32
Ausblick Gesetzgeber hat einen herausfordernden Zeitplan geschaffen Neuanlagen gewinnen an Bedeutung Mischparks (Alt / Neuanlagen, verschiedene Hersteller, verschiedene Betreiber) zunehmend anzutreffen Vorhandensein aller Einheitenzertifikate und Einheitenmodelle Weiterentwicklung der TR8 Integration der SDL Voraussetzungen in die entsprechenden Richtlinien des BDEW 33
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit. Experience you can trust.