AP 4.1 – Netztechnische Auswirkungen der Bereitstellung von Systemdienstleistungen durch verteilte Erzeugungsanlagen

Zielsetzung

Der durch EEG und KWKG getriebene Zubau von Erzeugungsanlagen verändert das Energieversorgungssystem maßgeblich. Wo vormals aus Netzsicht zentral gelegene Großkraftwerke mit Anschluss im Hoch- oder Höchstspannungsnetz zur Stromerzeugung eingesetzt wurden, findet zunehmend eine Erzeugung durch kleinere, dezentral im Nieder- und Mittelspannungsnetz angeschlossene Anlagen statt.

In Arbeitspaket 4.1 werden die netztechnischen Auswirkungen einer durch dezentrale Erzeugungsanlagen geleisteten Bereitstellung von Wirkleistung und Systemdienstleistungen untersucht. Wesentliches Ziel ist somit die Beantwortung der Frage, inwieweit dezentrale Erzeugungsanlagen die bisherigen Aufgaben der Großkraftwerke für das Gesamtsystem übernehmen können. Im Fokus stehen hierbei Netzengpässe, die stationäre Spannungshaltung sowie die Frequenzstabilität. Im Einzelnen sollen Beiträge zur Beantwortung der folgenden ragestellungen erarbeitet werden:

• Welche Auswirkungen hat die koordinierte Bereitstellung von Wirkleistung und Systemdienstleistungen durch dezentrale Erzeugungsanlagen auf die Netze?
• Welche netztechnischen Anforderungen müssen an Bilanzeinheiten und ihre Regelung gestellt werden?
• Können Grenzen des Netzbetriebs sowie des Zubaus von dezentraler Erzeugung abgeschätzt werden?
• Wie kann die Frequenzstabilität im kontinentaleuropäischen Verbundnetz bei einem Rückgang der rotierenden Massen gewährleistet werden?
• In welchem Maß muss Netzausbau betrieben werden?
• Wie entwickelt sich der Strompreis?

Methodik

Kern der Arbeiten in Arbeitspaket 4.1 ist der Aufbau eines Spannungsebenen übergreifenden Systemmodells. Dieses Modell bildet neben dem kontinentaleuropäischen Verbundnetz der Höchstspannungsebene und den zugehörigen Strommärkten auch an einzelnen Netzknoten detailliert das unterlagerte Verteilnetz der Hoch- und Mittelspannungsebene ab (siehe Bild 1). Darüber hinaus sind Modelle der Primär- und Sekundärregler, der Großkraftwerke und ihrer Generatoren sowie der sonstigen Erzeugungsanlagen hinterlegt. Das Modell ermöglicht so sowohl stationäre Netzberechnungen als auch quasistationäre Simulationen der Frequenzausgleichsvorgänge im Zeitbereich. Zur Ermittlung der notwendigen Eingangsgrößen dient in beiden Fällen die vorgelagerte Simulation der Wirk- und Regelleistungsmärkte.

Innerhalb dieses Systemmodells werden die im Projekt teilprojektübergreifend entwickelten Szenarien umgesetzt und die Ergebnisse im Hinblick auf die Forschungsfragen analysiert

Bild 1: Spannungsebenen übergreifendes Netzmodel

Ergebnisse

Im bisherigen Projektverlauf wurden die benötigten Modelle entwickelt und die Szenarienumgebung der Teilprojekte 1–4 definiert. Diese Umgebung und die konzeptionelle Kopplung der Simulationen im Verteil- und Übertragungsnetz der Teilprojekte 1–4 ermöglichen zwischen den Teilprojekten übertragbare Ergebnisse.

Publikationen

• Timo Breithaupt, Steffen Garske, Torsten Rendel, Lutz Hofmann: Methodological Approach for Integrated Grid and Market Simulation of Coherent Distribution and Transmission Systems. EnviroInfo. Hamburg, September 2013. [pdf]
• Marita Blank, Timo Breithaupt, Arne Dammasch, Steffen Garske, Astrid Nieße: Evaluationsszenarien für die Teilprojekte 1–4. Technischer Bericht im Rahmen des Projektes Smart Nord, Oktober 2013.
• Timo Breithaupt, Torsten Rendel, Lutz Hofmann: INES – Integrierte Netz- und Energiemarktsimulation. 15. Dresdener Kreis 2014, Fachtagung der TU-Dresden, der Universität Hannover, der Universität Magdeburg und der Gesamthochschule Duisburg: Elektroenergieversorgung. Leipzig, März 2014.

Ansprechpartner

Prof. Dr.-Ing. habil. Lutz Hofmann

hofmann@spamiee.uni-hannover.de