Der Ausbau von Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) mit Netzanbindung über Umrichter und der Rückgang thermischer Erzeugungsanlagen mit Netzanbindung über Synchrongeneratoren führt zu einer Veränderung der System-dynamik sowie einer potenziellen Gefährdung der Kurzzeitstabilität, da die Abnahme von synchroner Erzeugung mit einer Abnahme stabilisierender Momentanreserve und Kurzschlussleistung verbunden ist. Die heutzutage üblichen netz-folgenden Regelungskonzepte der Umrichter von EE-Anlagen können Momentanreserve und Kurzschlussleistung nicht instantan bereitstellen. Zudem ist ihre Bereitstellung durch EE-Anlagen durch ihre geringen Energiereserven und geringe Überlastfähigkeit stark eingeschränkt.
Netzbildende Umrichter sind dagegen in der Lage, Momentanreserve und Kurzschlussleistung instantan bereitzustellen, auch wenn im Umfang geringer als Synchrongeneratoren. Vor diesem Hintergrund wird im Rahmen dieser Dissertation untersucht, welche Beiträge netzbildende Regelungskonzepte bei Umrichtern von EE-Anlagen zur Erhaltung der Kurz-zeitstabilität leisten können. Im Fokus steht hierbei die Bereitstellung von Momentanreserve für die Frequenzstabilität und von Kurzschlussleistung für die Spannungsstabilität im Kurzzeitbereich.
Das methodische Vorgehen sieht die Entwicklung eines dynamischen Netzmodells des europäischen Übertragungsnetzes vor, welches für EE-Anlagen neben heute üblichen netzfolgenden Netzregelungskonzepten auch netzbildende Regelungs-konzepte einschließlich der Energie- und Stromgrenzen der Umrichter enthält. Durch Variantenvergleich lässt sich der Einfluss netzbildender Umrichter auf die Kurzzeitstabilität anhand des Frequenz- bzw. Spannungseinbruchs nach Fehler-fällen quantifizieren.
Ein wesentlicher wissenschaftlicher Beitrag dieser Dissertation besteht in der Entwicklung eines Modells netzbildender Regelungskonzepte unter der Berücksichtigung von Energiemengenrestriktionen sowie maximalen Stromtragfähigkeit der Umrichter von EE-Anlagen, welches zur Zeitbereichssimulation, sogenannten RMS-Simulationen, von großen Elektrizi-tätsversorgungssystemen wie dem europäischen Übertragungsnetz geeignet ist.
Ein weiterer wesentlicher wissenschaftlicher Beitrag dieser Dissertation sind die durchgeführten systemischen Untersu-chungen mit einem dynamischen Netzmodell des kontinentaleuropäischen Übertragungsnetzes für das Zieljahr 2030 mit besonderem Fokus auf das deutsche Übertragungsnetz. Mittels der oben genannten Modelle netzbildender Umrichter wurde untersucht, welchen Beitrag EE-Anlagen bei unterschiedlichen Durchdringungsgraden netzbildender Regelungs-konzepte zur Erhaltung der Kurzzeitstabilität leisten können. Dazu wurden die initialen Frequenzgradienten nach Kraft-werksausfall als Indikator für die Frequenzstabilität im Kurzzeitbereich sowie die Ausbreitung eines Spannungstrichters während eines Kurzschlusses als Indikator für die Spannungsstabilität im Kurzzeitbereich herangezogen. Die Begrenzung von Frequenzgradienten durch die netzbildenden Umrichter der EE-Anlagen trägt dazu bei, dass sich Erzeugungseinheiten im Falle von Leistungsungleichgewichten nicht vom Netz trennen und das Leistungsdefizit vergrößern. Die Begrenzung des Spannungstrichters räumlich sowie im Umfang des Spannungseinbruchs durch die netzbildenden Umrichter trägt dazu bei, dass es zu keinen Unterspannungsschutzauslösungen von Erzeugungsanlagen und infolgedessen zu einem Spannungskollaps kommt.
Aktualisiert: 2023-03-31
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Das Voranschreiten der Energiewende führt zu einer höheren und volatileren Auslastung des elektrischen Übertragungs-netzes sowie einem Wegfall relevanter Blindleistungsquellen. Hieraus resultieren erhebliche Herausforderungen für die
dynamische Spannungshaltung, welche die Einhaltung der Spannungsgrenzen nach plötzlichen Änderungen der Netz-nutzungssituation sicherstellt.
Bisher werden zur dynamischen Spannungshaltung hauptsächlich Synchrongeneratoren konventioneller Kraftwerke einge-setzt, die zunehmend stillgelegt werden. Alternative Blindleistungsquellen, wie automatisch stufbare oder leistungselek-tronische Kompensationsanlagen, unterscheiden sich in ihrem Regelungsverhalten teils signifikant von Synchrongene-ratoren. Gleichzeitig wandeln sich die unterlagerten Verteilnetze immer mehr von passiv zu aktiv betriebenen Netzen mit einer hohen Durchdringung automatisierter lokaler Spannungs- und Blindleistungsregelungen. Dabei ist eine wechsel-seitige Beeinflussung der Regelungsvorgänge im Verteil- und Übertragungsnetz denkbar. Vor diesem Hintergrund wird in dieser Dissertation untersucht, welchen Einfluss Verteilnetze auf die dynamische Spannungshaltung im Übertragungsnetz
haben und inwieweit Wechselwirkungen zwischen dynamischen Vorgängen im Übertragungs- und Verteilnetz auftreten.
Zur Untersuchung dieser Fragestellungen erfolgt die Entwicklung eines Verfahrens zur Simulation dynamischer Vorgänge im Zeitbereich von Sekunden bis Minuten, welches auf ausgedehnte Übertragungs- und Verteilnetze anwendbar ist. Das entwickelte Verfahren berücksichtigt Last- und Einspeiseschwankungen im Langzeitbereich sowie diskrete Vorgänge, wie das Stufen automatisch geregelter Transformatoren und Kompensationsanlagen. Dabei erfolgt die realitätsnahe Abbildung von Einspeiseschwankungen dargebotsabhängiger Erzeugungsanlagen unter Verwendung eines zweistufigen Monte-
Carlo Markov Chain-Verfahrens.
Das entwickelte Verfahren findet exemplarisch auf einem Modell des Elektrizitätsversorgungssystems des Jahres 2030 Anwendung. Die exemplarischen Untersuchungen zeigen, dass der Einfluss von Verteilnetzen auf die dynamische
Spannungshaltung im Übertragungsnetz im ungestörten Betrieb vernachlässigbar gering ist. Kommt es jedoch zu einer plötzlichen Änderung der Blindleistungsbilanz, z.B. infolge eines Betriebsmittelausfalls, zeigt sich ein erheblicher Einfluss der Verteilnetze auf die dynamische Spannungshaltung im Übertragungsnetz. Des Weiteren zeigen die Untersuchungen, dass es insbesondere bei diskreten Regelungsvorgängen im Verteil- und Übertragungsnetz zu Wechselwirkungen kommt, welche zu einem veränderten Einsatz regelbarer Blindleistungsquellen im Übertragungsnetz führen können. Folglich sind
sowohl für netzplanerische als auch für netzbetriebliche Fragestellungen des Übertragungsnetzes sachgerechte Hoch- und Mittelspannungsnetzmodelle erforderlich, die das spannungsabhängige Verhalten der Netze im Fehlerfall unter Berück-sichtigung diskreter Regelungsvorgänge adäquat abbilden.
Aktualisiert: 2023-03-02
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Die EU-Kommission hat im Kontext des European Green Deals eine Strategie zur Integration des Energiesystems formuliert. Es sollen integrierte Energieinfrastrukturen mit einer verstärkten physikalischen Kopplung der Strom-, Wasserstoff -, Methan- und Fernwärmeinfrastruktur entstehen und diese möglichst treibhausgasarm, sicher und
kostengünstig geplant und betrieben werden. Die bidirektionale Kopplung der Transportnetze für Strom und Gase bildet hierbei das Rückgrat. Um Optimierungspotentiale heben zu können, wird die Einführung einer integrierten Systemplanung
diskutiert. Innerhalb eines solchen Prozesses werden Betriebssimulationen als Werkzeuge zur Berechnung von Bewertungskenngrößen wie Wohlfahrtsgewinnen, CO2-Emissionen oder der Netzsicherheit benötigt. Das Ziel dieser Arbeit ist daher, ein methodisches Vorgehen zu entwickeln, das bei einem integrierten Modellierungsansatz eine hohe zeitliche, räumliche und technische Auflösung aufweist und gleichzeitig die Anwendbarkeit auf großskalige Systeme ermöglicht.
Das entwickelte Verfahren basiert auf einem nichtlinearen Optimierungsproblem, welches variable Betriebskosten, CO2-Emissionen und Defizitenergie beim Anlageneinsatz und Netzbetrieb der Strom-, Gas- und Fernwärmeinfrastruktur minimiert. Die Transportinfrastrukturen für Strom und Gase werden netzknotenscharf und unter Berücksichtigung quasi-stationärer physikalischer Lastfl ussgleichungen zur Berechnung von Netzengpässen und Transportverlusten abgebildet. Die Skalierbarkeit des Verfahrens erlaubt die Anwendung auf großskalige Energiesysteme über ein gesamtes Jahr in stündlicher Auflösung. Zur Beherrschung der Modellkomplexität wird ein dreistufig verschachtelter Dekompositionsansatz entwickelt. Dieser löst das Optimierungsproblem mehrfach zunächst mit hohem Modelldetailgrad in der zeitlichen, dann räumlichen und schließlich technischen Dimension unter Anwendung verschiedener Modellreduktionstechniken und mit Informationsweitergabe an den Schnittstellen. Die Lösung des nichtlinearen Optimierungsproblems erfolgt in der
letzten Verfahrensstufe mittels sukzessiv linearer Programmierung.
In exemplarischen Untersuchungen wird die Leistungsfähigkeit des entwickelten Verfahrens durch Anwendung auf ein Szenario für das europäische Strom-, Wasserstoff-, Methan- und Fernwärmesystem im Jahr 2040 demonstriert. Das Verfahren zeigt infrastrukturübergreifende Wechselwirkungen im Betrieb auf, welche die optimierten Systemantworten auf Überschüsse und Knappheit erneuerbarer Stromerzeugung, Netzengpässe im Strom- und Wasserstoff transportnetz oder Knappheit saisonaler Wasserstoff speicherkapazitäten darstellen. Im Rahmen einer Kosten-Nutzen-Analyse von Elektrolysestandorten in Deutschland wird berechnet, dass primär Netzengpässe und sekundär Netzverluste im elektrischen Übertragungsnetz die Standortentscheidung beeinflussen und gegenüber Engpässen und Verlusten im Wasserstoffnetz überwiegen. Elektrolyseure nahe der erneuerbaren Stromerzeugung aus Windenergieanlagen in Norddeutschland weisen daher einen größeren systemischen Nutzen auf als Elektrolyseure nahe der Lastzentren im Südwesten Deutschlands.
Aktualisiert: 2023-02-09
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Durch den Zubau von Erzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien befinden sich zukünftig vermehrt
umrichterbasierte Anlagen im kontinentaleuropäischen Elektrizitätsversorgungssystem. Ein Großteil dieser Anlagen liefert keinen intrinsischen Beitrag zur Frequenzstützung, da keine elektromechanische Kopplung mit dem elektrischen Netz vorliegt. Darüber hinaus werden weiterhin Stilllegungen von Großkraftwerken prognostiziert, so dass der Anteil elektromechanisch mit dem Netz gekoppelter Erzeugungsanlagen sinkt. Dies führt insgesamt zu einer Reduktion rotierender Massen und somit zu einer Verminderung stabilisierender Einflüsse auf die Netzfrequenz. Daher ist eine Untersuchung einer potentiellen Gefährdung der Frequenzstabilität notwendig, bei der auch geprüft wird, inwiefern
umrichterbasierte Anlagen mit entsprechender Regelung zukünftig einen unterstützenden Einfluss auf die Netzfrequenz haben können.
Ziel des Forschungsvorhabens ist es, eine Quantifizierung dieser Auswirkungen in einem erneuerbar geprägten kontinentaleuropäischen Synchrongebiet zu ermöglichen, so dass ein Verfahren zur Zeitbereichssimulation mit adäquaten dynamischen Modellen entwickelt wurde.
Das entwickelte Verfahren und die Modelle ermöglichen, die gegebenen regionalen Unterschiede in derErzeugungsstruktur und die Standortabhängigkeit der Netzfrequenz mithilfe eines hochaufgelösten Mehr-Knoten-Netzmodells zu
berücksichtigen, um auch Fragen hinsichtlich regionaler Kernanteile für die Momentanreserve und Primärregelung zu beantworten. Die Komponentenmodelle und angewendeten Methoden sind speziell hinsichtlich ihrer Eignung für Frequenzstabilitätsuntersuchungen und mit Fokus auf Windenergie-, Photovoltaik- und Energiespeicheranlagen mit einer parametrierbaren Frequenzstützung analysiert, angepasst und weiterentwickelt worden. Der dabei gefundene Kompromiss zwischen ausreichender Genauigkeit und Modellreduktion ist gelungen, so dass das ausgedehnte Netz des kontinentaleuropäischen Synchrongebiets mit dem entwickelten Verfahren in annähernd Echtzeit simulierbar ist.
Die exemplarischen Untersuchungen eines Szenarios des Jahres 2050 mit einem Anteil an der Leistungseinspeisung von Anlagen auf Basis erneuerbarer Energien von etwa 58% in Europa und etwa 89% in Deutschland zeigen, dass die Kennwerte für die Frequenzstabilität auch ohne Frequenzstützung aus umrichterbasierten Anlagen innerhalb der aktuell
gültigen Grenzwerte liegen, so dass für das untersuchte Szenario keine Gefährdung der Frequenzstabilität vorliegt. Darüber hinaus sind umrichterbasierte Anlagen in der Lage, sowohl Leistung aus einer RoCoF-Regelung als auch Primärregelleistung bereitzustellen und zeigen in den Untersuchungen entsprechende stabilisierende Effekte. Dabei ist eine reine Proportionalregelung nicht imstande, die transient auftretenden Frequenzgradienten signifikant zu minimieren. Dies konnte durch eine PD-Regelung erreicht werden. Weitere Untersuchungen zur Standortabhängigkeit der Momentanreserve zeigen, dass ein signifikanter lokaler Einfluss auf die maximalen Frequenzgradienten in der Umgebung der frequenzstützenden Anlagen vorliegt. Die maximal auftretenden Frequenzgradienten im Synchrongebiet konnten hierbei nicht reduziert werden. Eine RoCoF-Regelung kann jedoch dazu dienen, Frequenzgradienten in Regionen mit geringer Momentanreserve zu dämpfen.
Aktualisiert: 2022-02-24
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Durch die politisch forcierte Dekarbonisierung des Energieversorgungssystems und dem damit verbundenen zumeist lastfernen Ausbau erneuerbarer Energien nimmt der Transport elektrischer Energie und somit der Bedarf nach neuen Übertragungskapazitäten signifikant zu. Aufgrund zeitintensiver Genehmigungsverfahren und einer fehlenden
gesellschaftlichen Akzeptanz von Netzausbauprojekten ist den steigenden Transportanforderungen daher durch bedarfsgerechte Maßnahmen wie die Verstärkung und Optimierung der bestehenden Netzstruktur oder den Einsatz netzbetrieblicher Freiheitsgrade nachzukommen. Zugleich bedingt die Transformation des Energieversorgungssystems sich stetig wandelnde Anforderungen an das elektrische Übertragungsnetz, die durch die Analyse zeitlich gestaffelter Stützjahre erfasst werden können. Infolge einer vorausschauenden Planung kann der Bedarf an neuen Übertragungskapazitäten nachfolgender Stützjahre bereits frühzeitig antizipiert und somit zur Identifikation geeigneter mehrstufiger Transfor-mationspfade berücksichtigt werden.
In dieser Forschungsarbeit wird ein Verfahren zur mehrstufigen Ausbauplanung elektrischer Übertragungsnetze entwickelt, das die Ableitung bedarfsgerechter Transformationspfade erlaubt. Durch die integrierte und zugleich zeitlich voraus-schauende Optimierung von Netzplanung und Netzbetrieb erfolgt die Abbildung der Interdependenzen zwischen zeitlich gestaffelten Stützjahren sowie zwischen netzplanerischen Maßnahmen und netzbetrieblichen Freiheitsgraden. Das entwickelte Verfahren zielt auf die Minimierung der erforderlichen Investitions- und Betriebskosten unter Einhaltung des (n-1)-Kriteriums ab. Das Technologieportfolio umfasst neben der detaillierten Abbildung von Verstärkungs- und Ausbaumaßnahmen der Drehstromtechnik die Installation leistungsflusssteuernder Komponenten wie Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs-Systeme, Phasenschiebertransformatoren und thyristorgesteuerten Serienkompen-sationsanlagen. Durch die Einbindung von Engpassmanagementmaßnahmen wie beispielsweise Redispatch konventioneller Kraftwerke wird eine Optimierung des Netzbetriebs ermöglicht.
Im Rahmen exemplarischer Untersuchungen werden die zur Auslegung bedarfsgerechter Transformationspfade zu berücksichtigenden Interdependenzen analysiert. Die Bedeutung einer zeitlich vorausschauenden Planung wird durch den Vergleich eines mehrstufigen mit einem sequentiellen Planungsansatz verdeutlicht. Die Untersuchung des vollständigen Technologieportfolios erlaubt im Vergleich zu einem limitierten Portfolio eine signifikante Reduktion der stützjahr-übergreifenden Investitions- und Betriebskosten. Der methodische Vergleich zwischen dem entwickelten und einem anerkannten heuristischen Verfahren unterstreicht die Bedeutung einer vollständig integrierten Optimierung von Netzplanung und Netzbetrieb.
Aktualisiert: 2021-08-12
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Zur Erreichung klimapolitischer Ziele wird eine Dekarbonisierung des Stromerzeugungssektors durch einen Zubau von Erzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien (EE-Anlagen) angestrebt. In den Mittel- und Niederspannungsnetzen (MS- und NS-Netzen) führte dies in den letzten Jahren zu einer veränderten Netznutzung und somit zu einem Netzausbau-bedarf. Die klimapolitischen Ziele sind durch eine Dekarbonisierung des Stromerzeugungssektors jedoch nicht zu errei-chen, so dass die Dekarbonisierung auf die Sektoren Mobilität und Wärme auszuweiten ist. Durch neuartige Verbrauchs-einrichtungen wie Elektrofahrzeuge (EV) und Wärmepumpen (WP) können hierbei Technologien auf Basis fossiler Ener-gieträger ersetzt werden. Die Netznutzung von MS- und NS-Netzen wird daher zukünftig einerseits durch einen anhaltenden Zubau von EE-Anlagen, die zunehmend in Kombination mit einem Batteriespeicher installiert werden, und andererseits durch eine steigende Anzahl von EV und WP beeinfl usst werden. Durch § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes ist es Verteilnetzbetreibern gestattet, die Flexibilität steuerbarer Verbrauchseinrichtungen, wie EV und WP, in den NS-Netzen netzdienlich einzusetzen. In der Netzplanung ist daher zunehmend zwischen einem konventionellen Netzausbau und einem netzdienlichen Flexibilitätseinsatz abzuwägen.
Das Ziel des Forschungsvorhabens ist daher, ein Verfahren zu entwickeln, welches die Auswirkungen eines netzdienlichen Flexibilitätseinsatzes auf den Netzausbaubedarf in MS- und NS-Netzen unter Berücksichtigung einer unsicheren Entwick-lung der Netznutzung untersucht. Kern des Netzplanungsverfahrens ist dabei die Simulation eines aktiven Netzbetriebs, welche betriebliche Maßnahmen zur Spannungshaltung und zur temporären thermischen Entlastung der Betriebsmittel bestimmt. Durch einen optimalen Lastfluss werden die Stufung von regelbaren Ortsnetztransformatoren sowie der Flexi-bilitätseinsatz von Verbrauchseinrichtungen, EE-Anlagen und Batteriespeichern unter Berücksichtigung von zeitkoppelnden Nebenbedingungen ermittelt.
Das entwickelte Verfahren wird in exemplarischen Untersuchungen auf verschiedene Versorgungsaufgaben angewendet. Hierbei ist ein Netzausbaubedarf durch Verbrauchseinrichtungen insbesondere in (vor-)städtischen Netzen zu identifizieren.
Ein netzdienlicher Flexibilitätseinsatz kann diesem Netzausbau entgegenwirken und somit zu einer Kostenreduktion in der Netzplanung führen. Im untersuchten ländlichen Netzgebiet wird durch einen Flexibilitätseinsatz von Verbrauchseinrich-tungen und Batteriespeichern die Abregelung von EE-Anlagen reduziert und somit die Integration von EE-Anlagen ver-bessert. Da ein Flexibilitätseinsatz zur Verzögerung von konventionellem Netzausbau führen kann, bietet dieser auch Vorteile bei zunehmenden Unsicherheiten in der Entwicklung der Netznutzung.
Aktualisiert: 2021-10-07
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Der fortschreitende Zubau regenerativer Erzeugungsanlagen in Verbindung mit der Elektrifizierung im Verkehrs- und Wärmesektor begründet einen steigenden Flexibilitätsbedarf im Stromsystem, um die Versorgung der Endkunden mit elektrischer Energie jederzeit zu gewährleisten. Während die Bereitstellung von Flexibilität bislang durch thermische und hydraulische Großkraftwerke erfolgte, wird für diese zentralen Flexibilitätsoptionen eine rückläufige Entwicklung in Zukunft erwartet. Gleichzeitig wird eine steigende Durchdringung der Verteilnetzebene mit dezentralen steuerbaren Anlagen auf Erzeugungs- und Nachfrageseite beobachtet. Vor diesem Hintergrund wird die aktive Nutzung dezentraler Flexibilität vermehrt diskutiert.
Um die Wirkung dezentraler Flexibilitätsoptionen auf das Stromsystem zu quantifizieren, werden Strommarktsimulationen angewendet, welche die Interaktionen zwischen Erzeugern und Verbrauchern im Strommarkt nachbilden. Herkömmliche Ansätze fokussieren häufig die detaillierte Abbildung zentraler Flexibilitätsoptionen, während dezentrale Flexibilitätsoptionen in nur aggregierter Form berücksichtigt werden. Damit stellt sich die Frage, inwieweit eine anlagenscharfe Betrachtung der dezentralen Flexibilitätsoptionen zu einer besseren Modellierung führt.
Ziel der Arbeit ist es daher, ein Strommarktsimulationsverfahren zu entwickeln, welches die dezentralen Flexibilitätsoptionen anlagenscharf abbildet und die Wechselwirkungen mit dem zentralen Erzeugungssystem geeignet berücksichtigt. Zu diesem Zweck wird der herkömmliche Aggregationsansatz mit einer nachgelagerten Disaggregation kombiniert. Dabei wird ein aggregiertes Marktergebnis auf eine Vielzahl dezentraler Anlagen aufgeteilt, sodass anlagenscharfe technische Restriktionen eingehalten werden können.
Durch den Vergleich einer anlagenscharfen und aggregierten Modellierung wird gezeigt, dass die aggregierte Betrachtung zu einer Überschätzung des dezentralen Flexibilitätspotenzials in Höhe von rund 2-5 % führt. Dabei ist ihr Einfluss auf die jährlichen Stromerzeugungskosten und Energiemengen moderat. Als ein Mehrwert der anlagenscharfen Abbildung erweist sich die Ermittlung der Interaktionen zwischen den verschiedenen dezentralen Flexibilitätsoptionen.
Abschließend wird das entwickelte Verfahren exemplarisch auf ein Zukunftsszenario 2035 angewendet, um die Wirkung einer flexiblen und unflexiblen Betriebsweise dezentraler Flexibilitätsoptionen auf die Strommärkte zu quantifizieren. Die Ergebnisse zeigen, dass insbesondere die Flexibilisierung von Elektrofahrzeugen und Photovoltaik-Heimspeichern die größte Wirkung auf die Strommärkte entfaltet.
Aktualisiert: 2021-09-30
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Die mögliche Integration der zum Erreichen der Klimaschutzziele erforderlichen Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien in das Verteilnetz sowie der zu
erwartende Anstieg von steuerbaren Stromverbrauchern schaffen die Möglichkeit,
Stromerzeugung und -verbrauch bereits auf den unteren Spannungsebenen des Elektrizitätsversorgungssystems aktiv zusammenzuführen. Eine Steigerung der Eigenversorgung im Verteilnetz kann sich positiv auf die Akzeptanz der Energiewende auswirken,
da in großen Teilen der Bevölkerung ein gesellschaftlicher Wille zu beobachten ist, lokal
erzeugten Strom auch lokal zu verbrauchen. Verschiedene Forschungsvorhaben zeigen zudem, dass durch eine möglichst lokale Bilanzierung von Stromerzeugung und
-verbrauch der überregionale Stromnetzausbaubedarf reduziert werden kann. Diese
Untersuchungen erfolgen jedoch überwiegend aus einer zentralen, überregionalen Perspektive mit einer nur begrenzten Betrachtung der lokalen Ebene. Eine konkrete Betrachtung der Anforderungen, welche sich aus einer Steigerung der Eigenversorgung im
Verteilnetz an die lokale Infrastruktur ergeben, ndet dabei nicht statt.
Ziel dieses Forschungsvorhabens ist es daher, die Anforderungen an die lokale Infrastruktur bei einer stückweisen Steigerung der Eigenversorgung auf der Mittel- und
Niederspannungsebene zu untersuchen.
Hierzu wird ein mehrstu ges Verfahren entwickelt, welches auf Basis georeferenzierter
Eingangsdaten für ein gegebenes Versorgungsgebiet und einen vorgegebenen Mindestgrad an Eigenversorgung die erforderlichen Stromerzeugungsanlagen und Stromspeicher sowie das Mittel- und Niederspannungsnetz kostenminimal auf der grünen
Wiese unter Berücksichtigung eines Bottom-Up-Bilanzierungsmechanismus ausgelegt.
In einem ersten Verfahrensschritt werden die erforderlichen Stromerzeugungsanlagen
mittels drei verschiedener Auslegungsvorgehen bestimmt und ausgehend von einer
Average-Linkage-Clusteranalyse der Stromverbraucher möglichst verbrauchernahe in
das Versorgungsgebiet integriert. Darauf aufbauend werden die Stromspeicher und das
Stromverteilnetz bottom-up dimensioniert. Zur Anwendung kommen hierbei wiederrum
die Clusteranalyse des Average-Linkage, welche als Grundlage für die Speicher- und
Netzdimensionierung in der Niederspannungsebene dient, sowie ein genetischer Algorithmus zur Speicher- und Netzdimensionierung in der Mittelspannungsebene.
Die exemplarischen Untersuchungen anhand eines ländlichen Versorgungsgebiets zeigen, dass Mehrkosten zwischen 1,6 ct und 2,7 ct pro kWh an Eigenversorgung für die
erforderlichen Stromspeicher und das Stromnetz der kostengünstigsten lokalen Infrastrukturen anfallen. Die Mehrkosten steigen dabei mit dem vorgegebenen Mindestgrad
an lokaler Eigenversorgung an. Darüber hinaus reduziert eine bottom-Up-Bilanzierung
ausgehend von der Haushaltsebene zwar die Netzkosten, erhöht jedoch gleichzeitig
den Bedarf an Stromspeichern und Stromerzeugungsanlagen. Insgesamt führt der
bottom-Up-Ansatz, Stromerzeugung und -verbrauch so lokal wie möglich zusammenzuführen, im Vergleich zu einer ersten Bilanzierung auf der Mittelspannungsebene zu
höheren Kosten der hierfür notwendigen lokalen Infrastruktur.
Aktualisiert: 2021-05-13
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Das Ziel dieses Forschungsvorhabens ist daher die Herleitung einer Methode zur
vereinfachten Kurzschlussstromberechnung für DC-Verteilnetze. Zur vereinfachten
Kurzschlussstromberechnung wird dabei die Verwendung des Berechnungsansatzes
der Superposition von approximierten Stromverläufen fokussiert. Bei diesem Berechnungsansatz werden im ersten Schritt die Stromverläufe aller speisenden Kurzschlussstromquellen ohne die Berücksichtigung der Rückwirkungen durch andere
Kurzschlussstromquellen approximiert. Anschließend werden die Stromverläufe der
einzelnen Kurzschlussstromquellen unter Berücksichtigung des Gleichstromsystems superponiert. Abschließend werden Kurzschlussstromkenngrößen der stromführenden Betriebsmittel ermittelt.
Aktualisiert: 2020-12-31
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Der voranschreitende Ausbau von Erzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien sowie die weitere Integration des europäischen Strommarktes führen zu einem wachsenden Transporterfordernis im Übertragungsnetz. Dieses Transporterfordernis kann oftmals nicht erfüllt werden, sodass Engpassbehebungsmaßnahmen zur Gewährleistung der Netzsicherheit erforderlich werden. Grundlage für die Bestimmung dieser Engpassbehebungsmaßnahmen ist das deterministische (n-1)-Kriterium, dessen Erfüllung für die Einhaltung einer ausreichenden Netzsicherheit als erforderlich erachtet wird. Die Engpassbehebungsmaßnahmen werden mit einem Vorlauf von einem Tag sowie wenigen Stunden auf Basis prognostizierter Engpässe bestimmt. Die Prognose der Engpässe unterliegt aber Unsicherheiten. Zu diesen zählen die unsichere Verfügbarkeit von Netzbetriebsmitteln wie auch Prognosefehler in der Einspeisung aus Erzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien. Grundsätzlich sind zwei Ansätze denkbar diese Unsicherheiten in der deterministischen Bestimmung der Engpassbehebungsmaßnahmen zu berücksichtigen. Eine Möglichkeit ist die Verwendung von Sicherheitsmargen auf die zulässigen Grenzwerte der Ströme über Leitungen und Transformatoren, eine andere Möglichkeit ist die Berücksichtigung von Mehrfachausfällen mit einer erhöhten Wahrscheinlichkeit für Störungskaskaden innerhalb des (n-1)-Kriteriums. Auch die Europäische Kommission hat diese Herausforderungen erkannt. Sie fordert die Entwicklung eines Verfahrens zur Risikobewertung der Netzsicherheit und der Auswahl von relevanten Mehrfachausfällen unter Berücksichtigung von Unsicherheiten. Das Ziel dieser Forschungsarbeit ist daher ein Berechnungsverfahren, das Sicherheitsmargen und relevante Mehrfachausfälle sachgerecht bestimmen kann. Kern des Verfahrens ist eine analytische Bestimmung des probabilistischen Leistungsfl usses auf Basis der Faltung von Verteilungsfunktionen der Netznutzung. Die bestehenden stochastischen Abhängigkeiten in den Prognosefehlern sind zu Korrelationsgrupppen zusammengefasst, die untereinander stochastisch unabhängig sind, sodass der Faltungsansatz mit seinen geringen Rechenzeiten nutzbar wird. Dieses probabilistische Lastfl ussmodell fi ndet sowohl Eingang in die schnelle stochastische Störungskaskadensimulation zur Identifi kation und Bewertung von Mehrfachausfällen als auch in die stochastische Bestimmung von Sicherheitsmargen. Das entwickelte Verfahren wird exemplarisch auf das Engpassmanagement im historischen Jahr 2017 sowie das zukünftige Jahr 2023 angewendet. Die Ergebnisse zeigen ein wachsendes Risiko für den Eintritt von Störungskaskaden nach Mehrfachausfällen. Die probabilistischen Auswertungen zu Mehrfachausfällen weisen auf eine erforderliche Anpassung der zu berücksichtigten Mehrfachausfälle je Untersuchungsjahr hin, eine untertägige Anpassung hat sich nicht als erforderlich erwiesen. Auch die Berücksichtigung einer Sicherheitsmarge in der Bestimmung der Engpassbehebungsmaßnahmen kann das Risiko einer kritischen Störungsauswirkung nach Mehrfachausfällen reduzieren. Hierbei sind jedoch mitunter Anfahrten teurer Kraftwerke aufgrund entsprechender Vorlaufzeiten notwendig.
Aktualisiert: 2020-10-24
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Aktualisiert: 2019-08-26
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Aktualisiert: 2022-05-16
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Aktualisiert: 2021-05-17
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