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Auswirkungen von Flexibilitätseinsatz auf das lokale VerteilnetzRoman Schwalbe, Wolfgang Prüggler, Friederich Kupzog, Markus Radauer, Tobias Gawron-Deutsch

14. Symposium Energieinnovation, 10.-12.02.2016, Graz/Austria

Hat ein marktgeführter Flexibilitätseinsatz Auswirkungen auf das lokale Verteilnetz – eine Fallstudie aus dem Projekt INTEGRA

Hat ein marktgeführter Flexibilitätseinsatz Auswirkungen auf das lokale Verteilnetz – eine Fallstudie aus dem Projekt INTEGRARoman Schwalbe

Fallstudiendefinition

Ausgangslage:

§ Flexibilität als Schlüsseltechnologie§ Markt- oder netzdienlicher Einsatz§ Diskussionen: Was tun bei Konflikten?

Untersuchte Lösungsansätze zur Vermeidung von Netzengpässen:

§ Netzverstärkung§ flächendeckende Spannungsregelung durch PV-Wechselrichter§ „Flexibility-Operator“

229.02.16


Basisannahmen:§ Netzkunden betreiben Peak-Shaving§ Netzplanung berücksichtigt dieses Kundenverhalten

Betrachtetes Szenario:§ Marktsignal bewirkt Aussetzen des Peak-Shaving§ Führt bei starker PV-Einspeisung zu Überspannung

Rahmenbedingungen der Fallstudie

Fallstudien-Netz:Niederspannungsnetz in Salzburg

Transformator-Nennleistung 250 kVAAnzahl an Abzweigen 6

Längster Abzweig 638 mInstallierte PV-Anlagen / Leistung 46 / 195 kWp

Anzahl Netzkunden / mit Flexibilität 92 / 40Angenommene Flexibilität idealer Speicher

Kapazität/Leistung 20 kWh / 4 kW

329.02.16


Inhalt der Fallstudie

Jahressimulation mit realen PV-Profilen und Marktpreisen: Netzzustand:

§ Basisbetrieb: Alle Haushalte betreiben Eigenbedarfsoptimierung§ Darauf aufbauend: VPP-Signale an Haushalte mit Flexibilitäten

Drei alternative Lösungsoptionen:§ Lösung durch Netzausbau§ Lösung durch Spannungsregelung§ Lösung durch „Flexibility-Operator“

Ergebnisse:§ Technischer Vergleich§ Ökonomischer Vergleich

429.02.16


Basisbetrieb: Haushalte betreiben Eigenbedarfsoptimierung

Summenprofil nahezu immer auf 0 optimiert

Leistungsverlauf Beispiel – Haushalt am Ende von kritischem Strang

840.0792.0744.0696.0648.0600.0 [s]

1.040

1.020

1.000

0.980

0.960

0.940

MV-Slack-Spannung 1pu

Netzplanung Obergrenze

Max. Basisbetrieb

Min. Basisbetrieb

840.0792.0744.0696.0648.0600.0 [s]

4.000

2.000

0.000

-2.000

-4.000

-6.000

5

PV-Einspeisung (L2)

Summenprofil (3P)

Flexibilität (L2)

Haushaltslast (L1-3)

Trafo-P [W/10] (3P)

Trafo-Q [VAr/10] (3P)

Wirk

leis

tung

[W] /

Blin

dlei

stun

g [V

Ar]

10:00 10:48 11:36 12:24 13:12 Uhrzeit 14:00

29.02.16


840.0792.0744.0696.0648.0600.0 [s]

1.040

1.020

1.000

0.980

0.960

0.940



Max. Basisbetrieb

Min. Basisbetrieb

840.0792.0744.0696.0648.0600.0 [s]

4.000

2.000

0.000

-2.000

-4.000

-6.000

Basisbetrieb: Haushalte betreiben Eigenbedarfsoptimierung

Spannungsanstieg 2,7 % maximalSpannungsabfall 4,5 % maximal

Spannungsverlauf Beispiel: Sonniger Werktag im Sommer

6

Spannung [p.u.]

10:00 10:48 11:36 12:24 13:12 Uhrzeit 14:00

29.02.16


Summenprofil auf 0 optimierthohe Marktpreise à Unterbrechung des Peak-Shaving


Das Bild kann derzeit nicht angezeigt werden.

VPP-Einsatzszenario

PV-Einspeisung (L2)

Summenprofil (3P)

Flexibilität (L2)


Trafo-P [W/10] (3P)


Rückspeisung wegen unterlassenerEigenverbrauchsoptimierung

Eigenverbrauchsoptimierung unterbrochen, positiver Tertiärregelenergiepreis Marktpreishöher

Wirkleistung [W] / Blindleistung [VAr]

10:00 10:48 11:36 12:24 13:12 Uhrzeit 14:00

29.02.16 7


VPP-Einsatzszenario

Spannungsanstieg 3.3 % maximalSpannungsabfall 4,5 % maximal


Das Bild kann derzeit nicht angezeigt werden.Spannung [p.u.]

10:00 10:48 11:36 12:24 13:12 Uhrzeit 14:00

29.02.16 8


1. Lösungsansatz: Netzverstärkung mit 153m Parallelkabel


Spannungsverlauf Beispiel: Sonniger Werktag im Sommer840.0792.0744.0696.0648.0600.0 [s]

1.040

1.020

1.000

0.980

0.960

0.940



Max. Basisbetrieb

Min. Basisbetrieb

840.0792.0744.0696.0648.0600.0 [s]

4.000

2.000

0.000

-2.000

-4.000

-6.000

Spannung [p.u.]

10:00 10:48 11:36 12:24 13:12 Uhrzeit 14:00

29.02.16 9



2. Lösungsansatz: Spannungsregelung

P(U)- und Q(U)-Regelung bei allen Wechselrichtern im Netz


PV-Einspeisung (L2)

Summenprofil (3P)

Flexibilität (L2)


Trafo-P [W/10] (3P)


Wechselrichter-Q(U)-Regelung ergibt erkennbare Blindleistungs-Änderung am Trafo


10:00 10:48 11:36 12:24 13:12 Uhrzeit 14:00

29.02.16 10


2. Lösungsansatz: Spannungsregelung



Das Bild kann derzeit nicht angezeigt werden.Spannung [p.u.]

10:00 10:48 11:36 12:24 13:12 Uhrzeit 14:00

29.02.16 11


3. Lösungsansatz: Flexibility Operator

Vermeidung von Netzengpässen durch Flexibilitätsabruf von 2 Haus-halten durch den Flexibility-Operator


PV-Einspeisung (L2)

Summenprofil (3P)

Flexibilität (L2)


Trafo-P [W/10] (3P)



PV-Einspeisung (L2)

Summenprofil (3P)

Flexibilität (L2)


Trafo-P [W/10] (3P)



10:00 10:48 11:36 12:24 13:12 Uhrzeit 14:00

29.02.16 12


840.0792.0744.0696.0648.0600.0 [s]

1.040

1.020

1.000

0.980

0.960

0.940



Max. Basisbetrieb

Min. Basisbetrieb

840.0792.0744.0696.0648.0600.0 [s]

4.000

2.000

0.000

-2.000

-4.000

-6.000

3. Lösungsansatz: Flexibility Operator



Spannung [p.u.]

10:00 10:48 11:36 12:24 13:12 Uhrzeit 14:00

29.02.16 13


Fazit der technischen Bewertung

§ VPP-bedingte Überspannungen können eliminiert werden durch:1. Netzverstärkung mit 153 m AL-Parallelkabel mit 150 mm² (E-AYY 4x150)2. Spannungsregelung in Form von flächendeckender Q(U)-Regelung3. Flexibility-Operator

§ Potentiale der Lösungsansätze unterschiedlicher Natur à eingeschränkte Vergleichbarkeit

§ Ergebnisse stark abhängig von getroffenen Annahmen, Randbedingungen, Netz und Leistungsprofilen

1429.02.16


Ökonomischer Vergleich (Best Case: täglich Sonnenschein)§ Bewertungsparameter

§ Zeitraum: 50 Jahre§ Realzins: 4,3% (WACC = 6,42% p.a; Inflation = 2% p.a.)

§ Ergebnisbarwerte VPP-Erlöse vs. Integrationskosten für 40 Haushalte als Anbieter von Tertiärregelenergie§ Ohne Netzprobleme: (Erlösbarwert für 50 Jahre) 5167 €§ 1. Lösungsansatz Netzverstärkung: 5167 € - 17190 € = -12023 €§ 2. Lösungsansatz Q(U)-Regelung: 5167 € - 6122 € = -955 €§ Q(U)-Regelung ohne Wechselrichter-Mehrkosten: 5167 € - 1322 € = 3845 €§ P(U)-Regelung: 5167 € - 165 € = 5002 €

à Kostenbenchmark (Wirkleistungsbegrenzung)der Implementierung eines Flexibility-Operators für 40 Haushalte im Fallstudiennetz liegt bei bis zu 170 €

1529.02.16


Ökonomischer Vergleich (Best Case: täglich Sonnenschein)

1629.02.16

-20000 -15000 -10000 -5000 0 5000 10000

P(U) Regelung

Q(U) Regelung (ohne CAPEX)

Q(U) Regelung

Netzausbau

Barwert in [€]

Vergleich der Integrationsvarianten

CAPEXOPEXVPP-Erlöse (max)


Fazit der ökonomischen Bewertung

§ Kostenbenchmarks für Flexibility-Operator im Fallbeispiel (40 Haushalte) sehr gering

§ à Fokus der weiteren Forschung auf große Lasten, Gebäude und größere Netzbereiche legen und mögliche Synergieeffekte mit zukünftigen Systemlösungen betrachten

§ Q(U)-, und P(U)-Regelungen erscheinen derzeit für kleine Lasten und einzelne Netzgebiete ökonomisch sinnvoller / Q(U)-Regelfähigkeit der Wechselrichter Stand der Technik

§ Hohe PV-Durchdringung in vielen Ortsnetzen, signifikante Netzprobleme und nennenswerte Wirkenergiebegrenzungen in Hochpreiszeiten können dieses Bild ändern

1729.02.16


Danke für die Aufmerksamkeit

Projekt Partner:

Projekt INTEGRA (2013 – 2016) wird unterstützt von:

Roman SchwalbeEnergy DepartmentElectric Energy SystemsAIT Austrian Institute of TechnologyGiefinggasse 2 | 1210 Vienna | AustriaT +43(0) 664 [email protected] | http://www.ait.ac.at

1829.02.16


Spannungsbandeinteilung laut TOR

Voltage Rise MV:2%

HV/MV AVC Deadband:

2%

Voltage Drop MV:5%

104%

103%

102%

101%

100%

99%

98%

105%

106%

107%

Voltage[%]

108%

109%

110%

97%

96%

95%

94%

93%

92%

91%

90%

Voltage Rise LV:3%

Voltage Drop MV/LV Transformer:

2%

Voltage Drop LV:6%

HV/MV AVC set value: 104%

Voltage Rise LV:3%

Voltage Drop LV:6%

Consideration of LV grid onlySlack on SS LV busbar

29.02.16 19

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