Netzanbindung und Netzintegration von Offshore-Windparks ... · 3 Netzanbindung und Netzintegration...

1

Institut für Energieversorgung und Hochspannungstechnik

Fachgebiet Elektrische Energieversorgung

http://www.iee.uni-hannover.de

Netzanbindung und Netzintegration

von Offshore-Windparks:

Aufgaben, Risiken, Stand der Technik

Prof. Dr.-Ing. habil. Lutz Hofmann

2 Netzanbindung und Netzintegration von Offshore-Windparks

Begriffsdefinitionen Einleitung und aktuelle Netzsituation

Aktueller Stand On- und Offshore-Windparkausbau und -anschluss

Netzanschluss und Netzanschlusstechnik

Übertragungstechnik

Herausforderungen für das Übertragungsnetz

Zusammenfassung und Ausblick

Gliederung

Einleitung und aktuelle Netzsituation

2


Aufbau von

Elektroenergiesystemen

Ve

rte

ilu

ng

sn

etz

Ü

be

rtra

gu

ng

sn

etz

Hochspannungsnetz

Mittelspannungsnetz

Niederspannungsnetz

Höchstspannungsnetz

Leistungstransite

~ Offshore WEA

Rückspeisungen

~ DEA


• politische und gesellschaftliche Rahmenbedingungen/Vorgaben:

– „günstige“, umweltfreundliche und sichere Energieversorgung

– Senkung der CO2-Emissionen (Kyoto-Ziele der Bundesregierung)

– Erzeugungsstruktur ändert sich:

• Steigerung des Anteils der regenerativen Energiequellen am

Stromverbrauch auf 20 % bis 2020

• Kernenergieausstieg und Ersatz therm. Erzeugungskapazität

– Intensivierung des europäischen Strommarkts – und handels

– Anreizregulierung, effiziente Netzbetreiber, kostenoptimale Netze

– Qualitätsregulierung

Einleitung und aktuelle Netzsituation

31.307,60 MW

Stand 31.12.2012

Quelle: DEWI/Deutsche Guard) Stand: 31.12.2012

3


• neue Übertragungs- und Verteilungsaufgaben

– Änderung der Erzeugungs- und Verbrauchsschwerpunkte

– zunehmende dezentrale Erzeugung

– Intensivierung europäischer Strommarkt

• Aus- und Umbau der Stromnetze ist notwendig und unumstritten

– z. B.: dena-Studie: 850 bzw. 3600 km neue HöS-Leitungen bis 2015/20

– Netzentwicklungsplan

– Verstärkung der Haupttransportwege

– Ausbau der Kuppelleitungskapazitäten

– Ausbau / Umstrukturierung der Verteilungsnetze

• Stromnetze: Transport und Verteilung

– Netze sind über Jahrzehnte gewachsen

– lange Abschreibungs- und Nutzungsdauern

– falsche Planungsentscheidungen führen zu „stranded investments“

Schlussfolgerung aus Entwicklungstendenzen



Begriffsdefinitionen Einleitung





Gliederung

4

8 Netzanbindung und Netzintegration von Offshore-Windparks Quelle: BSH. Stand 04.04.2013

• 2 OWP in der Nordsee in Betrieb

(Alpha Ventus, BARD Offshore 1)

• Aktuell: ~52 Anlagen in Betrieb (11.03.2013)

• Leistung aktuell: 260 MW in Betrieb (11.03.2013)

• Ges. Anlagenzahl im Bau: 398/478

• Gesamtleistung aller OWPs (Bau): 1779 MW/2179 MW

• 26 OWP genehmigt

• Ges. Anlagenzahl: 1359

• Weitere im Genehmigungsverfahren


• Gesamtleistung ca. 25000 MW

• 5 vom BSH genehmigte Netzanbindungen in der Nordsee

Büsum-Brunsbüttel-Trasse

(ca. 60 km + 45 km)

Norderney-Trasse

(ca. 60 km + 70 km

bzw. 120 km + 70 km)

zum Vergleich:

• Maximallast Hannover: 650 MW

• großes Kernkraftwerk: 1500 MW

• Maximallast Deutschland: 85.000 MW

• Minimallast Deutschland: 35.000 MW


BorWin 1

• Verbindung:

200 km lange und 400 MW starke HGÜ

• Onshore: 75 km Landkabel

Offshore: 125 km Seekabel

(Plattform offshore inkl. Fundament)

• Netzanschlusspunkt: Konverterstation Diele

• Projektstatus: im Testbetrieb Quelle: TenneT

Quelle: BSH. Stand 04.04.2013

5


BorWin2

• Verbindung Veja Mate und Global Tech I:

200 km lange und 800 MW starke HGÜ




• Netzanschlusspunkt: Konverterstation Diele

• Projektstatus:

geplantes Ende des Probebetriebs Frühjahr 2013 Quelle: TenneT



SylWin1

• Verbindung: 205 km lange und 864 MW starke HGÜ




• Netzanschlusspunkt: Konverterstation Büttel

• Projektstatus: geplantes Ende des Probebetriebs Frühjahr 2014 Quelle: TenneT


6


HelWin1




• Netzanschlusspunkt: Umspannwerk Büttel

• Projektstatus: geplante Umsetzung: Frühjahr 2013 Quelle: TenneT



DolWin1




• Netzanschlusspunkt: Konverterstation Dörpen West

• Projektstatus: geplantes Ende des Probebetriebs Frühjahr 2013 Quelle: TenneT


7

14 Netzanbindung und Netzintegration von Offshore-Windparks Quelle: BSH. Stand 04.04.2013

• 1 OWP in der Ostsee in Betrieb

(Baltic 1)

• Leistung des OWPs: 48,3 MW

• Aktuell: (11.03.2013) ~21 Anlagen in Betrieb

• 3 OWPs genehmigt


• Gesamtleistung aller OWPs im Endausbau:1193 MW







Gliederung


8



http://www.alpha-ventus.de/

9





10


Interne Verbindung der WEA in einem Windpark

Offshore-Umspannstation

Plattform

20...36-kV-

Drehstromkabel

Ringnetz

(einfache Redundanz,

geringere Verluste)

Stichnetz

(keine Redundanz,

kostengünstiger)

Verbindung zum Festland

Cluster 30...40 MW



Quelle: Nexans

Kabeleinführungen an

Offshore-WEA Kabelaufhängung auf

Transformatorplattform

11


Quelle: http://bildarchiv.alpha-ventus.de


Offshore-Plattform Alpha Ventus

Quelle: transpower offshore gmbh

Grundfläche: 30 m x 30 m

Wassertiefe: 30 m

Topside: 15 m, 3 Ebenen,

680 t, 20 m über

Wasserspiegel

Jacket: 45 m, 650 t

Befestigung: Stahlrohre als

„Nägel“, jeweils 100 t, 35 m

12





Offshore-Umspannstation

Plattform

20...36-kV-

Drehstromkabel

Ringnetz

(einfache Redundanz,

geringere Verluste)

Stichnetz

(keine Redundanz,

kostengünstiger)


Cluster 30...40 MW

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Drehstrom und Gleichstrom

Drehstrom (3-Phasensystem)

• sinusförmige Verläufe von Spannungen

und Ströme mit Frequenz von 50 Hz

• Phaseverschiebung um 120° im

symmetrischen Betrieb

• natürliche Stromnulldurchgänge

Gleichstrom (+/-, 2 Leiter)

• Gleichstrom und -spannung mit geringer Welligkeit

• keine natürlichen Nulldurchgänge, Oberschwingungen

• Bsp.: Sechspuls-Brückenschaltung (B6-Brücke)

14


Quelle: E.ON Netz GmbH, Bayreuth

Netzeinzelanschluss über Drehstrom-Verbindung

Beispiel: Offshore-Testfeld, DOTI (1. deutscher OWP, 30 m Wassertiefe)

• beantragte Windparkleistung: 60 MW, 12 x 5 MW, Multibrid und REpower

• Anschluss an 110-kV-UW Hagermarsch (ca. 60 km + 5 km),

• Endausbau: 1000 MW (200 x 5 MW), Anschluss mit VSC-HGÜ?


Netzanschluss über Gleichstrom-Verbindung

modulares

Ausbaukonzept

OWP1 OWP2 OWPn-1 OWPn

~ =

~ =

~ =

~ =

~ =

~ =

~ =

~ =

AC-Offshore-Netzanschlussanlage

AC-DC-Offshore-Konvertersystem

(zus. Offshore-Plattform notwendig)

AC-DC-Onshore-Konvertersystem

AC-Onshore-Netzanschlussanlage

AC-Seekabelverbindung

DC-Offshore-Onshore-

Kabelverbindungssystem

Übe

rtra

gu

ng

sblo

ck

Verbindungspunkt

Off-Onshore-Kabel

Quelle: E.ON Netz GmbH, Bayreuth

15


Beispiel: erstes Anschlussprojekt BorWin OWP „BARD Offshore 1“

• ca. 125 km DC-Seekabel, ca. 75 km DC-Landkabel, 400 MW

• Netzverknüpfungspunkt: 380-kV-UW Diele

Quelle: tennet offshore gmbh


Offshore-Plattform BorWin alpha

für VSC-HGÜ-Konverterstation


Grundfläche: 52 m x 35 m

Gesamthöhe: 82 m

Plattformhöhe: 21 m

Jacket 61 m

(40 m bis Wasserspiegel,

21 m über Wasserspiegel)

Gesamtgewicht: 5000 t

davon Jacket 1800 t

16


Offshore-Plattform BorWin alpha für VSC-HGÜ-Konverterstation








Gliederung


17


• HDÜ-Freileitungen dominierend im vermaschten ENTSO-E-Verbundsystem

• HöS-Netzausbau mit HDÜ-Kabeln und GIL ist technisches Neuland

• LCC HGÜ dominierend als Punkt-zu-Punkt-Verbindung (Grenzen der HDÜ)

• Netzausbau im HöS-Drehstromnetz mit HGÜ ist technisches Neuland

GIL Freileitung

Hochspannungs-

Drehstrom-Übertragung (HDÜ)

Kabel

Hochspannungs-

Gleichstrom-Übertragung (HGÜ)

LCC HGÜ VSC HGÜ

Kabel Freileitung

HöS-Netzausbau mit HDÜ und HGÜ

GIL

Teilverkabelung Teilverkabelung

GIL = Gasisolierte Übertragungsleitung

Quelle: Nexans

Stützisolatoren

Aluminiumleiter

Mantelrohr Al-Legierung

50 Hz


Konventionelle Drehstromtechnik auf Basis von Freileitungen

18


Drehstromtechnik auf Basis von Freileitungen 1/2

• einfache, bewährte robuste Drehstromtechnik, am kostengünstigsten

• Übertragungskapazität bei 380 kV > 3000 MVA

ausführbar bis 1200 kV, Übertragungskapazität ca. 5,5 GVA

• Überlastungsreserve durch Ausnutzung klimatischer Verhältnisse


380-kV-Freileitung mit Vierer-

bündeln Aldrey/St 564/72

(„Finch“) in Abhängigkeit von

• der Windgeschwindigkeit und

• der Umgebungstemperatur

bei max. Seiltemperatur von 80 °C

3000 MVA, 4600 A

bei 35°C Umgebungstemperatur

und v=0,6 m/s Windgeschwindigkeit

Quelle: Vortrag Prof. Oswald, IEH

Kapazitätserhöhung durch

• Leiterseilmonitoring

• Hochtemperaturleiterseile

19



• einfache, bewährte robuste Drehstromtechnik, am kostengünstigsten

• Übertragungskapazität bei 380 kV > 3000 MVA

ausführbar bis 1200 kV, Übertragungskapazität ca. 5,5 GVA

• Überlastungsreserve durch Ausnutzung klimatischer Verhältnisse

• geringe Verluste, FL 4x564/72 bei 1000 MVA ca. 95,6 kW/km

=> für Freileitung mit 100 km Länge 1,0 % Verluste

• selbstheilende Isolation, große Isolationsabstände (5000 mm bei 380 kV)


380-kV-Freileitungstragmast

mit sechs Stromkreisen

selbstheilende Isolation

Isolationsabstände:

• 380 kV: 5000 mm

• 110 kV: 2000 mm

• 20 kV: 180 mm

20



• Reichweite begrenzt aber ausreichend für europäisches Verbundnetz

• Fehlerbeseitigung durch KU mit AWE

• hohe Verfügbarkeit, kurze Reparaturdauern

• wartungsarm

• sehr hohe Nutzungsdauern (> 80 a)

• breite Trasse (Traversen 2 x 16,5 m, Schutzstreifen ca. 60 - 75 m)


Konventionelle Drehstromtechnik auf Basis von Kabeln

• einfache, bewährte Technik, hohe Verfügbarkeit, begrenzte Ü-Kapazität

• fester Isolationsstoff, Isolationsabstände bei 380 kV: 30 mm

• begrenzte Reichweite: 150 kV, 1.200 mm2 Cu, ca. 250 MVA, ca. 100 km

Quelle: E.ON Netz

Quelle: E.ON Netz

21


Produkt l ·U ist begrenzt: Länge, Spannung, Kompensation

Kapazitiver Ladestrom von Drehstromkabeln

2

zulässig Übertra

2

Kapgu azi tng täII I

2 / 2

Kapazität

2 2

zulässig zulässigÜbertragung( )II lUI I C

IÜbertragung

IKapazität

C´


Konventionelle Drehstromtechnik auf Basis von Kabeln

• einfache, bewährte Technik, hohe Verfügbarkeit, begrenzte Ü-Kapazität

• fester Isolationsstoff, Isolationsabstände bei 380 kV: 30 mm

• begrenzte Reichweite: 150 kV, 1.200 mm2 Cu, ca. 250 MVA, ca. 100 km

• Blindleistungskompensation (Drosselspulen), zus. Verluste

Quelle: E.ON Netz

Quelle: E.ON Netz

22


Drehstromtechnik auf Basis von Gasisolierten Rohrleitern (GIL)

• 400 kV, >2000 MVA, geringe Verluste, Isoliergas: 20% SF6, 80% N2, 7 bar

• gasdicht verschweißt, Pipelinetechnologie, Rohrstücke 12 – 18 m

• große Übertragungsleistungen Trassenbündelung, Weiterführung Land

• große Längen möglich (>300 km), keine Kompensation, natürlicher Betrieb

• robuste Drehstromtechnik Vorteil unter Offshore-Bedingungen

• hohe Investitionskosten fallen bereits in der 1. Ausbaustufe an

• noch kein Einsatz auf See

Tunnel

2 GIL-Systeme:

2,5 m x 2,5 m

3 GIL-Systeme:

5,0 m x 3,0 m Stützisolatoren

Aluminiumleiter

Mantelrohr Al-Legierung


Bonneville Power Administration HVDC,

LTT Valve: at Pacific Intertie, 3,100 MW

Celilo Converter Station USA, 1997/2004

Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ)

Quelle: Siemens

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Pellet of

LTT Thyristor

Pellet of

GTO / IGCT

Assembly of

Chips in IGBT

IGCT = Insulated Gate commutated Thyristor

IGBT = Insulated Gate bipolar Transistor

LTT = Light triggered Thyristor

GTO = Gate turn-off Thyristor

Quelle: Siemens

Leistungshalbleiter

Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ)

zwei unterschiedliche HGÜ

netzgeführte HGÜ (klassische HGÜ)

selbstgeführte HGÜ (VSC HGÜ)


Thyristor

Module

Valve Group - Example

Indoor for HVDC

High Power Semiconductors

Quelle: Siemens

24


klassische Hochspannungs-Gleichstromübertragung (LCC HGÜ)

=~

~=

• bewährte thyristorbasierte Technik: als Freileitung oder Seekabel,

Kupplung asynch. Netze, Punkt-zu-Punkt-Verbindung, Bsp.: Baltic-Cable


HVDC Moyle Interconnector: 2x250 MW, 250 kV DC, Länge 64 km

25


klassische Hochspannungs-Gleichstromübertragung (LCC HGÜ)

=~

~=

• bewährte thyristorbasierte Technik: als Freileitung oder Seekabel,

Kupplung asynch. Netze, Punkt-zu-Punkt-Verbindung, Bsp.: Baltic-Cable

• Freileitung: ±800 kV, 6300 MW, MI-Kabel: 500 kV, 2000 MW

• VPE-Kabel wegen Umpolung bei Energieflussumkehr nicht einsetzbar

• Gleichstromkabel: kein Ladestrom, kleinerer Spannungsabfall, keine

Längenbegrenzung (bis zu 4000 km)

• Thyristoren arbeiten netzgeführt: großer Blindleistungsbedarf 50 % Pr,

Netz hoher Kurzschlussleistung (stabiles Offshore-Netz) erforderlich

• min. Leistungsfluss ±10 % Pr ,Blindleistungs- und Oberschwingungskomp.

• großer Platzbedarf für Konverterstationen: 80 m 180 m für 600 MW


VSC-Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ Plus / HGÜ light) 1/2

=~

~=

• selbstgeführte pulsmodulierte Stromrichter mit Gleichspannungs-

zwischenkreis auf Basis von IGBT

unabhängige Wirk-und Blindleistungsregelung ( 4-Quadrantenbetrieb)

• kein frequenz- und spannungsstarres Netz notwendig (kleine KS-Leistung)

• Ausführung als Freileitung: 650 kV, >2200 MW,

• Ausführung als MI-Kabel: 500 kV, ca. 1600 MW

• erprobt: als VPE-Kabel bis 400 MW und ±150 kV

• angeboten 1.200 MW und ausgeführt 800/1000 MW bei ±320 kV

26


VSC-Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ Plus / HGÜ light) 2/2

=~

~=

• Einsatz von ölfreien Kabel möglich

• kompaktere Umrichterstationen als für die klassische HGÜ

( 60 m 100 m für 1000 MW)

• keine Längenbegrenzung (1.000 – 4.000 km)

• Trassenbreite 7 m (2 Systeme)

• einfacher Aufbau von Multiterminal-Verbindungen (DC-Leistungsschalter!?)

• Entwicklung Kabeltechnologie entscheidend für Entwicklung VSC HGÜ

• noch hohe Verluste, wirtschaftlich erst ab großen Übertragungslängen


=~

~=

Verluste der VSC-Hochspannungs-Gleichstromübertragung

Konverterstation Gleichstromleitung Konverterstation

• derzeit Verluste 2,5 % in den Konverterstationen + Nebenanlagen

• angestrebt 2,0 %

Umwandlungsverluste +

Verluste in Nebenanlagen

Übertragungsverluste Umwandlungsverluste +

Verluste in Nebenanlagen

VSC HGÜ mit Kabel Drehstrom-Freileitung

Jahresverlustarbeit 404,11 GWh 125,73 GWh

jährliche Kosten 25,46 Mio. € 7,92 Mio. €

Beispiel: max. Übertragungsleistung 3000 MW über 100 km

Jahresenergieverbrauch von

ca. 100.000 Haushalten

27


Hochspannungs-Gleichstromübertragung

Quelle: Siemens AG, 2011


Verlegung Gleichstrom-Seekabel durch Team Oman


28


Einspülen auf See



Seekabelverlegung im Watt mit Spezialschiff Installer


29


unterirdische Kabelführung: HDD-Bohrverfahren (Horizontal Direct Drilling)



Verlegung Gleichstrom-Landkabel, HDD Bohrung Norderney und

Verlegebarge Nostag 10 am Strand von Norderney (BorWin alpha)


30


Seekabelverlegung Alpha Ventus








Gliederung


31


• Entstehung von Netzengpässen im deutschen Übertragungsnetz

Einsatz von Engpassmanagementverfahren/Auktionen



Jardelund

Brunsbüttel

Diele

Herausforderungen für das Übertragungsnetz: Netzengpässe

32




Eingriffe in Kraftwerkspark („Redispatch“) und internationalen

Stromhandel (Einschränkung von Transitkapazitäten) erforderlich



Redispatch: Bsp. unvorhergesehene Windstromeinspeisung

~

~ Land A

Land B

Erhöhung des Exports

von Land A Land B

1) Leitung A-B ist überlastet

2) Redispatchmaßnahme:

Androsselung von KW A

Hochfahren von KW B

3) Beseitigung des Engpasses

KW A

KW B

33






Netzverstärkungen und Netzausbau dena I und II, NEP

• Sicherung der Spannungsstabilität

Bereitstellung von Blindleistung in Verbrauchernähe zur

Netzstützung (Kondensatorbänke, FACTS)



0

100

200

300

0

100

200

300400

405

410

415

x in kmy in km

U in k

V

Spannungsprofil: mit Blindleistungskompensation 4x100 Mvar

Umin = 411,5 kV

144 Knoten

4 Kraftwerkseinspeisungen

Last 14065 MW mit cos=0.9

34


0

100

200

300

0

100

200

300400

405

410

415

x in kmy in km

U in k

V

Spannungsprofil: mit Blindleistungskompensation 4x50 Mvar

Umin = 410,6 kV

144 Knoten




0

100

200

300

0

100

200

300400

405

410

415

x in kmy in km

U in k

V

Spannungsprofil: ohne Blindleistungskompensation

Umin = 409,0 kV

144 Knoten



35


0

100

200

300

0

100

200

300

380

390

400

410

x in kmy in km

U in k

V

Spannungsprofil: Erzeugungsverlagerung,

ohne Blindleistungskompensation

Umin = 378,5 kV 144 Knoten




0

100

200

300

0

100

200

300

380

390

400

410

x in kmy in km

U in k

V

Spannungsprofil: Erzeugungsverlagerung, Blindleistungs-

kompensation 4x100 Mvar (4xNetzmitte)




36


0

100

200

300

0

100

200

300

380

390

400

410

x in kmy in km

U in k

V


kompensation 6x100 Mvar (2xEckknoten und 4xNetzmitte)





0

100

200

300

0

100

200

300

380

390

400

410

x in kmy in km

U in k

V


kompensation 10x100 Mvar (6x“Kante“ und 4xNetzmitte)




fehlende Blindleistungseinspeisung

größere Spannungsabfälle

dezentrale Blindleistungseinspeisung mit

Kompensationseinrichtungen/FACTS

oder große Windparks, PV-Parks erforderlich

37






Netzverstärkungen und Netzausbau




• Sicherung der Frequenzstabilität und Versorgungszuverlässigkeit

Bereitstellung von Leistungsreserve („Schattenkraftwerke“) und

Ausgleichsleistung



Clu

ste

r I

Clu

ste

r II

Clu

ste

r III

Clu

ste

r IV

Cluster I 1 0,971 0,926 0,862

Cluster II 0,971 1 0,928 0,936

Cluster III 0,926 0,928 1 0,911

Cluster IV 0,862 0,936 0,911 1 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25Kumulierte Häufigkeitsverteilung

P in p.u.

f(P)

0,4965

0,378

m

TEN-E-Studie: Wind- und Einspeisevorhersage

hohe Korrelation zwischen den

Einspeisungen der OWP-Clustern

Ausnutzungsgrad: 50 %,

d. h. > 4000 h Nutzungsdauer

zuverl. Einspeiseprognosesysteme, Bereitstellung von Leistungsreserve

38


Beitrag der Windkraft zur Deckung der täglichen Netzhöchstlast:

2003 zwischen 0,1 und 32 %

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

Ante

il d

er W

indkr

aft

an d

er N

etzh

öch

stla

st [%

]

Jan Feb März April Mai Juni Juli Aug Sept Okt Nov Dez


Wind bläst länger als prognostiziert - Bedarf an neg. Reserveleistung

(Beispiel: E.ON-Regelzone 03.05.2003)

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

00:00 h 03:00 h 06:00 h 09:00 h 12:00 h 15:00 h 18:00 h 21:00 h 00:00 h

Leis

tung [M

W]

Prognose

Windstromeinspeisung

- 2.080 MW

Ausgleichsleistung ist vorzuhalten

39












Ausgleichsleistung

Problem der Frequenzstabilität: fehlende rotierende Masse

Beispiel: Ausfall 3.000 MW im UCTE Verbundsystem beherrschbar



• Netzfrequenz ist proportional zur Drehzahl der rotierende Massen

der Synchrongeneratoren in den Kraftwerke

• Drehzahlschwankungen entsprechen Frequenzschwankungen

Antriebsleistung < abgegebene Leistung sinkende Netzfrequenz

Turbinenleistung PT = Antriebsleistung

abgegebene elektrische Leistung Pel = Last

Frequenzschwankungen in Stromnetzen

rotierende Masse

PT = Pel f konstant PT < Pel f sinkend

40


~ ~ ~ ~ Pü

jederzeit ausreichende Vorhaltung von

– Primärregelleistung

– Sekundärregelleistung und

– Minutenreserveleistung

Frequenz-Übergabeleistungs-Regelung im Verbundnetz

f = 50 Hz

X


0 50 100 150 200 250 300-0.02

-0.01

0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

t in s

f ,

PP,

PS in

p.u

.

PP

PS

f

Netzzeitkonstante Tm=8 s

Primärreglerzeitkonstante Tp=3 s

Frequenz

Primärregelleistung

Sekundärregelleistung

650 mHz

Einsatz Primär- und Sekundärregelleistung

41


0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50-0.02

-0.018

-0.016

-0.014

-0.012

-0.01

-0.008

-0.006

-0.004

-0.002

0

t in s

f in

p.u

.

f (T'm

=8)

f (T'm

=4)

fehlende rotierende Masse

größerer Frequenzeinbruch

Regelleistungsbereitstellung durch DEA












Ausgleichsleistung

Problem der Frequenzstabilität: fehlende rotierende Masse

Beispiel: Ausfall 3.000 MW im UCTE Verbundsystem beherrschbar

• erweiterte Netzanschlussbedingungen für regenerative Erzeuger

Regel- und Blindleistungsbereitstellung, Verhalten im Fehlerfall, etc.


42


Sicherung der Netzstabilität und Versorgungszuverlässigkeit

0t

SekundärregelungPrimär-regelung

Auskopplung von Schwungenergie

xP

xP

f

f

Bsp. Frequenzausgleichsvorgang

• Der Ausfall von 3.000 MW Erzeugungsleistung muss im ENTSO-E (UCTE)

Verbundsystembeherrschbar sein!

• erweiterte Netzanschlussbedingungen für regenerative Erzeuger:

Regel- und Blindleistungsbereitstellung, Verhalten im Fehlerfall, etc.

Quelle: E.ON Netz







Gliederung


43


zukünfige Netzsituation in DE wird dominiert durch …

die Änderung der Erzeugungsstruktur und den europäischen Strommarkt

die Stromnetze übernehmen Schlüsselfunktion …

koordinierter Ausbau von regenerativen Erzeugungsanlagen und der Netze

erforderlich sind …

• netzverträgliche Integration regenerativer und dezentraler Energie-

erzeugungsanlagen

• Ausbau der HS- und HöS-Netze für den regionalen und überregionalen

Energietransport in die Verbrauchszentren

• Übernahme von Kraftwerkseigenschaften durch EEG-Erzeugungsanlagen

=> erweiterte Netzanschlussbedingungen

• aktiver Beitrag der WEA und Windparks zur Systemsicherheit

=> Regelleistungsbereitstellung, Spannungs-Blindleistungsregelung,

Engpassmanagement, Leistungsregelung, Fahrpläne, etc.



Institut für Energieversorgung und Hochspannungstechnik

Fachgebiet Elektrische Energieversorgung

http://www.iee.uni-hannover.de

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit !

Prof. Dr.-Ing. habil. Lutz Hofmann

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Netzanbindung und Netzintegration von Offshore-Windparks ... · 3 Netzanbindung und Netzintegration...

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