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Erneuerbare Energien Teil 2

Erneuerbare Energien im Netz

Ausgabe 0.2, 12.11.2015Autoren: Stephan Rupp, Matthias Duspiva

Steinbeis Transferzentrum Energieinformationstechnik

Kontakt: [email protected]: http://www.steinbeis.de/su/1766

Erneuerbare EnergienTeil 2 - Erneuerbare Energien im Netz

S. Rupp, M. Duspiva, 2015 TM20603 Teil 2 1/71

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Inhaltsverzeichnis1. Netze zur elektrischen Energieversorgung! 5

1.1. Aufbau der Netze! 5

1.2. Leistungsbedarf im Tagesverlauf! 6

1.3. Übertragungsnetz! 8

1.4. Erneuerbare Energien in der elektrischen Energieversorgung! 8

1.5. Qualität der Spannung am Anschlusspunkt! 10

1.6. Lastfluss im Netz! 10

1.7. Anlagen mit Wechselrichtern! 13

1.8. Photovoltaik! 14

1.9. Windkraft! 15

1.10. Hochspannungs-Gleichstromübertragung! 15

2. Technische Richtlinien! 17

2.1. Erzeugungsanlagen im Niederspannungsnetz! 17

2.2. Erzeugungsanlagen im Mittelspannungsnetz! 18

2.3. Erzeugungsanlagen im Hochspannungs- und Übertragungsnetz! 19

2.4. Leistungsregelung! 20

3. Speicherung elektrischer Energie! 22

3.1. Pumpspeicher! 22

3.2. Druckluftspeicher! 23

3.3. Schwungmassen! 23

3.4. Wärmespeicher! 24

3.5. Batteriespeicher! 24

3.6. Wasserstoffspeicher! 24

3.7. Kondensatorspeicher! 25

3.8. Magnetspeicher! 25

4. Stoffkreisläufe! 26

4.1. Fossile und nukleare Brennstoffe! 26



4.2. CO2 Kreislauf! 27

4.3. Wirkungsgrade! 29

4.4. Energiebilanzen! 31

4.5. Photosynthese und Biomasse! 32

5. Netze mit hohem Anteil erneuerbaren Energien! 34

5.1. Verbraucherstruktur in Deutschland! 34

5.2. Summarisches repräsentatives Netzmodell! 38

5.3. Ausbau der erneuerbaren Energien! 39

5.4. Erzeugerstruktur in Deutschland! 41

5.5. Erzeugerstruktur mit erneuerbaren Energien! 42

5.6. Technische Konsequenzen - Lastfluss und Blindleistungsbedarf! 46

5.7. Technische Konsequenzen - Leistungsregelung ! 48

5.8. Regulatorische Konsequenzen! 50

6. Weiterführende Aufgaben! 52

6.1. Umlage für erneuerbare Energien! 52

6.2. Strombörse! 53

6.3. Fotovoltaikanlage! 54

6.4. Inselnetz mit Stromspeicher! 55



1. Netze zur elektrischen Energieversorgung

1.1. Aufbau der NetzeFolgende Abbildung zeigt den Aufbau des Stromnetzes in Deutschland (Quelle: Stefan Riepl,

Wikimedia Commons).

Frage 1.1.1: Welche Erzeuger finden sich im Netz?

Frage 1.1.2: Welche Verbraucher finden sich im Netz?

Frage 1.1.3: Welche Bedeutung haben die Spannungsebenen?

Frage 1.1.4: Welche der folgenden Spannungsebenen ordnet man dem Transportnetz zu, welche Spannungsebenen dem Verteilnetz?• Höchstspannung (380 kV, 220 kV)• Hochspannung (110 kV)• Mittelspannung (20 kV)• Niederspannung (400V, 230V)

Frage 1.1.6: Welche Aufgabe haben die Transportnetze? Welche Aufgabe haben die Verteilnetze?



Frage 1.1.6: Wer betreibt Transportnetze? Wer betreibt Verteilnetze? Nennen Sie Beispiele für Netzbetreiber und die Aufgaben der Netzbetreiber.

1.2. Leistungsbedarf im TagesverlaufFolgende Abbildung zeigt eine Lastkurve für die Stromversorgung, bestehend aus konven-

tioneller Erzeugung (fossile und nukleare Kraftwerke), erneuerbaren Energien, sowie den Einsatz von Speichern (Pumpspeicher).

0"

20"

40"

60"

80"

100"

120"

1" 2" 3" 4" 5" 6" 7" 8" 9" 10" 11" 12" 13" 14" 15" 16" 17" 18" 19" 20" 21" 22" 23" 24" 25"

Pumpleistung"

Pumplast"

erneuerbar"

konven=onell"

Elektrische Leistung [%]

konventionell erzeugt

Tageszeit

aus erneuerbaren Quellen

aus dem Speicher

Speicher laden

Frage 1.2.1: Erläutern Sie den Einsatz folgender Energiequellen bzw. Energiespeicher im Tagesver-lauf: (1) regenerative Erzeuger (2) konventionelle Erzeuger, (3) Speicher (Pumpkraftwerke).

Lösung:

regenerative Erzeuger: Einsatz im Rahmen der Wettervorhersage planbar

Einsatz zur Deckung der Abweichung vom Bedarf planbar,

Speicher: zum Ausgleich der verbleibenden Differenz einsetzbar: Pumplast bei Überangebot, Pumpkraft bei Lastspitzen.

Frage 1.2.2: Charakterisieren Sie regenerative Energieformen und technische Mittel zu ihrer Nutzung (Erzeugung und Speicherung). Welche speziellen Anforderungen haben regenerative Energieformen bzgl. der Lastkurve?

regenerative Energieformen: Sonne, Wind (durch Sonneneinstrahlung bewegte Luftmasse), Biomasse und Biobrennstoffe (Pflanzen, Photosynthese)

Mittel zur Erzeugung:Solar (Photovoltaik, Solar-thermisch), Wind (on-shore, off-shore), Biogas (Gasturbine), Biomasse (Verbrennung, Dampfkessel)

Mittel zur Speicherung: Wasser (Pumpspeicher- Kraftwerke), Luft (Druckluftspeicher), thermische Speicher (Wärmespeicher, ggf. in Kombination mit Wärmepumpen), mechanische Speicher (Schwungrad), Elektrolyse (Umwandlung Strom zu Gas).

Regenerative Energiequellen wie Sonne und Wind sind nicht planmässig verfügbar, d.h. das Angebot kann im Unterschied Energiequellen mit lagerbaren Brennstoffen schwer an eine erhöhte



Nachfrage angepasst werden. Umgekehrt muss ein Überangebot in andere Netze exportiert bzw. gespeichert werden.

Frage 1.2.3: Nennen Sie Möglichkeiten, Angebot und Nachfrage im Tagesverlauf aneinander anzupas-sen. Schätzen Sie die Wirksamkeit der genannten Möglichkeiten ein.

Lösung:

Lastmanagement. Einschätzung: Verbraucher sind bedingt steuerbar (Smart Grids). Insgesamt als Massnahme nicht ausreichend, kann aber Lastspitzen ggf. glätten.

Leistungsregelung. Derzeit nur durch konventionelle Kraftwerke durch Bezug von Regelleistung durch die Übertragungsnetzbetreiber. Einschätzung: Bei hohem Anteil regenerativer Energien hierdurch Verschlechterung des Regelverhaltens, sofern regenerative Energiequellen nicht in die Regelung einbezogen werden.

Einsatz weiterer Energiespeicher. Einschätzung: Ausbau von Pumpkraft-werken in Ländern wie D nur bedingt möglich. Andere Speichertechnologien wären zu untersuchen (z.B. Elektrolyse, Schwungmasse, ...).

Frage 1.2.4: Welche konkreten Massnahmen lassen sich für folgende Konzepte anwenden und zu welchen Ergebnissen sollen diese Massnahmen führen:

Energie einsparenEnergie effizienter nutzenEnergie regenerativ erzeugen

Hinweis: Bewerten Sie die Maßnahmen bzgl. CO2 Emissionen.

Lösung:

Energie einsparen: Massnahme: auf Einsatz von Energie verzichten; Ergebnis: Senkung des Bedarfs (Nachfrage) und somit der CO2 Emissionen.

Energie effizienter nutzen: Massnahmen: Geräte mit besserem Wirkungsgrad einsetzen; Ergebnis: Senkung des Bedarfs (Nachfrage) und somit der CO2 Emissionen.

Energie regenerativ erzeugen: Massnahmen: auf Primärenergiekosten (Brennstoffe) verzichten (keine variablen Kosten); Ergebnis: Angebot auf langfristig verfügbare Energie-quellen ohne zusätzliche CO2 Emissionen verlagern.



1.3. ÜbertragungsnetzFolgende Abbildung zeigt die Netze der Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland.

Quelle: Netzentwicklungsplan.de

Frage 1.3.1: Welche Aufgaben haben die Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland?

Frage 1.3.2: Anpassung von Angebot und Nachfrage im Netz: Wie in Aufgabe 1.2 gezeigt, wird der Bedarf an elektrischer Leitung im Tagesverlauf geplant und dieser Plan durch die Kraftwerks-betreiber durchgeführt. Im realen Verlauf gibt es Planabweichungen im Bereich einiger Prozent. Zum Ausregeln der Planabweichungen haben die Übertragungsnetzbetreiber Regelleistung von den Kraftwerksbetreibern eingekauft, die bei Bedarf abgerufen wird. Erläutern Sie das Prinzip und den Ablauf dieser Leistungsregelung.

Frage 1.3.3: Bei der Leistungsregelung unterscheidet man die sogenannte Primärregelung, die Sekundärregelung und die Minutenreserve. Erläutern Sie die Unterschiede und die Funktions-weise dieser Regelmechanismen.

Frage 1.3.4: In die Leistungsregelung sind derzeit nur die großen Kraftwerke eingebunden. Erzeuger erneuerbarer Energien nehmen an dieser Regelung nicht teil. Welche Konsequenzen ergeben sich mit dem weiteren Ausbau erneuerbarer Energien, wenn man an dieser Aufteilung festhält?

1.4. Erneuerbare Energien in der elektrischen EnergieversorgungNeben Wärme (Heizung, Prozesswärme) und Verkehr ist die Stromerzeugung ein wichtiger

Zweig der Energieversorgung. Folgende Abbildung zeigt ein Szenario des Bundesumwelt- ministeriums zur Energiewende in der Stromversorgung. Quelle: DLR, IWES, IFNE: Schlussbericht - Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global, 2012 (KWK : Kraft Wärme Kopplung).



Frage 1.4.1: Energie und Leistung. Die jährliche Bruttostromerzeugung im Jahr 2010 ist mit 622 TWh (TWh pro Jahr) angegeben. Welcher mittleren Leistung (= Summe aller Kraftwerke) entspricht dieser Wert? Wie viele Großkraftwerke sind hierfür im Mittel erforderlich?

Lösung: Leistung = Energie (TWh) pro Zeit

Zeit: Stunden pro Jahr: 365 * 24h = 8760 Stunden

Leistung im Jahresmittel: 622 TWh/ 8760 h = 71 GW Großkraftwerke, z.B. Steinkohlekraftwerke mit jeweils 700 MW Leistung: ca. 100

Frage 1.4.2: Energiewende. Für das Jahr 2030 ändert sich gegenüber dem Jahr 2010 sowohl die Bruttostromerzeugung als auch der Energiemix. Beschreiben Sie die beiden wichtigsten Effekte der Energiewende.

Lösung: (1) Energie einsparen bzw. effizienter nutzen: trotz wachsender Wirtschaftsleistung ist der Wert für 2030 in Summe kleiner (548 TWh); (2) Ausbau erneuerbarer Energien und Rückbau nuklearer und fossiler Energieerzeuger: Ausstieg aus der Kernenergie ab 2022, deutlich geringerer Anteil an Kohle und Braunkohle.

Frage 1.4.3: Anlagen zur Energieerzeugung. Die Anlagengrößen für erneuerbare Energien (Wind, Photovoltaik, Biogas bzw., Biomasse) unterscheiden sich deutlich von thermischen Kraftwerken (Kohle, Braunkohle, Kernkraft). Nennen Sie die wichtigsten Unterschiede. Welcher Einfluss ist hieraus auf die elektrischen Energieversorgungsnetze absehbar, z.B. im Vergleich der Jahre 2010 und 2030?

Lösung: (1) Die Anlagengrößen bei Wind, Photovoltaik bzw. Biogas und Biomasse sind deutlich kleiner: ca. um einen Faktor 100 bei Windanlagen, Faktor 1000 bis 10.000 bei Photovoltaik daher sind. (2) Hierdurch ergibt sich eine dezentrale Erzeugerstruktur in den Netzen (viele kleine Erzeuger in der Fläche verteilt statt weniger großer Erzeuger).



Frage 1.4.4: Fernwärme (Kraft Wärme Kopplung, KWK). Die Energiewende ist getrieben durch die Notwendigkeit zur Verringerung des CO2 Ausstoßes. Wie beurteilen Sie die Fernwärme (Kraft-Wärme-Kopplung, KWK in der Abbildung oben) in Bezug auf die Umweltverträglichkeit?

Lösung: (1) Für die KWK werden nach dem Szenario nach wie vor Gaskraftwerke bzw. Kohle-kraftwerke vorgesehen. Sofern das Gas nicht aus erneuerbaren Quellen gewonnen wird, sind die Emissionen dieser Kraftwerke also klimaschädlich. (2) Bei der KWK wird vermieden, dass parallel zur elektrischen Energie mit niedrigem Wirkungsgrad zur Wärmeerzeugung nochmals fossile Brennstoffe verbrannt werden. (3) Durch diese Kombination reduzieren sich insgesamt die Schadstoff-Emissionen (CO2). Daher hat KWK bei der Energiewende nicht die erste Priorität.

1.5. Qualität der Spannung am Anschlusspunkt Für die am Anschlusspunkt angeschlossenen Geräte ist die Einhaltung von Spannungsgrenzen

von Bedeutung. Die Geräte werden für stabile Spannungsverhältnisse, d.h. für eine stabile Nenn-spannung gebaut. Der Netzbetreiber garantiert hierfür, dass keine dauerhafte Erhöhung der Nenn-spannung, sowie keine dauerhaft zu niedrige Nennspannung. Die Richtlinie EN50160 schreibt hierfür vor, dass in 95% der Zeit die Nennspannung innerhalb eines Bandes von -10% bis + 10% der Nennspannung verbleibt. Für die Messung der Zeit werden hierzu die Mittelwerte über Intervalle von 10 Minuten verwendet. Für Erzeugungsanlagen darf sich die Nennspannung nicht dauerhaft über 3% erhöhen (VDE-AR-N 4105: 2011-08, Erzeugungsanlagen am Niederspannungs-netz, 2011).

Bei starker Last soll die Spannung also nicht unter 10% den Nennwertes sinken. Bei schwacher Last soll sich die Spannung nicht über 10% (bzw. über 3% bei Erzeugungsanlagen) erhöhen. Für kurzzeitige Spannungsschwankungen, Oberwellen und transiente Vorgänge gelten weitere Verein-barungen.

Frage 1.5.1: Verbraucher. Welche Möglichkeiten hat der Netzbetreiber, bei starker Last bzw. bei schwacher Last die Nennspannung nach o.g. Forderung einzuhalten? Wie liessen sich diese Möglichkeiten technisch realisieren?

Frage 1.5.2: Verbraucher. Welchen Einfluss hat die Blindleistungsaufnahme des Verbrauchers auf die Nennspannung? Welche Forderungen könnte der Netzbetreiber an den Verbraucher stellen? Verwenden Sie die Begriffe Wirkleistung und Blindleistung. Hinweis: Unter folgendem Link finden Sie eine Excel-Vorlage für ein Zeigerdiagramm.

Frage 1.5.3: Welche Folgen hat die Einspeisung auf die Einhaltung der Nennspannung?

Frage 1.5.4: Einspeisung. Welchen Einfluss hat die Blindleistungsaufnahme der Quelle auf die Nenn-spannung?

1.6. Lastfluss im NetzDie Abbildung auf der folgenden Seite zeigt ein Netz mit den Spannungsebenen Hochspannung

(110 kV), Mittelspannung (20kV) und Niederspannung (0,4 kV). An den Sammelschienen, bzw. an den Oberspannungseiten und Unterspannungsseiten der Transformatoren sind Kenngrößen abgebildet, die die Lastsituation wiedergeben. Als Kenngrößen dienen Ströme, Spannungen, Phasenwinkel, sowie Wirkleistung und Blindleistung.

Zur Verbesserung der Lesbarkeit bzgl. der Einhaltung von Spannungsgrenzen sind zudem normierte Kenngrößen im sogenannten „per unit“-System (p.u.), d.h. bezogen auf den Nennwert und



http://wwwlehre.dhbw-stuttgart.de/~srupp/DHBW_5_AT/index.html

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die physikalische Größe angegeben. So bedeutet u = 1,05 p.u. eine Überschreitung den Nennwertes der Spannung an der gegebenen Stelle um 5%.

Der Lastfluss gibt die statische Situation im Netz wieder. Betrachtet wird die Situation im eingeschwungenen Zustand (im Unterschied zur Betrachtung von transienten Zuständen, wie z.B. Blitzeinschlägen oder Kurzschlüssen). Betrachtet wird, welche Wirkleistung und Blindleistung ein Abschnitt des Netzes aufnimmt, sowie Abweichungen von den Nennwerten der Betriebsmittel.

Frage 1.6.1: Verschaffen Sie Sich zunächst einen Überblick über das in der folgenden Abbildung gegebene Netz (Spannungsebenen, Betriebsmittel, Anbindung an andere Netze, Verbraucher und Lasten). Beschreiben Sie das Netz.

Frage 1.6.2: Analysieren Sie die in folgender Abbildung gegebene Lastsituation. Welche Wirkleis-tungen bzw. Blindleistungen werden an unterschiedlichen Stellen aufgenommen? Wo treten Abweichungen von den Nennwerten auf?

Frage 1.6.3: Welche technischen Möglichkeiten hat der Netzbetreiber, um in die Lastsituation einzu-greifen? Beschreiben Sie diese Möglichkeiten im konkreten Fall?

Frage 1.6.4: Welche regulatorische Möglichkeiten hat der Netzbetreiber, in die Lastsituation einzu-greifen? Recherchieren Sie ggf. den Stand der Technik und beschreiben Sie ggf. weitere, der-zeit noch nicht ausgeschöpfte Möglichkeiten.



US UP 1/BB du=6,96 %Ul=0,4 kV

u=1,07 p.u.phiu=-149,0 deg

OS UW/BB du=0,00 %Ul=110,0 kVu=1,00 p.u.

phiu=0,0 deg

HA 1/BBdu=8,38 %Ul=0,4 kV

u=1,08 p.u.phiu=-149,1 deg

HA 2/BBdu=-8,51 %Ul=0,4 kV

u=0,91 p.u.phiu=-153,6 deg

US UP 2/BB du=4,37 %Ul=0,4 kV

u=1,04 p.u.phiu=-150,9 deg

OS UP 2/BBdu=2,58 %Ul=20,5 kVu=1,03 p.u.phiu=0,0 deg

OS UP 1/BB du=2,60 %Ul=20,5 kVu=1,03 p.u.phiu=0,0 deg

SS UW/BB du=2,59 %Ul=20,5 kVu=1,03 p.u.

phiu=0,0 deg

Netz

P=-23,5 kWQ=-60,8 kvar

I=0,342 A

PV 111,1

P=100,0 kWQ=48,4 kvarI=149,938 A

UW0,2

P=-23,5 kWQ=-60,8 kvar

I=0,342 A

P=23,5 kWQ=60,8 kvar

I=1,834 A

-2

PV 25,6

P=50,0 kWQ=24,2 kvarI=73,984 A

Last 2

P=20,0 kWQ=10,0 kvarI=30,923 A

Last 1

P=90,0 kWQ=0,0 kvarI=141,936 A

Leitung(1)27,4

P=50,0 kWQ=24,2 kvarI=74,017 A

P=-49,3 kWQ=-24,0 kvarI=74,017 A

Leitung52,5

P=-89,8 kWQ=0,1 kvarI=141,744 A

P=102,4 kWQ=4,7 kvarI=141,744 A

UP 163,4

P=149,4 kWQ=72,5 kvarI=224,024 A

P=-147,4 kWQ=-68,8 kvar

I=4,577 A

-1

UP 248,7

P=-122,4 kWQ=-14,7 kvarI=170,463 A

P=123,8 kWQ=16,8 kvar

I=3,517 A

-1

L022,9

P=-123,8 kWQ=-16,8 kvar

I=3,517 A

P=123,8 kWQ=12,5 kvar

I=3,502 A

L033,9

P=147,4 kWQ=68,8 kvar

I=4,577 A

P=-147,4 kWQ=-73,2 kvar

I=4,630 A



1.7. Anlagen mit WechselrichternAnlagen der Photovoltaik und Windräder werden über Wechselrichter an das Netz angebunden.

Basis photovoltaischer Erzeuger ist potentielle Energie: Die Solarmodule liefern eine Gleichspan-nung. Windräder bzw. Blockheizkraftwerke gewinnen die elektrische Energie aus kinetischer Energie. Da ein Synchronlauf mit der Netzfrequenz jedoch schwierig zu erzielen ist, werden diese Erzeuger ebenfalls über Wechselrichter angebunden. Mit Hilfe der Wechselrichter lassen sich auch die Vorgaben bzgl. der Spannung bzw. Blindleistung am Einspeisepunkt einhalten.

Folgende Abbildung zeigt den Aufbau eines Solarwechselrichters. Eingangs wird die Gleichspannung der angeschlossenen Solarmodule mit Hilfe eines Gleichstromstellers auf ein vorgegebenes internes Niveau eingestellt. Über diesen Gleichstromsteller erfolgt auch der Betrieb der Solarmodule in ihrem optimalen Arbeitspunkt (den Punkt mit maximaler Leistungsausbeute, den so-genannten Maximum Power Point, MPP).

Einphasiger Solarwechselrichter

Die Wandlung aus der internen Zwischenkreisspannung in eine Wechselspannung erfolgt über einen Wechselrichter. Das Funktionsprinzip ist durch die Brückenschaltung skizziert, die aus zwei Zweigen mit Schalttransistoren (Insulated Gate Bipolar Transistoren, IGBT) und Freilaufdioden be-steht. Die Schalttransistoren werden so angesteuert, dass eine pulsierende Ausgangsspannung ent-steht. Der gewünschte sinusförmige Spannungsverlauf lässt sich mit Hilfe der Weite der Schaltpulse einstellen (Pulsweitenmodulation, PWM).

Am Ausgang des Wechselrichters übernimmt ein Transformator die Anpassung der Höhe der Wechselspannung sowie die galvanische Trennung der Solarmodule vom Netz. Netzseitig ist der Anschluss über einen Kuppelschalter gesichert, der die Anlage im Fehlerfall (z.B. Verlust der Netzspannung, zu hohe Netzfrequenz) bzw. für betriebliche Massnahmen vom Netz trennt. Ein Filter am Anschaltpunkt reduziert Oberschwingungen. Spannung und Frequenz müssen netzkonform sein gemäß der Anlagenrichtlinie VDE-AR-N 4105. Der Wechselrichter ermöglicht die Bereitstellung von Blindleistung bzw. die Einstellung des Phasenwinkels am Einstellpunkt durch geeignete Ansteuerung der Schalttransistoren.

Frage 1.7.1: Wie reagiert der dargestellte Solarwechselrichter auf Schwankungen der Eingangs-spannung? Welcher Eingangsspannungsbereich UDC ist erwünscht?

Frage 1.7.2: Beschreiben Sie das Prinzip der Ansteuerung der Schalttransistoren für positive bzw. negative Schaltpulse. Wie lässt sich aus Pulsfolgen ein sinusförmiges Signal erzeugen? Beschreiben Sie das Prinzip zur Erzeugung eines Steuersignals für die Pulsweitenmodulation.



Frage 1.7.3: Wie groß ist die Schaltfrequenz der Brückenschaltung? Welchen Einfluss auf die Bau-weise des Transformators hat diese Schaltfrequenz?

Frage 1.7.4: Wie lässt sich mit Hilfe des Steuersignals die Phase der Wechselspannung am gegen-über dem Strom am Netzanschlusspunkt einstellen? Was wird hierdurch bewirkt?

1.8. PhotovoltaikUnter Photovoltaik versteht man die direkte Stromerzeugung durch Sonnenlicht.

Frage 1.8.1: Grenzschicht der Solarzelle. Erläutern Sie den Aufbau und die Funktionsweise einer Solarzelle. Wodurch entsteht das elektrische Feld?

Lösung: An der Grenzschicht zwischen n- und p-Schicht diffundieren die Löcher in die n-Schicht und die Elektronen in die p-Schicht. Es entsteht eine von freien Ladungsträgern verarmte Raumla-dungszone. Durch diese Verschiebung hat das n-Gebiet positive, das p-Gebiet negative Raumla-dung.

Frage 1.8.2: Leistung und Wirkungsgrad. Welche Faktoren bestimmen die Leistung und den Wirkungsgrad einer Photovoltaikanlage? Begründen Sie Ihre Aussage.

Lösung: siehe Manuskript ETG02, Abschnitt 4.2, S 49 ff. Fläche (Leistung), Winkel der Sonneneinstrahlung, Material, Wechselrichter zur Netzanbindung.

Frage 1.8.3: Wechselrichter. Wozu wird zur Anbindung ans Netz ein Wechselrichter benötigt? Welche Aufgaben hat der Wechselrichter? Erläutern Sie den Aufbau und die Funktionsweise.

Lösung: (1) Zum Wandeln des Gleichstroms der Photovoltaik-Anlage in Wechselstrom. (2) Einspeisung von Strom und Spannung ins Netz synchron zur Netzfrequenz und mit vorgegebenem Leistungsfaktor (cos φ). (3) Gleichstromsteller (MPP-Tracker), Speicherkondensator, Brücken-schaltung zum Netz, Schutzvorrichtung am Netzanschluss-punkt.

Frage1.8.4: Solarpark. Solarmodule sind in den beiden in folgender Abbildung gezeigten Varianten verschaltet.

! Wie berechnen Sie die Leistung in beiden Fällen? Welche Vorteile bzw. Nachteile haben beide Varianten (z.B. bei Abschattung eines einzelnen Moduls)? Wie würden Sie eine größere Zahl Solarmodule in der Praxis verschalten?



Lösung: (1) P = U * I. Reihenschaltung: I = Ir, U = Σ Ui; Parallelschaltung: U=Ui,, I = Σ Ii (2) Vorteile bzw. Nachteile: (a) Reihenschaltung: geringe Ströme, jedoch Unterbrechung des Stroms bei Abschattung eines einzelnen Moduls. (b) Parallelschaltung: hoher Gesamtstrom muss geführt werden. (3) Praxis: Kombination von Reihen- und Parallelschaltung. Bei der Reihenschaltung verhindern sogenannte Bypass-Dioden die Blockade durch einzelne abgeschattete Module.

1.9. WindkraftDie Windenergie spielt eine zunehmend wichtige Rolle bei der Stromerzeugung.

Frage 1.9.1: Standort und Windgeschwindigkeit. Anlage B verfügt über einen höheren Turm als die sonst baugleiche Anlage A. Die Wind- geschwindigkeit an Anlage B ist daher gegenüber Anlage A um 15% höher. Um wie viel höher ist der Ertrag von Anlage B?

Lösung: Die Leistung des Windes, der die Anlagen treibt, steigt mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit. Aus dem Verhältnis der Geschwindigkeiten vB/vA = 1,15 ergibt sich somit (vB/vA)3 = (1,15)3 = 1,52. Der Ertrag ist somit über 50% größer.

Frage 1.9.2: Rotorleistung und Wirkungsgrad. Welche Faktoren bestimmen die Rotorleistung einer Windkraftanlage?

Lösung: Windgeschwindigkeit, Luftdichte, Rotorfläche, Leistungsbeiwert.

Frage 1.9.3: Drehzahl. Ein Windrad dreht sich mit 10 Umdrehungen pro Minute. Die Rotorlänge beträgt 30 m. Wie groß ist die Geschwindigkeit an den Flügelspitzen? Welcher Zusammenhang besteht zur Windgeschwindigkeit?

Lösung: (1) Kreisfrequenz ω = 2π n, Geschwindigkeit der Spitze: v = ω R mit Rotorlänge R. Hieraus folgt v = 2π 10 min-1 30 m = 113 km/h. (2) Der Rotor bewegt sich quer zum Wind, die Windgeschwindigkeit ist geringer als die Geschwindigkeit der Rotorspitze in Drehrichtung.

Frage 1.9.4: Windpark. Zwanzig Windkraft-Anlagen mit einer Leistung von jeweils 5 MW sind in einem Windpark in Betrieb. Im Jahresmittel werden 3000 Betriebsstunden mit voller Last erwartet (Jahres- Volllaststunden). Welche Energie erzeugt der Windpark im Jahr? Vergleichen Sie den Windpark mit einem konventionellen Kraftwerk.

Lösung:

Stromerzeugung im Jahr: 20 * 5 MW * 3000 Betriebsstunden = 300 GWh

konventionelles Kraftwerk: ca. 700 MW und ca 7000 Betriebsstunden pro Jahr = 4,9 TWh

Energie konventionell / Energie Windpark = 4900 GWh / 300 GWh = 16,3. Ca. 16 solcher Windparks können ein konventionelles Kraftwerk ersetzen.

1.10.Hochspannungs-GleichstromübertragungAls Alternative zur Übertragung durch ein Drehstromsystem werden Gleichstromübertragungs-

systeme eingesetzt. Folgende Abbildung zeigt eine solche Anordnung.



Frage 1.10.1: Beschreiben Sie die Anordnung und die Funktion der einzelnen Komponenten.

Frage 1.10.2: Wie verhält sich die HGÜ-Strecke bzgl. Wirkleistung und Blindleistung? Welche Rolle spielt die Netzfrequenz? Wie verhält sich der Lastfluss?

Frage 1.10.3: Vergleichen Sie die Übertragung durch ein Drehstromsystem mit der Gleichstrom-übertragung. Legen Sie geeignete Kriterien fest. Welche Unterschiede gibt es?

Frage 1.10.4: Beschreiben Sie mögliche Einsatzgebiete für HGÜ-Systeme.



2. Technische Richtlinien

2.1. Erzeugungsanlagen im NiederspannungsnetzNach der VDE Anwendungsregel VDE-AR-N 4105 wird empfohlen, dass durch Erzeugungsan-

lagen im Niederspannungsnetz die Netzspannung um nicht mehr als ΔU = 3% gegenüber dem Betrieb ohne Erzeugungsanlagen überschritten werden darf.

Weiterhin legt die Richtlinie fest, das einphasige Erzeuger gleichmässig auf die Aussenleiter zu verteilen sind, so dass Spannungsun-symmetrien vermieden werden. Einphasige Erzeugungsanlagen dürfen eine Leistung von 4,6 kVA nicht überschreiten. Größere Anlagen müssen dreiphasig angebunden werden, bzw. kommunikationstechnisch miteinander verkoppelt werden. Der Netz-betreiber hat das Recht, bei Gefahren für den sicheren Netzbetrieb bzw. für Instandsetzungsarbeiten die Anlagen vom Netz zu trennen.

Ausserdem müssen sich Anlagen als netzstützende Maßnahme an der Spannungshaltung beteiligen lassen. Hierzu muss der Verschiebungsfaktor (Leistungsfaktor) der Anlage einstellbar sein. Es gilt für Erzeugungsanlagen mit

• 3,68 kVA < S < 13,8 kVA: cos(Φ) = 0,9 untererregt bis cos(Φ) = 0,95 übererregt• S > 13,8 kVA: cos(Φ) = 0,9 untererregt bis cos(Φ) = 0,9 übererregt

Die Bereitstellung von Blindleistung dient der Spannungshaltung im Netz. Der Verschiebungs-faktor wird vom Netzbetreiber als Sollwert vorgegeben. Für Anlagen mit konstanter Leistung (z.B. Blockheizkraftwerke) wird ein fester Sollwert für cos(Φ), vorgegeben. Für Anlagen variabler Leistung (z.B. Photovoltaik) kann die Vorgabe als Wirkleistungskennlinie erfolgen, wie in der Abbildung oben gezeigt.

2 Theoretische Grundlagen

Je nach Netzsituation konnen hier auch strengere Vorgaben seitens des Netzbetreibersgefordert werden. Der Sollwert und die Art der Blindleistungsbereitstellung wird inAbhangigkeit der physikalischen Eigenschaften des Netzes festgelegt. Die Sollwert-Vorgabefur Erzeugungsanlagen mit Umrichtern oder Synchrongeneratoren erfolgt entweder nachder Wirkleistungskennlinie cos ' (P) oder einem festem Verschiebungsfaktor cos '. Die cos' (P)-Kennlinie eignet sich besonders fur Erzeugungsanlagen mit schwankender Leistungwie z.B. PV-Anlagen. Ein fester Verschiebungsfaktor wird oft bei Anlagen vorgegeben, diemit einer konstanten Leistung einspeisen, wie z.B. Blockheizkraftwerke.

1

untererregt

0,9/0,95

0,9/0,95

übererregt

0,2 0,5 1

cos

PP E/ max

Abbildung 4: Standard-Kennlinie fur cos ' (P) nach VDE-AR-N 4105

Die oben stehende Abbildung zeigt die Standard cos ' (P) Kennlinie. Je nach Netzsituationkann der Netzbetreiber auch eine andere Kennlinie fordern. [VDE-AR]

2.2.4. Technische Richtlinie fur Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz(Mittelspannungsrichtlinie)

Die Richtlinie des BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft) fur denAnschluss von Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz fasst die wesentlichen Ge-sichtspunkte, die von Seiten des Netzbetreibers und dem Betreiber bzw. dem Errichtereingehalten werden mussen, zusammen. Wie in der Niederspannung, werden auch in derMittelspannungsebene von den Erzeugungsanlagen Systemdienstleistungen verlangt. Sodurfen sich Anlagen im Fehlerfall nicht direkt vom Netz trennen und mussen auch einenBeitrag zur Spannungsstutzung leisten. Die Beteiligung der Erzeugungsanlagen an derSpannungshaltung soll dabei helfen, auch bei wachsender Anlagenzahl die Grenzwerte inder DIN EN 50160 zu erfullen.Auch im Mittelspannungsnetzen wird empfohlen, dass der Betrag der Spannungsanderungdurch die Erzeugungsanlagen an keinem Netzknoten den Wert von 2 % gegenuber demBetrieb ohne Erzeugungsanlagen uberschreiten darf. Es kann jedoch in begrundeten Ein-zelfallen von diesem Wert abgewichen werden. Um die Einhaltung der Spannung auchbei steigender Anlagenzahl zu gewahrleisten, mussen sich auch diese an der statischenSpannungshaltung beteiligen. Zur Spannungshaltung im Hoch- und Hochstspannungsnetzmussen sich Erzeugungsanlagen auch an der dynamischen Spannungshaltung beteiligen.

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Kennlinie nach VDE-AR-N 4105 für cos Φ(P) (Wirkleistung-Kennlinie)

Frage 2.1.1: Stellen Sie mit Hilfe eines Zeigerdiagramms dar, auf welche Weise die Spannung am Anschlusspunkt durch Vorgabe des Verschiebungsfaktors cos(Φ) beeinflusst wird. Hinweis: Unter folgendem Link finden Sie eine Excel-Vorlage zum Zeigerdiagramm.

Frage 2.1.2: Wie interpretieren Sie die Vorgabe „untererregt“ bzw. „übererregt“ im Zusammenhang mit dem Verschiebungsfaktor? Welchen Ursprung hat diese Bezeichnung?

Frage 2.1.3: Erläutern Sie die Begriffe „Erzeugerzählpfeilsystem“ und „Verbraucherzählpfeilsystem“. Welche Unterschiede ergeben sich für die Zeigerdiagramme in Frage 2.1.1?



http://wwwlehre.dhbw-stuttgart.de/~srupp/DHBW_M/M1/index.html

http://wwwlehre.dhbw-stuttgart.de/~srupp/DHBW_M/M1/index.html

Frage 2.1.4: In welchen Betriebszuständen ist aus Sicht des Netzbetreibers das Trennen von Anlagen vom Netz sinnvoll?

2.2. Erzeugungsanlagen im MittelspannungsnetzEine Richtlinie des BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft) legt Anschluss-

bedingungen für Anlagen im Mittelspannungsnetz fest (Mittelspannungsrichtlinie). Durch den Betrieb von Erzeugungsanlagen soll sich die Spannung an keinem Knoten um mehr als ΔU = 2% gegenüber dem Betrieb ohne Erzeugungsanlagen erhöhen.

Für die Spannungshaltung ist der Verschiebungsfaktor der Anlagen am Anschlusspunkt einstellbar im Bereich von cos(Φ) = 0,95 untererregt bis cos(Φ) = 0,95 übererregt. Als mögliche Methoden zur Vorgabe des Verschiebungsfaktors können zwischen dem Anlagenbetreiber und dem Netzbetreiber individuell vereinbart werden:

• fester Verschiebungsfaktor cos(Φ)• Vorgabe einer festen Blindleistung in MVar• Wirkleistungskennlinie cosΦ(P)• Blindleistungs-Spannungskennlinie Q(U).

Ob die Vorgabe fest, per Fahrplan oder per Fernwirktechnik (Telematik) erfolgen soll, ist ebenfalls Gegenstand einer Vereinbarung zwischen den Betreibern. Anlagen im Mittelspannungsnetz können vom Netzbetreiber ebenfalls in Stufen abgeregelt werden, wenn der sichere Betrieb des Netzes dies erfordert.

Neben der statischen Spannungshaltung müssen Anlagen im Mittelspannungsnetz das Netz auch dynamisch unterstützen: Anlagen dürfen sich im Fehlerfall nicht unmittelbar vom Netz trennen, die Netzspannung muss im Fehlerfall durch einen Blindstrom unterstützen. Unter einen Fehlerfall versteht man transiente Vorgänge, wie z.B. Kurzschlüsse bzw. hierdurch bedingte Spannungs-einbrüche. Folgende Abbildung zeigt eine Grenzkennlinie für den Spannungsverlauf für Erzeugungs-anlagen.

2 Theoretische Grundlagen

Anlagen mussen technisch in der Lage sein, folgende Dienstleistungen zur Netzstutzungzu erbringen:

• Anlagen durfen sich im Fehlerfall nicht direkt von Netz trennen.

• Im Fehlerfall die Netzspannung durch Einspeisung eines Blindstromes stutzen

• Nach der Fehlerklarung darf dem Netz nicht mehr induktive Blindleistung entnom-men werden als vor dem Fehler

Das konkrete Verhalten im Fehlerfall wird je nach verwendeter Erzeugungseinheit z. B.Umrichter oder Synchrongenerator in Typ 1 und Typ 2 di↵erenziert. Außerdem legt derNetzbetreiber fest, in welchem Maß sich die Anlagen an der dynamischen Netzstutzungbeteiligen mussen. Generell gilt als Grundanforderung, dass alle Erzeugungsanlagen dieoberhalb der roten Kennlinie in Abbildung 5 betrieben werden nicht vom Netz getrenntwerden durfen.

100%

70%

45%

15%

Zeit in ms

U

0 150 700 1.500 3.000

Abbildung 5: Grenzlinie fur den Spannungsverlauf fur Erzeugungsanlage

Wird im Kurzschlussfall der Strom der Erzeugungsanlage um den Bemessungsstromerhoht, so mussen fur diesen Fall Maßnahmen mit dem Netzbetreiber vereinbart wer-den (z.B. Maßnahmen zur Begrenzung des Kurzschlussstroms). Die Erzeugungsanlagenmussen auch in der Lage sein, ihre Wirkleistung in Stufen abzusenken oder sich komplettabzuschalten. Dies kann vom Netzbetreiber in folgenden Fallen gefordert werden:

• Es besteht Gefahr fur den sicheren Systembetrieb

• Der Gefahr von Uberlastung oder Engpassen im Netz des Netzbetreibers oder demvorgelagertem Netz

• Gefahr der Inselnetzbildung

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Frage 2.2.1: Statische Spannungshaltung. Vergleichen Sie das Verhalten von Erzeugungsanlagen mit Mittelspannungsnetz durch Vorgabe des Verschiebungsfaktors cos(Φ) mit dem Verhalten von Anlagen im Niederspannungsnetz.



Frage 2.2.2: Statische Spannungshaltung. Was bewirkt eine Vorgabe der Blindleistung der Anlage in MVar? Was bewirkt eine Vorgabe nach einer Blindleistungs-Spannungskennlinie Q(U)?

Frage 2.2.3: In welchen Betriebszuständen ist aus Sicht des Netzbetreibers das Abregeln von Anlagen vom Netz sinnvoll?

Frage 2.2.4: Dynamische Spannungshaltung. In welchem Bereich der in der Abbildung gezeigten Grenzlinie für den Spannungsverlauf muss eine Anlage betrieben werden? Welche Ströme muss eine solche Anlage unterstützen?

2.3. Erzeugungsanlagen im Hochspannungs- und ÜbertragungsnetzUnter dem Begriff Transmission Codes werden Anschlussregeln im Übertragungsnetz verstan-

den. Der Transmission Code 2007 des VDN (Verband der Netzbetreiber beim VDEW) definiert die technischen Mindestanforderungen für Erzeugungsanlagen im Hoch- und Höchstspannungsnetz. Diese Anforderungen enthalten:

• Erzeugungsanlagen ≧ 100 MW müssen sich in der Regel an der sogenannten Primär-regelung beteiligen (Leistungsregelung, siehe Abschnitt 6).

• Erzeugungsanlagen erneuerbarer Energien können von der Primärregelung befreit werden.

• Erzeugungsanlagen, die sich an der Primärregelung beteiligen, müssen jederzeit einen Anteil von ± 2% ihrer Nennleistung innerhalb von 30 s bis zu einem Zeitraum von 15 min bereit stellen können.

• Unter Umständen (im sogenannten Netz-Inselbetrieb) muss die Anlage Laststöße von +10% ihrer Nennleistung (maximal jedoch 50 MW) ausregeln können, wobei 5 min als Mindestabstand zwischen zwei aufeinander folgenden Lastzuschaltungen angenommen werden.

• Anlagen, die nicht an der Primärregelung beteiligt sind, müssen sich bei einer Erhöhung der Netzfrequenz ab 50,2 Hz zur Unterstützung des Netzes abregeln lassen bzw. ihre Einspeisung automatisch drosseln. Eine Trennung von Netz erfolgt bei Frequenzen fNetz ≦ 47,5 Hz und fNetz ≧ 51,5 Hz

• Sollen Anlagen an der sogenannten Sekundärregelung (siehe Abschnitt 6) beteiligt werden, muss die vereinbarte Regelleistung innerhalb von 5 min zur Verfügung stehen, die vereinbarte Minutenreserve nach 15 min.

• Anlagen dürfen sich zu keinem Zeitpunkt im Bereich zwischen 47,5 Hz und 50,2 Hz vom Netz trennen.

• Anlagen werden meistens im Bereich von cos(Φ) = 0,92 untererregt bis cos(Φ) = 0,9 übererregt betrieben. Für Erzeuger erneuerbarer Energien wird der Verschiebungsfaktor cos(Φ) direkt vorgegeben, bzw. die Blindleistung Q (in MVar) oder der zu haltende Spannungswert U (in kV).

Frage 2.3.1: Welchen Grund mag es geben, Erzeuger erneuerbarer Energien von der Primärregelung (Leistungsregelung) auszunehmen? Welche Anlagen eignen sich zur Primärregelung? Welche Rolle spielt die Leistung der Anlagen?

Frage 2.3.2: Halten Sie die Zeiträume zum Eingreifen der primären bzw. sekundären Regelung für Erzeuger erneuerbarer Energien (EE-Anlagen) für günstig gewählt? Welche Besonderheiten gelten für EE-Anlagen im Vergleich zu konventionellen Erzeugern? Welche EE-Anlagen eignen sich für die Sekundärregelung?



Frage 2.3.3: Welchen Zweck verfolgt die Abregelung von Anlagen bzw. die Trennung vom Netz von Anlagen bei Unterschreitung bzw. Überschreitung vorgegebener Grenzwerte der Netzfrequenz? Wie verhalten sich in solchen Fällen konventionelle, an der Primärregelung beteiligte Erzeuger?

Frage 2.3.4: Aus welchem Grund sollen Anlagen innerhalb eines vorgegebenen Frequenzintervalls am Netz bleiben, sich also nicht vom Netz trennen? Welche Konsequenzen hätte eine kollektive Trennung von Anlagen? Wie verhalten sich konventionelle Erzeuger im Netzverbund?

2.4. LeistungsregelungDie Leistungsregelung dient der Anpassung des Angebotes an Leistung im Netz an die aktuelle

Nachfrage an Leistung im Netz. Angebot und Nachfrage wurden zwar für den Tagesverlauf im voraus geplant (siehe Abschnitt 1.2). Jedoch gibt es in der Realität Planabweichungen in der Größenordnung weniger Prozent. Die Leistungsregelung gleicht diese Planabweichungen aus.

Die Leistungsregelung erfolgt im Netz in verschiedenen Stufen:• Primärregelung: Wirkt sofort bis wenige Minuten. Die Primärregelung erfolgt im Kollektiv

durch das Kollektiv der großen Kraftwerke. Hierbei ist die Netzfrequenz ein Indikator für die Leistungsbilanz im Netz: Weicht die Netzfrequenz vom Sollwert 50 Hz (im europä-ischen Netzverbund) nach oben ab, wird weniger Leistung entnommen als geplant. Sinkt die Netzfrequenz unter den Sollwert von 50 Hz, wird mehr Leistung entnommen als geplant. In beiden Fällen erfolgt eine Anpassung der von den Kraftwerken abgegebenen Leistung (indem mehr oder weniger Dampf auf die Turbinen gegeben wird).

• Sekundärregelung: Wirkt ab 30 Sekunden bis 15 Minuten und löst die Primärregelung ab. Bei der Sekundärregelung muss derjenige Netzbetreiber die Leistungsbilanz ausgleichen, dessen Netz die Planabweichung verursacht hat. Der Leistungsausgleich erfolgt wieder-um durch Anpassung der Kraftwerksleistung (durch erhöhte oder reduzierte Brennstoff-zufuhr).

• Minutenreserve: Wirkt ab 15 Minuten und löst die Sekundärregelung ab. Hierzu werden zusätzliche Kraftwerke aktiviert, bzw. Kraftwerke heruntergefahren.

Frage 2.4.1: Welchen Sinn hat das Ausregeln im Kollektiv der Kraftwerke bei der Primärregelung?

Lösung: Der Ausgleich im Kollektiv dient der Stabilisierung des Netzes, unabhängig davon, welcher Betreiber die Leistungsabweichung verursacht hat. Alle Synchrongeneratoren im Netz sind miteinander an die Netzfrequenz gekoppelt. Die Änderung der Netzfrequenz mit der Abweichung der Leistung vom eingestellten Sollwert ist eine physikalische Eigenschaft der Synchrongeneratoren und wird durch deren Schwungmasse verursacht, in Kombination mit deren Leistungsreglern.

Frage 2.4.2: Welchen Sinn hat das Ausregeln der Leistungsbilanz durch den Verursacher bei der Sekundärregelung?

Lösung: Mehr Leistung ist mit höheren Kosten (für die Brennstoffe) verbunden. Jeder Netzbetreiber ist angehalten, seinen Bedarf möglichst genau zu planen. Für Planabweichungen kaufen die Netzbetreiber Regelleistung ein, die von den Kraftwerksbetreibern vorgehalten wird und von den Netzbetreibern bei Bedarf abgerufen wird.

Netzbetreiber sind hierbei die Übertragungsnetzbetreiber (siehe Abschnitt 1.3). An den Netzübergängen der Übertragungsnetzbetreiber befinden sich Leistungsmesser. Somit lässt sich jederzeit die Summe der zugeführten und abgeführten Leistung berechnen und feststellen, ob die Leistungsbilanz vom Plan abweicht. In diesem Sinne werden die Übertragungsnetze auch als Bilanzkreise bezeichnet.



Frage 2.4.3: Erzeuger erneuerbarer Energien sind grösstenteils im Vergleich zu den Kraftwerken wesentlich kleinere Anlagen, die sich in die unteren Netzebenen verteilen. Anlagen erneuerbarer Energien sind bisher in die Leistungsregelung nicht eingebunden. Folgende Abbildung zeigt links die Struktur der Netze (ÜN: Übertragungsnetze, VN: Verteilnetze, ON: Ortsnetze). Im rechten Teil der Abbildung ist der Lastfluss dargestellt. Ursprünglich wurden die Netze konzipiert für einen Lastfluss von den großen Kraftwerken in den Übertragungsnetzen zu den Verbrauchern in den unteren Netzebenen. Welche Änderungen bzgl. Des Lastflusses ergeben sich durch die erneuerbaren Energien?

ÜN

VN

ON

Synchrongeneratoren

Wechselrichter

Lastfluss Leistungsregelung

∿

Frage 2.4.4: Welche Konsequenzen ergeben sich für die Leistungsregelung, speziell für die Primärregelung, durch folgendes Szenario: Die Wolkendecke über Süddeutschland reisst auf, und 10 GW Leistung aus Photovoltaik werden zusätzlich ins Netz geliefert.

Frage 2.4.5: Welche Konsequenzen bzgl. der Leistungsregelung, speziell der Primärregelung, ergeben sich mit fortschreitendem Ausbau der erneuerbaren Energien im Netz? Diskutieren Sie ein Szenario mit 20% erneuerbaren Energien, 50% erneuerbaren Energien, sowie den weiteren Ausbau.

Frage 2.4.6: Halten Sie es für denkbar, Erzeuger erneuerbare Energien an der Primärregelung zu beteiligen? Könnte man das bisherige Konzept zur Leistungsregelung mit fortschreitendem Ausbau der erneuerbaren Energien auf Dauer beibehalten (Netzfrequenz als Indikator der Leistungsbilanz, Primärregelung im Kollektiv der Erzeuger, Bilanzkreise zur Sekundärrege-lung)?



3. Speicherung elektrischer Energie

3.1. PumpspeicherPumpspeicherwerke pumpen im Speicherbetrieb Wasser von einem Tiefbecken in ein höher

gelegenes Speicherbecken bzw. in einen Speichersee. Im Kraftwerksbetrieb arbeiten solche Anlagen als Speicherkraftwerke: Wasser aus dem Speicherbecken treibt mit Hilfe einer Turbine einen Generator an. Gespeichert wird die potentielle Energie des Wassers, die proportional zum Höhen-unterschied zwischen dem Speicherbecken und dem Tiefbacken ist (der sogenannten Fallhöhe).

Pumpspeicher werden bis zu einer Leistung von ca 1 GW mit Speicherkapazitäten von bis zu 8 GWh realisiert. Der Wirkungsgrad wird durch Reibungsverluste (Strömungswiderstand, hydraulische Verluste) und den Wirkungsgrad der Pumpe bestimmt. Insgesamt sind Wirkungsgrade von 70% bis 80% realisierbar. Die potentielle Energie des Pumpspeichers lässt sich wie folgt berechnen:

! Epp = ρ V g hp! ! ! ! ! ! ! ! ! (3.1)

Hierbei bezeichnet V das Abflussvolumen (in m3), ρ die Wasserdichte (in kg/m3), g die Erdbe-schleunigung (in m/s2)und hp die Fallhöhe (in m).

Frage 3.1.1: Es soll eine Anlage mit 8 GWh Speicherkapazität realisiert werden. Diese Kapazität soll innerhalb von 8 Stunden abrufbar sein. Es steht eine Fallhöhe von 300 m zur Verfügung. Wel-che Wassermenge (welches Wasservolumen) muss eine solche Anlage bewegen? Wie viel Wasser fliesst pro Sekunde?

Lösung: Gefragt ist das Volumen V aus der Gleichung oben: V = ρ g hp / Epp

Annahmen: ρ = 1 kg/dm3, g = 10 m/s2

Einsetzen zusammen mit h = 300 m ergibt: V = 9,6 Mio m3 Wasser = ca 10 Mio m3

Angenommen, man verfügt über 10 m tiefe Becken, so beträgt die Flache jeweils 1 Mio m2 (d.h. 1 km2) für das Oberbecken sowie für das Unterbecken.

Es fließen 1,2 Mio m3 Wasser pro Stunde bzw. 333 m3 Wasser pro Sekunde. Die Pumpen wären auf 1 GW mechanische Leistung auszulegen, die elektrische Leistung ist je nach Wirkungsgrad der Pumpe höher. Die Turbine ist ebenfalls auf 1 GW Leistung auszulegen. Je nach Wirkungsgrad der Turbine kann die Leistung des Generators etwas geringer ausfallen.

Frage 3.1.2: Das leistungsstärkste Pumpspeicherwerk in Baden-Württemberg (Kraftwerk Wehr) hat eine Generatorleistung von 910 Megawatt und eine Pumpleistung von 980 Megawatt. Das Oberbecken fasst 4,4 Millionen Kubikmeter Wasser und hat eine Fallhöhe von 630 Metern zum Unterbecken. Das Unterbecken fasst 4,1 Millionen Kubikmeter Wasser. Über welchen Zeitraum kann das Pumpspeicherwerk Leistung aufnehmen bzw. Leistung abgeben? Wie viel Wasser fließt hierbei pro Sekunde? Welche Speicherkapazität steht zur Verfügung?

Frage 3.1.3: Die in Deutschland verfügbare Gesamtleistung der Pumpspeicherwerke beträgt ca 7 GW mit einer Speicherkapazität von insgesamt ca 40 GWh. Der durchschnittliche Wirkungsgrad beträgt 70%. Die Bruttostromerzeugung beträgt jährlich ca 600 TWh. Wie schätzen Sie die Relevanz der in Deutschland verfügbaren Pumpspeicher als Energiespeicher im Zusammen-hang mit erneuerbaren Energien ein?

Frage 3.1.4: Welche Einschränkungen bestehen für den weiteren Ausbau der Speicherkapazitäten durch Pumpspeicher?



3.2. DruckluftspeicherBeim Druckluftspeicher wird Luft in unterirdische Kavernen (z.B. in Salzstöcken bzw. Berg-

werken) gepumpt und hierbei komprimiert. Die durch Kompression speicherbare potentielle Energie berechnet sich zu:

! Epd = V Δp ! ! ! ! ! ! ! ! ! (3.2)

Hierbei bezeichnet V das Volumen des komprimierten Gases in der Kaverne (in m3) und Δp die Druckdifferenz zur Umgebungsluft (in bar = 105 Pa = 105 N/m2). Die bei der Kompression entstehende Wärme geht entweder an die Umgebung verloren oder wird für einen besseren Wirkungsgrad in einem Wärmespeicher zwischengespeichert. Die erreichbaren Wirkungsgrade bewegen sich deutlich unterhalb des Wirkungsgrades eines Pumpspeichers. Mit Nutzung der Wärme werden ca 70% er-reicht, ohne mit Nutzung der Wärme ca 40%.

Frage 3.2.1: Für einen Druckluftspeicher stehen Kavernen mit einem Gesamtvolumen von 300000 m3 zur Verfügung (ca 120 m Höhe bei ca 60 m Durchmesser). Die Luft lässt sich in der verfügbaren Anlage auf 70 bar komprimieren. Welche Energiemenge liesse sich in dieser Anlage speichern?

Frage 3.2.2: Die Anlage aus Aufgabe 3.2.1 soll ihre Kapazität innerhalb von 8 Stunden auffüllen können. Für welche Leistung sind die Kompressoren auszulegen?

Frage 3.2.3: Die Speicherkapazität der Anlage aus Aufgabe 3.1.1 soll innerhalb von 2 Stunden ausge-schöpft werden können. Hierzu wird die komprimierte Luft in die Brennkammer einer Gas-turbine gegeben und mit Erdgas aus einer Gasleitung verbrannt. Die komprimierte Luft leistet hierbei 2/3 der Gesamtarbeit der Turbine (diese Arbeit müsste sonst durch einen Verdichter geleistet werden). Für welche Leistung sind Gasturbine und Generator auszulegen?

Frage 3.2.4: Kann die komprimierte Druckluft vollständig entnommen werden? Was spricht dagegen?

3.3. SchwungmassenWenn mit Hilfe elektrische Energie ein Schwungrad angetrieben wird, dient die Schwungmasse

als Speicher für kinetische Energie (Rotationsenergie). Mit dem Trägheitsmoment J (in kg m2) der Schwungmasse, sowie der Kreisfrequenz ω (in 1/s) berechnet sich die kinetische Energie zu:

! Ekr = (1/2) J ω2! ! ! ! ! ! ! ! ! (3.3)

Da die Drehzahl quadratisch in die Rotationsenergie eingeht, werden solche Schwungräder (engl. flywheels) mit hohen Drehzahlen angetrieben. Solche elektromechanische Speicher vertragen grundsätzlich mehr Ladezyklen als Batteriespeicher. Sie eignen sich beispielsweise zum Speichern von Bremsenergie von Antrieben bzw. Bahnfahrzeugen, die in Netz zurück gespeist wird, bzw. als schnelle Speicher für erneuerbare Energien.

Frage 3.3.1: Ein rotierender Speicher soll als Hohlzylinder ausgeführt werden und bis zu einer Dreh-zahl von 800 Umdrehungen pro Sekunde betrieben werden. Der Zylinder soll eine Energie von 10 kWh speichern. Welches Trägheitsmoment wäre erforderlich? Halten Sie eine solche Konstruktion für durchführbar?

Frage 3.3.2: Der Speicher soll aus dem Stillstand innerhalb von 15 Minuten vollständig aufgeladen werden können. Über welche Leistung muss der Antrieb verfügen?

Frage 3.3.3: Wie wäre der Generatorbetrieb zu realisieren? Welche Leistung hätte der Generator?

Frage 3.3.4: Wie schätzen Sie den Wirkungsgrad eines solchen Speichers ein?



3.4. WärmespeicherIm einfachsten Fall erfolgt die Speicherung durch Erwärmung eines festen oder flüssigen Spei-

chermediums. Bei solchen sensiblen Wärmespeichern verändert sich die Temperatur. Die gespei-cherte Energie errechnet sich zu:

! Eth = m cth ΔT! = ρ V cth ΔT! ! ! ! ! ! ! (3.4)

Hierbei bezeichnet m die Masse des Speichermediums (in kg), cth dessen spezifische Wärme-kapazität (in J/(kg K) ), und ΔT die Temperaturdifferenz (in K). Die Masse m (in kg) lässt sich auch als Produkt der Dichte ρ (in kg/m3) und des Volumens V (in 1/m3) des Mediums darstellen.

Frage 3.4.1: Überschüssige elektrische Energie soll einem Heisswasserspeicher zugeführt werden. Welche Energie liesse sich in einem isolierten Wassertank von 3 m3 speichern bei einer Umge-bungstemperatur von 20 Grad C?

Frage 3.4.2: Welche Energiemenge könnte ein Betonblock von 3 m3 unter den gleichen Bedingungen aufnehmen? Welche Vorteile hätte ein Festkörper wie Beton oder Keramik im Vergleich zu einer Flüssigkeit (Wasser)?

Frage 3.4.3: Wie kann die gespeicherte Energie zurück gewonnen werden? Für welche Einsatz-gebiete eignen sich einfache sensible Speicher?

Frage 3.4.4: Sogenannte Latentwärmespeicher speichern Wärme in reversiblen Zustandsänderungen (z.B. zwischen eines festen und flüssigen Phasen) des Speichermediums. Thermochemische Speicher speichern Wärme in einer reversiblen chemischen Reaktion. Welche Vorteile besitzen solche Wärmespeicher gegenüber einfachen sensiblen Speichern?

3.5. BatteriespeicherBatteriespeicher werden zum Puffern geringer Energiemengen eingesetzt, z.B. in einer

unterbrechungsfreien Stromversorgung. Als elektrochemische Speicher besitzen Sie kurze Reaktions-zeiten und können damit auch zur Stabilisierung transienter Vorgänge im Netz eingesetzt werden. Konventionell werden vorwiegend Bleibatterien eingesetzt (wenig umweltverträglich), oder Ni-Ca Batterien (begrenzte Ladezyklen), bzw. Li-Ionen Batterien (teuer).

Zur Realisierung größeren Kapazitäten im Zusammenhang mit erneuerbaren Energien sind Redox-Fluss-Batterien (Flüssigbatterien) ein interes-santer Ansatz. In solchen Batterien erfolgt die Speicherung in einer umkehrbaren chemischen Reaktion durch Aufnahme von Elektronen (Reduktion) bzw. Abgabe von Elektronen (Oxidation).

Frage 3.5.1: Welche Vorteile bieten Redox-Flussbatterien gegenüber konventionellen Batteriesytemen bzgl. der Energiemenge und bzgl. der Leistung?

Frage 3.5.2: Wie schätzen Sie den Wirkungsgrad und die Lebensdauer einer Redox-Fluss-Batterie gegenüber anderen Speichertechnologien ein?

3.6. WasserstoffspeicherWasserstoffspeicher basieren auf dem einfachen Prinzip der Elektrolyse von Wasser. Beim

Aufbau als Brennstoffzelle stellen Sie eine besondere Art einer Redox-Fluss-Batterie dar. Allerdings lässt sich der bei der Elektrolyse gewonnene Wasserstoff auch als Brennstoff abzweigen und z.B. in Form von Methan direkt in die Gasnetze einspeisen und so z.B. für Gasfahrzeuge nutzen.



Frage 3.6.1: Bei der Elektrolyse gilt die Bilanz 4 H2O => 4 H2 + 2 O2. Die Reaktionsenthalpie beträgt 1143 kJ/mol. 1 Mol Wasser entspricht ca 18g. Wie viel elektrische Energie muss zur Elektrolyse von 1 kg Wasser aufgewendet werden? Lässt sich diese Energie zurück gewinnen?

Frage 3.6.2: Wie schätzen Sie den Wirkungsgrad der in Aufgabe 3.6.1 genannten Elektrolyse ein? Worin besteht die Schwierigkeit bei der Speicherung von Wasserstoff?

Frage 3.6.3: Wasserstoff lässt sich mit Hilfe von CO2 zu Methan (Erdgas) verbrennen. Die chemische Bilanz hierfür lautet: 4 H2 + CO2 = CH4 + 2 H2O. Hierbei werden 253 kJ/Mol an Energie frei. Gegenüber dem Wasserstoff lässt sich Methan leichter speichern und kann direkt in die Gasnetze eingespeist werden. Wie viel Energie verbleibt pro Mol Methan? Welcher Wirkungsgrad ergibt sich für das Methan im Verhältnis zur für die Elektrolyse (Frage 3.6.1) auf-gewendeten elektrische Energie? Hinweis: Verwenden Sie die Energie pro Mol. Wie lässt sich die bei der Verbrennung von Wasserstoff zu Methan gewonnene Energie sinnvoll nutzen?

Frage 3.6.4: Welchen Nutzen hätte die Gewinnung von Methan aus der Elektrolyse von Wasser? Wie schätzen Sie den gesamten Wirkungsgrad ein (von der Elektrolyse über die Umwandlung in Methan bis zum Antrieb einer Gasturbine zur Gewinnung elektrischer Energie)?

3.7. KondensatorspeicherKondensatorspeicher werden in Kompensationsanlagen und Pufferspeicher eingesetzt. Sie

können in kurzer Zeit hohe Energiemengen aufnehmen oder abgeben. Hierfür werden sogenannte Doppelschichtkondensatoren eingesetzt. Die Leistungsdichte beträgt ca 5 kW/kg, die Energiedichte ca 5 Wh/kg bzw. pro Volumen ca 1 kWh/ m3. Die gespeicherte elektrische Energie berechnet sich zu:

! EC = (1/2) C U2! ! ! ! ! ! ! ! ! (3.5)

Hierbei bezeichnet C die Kapazität (in As/V) und U die Spannung über dem Kondensator (in V).

Frage 3.7.1: Das Spannungsniveau pro Zelle beträgt 3V, die Kapazität beträgt 3000 F. Welche Energie speichert die Zelle? Wie können Sie größere Kapazitäten erzielen?

Frage 3.7.2: Wie schätzen Sie den Wirkungsgrad solcher Kondensatorbatterien ein?

3.8. MagnetspeicherIm Magnetfeld einer supraleitenden Spule liesse sich mit Hilfe eines Gleichstroms elektrische

Energie speichern. Ist die supraleitende Spule einmal geladen, fliesst dieser Strom im Kreis. Die gespeicherte Energie errechnet sich zu:

! EL = (1/2) L I2! ! ! ! ! ! ! ! ! (3.6)

Hierbei bezeichnet L die Induktivität der Spule (in Vs/A) und I den Strom (in A).

Frage 3.8.1: Welche Ströme wären für eine Speicherkapazität von 100 Wh erforderlich, wenn sich eine supraleitende Induktivität der Größe 5 H realisieren liesse?

Frage 3.8.2: Wie liesse sich die Anbindung eines solchen Speichers an das Stromnetz realisieren? Welche Leistung liesse sich mit einem solchen Modul Ihrer Einschätzung nach realisieren? Wie schätzen Sie den Wirkungsgrad ein?



4. Stoffkreisläufe

4.1. Fossile und nukleare BrennstoffeFossile Brennstoffe wie Braunkohle, Steinkohle und Erdöl und Erdgas belasten die CO2 Bilanz

der Erde, da hier in lange vergangenen Zeiten geschaffene Kohlenstoffvorräte in kürzester Zeit wieder in Umlauf gebracht werde. Diese Vorräte sind ausserdem begrenzt und können somit keine dauer-hafte Versorgung bieten. Nukleare Brennstoffe sind CO2 neutral, die Vorräte jedoch ebenfalls limitiert.

C (Kohle)

CO2

Strom (30%)

Stromnetz

Wärme (70%)

Kraftwerk O2

Kernkraftwerk

Wärme (70%)

Die zur Nutzung fossiler und nuklearer Brennstoffe eingesetzten thermischen Kraftwerke haben außerdem einen geringen Wirkungsgrad bezüglich der Ausbeute an elektrischer Energie aus der in den Brennstoffen gewonnenen thermischen Energie: Ca 2/3 der Energie wird als Wärme über die Kühltürme an die Umgebung abgegeben, wie in der Abbildung oben dargestellt. Der in den Brennstoffen enthaltene Kohlenstoff wird mit dem in der Luft enthaltenen Sauerstoff zu Kohlendioxid verbrannt.

Frage 4.1.1: Nukleare Energietra ger. Welche Stoffe sind mit nuklearen Energietra gern bzw. Kernbrennstoffen gemeint? Wie brennt ein Kernbrennstoff?

Lösung: Materialien, die zur Kernspaltung geeignet sind, vorwiegend angereichertes Uran bzw. Plutonium. Kernbrennstoffe zerfallen in einer gesteuerten Kettenreaktion (einer thermonuklearen Reaktion, d.h. Kernenergie statt chemischer Energie).

Frage 4.1.2: Einsatz nuklearer Energieträger. Nennen Sie drei Probleme, die mit dem Einsatz nuklearer Energietra ger verbunden sind.

Lösung: radioaktive Abfälle, begrenzte Vorräte, Risiko nuklearer Unfälle

Frage 4.1.3: Nutzenergie und Primärenergie inklusive Heizung, Prozesswärme und Verkehr. Wie hoch schätzen Sie in Deutschland der Anteil der Nutzenergie bezogen auf die eingesetzte Prima renergie?

Lösung: 4400 PJ / 14000 PJ = 0,314 Anteil der Nutzenergie also 31,4%

Frage 4.1.4: Primärenergiebedarf in Steinkohleeinheiten. Wie viele Tonnen Steinkohle wu rden durch-schnittlich beno tigt, wenn der Prima renergiebedarf in Deutschland fu r einen Tag ausschließlich mit Steinkohle gedeckt werden sollte?

Lösung: Prima renergiebedarf in Deutschland pro Tag:

14000 PJ / 365 = 38,36 PJ pro Tag.



Energiegehalt von Steinkohle (1 kg SKE): 8,14 kWh/kg;

mit 1kWh = 3,6 MJ ergibt sich fu r einen Tag:

m = 38,36 PJ / 8,14 kWh/kg = 1.309.036,3 t

Frage 4.1.5: Strombedarf in Steinkohleeinheiten. Der jährliche Bedarf an elektrischer Energie in Deutschland beträgt ca 600 TWh (Tera Wattstunden). Wie vielen Steinkohleeinheiten entspricht diese Energiemenge, wenn der Strom ausschliesslich aus Kohle erzeugt würde? Berechnen Sie die durchschnittliche Menge an Steinkohleeinheiten pro Tag.

Lösung: 1 Ws = 1 J, somit entspricht eine Wattstunde 3600 J.

600 TWh = 600 1012 Wh = 600 * 3,6 1015 J = 2160 PJ.

Zur Erzeugung dieser elektrischen Energiemenge wäre ca. die dreifache Menge an thermischer Energie nötig: Man erhält 6480 PJ pro Jahr. Hiervon kann im Falle von Heizkraftwerken ein Teil zur Heizung bzw. für Prozesswärme verwendet werden.

Durchschnittlicher Energiebedarf pro Tag: 6480 PJ / 365 = 17,75 PJ

Menge an Steinkohleeinheiten: m = 17,75 PJ / 8,14 kWh/kg = 606.000 t

Frage 4.1.6: CO2 Bilanz der Stromversorgung. Wie viele Kubikmeter CO2 würden täglich umgesetzt, wenn zur Stromerzeugung in Deutschland ausschließlich Kohlekraftwerke eingesetzt würden?

Lösung: Wenn man davon ausgeht, dass der Kohlenstoffgehalt der Kohle am Gewicht 80% beträgt, entspricht der in Frage 4.1.5 berechnete Wert von 606.000 t Steinkohle pro Tag 485.000 t Kohlenstoff. 1 Mol Kohlenstoff wiegt 12 g. Die tägliche Menge an Kohlenstoff entspricht also 485*109

g /12 g/Mol = 40,4 * 109 Mol.

Das molare Volumen eines Gases beträgt unter normalen Bedingungen ca. 22,4 Liter pro Mol. Die oben berechnete Menge von 40,4 * 109 Mol entspricht also 22,4 * 40,4 * 109 Liter = 905 109 Liter = 905 103 m3. Somit würden pro Tag 905.000 m3 CO2 freigesetzt.

Bemerkung: Bei der Verbrennung zu CO2 werden pro Mol Kohlenstoff 2 Mol Sauerstoff benötigt. Sauerstoff besitzt eine molare Masse von 16 g. Somit besitzt CO2 eine molare Masse von 44 g. Die Stoffmenge von 40,4 * 109 Mol CO2 ergibt also eine Masse 40,4 * 109 Mol* 44 g / Mol = 1.777 * 109 g = 1.777.000 t CO2.

4.2. CO2 KreislaufDas Problem fossiler Energieträger ist der durchbrochene Stoffkreislauf: Es wird aus den ge-

speicherten fossilen Vorräten viel mehr CO2 in die Atmosphäre freigesetzt, als im gleichen Zeitraum aus der Atmosphäre gebunden wird. Würde man zur Energieerzeugung beispielsweise Holz in dem Umfang verwenden, indem Holz im gleichen Zeitraum nachwächst, wäre der Stoffkreislauf CO2 neutral. In diesem Fall wäre der zur Verbrennung von Kohlenstoff zu CO2 entgegengesetzte Prozess die Bindung von CO2 in Pflanzen durch die Photosynthese.

Folgende Abbildung zeigt einen geschlossenen Stoffkreislauf, in dem statt der Photosynthese ein industrieller Prozess zur Bindung des CO2 eingesetzt wird. Der Prozess basiert auf der Kopplung des elektrischen Energienetzes mit den Gasnetzen. Mit Hilfe der Gasnetze werden Kraftwerke mit Gasturbinen zur Erzeugung elektrischer Energie sowie zur Erzeugung von Wärme eingesetzt. Dieser Prozess ist nicht CO2 neutral. Ein geschlossener Stoffkreislauf ergibt sich in dem Umfang, in dem ein



Überangebot an Strom aus Solaranlagen und Windanlagen dazu genutzt wird, um CO2 aus der Atmosphäre zu binden.

C (Kohle)

CO2

Heizung (Kraft-Wärme-Kopplung)

Kraftwerk, BHKW

Gasnetz

Stromnetz

Strom

Elektrolyse & Methanisierung

CH4

Strom aus Leistungs-überschuss Wind, Solar

2x H2O

Verkehr Heizung

Kraftwerk, BHKW

CO2

Gas als Strom-speicher

2x O2

O2

BHKW: Blockheizkraftwerk

2x O2

2x H2O

CH4

Ein solcher Prozess ist links unten im Bild dargestellt: Wasser wird mit Hilfe der Elektrolyse zerlegt in seine Bestandteile Wasserstoff und Sauerstoff. Der Wasserstoff wird zusammen mit Kohlendioxid verbrannt zu Methan (CH4). Das Methan wird als Erdgas dem Gasnetz zugeführt. Der bei der Elektrolyse entstandene Sauerstoff kann wiederum bei der Verbrennung des Erdgases in Kraftwerken genutzt werden. Somit ist der Stoffkreislauf in dem Umfang geschlossen, in dem CO2 gebunden wird.

Frage 4.2.1: Die Elektrolyse als Basis dieses Stoffkreislaufs ist sehr energieaufwändig. Wie kann es sich lohnen, Strom zur Elektrolyse einzusetzen?

Lösung: Nur dann, wenn es ein Überangebot an Strom gibt, das nicht mit Kosten verbunden ist. Da bei Solarstrom und Windstrom keine Primärenergiekosten (Brennstoffkosten) anfallen, ist dieser Strom im Grunde genommen kostenlos, bis auf die Kosten der Investitionen, d.h. Kapitalzinsen, die durch den Verkauf des Stroms erwirtschaftet werden müssen. Im Falle eines Überangebotes an Strom lassen sich durch den Verkauf von Strom keine Einnahmen generieren. In diesem Fall kann ein Überangebot zur Elektrolyse genutzt werden. Zusammen mit der folgenden Einführung des erzeugten Erdgases ins Gasnetz funktioniert dieser Prozess als Energiespeicher.

Frage 4.2.2: Bei der auf die Elektrolyse folgenden Verbrennung des Wasserstoffs mit CO2 zu Methan (CH4) wird Energie freigesetzt. Wie liesse sich diese Energie sinnvoll nutzen?

Lösung: Indem man die freiwerdende Wärme zur Heizung bzw. als Prozesswärme für die Industrie nutzt. Wie bereits in Abschnitt 4.1 im Zusammenhang mit der Kraft-Wärme Kopplung bei der Erzeugung elektrischer Energie dargestellt, ist die Nutzung von Wärme immer die bessere Lösung, als Wärme nochmals aus anderen Energieträgern zu erzeugen.

Frage 4.2.3: Welche Vorteile hätte das Gasnetz als Energiespeicher?

Lösung: Große Speicherkapazität: Das Gasnetz hat Reserven für mehrere Monate und kann als langfristiges Speichermedium dienen, um beispielsweise eine Inversionswetterlage im Februar zu



überbrücken, bei der es weder ausreichend Wind noch Sonne gibt. Das Speichervolumen geht weit über alle anderen Energiespeicher hinaus, auch weit über die bereits vorhandenen Pumpkraftwerke.

Ein anderer Vorteil ist die Transportkapazität des Gasnetzes: Es lässt sich mit Hilfe der Gaslei-tungen Energie weiträumig verteilen. Schliesslich erlaubt das Gasnetz auch eine enge Kopplung des elektrischen Energieversorgungsnetzes an das Wärmenetz und das Verkehrsnetz (Gasfahrzeuge).

Frage 4.2.4: In Deutschland wird derzeit noch ca. 50% der elektrischen Energie aus fossilen Vorräten erzeugt. Nach der Berechnung aus Abschnitt 4.1 entspricht das einer täglichen Menge von 450.000 m3 CO2. Welche elektrische Leistung müsste eine Anlage besitzen, die diese Menge zu CH4 verarbeitet?

Lösung: Bei der Elektrolyse von Wasser wird eine Energiemenge von ca 1140 KJ/ Mol benötigt. Ein Gas füllt unter Normalbedingungen ca. 22,4 Liter pro Mol. Die tägliche Menge von 450.000 m3 CO2 entspricht somit einer Stoffmenge von 450.000 m3 / (22,4*10-3 m3 / Mol) = 20 * 109 Mol.

Somit wäre eine Energiemenge von (1140 KJ/ Mol) * 20 *109 Mol = 22,8 * 1015 J. Umgerechnet in elektrische Leistung ergeben sich (22,8 / 3600) * 1015 Wh = 6,3 TWh. Eine Anlage, die 24 h am Tag arbeitet, benötigt also eine Leistung von 6,3 TWh / 24 h = 262 GW. Dieser Wert liegt weit über der derzeit verfügbaren Kraftwerksleistung von 80 GW.

4.3. WirkungsgradeFolgende Abbildung gibt eine grobe Übersicht über die Wirkungsgrade der bisher dargestellten

Prozesse. Bereits in Abschnitt 4.1 diskutiert wurden die Wirkungsgrade der thermischen bzw. elek-trischen Nutzung fossiler Brennstoffe: Die Kopplung von Kraft (Strom) und Wärme ist immer sinnvoll.

Kohle, Öl

Strom Strom-Wärme

Gas

PV

Wind

Biomasse *)

Sonne

Wärme Verkehr

1% 10% 20% 33%

50%

67%

70%

70% 20% (40% für Hybrid Fahrzeuge)

60%

40%

Photovoltaik-Anlagen werden in dieser Übersicht mit ca 10% Wirkungsgrad eingeschätzt, Windanlagen mit ca 20% Wirkungsgrad. Die Photosynthese hinterlässt ca 1% der verfügbaren Son-nenenergie in den abgestorbenen Resten der Pflanzen (Biomasse). Hiervon lassen sich ca 50% in Biogase verwandeln. Die Wandlung von Strom zu Gas (durch Elektrolyse und Methanisierung) wird mit 60% eingeschätzt.



Aus Gas gewonnener Strom (Gasturbinen, Gaskraftwerke) wird mit ca 40% Wirkungsgrad eingeschätzt, in Kombination Kraft-Wärme mit ca 70%. Grund für diese geringfügig höheren Wir-kungsgrade gegenüber Kraftwerken mit Brennstoffen und Kesseln ist der bei der Gasturbine unmittel-barere Prozess. Die Wandlung von Gas in kinetische Energie für Fahrzeuge wird mit 20% eingeschätzt. Für Hybridfahrzeuge verdoppelt sich dieser Wert, da Bremsenergie zurück gewonnen werden kann. Die direkte Nutzung in Wärme wir schliesslich mit 70% eingeschätzt.

Frage 4.3.1: Welche Rolle spielt der Wirkungsgrad bei erneuerbaren Energien, speziell bei Photo-voltaik, Wind und Biomasse?

Lösung: Keine. Hier gibt es keine Primärenergiekosten (Brennstoffkosten). Sonne und Wind stehen kostenlos zur Verfügung. Bei genauerer Betrachtung müssen die Anlagenkosten durch den Verkauf der gewonnenen Energie über die Zeit erwirtschaftet werden. Sind die Anlagen abgeschrieben, ist die Energie kostenlos.

Frage 4.3.2: Welchen Wirkungsgrad hätte der In Abschnitt 4.2 beschriebene Kreisprozess, bei der Strom aus einem Überangebot erneuerbarer Quellen in Gase gewandelt wird und das Gas anschliessend wieder in Strom bzw. Kraft-Wärme verwandelt wird?

Lösung: Wegen der nicht vorhandenen Primärenergiekosten und wegen des Überangebotes an Strom wählt man den Strom als Startpunkt (unabhängig vom Wirkungsgrad der erneuerbaren Erzeuger). Die Umwandlung von Strom in Gas wurde mit 60% = 0,6 eingeschätzt. Die Verbrennung des Gases in einem Gaskraftwerk wurde mit 40% für die reine Stromerzeugung bzw. mit 70% für die Kraft-Wärme-Kopplung eingeschätzt. Insgesamt ergibt sich also 0,6 * 0,4 = 0,24 = 24% für den Kreislauf Strom -> Gas -> Strom und 0,6 * 0,7 = 42% für den Kreislauf Strom -> Gas -> Strom/Wärme.

Frage 4.3.3: Flächenertrag von Biomasse gegen Photovoltaik. Gemessen am Flächenertrag spielt der Wirkungsgrad bei der Photosynthese und der Photovoltaik doch eine Rolle: Wenn man sich die Frage stellt, ob man seine Fläche lieber mit einer Solaranlage oder Pflanzen bestellt. Wie wären die Erträge in Wh pro Fläche, wenn die Pflanzen ausschliesslich für Biomasse genutzt wurden, im Vergleich zu einer direkten Nutzung mit Photovoltaik?

Lösung: Endprodukt wäre somit elektrische Energie. Die Photovoltaik wandelt das Sonnenlicht mit ca 10% Ausbeute in elektrische Energie. Pflanzen hinterlassen 1% der Sonnenenergie in ihrer abgestorbenen Masse. Die Biomasse lässt sich entweder direkt verheizen und mit einem Wirkungs-grad von 30% in elektrische Energie verwandeln. In diesem Fall beträgt der gesamte Wirkungsgrad 0,3%. Bei Vergärung der Biomasse in Biogas ergeben sich insgesamt 0,2%. Während die Verwertung von Pflanzenresten grundsätzlich sinnvoll ist, wäre also der gezielte Anbau von Pflanzen zur Stromer-zeugung gegenüber der Nutzung der Flächen für Photovoltaik wenig sinnvoll.

Frage 4.3.4: Hybridfahrzeuge und Elektrofahrzeuge. Welchen Grundsätzlichen Vorteil bieten diese Fahrzeuge gegenüber Fahrzeugen mit reinem Verbrennungsmotor? Wenn man die Speicher-kapazität (Batterie) eines Elektrofahrzeugs (bzw. Hybridfahrzeugs) mit 10 kWh bemisst, welche Speicherkapazität bieten 1 Million Elektrofahrzeuge? Ist diese Kapazität relevant im Vergleich zum Tagesbedarf im deutschen Strom Netz?

Lösung: Hybridfahrzeuge (Verbrennungsmotor in Kombination mit einem Elektromotor) und Elektrofahrzeuge können Bremsenergie wieder gewinnen, benötigen also grundsätzlich viel weniger Energie. Wenn die Orte A und B auf gleicher Höhe liegen, wird grundsätzlich überhaupt keine Energie benötigt, um von A nach B zu kommen, unabhängig von der Entfernung und unabhängig von allen Gebirgen auf der Strecke. Energie wird nur für Verluste (Reibung, Wirkungsgrad) benötigt.



Speicherkapazität: 10 kWh * 106 = 10 GWh. Jährlich werden im deutschen Netz ca 600 TWh Energie erzeugt (siehe Abschnitt 1.4). Pro Tag ergibt sich also ein Energiebedarf von 600 / 365 TWh = 1640 GWh. Die Speicherkapazität von 10 GWh reicht also für weniger als 10 Minuten.

4.4. EnergiebilanzenDer Energieaufwand bei chemischen Reaktionen lässt sich mit Hilfe von Enthalpietabellen be-

schreiben. Folgende Abbildung stellt die Energiemengen dar, die für eine chemische Reaktion aufzu-wenden ist, bzw. die bei einer chemischen Reaktion freigesetzt wird.

Energiemengen Mengenformel ΔH [kJ/Mol]

Verbrennung C C + O2 = CO2 -394

Elektrolyse von H2O 4 H2O = 4 H2 + 2 O2 1143

Methanisierung 4 H2 + CO2 = CH4 + 2 H2O -253(Sabatier-Prozess)

Verbrennung CH4 CH4 + 2 O2 = CO2 + 2 H2O -890

Photosysnthese 6 CO2 + 6 H2O = C6H12O6 + 6 O2 2826(CO2 Reduktion durch Wasser) pro CO2 471

Die Enthalpien von Verbindungen (Produkte) lassen aus den Enthalpien ihrer Ausgangsstoffe (Edukte) mit Hilfe von Tabellen ermitteln. Die Abbildung stellt einige aus solchen Tabellen ermittelte Energiebilanzen für die in diesem Abschnitt diskutierten Verbindungen zusammen.

Frage 4.4.1: Bei der Verbrennung von Kohlenstoff werden pro Mol 394 KJ frei (negatives Vorzeichen). Wie viel Energie lässt sich aus der Verbrennung von 1 kg Kohlenstoff gewinnen? Wie viel CO2 (in Masse und in Volumen) wird hierbei freigesetzt? Vergleichen Sie mit der Energiedichte elektrischer Energiespeicher (Batterien).

Lösung: Kohlenstoff besitzt eine molare Masse von 12 g. Die Masse von 1 kg Kohlenstoff ent-hält also 83,3 Mol. Somit werden bei der Verbrennung mit Sauerstoff 32.833 kJ = 32.833 kWs frei. Diese Energiemenge entspricht 9,1 kWh. Elektrische Energiespeicher: siehe Abschnitt 4.3.4.

Frage 4.4.2: Elektrolyse. Für die Elektrolyse von Wasser (2 H2O) in Wasserstoff (2 H2) und Sauerstoff (O2) sind nach der Tabelle oben 1143/4 kJ pro Mol Wasser = 285,75 kJ pro Mol Wasser aufzuwenden. Wie viel Energie wird für die Elektrolyse von einem Liter Wasser benötigt? Welche Gasmenge entsteht hierbei?

Lösung: Für einen Liter Wasser wird eine Masse von 1 kg angenommen. Die molare Masse von Wasser ermittelt man aus 1 Mol Sauerstoff (16 g) und 2 Mol Wasserstoff (2 g) zu 18 g/Mol. Ein kg Wasser enthält somit 55,5 Mol. Somit sind für die Elektrolyse 15.860 kJ aufzuwenden. Umgerechnet in elektrische Energie sind also 4,4 kWh aufzuwenden.

Pro Mol Wasser entstehen als Gase 1 Mol Wasserstoff H2 und 1/2 Mol Sauerstoff O2. Ein Mol Gas beansprucht bei Normalbedingungen 22,4 Liter. Aus 55,5 Mol Wasser ergeben sich also 55,5 Mol Wasserstoff H2 mit einem Volumen von 1,24 m3 und 27,75 Mol Sauerstoff O2 mit einem Volumen von 0,62 m3.



Frage 4.4.3: Strom zu Gas. Die Mengenformel für die Elektrolyse wurde so gewählt, dass die Stoff-mengen zum folgenden Prozess der Methanisierung passen: Während man für die Elektrolyse von 4 Mol H2O 1143 KJ aufwenden muss, werden bei der Verbrennung des entstandenen Was-serstoffs aus dem erhaltenen Knallgas mit Kohlendioxid 253 kJ frei. Welche Wärmemenge er-hält man pro Liter Wasser aus der vorausgegangenen Elektrolyse? Welche Menge an Methan erhält man pro Liter Wasser? Welche Menge an CO2 wird hierfür aufgewendet? Welcher Anteil der bei der Elektrolyse aufgewendeten Energie verbleibt im entstandenen Methan (CH4)?

Lösung: Pro Liter Wasser wurden per Elektrolyse 1 Mol H2 erzeugt (siehe Abschnitt 4.4.2). Für die Gewinnung von 1 Mol CH4 sind nach der Mengenformel 4 Mol H2 erforderlich. Pro Mol CH4 werden somit 4 Mol Wasser benötigt. Ein Liter Wasser enthält 55,5 Mol. Somit gewinnt man pro Liter Wasser (55,5 Mol / 4) * 253 kJ / Mol = 3.510 kJ = 0,975 kWh.

Es entstehen aus einem Liter Wasser (55,5/4) Mol = 13,875 Mol Methan (CH4), entsprechend einem Gasvolumen von 0,31 m3. Pro Mol CH4 wird nach der Mengenformel ein Mol CO2 benötigt. Die benötigte Gasmenge an CO2 entspricht also ebenfalls 0,31 m3.

Von den pro Liter Wasser für die Elektrolyse aufgewendeten 4,4 kWh wurden durch die Metha-nisierung 0,975 kWh verbrannt (in Wärme umgewandelt). Es verbleiben somit 3,425 kWh im erhal-tenen Methangas. Der Anteil lässt sich unmittelbar aus der Enthalpietabelle ablesen: 253/1143 = 22%. Es verbleiben somit von 100% der zur Elektrolyse aufgewendeten Energie 78% im Methangas.

Frage 4.4.4: Photosynthese. Bei der unter dem Stichwort Photosynthese aufgeführten Mengenformel wird aus Kohlendioxid und Wasser ein Glukosemolekül erzeugt, sowie Sauerstoff. Dieser Pro-zess findet in Pflanzen statt. Welche Energiemenge wird bei der Photosynthese für die Reduk-tion von CO2 mit Wasser pro Mol CO2 aufgewendet? Wenn man die Photosynthese industriell einsetzen könnte, welchen Stoffkreislauf könnte man anstelle des Methan-Kreislaufs ver-wenden (Methan-Kreislauf: Elektrolyse von Wasser und Methanisierung vom Kohlendioxid, Verbrennung des Methans zu Kohlendioxid)? Wie wäre die Energiebilanz im Vergleich zum Methan-Kreislauf?

Lösung: Pro Glukosemolekül sind 6 Moleküle CO2 erforderlich. Pro Mol CO2 müssen somit 471 KJ an Energie aufgewendet werden.

In einem Glukose-Kreislauf würde man Glukose anstelle des Methans als Energieträger ver-wenden. Durch Photosynthese wird Glukose aus CO2 und Wasser erzeugt. Durch Verbrennung der Glukose wird wiederum CO2 freigesetzt. Die Verbrennung von Methan setzt 890 kJ pro Mol CO2 frei, die Verbrennung von Glukose 471 KJ pro Mol CO2. Im Unterschied zu Methan wäre Glukose aller-dings unter Normalbedingungen nicht gasförmig, hätte also pro Volumen die höhere Energiedichte.

4.5. Photosynthese und BiomasseBei der Photosynthese wird Wasser (H2O) nach einer Wandlung in Wasserstoff (2H+ + 2e-) und

Sauerstoff O2 zusammen mit Kohlendioxid CO2 aus der Luft in Glukose (C6H12O6) umgewandelt.

Für die Bildungsenthalpien der beteiligten Substanzen finden sich folgende Werte:

Kohlendioxid (gasförmig) CO2: -394 kJ/Mol

Wasser (flüssig) H2O: - 286 kJ/Mol

Glukose (fest) C6H12O6: -1271 kJ/Mol



Frage 4.5.1: Energiebedarf der Fotosynthese. Die Fotosynthese (bzw. ihr Umkehrprozess) lässt sich auf folgende Bilanzformel bringen:

! ! ! 6 CO2 + 6 H2O = C6H12O6 + 6 O2

Wie viel Energie wird für diese Reaktion (bzw. für Ihren Umkehrprozess) pro Mol Glukose benötigt?

Lösung: Bei der Fotosynthese wird Glukose aus Wasser und Kohlendioxid erzeugt. Der Aufwand berechnet sich also aus (3) abzüglich der 6-fachen Summe von (1) und (2):

- 1271 kJ/Mol - 6* (-394) kJ/Mol - 6* (- 286) kJ/Mol = 2809 kJ/Mol.

Pro Mol Glukose muss eine Energie von 2809 kJ aufgewendet werden. Für den Umkehrprozess wird diese Menge an Energie pro Mol Glukose frei.

Frage 4.5.2: Energiegehalt der Glukose. Welchen Energiegehalt hat 1 kg Zucker (Glukose, molare Masse 180 g/Mol)?

Lösung: Pro Mol Glukose (=180 g) werden 2809 kJ/Mol frei. Umgerechnet auf 1000 Gramm somit 1000 g * (2809 kJ /Mol) / (180 g/Mol) = 15,6 MJ (= 3730 Kilokalorien). Glukose besitzt somit einen Brennwert von 15,6 MJ/kg.

Frage 4.5.3: Biomasse. Wenn eine Pflanze stirbt, steht der in ihrer Biomasse verbliebene Brennstoff als Nahrungsmittel bzw. zur Energieerzeugung zur Verfügung. In Deutschland geht man von einem jähr-lichen Ertrag von etwa 10 Tonnen Trockenmasse pro Hektar (ha) aus. Welcher Energieertrag pro Hektar ist möglich, wenn die Trockenmasse einen vergleichbaren Brennwert wie Torf hat (ca 4 kWh/kg)? Welcher Ertrag wäre bei insgesamt 15 Millionen ha Nutzfläche in Deutschland möglich?

Lösung: Torf ca. 4 kWh/kg = 14 MJ/kg (siehe Lehrbrief ESL01, Abschnitt 1.2, S.14)

Energieertrag pro Hektar: 10.000 kg/ha * 4 kWh/kg = 40 MWh/ha im Jahr

Energieertrag insgesamt: 15.000.000 ha * 40 MWh/ha = 600 TWh im Jahr

Bemerkung: Alle Energiewerte sind thermische Energie. Zur Umwandlung in elektrische Energie müssten die Wirkungsgrade der Generatoren berücksichtigt werden.

Frage 4.5.4: Stromerzeugung aus Biomasse. Welcher Ertrag ergibt sich pro Hektar in MWh pro Jahr, wenn man diese Energie z.B. in einer Biogasanlage in elektrische Energie wandelt? Welchem Wirkungsgrad entspricht die aus Biomasse erzeugbare Energie bezogen auf die Sonneneinstrahlung? Hinweis: Verwenden Sie für die Sonneneinstrahlung einen Wert von 100 W/m2 im Jahresmittel. Wann erscheint die Nutzung von Biomasse zur Erzeugung elektrischer Energie im Vergleich mit anderen erneuerbaren Energien als sinnvoll?

Lösung: Annahme: Wirkungsgrad des Biogas-Kraftwerks 40% (für die Umwandlung in elektrische Energie). Somit erhält man 16 MWh/ha im Jahr.

Wirkungsgrad: bei mittlerer Sonneneinstrahlung von 100 W/m2 ergeben sich im Jahresverlauf 365 * 24 h *100 W/m2 ≈ 0,9 MW/m2 = 9000 MWh/ha. Der Wirkungsgrad ist somit sehr bescheiden: 40/9000 ≈ 0,5% thermisch bzw. 16/9000 ≈ 0,2% elektrisch.

Eine Fotovoltaik-Anlage oder Windanlage hätte einen deutlichen besseren Wirkungsgrad und somit einen deutlich besseren Ertrag pro Fläche. Die Nutzung der Biomasse erscheint immer dort sinnvoll, wo Biomasse sowieso anfällt, z.B. bei der Produktion von Nahrungsmitteln bzw. bei der Bewirtschaftung von Wäldern.



5. Netze mit hohem Anteil erneuerbaren Energien

5.1. Verbraucherstruktur in DeutschlandFolgende Abbildung zeigt die Verbraucherstruktur in Deutschland.

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Das Modell basiert auf den im Text aufgeführten und im Anhang wiedergegebenen Annahmen. Als Quellen wurden veröffentlichte Werte und eigene Arbeitshypothesen verwendet. Es werden folgende Verbrauchergruppen unterschieden:

• Industrieabnehmer (mit insgesamt 47% Anteil am Stromverbrauch)• Haushalte (mit insgesamt 26% Anteil)• Handel und Gewerbe (mit insgesamt 14% Anteil)• Sonstige, hierunter Verkehr, Landwirtschaft und öffentliche Einrichtungen (mit 13%).

Die Anteile am Stromverbrauch sind die Werte im Jahresmittel. Diese Anteile wurden für den gewählten Arbeitspunkt des Netzes übernommen. Als Arbeitspunkt wurde die Hauptbetriebsstunde des Netzes gewählt. Hierunter ist die Stunde im Jahresverlauf zu verstehen, in der das Netz die meiste Energie übertragen muss. Als elektrische Leistung in der Hauptbetriebsstunde wurden 80 GW gewählt (entsprechend 100%). Die Anteile der Verbraucher teilen sich diesen Gesamtwert.

Die Netzstruktur unterscheidet zwischen• den Spannungsebenen im Verteilnetz (Hochspannung 110 kV, Mittelspannung 20kV, Nie-

derspannung 0,4 kV)• einer ländlichen bzw. städtischen Netzinfrastruktur.

Die Verbraucher wurden auf die Spannungsebenen aufgeteilt, wie in der Abbildung gezeigt. Folgende Tabelle stellt die Verteilung nochmals mit den gewählten Anteilen dar.

Verbraucherstruktur Industrie Haushalte Handel u. Gewerbe SonstigeSpannungsebene

HS 15,6% 0,0% 0,0% 0,0% 15,6% Industrie HSMS Land 6,3% 0,0% 0,0% 0,0% 17,4% MS+NS LandMS Stadt 25,1% 0,0% 0,0% 0,0% 67,0% MS+NS StadtNS Land 0,0% 4,4% 2,8% 3,9% 11,1%NS Stadt 0,0% 21,6% 11,2% 9,1% 41,9%

Summe: 47,0% 26,0% 14,0% 13,0% 100,0%

Die Industrieabnehmer finden sich vorwiegend direkt in der Mittelspannungsebene bzw. In der Hochspannungsebene. Haushalte, Handel und Gewerbe, sowie Sonstige teilen sich die Niederspan-nungsebene. Es ist am Strombedarf deutlich zu erkennen, dass der überwiegende Teil der Bevölke-rung in der Stadt angesiedelt ist: der Strombedarf in der städtischen Mittelspannungsebene (67%) ist fast viermal so groß wie der Strombedarf in der ländlichen Mittelspannungsebene (17,4%).

Frage 5.1.1: Die Netzstruktur unterscheidet Industrieabnehmer in der Hochspannungsebene, ländliche Mittelspannungstransformatoren (110 kV auf 20 kV), sowie städtische Mittelspannungstransfor-matoren (ebenfalls 110 kV auf 20 kV). Von 100% der elektrischen Leistung konsumieren die Industrieabnehmer 15,6%, die Abnehmer in den ländlichen Netzen 17,4%, die Abnehmer in den städtischen Netzen 67%. Welche Leistung wird in absoluten Werten jeweils konsumiert, wenn die Gesamtleistung 80 GW beträgt?

Frage 5.1.2: Zur Transformation in die städtischen bzw. ländlichen Netze werden Mittelspannungs-transformatoren mit einer Scheinleistung von S = 30 MVA verwendet. Die transportierte Wirkleistung soll 70% der Scheinleistung betragen, d.h. pro Transformator werden P = 21 MW in die Netze übertragen. Wie viele Mittelspannungstransformatoren werden für die städtischen Netze benötigt? Wie viele Mittelspannungstransformatoren werden für die ländlichen Netze benötigt?

Frage 5.1.3: Jeder Mittelspannungstransformator spannt ein städtisches bzw. ländliches Mittel-spannungsnetz auf. Wie viele städtische bzw. ländliche Mittelspannungsnetze gibt es?



Frage 5.1.4: In jedem Mittelspannungsnetz werden Ortsnetztransformatoren eingesetzt zur Transformation der 20 kV in die Niederspannung 0,4 kV. Die Niederspannung wird über Kabel zu den Hausanschlüssen bzw. gewerblichen oder öffentlichen Anschlüssen transportiert. Im städtischen Bereich werden Ortsnetztransformatoren mit folgender Leistung eingesetzt: S = 630 kVA mit 70% Auslastung (entsprechend P = 440 kW). Wie viele Ortsnetztransformatoren (und somit Ortsnetze) gibt es in der Stadt pro Mittelspannungstransformator?

Frage 5.1.5: Ein Ortsnetztransformator versorgt in der Stadt 300 Haushalte mit einem mittleren Leistungsbedarf von P = 0,52 kW, Handel und Gewerbe mit einer mittleren Leistung von insgesamt P = 81 kW (cos φ = 0,9 induktiv), sowie Sonstige mit einer mittleren Leistung von insgesamt P = 66 kW (cos φ = 0,9 induktiv). Berechnen Sie Wirkleistung und Blindleistung am Ortsnetztransformator.

Frage 5.1.6: Folgende Abbildung zeigt die Struktur des Versorgungsgebietes eines städtischen Orts-netztransformators (d.h. das städtische Niederspannungsnetze). Erläutern Sie den Aufbau.

Frage 5.1.7: Im ländlichen Bereich werden Ortsnetztransformatoren mit folgender Leistung eingesetzt: S = 400 kVA mit 70% Auslastung (entsprechend P = 280 kW). Wie viele Ortsnetztransfor-matoren (und somit Ortsnetze) gibt es auf dem Land pro Mittelspannungstransformator?

Frage 5.1.8: Ein Ortsnetztransformator versorgt auf dem Land 200 Haushalte mit einem mittleren Leistungsbedarf von P = 0,52 kW, Handel und Gewerbe mit einer mittleren Leistung von insgesamt P = 66 kW (cos φ = 0,9 induktiv), sowie Sonstige mit einer mittleren Leistung von insgesamt P = 92 kW (cos φ = 0,9 induktiv). Berechnen Sie Wirkleistung und Blindleistung am Ortsnetztransformator.

Frage 5.1.9: Folgende Abbildung zeigt die Struktur des Versorgungsgebietes eines Ortsnetztrans-formators auf dem Land (d.h. das ländliche Niederspannungsnetz). Erläutern Sie den Aufbau. Welche Unterschiede zum städtischen Niederspannungsnetz bestehen?



A

Frage 5.1.10: Die Mittelspannungsnetze im städtischen bzw. Ländlichen Bereich fassen die jeweils zu einem Mittelspannungstransformator gehörigen Ortsnetztransformatoren, sowie die direkt angeschlossenen Industrieabnehmer zusammen. Folgender Abbildung ein ländliches Mittelspannungsnetz. Erläutern Sie die Struktur.



5.2. Summarisches repräsentatives NetzmodellIn der gewählten Struktur werden an der Hochspannungsebene (110 kV) unterschieden:

Großindustrie, ländliche Netze und städtische Netze. Die gesamte Leistung in der Hauptbetriebs-stunde beträgt 80 GW. Die Großindustrie konsumiert hiervon 15,6%, die ländlichen Netze 17,4%, die städtischen Netze 67%.

Frage 5.2.1: Berechnen Sie die Leistungen (in GW) für die Großindustrie, die ländlichen Netze, sowie für die städtischen Netze.

Lösung:

Großindustrie: 15,6% von 80 GW = 12,5 GW

Ländliche Netze: 17,4% von 80 GW = 13,9 GW

Städtische Netze: 67& von 80 GW = 53,6 GW

Frage 5.2.2: Die Leistung der Umspannwerke (Transformatoren in der Zeichnung) beträgt in der Hauptbetriebsstunde 21 MW (sowohl für die städtischen als auch für die ländlichen Netze). Berechnen Sie die Anzahl der Umspannwerke für die ländlichen und städtischen Netze. Welche Vereinfachung wird hierbei bezüglich der Umspannwerke angenommen.

Lösung:

Ländliche Netze: 13900 MW / 21 MW = 622 Umspannwerke (Trafos)

Städtische Netze: 53600 MW / 21 MW = 2552 Umspannwerke (Trafos)

Vereinfachung: Keine Redundanz in den Umspannwerken. In der Realität würde man die Umspannwerke aus Gründen der Absicherung gegen Ausfälle bzw. Zum Abschalten für Wartungs-arbeiten mit zwei Transformatoren ausstatten, die mit halber Last parallel arbeiten. Bei Ausfall bzw. Arbeiten kann einer der Transformatoren die gesamte Last übernehmen. Für das elektrische Modell ist diese Vereinfachung erlaubt.



Frage 5.2.3: Im Modell sind alle städtischen und ländlichen Umspannwerke identisch. Wie lässt sich daher das Modell auf einen repräsentativen Ausschnitt reduzieren?

Lösung: Man wählt als repräsentativen Ausschnitt einen Anteil von 1/662, wie in folgender Abbildung gezeigt. Der Ausschnitt besitzt eine Leistung von insgesamt 121 MW (Gesamtleistung 80 GW / 622). Der Ausschnitt enthält somit:

Großindustrie: 19 MW

1x ländliches Netz: 21 MW

3,85 x städtische Netze: 81 MW

Frage 5.2.4: Mit Hilfe eines Planungs- und Analysewerkzeugs wie z.B. Digsilent PowerFactory lässt sich der repräsentative Ausschnitt simulieren. Welche Erkenntnisse können aus einer solchen Simulation gewonnen werden?

Lösung:

Statische Betrachtungen: Lastfluss mit Auslastung der Betriebsmittel im Netz (Transfor-matoren und Leistungen), Bedarf an Wirkleistung und Blindleistung, Engpässe, Unterstützung der Netzplanung, Simulation der Auswirkungen von Änderungen bzw. Erweiterungen im Netz, Funktion der Spannungsregelung und Einhaltung der diesbezüglichen Vorgaben, ...

Dynamische Betrachtungen: Transiente Vorgänge (z.B. Kurzschlüsse), Regelvorgänge im Netz, wie z.B. Die Leistungsregelung (Primarregelung), Funktion der Schutzeinrichtungen, ...

Betrachtungen zur Qualität: Oberwellen, Klirrfaktor, Flicker, ...

5.3. Ausbau der erneuerbaren EnergienFolgende Abbildung zeigt einen Ausschnitt aus dem Szenario des Bundesumweltministeriums

zur Energiewende in der Stromversorgung [Quelle: DLR, IWES, IFNE: Schlussbericht - Langfristsze-



narien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichti-gung der Entwicklung in Europa und global, 2012]. Für eine Erweiterung des Netzmodells mit erneuer-baren Energiequellen werden zwei Fälle gewählt: (1)Ausbau mit 16% erneuerbaren Energien (Jahr 2010), (2) Ausbau mit 53% erneuerbaren Energien (Jahr 2025). Für die Aufteilung der Energiequellen (nach Wind, PV etc) auf die Hauptbetriebsstunde werden die Anteile der Jahresmittelwerte verwendet.

16% EE

84% konv. 53%

EE

47% konventionell Quelle: DLR, IWES, IFNE: Schlussbericht -

Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global. 2012

Frage 5.3.1: Ausbau mit 16% erneuerbaren Energien. Aus dem Szenario für das Jahr 2010 entnimmt man folgende Anteile der Energiequellen: 2,08% Photovoltaik, 6,23% Windkraft, 4,81% Bio-masse und Biogas, 86,9% konventionelle Kraftwerke (inklusive Laufwasser). Biomasse (Brenn-stoff für den Kessel) und Biogas (Gas für Gasturbinen) teilen sich auf im Verhältnis 40% (Biomasse) und 60% Biogas). Berechnen Sie die Anteile der Leistung in der Hauptbetriebs-stunde bezogen auf eine Gesamtleistung von 80 GW. Berechnen Sie die Anteile im reprä-sentativen Netzmodell.

Lösung:

Erzeuger Photovoltaik Wind Biomasse Biogas Kraftwerke SummeAnteil 2010 in % 2,08% 6,23% 1,92% 2,89% 86,90% 100%Anteil 80 GW 1,66 4,98 1,54 2,31 69,52 80Anteil im Modell in MW (1/662) 2,5 7,5 2,3 3,5 105,0 121

Frage 5.3.2: Ausbau mit 53% erneuerbaren Energien. Aus dem Szenario entnimmt man für das Jahr 2025: 9,86% Photovoltaik, 30,14% Windkraft, 4,79% Biomasse, 4,82% Biogas, sowie 50,69% konventionelle Kraftwerke (inklusive Laufwasser). Berechnen Sie die Anteile der Leistung in der Hauptbetriebsstunde bezogen auf eine Gesamtleistung von 80 GW. Berechnen Sie die Anteile im repräsentativen Netzmodell.

Lösung:



Erzeuger Photovoltaik Wind Biomasse Biogas Kraftwerke SummeAnteil 2025 in % 9,86% 30,14% 4,79% 4,82% 50,69% 100%Anteil 80 GW 7,89 24,11 3,83 3,86 40,55 80Anteil im Modell in MW (1/662) 11,9 36,4 5,8 5,8 61,3 121

5.4. Erzeugerstruktur in DeutschlandFür die Verteilung der erneuerbaren Erzeuger im Netz werden folgende Annahmen getroffen: • 70% der Photovoltaik wird in den ländlichen Netzen installiert (wegen Platzbedarf)• 30% der Photovoltaik wird in den städtischen Netzen installiert• Aufteilung der Photovoltaik auf die Hochspannungsebene (HS, ca 15%), Mittelspan-

nungsebene (MS, ca. 5%) und Niederspannungsebene (NS, ca. 80%) nach Anlagen-größe (auf Basis einer Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur)

• Keine Windanlagen in den Niederspannungsnetzen (wegen Platzbedarf)• 95% der Windkraftwerke in den ländlichen Mittelspannungsnetzen (ca. 80%), sowie im

Hochspannungsnetz (ca. 20%, beispielsweise Off-shore Windparks)• 5% der Windkraftwerke in den städtischen Mittelspannungsnetzen• Kraftwerke für Biomasse nur in der Mittelspannungsebene mit Anteil 80% in den länd-

lichen Netzen und 20% in den städtischen Netzen• Kraftwerke für Biogas nur in den Niederspannungsnetzen mit Anteil 80% in den länd-

lichen Netzen und 20% in den städtischen Netzen

Frage 5.4.1: Für die Aufteilung der Photovoltaik in die Spannungsebenen wird folgender Schlüssel verwendet: 82,26% im NS-Netz, 3,35% im MS-Netz, 14,39% im HS-Netz. Berechnen Sie hieraus die Anteile im Netz für die beiden Szenarien 2010 und 2025. Hinweis: verwenden Sie die Ergebnisse aus Frage 5.2.

Lösung:

Schlüssel zur Verteilung der PhotovoltaikPhotovoltaik Anteil Leistung [GW] Anteil 1/662 im Modell [MW]

2010 2025 2010 20252,5 7,9 3,8 11,9

NS-Netz 82,26% 2,06 6,5 3,1 9,8MS-Netz 3,35% 0,08 0,3 0,1 0,4HS-Netz 14,39% 0,36 1,1 0,5 1,7

Summe 100,00% 2,5 7,9 3,8 11,9

Frage 5.4.2: Die Verteilung der Photovoltaik auf die ländlichen und städtischen Netze soll nach folgen-dem Schlüssel erfolgen: 70% Land, 30% Stadt. Berechnen Sie die Anteile für die Szenarien 2010 und 2025 in den ländlichen und städtischen MS- und NS-Netzen nach diesem Schlüssel. Hinweis: Verwenden Sie statt der absoluten Werte Anteile bezogen auf die gesamte Leistung.

Lösung:



Verteilung der Photovoltaik in Prozent der gesamten EnergiePhotovoltaik Anteil Anteil an ges. Leistung [%] Anteile Stadt [%] Anteile Land [%]

2010 2025 2010 2025 2010 20253,1% 9,9% 30% 30% 70% 70%

NS-Netz 82,26% 2,6% 8,1% 0,77% 2,44% 1,80% 5,69%MS-Netz 3,35% 0,1% 0,3% 0,03% 0,10% 0,07% 0,23%HS-Netz 14,39% 0,4% 1,4%

Summe 100,00% 3,1% 9,9%

Frage 5.4.3: Die Windanlagen werden nach folgendem Schlüssel aufgeteilt: 95% Land, 5% Stadt. Von den Windparks sind 79,13% in den Mittelspannungsnetzen angesiedelt, 20,87% im Hochspan-nungsnetz. Berechnen Sie hieraus die Verteilung im Netz.

Lösung:

Schlüssel zur Verteilung der WindanlagenWindkraft Anteil Leistung [GW] Anteil an ges. Leistung [%]

2010 2025 2010 20254,98 24,1

HS-Netz 20,87% 1,04 5,0 1,30% 6,3%MS-Netz 79,13% 3,94 19,1Anteil Land 95,00% 3,75 18,1 4,68% 22,66%Anteil Stadt 5,00% 0,20 1,0 0,25% 1,19%

Summe 100,00% 4,98 24,1

Frage 5.4.4: Für Kraftwerke mit Biomasse und Biogas-Kraftwerke wird folgender Schlüssel angenommen: 80% Land, 20% Stadt. Berechnen Sie hieraus die Verteilung im Netz.

Lösung:

Schlüssel zur Verteilung von Biomasse und BiogasBiomasse, Biogas Anteil Leistung [GW] Anteil an ges. Leistung [%]

2010 2025 2010 2025BiomasseMS-Netz 100,00% 1,57 3,8 1,96% 4,79% Anteil Land 80,00% 1,25 3,07 1,57% 3,8% Anteil Stadt 20,00% 0,31 0,77 0,39% 1,0%BiogasNS-Netz 100,00% 2,28 3,6 2,85% 4,52% Anteil Land 80,00% 1,82 2,9 2,28% 3,6% Anteil Stadt 20,00% 0,46 0,7 0,57% 0,9%

5.5. Erzeugerstruktur mit erneuerbaren EnergienDie Abbildungen auf den folgenden Seiten zeigen die Erzeugerstrukturen für Netze nach den

beiden Szenarien 2010 (16% erneuerbare Energien) und 2025 (50% erneuerbare Energien).

Frage 5.5.1: Welcher Anteil der erneuerbaren Energien konzentriert sich in den Szenarien 2010 und 2025 jeweils auf die städtischen Netze? Welche Konsequenzen ergeben sich Ihrer Meinung nach für die städtischen Netze? Vergleichen Sie die anteilige Leistung der Erzeuger mit dem Leistungsbedarf der Verbrauchern dort.

Frage 5.5.2: Welcher Anteil der erneuerbaren Energien konzentriert sich in den Szenarien 2010 und 2025 jeweils auf die ländlichen Netze? Welche Konsequenzen ergeben sich Ihrer Meinung nach für die städtischen Netze? Vergleichen Sie die anteilige Leistung der Erzeuger mit dem Leistungsbedarf der Verbrauchern dort.



Frage 5.5.3: Wo findet also der überwiegende Teil der Energiewende statt? Wie viele Umspannwerke sind von der Energiewende im Modell betroffen? Welche Änderungen sind für den Lastfluss im 50% Szenario dort erforderlich?

Frage 5.5.4: Erläutern Sie den Begriff „Dezentralisierung der Netze“ im 50% Szenario. Welcher Bedarf an konventioneller Kraftwerksleistung besteht noch? Welchen Einfluss hat die zunehmend dezentrale Struktur auf die Energieversorgungsnetze?



6,3%

17,4

%

11,2

%

67%

15,6

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25,1

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Erzeugerstruktur im Netz für das Szenario 2010 mit ca 16% erneuerbaren Energien



6,3%

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Erzeugerstruktur im Netz für das Szenario 2025 mit ca 50% erneuerbaren Energien



5.6. Technische Konsequenzen - Lastfluss und BlindleistungsbedarfFolgende Abbildung zeigt die Lastflüsse auf der Hochspannungsebene im Netzmodell für das

Szenario 2010. In diesem Szenario wird der überwiegende Teil der Energie (84%) durch Synchron-generatoren bereit gestellt (Kreis mit Symbol SG oben in der Abbildung). Die roten Pfeile bezeichnen hierbei die Wirkleistung, die blauen Pfeile die Blindleistung.

Lastflüsse für das Szenario 2010 (16% erneuerbare Energien)

Zu den untergeordneten Netzen gehören im Netzmodell die direkt an der Hochspannung angeschlossene Großindustrie, die ländlichen Netze, die städtischen Netze, sowie die Erzeuger an der Hochspannungsebene. Vergleicht man die Lastflüsse mit der in Abschnitt 5.1 gezeigten Verbraucherstruktur, so erkennt man, dass sich durch die erneuerbaren Energien noch kein wesentlicher Unterschied bzgl. der summarischen Lastflüsse ergibt. Hinweis: Die Darstellung zeigt nur ein städtisches Mittelspannungsnetz. Den Leistungsbedarf der städtischen Netze im Modell insgesamt erhält man durch Multiplikation mit dem Faktor 3,85.

Lediglich der Bedarf der ländlichen Netze fällt etwas geringer aus als nach der Verbraucher-struktur in Abschnitt 5.1 zu erwarten gewesen wäre (dort nehmen die ländlichen Mittelspannungsnetze ca 17% der Leistung auf). Grund für den geringeren Wirkleistungsbedarf der ländlichen Mittelspan-nungsnetze sind die vorwiegend im ländlichen Netz befindlichen Erzeuger erneuerbarer Energien.

Auffällig hingegen ist der hohe Blindleistungsbedarf der ländlichen Mittelspannungsnetze: der Blindleistungsbedarf (blauer Pfeil) übersteigt deutlich den Bedarf an Wirkleistung (roter Pfeil). Grund hierfür ist der Blindleistungsbedarf der erneuerbaren Erzeuger. Wie in Abschnitt 2.1 und Abschnitt 2.2



erläutert, versorgt man mit erneuerbare Erzeuger im den Niederspannungsnetzen und in den Mittel-spannungsnetzen mit Blindleistung, um den Spannungsabfall an den Versorgungsleitungen zu minimieren. Der Bedarf an Blindleistung wächst mit der Leistung der Anlagen. Diesen Effekt kann man mit Hilfe eines Zeigerdiagramms unmittelbar zeigen.

Die folgende Abbildung zeigt die Lastflüsse für das Szenario 2025. Hier wird die Hälfte der Leistung bereits durch erneuerbare Erzeuger bereit gestellt. Für die Synchrongeneratoren im Netz bedeutet dieses Szenario, dass diese nur noch die andere Hälfte der Leistung bereitstellen müssen.

Lastflüsse für das Szenario 2025 (50% erneuerbare Energien)

Im Vergleich zum Szenario 2010 sind nun die Effekte durch den hohen Anteil erneuerbarer Energien deutlich zu erkennen. Hinweis: Die Darstellung zeigt nur ein städtisches Mittelspannungs-netz. Den Leistungsbedarf der städtischen Netze insgesamt erhält man durch Multiplikation mit dem Faktor 3,85.

Frage 5.6.1: Wie ist die Lastflussumkehr der Wirkleistung in den ländlichen Netzen zu erklären?

Lösung: Durch die erneuerbaren Energieanlagen. Nach der in Abschnitt 5.4 beschriebenen Erzeugerstruktur finden sich in den ländlichen Netzen 36% der Erzeuger insgesamt (in Ergänzung der 51% verbliebenen Kraftwerksleistung und 8% erneuerbarer Anlagen in der Hochspannungsebene, sowie 5% in den städtischen Netzen). Im ländlichen Bereich wird jedoch nach der in Abschnitt 5.1 erläuterten Verbraucherstruktur nur ca 17% der Leistung konsumiert. Somit kehrt sich der Lastfluss in den ländlichen Netzen mit einem Anteil von insgesamt ca 50% erneuerbaren Energien um.



Frage 5.6.2: Was sind die Konsequenzen der Lastflussumkehr in den ländlichen Netzen für die Be-triebsmittel in den Umspannwerken (Transformatoren, Schutzeinrichtungen)? Wie viele Umspannwerke wären nach dem Netzmodell hiervon betroffen?

Lösung: Die Auslegung der Betriebsmittel muss überarbeitet werden. Ggf. sind Trans-formatoren auszutauschen, sofern Sie für den benötigten Lastfluss nicht ausgelegt sind. Eine Über-wachung der Betriebsmittel könnte eine eine sinnvolle Massnahme sein. Die Schutzeinrichtungen sind falsch gepolt, da traditionell nur für einen Lastfluss von den oberen Netzebenen in die unteren Netzebenen ausgelegt, und müssen für den bidirektionalen Betrieb erweitert werden.

Nach dem Netzmodell wären insgesamt 662 Umspannwerke hiervon betroffen. Das sind etwa 20% der Umspannwerke im Modellnetz insgesamt. Die Konzentration der erneuerbaren Energien im ländlichen Bereich reduziert sich der Aufwand an Umbaumassnahmen also erheblich.

Frage 5.6.3: Wie erklärt sich der erhöhte Blindleistungsbedarf in den ländlichen Netzen? Was bedeutet die Bereitstellung dieser Blindleistung für das gesamte Netz?

Lösung: Der erhöhte Blindleistungsbedarf erklärt sich durch die Richtlinien zur Anschaltung von Anlagen zur Energieerzeugung, siehe Abschnitt 2.1 und Abschnitt 2.2. Bei starker Last werden die Anlagen so betrieben, dass sie Wirkleistung abgeben, und Blindleistung konsumieren. Diese Betriebs-art dient der Spannungshaltung auf den Leitungen zur Einspeisung. Ohne Blindleistungskonsum würden die Erzeugeranlagen die Spannung auf den Einsspeiseleitungen zu weit anheben. Diesen Zusammenhang lässt sich an einem Zeigerdiagramm leicht nachvollziehen.

Die Bereitstellung der Blindleistung durch die Synchrongeneratoren über das Netz bis zu den Einspeisestellen belastet alle Betriebsmittel auf diesem Weg. Die Bereitstellung von Blindleistung ist wegen der erhöhten Ströme auch nicht frei von Verlusten im Netz.

Frage 5.6.4: Welche Konsequenzen ergeben sich für den Betrieb der der Synchrongeneratoren im Netz? Ist ein Arbeitspunkt mit annähernd soviel Blindleistung wie Wirkleistung technisch bzw. Kommerziell sinnvoll? Was bedeutet der gesunkene Bedarf an Kraftwerksleistung (50% der Wirkleistung ohne erneuerbare Energien) für die Betreiber der Kraftwerke?

Lösung: Synchrongeneratoren können im sogenannten Phasenschieberbetrieb auch ohne Wirkleistung Blindleistung erzeugen. Die Frage ist allerdings, ob man zu diesem Zweck wirklich alle bisher vorhandenen Kraftwerke im Netz halten möchte. Ein Arbeitspunkt mit nur 50% Wirkleistung ist für ein Kraftwerk weder technisch noch wirtschaftlich sinnvoll.

Thermische Kraftwerke wie Kohlekraftwerke und Kernkraftwerke wurden nicht für einen dauerhaften Betrieb mit nur 50% ihrer Nennleistung ausgelegt und lassen sich daher in diesem Arbeitspunkt nicht wirtschaftlich betreiben. Wenn man also 50% der Kraftwerke aus dem Netz nimmt, kann die verbliebene Hälfte auf einem vernünftigen Arbeitspunkt betrieben werden. Allerdings wäre dann der Anteil an Blindleistung für einen stabilen Betrieb wenig sinnvoll.

Da neben der zentralen Bereitstellung der Blindleistung auch deren Transport im Netz weder technisch noch wirtschaftlich sinnvoll erscheint, wären Maßnahmen zur dezentralen Erzeugung der Blindleistung besser geeignet.

5.7. Technische Konsequenzen - LeistungsregelungNach bisherigem Konzept erfolgt die Leistungsregelung nur durch die großen Kraftwerke.

Anlagen erneuerbarer Energien sind bisher von der Leistungsregelung ausgenommen. In einem



Szenario mit 50% erneuerbaren Energien bedeutet dies, dass die verbliebenen 50% der Kraftwerke die Leistungsregelung weiterhin übernehmen.

Quelle: A. Kamper, Scientific Publishing

Frage 5.7.1: Zur Leistungsregelung gehört speziell die Primärregelung, die bei Planabweichungen sofort durch das Kollektiv der Synchrongeneratoren ausgleicht. Welche Konsequenzen ergeben sich für die Primärregelung bei 50% verbliebenen Kraftwerken im Netz?

Lösung: Statik und Dynamik der Regelung halbieren sich gegenüber einem Netz mit 100% Kraftwerken. Mit der Statik ist der Einfluss einer Leistungsabweichung auf die Netzfrequenz gemeint. Wenn in einem Netz mit 100% Kraftwerken die Frequenz bei einem Lastsprung beispielsweise um 0,1 Hz abweicht, verdoppelt sich die Abweichung bei einem Netz mit 50% Kraftwerken auf 0,2 Hz. Grund hierfür ist die halbe verbliebene Kraftwerksleistung.

Unter der Dynamik der Regelung sind die Regelschwingung der Primärregler zu verstehen. Da gegenüber einem Netz mit 100% Kraftwerken nur noch 50% Kraftwerke verfügbar sind, steht der Regelung auch nur 50% der Schwungmasse der Kraftwerke zur Verfügung. Unter der Schwungmasse sind die Trägheitsmomente der Rotoren von Generator und Turbine zu verstehen. Die Trägheit dieser Massen stabilisiert bei der derzeitigen Primärregelung die Netze gegen Lastsprünge. Die Regel-schwingungen bei einem Netz mit 50% verbliebenen Kraftwerken fallen also doppelt so hoch aus.

Frage 5.7.2: Welche Bedeutung hat die Netzfrequenz als Indikator für die Leistungsbilanz in einem Netz mit zunehmendem Ausbau erneuerbarer Energien? Hinweis: Photovoltaik und Windkraft koppen über Wechselrichter in die Netze ein und verfügen daher nicht über Schwungmassen.

Lösung: Die Bedeutung der Netzfrequenz als Indikator für die Leistungsbilanz im Netz bleibt erhalten, solange noch Kraftwerke mit Synchrongeneratoren im Netz verbleiben. Allerdings ver-schlechtern sich Statik und Dynamik zunehmend (siehe Frage 5.7.1).

Während die traditionellen Drehstromnetze mit kinetischer Energie arbeiten (Schwungmassen, Wechselstrom), arbeiten über Wechselrichter einspeisende Quellen wegen ihrer Gleichstrom-Zwischenkreise mit potentieller Energie. Auch wenn über den Umrichter Wechselstrom erzeugt wird, lässt sich das Konzept der Schwungmasse nicht Nutzen, da eine solche nicht ursächlich vorhanden ist. Eine Pufferung der Primärregelung nach dem bisherigen Konzept wäre jedoch z.B. mit Hilfe von Schwungrädern möglich.

Frage 5.7.3: Welche Konzepte zur Leistungsregelung würde man in einem reinen Gleichstromnetz verwenden?



Lösung: In einem Gleichstromnetz gibt es keine Netzfrequenz und keine Blindleistung. Die Leistungsregelung fällt also direkt mit der Spannungsregelung zusammen. Diese Art der Reglung entspricht den Netzen zur Wasserversorgung: wenn man es schafft, den Druck (die Spannung) zu regeln, folgt der Durchfluss von alleine.

Frage 5.7.4: Welche Konzepte zur Leistungsregelung würde in einem Wechselstromnetz anwenden, das ausschliesslich über Wechselrichter gespeist würde?

Lösung: Die Netzfrequenz wäre in einem solchen Netz kein Indikator mehr für die Leistungs-bilanz und völlig ohne Konsequenzen auf die Energieerzeuger. In einem rein über Wechselrichter gespeistem Wechselstromnetz würde man die Leistungsbilanz direkt messen, wie in den bisherigen Netzen bei der Sekundärregelung. Die Leistungsbilanz im jeweiligen Bilanzkreis lässt sich unmittelbar zur Leistungsregelung der Erzeuger verwenden.

5.8. Regulatorische KonsequenzenFolgende Abbildung zeigt die Übertragungsnetze mit ihren Bilanzkreisen. Bei der derzeitigen

Aufgabenteilung ist die Leistungsregelung Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber.

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Quelle: Commons, Wikimedia, F. McLloyd

In einem Netz mit 50% erneuerbaren Energien steht den Übertragungsnetzbetreibern zur Leistungsregelung nur noch die Hälfte der Kraftwerksleistung zur Verfügung. Erneuerbare Energien sind vorwiegend in den unteren Netzebenen angesiedelt und bisher von der Leistungsregelung ausge-nommen.



Frage 5.8.1: Welchen Anteil an Erzeugern hätte man verfügbar, wenn man im 50% Szenario die unmittelbar am Hochspannungsnetz, sowie die unmittelbar an den Mittelspannungsnetzen an-geschlossenen, großen erneuerbaren Erzeuger in die Leistungsregelung einbeziehen wollte?

Lösung: Im 50% Szenario nach Abschnitt 5.5 finden sich an der Hochspannungsebene 7,72% der Erzeuger, direkt an der Mittelspannungsebene auf dem Land 26,69% und in der Stadt 2,19%. Insgesamt hätte man also 36,6% der Erzeuger einbezogen, zusammen mit den verbliebenen 50% Kraftwerken wären es also 86,6% der Erzeuger.

Frage 5.8.2: Wie würde man eine solche Leistungsregelung regulatorisch umsetzen?

Lösung: Grundsätzlich bestehen zwei Möglichkeiten: Erweiterung der Aufgaben der Übertra-gungsnetzbetreiber und somit Durchgriff der Übertragungsnetzbetreiber auf die Netze in der Hoch-spannungsebene und Mittelspannungsebene zum Abruf von Regelleistung.

Die andere Möglichkeit wäre, die Verteilnetzbetreiber in die Leistungsregelung einzubeziehen, d.h. die Verteilnetzbetreiber erhalten ein Mandat und Zugang zum Markt der Regelleistungen. In diesem Fall wäre allerdings die Einrichtung von Bilanzkreisen in den Verteilnetzen erforderlich.

Frage 5.8.3: Eine andere Möglichkeit wäre es, die Leistungsregelung durch schnelle Energiespeicher zu unterstützen. Wie würde man eine solche Möglichkeit regulatorisch umsetzen?

Lösung: Es müssten Anreize zur Anschaffung solcher Energiespeicher geschaffen werden. Derzeit bestehen solche Anreize nicht. Für die Verteilnetzbetreiber wäre der Zugang zum Regelungs-markt ggf. eine Perspektive auf zusätzliches Geschäft. Die Verteilnetzbetreiber erhielten dann auch ein Mandat zum Betreiben eigener Energiespeicher.

Frage 5.8.4: Ein unschöner Effekt in Netzen mit hohem Anteil erneuerbarer Energien ist der Bedarf an Blindleistung für die Anlagen, die über weite Strecken transportiert werden muss. Wie könnte man die lokale Bereitstellung von Blindleistung fördern?

Lösung: Es wären Anreize zur Entwicklung und Anschaffung solcher Anlagen erforderlich. Der-zeit bestehen solche Anreize nicht. Für die Verteilnetzbetreiber wäre abzuwägen, die benötigte Blindleistung vom Übertragungsnetzbetreiber bzw. übergeordneten Netzbetreiber zu beziehen, oder eine Investition in eine geeignete Anlage zu tätigen. Für Verteilnetzbetreiber wäre das in Ergänzung zum Regelmarkt ggf. eine Perspektive auf zusätzliches Geschäft.



6. Weiterführende Aufgaben

6.1. Umlage für erneuerbare EnergienFolgende Abbildung zeigt den Mechanismus zur Umwälzung der EEG-Umlage.

EEG!Reloaded!2014!

!!!!Abschaffung+des+EEG+oder+Reform+der+EEG4Finanzierung+!

L!13!L!

!

Abbildung!1:! Schematische!Darstellung!des!fünfstufigen!EEGLWälzungsmechanismus!

(Bundesnetzagentur!2012a,!S.14)!

!

Abbildung!2:! Mittlere! an! Betreiber! gezahlte! EEGLVergütungssätze! (Berechnung! auf! der! Basis! der!

Angaben! der! Übertragungsnetzbetreiber! und! der! EEGLMittelfristprognosen! der!

Übertragungsnetzbetreiber!bis!2018,!nach!r2b!2013,!S.4f)!

!

Aufgrund!dieser! starken!Differenzierung! !und!der!Vielfältigkeit!einzelner!Vergütungssätze! ist!es!am!

sinnvollsten,! die! Entwicklung! der! durchschnittlichen! EEGLVergütung! für! die! verschiedenen!

regenerativen!Energiequellen!zu!betrachten.!

2 Effekte der AusglMechV

Die AusglMechV hat das System der Wälzung zwischen ÜNB, EVU und letztlich dem

Verbraucher grundlegend verändert. Die Glättung des fluktuierenden EEG-Stroms zu einem

Bandprodukt, welches physikalisch vom Stromlieferanten abzunehmen war, wurde durch

den direkten Verkauf des EEG-Stroms durch die ÜNB an der Strombörse ersetzt. EEG-

Anlagenbetreiber sowie VNB sind von den Regelungen der AusglMechV nicht betroffen.

2.1 Auswirkungen auf den fünfstufigen Wälzungsmechanismus

Da die Erneuerbaren Energien in aller Regel noch nicht wettbewerbsfähig sind, wird die

Stromproduktion aus diesen Quellen über das EEG finanziell gefördert. Um den aus Erneu-

erbaren Energien produzierten Strom zu den Stromverbrauchern zu bringen und gleichzeitig

die mit der Energieproduktion verbundenen Kosten zu decken, wurde ein fünfstufiges Umla-

gesystem etabliert, welches als Wälzungs- bzw. Ausgleichsmechanismus bezeichnet wird.

Dieser Mechanismus beschreibt den Weg des aus Erneuerbaren Energien produzierten

Stroms und seiner Vergütung wie in Abbildung 1 dargestellt vom Anlagenbetreiber bis zum

Stromverbraucher.

Abbildung 1 Schematische Darstellung des fünfstufigen EEG-Wälzungsmechanismus

14

0!

10!

20!

30!

40!

50!

60!

2000'

2001'

2002'

2003'

2004'

2005'

2006'

2007'

2008'

2009'

2010'

2011'

2012'

2013'

2014'

2015'

2016'

2017'

2018'

c/kWh( Mittlere(gezahlte(EEGGVergütungssätze(

Wasser' Gas' Biomasse' Geothermie'

Wind'onshore' Wind'offshore' Solarenergie' jährlicher'Mittelwert'

Quelle: Bundesnetzagentur

Hierbei erhält der Anlagenbetreiber eine feste Vergütung. Die Differenz dieser festen Vergütung zum aktuell auf der Strombörse erzielten Strompreis wird als sogenannte EEG-Umlage auf einen Teil der Stromverbraucher umgelegt. Hierbei bedeuten: ÜNB (Übertragungsnetzbetreiber), VNB (Verteilnetzbetreiber), EVU (Energieversorgungsunternehmen).

Frage 6.1.1: Erläutern Sie die 5 im Diagramm gezeigten Stufen. Welche Kosten sollen durch die EEG-Umlage gedeckt werden? Erläutern Sie den Mechanismus der Umlage.

Lösung:

Die Investitionskosten in Anlagen zur Erzeugung EE.

Der Anlagenbetreiber erhält für die erzeugte Menge an Energie eine feste Vergütung vom Verteilnetzbetreiber (VNB).

Dem Verteilnetzbetreiber wird dieser Anteil für alle seine Anlagenbetreiber vom Über-tragungsnetzbetreiber erstattet.

Der Übertragungsnetzbetreiber handelt die Energie an der Strombörse. Die Differenz des erzielten Strompreises zu den Vergütungen, die er für EE gezahlt hat, lässt er sich von den Elektrizitätsanbietern (EVUs) als EEG-Umlage erstatten.

Die Elektrizitätsanbieter (EVUs) rechnen die EEG-Umlage auf den Strompreis ihrer Kunden. Hierbei werden nur die sogenannten nicht privilegierten Kunden belastet.

Frage 6.1.2: (1) Bei dem in Frage 4.1 gezeigten Abrechnungsmodell wird ins Ausland exportierter Strom nicht berücksichtigt. Welche Auswirkungen hat diese Ausnahme bei einem signifikantem Anteil exportierten Stromes (ca. 8% in 2013)? (2) Von der Umlage ausgenommen ist ein



zunehmender Anteil sogenannter energieintensiver Betriebe. Welche Konsequenzen hat diese Ausnahme?

Lösung:

Exportierter Strom wird günstiger, da er nicht von der EEG-Umlage betroffen ist.

Der Strom für die privilegierten Kunden wird günstiger.

6.2. StrombörseFolgende Abbildung zeigt die Ermittlung des aktuellen Strompreises an der Strombörse. Das

Angebot an Strom wird hierbei über den Strompreis stunden-aktuell an die Nachfrage angepasst.

EEG!Reloaded!2014!

!!!!Abschaffung+des+EEG+oder+Reform+der+EEG4Finanzierung+!

L!18!L!

!

Abbildung!7:! Qualitative!Darstellung!der!Bildung!der!Differenzkosten!aus!den!Kosten!für!Zahlungen!und!den!Erlösen!für!erneuerbaren!Strom!an!der!Börse!(Quelle:!Loreck!et!al.!2013,!S.!9)!

!

Der! Strompreis! bildet! sich! am! Markt! in! jeder! Stunde! (zum! Teil! inzwischen! sogar! in! jeder!Viertelstunde)!indem!der!Stromnachfrage!in!dieser!Stunde!die!nach!der!Höhe!ihrer!variablen!Kosten!geordneten! Kapazitäten! aller! am! Markt! verfügbaren! Kraftwerke! (die! so! ermittelte! Kostenkurve!bezeichnet!man! als!MeritLOrder)! gegenüber! gestellt!werden.!Die! variablen! Kosten,! des! letzten! zur!Deckung! der! Nachfrage! notwendigen! Kraftwerks! bestimmen! so! den! Marktpreis! des! Stroms! (vgl.!Abbildung!8).! Somit! kann! sich! in! jeder! Stunde!des! Jahres! ein! anderer! Preis! und!damit! ein! anderer!Erlös!für!die!vermarktete!Kilowattstunde!regernativ!erzeugten!Stroms!ergeben.!

Da! die! regenerativen! Energiequellen! Wind,! Sonne,! Wasserkraft! und! Geothermie! praktisch! keine!variablen! Kosten! haben! und! auch! die! Stromerzeugung! aus! anderen! EEGLAnlagen! nicht! vom!Übertragungsnetzbetreiber! gesteuert! und! mit! einer! fixen! EEGLVergütung! bezahlt! wird,! treten! die!unter! dem! EEG! von! den! Übertragungsnetzbetreibern! vermarkteten! regenerativ! erzeugten!Strommengen!am!Markt! ohne! variable!Kosten!auf.! Sie! kommen!also! ganz! links! in! der!MeritLOrder!(vgl.!Abbildung!9).!!

Je!höher!nun!die!Erzeugung!aus! regenerativen!Energiequellen!wird,!um! so!weniger! konventionelle!Kraftwerke!werden!zur!Deckung!einer!gegebenen!Stromnachfrage!benötigt!und!desto!niedriger!wird!der!Marktpreis,!weil!sich!die!MeritLOrder!Kurve! immer!weiter!nach!rechts!verschiebt! (MeritLOrderLEffekt).!

!

Öko-Institut EEG-Umlage 2014

9

Je niedriger der Großhandelsstrompreis an der Börse ist, desto höher sind die Diffe-renzkosten, die auf die Letztverbraucher umgelegt werden, denn die zu refinanzie-renden Vergütungen, die an die Anlagenbetreiber für eine bestimmte eingespeiste Strommenge bezahlt werden, sind ja festgelegt.7

Der Großhandelsstrompreis selbst hängt einerseits von den Brennstoff- und CO2-Kosten der konventionellen Kraftwerke ab (also Faktoren, die unabhängig vom Aus-bau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien sind), andererseits beeinflussen aber auch die erneuerbaren Energien selbst den Großhandelspreis: Je mehr erneu-erbare Energien eingespeist werden, desto weniger Strom aus konventionellen Kraftwerken wird benötigt. Bei gleicher Nachfrage kommt der Schnittpunkt mit der Angebotskurve der konventionellen Kraftwerke bei einem billigeren Kraftwerk zu Stande – der Großhandelsstrompreis sinkt.

Die EEG-Umlage für das kommende Jahr wird einmal jährlich (im Oktober) durch die ÜNBs neu berechnet. Hierfür erstellen die ÜNBs eine Prognose für die Entwicklung aller die Umlage beeinflussenden Parameter im nächsten Jahr.

Abbildung 3 Qualitative Darstellung der Bildung der Differenzkosten aus den Kos-ten für Zahlungen und den Erlösen für erneuerbaren Strom am Strom-markt

Quelle: Öko-Institut

7 Eine detaillierte Analyse der verschiedenen Einflussfaktoren für die EEG-Umlage und ihrer

Bedeutung bietet Öko-Institut (2012).

€

MWh

Nachfrage

Angebot aus konventionellen Kraftwerken

Strompreis

EE-Stromproduktion

Vergütungs-zahlungen

an EE-Anlagen-

betreiber und weitere

KostenEinnahmen

für EE-Strom am

Strommarkt

Differenz-kosten

werden umgelegt auf nichtprivilegierten Stromverbrauch

Für Erzeuger erneuerbarer Energien (EE) sind zur Absicherung derer Investitionen feste Vergü-tungssätze vereinbart worden (grüner Balken links in der Abbildung). Die Differenz zum erzielten Börsenpreis wird den (nicht privilegierten, d.h. von dieser Regel nicht ausgenommenen) Verbrauchern als sogenannte EEG-Umlage auf den Strompreis verrechnet.

Frage 6.2.1: (1) Wieso wächst bei konventionellen Kraftwerken der Preis für das Angebot an Strom mit wachsender Nachfrage? (2) Welche Rolle spielen hierbei die Primärenergiekosten? (3) Wann ist die EEG-Umlage jeweils am größten?

Lösung:

Quelle: www.oeko.de/oekodoc/1793/2013-475-de.pdf

Es werden zunehmend teurere Erzeuger hinzugenommen.

Die Primärenergiekosten sind Grund für die wachsenden Kosten bei steigender Nachfrage: Zunächst wird der Bedarf über die preisgünstigsten Erzeuger gedeckt, mit wachsender Nachfrage werden teurere Erzeuger beteiligt.

Wenn der Strompreis am günstigsten ist.



http://www.oeko.de/oekodoc/1793/2013-475-de.pdf

http://www.oeko.de/oekodoc/1793/2013-475-de.pdf

Frage 6.2.2: Im Jahr 2014 werden in Deutschland bereits ca. 30% des Energiebedarfs mit erneuerbaren Energien gedeckt werden. (1) Wie verhalten sich EE im Vergleich zu konventio-nellen Kraftwerken mit Bezug auf den Strompreis in Abhängigkeit der Nachfrage? (2) Welchen Einfluss hat ein zunehmender Einsatz erneuerbarer Energien auf den Strompreis nach dem Mechanismus der Strombörse? (3) Welche Konsequenzen ergeben sich für die EEG-Umlage? (4) Welche Kosten sollen durch die EEG-Umlage gedeckt werden? (5) Halten Sie das heutige Modell der Strombörse für geeignet in Bezug auf EE? Begründen Sie Ihre Antwort. Hinweis: Verwenden Sie die Begriffe variable Kosten und fixe Kosten.

Lösung:

Mangels Primärenergiekosten (= variable Kosten) ergibt sich kein Anstieg des Preises mit steigender Nachfrage, die Kurve bleibt flach.

Der Strompreis wird günstiger.

Die EEG-Umlage steigt, da der Strompreis günstiger ausfällt.

Die Investitionskosten (=fixe Kosten).

Da das heutige Börsenmodell den Preis nur nach variablen Kosten berechnet, sinkt der Strompreis bei zunehmendem Anteil erneuerbarer Energien. Mit der EEG-Umlage sollen die Investitionskosten (= fixe Kosten) gedeckt werden. Diese werden an der Strombörse nicht erwirtschaftet. Das Modell erscheint daher für Netze mit hohem und weiter wachsendem Anteil EE mangels variabler Kosten für wenig geeignet.

6.3. FotovoltaikanlageFür ein Wohnhaus steht eine Entscheidung über die Anschaffung einer Fotovoltaikanlage an.

Die Anlage besitzt eine Leistung von 20 kWp und hat einen Anschaffungspreis von 30.000 €. Das benötigte Kapital wird mit Zinsfaktor q = 1,03 aufgenommen (d.h. 3% Zinsen). Die Teuerungsrate wird nicht berücksichtigt (Preisänderungsfaktor = 1). Die Anlage soll 10 Jahre betrieben werden. Hinweis: Der Annuitätenfaktor berechnet sich zu a = (q -1) / (1-q-T).

Frage 6.3.1: Annuität. Wie hoch ist die Annuität der Fotovoltaikanlage? Welche Summe wird insgesamt gezahlt?

Lösung: Annuitätenfaktor a = 0,1172, Annuität 3517 Euro. In 10 Jahren wird somit eine Summe von 35.170 Euro gezahlt.

Frage 6.3.2: Zinsen und Tilgung. Welchen Anteil haben Zinsen und Tilgung in der anfänglichen Annuität? Skizzieren Sie den groben Verlauf der Anteile von Zinsen und Tilgung über die Jahre. Begründen Sie Ihre Skizze. Hinweis: Verwenden Sie folgende Abbildung auf dem Arbeitsblatt.



Lösung: Anfängliche Zinsen: 9% von 30.000 € = 900 €. Somit verbleiben für die Tilgung 2617 €. Mit sinkender Kapitalschuld verringert sich im Laufe der Jahre der Zinsanteil zugunsten der Tilgung, siehe folgende Abbildung.

Frage 6.3.3: Stromgestehungskosten. Wie hoch sind die Stromgestehungskosten, wenn die Anlage jährlich 18000 kWh erzeugt?

Lösung: In den ersten 10 Jahren: 3517 € / 18000 kWh = 0,20 €/kWh (20 Cent /kWh).

Frage 6.3.4: Betrieb über 20 Jahre. Wie ändern sich die Annuität und Stromgestehungskosten, wenn die Anlage zu den gleichen Konditionen über 20 Jahre finanziert und betrieben wird?

Lösung: Annuität: 2016 €, somit Stromgestehungskosten 2016 € / 18000 kWh = 0,11 €/kWh (35 Cent /kWh).

Frage 6.3.5: Einfluss des Zinssatzes. Die Anlage wird mit variablen Zinsen über 20 Jahre finanziert. Nach Ablauf der ersten 10 Jahre mit Zinsen von 3% verdreifachen sich die Zinsen auf 9%. Schätzen Sie den Einfluss der erhöhten Zinsen auf die Stromgestehungskosten ab.

Lösung: Würde man die Anlage von Anfang an über 20 Jahre mit 9% Zinsen finanzieren, ergäben sich Gestehungskosten von 3286 € / 18000 kWh = 0,18 €/kWh.

Nach Ablauf der ersten 10 Jahre mit Finanzierung zu 3% Zinsen ist aber bereits über ein Drittel der Kapitalschuld getilgt, es verbleiben ca. 18700 €. Diese über weitere 10 Jahre finanziert mit 9% ergeben Gestehungskosten von 2914 € / 18000 kWh = 0,16 €/kWh.

6.4. Inselnetz mit StromspeicherFolgende Abbildung zeigt ein Inselsystem mit Fotovoltaik (PV-Generator) und Stromspeicher

(Batterie), das durch einen Dieselgenerator (Back-up-Generator) unterstützt wird. Die Anlage soll folgende Anforderungen erfüllen:

• Jährliche Energiemenge: 100 MWh, hiervon 50% AC Verbraucher• PV-Anlage: 900 kWh im Jahr pro kWp, Solarmodule mit Nennleistung 240 Wp (bei 40

VDC Spannung und 6 A Strom)• Wechselrichter: 1000 V DC, Scheinleistung (AC): 24 kVA• Batterie und Diesel sollen nur zur Pufferung nachts und bei schlechtem Wetter eingesetzt

werden.• Der DC-Bus soll mit 1000 V betrieben werden.



Bildquelle: [8]

Frage 6.4.1: Auslegung der PV-Anlage. Welche Leistung Pvp benötigt die PV-Anlage? Wie viele Solarmodule werden benötigt? Wie erfolgt die Beschaltung?

Lösung: (1) Mit einer Ausbeute von 900 kWh im Jahr pro kWp werden für 100 MWh insgesamt Pvp = 111 kWp benötigt. (2) Dieser Wert entspricht m = 111 kWp /240 Wp= 463 Modulen. (3) Für eine DC-Spannung von 1000 V sind jeweils s = 1000 V / 40 V = 25 Module in Serie zu schalten (25 Module pro Strang). Es ergeben sich 463 / 25 = 18,5 Stränge (strings). In der Praxis würde man 18 Stränge mit insgesamt 450 Modulen verwenden.

Frage 6.4.2: Auslegung der Wechselrichter. Wie viele Wechselrichter werden benötigt? Wie viele Solarmodule bzw. Stränge von Solarmodulen kann ein Wechselrichter bedienen? Wie erfolgt die Beschaltung?

Lösung: (1) Über Wechselrichter wird 50% der benötigten Leistung bereitgestellt (Anteil der AC-Verbraucher). Bezogen auf die Spitzenleistung Pvp = 111 kWp werden also ca. 55 kVA benötigt. Diese Leistung kann durch 2 Wechselrichter bereit gestellt werden: 2x 24 kVA = 48 kVA. (2) Mit einer Nennleistung von 24 kVA kann ein Wechselrichter 100 Solarmodule bedienen. (3) Beschaltung: Über den DC-Bus mit 1000 V. Der Strangstrom beträgt jeweils 6 A. Die Leistung eines Strangs entspricht somit 6 kW. Ein Wechselrichter kann somit 4 Stränge bedienen (mit insgesamt 100 Solarmodulen).

Frage 6.4.3: Auslegung der Batterie. Als grobe Abschätzung entfällt ein Anteil von 20% des mittleren tägliches Energiebedarfs auf die Nachtstunden. Dieser Anteil ist durch die Batterie abzudecken. Welche Batteriekapazität wird benötigt (in kWh)? Wie viele Ladezyklen sind bei einer Betriebs-dauer von 10 Jahren erforderlich?

Lösung: 20% des Jahresmittels: 20 MWh. Bei 365 Tagen im Jahr werden also täglich 20 MWh / 365 = 55 kWh Batteriekapazität benötigt. Ladezyklen: mindestens 10 x 365 = 3650.

Frage 6.4.4: Auslegung des Diesel-Generators. Der Dieselgenerator soll Schlechtwetter-Perioden von 2 Wochen abdecken. Welche Generatorleistung ist erforderlich, wenn die PV-Anlage bei schlechtem Wetter nur noch 50% ihrer Leistung bringt? Wie schätzen Sie die Kosten für den Diesel-Generator ein (Investitionskosten, Betriebskosten)? Was wären mögliche Alternativen?

Lösung: (1) Der Dieselgenerator benötigt zur Bereitstellung der halben Spitzenleistung der PV-Anlage eine Leistung von Pdp = 0,5 Pvp = ca. 55 kVA. (2) Investitionskosten: sehr hoch, Betriebskosten: gering, wenn selten in Betrieb, sehr hoch, wenn oft in Betrieb. (3) Alternativen: (a)



Solaranlage überdimensionieren, so dass auch bei schlechten Wetter ein Beitrag geleistet werden kann. (b) Ggf. Ergänzung durch eine Windanlage.



Englisch - Deutsch

Active power! ! Wirkleistung

Apparent power! ! Scheinleistung

Capacitor! ! Kapazität

Circuit breaker! ! Leistungsschalter

Line voltage! ! Leiter-zu-Leiter Spannung (Effektivwert)

Inductor! ! Induktivität

Nominal power! ! Nennleistung

Nominal voltage! Nennspannung

Peak value! ! Spitzenwert

Phase voltage! ! Leiter-zu-Nullleiter Spannung (Effektivwert)

Reactive power!! Blindleistung

Resistor! ! Widerstand

Transformer! ! Transformator

Transmission! ! Übertragung

Voltage source ! ! Spannungsquelle

Winding ! ! Wicklung

...

...



Abkürzungen

AC ! ! Alternating Current, Wechselstrom

DC! ! Direct Current, Gleichstrom

T = 1/f! ! Schwingungsdauer, Periodendauer [s]f = 1/T! ! Frequenz, Anzahl der Schwingungen pro Zeiteinheit [1/s]ω = 2πf = 2π/T! Kreisfrequenz, Winkelgeschwindigkeit der Kreisbewegung [1/s]

E! ! Energie [Joule, J, N m, W s, kg m2/ s2]! ! potentielle Energie Ep = 1/2 k y2,! ! kinetische Energie, Translation Ek = 1/2 m v2, ! ! kinetische Energie, Rotation Er = 1/2 J ω2,! ! Energie elektrisches Feld EC = 1/2 CU2, ! ! Energie magnetisches Feld EL = 1/2 LI2

RMS! ! Root mean square (Effektivwert)

Z! ! komplexer Widerstand (Impedanz, impedance)

! R! Wirkwiderstand (resistance)

! X! Blindwiderstand (Reaktanz, reactance)

Y! ! komplexer Leitwert (Admittanz, admittance)

! G! Wirkleitwert (conductance)

! B ! Blindleitwert (susceptance)

S! ! Scheinleistung (apparent power, in VA = Volt Ampere)

! P! Wirkleistung (power, in Watt)

! Q! Blindleistung (reactive power, in Var = Volt ampere reactive)

A! ! Ampere

deg! ! degrees (Phasenwinkel in Grad)

kV! ! Kilo Volt (1000V)

kVA! ! Kilo Volt Ampere (Scheinleistung S, zur Unterscheidung von kW = Wirkleistung))

kVar! ! Kilo Volt Ampere reactive (Blindleistung, Q)

MS ! ! Mittelspannung

NS ! ! Niederspannung

ONT ! ! Ortsnetztransformator

p.u.! ! per unit (auf Nennwert und physikalische Einheit normierte Größe)

PV ! ! Photovoltaik

W! ! Watt (Wirkleistung, P)



Literatur(1) Klaus Heuck, Klaus-Dieter Dettmann, Detlef Schulz: Elektrische Energieversorgung: Erzeu-

gung, Übertragung und Verteilung elektrischer Energie für Studium und Praxis, Vieweg+Teubner Verlag, 8. Auflage, 2010, ISBN 978-3834807366

(2) Volker Quaschning: Regenerative Energiesysteme: Technologie - Berechnung – Simulation, Carl Hanser Verlag, 7. Auflage, 2011, ISBN 978-3446427327

(3) Gerhard Reich, Marcus Reppich: Regenerative Energietechnik, 2. Auflage, Springer Vieweg 2013, ISBN 978-3-8348-0981

(4) M. Kaltschmitt, A. Wiese, W. Streicher : Erneuerbare Energien - Systemtechnik, Wirtschaftlich-keit, Umweltaspekte, Springer Vieweg, 5. Auflage, 2013, ISBN 978-3642032486

(5) Schlussbericht BMU - FKZ 03MAP146: Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Beru cksichtigung der Entwicklung in Europa und global, 2012, im Web publiziert

(6) BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V: BDEW-Roadmap - Realistische Schritte zur Umsetzung von Smart Grids in Deutschland, 2013, im Web publiziert

(7) Lars Marz, Leistungsregelung von dezentralen Energieversorgungsnetzen, Masterarbeit im Studiengang Elektrotechnik, Fachhochschule Kaiserslautern, April 2014

(8) M. Sterner, I. Stadler, Energiespeicher - Bedarf, technik, Integration, Springer Vieweg, 2014, ISBN 978-3642373794



Anhang A - Anlagengrößen im Netzmodell

Ländliche NetzeBetriebsmittel in den Niederspannungsnetzen

Topologie des Niederspannungsnetzes (Ortsnetz)• 5 Stränge mit 40 Haushalten pro Strang, jeweils 200 m Kabel• Handel/Gewerbe und Sonstige als Punktlasten• Leistung pro Ortsnetz: P = 262 kW plus Q = 77 kVar (S = 273 kVA)• Zusätzlich Einfluss der Leitungen (Kabel) im Ortsnetz



Betriebsmittel im ländlichen Mittelspannungsnetz

Verbraucher im ländlichen Mittelspannungsnetz• Industrieabnehmer: Last P = 114 kW und cos(φ)= 0,9• Siehe Topologie des ländlichen Niederspannungsnetzes (vorige Seite)

Topologie des ländlichen Mittelspannungsnetzes• 9 Stränge pro Sammelschiene• 13 Abnehmer pro Strang (Ortsnetze bzw. Industrieverbraucher)• 2 bis 5 km Freileitung zwischen den Teilnehmern• Ca 26 km Leitungslänge pro Strang• 51 Ortsnetze insgesamt: P = 13600 kW plus Q = 3900 kVar (S = 14000 kVA)• 66 Industrieverbraucher insgesamt: P = 7520 kW plus Q = 2110 kVar (S = 7800 kVA)• Leistung pro Umspannwerk (Mittelspannungstransformator) insgesamt: P = 20890 kW

plus Q = 6010 kVar (S = 21700 kVA)• Zusätzlich Einfluss der Leitungen im Mittelspannungsnetz und Niederspannungsnetz auf

Wirkleistung und Blindleistungen



Städtische Netze

Betriebsmittel in den Niederspannungsnetzen

Topologie des Niederspannungsnetzes (Ortsnetz)• 8 Stränge mit ca 40 Haushalten pro Strang, jeweils 200 m Kabel• Insgesamt 300 Haushalte• Handel/Gewerbe und Sonstige als Punktlasten• Leistung pro Ortsnetz: P = 303 kW plus Q = 71 kVar (S = 311 kVA)• Zusätzlich Einfluss der Leitungen (Kabel) im Ortsnetz



Betriebsmittel im städtischen Mittelspannungsnetz

Verbraucher im städtischen Mittelspannungsnetz• Industrieabnehmer: Last P = 114 kW und cos(φ)= 0,9• Siehe Topologie des städtischen Niederspannungsnetzes (vorige Seite)

Topologie des städtischen Mittelspannungsnetzes• Versorgung über 2 Sammelschienen in der Mittelspannung• 8 Stränge pro Sammelschiene• 12 Abnehmer pro Strang (Ortsnetze bzw. Industrieverbraucher)• 1 km Kabel zwischen den Teilnehmern• Maximal 13 km zwischen den Sammelschienen in der Mittelspannung• 43 Ortsnetze insgesamt: P = 13100 kW plus Q = 3060 kVar (S = 13400 kVA)• 69 Industrieverbraucher insgesamt: P = 6730 kW plus Q = 2320 kVar (S = 7110 kVA)• Leistung pro Umspannwerk (Mittelspannungstransformator) insgesamt: P = 19800 kW

plus Q = 5380 kVar (S = 20500 kVA)• Zusätzlich Einfluss der Kabel im Mittelspannungsnetz und Niederspannungsnetz auf

Wirkleistung und Blindleistungen



Hochspannungsnetz (110 kV)

Verbraucher im Hochspannungsnetz

Zu den Verbrauchern zählen• UW Land: Mittelspannungstransformatoren in den ländlichen Netzen• UW Stadt: Mittelspannungstransformatoren in den städtischen Netzen• Industrieverbraucher mit HS Anschluss

Die Anzahl der Umspannwerke ergibt sich aus folgender Berechnung:• Gesamtleistung in der Hauptbetriebsstunde: 80 GW• Anteil der Industrieverbraucher an der HS von 15,6% = 12,5 GW• Leistung abzüglich der Industrieverbraucher an der HS: 67,5 GW

• Leistung eines Mittelspannungstransformators: 21 MW (ausgelegt auf 30 MVA)• Anzahl der Mittelspannungstransformatoren insgesamt: 67,5 GW / 21 MW = 3212

• Anteil der Leistung in den städtischen Mittelspannungsnetzen: 79,4%• Somit Anzahl der städtischen Mittelspannungstransformatoren: ca. 662• Der Anteil der Leistung ergibt sich aus der Verteilung der Haushalte (83%), Handel und

Gewerbe (80%), sowie Sonstigen (70%) durch Gewichtung mit deren Leistungsbedarf.

• Anteil der Leistung in den ländlichen Mittelspannungsnetzen: 20,6%• Somit Anzahl der städtischen Mittelspannungstransformatoren: 2550• Der Anteil der Leistung ergibt sich aus der Verteilung der Haushalte (17%), Handel und

Gewerbe (20%), sowie Sonstigen (30%) durch Gewichtung mit deren Leistungsbedarf.

In einem realen Umspannwerk wäre aus Gründen der Redundanz die Anzahl der Mittelspannungs-transformatoren höher. Für das elektrische Verhalten spielt der Einsatz vom mehr Transformatoren bei gleicher summarischer Leistung jedoch keine Rolle. Aus diesem Grund wurde bei diesem sum-marischen Modell nicht zwischen der Anzahl Umspannwerken und Anzahl der Mittelspannungs-transformatoren unterschieden.



Summarisches Netzmodell

Struktur des Netzmodells

Zur Simulation genügt ein repräsentativer Ausschnitt aus dem Modell:

Dieser Ausschnitt repräsentiert 1/662 des gesamten Netzes mit folgenden Eigenschaften:• Einer Leistung von insgesamt 80GW / 622 = 121 MW bestehend aus• 1x Großindustrie: 19 MW• 1x ländliches Mittelspannungsnetz: 21 MW• 3,85 x städtische Mittelspannungsnetze: 81 MW



Verbraucher im Netzmodell



Anhang B - Erzeuger im Netzmodell

Szenarios für den Netzausbau: 2010 und 2025

16% EE

84% konv. 53%

EE

47% konventionell Quelle: DLR, IWES, IFNE: Schlussbericht -

Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global. 2012

Hieraus abgeleitete Erzeuger 2010

Bemerkung: Wegen der begrenzten Ausbaumöglichkeiten von Laufwasserkraftwerken wurden diese der konventionellen Technik zugeschlagen und nicht weiter berücksichtigt. Ein weiterer Grund ist die Anschaltung über Wechselrichter für die stark ausbaufähige Windkraft und Photovoltaik. Diese Art der Anbindung unterscheidet sich von konventionellen Synchrongeneratoren für thermische Kraftwerke, Gasturbinen und Laufwasser.



Hieraus abgeleitete Erzeuger 2025

Aufteilung der Anlagen für erneuerbare Energien

Photovoltaik

Windkraft

Biogas



Biomasse

Anlagen im NiederspannungsnetzVerbraucher in der Stadt

Verbraucher auf dem Land

Betriebsmittel

Leistung der Anlagen zur Energieerzeugung in der Stadt

Legende: ONT - Ortsnetztransformator NS - Niederspannung (0,4 kV) HBS - Hauptbetriebsstunde MS - Mittelspannung (20 kV) HS - Hochspannung (110 kV)



Leistung der Anlagen zur Energieerzeugung in der Stadt

Anlagen im Mittelspannungsnetz

Netzbetriebsmittel

Anlagen zur Energieerzeugung im ländlichen Netz

Anlagen zur Energieerzeugung im städtischen Netz



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