Energie und Mobilität
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Um einen sicheren und zuverlässigen Stromnetzbetrieb zu gewährleisten, muss die Spannung im Grundfall als auch bei ungeplanten Ausfällen in definierten Bereichen gehalten werden. Im Übertragungsnetz wird hierfür bisher Blindleistung hauptsächlich aus Blindleistungskompensationsanlagen und konventionellen Großkraftwerken eingesetzt. Zukünftig wird nach §12h EnWG eine marktgestützte Beschaffung dieser Dienstleistung zur Spannungsregelung vorgeschrieben. Zugleich verändert sich der Blindleistungsbedarf der Netzbetriebsmittel durch die Integration erneuerbarer Energieanlagen und der Elektromobilität sowie durch den Netzausbau bei Übertragungs- und Verteilungsnetzbetreibern. Es bedarf somit angepasster Netzbetriebs- und Netzplanungskonzepte für ein technisch effizientes und wirtschaftlich günstiges Blindleistungsmanagement. Dieser Beitrag beschäftigt sich damit, Prozessansätze und Methodiken für ebendieses in der Netzplanung aufzuzeigen, um erforderliche Blindleistungskapazitäten unter minimalen Gesamtkostenaufwand und unter Berücksichtigung einer effizienten Blindleistungsbedarfsdeckung zu bestimmen. Dabei liegt der Fokus verstärkt in der Bedarfsanalyse.
Im Zuge der Energiewende ergibt sich ein Wandel in der Struktur des Elektrizitätsversorgungsnetzes. Die Verschiebung der Erzeugungsleistung von konventionellen Großkraftwerken in höheren Netzebenen hin zu dezentralen erneuerbaren Energieanlagen in niedrigeren Netzebenen resultiert sowohl in bidirektionalen Lastflüssen als auch in schwankenden Einspeisecharakteristiken. Des Weiteren folgen durch den Wegfall von Großkraftwerken als Blindleistungsquellen Leistungsdefizite in der Übertragungsnetzebene, die kompensiert werden müssen. Daraus resultieren Herausforderungen an einen sicheren und zuverlässigen Betrieb der Verteil- und Übertragungsnetze. Neue Konzepte müssen für die Erbringung von Blindleistung entwickelt werden, es soll mehr Blindleistung aus dem Verteilungsnetz zur Verfügung gestellt werden, um die Systemstabilität zu wahren. Im Rahmen des Projektes Q-Integral wird das Thema „Blindleistung“ (Q) ganzheitlich untersucht. Es werden dazu verschiedene Erbringungsoptionen für Blindleistung hinsichtlich technischer und wirtschaftlicher Potentiale untersucht, die in ein funktionales und effizientes Blindleistungsmanagement eingebracht werden. Die Untersuchungsansätze dafür sind sowohl spannungsebenen-übergreifend als auch netzbetreiber-übergreifend. Ein Ansatzpunkt des Projektes ist die Betrachtung der Blindleistungsbereitstellung von Industriebetrieben. Dazu wird das Potential von Betrieben, die an das Verteilnetz angeschlossen sind und Blindleistung durch Kompensations- oder Erzeugungsanlagen bereitstellen können, untersucht. Ziel ist es, das gesicherte und maximale induktive sowie kapazitive Potential zu bestimmen. Das gesicherte kapazitive Potential kann genutzt werden, um Aussagen darüber zu treffen, wie stark dem Spannungsfall im vorgelagerten Netz zu Starklastzeiten entgegengewirkt werden kann. Anhand des gesicherten induktiven Potentials kann ein Spannungsanstieg während Schwachlastzeiten ausgeglichen werden kann. In diesem Beitrag werden Ergebnisse aus dem Projekt Q-Integral vorgestellt. Dazu werden zuerst die Berechnungsgrundlagen der induktiven und kapazitiven Blindleistungspotentiale aufgezeigt und die Ergebnisse der Berechnungen vorgestellt. Die gewonnen Ergebnisse entstammen aus Messungen an einem Industriebetrieb mit Blindleistungskompensationsanlagen (BKA), den entsprechenden Reglern der Anlagen und einer installierten Kompensationsleistung von 1600 kvar. Sowohl die Lastgänge als auch das Schaltverhalten der einzelnen Kompensationsanlagen liegen den Berechnungen zugrunde. Um den Austausch der Blindleistung an der Übergabestelle des Betriebs zum Mittelspannungsnetz netzdienlich einzustellen, bedarf es eines geeigneten Regelkonzepts, das neben den BKAs auch weitere Q-Quellen berücksichtigt. Deshalb wird abschließend ein Regelkonzept vorgestellt, das den technisch-optimierten Blindleistungsabruf unter Berücksichtigung mehrerer Blindleistungsquellen behandelt.
Mit der Energiewende geht eine starke Dezentralisierung der Energieeinspeisung einher. So sind im Deutschland des Jahres 2020 rund 31.000 Windenergieanlagen (WEA) in Betrieb, während bei der Solarenergie vor kurzem die zweimillionste Photovoltaik-Anlage (PVA) installiert wurde. Fast alle diese dezentralen Energieressourcen (DER) sind nach den Einspeiserichtlinien der Vergangenheit und der Gegenwart in der Lage, Blindleistung bereitzustellen, um die Spannung im Netz zu regeln und zum Blindleistungsausgleich beizutragen. Weitere potentielle dezentrale Blindleistungsquellen wie Blockheizkraftwerke, Kompensationsanlagen und perspektivisch sogar Verbraucher und Speicher sind im Verteilnetz zu finden. Durch den stetigen Rückbau konventioneller Großkraftwerke, welche dem Übertragungsnetz bisher als Blindleistungsquellen zur Verfügung standen, bedarf es einer Untersuchung mit der Fragestellung, in welchem Maß die neue Erzeugungslandschaft auch in diesem Feld als Ersatz dienen kann. Ein mögliches Hindernis für einen breitangelegten Einsatz von DER zu Zwecken des spannungsebenenübergreifenden Blindleistungsmanagements ist mangelndes Wissen über die Regeldynamik dieser verteilten Blindleistungsquellen. Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber, die DER aktiv für Blindleistungsausgleich oder statische Spannungsregelung einsetzen, geben in der Regel ihre Blindleistungsanforderungen in kleineren Stufen mit erheblichen Latenzzeiten zwischen zwei Schritten weiter. Befürchtet wird, dass schnellere Sprünge in der Blindleistungsvorgabe zu instabilen Betriebszuständen oder anderweitigen Fehlfunktionen im Netz führen können. Eine genauere Kenntnis der dynamischen Fähigkeiten vorhandener Blindleistungsquellen sowie der Auswirkungen auf die Netzstabilität und den Netzschutz könnte dazu beitragen, die Geschwindigkeit der Blindleistungsbereitstellung zu optimieren und somit temporäre Spannungsschwankungen und -verluste zu minimieren und die Spannungsstabilität insgesamt zu verbessern. Durch eine entsprechende Regelungs- und Einsatzstrategie kann ein optimales Zusammenspiel der verschiedenen Technologien zur Deckung der Blindleistungsbedarfe für unterschiedliche Zeitbereiche erzielt werden. Hierfür ist eine genaue Kenntnis der Blindleistungsstellgeschwindigkeiten und des dynamischen Regelverhaltens erforderlich. Dieser Beitrag stellt dazu Ergebnisse aus dem Forschungsprojekt „Q-Integral“ vor. Um die relevanten Zeitkonstanten der Blindleistungsbereitstellung vollständig aufzuführen, werden zunächst typische Kommunikationszeiten für die Übermittlung von Sollwerten diskutiert. Anschließend werden Untersuchungen zu theoretischen und praktischen Reaktionszeiten verschiedener Blindleistungsquellen vorgestellt. Dafür werden verschiedene Technologien wie Umrichter für PVA, Batteriespeicher und WEA sowie Synchrongeneratoren, die bei thermischen Kraftwerken die dominierende Technologie sind, betrachtet. Abschließend werden diese Werte mit realen Blindleistungsstellgeschwindigkeiten von ausgedehnten Wind- und Solarkraftwerken verglichen.
Die Energiewende führt zu einem steigenden Zubau erneuerbarer Energieerzeugungsanlagen im Verteilungsnetz. Ebenso ist mit einem verstärkten Zuwachs der Elektromobilität zu rechnen, der zu einer weiteren Ausreizung der zulässigen Spannungsbereiche und Leitungsauslastungen beitragen kann. Um die Aufnahmefähigkeit des Verteilungsnetzes zu erhöhen, wurden in der Vergangenheit verschiedene Lösungen entwickelt und etabliert. Ein zusätzlicher Baustein zur Behebung von Netzengpässen und Spannungsproblemen sind zeitliche Verlagerungen von Einspeisungen und Verbrauchslasten in der Mittelspannungsebene. Diese sogenannten Flexibilitätsmaßnahmen sind derzeit noch nicht Stand der Technik. Um einen hohen Nutzen stiften zu können, indem sie zu einer effizienten Einsparung an Asset beitragen, müssen sie in der Netzplanung abbildbar gemacht werden. Dazu sind einerseits geeignete technische und zuverlässigkeitstheoretische Anforderungen an die Flexibilitätsmaßnahmen herauszuarbeiten, um eine möglichst hohe Gesamteffizienz bei Netz- und Anlagenbetreibern zu erzielen und andererseits ein Verfahren zu finden, mit dem Manipulationsmöglichkeiten (INC-DEC-Gaming) ausgeschlossen bzw. geringgehalten werden können.
Due to the transition to renewable energy sources and the increasing share of electric vehicles and smart grids, batteries are gaining in importance. Battery management systems (BMSs) are required for optimal, reliable operation. In this paper, existing BMS topologies are presented and evaluated in terms of reliability, scalability and flexibility. The decentralisation of BMSs and associated advantages are shown. A scalable, reconfigurable BMS based on a distributed architecture of self-organized, locally controlled nodes is proposed. For distributed system control, producers, batteries and consumers each are equipped with a local microcontroller based control unit, which monitors and controls the local parameters with its own computing and communication resources. Features, advantages and challenges to overcome of the proposed approach are described.
Im Rahmen des Projektes C/sells wurden mehrere Mittelspannungsnetze modelliert, um die aktuellen Spannungsverhältnisse und Leitungsauslastungen nachbilden zu können. Zudem wurden, angelehnt an den Netzentwicklungsplan, Szenarien für den zukünftigen PV-Zubau und die potenzielle Entwicklung der Elektromobilität entworfen. Auf Basis der Ergebnisse lässt sich eine Netzanalyse hinsichtlich Spannungs- und Stromgrenzwertüberschreitungen sowie zu deren potenziellen Auftrittszeitpunkten und Auftrittsdauern durchführen. Parallel wurde anhand von Sensitivitätsanalysen untersucht, welche Wirksamkeit Flexibilitätseinsätze an den verschiedenen Netzknoten auf den Engpass haben. Dadurch kann bestimmt werden, wie effektiv die verfügbaren, in der Regel örtlich gebundenen Flexibilitätsanbieter eingesetzt werden können. Da die Sensitivitäten arbeitspunktabhängig sind, wurden verschiedene Zeitpunkte im Jahresverlauf berechnet und die jeweilige Änderungen der Wirksamkeit ausgewertet. Neben der Höhe der Leistungsabweichung wurde die Flexibilitätsanforderung auch anhand der Einsatzzeitpunkte und Einsatzdauer sowie anhand der Häufigkeit der nötigen Flexibilitätseinsätze charakterisiert. Aus den gewonnenen Erkenntnissen soll abgeleitet werden, inwiefern sich der flexible Einsatz der Verbrauchsanlagen in der Netzplanung verankern lässt. Besonders relevant ist deshalb, mit welcher Verlässlichkeit die Flexibilität abgerufen werden kann. Eine sehr hohe Verlässlichkeit lässt sich je nach Flexibilitätsanbieter möglicherweise nicht oder nur zu sehr hohen Preisen gewährleisten. Die Eignung der Flexibilitätseinsätze wird somit sowohl aus technischer als auch aus wirtschaftlicher Sicht bewertet. Da eine vollständige Verlässlichkeit ohnehin nicht sichergestellt werden kann (technische Störungen einer Anlage, Wettereinflüsse, etc.), werden auch Fallback-Strategien, z. B. Einspeisespitzenkappung, in die Analyse einbezogen.
In Zusammenarbeit mit den Kreiswerken Cham wurde an der OTH Regensburg das Trinkwasserversorgungsgebiet mit allen relevanten Pumpen und Hochbehältern nachgebildet. Mithilfe des Modells kann die aktuelle, füllstandgesteuerte Betriebsweise unter Einhaltung der Randbedingungen (Grenzwerte der Behälterfüllstände, elektrische Verschaltung der Pumpen) simuliert werden. Daraus lässt sich auch das gesicherte, für die Netzplanung geeignete Flexibilitätspotenzial anhand der Leistungsabweichung gegenüber dem regulären Fahrplan, der Einsatzdauer, dem Einsatzzeitpunkt und der Pause zwischen den Flexibilitätsabrufen charakterisieren. In einem Feldversuch wurde vordergründig untersucht, inwiefern der Einsatz von Flexibilität in der Trinkwasserversorgung technisch umsetzbar ist.