Simulation des UCTE-Netzes mit fluktuierenden Dargeboten

T. Haase, H. Weber, Universität Rostock

T. Hamacher, IPP Garching

Arbeitskreis Energie der DPG, Bad Honnef (Rhein), 17. Oktober 2003

Einleitung

1. Vorstellung des Forschungsprojektes Universität Rostock – IPP Garching

2. Stand und Entwicklung der Windenergienutzung in Deutschland

2.1 Entwicklung der Windenergie Erzeugung in Deutschland von heute bis 2030

2.2 Wind Bedingungen in Deutschland sowie an den Küsten von Nord- und Ostsee

3. Simulation des UCTE Netzes mit der Software DIgSILENT PowerFactory

3.1 Das UCTE-Netz-Modell

3.2 Verifizierung des UCTE-Netz-Modells

4. Einfluss von großen Offshore Windparks auf das UCTE-Netz

4.1 Lastfluss Untersuchungen: Fehlende Transportkapazitäten

4.2 Untersuchung des Regelverhaltens des Netzes

5. Kosten des Ausbaus der Windenergie in Deutschland

5.1 Vereinfachtes Modell des deutschen und UCTE-Netzes

5.2 Ökonomische Betrachtungen

Einleitung

Machbarkeitsstudien zur Energieversorgung in Europa bis 2100

Einbeziehung regenerativer Energiequellen wie Wind- und Solarenergie,

Brennstoffzellen und Kernfusion

IPP GarchingDr. Thomas Hamacher

Universität RostockProf. Dr. Harald WeberDipl.-Ing. Torsten Haase

Problemstellung

• Zunehmende Ablösung der fossilen Energieträger und der Kernenergie

• Innovative Energieerzeugungssysteme wie Wind- und Solarenergie, Brennstoffzellen,

sowie ab 2050 Kernfusion gewinnen zunehmend an Bedeutung

• Ökologischer Vorteil der „neuen“ Energieerzeugungssysteme: fast keine CO2 Emissionen

• Technischer Nachteil der „neuen“ Energieerzeugungssysteme : Verfügbarkeit und

Regelfähigkeit kann nicht wie bei herkömmlichen fossilen Energieerzeugungssystemen

gewährleistet werden, d.h. Energieerzeugung nur nach momentanen Angebot (Wind, Sonne)

d.h. keine Teilnahme an der Netzregelung ohne Speicher möglich

Forderungen an das „neue Energieerzeugungssystem“:

• mengenmäßiger Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch muss jederzeit gewährleistet sein

• Netzleistungszahl von ca. 20.000 MW/Hz soll bei 3.000 MW Ausfall eine dynamische und

statische Frequenzabweichung von +/- 800 mHz bzw. +/- 150 mHz gewährleisten

• Primärregelleistung sollte gleichmäßig im Netz verteilt sein, um unbeherrschbare

Lastflusszustände (spannungs- und blindleistungsmäßig) zu vermeiden

• Sekundärregelleistung muss so zur Verfügung stehen, dass jeder ÜNB in seiner Regelzone

den Area Control Error (ACE) innerhalb von 15 min ausregeln kann

Zielstellung

Untersuchung des Netzführungs- und Regelverhaltens sowie

der Wirkungsweise und Wirtschaftlichkeit des „neuen“ innovativen

Energieerzeugungssystem anhand eines detaillierten Modells

des europäischen Verbundnetzes UCTE

Ab welcher Ablösungsstufe von herkömmlichen hinzu regenerativen

Energieträgern gibt es kritische Zustände im Netz, d.h. wie viel regenerative

Energieerzeugungssysteme kann das Netz vertragen?

Was kostet der aufgrund der fluktuierenden Einspeisung notwendige Ausbau

des Kraftwerkparks sowie der Leistungskapazitäten?

Winddargebot und Stand der Onshore-Installation in Deutschland

Quelle: Institut für Solare Energieversorgungstechnik,Kassel

0

1000

2000

3000

4000

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6000

2000 2001 2002Jahr

Inst

allie

rte

Leis

tung

[MW

]

NordOstWestSüd

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2000

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4000

5000

6000

7000

8000

2000 2001 2002Jahr

Anz

ahl W

EA NordOstWestSüd

Quelle: Deutsches Windenergie-Institut GmbH, Wilhelmshaven

Prognostizierte Entwicklung der Windenergie in Deutschland

0

5

10

15

20

2530

35

40

45

50

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030Jahr

Inst

allie

rte L

eist

ung

[GW

]

Quelle: Deutsches Windenergie-Institut GmbH, Wilhelmshaven

Offshore + Onshore

Onshore

Windmodell

Quelle: World Wind Atlas, Sander + Partner GmbH, Schweiz

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

50 m - Windgeschwindigkeit [m/s]H

äufig

keit

47.5° N 50.0° N 52.5° N 55.0° N

Vergleich der mittleren Windgeschwindigkeiten an verschiedenen Standorten

2

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4

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1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53

Kalenderwochen 2000

Mitt

lere

Win

dges

chw

indi

gkei

ten

[m/s

]

Süden

Norden

Nordsee

Ostsee

Ausbau der Offshore-Installation bis in das Jahr 2030

Quelle: Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie, Hamburg

Beispiel eines Offshore-Windparks

Offshore Windpark Kriegers Flak; Installierte Leistung: 350 MW; Investitionsvolumen 750 Mio €

Prinzip: Doppelt gespeiste Asynchronmaschine mit Pitch

Park Spannung: 30-kV-AC

Netz Anbindung: 2x150-kV-AC-Kabel (121 km)

40 WEA a 3 MW – 3,5 MW

35 WEA a 5 MW

zusätzlich 9 WEA a 3,5 MW – 5 MW

Quelle: Wind-Projekt GmbH, Börgerende (bei Rostock)

Abrechnungsblöcke im UCTE- Netz

NORD

FEP

SLHCH

I

Quelle: ETRANS, Schweiz

Vereinfachtes Modell der Sekundärregelung

Quelle: Verband der Netzbetreiber, Berlin

Annahme:

Vier deutsche Regelzonen verschmelzen zu einer Regelzone „Deutschland“

Vergleichmäßigung und Erhöhung der Verfügbarkeit der Sekundärregelleistung

Modularer Aufbau eines Kraftwerkmodells in DIgSILENT PowerFactory

Verifizierung des UCTE-Netzmodells anhand einer Messung

Quelle der Messdaten: ETRANS, Schweiz

60.48.36.24.12. 0 [s]

50.01

50.00

49.99

49.98

49.97

49.96

Laufenburg: Frequenz [Hz]Messdaten: Messung Frequenz

60.48.36.24.12. 0 [s]

220.0

174.0

128.0

82.00

36.00

-10.00..

I: Austauschleistung Italien [MW]Messdaten: Messung Italien

60.48.36.24.12. 0 [s]

50.00

-170.0

-390.0

-610.0

-830.0

-1050.

FEP: Austauschleistung FEP [MW]Messdaten: Messung FEP

60.48.36.24.12. 0 [s]

80.00

62.00

44.00

26.00

8.000

-10.00

CH: Austauschleistung CH [MW]Messdaten: Messung Schweiz

60.48.36.24.12. 0 [s]

60.00

40.00

20.00

0.00

-20.00

-40.00

SLH: Austauschleistung SLH [MW]Messdaten: Messung SLH

60.48.36.24.12. 0 [s]

800.0

630.0

460.0

290.0

120.0

-50.00

NORD: Austauschleistung Nord [MW]Messdaten: Messung NORD

DIg

SILE

NT

Ausfall KKW Paluel I, Frankreich,1.300 MW, 2. April 2003, 9:12 MEZ

Wieviel Leistung aus Offshore-WEA würde heute durch das deutsche Netz passen ?

Substituierung von 6.5 GW aus

KKW (Phillipsburg, Neckarwestheim,

Isar I und II) in Süddeutschland

Einspeisung von 7 GW

Offshore Wind Leistung

5/6 Nordseeküste

1/6 Ostseeküste

Ergebnisse

• zusätzliche Verschiebung des Lastflusses in Nord-Süd-Richtung

• 500 MW zusätzliche Verluste

• weitere Engpässe in den Übertragungsleitungen

Veränderung des Lastflusses in Europa nach 7 GW Windeinspeisung in Norddeutschland

Regelverhalten im Starklastfall

-0.020

-0.018

-0.016

-0.014

-0.012

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0.0000 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600

Zeit [sec]

Freq

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[Hz]

-700

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-420

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-280

-210

-140

-70

0

Are

a C

ontr

ol E

rror

[MW

]

Annahme: mittlere Windgeschwindigkeit in der Nordsee von 11.5 m/s und Ostsee von 8.5 m/s

Änderung der Windgeschwindigkeit von 15 % in 10 Minuten

Primärregelleistung > 3.000 MW, Sekundärregelleistung ca. 8.000 MW

Verringerung der Einspeisung von 4.350 MW bei 21.5 GW Installierter Leistung

Regelverhalten im Schwachlastfall

Annahme: mittlere Windgeschwindigkeit in der Nordsee von 6.2 m/s und Ostsee von 5.6 m/s

Änderung der Windgeschwindigkeit von 15 % in 10 Minuten

Primärregelleistung > 3.000 MW, Sekundärregelleistung ca. 8.000 MW

Verringerung der Einspeisung von 1.215 MW bei 21.5 GW Installierter Leistung

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-0.009

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-0.007

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0.001

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0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600

Zeit [sec]

Freq

uenz

abw

eich

ung

[Hz]

-300

-270

-240

-210

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-150

-120

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-60

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0

30

60

Are

a C

ontr

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rror

[MW

]

Regelverhalten bei Abschaltung von Offshore-Windparks

600.480.360.240.120. 0.0 [s]

0.00

-0.075

-0.150

-0.225

-0.300

-0.375600.480.360.240.120. 0.0 [s]

0.0

-1640.

-3280.

-4920.

-6560.

-8200.

ACE[MW]

df[HZ]

Annahme: mittlere Windgeschwindigkeit in der Nordsee von 11.5 m/s und Ostsee von 8.5 m/s

Primärregelleistung > 3.000 MW, Sekundärregelleistung ca. 8.000 MW

Abschaltung aller Windparks in vier Schritten aufgrund von Sturm (ca. 14 GW)

Ergebnisse: starker Frequenzeinbruch, starke Lastflussverschiebungen

nicht genug Sekundärregelleistung wäre verfügbar

Versorgungszuverlässigkeit wäre nicht gewährleistet

Leistungskennlinien ausgewählter Anlagen

0

200

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600

800

1000

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1400

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Windgeschwindigkeit [m/s]

Leis

tung

[kW

] Nordex N60Enron 1.5sAN Bonus 2300Nordex N80Dewind D84

Simulierte Wochengänge für Verbraucher- und Windleistung

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35

40

45

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55

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65

70

75

8000

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06:0

012

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18:0

000

:00

06:0

012

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18:0

0

00:0

006

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12:0

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00:0

006

:00

12:0

0

18:0

000

:00

06:0

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:00

18:0

000

:00

06:0

0

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006

:00

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018

:00

Wochenzeit [h]

Leis

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[GW

]

VerbraucherWind

Simulierte Wochengänge für Verbraucher- und Windleistung

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5

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00:0

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Wochenzeit [h]

Leis

tung

[GW

]

neuer Verbraucher

Ergebnis: wesentlich weniger Grundlast, dafür umso mehr SpitzenlastRegelenergiekosten steigen