SNEE

• ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity)

• Formuliert die Regeln für den Betrieb von den Netzen (Netcodes)

• Plant den Netzausbau

• Verbundnetze innerhalb der ENTSO-E nur über HGÜ und GKK gekoppelt

• Mitglieder

  • UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity) u.a. Deutschland

  • NORDEL (Skandinavien)

  • UKTSOA (Großbritannien)

  • TSOI (Irland)

• Übertragungsnetz

  • Höchstspannung 380 kV, 220 kV

  • Hochspannung 110 kV

• Verteilnetz

  • Hochspannung 110 kV

  • Mittelspannung 35 kV, 20 kV, 10 kV

  • Niederspannung 400 V

• Vermaschtes Netz

• Lücken

  • Zwischen Ost- und Westdeutschland

  • Nach Ostfriesland

• 4 Regelzonen

• Netzbetreiber formal unabhängig von großen Stromlieferanten

  • Tennet

  • Amprion

  • 50hertz

  • EnBW

• Im-Export max. ca. 17 GW*

• 110kV Netz einer Stadt

• Innenstadt:

  • Vermascht

  • Kabel

• Außenbereich:

  • Sternförmig

  • Freileitung

• Verteilnetz Mittelspannung

• oben: Hochspannungsebene

• Box: Verteilerstation

  • HS/MS Trafo

• Abgänge auf mehrere Ortsnetzstationen pro Strang

• Schalter (in Luft oder Schutzgas (SF6)

  • Trennschalter

  • Leistungsschalter

  • Schutzschalter

• Sensorik

  • Kurzschlussanzeiger

  • Amperemeter mit Schleppzeiger

  • Schutzschalter mit gestuftem Ansprechen

• Ortsnetzstation

• Links: Niederspannungsgerüst + Regel-/Steuertechnik

• Mitte: Transformator

• Rechts: Mittelspannungsanlage

• Typ. Einige 100kVA (400kVA, 630kVA)

• Selten fernabfragbar

• Noch seltener fernsteuerbar oder -regelbar

• Regelbare Ortsnetzstation

  • Stufenweise Regelung durch Abgriffe am Trafo

  • Stufenlos mit Leistungselektronik: FACTS (Flexible AC transmission system)

  • Fernsteuerbar oder Autonome Regelung vor Ort

• Aufbau einer Ortsnetzstation

• Sternförmiges Netz

• Offene Ringstruktur

• Vermaschtes Netz

• Ziel: Ausfallsicher durch N-1-Kriterium

• Randbedingungen:

  • Meist nur ein Leistungs- / Schutzschalter, in Verteilerstation

  • Ortsnetzstationen haben nur Trennschalter Netzwiederherstellung

• Kurzfristige Netzwiederherstellung nur teilweise möglich

• Fehlersuche: Einfach und eindeutig

• Offenes Ringnetz

• Randbedingungen:

  • Meist nur ein Leistungs- / Schutzschalter, in Verteilerstationen

  • Leistungsschalter an Trennstelle

  • Ortsnetzstationen haben nur Trennschalter

• Kurzfristige Netzwiederherstellung möglich

• Fehlersuche: Einfach und eindeutig

• N-1-Dimensionierung:

  • Normalfall: 60 % (evtl. 70 %) Auslastung

  • Fehlerfall: 120 % (evtl. 140 %) Auslastung für „kurze Zeit“ möglich

• Vermaschtes Netz

• Randbedingungen:

  • Mehrere Schutz-Schalter in einer Masche

  • Gestuftes Ansprechen notwendig

• Automatische, sofortige Netzwiederherstellung

• Fehlersuche:

  • Aufwändig

  • Fehler teilweise nicht unmittelbar bemerkbar

  • Regelmäßige Überprüfung notwendig

• Stromnetz auch dann stabil und sicher betreibbar, wenn das größte einzelne Element (N-1) ausfällt

  • N = Anzahl aller Betriebsmittel im Netz

  • N-1 = Ausfall des wichtigsten/größten Elements

• Einphasiges Ersatzschaltbild eines Drehstromsystems

• Phasenwerte

  • Leitungsstrom I_ph

  • Leitungsinduktivität L_L

  • Verlustwiederstand R_V

  • Phasenspannung

• Scheinleistung des Drehstromsystems

• Ziel: Betrachtung des Drehstromsystems wie 3 unabhängige einphasige Systeme

  • Keine „Verkopplung“ zwischen den Phasen

• Nur für symmetrische Drehstrom-Systeme

• Nur sternförmige Komponenten

• Phasenspannungen

• Strom auf Phasen-Leiter

• Kochrezept

  • Symmetrie prüfen

  • Impedanzen im Neutral-Leiter eliminieren

  • Alle D-Komponenten in Y-Komponenten umwandeln

  • Eine Phase auswählen und mit Rückleiter zeichnen

• Ziel: Betrachtung des Drehstromsystems wie 3 unabhängige einphasige Systeme

  • Keine „Verkopplung“ zwischen den Phasen

• Kochrezept

  • Symmetrie prüfen

  • Impedanzen im Neutral-Leiter eliminieren

  • Alle D-Komponenten in Y-Komponenten umwandeln

  • Eine Phase auswählen und mit Rückleiter zeichnen

• Gegebene Größen:

  • P_1 … P_n Wirkleistungen an Knoten

  • cos(phi1) ... cos(phi_n) Leistungsfaktor der Knoten-Leistungen

  • U_N Netzspannung

• Gesuchte Größen:

  • S_T Trafo-Scheinleistung

  • I_L0 Max. Leitungs-Strom

  • U_Kn Extreme Knoten-Spannung

• Vereinfachung keine Verluste

• Achtung: Komplex addieren

• Oder wenn |S| gegeben:

• Vereinfachung: Überall Nennspannung

• Achtung: Komplex addieren!

• Beschreibung der Leitung mit Induktivität und Widerstand

  • Wirkwiderstand in höheren Spannungsebenen vernachlässigbar, in niedrigeren Spannungsebenen jedoch nicht

• Der Spannungsfall über der Impedanz bestehend aus Induktivität und Widerstand ergibt sich aus dem Gesamtstrom I_k der durch beide Bauteile fließt

• Der Scheinstrom I_k bestehend aus Real- und Blindanteil ruft in beiden Bauteilen Widerstand und Spule einen Spannungsfall hervor

• Kapazitäten müssen in Abhängigkeit der Spannungsebene und der Verlegungsart mit in Betracht bezogen werden

• NS vernachlässigbar, MS und besonders HS spielen Kapazitäten eine Rolle

• Kabelverlegung höhere Kapazitäten als Freileitung

• Kurzschlussspannungsverhältnis ist das Verhältnis von primärseitiger Spannung zu Nennspannung bei kurzgeschlossener Sekundärseite und Nennstrom

• CIGRE (“Conseil International des Grands Réseaux Électriques” (Französisch: Internationaler Rat für große elektrische Netze) Referenznetz -> genutzt in Veröffentlichungen zur Vergleichbarkeit

• offenes Ringnetz mit Trennstellen

• Spannungsebenen:

  • 110 kV Hochspannungsebene (links)

  • 20 kV Mittelspannungsebene (Mitte)

  • 0,4 kV Niederspannungsebene (rechts)

• LLM-Bereich (Lastleitungsmanagement, gepunktet umkreist)

• Netzstruktur:

  • Überwachter Bereich (links, gestrichelt umrandet): Hochspannungsbereich mit zentraler Überwachung

  • Nicht überwachter Bereich (rechts): Mittel- und Niederspannungsnetz mit lokalen Schutzeinrichtungen

• Hoch- und Höchstspannung:

  • Lasten sind Mittelspannungsnetze

  • Trafos regeln Mittelspannung auf Nennspannung -> über Anzapfungen

  • Konstante Spannung → konstante Leistung

• Niederspannung:

  • Lasten mit Schaltnetzteilen beziehen Leistung unabhängig von Netzspannung

    • Computer, TV

    • LED-Lampen

    • Ladegeräte

• Netzplanung: Leistungssenken lokalisieren und quantifizieren

  • Wo werden Übertragungskapazitäten benötigt

  • Wie verlaufen Lastflüsse im Netz

  • Welche Reserven müssen vorgehalten werden

• Leistung an realen Quellen

• Zustand links: nahe Kurzschluss

• Zustand rechts: idealer Punkt

• idealer Kurzschluss: keine Leistung, da U=0

• realer Kurzschluss: geringer Widerstand, hohe Kurzschlusströme

• Bei zwei Knoten ist die Spannung analytisch berechenbar

• Ergebnis: Quadratische Gleichung

  • Lösbar mit p-q-Formel

• Zur Berechnung von Leistungsflüssen in komplexen Netzwerken mit n Knoten

  • Nur iterativ lösbar

• Leistungen vorgeben

• Startwerte für Knotenströme aus Nennspannung

• Spannungen berechnen

• Verbesserte Werte für Ströme aus berechneten Spannungen

• Beenden, wenn Differenz zum letzten Wert klein genug ist.

• Iteratives numerisches Verfahren zur Nullstellenbestimmung von Funktionen und zur Lösung nichtlinearer Gleichungssysteme

• Anwendung für Lastflussberechnung:

  • Lösung der nichtlinearen Knotengleichungen im Stromnetz

  • Bestimmung von Spannungen und Leistungen an Netzknoten

• Jakobi-Matrix: mehrdimensionale Ableitung

• Newton-Raphson-Verfahren: Iteratives numerisches Verfahren zur Nullstellenbestimmung von Funktionen und zur Lösung nichtlinearer Gleichungssysteme

• Anwendung für Lastflussberechnung:

  • Lösung der nichtlinearen Knotengleichungen im Stromnetz

  • Bestimmung von Spannungen und Leistungen an Netzknoten

• Wenn Spannungen an Knoten und Leitwerte/Widerstände des Netzes bekannt, können Ströme berechnet werden

• Mit dem Kirchhoffschen Gesetz können dann die Gesamtströme als Funktion der Spannungen berechnet werden

• Lässt sich in einem Gleichungssystem umwandeln und lösen

• “Kochrezept”:

  • Spannungsquellen in Stromquellen umwandeln

  • Referenzknoten festlegen

  • Knoten durchnummerieren

  • Ströme und Spannungen einzeichnen (inkl. Pfeile)

  • Widerstände in Leitwerte umrechnen

  • Matrix aufstellen:

    • Summe aller Leitwerte am Knoten in die Diagonale

    • Negative Leitwerte, welche die jeweiligen Knoten verbinden, einsetzen

    • Nur oberes Dreieck ausrechnen

    • Oberes Dreieck nach unten kopieren

  • Matrix invertieren

  • Spannungen zum Referenzknoten aus invertierter Matrix und Strömen ausrechnen

  • Spannungen zwischen Knoten aus Differenzen der Spannungen zum Referenzknoten berechnen

  • Ströme durch die Leitwerte mit dem Ohmschen Gesetz ausrechnen

• Mit Hilfe des Knotenpotentialverfahrens

• Strombilanz an Knoten 1:

• Gegeben: Alle Ströme (z.B. als Definition der Lasten)

• Gesucht: Spannungen an den Knoten

• Lösung: Gl.-System invertieren

• Lösungsmethoden:

  • Nach Gauß: Matrix in Diagonalform bringen und dann Zeile für Zeile lösen

  • In der Praxis: Computerprogramm verwenden, z. B. Excel.

• Achtung:

  • Wenn alle G_ii = 0 sind (also wegfallen) wird die Matrix singulär und das Gleichungssystem ist nicht invertierbar!

• Zur Berechnung von Spannungen und Strömen in einem Netz, bei mindestens gleicher Anzahl von bekannten und unbekannten Spannungen und Strömen

• Leitwerte/Widerstände müssen bekannt sein

• Für eine Netzzustandsberechnung reicht es, wenn die Parameter der Hälfte der beteiligten Knoten gemessen werden

1. Spannungen und Ströme so sortieren, dass alle unbekannten Spannungen und die bekannten Ströme in den ersten Zeilen stehen

• Gesucht:

1. Sortieren nach Unbekannten (links) und Bekannten (rechts)

1. In Matrix-Schreibweise:

• Leistungsbedarf von Wohnhäusern in Abhängigkeit von der Anzahl der Wohnungen

• Leistung (oder Energie) als Funktion der Zeit

• Lastprofil zusammengefasst aus vielen verschiedenen Haushalten

• Standardlastgang Haushalte, EON Mitte, Jan 2011

• Gleichzeitigkeitsfaktor (auch Diversitätsfaktor oder Gleichzeitigkeitsgrad) gibt an, welcher Anteil der installierten Gesamtleistung tatsächlich gleichzeitig abgerufen wird

• Definition Volllaststunden: Volllaststunden entsprechen der Zeit, in der dieselbe Energiemenge mit

  konstanter Spitzenleistung erzeugt würde

• Gleichzeitigkeit E-Mobile und Wärme

• Beispiel für die Definition eines Durchdringungsgrades:

• Anderes Beispiel: Anzahl an Elektrofahrzeugen bezogen auf Gesamtzahl Fahrzeuge

• Lastprofil als Jahresdauerkennlinie

  • PV-Jahresdauerkennlinie

• Gibt an, wie viele Stunden im Jahr die angegebene Leistung mindestens generiert (verbraucht) wird

• Ergibt sich durch Sortieren der Einträge der Größe nach

• Verwendung des gleitenden Mittelwerts (rot)

• y_i = neuer Mittelwert zum Zeitpunkt i

• y_{i-1} = vorheriger Mittelwert

• x_i = neuer Messwert/Eingangswert

• a = Glättungsparameter

• Aktuell:

  • Zur “zeitgenauen” Abrechnung von Durchleitungsgebühren und Strommengen für Stromhändler (z. B. Ökostromanbieter)

  • Zur Abschätzung der realen Netzbelastung -> aktueller Verbrauch nicht bekannt, nur aus letztem Jahr und Standardlastprofil geschätzt

  • Bilanzkreisausgleich: Innerhalb einer viertel Stunde müssen Energiemengen (Einspeisung und Verbrauch) abgeglichen werden für die Abrechnung

• In Zukunft:

  • Zum besseren Anpassen von Verbrauch und

    Erzeugung (“Smart Grid”)

• Annahme: Verbrauch nach Standard-Lastprofil

• Berechnung nach Jahresenergieverbrauch

• Beispiel:

  • Standardprofil: normiert auf 1 MWh/Jahr

  • Kunde verbraucht: 3,5 MWh/Jahr gemessen

  • Skalierungsfaktor: k = 3,5

  • Jeder Wert des Standardprofils wird mit 3,5 multipliziert

• Anwendung in der Praxis:

  • Netzbetreiber: Verwenden skalierte Profile für Netzplanung und Lastprognosen

  • Energieversorger: Beschaffen Energie basierend auf der Summe aller skalierten Kundenprofile

  • Abrechnung: Kunden ohne eigene Lastgangmessung (meist < 100.000 kWh/Jahr) werden über Standardlastprofile abgerechnet

  • Vorteil: Keine teuren Lastgangzähler für kleine Verbraucher erforderlich, trotzdem zeitaufgelöste Zuordnung des Verbrauchs möglich.

• Änderung des Gleichgewichtes führt zu:

  • Änderung der kinetischen Energie rotierender Massen

  • Negative Leistung aus dem Netz: Massen werden abgebremst

  • Positive Leistung ins Netz: Massen werden beschleunigt

  • Drehzahl ist an Netzfrequenz gekoppelt

  • Netzfrequenz wirkt europaweit einheitlich -> Netzverbund ENTSO-E

• Zu wenig Leistung (negative Leistung):

  • Einschalten einer größeren Last

  • Kraftwerksausfall

  • Weniger Wind oder Sonne als erwartet

• Zu viel Leistung (positive Leistung):

  • Ausfall einer größeren Last

  • Netzunterbrechung

  • Mehr Wind oder Sonne als erwartet

Stufen der Netzregelung:

• Momentanreserve

  • Traditionell aus rotierenden Massen

  • Gleichmäßig proportional auf alle Erzeuger verteilt

  • Bis zu 5 % Überlast

  • Zeitdauer bis zu etwa 30 Sekunden (wenn Primärregelung greift)

  • Selbstregelungseffekt durch frequenzabhängige Lasten (insbes. ungeregelte Motoren)

  • Keine Vergütung

• Primärregelung

  • automatisch, keine Fernsteuerung, Regelung vor Ort

  • innerhalb von 30 Sekunden

  • Linear frequenz-proportional -> einheitlicher Proportionalitätsfaktor

    • Bleibende Regelabweichung

  • europäisches Verbundnetz (3 GW Gesamtvorhalteleistung)

  • Mindestleistung +- 1 MW

  • Vergütung über Leistungstarife (Vorhalten der Energie wird vergütet)

  • Proportionalregelung -> Regeldifferenz bleibt bestehen, die über Sekundärregelung aufgefangen werden muss

• Sekundärregelung

  • Automatisch auf Abruf per Fernsteuerung durch übergeordnete Regeleinheit

  • Enthält Integral-Anteil → Rückführung auf Delta f → 0

  • Innerhalb von 5 min

  • Übertragungsnetzbetreiber verantwortlich

  • Mindestleistung +- 5 MW

  • Leistungs- und Arbeitstarif (Je nach Marktpreis und Einspeiseleistung wird Energie abgerechnet)

• Minutenreserve/Tertiärregelung

  • Ähnlich zu Sekundärregelung

  • innerhalb von 15 min für mind. 1 h

  • Übertragungsnetzbetreiber verantwortlich

  • Mindestleistung: +-5 MW

  • Leistungs- und Arbeitstarif (Je nach Marktpreis und Einspeiseleistung wird Energie abgerechnet)

• Stundenreserve/Börsenhandel

• Traditionell aus rotierenden Massen

• Gleichmäßig proportional auf alle Erzeuger verteilt

• Bis zu 5 % Überlast

• Zeitdauer bis zu etwa 30 Sekunden (wenn Primärregelung greift)

• Selbstregelungseffekt durch frequenzabhängige Lasten (insbes. ungeregelte Motoren)

• Keine Vergütung

• VSYNC-Projekt: Frequenzregelung mit Photovoltaik-Wechselrichtern

• Virtueller Synchrongenerator: Wechselrichter verhält sich wie Synchrongenerator

• Enercon Windanlagen: Momentanreserve mit Windanlagen

• Momentanreserve mit Lasten: Nutzung von Zwischenkreiskondensatoren von großen Lasten mit Frequenzumrichtern

Bedingungen für Primärregelung

• links: Betrieb

• rechts: Präqualifikation/Vorraussetzung für Teilnahme

• rot: Netzspannung (Synchronzeit)

• grau: Universal Coordinated Time (UTC)

• Delta t: Synchronzeitabweichung

• Korrektur:

  • Tägliche Berechnung durch “Central Instance”

  • Vorgabe eines Frequenz-Offsets

  • Gültig ab 00:00h für 24 h

  • Anwendung auf Sekundär-Regelung

• Tolerated Range: Delta t = +/-20 s, keine Korrektur

• Target Range: Delta t = +/-30 s, Korrektur durch +/-10 mHz

• Exceptional Range: Delta t = +/-60 s, Korrektur durch mehr als +/-10 mHz

• Re-Dispatch

  • Wenn Leitungen überlastet sind

  • Nachträgliche Anpassung der Kraftwerkseinsätze

  • Bei EE früher auch „Einspeisemanagement“, jetzt Re-Dispatch 2.0 (3.0 in Arbeit)

  • Kosten über Netzentgelte auf alle Verbraucher umgelegt

• Netzreserve:

  • Für zusätzlichen Re-Dispatch-Bedarf

  • Stillgelegte oder nicht marktfähige Kraftwerke, die für kritische Netzsituationen vorgehalten werden

  • Häufig alte Kohlekraftewerke

  • Anwendung: Schwere Netzstörungen, extreme Wettersituationen, länger andauernde Engpässe

• Kapazitätsreserve

  • Strategische Reserve außerhalb des Strommarkts zur Absicherung extremer Versorgungsengpässe

  • Falls der Markt nicht genügend Kapazität zur Verfügung stellt

  • Häufig Gaskraftwerke

  • Zur Markteinführung von Dunkelflaute-Speichern mit EE geeignet

  • Sehr hohe Aktivierungskosten

• Spannungsband +-10 % teilt sich auf in:

  • +-4 % Mittelspannung

  • +-6 % Niederspannung

• Belastungsgrenzen:

  • Transformatoren: 0,7 S_{Nenn}

  • Elektrische Leitungen: 0,5 I_{Nenn}

• Bis zum Einbau von intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen sowie unbeschadet weiterer Vorgaben im Zusammenhang mit der netzorientierten Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes

• Jahreseinspeisung (normiert) über Einspeiselimit (normiert) aufgetragen

• Speicher kann bereits bei einem Einspeiselimit von 0,2 die Jahreseinspeisung auf 0,9 anheben

• Auch ohne Speicher ergibt sich für Einspeiselimit von 0,6 (aktuell § 9 EEG) ein jährlicher Ertrag von fast 0,9 -> 10 % eingespeiste Energie abgeregelt und nicht vergütet

• Bei Kappung auf 30 % geht ohne Speicher etwa 1/3 verloren

• Mit „großem“ Speicher weniger als 10 % verloren

• Abregeln wenn:

  • Engpass im Netz oder im vorgelagerten Netz oder

  • (Konventionelle) Anlagen am Netz bleiben müssen, um Sicherheit und Zuverlässigkeit zu gewährleisten und

  • Daten über Ist-Einspeisung abgerufen wurden und

  • Informationspflicht

• § 12 Entschädigung:

  • 95 % der entgangenen Einnahmen

  • 100 % bei mehr als 1 % der Jahreseinnahmen

• Problematik (1):

  • Übertragungsformat für Fernsteuerung und Datenabfrage nicht festgelegt

  • Verteilnetzbetreiber (VNB) nicht vorbereitet

  • Aber: Keine Vergütung ohne Einspeisemanagement

• Problematik (2):

  • Konventionelle Anlagen für Sicherheit und Zuverlässigkeit

  • Übergang zu vollständig erneuerbarer Stromversorgung erschwert

  • Kriterium nicht definiert

• VDE Anwendungsregel VDE-AR-N 4105

• Gilt für P > 0,8 kW bis 135 kW

• Zulässige Spannungsänderung

  • |Delta u_a| <= +- 3 %

  • Gegenüber Spannung ohne Erzeugeranlagen -> volle Einspeisung ohne Last gegenüber keine Erzeugeranlagen ohne Last

  • Beliebiger (alle) Punkt(e) im Netz

  • Für Summe aller Anlagen im Netzzweig

  • Mit Berücksichtigung von Blindleistung

  • Nach Maßgabe Netzbetreiber Abweichung von 3%-Kriterium

• Gleichmäßige Leistungsverteilung auf 3 Außenleiter

• Maximale Leistungsdifferenz: 4.6 kVA

  • = Maximale einphasige Anlagengröße

• um die Netzspannung zu reduzieren, wird induktive Blindleistung benötigt/bezogen

• untererregter Zustand

• Muss von Erzeugern nach Niederspannungsrichtlinie bereitgestellt werden

• Blindleistungsbereitstellung von Erzeugeranlagen im Niederspannungsnetz nach VDE-AR-N 4105 (Niederspannungsrichtlinie)

• Summe der Erzeugerleistung S_{Emax}

• um die Netzspannung am Netzanschlusspunkt zu reduzieren (untererregt) wird induktive Blindleistung benötigt/bezogen

• Netzbetreiber legt Verfahren fest:

  • cos(phi) = konstant

  • cos(phi) nach Kennline

  • Q(U)-Regelung, Kennlinie siehe Niederspg.-Richtl.

• Reaktionszeit ca. 10s, siehe Niederspg.-Richtlinie

• Q(U)-Regelung für Erzeugeranlagen im Niederspannungsnetz nach VDE-AR-N 4105 (Niederspannungsrichtlinie)

• untererregt: induktiv

• übererregt: kapazitiv

• Regelgröße: Mittelwerte der Phasenspannungen

  • +/-1 % Messgenauigkeit

• Reaktionszeit:

  • PT1-Tiefpass-Verhalten

  • Zeitkonstante: 3 tau (95 %) = 6 s ... 60 s, Standard = 10 s

Automatisches Abschalten bei:

• Außenleiterspannungen am Anschlusspunkt

  • U_{netz} < 80 % U_N

  • U_{netz} > 115 % U_N

• Inselnetzerkennung

• Bei ausgeglichener Wirk- und Blindleistungsbilanz läuft das Netz weiter → ungewollte Inselnetzbildung

• Netzbetreiber hat dann keine Kontrolle mehr über Netzgebiet → unzulässig

• Insbesondere hat er keine Einrichtung, um asynchrone Wiederzuschaltung zu vermeiden → Gefahr von Schäden

• Inselnetzbildung auf Haushaltsebene → Personengefährdung

• Erzeugungsanlagen müssen Inselnetzbildung selbstständig erkennen und abschalten

• Einspeisung laut Kennlinie

• Stochastisch verteiltes Abschalten möglich (Stufenverfahren)

  • bei alten Anlagen: Abschalten bei unterschiedlichen Frequenzen

• „Sanftes“ Einschalten

• Abschalten bei Unterfrequenz f < 47.5 Hz

  • bis 2012: Abschaltung direkt ab 50,2 Hz -> 50,2 Hz Problem

Früher: Richtlinie „Eigenerzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz", Verband der Netzbetreiber (VDN), 2005 bis 2012

• Alle PV-Anlagen müssen bei 50,2 Hz sofort abschalten

• Alle Anlagen würden gleichzeitig abschalten -> 50,2 Hz Problem

• Nachrüstung: Alte Anlagen müssen umgerüstet werden, um das schlagartige Abschalten zu verhindern

Heute:

• Einspeisung laut Kennlinie

• Stochastisch verteiltes Abschalten möglich (Stufenverfahren) -> alte Anlagen bei unterschiedlichen Frequenzen Abschalten

• „Sanftes“ Einschalten

• ab einer Netzfrequenz von 50,2 Hz beginnen PV- und Windanlagen die Einspeiseleistung zu drosseln

• bis 51,5 Hz wird die Leistung gedrosselt, danach gehen die Anlagen vollständig vom Netz

• Frequenzgrenzen und 5-Stufen-Plan

• 49,7 Hz: Sofortabschaltbare Lasten

• 49,2 Hz: Stop von Pumpspeichern im Pumpbetrieb

• 49,7 Hz: Sofortabschaltbare Lasten

• 49,2 Hz: Stop von Pumpspeichern im Pumpbetrieb

• geschieht üblicherweise im MS

• Durch automatische frequenzabhängige Schalter

• Diskriminierungsfrei

  • zufällig

  • auch kritische Infrastruktur kann abgeschaltet werden

• Richtung der Wirkleistung wird berücksichtigt

• Nach Vorfall: Neue zufällige Verteilung

• Benötigte Reichweiten von PKWs

• lila: Einzelne Strecke

• rot: Tägliche Strecke

• D.U. Sauer: Mittlere Fahrstrecke in Deutschland 37 km

• Generell: 10 – 20

• Kleinwagen: 12 – 16

• Mittelklasse: 16 – 20

• Oberklasse: 20 – 25

• Stadt: 15.9

• Land: 17.9

• Autobahn: 21.8

• 10 kWh entsprechen ca. 1 l Benzin

• Biomasse: 2. Generation Biomass-to-Liquid (BTL): 60 000 km/ha/Jahr (erwartet)

• Photovoltaik: Freifläche in Deutschland: 1 000 000 km/ha/Jahr

  • Annahmen: Einstrahlung: 1000 kWh/m²/Jahr, Wirkungsgrad: 10 %, Flächenbelegung: 1/3, Fahrzeugverbrauch: 20 kWh/100 km, Wirkungsgrad Fahrzeug: 60 %

• 16x höherer Fahrleistungsertrag mit PV gegenüber Biomasse!

Reicht ein Carport mit Solarzellen?

• Annahmen:

  • Mittlere tägliche Fahrstrecke: 50 km

  • Spezifischer Verbrauch: 20 kWh/100 km

• Daraus folgen:

  • Täglicher Energiebedarf: 10kW

  • Jährlicher Energiebedarf: 3640 kWh

• Weitere Annahmen:

  • Mittlerer Solarertrag [21]: 100 kWh/m²

• Ergibt:

  • Benötigte Solarfläche: 36,4 m²

  • Zum Vergleich: Carport, ca. 3 m x 5 m = 15 m²

• Fazit: Etwas mehr als zwei Carport-Dächer notwendig

Reicht ein Carport mit Solarzellen?

• Annahmen:

  • Mittlere tägliche Fahrstrecke: 50 km

  • Spezifischer Verbrauch: 20 kWh/100 km

• Daraus folgen:

  • Täglicher Energiebedarf: 10kW

  • Jährlicher Energiebedarf: 3640 kWh

• Weitere Annahmen:

  • Mittlerer Solarertrag [21]: 100 kWh/m²

• Ergibt:

  • Benötigte Solarfläche: 36,4 m²

  • Zum Vergleich: Carport, ca. 3 m x 5 m = 15 m²

• Fazit: Etwas mehr als zwei Carport-Dächer notwendig

• Tägliche Fahrstrecke: ca. 40 km

• Spezifischer Energieverbrauch: ca. 15 kWh/100 km

• Alle Autos elektrisch:

  • Energiebedarf: ca. 17 % des heutigen Stromverbrauchs

  • Gleichzeitige Leistung: 40 Mio x 20 kW = 800 GW

• Viel mehr als aktueller Spitzenbedarf!

• Gesamtleistung bei Ladevorgängen von EVs

• Wenn mit höherer Leistung geladen wird, sinkt Gleichzeitigkeitsfaktor, was dazu führt, dass die kumulierte Leistung sich nicht signifikant erhöht

• Gleichzeitigkeitsfaktor bei Ladevorgängen von EVs

• Wenn mit höherer Leistung geladen wird, sinkt Gleichzeitigkeitsfaktor, was dazu führt, dass die kumulierte Leistung sich nicht signifikant erhöht

• AC-Laden:

  • Im Auto: Laderegler (Leistungselektronik)

  • Wallbox: Schutzelektrik, Steuersignal

  • Ladeleistung:

    • Je nach Fahrzeug

    • 2 kW, einphasig 10 A

    • 3.3 kW, einphasig 16 A

    • 10 kW (11 kW), dreiphasig 3 x 16 A

    • 20 kW (22 kW), dreiphasig 3 x 32 A

  • Steckertyp: AC-Stecker Typ 2

  • Bi-direktionales Laden:

    • Praktisch nicht verfügbar

    • Kein Standard für Datenübertragung

• DC-Laden:

  • Im Auto:

    • Schutzelektrik, Steuersignal

    • Batterie praktisch am Stecker

  • Wallbox: Laderegler (Leistungselektronik)

  • Ladeleistung:

    • Fahrzeugunabhängig

    • Bis über 100 kW

  • Steckertyp:

    • DC-Stecker CCS

    • Kombination mit Typ 2

  • Bi-direktionales Laden: Insbesondere für kommerzielle Ladesäulen

  • Datenübertragung unkritisch, da direkter Zugriff auf Batterie

• Vehicle to Home

  • Heimspeicher ersetzen

  • Notfallversorgung

• Stromhandel

  • Börse

  • Peer-to-Peer

  • Nachbarschaftsstrom

• Netzdienstleistungen

  • Spitzenleistungsbegrenzung

  • Regelleistung

  • Re-Dispatch

• Fahrzeuge können positive und negative Regelleistung bereitstellen

  • durch gezieltes Ein- und Ausschalten des Ladevorgangs

  • durch Rückspeisung von Energie in Netz

• Umrichter können zusätzlich Systemdienstleistungen erbringen

  • Bereitstellung von Blindleistung

  • Phasensymmetrierung

  • Flickerkompensation

  • Oberwellenkompensation

• Fahrzeuge können alle Speicheraufgaben auf der Zeitskala zwischen ms und einem Tag lösen (inkl. Primär-, Sekundär und Minutenreserve)

• Wirtschaftliches Potenzial durch Bereitstellung von Regelleistung: 100 bis 300 €/Jahr (300 € entsprechen 1.500 kWh oder 10.000 km elektrische Reichweite)

• Sonnenstand berechnen:

  • Azimuth alpha_S (Himmelsrichtung)

  • Elevation gamma_S (Sonnenhöhe)

• PV-Anlage:

  • Ausrichtung alpha_PV (Himmelsrichtung, wie Azimuth)

  • Neigung gamma_PV (Flächenvektor wie Elevation); flach liegend: gamma_PV = 90°

  • Wirkungsgrad eta

• Aus Datensatz: P_H, Solarleistung auf horizontale Fläche

• Vereinfachte Berechnung:

  • Isotroper Ansatz: Diffuse Strahlung ist nicht richtungsabhängig

  • Vernachlässigung Albedo (Reflexion des Bodens)

  • Solarleistung auf horizontale Fläche (diffus) P_{Hdiff}

  • Sonnenhöhe gamma_S

  • Wirkungsgrad eta

• Detaillierte Berechnung:

  • Anisotroper Ansatz Diffuse Strahlung ist richtungsabhängig

  • Berücksichtigung der Albedo (Reflexion des Bodens)

• Direkte Strahlung:

  • Sonnenstrahlung, die ungehindert und geradlinig von der Sonne zur Erdoberfläche gelangt

  • Erzeugt scharfe Schatten, hohe Intensität, gerichtet

  • Bei klarem Himmel ohne Wolken oder Dunst

  • Höhere Energieausbeute pro m² (typisch 600-1000 W/m² bei optimalen Bedingungen)

• Diffuse Strahlung:

  • Sonnenstrahlung, die durch Wolken, Wasserdampf oder Partikel in der Atmosphäre gestreut wird

  • Kommt aus allen Himmelsrichtungen, keine scharfen Schatten, gleichmäßig verteilt

  • Bei bewölktem oder diesigem Himmel

  • Geringere, aber gleichmäßigere Energieausbeute (100-300 W/m² möglich)

• Direkte Strahlung

  • Sonnenstand:

    • Azimuth alpha_S (Himmelsrichtung)

    • Elevation gamma_S (Sonnenhöhe)

  • PV-Anlage:

    • Ausrichtung alpha_PV (Himmelsrichtung, wie Azimuth)

    • Neigung gamma_PV (Flächenvektor wie Elevation); flach liegend: gamma_PV = 90°

    • Wirkungsgrad eta

  • Aus Datensatz: Solarleistung auf horizontale Fläche P_H

• Diffuse Strahlung

  • Vereinfachte Berechnung:

    • Isotroper Ansatz: Diffuse Strahlung ist nicht richtungsabhängig

    • Vernachlässigung Albedo (Reflexion des Bodens)

    • Solarleistung auf horizontale Fläche (diffus) P_{Hdiff}

    • Sonnenhöhe gamma_S

    • Wirkungsgrad eta

• rot: PV-Leistung

• blau: Netzeinspeiseleistung

• grün: Batterieentladeleistung

• Kappen der PV-Einspeiseleistung zu den Zeiten, an denen das Netz stark ausgelastet ist oder das Einspeiselimit erreicht ist

• Überschuss speichern in Batteriespeicher

• später einspeisen

• Gemessene Daten für einzelne Anlagen:

  • PV-Anlage in Kronberg, Taunus

  • SMA-Internet-Portal

• Gemessene Daten für Regionen

  • SMA-Internet-Portal, online

  • SMA-Internet-Portal, Offline-Datensammlung für einzelne Postleitzahlenbereiche in 2011

  • Top50-Solar

• Profile aus Wetterdaten

  • Masterarbeit Brosig (hohe zeitliche Auflösung)

  • PV-Sol Simulationsprogramm mit ortsaufgelösten Wetterdaten über etwa 15 Jahre

• Synthetische Profile

  • EnBW

• Synthetische Standardprofile Solareinspeisung EnBW

• rot: Juni

• blau: Januar

• Nein, da die Halbleiter nur für den Nennbetrieb geregelt werden und den Tastgrad reduzieren im Falle eines Kurzschlusses

• Des Weiteren bricht die Spannung zusammen, was dazu führt, dass außerhalb des Toleranzbereiches von +-10 % der Nennspannung der Wechselrichter vom Netz geht

• Abhängig von

  • Größe des Hauses, insbes. Oberfläche

  • Ausrichtung, Fenster

  • Wärmedämmung

kWh/(m²a)

• Jahresdauerlinie der Heizleistung

• y-Achse: Thermische Leistung [in % der Höchstleistung]

• rote Linien: evtl. max. Leistung Wärmepumpe

1. Verdampfung

   • Das Kältemittel nimmt Wärme aus der Umgebung auf (T_kalt)

   • Dabei verdampft es von flüssig zu gasförmig

   • Dies geschieht bereits bei niedrigen Temperaturen

2. Kompression

   • Der elektrische Kompressor verdichtet das gasförmige Kältemittel

   • Durch die Kompression steigen Druck und Temperatur stark an

   • Hier wird die elektrische Energie zugeführt

3. Kondensation

   • Das heiße, komprimierte Gas gibt Wärme an das Heizsystem ab (T_warm)

   • Dabei kondensiert es wieder zu einer Flüssigkeit

   • Die abgegebene Wärme wird zum Heizen genutzt

4. Entspannung

   • Das flüssige Kältemittel wird durch ein Expansionsventil entspannt

   • Druck und Temperatur sinken wieder ab

   • Das Kältemittel ist bereit für einen neuen Kreislauf

• Leistungszahl COP einer Wärmepumpe

  • Verhältnis von Wärme-Energie zu elektrischer Energie

  • COP = Coefficient of performance

• Große Temperaturdifferenz: Schlechte Leistungszahl

• Außentemperatur ermitteln

  • Deutscher Wetterdienst: Test-Referenz-Jahre (TRY)

• Wärmebedarf berechnen

  • Wärmeübergangswiderstand R_{th} berechnen

  • Aus Innentemperatur T_i und Außentempetatur T_a Wärmefluss P_{th} berechnen

  • Ggf. Mittelwerte, z. B. fortlaufende Mittelwerte

  • Temperatur Tagesmittelwert berechnen T_{allo}

  • Wärmebedarf aus Tagesmittelwert

    • KW = Kundenwert, individuell ermittelt aus Jahresverbrauch

    • h(T_{allo}) = Profilfunktionswert, siehe Formel

    • F_{WT} = Wochentagsfaktor = 1 für Haushalte

    • Profilfunktionswert h(T) mit SigLinDe-Funktion berechnen

• Elektrische Leistung

  • Direkte Heizung: P_el = Q_{tag}

  • Wärmepumpe: P_el = Q_{tag} / COP(theta)

  • COP ist temperaturabhängig

• Kontinuierlich oder getaktet

  • Kontinuierlich: Lineare Leistungsregelung muss möglich sein

  • Taktung:

    • Nachspeicherheizung

    • Wärmespeicher

    • Takt-Rhythmus abhängig von

      • Benötigte Wärmeleistung

      • Speichergröße

  • Lastverschiebung

• Betriebsverhalten eines Heizsystems mit getakteter WP über einen Tag

• WP schaltet ein, nutzt ca. 1 kWh elektrische Leistung und erzeugt 4 kWh Wärmeenergie, die im Wärmespeicher geleitet werden

• Abschaltung bis Energieinhalt des Wärmespeichers gegen 0 kWh geht

1. Verdampfung (links - Umgebungswärme)

   • Das Kältemittel nimmt Wärme aus der Umgebung auf (T_kalt)

   • Dabei verdampft es von flüssig zu gasförmig

   • Dies geschieht bereits bei niedrigen Temperaturen

2. Kompression (oben)

   • Der elektrische Kompressor verdichtet das gasförmige Kältemittel

   • Durch die Kompression steigen Druck und Temperatur stark an

   • Hier wird die elektrische Energie zugeführt

3. Kondensation (rechts - Heizwärme)

   • Das heiße, komprimierte Gas gibt Wärme an das Heizsystem ab (T_warm)

   • Dabei kondensiert es wieder zu einer Flüssigkeit

   • Die abgegebene Wärme wird zum Heizen genutzt

4. Entspannung (unten)

   • Das flüssige Kältemittel wird durch ein Expansionsventil entspannt

   • Druck und Temperatur sinken wieder ab

   • Das Kältemittel ist bereit für einen neuen Kreislauf

c = 1,14 kWh/m³K

• Sensible Speicher

  • Wasserspeicher

  • Stein, Beton

• Latent-Wärmespeicher

  • Salze

  • Paraffin

  • Hydrate

• Thermochemische-Speicher

  • Endotherme und exotherme chemische Reaktion

• Adsorptionsspeicher

  • Silikagel

• Wärmespeicher sind um Größenordnungen preiswerter als elektrische Speicher

• Beispiel (Wasserspeicher):

  • Temperatur 50°C … 95°C:

  • Pro m³ ca. 50 kWh

• Großwärmespeicher noch bessere Isolierwirkung

  • Kleine Oberfläche zu Volumen

• Lastspitzen zu unterschiedlichen Zeitpunkten von verschiedenen Haushalten

• Synergieeffekte: Wenn ein Haus PV erzeugt und diesen nicht benötigt, dann kann das im Verbund von einem anderen Haus genutzt werden

• geringerer Gleichzeitigkeitsfaktor durch Zusammenschalten der Haushalte

• je kleiner der Gleichzeitigkeitsfaktor desto höher der Autarkiegrad mit einem Quartiersspeicher

• Gleiche Phase

• Gleiche Spannung

• Gleiche Frequenz

-> sonst hohe Ausgleichströme

• Einphasiger Erdschluss

• Isolierter Sternpunkt

• Geringer Kurzschluss-Strom bestimmt durch Leitungskapazität

• Wenn kein Erdschluss vorliegt, fließt trotzdem kapazitiver Strom, der aber durch die Symmetrie kompensiert wird

• Isolierung muss ausreichend groß dimensioniert werden, da Phasenspannung gegenüber Erde anliegt

  • Faktor Wurzel(3) größere Spannung von L2 und L3 gegenüber Erde, da Erde auf L1 Potential liegt

• Gelöschtes Netz: Hinzufügen einer Peterson-Spule kompensiert Erdschlussstrom

  • Größe abhängig von den Leitungsimpedanzen und der Anzahl der Leitungen

  • IL = IC für optimale Auslegung

• Interpolierte Werte müssen Originaldaten entsprechen, bedeutet, dass der Mittelwert der interpolierten Werte in einer Zeitperiode mit dem Originalwert übereinstimmt

• Phasen, Frequenzen, Spannung können sich unterscheiden

• Synchronkuppelschalter zur Synchronisierung benötigt

Gestaffeltes Abschalten