Die Anforderungen an Regel- und Reserverleistung sowie die Netz-Kontrollmechansimen in der Stromerzeugung erreichen eine zunehmend komplexeren Grad mit der Integration dargebotsabhängiger erneuerbarer Energien.
Netzregelung und Lastmanagement als ein alternativer Ansatz ist eine zusätzliche Möglichkeit zur Versorgung mit- und Einsparung von konventioneller Regel- und Reserveleistung.
Der international anerkannte Begriff für diese Maßnahmen der Lastverschiebung wird mit dem Begriff "Demand Side Mäanagement" (DSM) bezeichnet. DSM in zeitlicher und örtlicher Verteilung enthält zukunftsweisende Perspektiven welche Gegenstand zusätzlicher Forschungsthemen sind.
Die Arbeit zeigt Charakteristika und Grenzen von DSM mit Haushalts Kühl- und Gefriergeräten auf. Hierbei wird eine Simulationplattform verwendet, welche das aggregierte Lastprofil von 1-10 Mill. Geräten unter Variation der technischen Einflussparameter ermittelt. Die statistischen Verteilungen der Geräteparameter wie auch das Einflussverhalten der Benutzers wird bei der Simulation berücksichtigt.
In verschiedenen Szenarien werden die Möglichkeiten und Grenzen zum Anbieten von Regel- und Reserveleistung analysiert und Praktikabilität diskutiert.
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Simulation of Demand Side Management with domestic cooling appliances
The requirements on balancing power and the controllability of power generation reaches a higher grade of complexity with the integration weather-dependent renewables.
Regulation and shifting of the load as an alternative approach is an additional solution for supply and saving conventional balancing power.
The international accepted term for these measures in load shifting is Demand Side Managment (DSM). DSM in time and location contains forward looking perspectives requireing more detailed investigations and research.
The presentation shows characteristics and limits of DSM with domestic cooling appliances using a simulation platform. The platform computes and visualizes the aggregated load profile of 1-10 Million compressor cooling devices. The statistic distribution of device parameters as well as the influence of the user is considered by the simulation.
In several controlling scenarios prospects and limits in providing balancing power will be analysed and discussed regarding their feasibility.
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Dipl. Ing. C. Grau
Paderborn, 22.08.2011
Lehrstuhl für Nachhaltige Energiekonzepte (NEK), Prof. Dr.Ing. Stefan Krauter
Universität Paderborn
Inhaltsverzeichnis
1. Einleitung
1.1 Motivation und Problemstellung
1.2 Ziele der Arbeit
1.3 Aufbau der Arbeit
2. Vorüberlegungen
2.1 Energiebedarfsstruktur der Haushalte in der BRD
2.2 Top-Down- versus Bottom-Up-Modell
2.3 Einflussfaktoren auf elektrischen Energiebedarf und Nutzung
3. Regelung elektrischer Netze
3.1 Ursachen für Regelleistungseinsatz
3.2 Primärregelleistung, passiver Selbstregeleffekt
3.3 Sekundärregelleistung
3.4 Minutenreserve/ Tertiärregelleistung
3.5 Dauerreserveleistung, Stundenreserveleistung, EEG-Reserveleistung
3.6 Regelleistungsmarkt- und Bilanzausgleich
3.7 Technische Präqualifikation und Rahmenvertrag für Regelleistung
4. Demand Side Management
4.1 Demand Side Management - Definition und Begriffsdifferenzierung
4.1.1 Definition: Demand Side Management
4.1.2 Definition: Demand Response
4.1.3 Definition: Demand Side Bidding
4.1.4 Begriffsdifferenzierung DSM
4.2 Einsatzstrategien und Ziele von DSM
4.3 Smartmetering, Smartgrids & Home-Automation
4.3.1 DSM, Smartmeter und Verbraucherinteressen
4.4 Optimale Marktposition für einen DSM Anbieter
4.5 Rentabilität von DSM mit Haushaltsgeräten
4.6 Interessenkonflikte zwischen externen DSM Anbietern und Bilanzkreisen
4.7 Interaktion zwischen Benutzer und DSM-Anbieter: DSM Interface
4.8 Simulatoren für DSM
4.9 DSM Kommunikationsstrukturen
4.9.1 Kommunikationslösungen für DSM in der Praxis
4.9.2 Rundsendung / Broadcast-Message
4.9.3 Übertragungsbandbreiten für DSM
5. Simulationsmodell für Kühl- und Gefriergeräte
5.1 Funktionsprinzip Kühlgeräte
5.1.1 Definition von Geräteklassen
5.2 Temperaturen - Messpunkte, Klimaklasse
5.2.1 Temperaturen - Haltbarkeit von Lebensmitteln
5.3 Thermodynamisches Modell für Kompressoren-Kühlgeräte
5.4 Verifikation des thermodynamischen Modells
5.5 Einflussfaktoren auf Kompressorlauf- und Standzeiten
5.5.1 Umgebungstemperatur/ Gerätestandort
5.5.2 Geräteisolation
5.5.3 Gerätemaße
5.5.4 Hysterese
5.5.5 Beladungsgrad mit Kühlgut
5.5.6 Türöffnungen und Neubeladung
5.5.7 Kompressor Mindestein- und Ausschaltzeiten
5.5.8 Kompressorleistung und Leistungszahl
5.6 Gerätebestand in der BRD
6. Gesamtmodell für eine Simulationsplattform
6.1 Aufgaben der Simulationsplattform
6.2 Nutzungshäufigkeit und Lastprofile
6.3 Implementation der Simulationsplattform
6.3.1 Programmklassen
6.3.2 Klassendiagramm
7. Szenarien und Ergebnisse
7.1 Szenario A1: Vollständige Schaltung von 100000 Kühlschränken
7.2 Transiente Schaltenergie
7.3 Pool-Schaltstrategien und Systemverhalten
7.4 Szenario A2: Schrittweises Schalten von 100000 Kühlschränken
7.5 Quasistationäres Lastniveau
7.6 Szenarien für Gefriergeräte
8. Zusammenfassung und Ausblicke
9. Literaturverzeichnis
Anhang A
A.1 Verifikation des thermodynamischen Modells für Kompressionskühlgeräte
A.1.1 Thermodynamisches Modell - Verifikation Gefriertruhe
A.1.2 Simulation
A.1.3 Thermodynamisches Modell - Verifikation Kühlschrank
A.1.4 Simulation
A.2 Simulationsbeladungen
Anhang B
B.1 Verteilung der Umgebungstemperatur von Kühl- und Gefriergeräten
B.2. Häufigkeitsverteilung: Personen pro Haushalt mit Kühl- und Gefriergeräten BRD
B.3 Kühl- und Gefriergeräte: Maße und Volumen
B.4 Regel- und Reserveleistung - Übersicht technische und wirtschaftliche Parameter
Anhang C
C.1 Prototypen in DSMSIM nach Gerätekategorie, Verteilungen der Geräteparameter
C.1.1 Prototypen Kühlschrank
C.1.2 Prototypen Gefrierschrank
C.2 Histogramm des Regelleistungseinsatz in der EON / Tennet Regelzone
Abbildungsverzeichnis
Abb. 1.1a: Lebensszyklen verschiedener Energiequellen
Abb. 1.1b: Entwicklung fossiler und erneuerbare Energiequellen
Abb. 2.1a: Pro-Kopf Anteil am Gesamtstromverbrauch 1960-2007
Abb. 2.1b: Stromverbrauch nach Verbrauchergruppen 2010
Abb. 2.2b: Hypothetisches Abschaltprofil 100000 Kühlschränke
Abb. 2.3a: Modell des Haushaltsstrombedarfs
Abb. 3.1a: Zeitbereich und Ursachen für Regelleistungseinsatz
Abb. 3.2a: Maximale Aktivierungszeiten der Primärregelleistung
Abb. 3.3a: Regelband, Regelleistung, Regelreserve
Abb. 3.4a: Physikalische und fahrplanmäßige Erbringung von Mintenreserveleistung
Abb. 4.1.4a: Begriffsdifferenzierung Demand Side Management
Abb. 4.3a: Smartmeter als zentraler Bestandteil des Smartgrids
Abb. 5.1a: Kältemittelkreislauf beim Kompressionssystem
Abb. 5.3a: Thermodynamisches Modell Kühl- und Gefriergeräte
Abb. 5.5.1a: Mittlere Umgebungstemperatur im Jahresverlauf - Kühlschränke
Abb. 5.5.4a: Hysterese Kompressorkühlgeräte mit DSM
Abb. 5.5.4b: Langzeiterwärmungsverhalten Kühlschrank, Standardbeladung
Abb. 5.5.5a: Langzeiterwärmungsverhalten Kühlschrank, Minimalbeladung
Abb. 5.5.6a: Kältelast eines Kühlschranks
Abb. 5.5.6b: Türöffnungsdauer Häufigkeitsverteilung
Abb. 6.3.1a: DSM-Nachrichtenselektion über unidirektionale Verbindung
Abb. 6.3.2a: UML Klassendiagramm von „DSMSIM”
Abb. 7.1a: Positive- und negative Regelleistungsbereitstellung - Kühlschränke
Abb. 7.1b: Vollständiges DSM-Schalten von 100000 Kühlschränken
Abb. 7.1c: Einfluss der Kompressor-Phasenlage auf das aggregierte Lastprofil
Abb. 7.2a: Transiente Schaltenergie, DSM mit 100000 Kühlschränken
Abb. 7.3a: Ausgleichsphase des DSM-Pools
Abb. 7.3b: Zeitverzögertes Schalten in den Minimallastbetrieb
Abb. 7.4a: Manuelles, zeitverzögertes Schalten von Gruppen zu je 10% des Pools
Abb. 7.5a: Instantanes und zeitverzögertes Schalten von 100000 Kühlschränken
Abb. 7.6a: Vollständiges und verzögertes Schalten von 100000 Gefriergeräten
Abb. A.1.1a: Messung: Temperatur und Lastprofil Gefriertruhe über 7 Stunden
Abb. A.1.2: Zyklen-Simulation Gefriertruhe
Abb. A.1.3a: Messung: Temperatur und Lastprofil Referenz-Kühlschrank
Abb. A.1.4a: Zyklen-Simulation Kühlschrank
Abkürzungsverzeichnis
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
1. Einleitung
1.1 Motivation und Problemstellung
Die Preise für fossile Energieträger (Erdöl, Erdgas etc.) sind in den letzten drei Jahrzehnten insgesamt gestiegen (dramatisch in Krisenzeiten 1974 und ab 2003) mit einer nur kurzfristi- gen Entspannung zwischen 1980 und 2003 [BMW04]. Gründe dafür sind einerseits der stei- gende Weltenergieverbrauch und andererseits der Rückgang in der Verfügbarkeit fossiler Energieträger bei gleichzeitig wachsenden Fördermengen (siehe Abb. 1.1a) [VAH01]. Mit dem steigenden Energieverbrauch in Schwellenländern der Kontinente Afrika, Asien und La- teinamerika- konservative Studien gehen von einer Verdopplung des Energiebedarfs bis 2050 aus [WEC07]- wächst die allgemeine Besorgnis in Europa, auch in Zukunft eine kostengüns- tige Energieversorgung für den privaten, industriellen und öffentlichen Bedarf sicherstellen zu können.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Quelle: Globale Marktpotenziale für erneuerbare Energien, Deutsche Shell AG 1999
Abb. 1.1a: Lebensszyklen verschiedener Energiequellen [VAH01]
Auch aus diesem Grund wird seit einigen Jahren die Energiebasis um erneuerbare Energieträ- ger, wie etwa Wind, Sonne und Biomasse, erweitert. Neben dem rein ökonomischen Motiv, sind Umweltprobleme wie die globale Klimaerwärmung, die Zunahme umweltbedingter Er- krankungen, das Schwinden der Ozonschicht und andere zivilisatorisch bedingte Probleme die Ursache eines immer stärker werdendes öffentliches Umweltbewusstsein und eines veränder- tes Verbraucherverhaltens. Der Wechsel in den Nutzungszyklen verfügbarer Energieträger hin zu erneuerbaren Energien beschreibt eine einzigartige Entwicklung, die seit dem Ende der 70er Jahre allmählich begonnen hat (siehe Abb. 1.1a). Gesetzlich findet diese Entwicklung sowohl europaweit mit der Liberalisierung der Energiemärkte [EU03] und einer gemeinsamen Umweltpolitik als auch in Deutschland selbst mit der Verabschiedung des Erneuerbare- Energien-Gesetzes (EEG) statt [EEG09].
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 1.1b: Entwicklung fossiler und erneuerbare Energiequellen [VAH01]
Dank dieser Entwicklungen sind im Jahr 2010 in Deutschland bereits etwa 102 TWh Strom aus erneuerbaren Energiequellen erzeugt worden. Insgesamt besitzen erneuerbare Energien einen Anteil von 16,8% am gesamten Stromverbrauch [BMU10].
Mit der erneuten Novellierung des EEG hat die Bundesregierung für 2020 das Ziel formuliert, den Bereich der erneuerbaren Energieversorgung auf einen Anteil zwischen 25 % und 30 % zu erhöhen [EEG09, BMU06]. Weiterhin soll durch ein langfristiges Energiekonzept der Ausbau der erneuerbare Energien bis 2050 gesichert und gefördert werden [BMU11]. Das bestehende Energieversorgungssystem mit seinen historisch gewachsenen zentralen Re- gelkonzept stößt allerdings schon heute an seine Grenzen, was eine stabile und effiziente In- tegration einer großen Zahl weiträumig verteilter erneuerbarer Energieerzeugungs-Anlagen betrifft:
Einer der Hauptgründe dafür besteht in dem Nachteil der Elektrizitätsversorgung, dass die Erzeugung der Last zeitgleich folgen muss. Dies hat auch zur Folge, dass die Kapazität von Kraftwerkspark und Netz der Jahresspitzenlast entsprechen muss und meist nur kurzzeitig voll beansprucht wird. Speicher, welche in Schwachlastzeiten aufgefüllt und in Starklastzeiten entladen werden, können Erzeugung und Verbrauch entkoppeln und damit den Bedarf an installierter Erzeugerleistung reduzieren [IBN]. Ferner führt die Senkung von Lastspitzen zu einer verbesserten Auslastung bestehender konventioneller Kraftwerke, wodurch die Anlageneffizienz steigt und CO2 Emissionen reduziert werden.
Ein weiterer Grund, welcher die Speicherung von elektrischer Energie zunehmend wichtiger macht, ist die hohe stochastische- weil wetterabhängige- Einspeisung von erneuerbaren Energien wie Solar- und Windkraft. Mit ihnen ist ein stabiler Betrieb des elektrischen Netzes nur möglich, wenn Fluktuationen in der Leistungsbilanz durch eine entsprechende vorgehaltene Ersatzleistung ausgeglichen werden können [DENA05, S.265ff].
Die Kompensation von Differenzen in der Leistungsbilanz einer Regelzone erfolgt durch den Einsatz der sogenannten Regel- und Reserveleistung seitens des Übertragungsnetzbetreibers und der Bilanzkreisverantwortlichen. Der Begriff der Regelleistung wird dabei für die kurzbis mittelfristig auftretenden Bilanz-Abweichungen im Bereich von Sekunden bis maximal eine Stunde verwendet. Der Begriff der Reserveleistung bezeichnet die langfristigen Leistungsreserven, welche nach einer Stunde eingesetzt werden. Historisch wurde Regel- und Reserveleistung durch das Hoch- und Herunterfahren von Kraftwerken realisiert. Mit Beginn der Liberalisierung des Strommarktes konnte die Reserveleistung im Stundenbereich auch durch den Im- und Export von Strom bereitgestellt werden.
Neben dem klassischen Einsatz fossiler Kraftwerksleistung werden momentan eine ganze Reihe moderner Ansätze und Lösungen zur Bereitstellung von Regel- und Reserveleistung untersucht:
- Der Neubau und Erweiterung von Energiespeichern wie Pumpspeicherkraftwerke, Elektrochemische Speicher/ Akkumulatoren, Superkondensatoren, Schwungrad- und Druckluftspeicher, Wasserstoff Reservespeicher.
- Die Bereitstellung von Regelleistung durch und Zusammenschluss existierender EE- Anlagen mittlerer und niedriger Anschlussleistung: z.B. regelfähige Biogasanlagen im Verbund oder die koordinierte Leistungsregelung von Windparks.
Der Grund für das hohe Interesse am Thema Regelleistung von allen Akteuren in der Energiewirtschaft ist hauptsächlich ökonomischer Natur:
Der Einsatz von kurzfristigen Leistungsreserven im Sekundenbereich ist in der elektrischen Energieversorgung extrem kostspielig. So ist Regelleistung seit der Liberalisierung des Ener- giemarktes eines der wertvollsten Handelsprodukte, wie durch folgende Rechnung gezeigt werden kann: Die Preise für Primärregelleistung liegen bei 10000 - 75000 EUR pro MW und Monat zur Verfügung gestellter Leistung im Jahr 2011 [RLNET11, AMPR11]. Der momen- tane Bedarf an Primärregelleistung von allen Regelzonen der BRD in Summe liegt bei 600 MW [RLNET11]. Dementsprechend liegt bei einem Durchschnittspreis von 14000 EUR/MW der Marktwert der Primärregelleistung bei 100,8 Mill. EUR im Jahr 2011. Die Gesamtkosten für die vorzuhaltende und eingesetzte Regelleistung aller deutschen Übertragungsnetzbetrei- ber liegen bei 777 Mill. Euro und machen 60% der Netzentgelte im Jahr 2007 aus [BNAMB08, S.48]. Umgerechnet auf 21,4% Anteil der Netzentgelte am Endkundenpreis sind 12,8% des Endverbraucher-Strompreises Kosten für Regelleistung [BNAMB10, S.100].
Alle genannten Ansätze und Lösungen zur Bereitstellung von Regelleistung gehen von der Flexibilisierung und Optimierung von Energie auf der Erzeugerseite aus. Grundsätzlich gibt es allerdings zwei Wege, den Differenzen aus Erzeugung und Last zu begegnen. Entweder kann die Erzeugung an die Last angepasst werden oder aber die Last an die Erzeugung. Derzeit machen die elektrischen Energieversorgungssysteme der BRD größtenteils von der ersten Möglichkeit Gebrauch.
Ein relativ moderner Ansatz besteht daher darin, mit entsprechender technischer Infrastruktur ebenso die Stromlasten der Verbraucher mit in Netzregelung einzubeziehen um durch sie wertvolle Regel- und Reserveleistung zur Verfügung zu stellen.
Die technischen Maßnahmen und Konzepte für das Verbraucher-Lastmanagement werden von den Energieerzeugern international unter dem Begriff „Demand Side Management“ - kurz DSM- zusammengefasst [EIA09]. Positive Regel- und Reserveleistung kann bereitge- stellt werden, indem laufende Stromverbraucher ausgeschaltet werden oder deren Start verzö- gert wird. Negative Regel- und Reserveleistung steht dann zur Verfügung, wenn nicht laufen- de Stromverbraucher eingeschaltet werden können. Die Zeitbereiche der angebotenen Leis- tung liegen dabei im Bereich von wenigen Sekunden bis zu mehreren Stunden und korres- pondieren mit unterschiedlichen Produkten am Markt für Strom und Regelleistung.
Speziell DSM im Haushaltsbereich ist dabei alles andere als eine neue Idee in Deutschland. Seit langem wird Lastmanagement von Energieversorgungsunternehmen gezielt bei einzelnen Haushaltskunden mit dem Ziel der Absenkung der Tagesspitzenlast durchgeführt. Zum Bei- spiel diente die Einführung des Nachttarifes für Nachtspeicherheizungen in den 60er bis 80er Jahren ausschließlich dem Zweck der Lastverlagerung. Heute wird in der Diskussion über weitere Potentiale für Lastverlagerungen meist an eine Beeinflussung des Nutzerverhaltens über variable Stromtarife und somit über ein passives Verschiebungspotential von Haushalts- geräten nachgedacht. Diese passive Form des Demand Side Managements, welche auf die Änderung des Nutzerverhaltens abzielt ist allerdings für das Angebot von Regelleistung am Markt eher ungeeignet, da gerade das Nutzerverhalten nicht exakt determiniert und prognostizierbar ist.
Im Gegensatz dazu scheint das aktive DSM, welches gezielt mehrere Tausend bis Millionen von Haushaltsgeräten beeinflussen kann, eine Marktlücke zu sein, der bisher aufgrund von verschiedenen Kritikpunkten zu wenig Beachtung geschenkt worden ist. Die Hauptkritikpunkte bei DSM im Haushaltsbereich sind dabei:
1.) Die Kosten für eine DSM Kommunikationsinfrastruktur für Haushaltsgeräte ist ge- genüber industriellen Anlagen zu hoch: Die schaltbare Leistung von Haushaltgeräten ist wesentlich geringer als bei Industrieanlagen. Demzufolge ist der Kostenaufwand pro MW schaltbarer Leistung bei Haushaltsgeräten höher und als Gesamtsystem we- niger rentabel für einen DSM Anbieter.
2.) Das DSM-Energie-Verschiebungspotential ist gegenüber Industrieanlagen zu gering und zu unflexibel: Der Einschaltzeitpunkt der meisten Haushaltsgeräte kann zeitlich nicht über mehrere Stunden vorverlagert oder verzögert werden. Die Einschaltdauer von Haushaltsgeräten ist fest definiert und auch durch sinnvolles Schalten im Geräte- verbund nicht ausreichend flexibel für die unterschiedlichen Regelleistungprodukte.
3.) Verbraucherinteressen werden beeinträchtigt: Eine aktive Verschiebung von Lasten im Haushaltsbereich (Kochen, Waschen, Trocknen, etc.) bringt bei einigen Haushaltsge- räten eine Beeinträchtigung der Nutzer mit sich - beispielsweise, wenn die Waschma- schine erst 5 Stunden nach dem Einschalten mit der Wäsche beginnt und der maximale Verzögerungszeitraum vom Benutzer nicht definiert werden kann. Der Datenschutz des Verbrauchers spielt eine Rolle: Ein DSM Anbieter sollte nicht in der Lage sein, Informationen über das Gerätenutzungsverhalten einzelner Privatpersonen zu sammeln.
4.) Herstellerinteressen: Die Marktakzeptanz von Geräten mit DSM-Interface könnte ge- ringer ausfallen gegenüber konventionellen Geräten. Die Hersteller haben zusätzliche Kosten, um das DSM Interface in ihr Produkt zu integrieren.
5.) Die Interessen der Bilanzkreisverantwortlichen (BKVs) der Haushaltsgeräte stehen im Konflikt mit den Interessen von externen DSM Anbietern. Nur wenn die BKVs in Ei- genverantwortung ein DSM System betreiben entstehen keine Konflikte.
6.) Vertragsrechtliche und gesetzliche Fragen: Für den DSM Betrieb jedes Haushaltsgerä- te muss eine Einwilligung des Gerätebetreibers existieren. Schadensersatzansprüche an den DSM Anbieter müssen ausgeschlossen werden. Ohne eine entsprechende Ge- setzesvorgabe ist die Integration von Geräten in 40 Mill. Haushalten mit einem kos- tentreibenden Administrations- und Serviceaufwand verbunden.
Ob und inwieweit die aufgeführten Kritikpunkte berechtigt oder widerlegbar sind, lässt sich nur durch umfangreiche Studien zeigen. Der Gegenstand dieser Arbeit befasst sich daher überwiegend mit der Untersuchungen der Kritikpunkte 2 und 3, welche die technische Realisierung eines DSM-Systems unter Beachtung der Benutzerbedürfnisse fokussieren. Generell sollte man den aufgeführten Kritikpunkten entnehmen, dass es auf ein sinnvolle Integration der Interessen aller Beteiligten (Gerätehersteller, Kunde, DSM Anbieter, Netzbetreiber) ankommt. Bei vielen Millionen Haushaltsgeräten als potentiellen Anbietern von Regelleistung muss daher die Einbeziehung aller Interessen- und Rechte in ein intelligentes und robustes Management System oberste Priorität haben.
Die Folge der Einbeziehung möglichst vieler Faktoren in eine Gesamtlösung hat allerdings auch zur Folge, dass das ursprüngliche, theoretisch machbare Gesamtpotential stetig verrin- gert wird. Die Frage speziell in Hinblick auf diese Arbeit ist: In welcher Höhe verringern sich die Zahlen des theoretischen Potentials, wenn technische Restriktionen mit einbezogen wer- den?
Eine Simulationsplattform, welche die technischen und benutzerdefinierten Möglichkeiten und Randbedingungen für eine große Anzahl von Haushaltsgeräten im Verbund simuliert, kann zur Bewertung dieser Frage eine hilfreiches Werkzeug sein.
1.2 Ziele der Arbeit
Diese Arbeit verfolgt das Ziel, die Eigenschaften, Fähigkeiten und Grenzen von DSM mit Haushaltsgeräten aufzeigen. Es werden verschiedene, möglichst realitätsnahe DSM Szenarien für Kühl- und Gefriergeräte entwickelt. Dabei soll der DSM Einsatz der Geräte mit minimalen Komforteinbußen oder Einschränkungen für den Verbraucher verbunden sein. Richtlinien für Temperaturober- und Untergrenzen von Lebensmitteln sollen eingehalten werden. Ein wesentliches Hilfsmittel zur Beurteilung der Szenarien stellt der Entwurf einer Simulati- onsplattform zur grafischen Darstellung von Lastprofilen für die Geräte dar. Die Simulations- plattform soll viele Freiheitsgrade, eine klare Struktur und eine hohe Erweiterbarkeit aufwei- sen. Sie wird im Auflösungsbereich Tag, Woche, Monat und Jahr arbeiten und den Lastgang einer Regelzone und den Regelleistungseinsatz eines Übertragungsnetzbetreibers mit - und ohne ein DSM-System als Regelleistungsanbieter visualisieren. Möglichkeiten in der Steueroder Regelstrategie des jeweiligen Gerätepools werden diskutiert. Falls ein DSM-Konzept absolut nicht der gegenwärtigen wirtschaftlichen, vertragsrechtlichen- oder gesetzlichen Ebene vereinbar ist, wird dies auch erwähnt werden.
1.3 Aufbau der Arbeit
Diese Arbeit gliedert sich wie folgt:
- Kapitel 1: Einleitung
- Kapitel 2: Vorüberlegungen
- Kapitel 3: Regelung elektrischer Netze
- Kapitel 4: Demand Side Management
- Kapitel 5: Simulationsmodell für Kühl- und Gefriergeräte
- Kapitel 6: Gesamtmodell für eine Simulationsplattform
- Kapitel 7: Szenarien und Ergebnisse
- Kapitel 8: Zusammenfassung
Kapitel 2 beschreibt die Vorüberlegungen und wichtige Aspekte zu den Themen „Energiebedarf von Haushalten“ in Bezug auf DSM.
Kapitel 3: In diesem Kapitel wird der Einsatz von Regel- und Reserveleistung sowohl aus technischer als auch aus wirtschaftlicher Sicht kurz und kompakt erklärt. Damit ist das Kapitel fachliche Grundlage, um belastbare Aussagen über die Vereinbarkeit von DSM und Regelund Reserveleistung machen zu können.
Kapitel 4: Es werden Definitionen und Ziele von DSM erklärt und naheliegende Begriffe wie Smartgrids und Smartmeter eingeordnet. Weiterhin wird die Interaktion zwischen DSM An- bieter und Benutzer erläutert, auf die Position des Endverbrauchers- und dessen Interessen an DSM eingegangen sowie existierende Lösungen von DSM Simulationsplattformen vorge- stellt.
Kapitel 5 behandelt die technischen Eigenschaften und Parameter von Kühl- und Gefriergerä- ten, welche für den Betrieb im DSM entscheidend sind und erklärt deren Modellierung für die Lastsynthese.
Kapitel 6 beginnt mit der Spezifikation der Aufgaben der Simulationsplattform. Darauf aufbauend wird das Gesamtmodell der Simulationsplattform mit seinen Teilmodulen schrittweise aufgebaut und erläutert.
Kapitel 7 befasst sich mit der Anwendung der Simulationsplattform in konkreten Szenarien und der Diskussion der Ergebnisse in Bezug auf Einsatzstrategien und das Angebot von Regel- und Reserveleistung.
2. Vorüberlegungen
2.1 Energiebedarfsstruktur der Haushalte in der BRD
Durch die Zunahme des Wohlstands in den letzten Jahrzehnten hat sich immer mehr die elektrische Energie als die flexibelste Energieform durchgesetzt. Die Tendenz des Gesamt-Pro- Kopf Stromverbrauchs der letzten Jahrzehnte in der BRD steigt weiterhin kontinuierlich bei einer seit 1990 stagnierenden Bevölkerungszahl [WELTBANK11].
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 2.1a: Pro-Kopf Anteil am Gesamtstromverbrauch 1960-2007 [GR Ü NE11]
Die Ursachen dieses stetigen Wachstums im Stromverbrauch sind mit den allgemeinen Bestrebungen nach Wachstum eines modernen Industrie- und Exportlandes verbunden. Es ist anzunehmen, dass sich diese Entwicklung, wenn auch mit deutlich niedrigerer Tendenz als noch vor 30 - 40 Jahren in Zukunft fortsetzt. Mit der Zahl von ca. 7000kWh pro Kopf am Gesamtstromverbrauch vor Augen wird deutlich, welches Potential ein modernes und tragfähiges Energiemanagement-Konzept in sich birgt.
Um jedoch die Ursachen dieses hohen Gesamtverbrauchs erkennen und beziffern zu können, muss man genauer hinschauen, in welchen Bereichen die Energie eingesetzt wird. Die Abnehmer elektrischer Energie in der BRD werden nach 6 Gruppen unterschieden: In- dustrie, private Haushalte, Handel und Gewerbe sowie Verkehr und Landwirtschaft.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 2.1b: Stromverbrauch nach Verbrauchergruppen 2010
[BDEW10]
Die Hauptabnehmer der elektrischen Energie in der BRD sind die Sektoren Industrie, Haushalte sowie Gewerbe/Handel/Dienstleistungen (GHD). Haushalte stellen somit den zweitgrößten Anteil von 26,6%, entsprechend 140,98 TWh am Jahresstromverbrauch von 530 TWh dar. Der durchschnittliche pro Kopf Verbrauch am Haushaltsstrom im Jahr 2010 liegt folglich bei 1724 kWh (bei 81772 Mio. Einwohnern in der BRD).
Während in der Industrie- besonders in stromintensiven Bereichen- schon seit Jahrzehnten das Lastmanagement Berücksichtigung findet, ist der Einsatz von Haushaltsgeräten für diesen Zweck ein relativ neues Feld. Das theoretische Last-Verlagerungspotential ist dementspre- chend groß.
Betrachtet man nun die Verteilung auf einzelne Haushaltsverbraucher, mend differenziertes Bild über den Jahresenergieverbrauch:
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 2.1c: Jahresstromverbrauch nach Haushaltsgeräten in der BRD 2010 [BDEW10]
Den größten Anteil am Jahresstromverbrauch der Haushalte liefert die Elektrische Heizung und Warmwasserbereitung mit 39,48 TWh (483 kWh pro Kopf). Dem folgt das Kühlen und Gefrieren mit 22,56 TWh (276 kWh pro Kopf), gefolgt von Waschen, Trocknen, Geschirrspü- len mit insgesamt 12,7 TWh (155kWh pro Kopf). In Summe ergeben diese Bereiche 74,74 TWh (914 kWh pro Kopf) im Jahr 2010. Bezogen auf den Gesamtstromverbrauch der BRD von 530 TWh besitzen diese drei Haushaltsbereiche einen beachtlichen Anteil von 14%.
Legt man in einer vereinfachten Rechnung die Jahresenergiemenge aller Haushalte von 140,98 TWh auf 8760 Jahresstunden um, so ergibt sich eine konstante Tagesleistung von 16093 MW. Der Anteil von Kühlschränken an dieser Tagesleistung beträgt 1288 MW. Die Berechnung nach Jahresstunden ist zulässig, da Kühl- und Gefriergeräte größtenteils dauerhaft am Netz angeschlossen sind.
Betrachtet man den Bedarf an Minutenregelleistung oder auch Sekundärregelleistung, so liegt dieser seit der Ausschreibung der Regelleistung ab 2008 immer zwischen 2000 und 3000 MW (wobei diese Leistung sowohl positiv als negativ benötigt wird). Der Bedarf an Regelleistung und das Angebot durch Kühl- und Gefriergeräteleistung decken sich also in ihrer Größenord- nung.
Geht man von einer Gerätesättigung von 100% für Kühlschränke aus und legt die Tagesleis- tung der Kühlschränke von 1288 MW auf die Anzahl der Haushalte im Jahr 2010 (40,1 Mill. in 2009) um, so erhält man den Wert von 32 W durchschnittliches Regelpotential pro Gerät. Die meisten Arbeiten verwenden diesen „Top-Down“ Ansatz zur Berechnung von Geräten, die zur Grundlast beitragen. Ein wichtiger Faktor der dabei nicht berücksichtigt wird sind allerdings, Restriktionen in der Zeit (maximale und minimale Einschaltzeiten von Geräten) sowie die variable Leistung (maximale und minimale Leistung des Gerätes im Sekundenbe- reich). Speziell, wenn man Regelleistung anbieten will, kommt es aber auf eine zeitgenaue Betrachtung aller Geräte im Verbund an. Diese zeitgenaue Betrachtung ist allerdings nur mit einem „Bottom-Up“ Ansatz realisierbar, welcher die Parameterstreuung einer repräsentativen Menge von Geräten simuliert.
2.2 Top-Down- versus Bottom-Up-Modell
Viele bekannte Studien [DENA05, STADLER05, EWI07] beziffern die LastVerlagerungspotentiale in Haushalten mit Hilfe vereinfachter Top-Down Modelle. Ein exemplarisches Ergebnis aus der DENA Netzstudie zeigt Abb. 2.2a:
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 2.2a: DSM Potenzial im Haushalt [DENA05, EWI07]
Die Verknüpfung der Zeit- und Leistungsgröße durch Verbraucher wird meist nur sehr verein- facht betrachtet. Technische Restriktionen wie z.B. minimale und maximale Laufzeit von Kühlkompressoren oder Wärmespeichern werden in diesen Studien nur für Einzelgeräte be- trachtet (siehe [STADLER05]). Die Tatsache, dass jedes Wärme- oder Kältespeichergerät eine Vielzahl unterschiedlicher Einflussfaktoren besitzt und diese für den qualitativen Verlauf einer Schaltkurve entscheidend sind, wird nicht ausreichend berücksichtigt. Hierdurch ergibt sich eine Überschätzung der in der Praxis zu realisierenden Einsatzmöglichkeiten mit DSM.
Ein konkretes Beispiel für diese Problematik wird im Folgenden für Kühlschränke gegeben: Je nach Gerätebauart, Umgebungstemperatur, Beladung und Nutzung kann die Kompressorlaufzeit von Kühlschränken im Bereich von ca. 10 bis 50 Minuten liegen. Geht man nunmehr von 100000. Kühlschränken aus, so ist vor allem für den aggregierten Lastgang die Verteilung der Kompressorlauf- und Standzeiten entscheidend. Wenn die Momentanleistung einer Gerätegruppe bekannt ist, kann man das Top-Down Verfahren ver- wenden und wie folgt vorgehen: Bei einer durchschnittlichen Kompressorleistung von 100 W und einer gemessenen Momentanlast von 2 MW sind bei ca. 20000 Geräten die Kompresso- ren eingeschaltet. So kann man das ungefähre Leistungspotenzial mit Hilfe empirisch erhobe- ner Daten abschätzen.
Schwierig wird es allerdings, wenn nunmehr in das System von 100000 Kühlgeräten einge- griffen wird, indem diese Geräte schrittweise in Gruppen zu je 1000 Geräten abgeschaltet werden: Zum einen existieren keine Messungen oder Lastprofile über solche Schalthandlun- gen, zum anderen verhält sich jede Zusammenstellung von Geräten und Verbrauchern auch unterschiedlich. So wirken sich die Einflussfaktoren Gerätebauart, Kompressorleistung, Kompressorleistungszahl, Umgebungstemperatur, Türöffnungen, Kühllast, etc. auf das Last- profil eines jeden Gerätes aus. Würde man nunmehr für 100000 Geräte nur einen dieser Ein- flussfaktoren betrachten, so würde man speziell das transiente Lastverhalten im Sekunden- und Minutenzeitraum nur unzureichend abbilden. Gerade in kurzen Zeitbereichen haben die Variationen in den einzelnen Einflussfaktoren einen erheblichen Einfluss auf das aggregierte Lastprofil der Geräte. Abb. 2.2b zeigt die Problematik anhand der Variation des Einflussfak- tors Isolation:
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 2.2b: Hypothetisches Abschaltprofil 100000 Kühlschränke
Nach dem schrittweisen Senken der Schalthysterese in Gruppen zu je 1000 Geräten schalten die meisten Geräte ihre Kompressoren aus. Aufgrund der Erwärmung der Geräte erreichen diese im weiteren Verlauf ihre Maximaltemperatur und schalten schrittweise wieder ein. Die Isolation der Geräte hat einen entscheidenden Einfluss auf den qualitativen Verlauf der Kurve und demzufolge auch auf die Energiemenge, welche abgegeben werden kann. Eine vollständige Betrachtung dieses Lastprofils wird in späteren Kapiteln vorgenommen.
Der Verlauf der Wiedereinschaltphase hängt von einer hohen Anzahl von Einflussfaktoren ab und kann nicht durch eine einfache Energiebilanz berechnet werden.
Wenn man versucht Regelleistung zur Verfügung zu stellen, ist das zeitgenaue Lastprofil von Bedeutung, weil Leistungsgradienten und Toleranzbänder eingehalten werden müssen. Eine Simulationsplattform, die das aggregierte Lastprofil einer Gruppe von Haushaltsgeräten qualitativ und quantitativ beschreiben kann, ist somit hilfreich zur Beantwortung der Frage, ob Regel- und Reserveleistung über Kühl- und Gefriergeräte angeboten werden kann.
2.3 Einflussfaktoren auf elektrischen Energiebedarf und Nutzung
Im Folgenden wird ein mentales Modell für die Synthese und Analyse von Haushaltslastprofilen vorgestellt, welches relativ umfassend und detailliert die Einflussfaktoren im Haushalt auf den spezifischen Lastgang beschreibt.
Der elektrische Energiebedarf eines Haushalts wird durch seine Sozial-, Wohnungs- Geräte- struktur bestimmt. Diese wiederum werden von übergeordneten, sogenannten exogenen Wir- kungsfaktoren wie Klima, Wirtschaft, Gesetzgeber und Zeitdaten beeinflusst. Viele dieser Größen stehen weiterhin in Wechselwirkung, wodurch Ursache und Wirkung nicht eindeutig sind (Beispielsweise können Gesetze Auswirkungen auf Sozialstruktur von Haushalten haben - umgekehrt kann aber auch die veränderte Sozialstruktur vieler Haushalte der Anlass für eine Gesetzesänderung sein). Da die exogenen Wirkungsfaktoren nicht direkt den Strombedarf beeinflussen, sondern nur ein bestimmtes Verbraucherverhalten induzieren, spricht man auch von den mittelbaren Faktoren.
Die erste Hauptgruppe stellt die „sozio-ökonomische Struktur“ des Haushalts. Sie beinhaltet die personelle Zusammensetzung unter Berücksichtigung von Altersstruktur, Einkommensund Vermögensverhältnissen sowie Verhaltensmustern und Persönlichkeitsprofilen. Zusammengefasst werden diese Beschreibungsmerkmale unter Demographie, Ökonomie und Verhalten. Während die Demographie hauptsächlich die Dauer und Intensität der Nutzung elektrischer Geräte beeinflusst, besitzen die ökonomischen Voraussetzungen in hohem Maße Auswirkungen auf den Lebensstandard, der sich in der Wohnungssituation und dem Ausstattungsgrad mit elektrischen Geräten äußert [VDEW92].
Das Verhalten der Bewohner wird von Faktoren wie persönlicher Weltanschauung, Gewohn- heit, Gesundheit und Bildung beeinflusst. Diese Größen sind schwer quantifizier- oder model- lierbar und tragen dementsprechend zu der Unsicherheit bei der Analyse oder Synthese von Lastprofilen bei. Datenmaterial, welches das Verhalten von Haushaltsbewohner in Zahlen ausdrückt, muss daher im Gesamtzusammenhang mit den Randbedingungen der Erhebung betrachtet werden.
Die Energiebedarfsstruktur eines Haushalts beinhaltet Daten über die Infrastruktur eines Hauses hinsichtlich verschiedener Geräteklassen. Dazu zählen zum einen die strombetriebenen Verbraucher der Hauptanwendungsbereiche Heizung, Warmwasserbereitung, Kochen, Wäsche waschen, Geschirrspülen, Kühlen, Gefrieren, Licht sowie Information/Kommunikation. Zum anderen aber auch diverse Verbraucher aus den Nebenanwendungsbereichen Heimwerken, Körperpflege und Unterhaltung.
Die letzte Hauptgruppe, welche Auswirkungen auf die Nutzung von Elektrogeräten hat, ist die Wohnstruktur. Daten zum Gebäude- und Wohnungszustand, der Wohnfläche sowie die Regi- on/Wohnlage spielen dabei eine wichtige Rolle. So sind beispielsweise eine große Wohnung, eine schattige Wohnlage oder ein schlecht isoliertes Gebäude allesamt Ursachen für höhere Heizkosten. Ebenfalls spielt die Anzahl der Räume, die Nutzung als Erst- oder Zweitwohn- sitz sowie die Anzahl der Bäder eine Rolle bei der Nutzung von elektrischer Energie.
Insgesamt modellieren diese drei Hauptgruppen den Zeitpunkt, die Dauer und die Art und Weise der Nutzung von Elektrogeräten. Zu beachten ist dabei, dass sie in Wechselwirkung stehen. Ein gutes Beispiel stellt das zunehmende Umweltbewusstsein der Verbraucher dar, welches dazu führt, dass vermehrt Energiesparlampen eingesetzt werden (Sozio-ökonomische Struktur wirkt auf Energiebedarfsstruktur). Diese enge Kopplung der drei Hauptgruppen, er- schwert andererseits auch deren mathematische Modellierung. Zwar sind viele der Faktoren statistisch quantifizier- oder einteilbar, jedoch geschlossen, statistisch repräsentatives Daten- material über alle Faktoren dieser drei Hauptgruppen findet man selten. Sowohl der Umfang der Umfrage als auch die im Energiesektor übliche Zeitdauer von einem Jahr würde sehr hohe Umfragekosten verursachen - insbesondere bei Erhebung über alle Geräteklassen. Weiterhin müssten für viele Faktoren belastbare Methoden zur Quantifizierung oder Einteilung erst entwickelt werden. Man erkennt, dass das Gesamtmodell eine hohe Komplexität sowohl für eine statistische als auch simulative Beschreibung in sich birgt.
Eine von den drei Hauptpunkten relativ unabhängige Gruppe bilden die Gerätemerkmale: Alter, Größe, Standort und eingestelltes Programm, bzw. die Art und Weise der Steuerung bilden hier die wichtigsten Einflussfaktoren. Zusammen mit der Beschreibung der sozioökonomischen-, der Energiebedarfs- und der Wohnstruktur bilden sie die Grundlage für Formulierung des tageszeitlichen Lastgangs eines Haushalts.
Wird das beschriebene Modell iterativ für mehrere Haushalte angewendet, ergibt sich das aggregierte Lastprofil aller erfassten Haushalte.
Generell sollte man bei diesem Modell bedenken, dass es so gut wie unmöglich ist, jeden Faktor für jeden einzelnen Haushalt individuell zu beschreiben oder auch geeignetes Datenmaterial über jeden Faktor für eine repräsentative Menge von Haushalten in der BRD zu finden. Aus diesem Grund besteht eine wichtige Aufgabe beim Modellentwurf darin, die für das Ergebnis sensitiven Einflussfaktoren zu ermitteln.
Weiterhin ist zu bedenken, dass in der Praxis einzelne Haushaltsprofile sehr stark differieren. Erst, wenn von mehreren tausend Haushaltslastprofilen der Mittelwert gebildet wird, stellt sich ein statistisch repräsentativer und charakteristischer Lastverlauf für die Stichprobe her- aus.
Ein Beispiel für charakteristische Lastprofile sind die Standard-Lastprofile des VDEW. Diese sind nach Kundengruppen (Privat, Gewerbe/Handel/Dienstleistung, Landwirtschaft) sowie nach Typtagen (Wochentag, Wochenende) parametrisiert und dienen den Bilanzkreisverantwortlichen zur Fahrplanerstellung.
Im Rahmen dieser Arbeit ist eine Implementation des beschriebenen Modells zur Lastsynthese von Bedeutung:
Um die zeitliche Verlagerung einer bestimmten Menge von Gerätelasten simulieren zu kön- nen, muss ihr charakteristischer, aggregierter Lastverlauf bekannt sein. Dieser wiederum hängt von den Einflussfaktoren des mentalen Modells ab. Dementsprechend werden auch für die Modellierung der Einflussfaktoren repräsentative Datenquellen oder exakte Simulations- modelle benötigt.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 2.3a: Modell des Haushaltsstrombedarfs [VDEW93]
3. Regelung elektrischer Netze
Dieses Kapitel behandelt das Thema Regel- und Reserveleistung. Es liefert Grundlagen, um eine Aussage darüber machen zu können, ob und in welchen Umfang mit DSM Regel- und Reserveleistung technisch und wirtschaftlich angeboten werden kann.
3.1 Ursachen für Regelleistungseinsatz
Elektrizität ist eine netzgebundene Energie, die in großem Maßstab nicht oder nur mit hohen Kosten verbunden, speicherbar ist. Daher muss elektrische Energie mehr oder weniger immer zu dem Zeitpunkt generiert werden, zu dem sie verbraucht wird.
Zu Ungleichgewichten zwischen der Erzeugung und dem Verbrauch von elektrischer Energie kommt es einerseits dadurch, dass die zu deckende Last mit Prognoseunsicherheiten und da- mit mit Unsicherheiten in der Kraftwerkseinsatzplanung verbunden ist. Eine weitere Ursache für ein Ungleichgewicht sind ungeplante Ausfälle von (eingeplanten) konventionellen Kraft- werkskapazitäten. Bei hohen Anteilen an erneuerbaren Energien kommen zunehmend Prognosefehler der zu erwartenden Einspeisung aus erneuerbaren Energietechnologien hinzu (siehe Abb. 3.1a).
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3.1a: Zeitbereich und Ursachen für Regelleistungseinsatz [BR Ü CKL06]
Grundsätzlich gibt es zwei Möglichkeiten, den Differenzen aus Erzeugung und Verbrauch zu begegnen. Zum einen kann die Erzeugung dem Bedarf angepasst werden. Zum anderen kann der Verbrauch an die Stromerzeugung angepasst werden. Unsere elektrischen Energieversor- gungssysteme machen (fast) ausschließlich von der ersten Möglichkeit Gebrauch. Zur Ausre- gelung dieser Ungleichgewichte muss Regel-/Reserveleistung vorgehalten werden, die im Bedarfsfall für die Frequenzhaltung und zur Aufrechterhaltung einer ausgeglichenen Leistungsbilanz kurzfristig abrufbar sein muss.
Um die Erzeugung jeweils an die momentan auftretende Last anzupassen, greift man auf un- terschiedliche Kraftwerkstypen zurück. Grundlastkraftwerke verfügen über hohe Fixkosten und geringe variable Kosten und werden somit bevorzugt im Dauerbetrieb gefahren. Spitzen- lastkraftwerke haben niedrige Fixkosten, dafür aber hohe variable Kosten und werden nur in kurzen Zeiträumen eingesetzt. Mittellastkraftwerke liegen in ihrer Auslastung zwischen den Grund- und Spitzenlastkraftwerken. Gerade Grundlastkraftwerke benötigen aufgrund von Parametern wie Anfahrdauer, Mindestbetriebsdauer und Leistungsgradienten eine gewisse Vorlaufzeit in ihrer Einsatzplanung. Für die kurzfristige Ausregelung von Differenzen aus Erzeugung und Verbrauch benötigt man flexible Kraftwerke. Dazu gehören die Wasserkraft- werke vom Typ Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke und Gasturbinen. Des Weiteren kön- nen sich im Teillastbetrieb befindende Kraftwerke ihre Leistung den aktuellen Anforderungen anpassen. Der jeweils für die Regelzone zuständige Übertragungsnetzbetreiber ist für eine ausreichende Vorhaltung von Regelleistung für einen zuverlässigen Systembetrieb zuständig. Nach den UCTE-Regeln und dem Transmission-Code 2003 werden dabei Abweichungen sukzessive durch Primärregelleistung, Sekundärregelleistung und ggf. Minutenreserve ausge- regelt [UCTE98, VDNTC03].
3.2 Primärregelleistung, passiver Selbstregeleffekt
Unmittelbar nach der Störung der Leistungsbilanz in der Regelzone eines Übertragungsnetz- betreibers (ÜNB) setzt die Primärregelung in allen an ihr teilnehmenden Anlagen ein, um die Netzfrequenz durch eine Erhöhung der eingespeisten Leistung zu stabilisieren. Bis zu dem Zeitpunkt, an dem Verbraucher- und Erzeugerleistung kurzfristig wieder ausgeglichen sind- in Abb. 3.2b ca. 5 s nach dem Anlagenausfall- wird das Leistungsdefizit durch Energie aus den rotierenden Massen des Systems abgedeckt. Diese rotierenden Massen- die sogenannte Momentanreserve- verringern ihre Drehgeschwindigkeit, so dass die Netzfrequenz absinkt. Die Reduzierung der Netzfrequenz bewirkt zeitgleich eine kleine Verringerung der Verbrau- cherleistung im Rahmen des Selbstregeleffektes von ca. 1%/ Hz Frequenzabweichung [SWI06; UCTE04, P1-3]. Die Primärregelung erfolgt proportional zur Frequenzabweichung vom Sollwert, so dass die Netzfrequenz nach einem kurzfristigen Erzeugungsüberschuss den Istwert konstant hält und eine quasistationäre Frequenzabweichung anstrebt. Dies ist die für einen Proportional-Regler typische Regelabweichung. Die Höhe der Regelabweichung eines Synchronverbundes (mehrere Regelzonen mit gleicher Netzfrequenz) ergibt sich aus der Netzkennzahl u (auch Netzleistungszahl genannt) aller Regelzonen.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Formel 3.2a: Regelabweichung der Primärregelung, Netzkennzahl [UCTE04, A1-12]
Die Netzkennzahl eines Stromnetzes entspricht dabei dem Quotienten aus der einer Störung zugrundeliegenden Leistungsabweichung P und der quasistationären Frequenzabweichung f, die durch diese Störung verursacht wird. Im UCPTE Netz nahm die Netzkennzahl von 1976- 1996 von knapp 20000 MW/Hz auf 30000 MW/Hz zu. Durch die Zuschaltung des Centrel-Netzes liegt sie heute bei 40000 MW/Hz. Die Netzkennzahl eines Netzverbundes ergibt sich aus der Summe der Netzkennzahlen der Teilnetze. Näheres zur Netzkennzahl ist in [UCTE04: A1-12] und [CRASTAN09, S. 489ff] erläutert.
Die technische Durchführung der Primärregelung erfolgt wie in Abb. 2.7 dargestellt durch eine Drehzahlregelung des Verbundes von Turbine und Generator. Der Regelvorgang soll innerhalb von 30s abgeschlossen sein, dass bedeutet das innerhalb dieser Zeit die quasistatio- näre Frequenzabweichung erreicht sein muss. Zur Primärregelung tragen im gesamten UCTE Verbundsystem alle Erzeugungsanlagen gemeinsam bei, die sich zur Bereitstellung von Pri- märregelleistung beim ÜNB präqualifiziert haben. Jede Erzeugungsanlage ab einer Nennleis- tung von 100 MW muss gemäß dem VDN Transmission Code 2007 primärregelfähig sein [VDNTC07, S.27]. Inwieweit die Primärregelleistung über DSM erbracht werden darf, ist von der UCTE nicht festgelegt. Die maximalen Aktivierungszeiten einer bestimmten Höhe an benötigter Primärregelleistung in der UCTE sind in Abb. 3.2a dargestellt.
Abb. 3.2a: Maximale Aktivierungszeiten der Primärregelleistung [UCTE04: A1-9]
Für das UCTE-Verbundsystem ist als Referenzfall eine Störung des Leistungsgleichgewichts von 3000 MW vorgesehen, die alleine durch die Primärregelung abgedeckt werden soll, ohne dass zusätzliche Maßnahmen wie eine Lastabtrennung eingeleitet werden müssen. Die Auftei- lung der 3000 MW Reserve auf die einzelnen Nationalstaaten erfolgt anteilig am Gesamt- energieumsatz innerhalb der UCTE. Für Deutschland ergibt dies einen Gesamtbedarf von 612 MW positiver und negativer Vorhaltung an Primärregelleistung im Juni 2011. Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber teilen diesen Betrag wiederum anteilig am Gesamtenergieumsatz in Deutschland auf und schreiben ihren Anteil auf dem Regelleistungsmarkt aus. Bei der Be- schaffung der Primärregelleistung stellen die ÜNB die von der UCTE geforderte homogene Verteilung zur Verringerung des Ausfallrisikos sicher. Dazu dürfen maximal 3% pro Erzeu- gungseinheit und maximal 6% je Netzknoten bezogen auf die in der UCTE insgesamt vorgehaltene Primärregelleistung erbracht werden. Weiterhin können die ÜNB einen Anlagenbetreiber zur Teilnahme an der Primärregelung verpflichten, falls die am Markt beschaffbare Primärregelleistung nicht ausreichend ist [VDNTC07]. Die Primärregelung ist eine Proportionalregelung, welche nicht in der Lage ist, eine bestehende Regeldifferenz in der Netzfrequenz auszugleichen (siehe Abb. 3.2 und Formel 3.3a).
Erst der Einsatz der Sekundärregelung mit einer PI-Regler-Charakteristik ermöglicht die Rückführung der Netzfrequenz.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3.2b: Ablauf des Einsatzes von Regelleistung [WULFF06]
3.3 Sekundärregelleistung
Nach einer Störung der Netzfrequenz oder Fahrplanabweichungen in den Austauschleistungen zu benachbarten Regelzonen wird die UCTE weite Primärregelung durch Aktivierung der Sekundärregelung in der von der Störung betroffenen Regelzone abgelöst. Die Sekundärrege- lung hat die Aufgabe, die Frequenz wieder auf ihren Sollwert und die Übergabeleistungen zwischen den einzelnen Regelzonen wieder auf die Fahrplanwerte zurückzuführen. Entspre- chend der UCTE muss die Sekundärregelung frühestens 30 Sekunden nach einer Störung ein- setzen, spätestens nach 5 Minuten mit der gesamten vorgehaltenen Leistung verfügbar sein, und den Regelvorgang nach 15 Minuten abgeschlossen haben [UCTE04]. Hierzu ist in der Regelzonenführung beim ÜNB ein Leistungs-Frequenz-Regler (LFR) mit Proportional- Integral Regelcharakteristik installiert, dessen Ausgangsgröße auf die Anlagen und Kraftwer- ke geschaltet ist, welche sich an der Sekundärregelung des ÜNB beteiligen. Die Sekundärre- gelung bringt sowohl die Leistungsdifferenzen der Fahrplanabweichungen zu den Nachbarre- gelzonen auf als auch die bisher eingesetzte Primärregelleistung aller Regelzonen, welche die Netzfrequenz stützt. Die abzulösende Primärregelleistung der Regelzone i beträgt:
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Formel 3.3a: Abzulösende Primärregelleistung einer Regelzone
Der Proportionalwert des Primärreglers kri ergibt sich aus dem Beteiligungskoeffizienten der Regelzone Ci. Letzterer gibt an, mit welchem Anteil sich die Regelzone i an der Primärregelung im Synchronverbund beteiligt.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Formel 3.3b: k-Wert des Leistungs-Frequenz-Reglers einer Regelzone
Der Faktor von 1,1 bei der Bemessung des k-Wertes wird in der Praxis verwendet um den Einfluss der Primärregelung auf die Gesamtregelabweichung in Formel 3.3c leicht zu erhö- hen.
Im Folgenden wird beispielhaft von 4 benachbarten Regelzonen (A-D) ausgegangen und der Proportionalbeiwert im Leistungs-Frequenz-Regler von einer Regelzone A mit nRA bezeich- net. Das Produkt (nRA f) ist die in der Regelzone A eingesetzte Primärregelleistung. Die rest- liche Primärregelleistung wird durch zusätzliche Austauschleistungen PiÜB durch die be- nachbarten Regelzonen aufgebracht. Diese Austauschleistungen berechnen sich wie folgt:
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Die von der Regelzonenführung ermittelte Gesamtregelabweichung ergibt sich dann zu:
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Formel 3.3c: Gesamtregelabweichung des Leistungs-Frequenz-Reglers in Regelzone A [UCTE04: A1-14ff]
Diese Ausregelung erfolgt nur in der jeweiligen von der Störung oder Lastschwankung betroffenen Regelzone. Dies erkennt man anhand der Beispielrechnung der Gesamtregelabweichungen in Formel 3.3d.
[...]
- Quote paper
- Christian Grau (Author), 2011, Entwicklung einer Simulationsplattform für Demand Side Management Systeme, Munich, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/189692
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