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ReduMa

Einfluss reduzierter rotierender Masse auf den Netzbetrieb

Projektstatus
Begonnen
Wie wirkt es sich auf den Netzbetrieb aus, wenn die Schwungmasse von großen Generatoren wegfallen? Im Bild: ein luftgekühlter Generator, der bis zu 350 MVA liefert.
Bild: Siemens

Die elektrische Energieversorgung in Deutschland wird in zunehmendem Maße durch Erneuerbare Energien Anlagen (EEA) geprägt. Diese verdrängen zu Zeiten hohen Dargebots konventionelle Kraftwerke vom Netz, wodurch sich neben der geographi-schen Verteilung der Erzeugung und den damit verbundenen Leistungsflüssen auch die Netzdynamik ändert.

Im Gegensatz zu den direkt mit dem Netz gekoppelten Generatoren, der zumeist fossil befeuerten Kraftwerke, sind EEA oft über Umrichtertechnik mit dem Netz verbunden und tragen nicht zur Momentanreserve bei. Diese Reserve beschreibt die Rotati-onsenergie, welche in den Turbosätzen thermischer Kraftwerke und den rotierenden Komponenten der Wasserkraftwerke gespeichert ist. Sie wird im Falle eines Leis-tungsdefizites zwischen Erzeugung und Verbrauch in elektrische Energie umgewan-delt, die Polräder werden abgebremst und die Frequenz sinkt. Bei einem Leistungs-überschuss wird wiederum elektrische Energie in Rotationsenergie überführt und die Polräder werden beschleunigt. Die Momentanreserve hat daher einen direkten Ein-fluss auf das transiente Frequenzverhalten und die Netzstabilität.

Ein weiterer Faktor für die Netzstabilität ist das Spannungsverhalten, welches lokal über die Bereitstellung von positiver bzw. negativer Blindleistung geregelt wird. Be-sonders die Spannungsregelung im transienten Bereich erfolgt derzeit mittels Syn-chrongeneratoren, sodass bei zunehmender Verdrängung ebendieser ein deutlicher Einfluss auf die Spannungsstabilität zu erwarten ist.

Detailliertes Netzmodell des kontinentaleuropäischen Verbundnetzes.

Den Einfluss reduzierter Schwungmassen auf das Netz identifizieren

Ziel des geplanten Forschungsvorhabens ist daher eine detaillierte Analyse der Aus-wirkungen reduzierter rotierender Masse auf die Netzstabilität im deutschen Regel-block, unter Einbeziehung des gesamten frequenzsynchronen kontinentaleuropäi-schen Verbundsystems. Schwerpunkte des Forschungsvorhabens liegen dabei auf den Auswirkungen auf das Frequenz- und Spannungsverhalten, sowie der Entwick-lung und Analyse verschiedener Lösungsansätze. Hierbei ist insbesondere die Frage zu klären, inwiefern neue Technologien zur Frequenz- und Spannungsstabilität bei-tragen können.

Die Ergebnisse sollen den Übertragungsnetzbetreibern mögliche zukünftige Problem-felder, sowie potentielle Lösungsvorschläge aufzeigen und als Grundlage für zukünftig notwendige Entwicklungen, Anforderungen und Lösungen für einen stabilen Netz-betrieb dienen.

Die Abbildung zeigt die Frequenzverläufe verschiedener Netzknoten nach einem Kraft-werksausfall in Italien. Die Frequenzverläufe im oberen Diagramm wurden 2015 vom institutsinternen, zeitsynchronen verteilten Frequenzmesssystem aufgezeichnet. Im unteren Diagramm sind die simulierten Frequenzverläufe nach der Validierung des Netzmodells zu sehen.
Validierung des Netzmodells anhand gemessener Frequenzverläufe.

Um den Einfluss einer abnehmenden Momentanreserve auf das transiente Frequenzverhalten im kontinentaleuropäischen Verbundnetz zu analysieren, werden zunächst Simulationen mit einem vereinfachten Netzdynamikmodell durchgeführt. In diesem Modell ist die Dynamik aller Verbraucher und Erzeuger summarisch abgebildet und es wird eine ideale Leistungsübertragung angenommen.
Zur Analyse lokaler Effekte, Ausgleichsvorgänge und der Spannungsstabilität, werden außerdem detaillierte Modelle des kontinentaleuropäischen Verbundnetzes erstellt. In diesen Modellen wird die Dynamik der Lasten für jeden Übertragungsnetzknoten aggregiert und die Kraftwerksdynamiken werden blockscharf abgebildet. Zudem sind alle Leitungen, Transformatoren und weitere Betriebsmittel des kontinental-europäischen Verbundnetzes abgebildet. Die Validierung und Parametrierung dieser Modelle erfolgt anhand gemessener transienter Frequenzverläufe aufgrund realer, bekannter Störfälle. Diese sind mit einem institutsinternen, zeitsynchronisierten verteilten Frequenzmesssystem aufgezeichnet worden.

Auf Basis dieser Modelle werden Zukunftsszenarien mit erhöhter Einspeisung aus EEA erstellt anhand derer der Einfluss einer reduzierten Momentanreserve im deut-schen Regelblock analysiert werden kann. Der geplante Netzausbau wird an beste-hende Studien zur Netzentwicklung angelehnt und soll als Sensitivität dienen.

In einem weiteren Schritt werden neuartige Regelkonzepte und Technologien zur Frequenz- und Spannungsstützung entwickelt und im verbundnetzweiten Dynamikmodell ergänzt. Der Fokus der bisherigen Untersuchungen wurde dabei auf die Mo-dellierung der Dynamik von Windkraftanlagen und der Implementierung von Regelkonzepten für virtuelle Masse und Spannungsstützung gelegt. Um diese Modelle möglichst transparent zu gestalten und eine Vergleichbarkeit mit anderen Studien zu bewahren, wird sich an aktuellen Normen, wie der IEC 61400-27-1, orientiert.

Die Bearbeitung des Forschungsprojekts hat im Januar 2015 begonnen und wird über die gesamte Projektlaufzeit mit dem Übertragungsnetzbetreiber TransnetBW GmbH, welcher als assoziierter Partner fungiert, abgestimmt.

Ferner ist ein Workshop geplant, der dazu dienen soll die Zwischenergebnisse mit Vertretern aus verschiedenen Bereichen der Energietechnik zu diskutieren.

Projektlaufzeit

01/2015 - 12/2017

Kontakt

Univ.-Prof. Dr.-Ing. Hendrik Lens
Pfaffenwaldring 23
70569 Stuttgart
+49 711 685-66213
+49 711 685-63491

Forschungsförderung

Das Informationssystem EnArgus bietet Angaben zur Forschungsförderung, so auch zu diesem Projekt.

Basisinformationen

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