Fachbereich 7: Anwendungsfelder der Automation
Fachausschuss 7.16 Netzregelung und Systemführung
Aktuelle Arbeitsfelder
- Dynamisches Zusammenwirken von Dampferzeugern, Turbinen,
Übertragungseinrichtungen, Generatoren und Verbrauchern bei Verbund- und
Inselbetrieb - Frequenz- und Spannungsabhängigkeit von Verbraucherteilnetzen
- Frequenz- und Wirkleistungsregelung
- Spannungs- und Blindleistungsregelung
- Bedämpfung von Netzpendelungen
- Regelverhalten von Teilnetzen bei Netzzusammenbrüchen und Wiederaufbau
- Momentan- und Tageseinsatzoptimierung von Kraftwerksblöcken
Dokumentenserver des Fachausschusses
Positionspapier
Die vielfältigen Aufgaben der Netzregelung und Systemführung, die innerhalb ausgedehnter Verbundnetze, bei schwach gekoppelten Netzbereichen z.B. in Ländern der dritten Welt, sowie im Falle regionaler Inselbildung bestehen, werden im Fachausschuss im Rahmen der nachfolgenden Themenkreise behandelt.
Netzpendelungen
Innerhalb des europäischen Verbundnetzes steigen mit der bevorstehenden Deregulierung der Energiewirtschaft sowie der Erweiterung des Verbundnetzes die Aufgaben und Anforderungen an die Netzregelung sowie an die übergeordnete Systemführung. So ist aufgrund des zu erwartenden verstärkten Energiehandels mit größeren Leistungstransiten zu rechnen. Dadurch kann es nicht nur zu Begrenzungen bezüglich der stationär zulässigen Übertragungsleistung auf stark belasteten Kuppelleitungen kommen, sondern bereits weit früher zur dynamischen Begrenzung des zulässigen Leistungstransits aufgrund des Auftretens von Netzpendelungen.
Derartige, weniger gedämpfte Netzpendelungen treten innerhalb des europäischen Verbundnetzes schon heute im Falle vorübergehend ungünstiger Netzkonstellationen auf und lassen die begrenzte Transitfähigkeit des Verbundnetzes erkennen.
Frequenz- und Wirkleistungsregelung
Die Netzregelung sorgt dafür, daß im Falle von Wirkleistungsdefiziten, wie Kraftwerksausfällen, die Netzfrequenz nicht zu weit einbricht, um Lastabschaltungen aufgrund des Ansprechens von Schutzeinrichtungen zu vermeiden. Ausreichende Leistungsreserven sollten jederzeit zur Verfügung stehen: im Sekundenbereich mit Hilfe frequenzgeregelter Kraftwerksblöcke aller Verbundpartner (vorwiegend Dampfkraftwerke), im Minutenbereich mit Hilfe sekundär frequenzgeregelter Kraftwerksblöcke innerhalb des jeweils gestörten Netzes (vorwiegend Wasserkraftwerke) und im Stunden- bzw. Tagesbereich durch den übergeordneten tertiären Leistungsausgleich zur Einhaltung der mittleren Netzfrequenz f = 50,00 Hz und damit der Synchronzeit.
Kernkraftwerksblöcke decken aus Gründen der Wirtschaftlichkeit vorwiegend die Grundlast ab. Sie beteiligen sich deshalb, zumindest bei Vollastbetrieb, nicht an der Frequenz-/ Wirkleistungsregelung.
Spannungs- und Blindleistungsregelung
Für jede Netzregion stellt sich die Aufgabe, daß das Blindleistungsgewicht eingehalten sowie kurzfristige und bleibende Spannungseinbrüche vermieden werden.
Hierzu dienen die primäre Spannungs-/ Blindleistungsregelung seitens der Generatoren sowie übergeordnet die sekundäre Spannungs-/ Blindleistungsregelung je Netzregion mit Stufentransformatoren. Hinzu kommen Steuerungsmaßnahmen mit Hilfe von Kompensationsspulen und Kondensatorbänken.
Frequenz- und Spannungsabhängigkeit von Verbraucherteilnetzen
Neben der erwähnten aktiven Regelmaßnahmen ist der Selbstregeleffekt der Verbraucher, d.h. die Abhängigkeit der Wirk- und Blindleistungsaufnahme der Verbraucherteilnetze von der Netzfrequenz und Netzspannung, stets stützend wirksam. Die Quantifizierung dieses Globaleinflusses ist für die Netzregelung und Systemführung von Bedeutung.
Optimale Systemführung
Zu den weiteren Aufgaben zählt die optimale Systemführung bezüglich des Kraftwerkseinsatzes sowie eine Minimierung der Übertragesverluste. dabei sind sowohl die Möglichkeit des freien Leistungsbezuges und -exports als auch die jeweils einzuhaltenden Randbedingungen für Erzeugung und Übertragung zu berücksichtigen.
Zur Erhöhung des zulässigen Leistungstransits könnte in Zukunft auch aktive Übertragungselemente (Facts) zum Einsatz kommen, welche die statische und dynamische Übertragungsfähigkeit erweitern. Grundlage einer solchen Systemführung bildet eine ausreichend genaue Bilanzierung. Im Rahmen des bevorstehenden freien Energiemarkts gewinnen daher entsprechend leistungsfähige Verfahren an Bedeutung, und zwar sowohl zur möglichst exakten Bilanzierung der Leistungsexporte und -importe als auch zur Überwachung der jeweils zulässigen Leistungstransite.
Regelverhalten bei zeitrelevanten Netzstruktur
Die geschilderten Problemstellungen werden vorwiegend im Hinblick auf langfristig angelegte Netzbetriebsstrukturen wie Verbund- oder Inselbetrieb behandelt. Gegenstand der Untersuchungen ist zudem das Regelverhalten bei zeitvarianten Netzstrukturen, so z.B. im Fall von Teilnetzabtrennungen oder -wiederaufbau. Entsprechendes gilt auch für den Netzbetrieb bei zunehmend dualer Energieversorgung mit witterungsabhängig stark schwankenden Anteilen an regenerativer Energieerzeugung.
Ergebnisse fließen in die von der DVG (Deutsche Verbundgesellschaft e.V.) herausgegebenen Empfehlungen ein und darauf aufbauend häufig auch in die übergeordneten UCTE-Richtlinien (Union für die Koordinierung des Transports elektrischer Energie).
Ziele
- Beantwortung aktueller Fragestellungen zum dynamisch zuverlässigen Netzbetrieb bei deregulierter Energiewirtschaft
- Interdisziplinäre Behandlung von Problempunkten bezüglich der Netzsystemführung sowie des dynamischen Zusammenwirkens von Kraftwerken und Netz
- Erarbeitung von Lösungsvorschlägen im Vorfeld von DVG und UCTE
- Durchführung von nationalen Fachtagungen
- Mitwirkung an internationalen Fachtagungen
Vorsitzender:
Dr.-Ing. Edwin Lerch, Erlangen
Stellvertreter:
Dr.-Ing. Eckhard Glebe, Dortmund
