Integration of renewables - Harmonization of contributions to system services in the European interconnection system

(1)

TECHNISCHE UNIVERSITÄT W I E N WIEN

Integration der Erneuerbaren - H arm onisierung der Beiträge zu S ystem dienstleistungen im

europäischen Verbundsystem

Wolfgang Gawlik TU Wien

Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe

Energietag 2016 26.09.2016

(2)

Inhalt

TU

W I E N

■ Einleitung

■ Systemdienstleistungen im Drehstromsystem

■ Herausforderungen im Verbundnetzbetrieb

■ Grundlagen der Frequenzhaltung im Drehstromsystem

■ Bedeutung der Momentanreserve für die Frequenzhaltung

■ Enhanced Frequency Response

■ Inertia Certificates

■ Kurzschlussleistung und Spannungstrichter

■ Liebesschlösser

2

(3)

W I E N

Systemdienstleistungen im Drehstromsystem

■ Frequenzhaltung

■ Primärregelung/ Sekundärregelung/ Tertiärregelung

■ Momentanreserve

■ Spannungshaltung

■ Blindleistungsbereitstellung

■ Kurzschlussleistung

■ Betriebsführung

■ Versorgungswiederaufbau

3

(4)

S3 Herausforderungen im Verbundnetzbetrieb

Netzebene 1 Netzebene 3 Netzebene 5 Netzebene 7

Spannungs- Volatile Einspeisung durch

regelung Erneuerbare

Leistungs/ Freguenzregelung Reservekapazität Schnelle Frecp.-

änderungen Lastfolgebetrieb Energiewende,

Decarbonisierung Dyn. Stabilität

(Fault R’ de Through)

Entkupplung, Inselbetrieb

Schwarz start,

Netzwiederaufbau Einsafiplsnung

i i

100ms 1s

i i

10s Imin

i i i

15min 1h 1d

i i i 1

1w 1m 19

Eigene Darstellung nach Tomschi, WEC-Workshop "Die Energiewende" (14.11.2012, Wien)

Energie- Bilanzen

4

(5)

TECHNISCHE UNIVERSITÄT WIEN

G rundlagen der

Frequenzregelung im

Dreh ström system

(6)

TUW I E N

Frequenzhaltung im Drehstromsystem

52 Hz 51 Hz 50Hz 49Hz 48Hz

P^l, ( 0 ⁼

0)J

^dco

d t

6

(7)

W I E N

Frequenzregelung in Drehstromsystemen

df _ AP f„ f„ _ a)n J^ _ n

— d A ^•

dt P ^t T ^a f * P ^t

7

(8)

TU

W I E N

Leistungs-Frequenz-Regelung

dt

^{Pz T}

f

⁸

(9)

Anforderungen an Primärregelleistung (PRL)

W I E N

• spricht an bei |Af| >20mHz

• begrenzt bleibende Frequenzabweichung nach

Referenz-Vorfall (AP=±3000MW) auf Af=±200mHz (Af=±180mHz unter Berücksichtigung

Selbstregeleffekt der Lasten)

• —>• Minimale Netz-Leistungs-Frequenz- Charakteristik 15.000MW/Hz

• Bei Anforderung von 50% oder weniger der

maximalen PRL-Aktivierung innerhalb von <15s, bei 50%-100% linear bis max. 30s

• begrenzt dynamische Frequenzabweichung nach Referenz-Vorfall auf Af=±800mHz

Macht sie das wirklich? Alleine? ⁹

(10)

Bedeutung der

Momentanreserve für die Leistungs-F requenz

Regelung

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W I E N

Frequenzhaltung im Drehstromsystem

Design hypotesis:

Ta = 10s

Design hypotesis: Systemgröße 150GW

►

52 Hz 51 Hz 50Hz - 49Hz

48Hz

Design hypotesis:

Lasteffekt: 1%/Hz Design hypotesis: Erzeugungsausfall 3GW

Design hypotesis: Primärregelung nach Mindestkennlinie

(12)

rrequenz lhzj

TUW I E N

Frequenzverlauf in der Design Hypotesis

ÖÜ.'Z

12

(13)

W I E N

Primärregelung in der Design Hypotesis

13

(14)

TUW I E N

Design Hypotesis ohne Momentanreserve

“ FTimärregelfe istung

Ta —► Os

Selbstregelef -Erpnupnzpl

fekf d e fla s l n^enkunn

1—r v U U v l I L v I

21

(15)

Anforderungen an Primärregelleistung (PRL)

W I E N

• spricht an bei |Af| >20mHz

• begrenzt bleibende Frequenzabweichung nach

Referenz-Vorfall (AP=±3000MW) auf Af=±200mHz (Af=±180mHz unter Berücksichtigung

Selbstregeleffekt der Lasten)

• —>• Minimale Netz-Leistungs-Frequenz- Charakteristik 15.000MW/Hz

• Bei Anforderung von 50% oder weniger der

maximalen PRL-Aktivierung innerhalb von <15s, bei 50%-100% linear bis max. 30s

• begrenzt dynamische Frequenzabweichung nach Referenz-Vorfall auf Af=±800mHz

Macht sie das wirklich? Alleine? Nein!

22

(16)

rrequenz lhzj

TUW I E N

Bedeutung der Netzanlaufzeitkonstante

23

(17)

Enhanced Frequency

R esponse (EFR)

(18)

Enhanced Frequency Response

TU

W I E N

■ Regelleistungsprodukt, das zusätzlich und

schneller als Primärregelleistung geliefert werden muss

■ Hier gerechnet (für Continental Europe):

600 MW innerhalb von 2s

Nach 15s innerhalb von 15s wieder zurückgeführt

—► für 30s aktiv

■ Aktiviert durch Frequenzabweichung und Frequenzgradient (ROCOF)

■ Angenommene Mindest-Netzanlaufzeitkonstante:

TA= 5s

(19)

TECHNISCHE UNIVERSITÄT

TU

WIEN W I E N

Inertia C ertificates

(20)

Sicherung Mindest-Netzanlaufzeitkonstante

TU

W I E N

■ Muss in Abhängigkeit des Selbstregeleffektes der Last und einer zu erbringenden EFR festgelegt werden

■ hier gerechnet z.B. TA = 5s

■ Viele Erzeugungseinheiten übererfüllen anteilig diese Anforderung (z.B. thermische Anlagen)

■ Viele Erzeugungseinheiten liefern gar keinen Beitrag nur Momentanreserve

■ Harmonisierung der Anforderungen notwendig

■ Vorschlag: Inertia Certificates

31

(21)

Möglichkeiten zur Bereitstellung von Inertia

W I E N

• Synthetische Schwungmassenerhöhung

z.B. durch drehzahlvariable PSKW mit DFIG (Goldisthal) oder mit Vollumrichter (Grimsel 2)

• Virtuelle Schwungmasse (z.B. Energiespeicher im Gleichspannungskreis von Photovoltaikanlagen und Wechselrichtersteuerung)

• Phasenschieber mit Schwungmasse

• Vermarktung von bestehender, „nicht selbst benötigter“ Schwungmasse

32

(22)

TUW I E N

Netzanlaufzeitkonstante im Synchrongebiet

d f _ A P f f„ „ a>„2f t „

— -*-4 •

dt ft. T ^a f A ft

S3

(23)

Inertia Certificates

W I E N

kann als Inertia Certificate v e r t o f F ^ d e n ^

0)n Z -i 2 2 -jA ^ i

muss' als^friertra-C e jlific a te

erwotbffn werden/

i i

34

(24)

K urzschlussleistung und

S pannungstrichter

(25)

Systemdienstleistungen im Drehstromsystem

W I E N

■ Frequenzhaltung

■ Primärregelung/ Sekundärregelung/ Tertiärregelung

■ Momentanreserve

■ Spannungshaltung

■ Kurzschlussleistung

■ Betriebsführung

■ Versorgungswiederaufbau

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(26)

SS Kurzschlussverhalten von

Wechselrichterbasierten Erzeugern

Elektrische Maschinen über Wechselrichter

£.(^d — —(D

•(2)

X(0)

x'd+Xq

2

6% Z„

(1)

- C 3 Zd(2)

(2⁾

i w

A V

(1)

-D(1) - Ld( 1)(^0

Z&2; ,

1' iD f2j\^y (2)

Low = 0 (häufig)

<o)

—^ — c—— I— / —

Zorn

0—

Zd(ü)

(0)

lk“ » In ■k !n

37

(27)

W I E N

Kurzschlussleistung und Spannungstrichter

38

(28)

TUW I E N

Kurzschlussleistung und Spannungstrichter

39

(29)

W I E N

40

(30)

TUW I E N

Grundsätzliche Problematik

Knotenspannunc [p.u.l

41

(31)

Kurzschlussleistung und Spannungstrichter

42

(32)

Auswirkung dezentraler Erzeuger mit WR-

Verhalten

(33)

W I E N

Auswirkung dezentraler Erzeuger mit WR- Verhalten

44

(34)

Grundsätzliche Problematik

TUW I E N

(35)

S3 Fault Ride Through-Fähigkeit (FRT, LVRT)

LVRr require meat according 10 differeoi C C s c o tin tri»

Al-Shetwi, Ali Q„ Muhamad Zahim Sujod, ^andNoor Lina Rarnli. "A REVIEW OF THE FAULT RIDE THROUGH REQUIREMENTS IN DIFFERENT

GRID CODES CONCERNING PENETRATION OF PV SYSTEM TO THE ELECTRIC POWER NETWORK." (2006)

46

(36)

Univ.Prof. Dr.-Ing. Wolfgang Gawlik

gawlik@ea.tuwien.ac.at

TU Wien

Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe www.ea.tuwien.ac.at

Integration of renewables - Harmonization of contributions to system services in the European interconnection system

Integration der Erneuerbaren - H arm onisierung der Beiträge zu S ystem dienstleistungen im

europäischen Verbundsystem

Inhalt

2

Systemdienstleistungen im Drehstromsystem

3

S3 Herausforderungen im Verbundnetzbetrieb

4

G rundlagen der

Frequenzregelung im

Dreh ström system

Frequenzhaltung im Drehstromsystem

0)J

6

Frequenzregelung in Drehstromsystemen

df _ AP f„ f„ _ a)n J^ _ n

dt P t T a f * P t

7

Leistungs-Frequenz-Regelung

dt

f

Anforderungen an Primärregelleistung (PRL)

Bedeutung der

Momentanreserve für die Leistungs-F requenz­

Regelung

Frequenzhaltung im Drehstromsystem

Frequenzverlauf in der Design Hypotesis

12

Primärregelung in der Design Hypotesis

13

Design Hypotesis ohne Momentanreserve

21

Anforderungen an Primärregelleistung (PRL)

22

Bedeutung der Netzanlaufzeitkonstante

23

Enhanced Frequency

R esponse (EFR)

Enhanced Frequency Response

TU

Inertia C ertificates

Sicherung Mindest-Netzanlaufzeitkonstante

31

Möglichkeiten zur Bereitstellung von Inertia

32

Netzanlaufzeitkonstante im Synchrongebiet

d f _ A P f f„ „ a>„2f t „

dt ft. T a f A ft

S3

Inertia Certificates

i i

34

K urzschlussleistung und

S pannungstrichter

Systemdienstleistungen im Drehstromsystem

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SS Kurzschlussverhalten von

Wechselrichterbasierten Erzeugern

x'd+Xq

2

A V

lk“ » In ■k !n

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Kurzschlussleistung und Spannungstrichter

38

Kurzschlussleistung und Spannungstrichter

39

40

Grundsätzliche Problematik

41

Kurzschlussleistung und Spannungstrichter

42

Auswirkung dezentraler Erzeuger mit WR-

Verhalten

Auswirkung dezentraler Erzeuger mit WR- Verhalten

44

Grundsätzliche Problematik

S3 Fault Ride Through-Fähigkeit (FRT, LVRT)

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dt P ^t T ^a f * P ^t

Momentanreserve für die Leistungs-F requenz

dt ft. T ^a f A ft