Henning Zimmer

Dipl.-Ing. Henning Zimmer

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Arbeitsgebiet(e)

  • Verbesserte Regeldynamik konventioneller Kraftwerke im Kontext veränderter Erzeugungsstrukturen

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Forschungstätigkeit

Verbesserte Regeldynamik konventioneller Kraftwerke im Kontext veränderter Erzeugungsstrukturen

Der Anteil erneuerbarer Energien an der Bruttostromerzeugung in Deutschland ist auch aufgrund der Förderung durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in den letzten Jahren stark angestiegen. Im Jahr 2015 betrug er bereits 30 % (siehe Abbildung 1). Bei den entsprechenden Erzeugungsanlagen handelt es sich zu einem großen Teil um wetterabhängig fluktuierende Einspeiser wie Windkraft- und Photovoltaikanlagen.

Den verbleibenden Anteil an der Stromerzeugung übernehmen großteils konventionelle Kraftwerke in Form großer fossil gefeuerter Blockkraftwerke. Aufgrund des Einspeisevorrangs für erneuerbare Energien gemäß §11 des EEG sinken die Jahres-Volllaststunden dieser Kraftwerksblöcke. Einige Kraftwerke mit hohen Grenzkosten wurden aus wirtschaftlichen Gründen bereits vom Netz genommen oder gemäß Reservekraftwerksverordnung (ResKV) einem Pool von Reservekraftwerken zugeführt. Auch die Anzahl geplanter Neubauprojekte konventioneller Kraftwerke geht zurück.

Gleichzeitig beteiligen sich erneuerbare Erzeugungsanlagen derzeit nicht an der europaweiten Primärregelung der Netzfrequenz und nur eingeschränkt an der lokalen Spannungsregelung im dynamischen Kurzzeitbereich. In Zukunft ist zu erwarten, dass eine gegenüber dem heutigen Kraftwerkspark wesentlich verringerte Anzahl an konventionellen Kraftwerken weiterhin einen großen Teil dieser Regelaufgaben übernehmen muss.

Große Kraftwerksblöcke beteiligen sich über ihre Turbinenregler automatisiert an der Primärregelung der kontinentaleuropäischen Netzfrequenz. Wird das Gleichgewicht zwischen aktuell eingespeister und abgenommener elektrischer Leistung im Verbundnetz gestört, so kommt es abhängig von der Trägheit der mit dem System synchron rotierenden Massen zu einem Frequenzgradienten. Die Turbinenregler reagieren auf die sich einstellende Frequenzabweichung vom Sollwert und stellen zunächst das Gleichgewicht zwischen Leistungseinspeisung und -Entnahme wieder her, wodurch der Frequenzgradient verschwindet. Dieser in einem Zeitraum von 10-30 s ablaufende Vorgang wird Primärregelung genannt und ist stark vom am Netz befindlichen Kraftwerkspark und der Turbinendynamiken der einzelnen Kraftwerke abhängig.

Im Fall dieses Forschungsvorhabens wird auf Basis einer europaweiten Kraftwerksliste, Informationen der ENTSO-E über Lastsituationen und Übertragungskapazitäten und unter Verwendung geeigneter Turbinenreglermodelle ein vereinfachtes Europamodell für Frequenzuntersuchungen entwickelt. Abbildung 2 zeigt den schematischen Aufbau des Modells.

Anhand von Netzsimulationen werden die Auswirkungen verschiedener Kraftwerksparkzusammensetzungen auf aktuelle und zukünftige Belastungen des Primärregelsystems im Großstörungsfall (z.B. Kraftwerksausfall) untersucht. Damit lassen sNeben der Regelung der Frequenz als Globalgröße handelt es sich bei der Spannung um eine lokal geregelte Größe. Störungen der Knotenspannungen z.B. als Folge eines Kurzschlusses werden zum Teil durch konventionelle Kraftwerke mit Hilfe der Spannungsregler ihrer Synchrongeneratoren ausgeregelt. Der Spannungsregler reagiert hierbei auf Abweichungen des Spannungswertes an den Synchrongeneratorklemmen mit einer Anpassung der Erregerspannung des Rotors. Die transienten Reaktionen auf eine Störung laufen innerhalb weniger Sekunden ab. Hierbei sind bei einer simulatorischen Nachbildung unterschiedliche Systeme von Spannungsreglern zu beachten. In Abbildung 3 ist beispielhaft die Nachbildung eines Spannungsreglers mit umrichtergespeister Erregung als Blockschaltplan dargstellt. Die Modellierung der Spannungsregler für den Einsatz in dynamischen Netzsimulationen erfolgt auf Grundlage des IEEE Standard 421.5-2006.ich Belastungsgrenzen eines zukünftigen Kraftwerksparks aufzeigen und günstige Kraftwerksparkzusammen-setzungen für eine erfolgreiche Integration eines hohen Anteils erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung vorschlagen.

Neben der Regelung der Frequenz als Globalgröße handelt es sich bei der Spannung um eine lokal geregelte Größe. Störungen der Knotenspannungen z.B. als Folge eines Kurzschlusses werden zum Teil durch konventionelle Kraftwerke mit Hilfe der Spannungsregler ihrer Synchrongeneratoren ausgeregelt. Der Spannungsregler reagiert hierbei auf Abweichungen des Spannungswertes an den Synchrongeneratorklemmen mit einer Anpassung der Erregerspannung des Rotors. Die transienten Reaktionen auf eine Störung laufen innerhalb weniger Sekunden ab. Hierbei sind bei einer simulatorischen Nachbildung unterschiedliche Systeme von Spannungsreglern zu beachten. In Abbildung 3 ist beispielhaft die Nachbildung eines Spannungsreglers mit umrichtergespeister Erregung als Blockschaltplan dargstellt. Die Modellierung der Spannungsregler für den Einsatz in dynamischen Netzsimulationen erfolgt auf Grundlage des IEEE Standard 421.5-2006.

In diesem Forschungsvorhaben werden unter Verwendung generischer Netzstrukturen und standardisierter Spannungsreglermodelle Auswirkungen der Regleroptimierung auf die transiente Spannungsstabilität untersucht. Es lassen sich so Empfehlungen für Spannungsreglereinstellungen eines zukünftig verkleinerten Kraftwerksparks für eine optimale dynamische Spannungsregelung abgeben.

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