Kontrollkraft (kraftnett)

Den styrestrøm , også kjent som reserve kraft , sørger for at strømkunder leveres med nøyaktig den elektriske kraften de må i tilfelle av uforutsette hendelser i kraftnettet . For dette formålet kan utgangsjusteringer utføres på kort sikt i kontrollerbare kraftverk, kraftverk som starter raskt (f.eks. Gassturbinkraftverk ) kan startes eller pumpekraftverk kan brukes. Alternativt kan visse strømkunder kobles fra nettet med lastkontroll . Denne separasjonen er ofte kun mulig for en periode av tid, slik at styre energi er begrenset som med pumpe.

Kontrollkraft er en del av kompensasjonen som kreves i forbindelse med tilførsel av energi for å dekke tap og for å kompensere for forskjeller mellom innmating og utmating ( avsnitt 3 EnWG ). Kontrollreserve eller kontrollenergi er energien som overføringssystemoperatørene kjøper for å levere systemtjenester. Kostnadene for anskaffelse av balanserende energi tildeles av overføringssystemoperatøren til aktørene som er ansvarlige for lastavvik i strømnettet (de såkalte balansegruppeledere ) basert på størrelsen og tegnet på den respektive balanseringsenergien .

I tillegg kan overføringssystemoperatøren automatisk koble laster fra nettet eller tilordne børverdier til kraftverk for å opprettholde systemsikkerheten under spesielle driftsforhold . På denne måten kan forsyningsnettverket stabiliseres og dermed forhindres, i ekstreme tilfeller, fra belastning og de resulterende regionalt begrensede mindre strømbruddene eller et storstilt strømbrudd.

Behov for regulering

Variasjon av nettverksfrekvensen over 48 timer i noen europeiske og asiatiske land

Via kontrollmekanismen til balansegruppeledelsen er markedsdeltakerne (balansegruppeledere) på elektrisitetsmarkedene forpliktet til, basert på daglige belastningsprognoser, å anskaffe samme mengde energi på energimarkedene eller å generere den i sin egen tildelte kraftverk når de leverer målepunkter tildelt balansegruppen eller selger på energimarkedene å ha. Distribusjonsnettoperatørene, som balanserende konsernledere, er også forpliktet til å anskaffe forventede overføringstap på energimarkedene.

Den faktiske belastningen avviker imidlertid fra prognosebelastningen, og dette avviket må kompenseres for. Dette følger av den fysiske nødvendigheten av at elektriske strømnett ikke kan lagre energi, og derfor må den matede strømmen tilsvare summen av strømmen og strømtapet på grunn av transport til enhver tid. Avvik fra dette resulterer i vekselspenningsnett i en endring av nettfrekvensen , som er tilgjengelig i vekselstrømsnett uniform (synkron): I et overskudd av kraft er det en avvik på nettfrekvensen over den nominelle frekvensen ved en lavere område til en såkalt underfrekvens .

Avviket kan være forårsaket av både inngangs- og utgangspunkter. Eksempler er kraftanleggssvikt, ikke-kompatible referanseprofiler for store forbrukere, prognosefeil i ytelsen til vindenergi eller solcelleanlegg samt tap av forbrukere i tilfelle strømnettfeil.

Hvis det er et strømunderskudd, dvs. ekstra strøm er nødvendig for å bringe nettverksfrekvensen tilbake til målfrekvensen, snakker man om positiv kontrollkraft . Denne ekstra kraften kan leveres ved å koble til ekstra generasjonskraft og / eller begrense forbrukerne. I motsatt tilfelle snakker man om negativ kontrollkraft , som kan tilveiebringes ved å begrense produksjonskraft og / eller ekstra strømforbruk. Jo større kontrollområde, desto mindre er det relative behovet for kontrollenergi, siden årsakene til svingningene stort sett er uavhengige av hverandre og derfor delvis kompenserer for hverandre.

Svingninger i netspenningen og avvik fra den nominelle verdien til netspenningen, derimot, bestemmes i stor grad av regionalt forbruk og forsyning og kompenseres for i visse områder , for eksempel av teknisk utstyr som tappeskiftere for strømtransformatorer , som er plassert i nettstasjoner . Dette sikrer at forbrukerne som er koblet til nettverket, kan få en elektrisk spenning innenfor et toleranseområde rundt nominell spenning, nesten uavhengig av laststrømmen.

Frekvensreguleringens tekniske struktur

Europeiske nettverkssystemer, fargekodede nettverksnettverk. Det geografiske området til det kontinentaleuropeiske nettverket er blått. Innen et nettverkssystem er frekvensen den samme på hvert sted.

Den ENTSO-E (Association of European Transmission System Operators ) er ansvarlig for å koordinere virksomheten og utvide det europeiske nettverket. ENTSO-E representerer 41 overføringssystemoperatører fra 34 europeiske land.

Overføringsnettene regulert av ENTSO-E er ikke alle koblet sammen. UCTE- nettverket, som er synkronisert med en standardfrekvens på 50 Hz, blir referert til som et "UCTE-synkront område" innenfor rammen av ENTSO-E-spesifikasjonene.

En sikker og jevn nettverksdrift krever opprettholdelse av balansen mellom energiforsyning og forbruk. En forstyrrelse av denne likevekten fører uunngåelig til endringer i nettverksfrekvensen. Siden en konstant nettverksfrekvens innenfor et spesifisert toleranseområde er grunnlaget for en sikker energiforsyning, er bruk av mekanismer som er koordinert med hverandre for å opprettholde frekvensen nødvendig i tilfelle en feil.

Frekvenskontroll i UCTE

Som en del av UCTE-synkronområdet setter ENTSO-E visse standarder for frekvensstyring. Dette inkluderer inndelingen av oppgaven med frekvensvedlikehold i forskjellige kontrollnivåer, regler om minimum reservekapasitet og grenseoverskridende energistrømmer. Det skilles mellom følgende kontrollnivåer:

  • Treghet, stabilitet uten kontrollintervensjon som et resultat av treghetsmassene involvert i de distribuerte aktive generatorsystemene
  • Primærkontroll, for aktiv kraftbalanse, primært via hastighetskontroll på elektriske generatorer til de involverte kraftverkene.
  • Sekundær kontroll, tjener til å opprettholde frekvensstabiliteten. I sammenkoblede nettverk som UCTE også for kontroll av laststrøm og lastfordeling
  • Tertiær kontroll, også kjent som minuttreserve, tjener til å optimalisere økonomien i drift
  • Kvartær kontroll, for å kompensere for frekvensen feil , som utløses ved akkumulert avvik i nettfrekvensen over lange tidsperioder
og vise informasjon om bildet
Skjema for den tidsmessige bruken av de forskjellige typene kontrollreserve, idealisert representasjon

Den nødvendige kontrollreserven anskaffes for de tyske overføringssystemoperatørene via en felles plattform for standardiserte kontrollreserveprodukter innenfor rammen av nettverkskontrollnettet (NRV). I løpet av den videre koblingen av nabolandene vil en del av den nødvendige kontrollkraften for Belgia, Nederland, Sveits og Østerrike anskaffes på denne plattformen.

Bortsett fra dette, kan standard reserveprodukter og anbudsvilkår fortsatt variere i hele Europa til tross for standardiseringen som fremmes av ENTSO-E.

Primærkontroll

Frekvenskontrollordning i UCTE-nettverket

Den primære kontrollen tjener til å kompensere ubalanser mellom fysisk tilbud og etterspørsel, med sikte på å gjenopprette en stabil nettverksfrekvens. Ved å koble PRL-markedene i Tyskland, Belgia, Nederland, Sveits og Østerrike, opprettes det største primære kontrollkraftsmarkedet (PRL-markedet) i Europa med et samlet krav på over 750 MW. I et ytterligere trinn er den danske nettoperatøren Energinet.dk også planlagt å delta.

Siden midten av januar 2017 har den franske overføringssystemoperatøren også deltatt i det internasjonale grenseoverskridende PRL-samarbeidet mellom overføringssystemoperatørene i Belgia, Tyskland, Østerrike, Sveits og Nederland. Siden da har også PRLs anbudsvilkår for det franske markedet blitt justert i samsvar med reglene for samarbeidet. Til tross for en felles plattform, må tilførselen av PRL alltid utføres i stor grad på en regelsone-spesifikk basis. PRL-import til Frankrike er begrenset til 30% av RTEs krav på 561 MW, og PRL eksporterer til 15% av RTEs krav.

Ikke alle kraftverk deltar i primærkontrollen; pålitelig kraftforsyning må heller bevises gjennom såkalt prekvalifisering.

Tilførsel av primærreserve fra deltakende kraftverk utløses automatisk av avviket fra nettfrekvensen fra målverdien. Nettverksfrekvensen for den proporsjonale primære kontrolleren til kraftverkene som deltar i den primære kontrollen, sammenlignes med settpunktfrekvensen. Hvis det er avvik, aktiveres den primære styringseffekten i henhold til kontrollkarakteristikken, og frekvensen støttes på denne måten (i tilfelle en plutselig økning i belastning) eller en ytterligere økning i frekvensen (i tilfelle en reduksjon i belastning) forhindres.

Kraftverkene som deltar i primærkontrollen må kunne gi hele primærkontrollkraften innen 30 sekunder et kvasistasjonært frekvensavvik på ± 200 mHz, dvs. H. Øk eller reduser kraftuttaket lineært og oppretthold denne effekten i opptil 15 minutter. Den tilgjengelige primære kontrollkraften, det såkalte primære kontrollbåndet, må tilsvare minst 2% av systemets nominelle effekt.

Vindparker, solsystemer og andre svingende, fornybare energikilder bidrar bare til den primære kontrollreserven hvis de kombineres med lagringskapasitet for å danne et såkalt "virtuelt kraftverk" , som f.eks. B. "Next Pool" fra Next Kraftwerk GmbH eller det virtuelle kraftverket fra Statkraft .

I de fleste kjernekraftverk, spesielt i lettvannsreaktorer, er en rask lastjustering i området 40-100% mulig med en hastighet på 2% / minutt. En reduksjon til 30% effekt og en hastighet på 5% / minutt er mulig hvis kontrollstavene er spesielt designet for dette. Å starte opp fra stengekraftverket tar flere timer, og på grunn av xenonforgiftning opptil en uke etter en nødstopp. Alle tyske atomkraftverk deltar i den primære kontrollen.

Hvis avviket er mindre enn 10 mHz, vil ikke primærkontrollen bli aktivert avhengig av den primære kontrollbestemmelsen som brukes. Dette betyr at det er et dødbånd (ufølsomhetsområde) på 50 Hz ± 10 mHz (49,99 Hz til 50,01 Hz) der det ikke er noen kontroll. Innenfor dødbåndet skjer balansen mellom strømproduksjon og strømbehov utelukkende gjennom tregheten i elsystemet, spesielt gjennom kinetisk energi (rotasjonen) til elektriske generatorer og strømningsmaskiner koblet til dem, for eksempel damp og gassturbiner. Evnen til et elsystem til å dekke svingninger forårsaket av treghet er også kjent som øyeblikkelig reserve .

Frekvensavhengigheten av visse belastninger er fordelaktig for den primære kontrollen. Forholdet gjelder for eksempel en asynkron motor . Mens motoren krever høyere effekt fra nettverket når frekvensen øker , skjer denne effekten med det motsatte tegnet når frekvensen er underfrekvent .

I løpet av koblingen av ytterligere markeder, tilbyr også Belgia, Nederland, Sveits og Østerrike en del av deres nødvendige primære kontrollmakt på plattformen www.regelleistung.net.

Sekundær regulering

Sekundærkontrollen har også til oppgave å gjenopprette balansen mellom fysisk tilbud og etterspørsel etter elektrisitet etter at det har skjedd en forskjell. I motsetning til primærkontroll er bare situasjonen i det respektive kontrollområdet inkludert utveksling av elektrisitet med andre kontrollområder vurdert her. For dette formålet blir de planlagte med de faktiske kraftstrømmene til andre kontrollområder sammenlignet og justert. Det må sikres at sekundær- og primærkontrollen alltid fungerer i samme retning, noe som sikres ved å overvåke nettfrekvensen. Primær og sekundær kontroll kan starte samtidig, den sekundære kontrollprosessen burde ha erstattet den primære kontrollprosessen senest etter 15 minutter i samsvar med spesifikasjonene til nettverkskontrollnettverket, slik at den primære kontrollen er tilgjengelig igjen.

Mengden sekundær effekt som er tilgjengelig, avhenger av den ene siden av nettverkskoden og frekvensavviket, og på den annen side av forskjellen mellom de faktiske sentralstjenestene med nabolandene og sentralstasjonene som er erklært som tidsplanen. Den sekundære styringseffekten kalles automatisk opp; for dette formålet er de tilsvarende generasjonsenhetene koblet til overføringssystemoperatøren når det gjelder styringsteknologi. Generatorenheter som gir sekundær styringskraft må oppfylle spesielle krav. Hele styringseffekten må kunne tilføres innen maksimalt 5 minutter, belastningshastigheten må være minst 2% av den nominelle effekten per minutt. For eksempel brukes pumpekraftverk eller konvensjonelle kombinerte syklus- eller kullkraftverk .

Tertiær kontroll (minuttreserve)

Når det gjelder tertiær kontroll (minuttreserve) skilles det mellom negativ og positiv kontrollenergi; den brukes primært til økonomisk optimalisering. Tidligere ba overføringsnettoperatøren telefonreserve fra leverandøren. Siden 3. juli 2012 er minuttreserven automatisk hentet fra Merit Order List-serveren (MOLS). Det må være mulig å oppnå full reservekapasitet innen 15 minutter ved bruk av konvensjonelle kraftverk eller andre generatorer, samt kontrollerbare belastninger. For eksempel, elektriske lysbueovner i stålverk eller natt lagring ovner blir brukt som styrbare belastninger .

Det er to alternativer tilgjengelig for den negative minuttreserven:

  • Aktivering av tilleggslaster i nettverket i form av pumpekraftverk.
  • Delvis eller fullstendig nedleggelse av kraftverk. I tillegg til å strupke store kraftverk , kan negativ kontrollkraft også tilveiebringes ved kollektiv nedstengning av kraftvarmeanlegg (kraftvarmesystemer) i form av et virtuelt kraftverk . Slike kraftvarmesystemer er spesielt egnede, hvis varmeforsyning ikke trenger å garanteres kontinuerlig. Imidlertid kan det hende at deres matede strøm ikke kan lønnes i henhold til EEG, fordi parallell markedsføring for tiden er i strid med EEG. I mellomtiden kan negative minuttreserver også tilveiebringes av vindkraft . For dette formålet blir vindturbiner i et virtuelt kraftverk regulert nedover etter behov ved hjelp av fjernkontroll og på grunnlag av meteorologiske data, genereringseffekten til systemene og de respektive signalene fra nettoperatøren.

Kvartærregulering

Avvik på strømfrekvensen kan akkumuleres over lengre tid og forårsake en klokkefeil i synkrone klokker . Begrensningen av avviket kalles noen ganger kvaternær regulering, er ikke nødvendig for teknisk drift av et sammenkoblet nett, men er også tilgjengelig i mange sammenkoblede nett. I Europa registrerer Swissgrid avvikene fra den koordinerte universelle tiden (UTC) på vegne av UCTE-strømnettet og koordinerer korreksjonen av fasefeilene i henhold til følgende regel: Hvis nettfrekvensen overskrides med ± 20 sekunder, vil nettfrekvensen settpunkt (nominell nettfrekvens) økes med 10 mHz dersom nettiden fører til 49, 99 Hz redusert, økt til 50,01 Hz med forsinket nettverkstid. Uten å ta hensyn til ytterligere avvik fra målfrekvensen, tar retur av et tidsavvik på 20 sekunder deretter 100 000 s eller en god dag (27,77 timer).

Frekvenskontroll i Nord-Europa

I Nord-Europa er frekvensstyring basert på en kontrollstrategi som skiller seg fra den på det kontinentale Europa. De to første kontrollsløyfene aktiveres automatisk.

Frekvensstyrt normal driftsreserve

Frekvensstyrt normal driftsreserve (forkortet FCR-N eller FNR) betyr omtrent frekvensstyrt normal driftsreserve . FCR-N aktiveres når frekvensen avviker fra den nominelle frekvensen på 50 Hz med ± 0,1 Hz. FCR-N er designet for en endring i ytelsen på 6000 MW / Hz.

Den totale etterspørselen etter det nordiske nettet er 600 MW og er delt mellom landes overføringssystemoperatører i henhold til den årlige belastningen: I 2013 hadde Sverige 230 MW, Norge 210 MW, Finland 138 MW og Danmark-Øst 22 MW.

Frekvensstyrt forstyrrelsesreserve

Frekvensstyrt forstyrrelsesreserve (forkortet FCR-D eller FDR) betyr omtrent frekvensstyrt forstyrrelsesreserve . FCT-D er designet slik at den aktiveres lineært mellom 49,9 Hz og 49,5 Hz. Når frekvensen synker til 49,5 Hz, må FCR-D være aktivert 50% innen fem sekunder og fullt aktivert etter 30 sekunder.

Behovet for FCR-D avhenger av (N - 1) kriteriet og er vanligvis 1000 MW. Prosjekteringssaken er normalt svikt i en av de svenske kjernekraftverkblokkene Forsmark 3 eller Oskarshamn 3 eller en kryssforbindelse. Beløpet som kreves bestemmes ukentlig. Hele FDR-kravet er igjen delt mellom TSO i henhold til intern (N - 1) sikkerhet.

Rask aktiv forstyrrelsesreserve

Rask aktiv forstyrrelsesreserve oversatt betyr at forstyrrelsesreserven som aktiveres raskt, må aktiveres innen 15 minutter. Målet er å gjenopprette primærreguleringen.

Kravet bestemmes på nivået til hver enkelt overføringssystemoperatør, under hensyntagen til lokale forhold som nettverksflaskehalser og designfeil. Av dette har Sverige 1290 MW, Norge 1200 MW, Finland 1000 MW og Danmark 900 MW (hvorav 600 MW faktisk må være i kontrollområdet Danmark-Øst).

Langsom aktiv forstyrrelsesreserve

Langsom aktiv forstyrrelsesreserve betyr omtrent sakte aktivert forstyrrelsesreserve og må bare kunne levere strøm etter 15 minutter.

Kontrollområder

Tyskland

Tysk overføringsnett fra 50Hertz , Amprion , TenneT og TransnetBW

Nettverket kontroll nettverk av Forbundsrepublikken Tyskland administrert av Amprion er delt inn i fire kontrollområder, i hver av dem et systemansvarlig nettselskap er ansvarlig for balansen i fôr- i og feed-out i strømnettet. I Tyskland er totalt 7000 megawatt positiv kontrollkraft (ekstra kraft i tilfelle flaskehals) og 5500 megawatt negativ kontrollkraft (reduksjon i produksjon eller kunstig økning i forbruk) tilgjengelig. Kostnadene for dette utgjør rundt 40 prosent av den totale overføringsnettavgiften.

1. mai 2010, på ordre fra Federal Network Agency i Tyskland, det tidligere eksisterende nettverkskontrollnettet til de tre overføringssystemoperatørene 50Hertz Transmission (tidligere: Vattenfall Europe Transmission), TransnetBW (tidligere: EnBW Transportnetze), Tennet TSO (tidligere : E.ON Netz) ble lagt til det fjerde kontrollområdet i Amprion (tidligere: RWE Transportnetz Strom) utvidet, slik at det har vært et enhetlig tysk-bredt nettverkskontrollnettverk siden den gang. Dette for å forhindre såkalt motregulering, der både positiv og negativ kontrollenergi brukes i forskjellige kontrollområder samtidig. Som et resultat av kontrollnettverket, må mindre kontrollreserve holdes og mindre kontrollenergi brukes, fordi kraftoverskuddene og kravene til de fire kontrollområdene delvis kompenserer for hverandre. I følge Federal Network Agency skal dette medføre besparelser i det tresifrede millionområdet.

Federal Network Agency utelukker ikke enda mer intensivt samarbeid mellom overføringssystemoperatørene i fremtiden. Kontrollnettverket kan også utvides i retning av nabolande europeiske land.

Sveits

Frem til årsskiftet 2008/2009 var det totalt åtte kontrollområder i Sveits. Disse ble samlet under Swissgrid .

Østerrike

Østerrike ble delt inn i to soner til 31. desember 2011: Vorarlberg tilhørte kontrollområdet VKW-Netz AG (som igjen tilhørte den tyske kontrollområdeblokken), de gjenværende føderale statene tilhører kontrollområdet Austrian Power Grid (APG) . Fram til 31. desember 2010 var Tyrol en del av TIWAG-nettverkskontrollområdet, men dette ble integrert i APG-kontrollområdet 1. januar 2011 ; På samme måte ble Vorarlberg 1. januar 2012 integrert i APG-nettverket.

Nord-Europa

Overføringssystemoperatørene Energinet.dk (Danmark), Fingrid (Finland), Statnett (Norge) og Svenska kraftnät (Sverige) utgjør sammen det nordiske kontrollområdet ( NORDEL ).

Danmark er et spesielt tilfelle

Det er en spesiell funksjon i Danmark: Landet er en del av to forskjellige sammenkoblede nett og derfor i utgangspunktet tilordnet forskjellige kontrollområder. Begge nettsonene drives av Energinet.dk:

  • Denmark East (også kjent som DK2 , inkluderer Zealand ) er en del av det nordiske nettverket NORDEL .
  • Danmark-Vest (også kjent som DK1 , inkluderer Jylland og Fyn ), derimot, kjører synkront med det europeiske nettverkssystemet (UCTE). Følgelig må kravene til kontrollkraften til det kontinentaleuropeiske nettverket også oppfylles i DK1.

De to danske undernettverkene kan ikke kobles direkte til hverandre. En utveksling av energi er mulig via en høyspent likestrømoverføring , designet som Great Belt Power Link ubåtkabel .

Anskaffelse av kontrollkraft

Anskaffelsen av kontrollreserven utføres av operatørene av overføringsnettene.

Innkjøp i det tyske nettverkskontrollnettverket

I Tyskland, som i de fleste europeiske land, må en anbudsprosess gjennomføres, som må være ikke-diskriminerende og gjennomsiktig ( § 22 (2) EnWG). De tyske operatørene av overføringsnett har opprettet en internettplattform for anbud for styringsenergi, gjennom hvilket et felles anbud for typer styringstrøm behandles. Siden 1. desember 2006 har den daglige anbudet av minuttreserven (tertiær regulering) blitt utført på en felles internettplattform og siden 1. desember 2007 felles månedlig anbud av primær- og sekundærregulering. Siden mai 2010 har de fire tyske overføringssystemoperatørene vært samlet i det optimaliserte nettverkskontrollnettet. 27. juni 2011 ble primær- og sekundærreguleringen endret fra månedlige til ukentlige anbud. Behovet for sekundær kontrollkraft og minuttreserve blir jevnlig kontrollert og anbudene justeres deretter; i Tyskland gjøres dette kvartalsvis.

Nettverket regulerer jevnlig dimensjoneringen og selve anskaffelsen, samt bruk og fakturering av kontrollkraft i alle nettverksområder. Siden den gang har den såkalte “krysskontrollområdets enhetlige balanseringsenergipris” (reBAP) brukt på alle kontrollområder, hvor kostnadene for styringskraft overføres til balansegruppeledere . Samtidig unngås situasjoner der tidligere positiv (energiforsyning) og negativ kontrollkraft (reduksjon av kraftinnføring) ble brukt samtidig i nærliggende kontrollområder.

Potensielle leverandører av kontrollreserve må først kvalifisere seg til en av de fire TSO-ene, dvs. de må bevise at de faktisk kan oppfylle de tekniske kravene for å tilby en eller flere typer kontrollreserver. I juli 2017 ble 64 leverandører forhåndskvalifisert, 24 av dem for primærkontrollkraft, 37 for sekundær kontrollkraft og 52 for levering av liten kontrollkraft. I tillegg til kraftverksoperatører og kommunale verktøy inkluderer utvalg av leverandører også store industrianlegg.

Anbudsprosessen for styringskraft er betalt som bud, dvs. H. hver leverandør mottar prisen som tilbys av ham når budet blir akseptert. Inntektene som ulike leverandører har oppnådd for et tilbud om identisk kontrollkraft, kan derfor variere mye i resultatet. Godtgjørelsen har form av en kraftpris i € / MW, som brukes til å avlønne levering av kontrollkraft og, i tilfelle sekundær og liten reservekraft, i tillegg via en energipris i € / MWh, som betales når kontrollkraften blir faktisk brukt. I det første trinnet er bestemmelsen tildelt leverandørene med de laveste serviceprisene; i neste trinn blir de tilgjengelige leverandørene med de billigste energiprisene ringt opp, avhengig av dagens behov.

Innkjøp i Østerrike

I Østerrike blir kontrollmakt tilbudt av Austrian Power Grid gjennom vanlige anbud. Anbudet på primærkontrollkraft er regulert i lov om elektrisitetsindustri og organisasjon (ElWOG) § 68 , kostnadsskifting i § 67 ElWOG og anbud og kostnadsskifting av sekundær kontrollkraft i § 66 ElWOG.

Innkjøp i Sveits

I Sveits har Swissgrid anskaffet den nødvendige kontrollkraften siden 2009 gjennom regelmessige anbud på markedet for kontrollkraft. Anbudene var opprinnelig månedlige, i 2012 ble de erstattet av ukentlige og daglige anbud.

Kontroller energi og fornybare energikilder

Med økt bruk av vindenergi øker den nødvendige styringskraften; Spesielt øker behovet for negativ kontrollkraft (absorpsjon av produksjonstopper). Selv om fornybare energier potensielt kan gi kontrollreserve, er den gjeldende lovbestemmelsen annerledes: Fornybar energikilde lov forbyr den teknisk åpenbare løsningen for å redusere overproduksjon ved kilden under vindtopper ved å redusere produksjonen fra vindturbinene; snarere er det lovbestemt at all tilgjengelig vindkraft mates inn i nettet og godtgjøres. En begrensning i henhold til § 11 EEG er foreløpig bare tillatt i tilfelle nettbelastning.

I virkeligheten har det imidlertid blitt vist at den tilførte kontrollkraften har redusert noe de siste årene. Selv om den installerte kapasiteten til vindkraft og solcelleanlegg i Tyskland tredoblet seg fra 27 til 78 GW, og begge teknologiene til sammen nå produserer 15% av tysk elektrisitet, falt den nødvendige kontrollkraften med 15% i perioden 2008 til 2014, og kostnadene for kontrollkraften falt til og med med ca. 50%. Årsaksfaktorene for dette inkluderer: Forbedret innmating og etterspørselsprognoser, færre generatorfeil og organisatoriske forbedringer ble vurdert. Selv om denne trenden ikke er et årsakssammenheng, indikerer disse resultatene at det ikke er noe direkte forhold mellom innmating av fornybar energi og det økte behovet for styringskraft, og at andre faktorer dominerer kontrolleffektbehovet selv med en høy andel variable matere .

Solceller, med toppeffekt ved middagstid, kan ha en dempende effekt på etterspørselen etter energi fra middels belastning og dyre topplastkraftverk, avhengig av solens bestråling, og dermed også ha en sekundær effekt på styringskraften, som er spesielt påkrevd midt på dagen. For innmating fra solceller har det også blitt utviklet prognoseprogrammer siden 2010/2011 på grunn av den økende totale installerte kapasiteten. I tillegg ble mellomspenningsretningslinjen tilpasset og i juli 2011 retningslinjen for generasjonssystemer i lavspenningsnettet, med overgang til begynnelsen av 2012, for gradvis å gjøre potensialet i solcelleanlegg brukbart for nettverkskontroll.

Et spesielt problem oppstår i Tyskland fra den store utvidelsen av kraftproduksjonssystemer med kraftomformere , spesielt solcelleanlegg. Tidligere, basert på gjeldende standarder, var solcelleomformere designet på en slik måte at de automatisk kobles fra nettet med en nettfrekvens på 50,2 Hz (dvs. den øvre grensen for hva som kan dekkes av den primære styringseffekten). Disse standardene stammer fra tider da solcelleanlegg bare hadde en marginal andel i kraftproduksjonen. I dag betyr dette imidlertid at når nettfrekvensen på 50,2 Hz er nådd - noe som absolutt kan nås i tilfelle en større nettforstyrrelse - blir en stor del av produksjonskapasiteten plutselig koblet fra nettet. Dette problemet unngås for nye systemer som ble og vil bli bygget etter 1. april 2011: Produsentene av solcelleomformere må nå stille avstengningsfrekvensen jevnt mellom 50,2 Hz og 51,5 Hz eller implementere en frekvensavhengig reduksjon av aktiv effekt. Systemstabilitetsforordningen (SysStabV) trådte i kraft 26. juli 2012. Dette regulerer ettermontering av visse solcelleanlegg. I følge dette vil de ettermonterte solcelleanleggene ikke lenger kobles permanent fra nettet med en frekvens på 50,2 Hertz (Hz), men i en trinnvis prosess.

Kontroller reservekostnader

Kostnadene for styringskraft kan være betydelige, siden de dekkes av kraftverker med topplast (som ofte kan økes på mindre enn ett minutt) , hvis produksjonskostnader er relativt høye. Avhengig av forsyningssituasjonen i strømnettet , kan opptil 1,50 euro per kilowattime - seks ganger så mye som sluttbrukerne betaler - belastes av energileverandørene. Som regel er imidlertid den gjennomsnittlige balanserende energiprisen på nivået med bytteprisen, siden hemmelige kontrollområder blir oppveid av overdekte.

Den økte etterspørselen etter kontrollreserve som kreves av utvidelsen av fornybar energi var i området 300 til 600 millioner euro for kontrollområdet Tyskland i 2006, hvor transaksjonskostnader og andre ikke-relaterte kostnadsfaktorer også er inkludert i denne summen.

litteratur

  • Panos Konstantin: Praktisk bokenergiindustri. Energikonvertering, transport og anskaffelser i det liberaliserte markedet . Springer, Berlin 2007, ISBN 978-3-540-35377-5 , kapittel 9.1.5 Kontroll og balansering av energi.
  • Tobias Weißbach: Forbedring av kraftverket og nettkontrolladferden med hensyn til tidsplanendringer på handelssiden . Stuttgart 2009, ISBN 978-3-18-358606-6 ( elib.uni-stuttgart.de [åpnet 13. desember 2014] avhandling ).
  • ENTSO-E (red.): P1 - Policy 1: Lastfrekvenskontroll og ytelse [C] . ( entsoe.eu [PDF; 339 kB ; åpnet 4. april 2017]).
  • Tobias Weißbach: Forbedring av kraftverk og nettverkskontrollatferd med hensyn til endringer på handelssiden, avhandling, Fakultet for energi, prosess og bioteknologi ved Universitetet i Stuttgart, 2009, elib.uni-stuttgart.de (PDF; 3,0 MB) .

weblenker

Individuelle bevis

  1. ^ P1 - Policy 1: Lastfrekvenskontroll og ytelse [C]. (PDF) Hentet 5. januar 2017 .
  2. ↑ Nettverkskontrollnettverk . Hentet 1. januar 2017 .
  3. ↑ Marked for kontrollkraft i Tyskland. Hentet 1. januar 2017 .
  4. ↑ a b Internasjonalt PRL-samarbeid - kobler markedene i Tyskland, Belgia, Nederland, Sveits og Østerrike. Hentet 1. januar 2017 .
  5. ↑ Felles PRL-anbud med RTE fra januar 2017. Tilgang 5. januar 2017 .
  6. ↑ prekvalifisering. Hentet 1. januar 2017 .
  7. ↑ a b TransmissionCode 2003 Vedlegg D 1: Dokumenter for prekvalifisering for tilførsel av primærstyrkeffekt for TSO (fra august 2003). Foreningen av nettoperatører VDN e. V. på VDEW, åpnet 10. mars 2015 .
  8. ↑ Forbundsdepartementet for økonomiske saker og energi Tyskland: Hva er egentlig et "virtuelt kraftverk"? Hentet 28. januar 2019 . i forbindelse med prekvalifiserte leverandører for hver type kontrollenergi. Amprion , TenneT , TransnetBW og 50Hertz , 20. desember 2018, åpnet 28. januar 2019 .
  9. ↑ Kapasitet for tyske NPP-er, International Nuclear Energy Journal, 2010 ( Memento fra 10. juli 2015 i Internet Archive )
  10. ↑ German Energy Agency [dena] (red.): Systemtjenester 2030 . Oppsummering av de sentrale resultatene av prosjektstyringsgruppen "Sikkerhet og pålitelighet av en strømforsyning med høy andel fornybar energi". Berlin 11. februar 2014, kapittel 3.1 Momentary reserve, s. 8–10 ( dena.de [PDF; 438 kB ; åpnet 10. mars 2015]). dena.de ( Memento fra 23. september 2015 i Internet Archive )
  11. ↑ øyeblikkelig reserve. I: EnArgus: Central Information System Energy Research Funding. Arkivert fra originalen 10. mars 2015 ; åpnet 10. mars 2015 .
  12. ↑ Primær kontroll, sekundær kontroll, minuttreserve. Amprion, åpnet 7. juli 2013 .
  13. ↑ Felles anbud for liten reservekapasitet. 50Hertz, Amprion, Transnet BW, Tennet, åpnet 5. desember 2014 .
  14. ↑ Christoph Speckamp: Merit-Order-List-Server - landsdekkende enhetlig styring av liten reservekapasitet. I: http://www.soptim.de/de/blog/detail/Software-von-SOPTIM-managt-zuverlaessig-Markt-fuer-M Minutenreservleistungs-13T /
  15. ↑ Minutt reservekraft - styr energi fra vind. I: www.statkraftdirektvermarktung.de. Hentet 22. september 2016 .
  16. ↑ swissgrid on grid time deviation ( minnesmerke fra 31. august 2011 i Internet Archive )
  17. ↑ a b c d e f g h i Avtale (Oversettelse) om drift av det sammenkoblede nordiske kraftsystemet (System Operation Agreement) . (PDF) ENTSO-E, 13. juni 2006. Vedlegg 2 - Operasjonelle sikkerhetsstandarder av 25. april 2013; åpnet 13. desember 2014.
  18. ↑ a b c d e Christer Bäck (Svenska Kraftnät): Nåværende balanseringsmetode i Nordel-området. ( Memento 14. desember 2014 i Internet Archive ) (PDF, s. 10–21). Nordic System Operation Workshop, 13. april 2010, Arlanda, åpnet 13. desember 2014.
  19. ↑ "mot hverandre" er en saga blott i Tyskland - nettverk regulering nettverk gjennomført landsdekkende siden 1 mai 2010 . ( Memento fra 12. januar 2012 i Internet Archive ) EnBW, 1. mai 2010; Hentet 1. januar 2011
  20. ↑ Federal Network Agency for Electricity, Gas, Telecommunications, Post and Railways: Network Regulation Association for German Electric Networks. 4 april 2010, arkivert fra opprinnelig på 29 juli 2012 ; Hentet 14. mai 2010 (pressemelding).
  21. ↑ Swissgrid overtar det sveitsiske overføringsnettverket ( Memento 4. mars 2016 i Internet Archive ) (PDF; 974 kB)
  22. ↑ APG pressemelding: APG kontroll områdesjef for hele Østerrike fra 2012
  23. ↑ a b E Avtale (Oversettelse) om drift av det sammenkoblede nordiske kraftsystemet (System Operation Agreement) . (PDF) ENTSO-E, 13. juni 2006; åpnet 13. desember 2014.
  24. ↑ a b Strømforbindelser . ( Memento 9. februar 2013 i Internet Archive ) Energieset.dk; Hentet 13. desember 2012.
  25. ↑ a b www.regelleistung.net
  26. ↑ Bestemmelse av behovet for sekundær kontrollkraft og minuttreserve . regelleistung.de
  27. ↑ Prekvalifisering for tilførsel og tilførsel av kontrollkraft . regelleistung.de; Hentet 12. september 2013.
  28. ↑ Kvalifiserte leverandører for hver type kontrollenergi . Fra og med 14. juli 2017, regelleistung.de; åpnet 6. oktober 2017.
  29. ↑ Marianne Diem: Hvilke inntekter tilbyr balanseringsenergimarkedet. Hentet 5. januar 2017 .
  30. ↑ Rutenettkontroll . Austrian Power Grid, åpnet 6. juli 2013 .
  31. ↑ Systemtjenester. Swissgrid, arkivert fra opprinnelig på 31 august 2011 ; Hentet 6. juli 2013 .
  32. ↑ Justeringer i AS-markedet. (PDF; 35 kB) Swissgrid 23. juli 2012, arkivert fra originalen 7. desember 2015 ; Hentet 6. juli 2013 .
  33. ^ Lion Hirth, Inka Ziegenhagen: Balanseringskraft og variabel fornybar energi: Tre lenker . I: Fornybar og bærekraftig energi . teip 50 , oktober 2015, s. 1035-1051 , spesielt s. 1041 , doi : 10.1016 / j.rser.2015.04.180 .
  34. ↑ Markus Fürst: 50,2Hz-problemet. (PDF; 713 kB) 19. januar 2011, åpnet 7. juli 2013 (presentasjon på BMWi-diskusjonsplattformen “Fremtidssikre nettverk og systemsikkerhet” ).
  35. ↑ Forum Netztechnik / Netzbetrieb im VDE [FNN] (red.): Rammebetingelser for en overgangsregulering for frekvensavhengig aktiv effektregulering av PV-anlegg på LV-nettet . Teknisk merknad. Berlin mars 2011 ( vde.com [PDF; åpnet 23. januar 2017]).
  36. ↑ BDEW: System Stability Ordinance, July 2012
  37. ↑ Overtid / understrøm fakturering for strøm. BDEW
  38. ↑ Forbundsdepartementet for miljø, naturvern og kjernefysisk sikkerhet (BMU): Bakgrunnsinformasjon om EEG-opplevelsesrapporten 2007. ( Memento 29. desember 2009 i Internet Archive ) (PDF; 124 kB).