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Abb. 32: Verlegung des Netzkabels.
© DOTI 2009

Abb. 33: Konzept für ein Offshore-Netz in der Nordsee.
© Fraunhofer IWES

Abb. 34: Schema einer Kurzfristprognose mitWetterdaten und gemessenen Daten derWindparks. Dabei werden Prognosen für einzelne Referenzwindparks in Deutschland erstellt, die dann auf die Regelzonen der Übertragungs-Netzbetreiber hochgerechnet werden.
© Fraunhofer IWES

Abb. 35: Schema des WCMS: Es bildet die Schnittstelle zwischen den zu Clustern zusammengefassten Windparks und den Netzbetreibern.
© Fraunhofer IWES

Abb. 36: Umspannwerk von alpha ventus.
© DOTI 2009
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Windstrom bedarfsgerecht einspeisen

2011 trug die Windenergie mit jährlich 46,9 TWh und einer installierten Leistung von 29 GW einen großen Teil zur Stromversorgung Deutschlands bei. Dieser Anteil wird in Zukunft weiter wachsen. Um diesen Windstrom optimal und bedarfsgerecht in das Stromnetz integrieren zu können, werden neue Ansätze zur Netzintegration entwickelt und der weitere Aus- und Umbau der Stromnetze vorangetrieben.

In einem elektrischen Netzmit überwiegend thermischen Kraftwerken sind Verbraucher die einzigen nicht vorhersehbaren und somit wahrscheinlichkeitsbehafteten Faktoren. Die fluktuierenden Lasten durch die Verbraucher müssen somit prognostiziert werden, um damit Kraftwerksfahrpläne für den Folgetag erstellen zu können. Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien sind Wind und Solarstrom als neue fluktuierende Komponenten hinzugekommen. Um diese prognostizieren zu können, sind Kenntnisse über das zu erwartende Windaufkommen und die erwartete Solareinstrahlung notwendig. Damit können dann über spezielle Vorhersagesysteme die Fahrpläne der restlichen thermischen Kraftwerke angepasst werden. Um den Fehler zwischen tatsächlicher und prognostizierter Wind- und Solarleistung, und damit den Bedarf an Ausgleichsenergie möglichst gering zu halten, werden genaue Vorhersagesysteme entwickelt.

Eine weitere Möglichkeit der Angleichung der Fahrpläne an den aktuellen Bedarf ergibt sich durch den Einsatz von Energiespeichersystemen. Mit solchen Speichern kann kurzfristig Energie abgerufen werden, um den Fahrplan an den aktuellen Lastgang anzugleichen. Im Ergebnis wird dadurch der Einsatz von Ausgleichsenergie, welche als letzte Anpassungsstufe betrachtet werden kann, verringert. Als Speicherkonzepte kommen Pumpspeicherkraftwerke, Druckluftspeicher und Biogasanlagen in Frage. Zukünftig könnte auch die so genannte „Power to Gas“-Methode diesbezüglich relevant werden.

Systemdienstleistungen

Das elektrische Netz muss zu jedem Zeitpunkt hinsichtlich Frequenz und Spannung stabil gehalten werden. Für die Frequenzhaltung bedeutet dies, dass jede entnommene Strommenge von einem Kraftwerk kompensiert werden muss. Dies geschieht zum einen über einen festen Fahrplan für die Kraftwerke, der sich am prognostizierten Verhalten der Verbraucher und der Wind- und Solarleistung orientiert, und zum anderen über Regelleistung aus konventionellen Kraftwerken. Diese gleicht die verbleibenden kurzfristigen Schwankungen aus. Ein wachsender Beitrag der Windenergie wird zunehmend konventionelle Kraftwerke verdrängen, so dass zukünftig auch die Windenergie-Anlagen (WEA) Regelleistung bereitstellen müssen.

Hierzu werden zum einen Prognosen für die Windstromeinspeisung benötigt, damitman feststellen kann, ob ein Windpark in den nächsten Stunden Regelleistung bereitstellen kann, und zum anderen brauchtman geeignete Steuerungskonzepte für einzelne oder zu sogenannten Clustern zusammengefasste Windparks. Um die Spannung im Netz stabil halten zu können, müssen sich künftig auch Windparks an der Bereitstellung von Blindleistung beteiligen. Jede Stromleitung und jeder Transformator im elektrischen Übertragungsnetz benötigt Blindleistung zum Auf- und Abbau seiner elektromagnetischen Felder. Der Transport von Blindleistung verursacht zusätzliche Wirkleistungsverluste in den Betriebsmitteln (Kabel, Transformatoren) und belastet damit das Versorgungsnetz. Blindleistung kann somit wirtschaftlich nicht großräumig übertragen, sondern sollte lokal bereit gestellt werden. Bisher wird sie im Wesentlichen durch die konventionellen Kraftwerke sowie durch Kompensationsanlagen erbracht. Damit in Zukunft auch die WEA zu den Systemleistungen beitragen können, werden Werkzeuge benötigt, die diese Aufgabe übernehmen und den Prozess regeln.

Windparkcluster

Für die Bereitstellung von Systemdienstleistungen wird eine regelbare und möglichst konstant verfügbare Energiequelle gebraucht. Die Energieerzeugung von Windparks lässt sich schnell und komfortabel regeln. Die dadurch erhöhte mechanische Belastung der WEA ist überschaubar und zu handhaben. Allerdings fluktuiert die Einspeisung der Windparks, bedingt durch variierende Windgeschwindigkeiten je nach aktueller Wetterlage, stärker und schwächer.

Um diesen Effekt zu reduzieren, werden Windparkverbände gebildet, sogenannte Cluster. Bei diesen sollen sich die Fluktuationen durch unterschiedliche geographische Lagen und damit anderen Windverhältnissen möglichst gegenseitig ausgleichen (sog. Vergleichmäßigungseffekt). Cluster können dann sowohl gemeinsam Regelleistung (hierfür reicht es, wenn die Erzeuger in derselben Regelzone sind) bereitstellen, sich an der Spannungshaltung durch Blindleistungsbereitstellung (hierfür sollten möglichst alle Erzeuger an einem Netzanschlusspunkt angeschlossen sein) oder auch am Netzengpassmanagement beteiligen.

Die Ansteuerung solcher Windparkcluster erfolgt durch zentrale Steuereinheiten, die je nach Anwendungszweck beim Windparkbetreiber (Regelleistung) bzw. Netzbetreiber (Systemdienstleistungen) installiert sind. Untereinander müssen diese Einheiten kommunizieren können, damit z. B. im Falle eines Netzengpasses und der damit verbundenen Leistungsbegrenzung nicht die Bereitstellung von Regelleistung gefährdet wird. Die Herausforderung für diese Softwarekonzepte ist Koordination der einzelnen Steuerzentren, was Steuerungskonzepte, einheitliche Kommunikationsschnittstellen und Berechnung des Zustandes des elektrischen Netzes im Cluster beinhaltet.

Solche Werkzeuge werden im Rahmen von RAVE alsWindpark Cluster Management System (WCMS) für die Systemdienstleistungen und in anderen Projekten des Fraunhofer IWES, wie Modellregion Harz, als Kombikraftwerk für die Regelleistung entwickelt.

Windleistungsprognose

Die Prognose der Stromeinspeisung ausWindparks in das elektrische Netz wird auf der Basis von Wettervorhersagen und – für kurze Vorhersagehorizonte – den gemessenen Leistungswerten der Windparks erstellt. Der typische Vorhersagezeitraum beginnt oft bei unter einer Stunde und reicht bis zu mehreren Tagen. Gerade für den untertägigen Stromhandel werden kurze Prognosehorizonte im Bereich von einigen Stunden benötigt, die viertelstündlich aktualisiert werden.

Im Projekt RAVE-Netzintegration wird die Windleistungsprognose im Teilprojekt Cluster-Steuerung angewandt. Damit kann durch die Steuerungssoftware ermitteltwerden, wie viel Energie durch den Cluster in den nächsten Stunden zur Verfügung steht. Dazu werden sogenannte Kurzfristprognosemodelle verwendet, die einen hohen Aktualisierungszyklus von einer Viertelstunde aufweisen.

Gerade in der Kombination WCMS und Offshore-Standort, mit meist höheren Windgeschwindigkeiten als an Land,treten neue Herausforderungen für die Prognose auf. Auf See müssen die Windleistungsprognosemodelle in einem höheren Leistungsbereich arbeiten und dementsprechend neu optimiert werden. Hinzu kommt eine erhöhte Häufigkeit von Sturmabschaltungen, d. h. Sicherheitsabschaltungen bei hohen Windgeschwindigkeiten. Diese müssen entsprechend berücksichtigt werden.

Schwankt die Einspeisung der Windparks aufgrund der Wetterlage stark, dann muss mehr Regelleistung im elektrischen Netz vorgehalten werden, um die Fluktuationen auszugleichen. Gerade bei der Menge an Energie, die beim geplanten Ausbau der Offshore-Windkraft eingespeist werden soll, ist es wichtig, die Größe dieser Fluktuationen vorhersagen zu können. Erste Kenngrößen und Vorhersagemethoden werden jetzt schon in Projekten innerhalb von RAVE entwickelt.

Anbindung der Offshore-Windparks

Offshore erzeugter Windstrom legt einen langen Weg bis zu den Verbrauchern zurück:

  • Entfernungen von 50 bis 120 km zwischen Windpark auf See und Umspannwerk an Land
  • Zusätzliche Entfernungen von bis zu 50 km zwischen Umspannwerk an der Küste und Hauptverbindungspunkt des elektrischen Netzes
  • Limitierte Übertragungskapazität des Hauptverbindungspunktes
  • Übertragung durch das Verteilungs- und Übertragungsnetz zum Endverbraucher.
     

Eine der großen technischen Herausforderungen ist die Übertragung der elektrischen Energie von den Offshore-Windparks zu den Verbrauchern an Land. Hierfür gibt es die Wahlmöglichkeit zwischen der Hochspannungs-Drehstrom- und der Hochspannungs-Gleichstrom Übertragung (HGÜ). Aktuell setzt bei den Übertragungsnetzbetreibern, aufgrund der erforderlichen Leitungslängen, die Firma TenneT für die Nordsee auf die Übertragung via HGÜ und die Firma „50-Hertz“ für die Ostsee auf Drehstrom. Der Vorteil der Drehstromanbindung liegt in den geringeren Installations- und Wartungskosten. Bei einer Drehstromanbindung müssen allerdings wegen des auftretenden kapazitiven Blindleistungsbezugs durch Seekabel in regelmäßigen Abständen (ca. alle 50 km) induktive Kompensationseinheiten eingebaut werden. Gerade offshore stellt das einen erheblichen Aufwand dar. Diese werden bei HGÜ-Leitungen nicht benötigt. Allerdings sind die Seeplattformen technisch komplexer - damit teurer und aufwendiger in der Wartung.

Zukünftiges Offshore-Netz und "Supergrid"

Fraunhofer IWES hat 2010 ein Konzept für die Anbindung der zukünftigen Offshore-Windparks entwickelt. Dabei wird von zwei Hauptverbindungspunkten an Land und einer zusätzlichen Anbindung an das transeuropäische „Supergrid‘‘ ausgegangen. Die Gesamtleistung der genehmigten und geplanten Offshore-Windparks liegt derzeit bei über 40 GW.

Der Ansatz fasst die Windparks zu einzelnen Clustern zusammen, die – zusätzlich zu den beiden Übergabepunkten der beiden Hauptstränge in der Nähe von Norden und Büsum – auch noch untereinander verbunden sind. Dadurch kann eine flexiblere Verteilung der Einspeisung an den Hauptverbindungspunkten erfolgen, die unterschiedliche Aufnahmekapazitäten haben. Auch im Falle von Netzfehlern müssen die betroffenen Windparks nicht abgeschaltet werden, statt dessen wird ihre Strommenge zur Einspeisung an andere Hauptverbindungspunkte umgeleitet.

Eine zusätzliche betriebliche Flexibilität des Offshore-Netzes kann durch die Einbindung in ein zukünftiges transeuropäisches „Supergrid“ erfolgen, z. B. einem europaweitem Verbund der Höchstspannungsnetze der Nordseeanrainerstaaten. Dies kann helfen, den Erweiterungsbedarf der bestehenden nationalen Netze zu reduzieren. Durch die größeren Hauptverbindungspunkte kann ein „Supergrid“ Leistungsspitzen einzelner Offshore-Windparks abfangen. Ein europaweiter Netzverbund würde die Zuverlässigkeit des Offshore-Übertragungsnetzes erhöhen.

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Adressen

Anlagentechnik
BSH

Grundlagen- und ökologische Begleitforschung
Fraunhofer IEE

Netzintegration und Gesamtkoordination
Leibniz Universität Hannover, FI

Konferenz

RAVE International Conference
May 8 – 10, 2012
Bremerhaven, Germany
www.rave2012.de

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Filme

Ein 16-minütiger Film in deutscher und in englischer Sprache via youtube.

RAVE Online

Das Portal der Forschungsinitiative RAVE gibt einen Überblick über sämtliche Themen in Form von Infoblättern, einer Dokumentation mit Aufnahmen von alpha ventus, Forschungsprojekten und 3-D-Animationen an.

Auch das Testfeld alpha ventus ist im Netz vertreten. Dort findet man einen Überblick über Bau und Betrieb des Testfelds sowie Neuigkeiten.

Forschungsförderung

Das Informationssystem EnArgus bietet Angaben zur Forschungsförderung, so auch zu diesen Projekten:

0325002 A-D
0325093
0325170 A-B
0327551
0327564 A-E und G
0327577
0327585
0327618
0327618 A
0327642 A
0327648
0327686 A
0329924 B-C und F
03KP204 A-D