Forschungsprojekt Netzregelung 2.0

Netzregelung 2.0

Projektpartner Technische Universität Braunschweig, Institut für Hochspannungstechnik und Elektrische Energieanlagen – elenia, Universität Kassel, SMA Solar Technology AG, Forum Netztechnik und Netzbetrieb im VDE – VDE | FNN, DERlab e.V., Deutsche Energieagentur dena, Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH, 50Hertz Transmission GmbH, TransnetBW GmbH, EWE NETZ GmbH, Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH (MITNETZ STROM), Westnetz GmbH, Siemens Energy, E.ON
Förderung Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK)
Projektlaufzeit 01.12.2017  -  31.08.2022
Bearbeitende Fraunhofer IEE Philipp Strauß (Koordinator des Verbundvorhabens), Thomas Degner (stellv. Koordinator des Verbundvorhabens), Diana Strauß-Mincu, Axel Seibel, Gunter Arnold, Norbert Henze, Fabian Niedermeyer, Patrick Selzam, Maria Nuschke, Martin Braun, Wolfram Heckmann, Ron Brandl, Thorsten Reimann, Peter Unruh, Nils Schäfer, Arun Kannan, Marco Jung, Simon Eberlein

Projektbeschreibung

Die elektrische Energieversorgung und insbesondere die Regelung des elektrischen Netzes in Deutschland befinden sich in einem Transformationsprozess. Die Netzregelung stützt sich heute im Wesentlichen auf Großkraftwerke mit Synchrongeneratoren. Zur Stromerzeugung werden jedoch zunehmend Erzeugungsanlagen eingesetzt, welche überwiegend mit Stromrichtern an das Netz gekoppelt sind. Diese speisen bisher hauptsächlich in die unteren Spannungsebenen des Verbundnetzes ein.

Bereits am 8. Mai 2016 konnten rund 90% der elektrischen Last in Deutschland aus erneuerbaren Energien (EE) gedeckt werden. Derzeit müssen allerdings in solchen Situationen weiterhin konventionelle Kraftwerke am Netz bleiben (sog. „Must-Run-Units“). Die Gründe dafür sind vielschichtig und mit Hilfe derzeit verfügbarer Methoden und Daten nicht exakt zu ermitteln. Eine der Ursachen liegt darin, dass die wesentlichen Beiträge zur Systemstabilität heutzutage fast ausschließlich durch konventionelle Kraftwerke erbracht werden.

Das Projekt soll nachweisen, dass das elektrische Verbundsystem - und im Störfall auch elektrisch getrennte Teile davon - auch mit sehr hohen Stromrichteranteilen durch geeignete Regelungsverfahren stabil betrieben werden kann. Dabei steht die Vorbereitung einer konkreten Umsetzung im deutschen Teil des zentraleuropäischen Verbundnetzes im Vordergrund.

Um die Frequenz- und Spannungsstabilität des Verbundsystems zu gewährleisten, können Stromrichtersysteme teilweise ähnliche Eigenschaften der Synchrongeneratoren übernehmen. Diese Eigenschaften der Synchrongeneratoren sind teils inhärent und müssen für eine Realisierung in anderen Erzeugern klar identifiziert und technologieneutral beschrieben werden. Die notwendige Verteilung dieser Stromrichter mit zusätzlichen Eigenschaften auf die unterschiedlichen Erzeugungsarten (Wind, PV, HGÜ etc.) und Speicher, die bedarfsgerechte und optimierte Verteilung auf die einzelnen Spannungsebenen, die genaue regelungstechnische Implementierung in Simulation und Prüfstandversuch, die Risikobetrachtung, die Aufwands-Nutzen-Analyse und zuletzt die richtige Einführungsstrategie, sollen im Projekt „Netzregelung 2.0“ wissenschaftlich erforscht werden.

Forschungsfragen Netzregelung 2.0

Stabiler Betrieb der Stromrichter im Verbundnetz

Unter welchen Bedingungen und mit welchen Regelungsverfahren können Stromrichter unter Einhaltung ihrer Stromgrenzen stabil am Verbundnetz betrieben werden?

Räumliche Verteilung

Gibt es Anforderungen an die räumliche Verteilung stromrichtergekoppelter Anlagen? 

Vermeidung ungewollter Inselnetze

Besteht ein Zielkonflikt zwischen den netzbildenden Eigenschaften spannungseinprägender Erzeugungs-anlagen und der Anforderung auf Vermeidung ungewollter Inselnetze im Verteilnetz und wie ist dieser ggf. zu lösen?

Technologien zur Bereitstellung von Momentanreserve

Welche Technologien eignen sich zur systemkompatiblen Bereitstellung von positiver und negativer Momentanreserve?

Maximaler Anteil an Stromrichtern

Wie sieht die Stabilität bei unterschiedlichen Anteilen an Synchrongeneratoren aus? Gibt es einen Minimalanteil an Synchrongeneratoren?

Spezifikation spannungseinprägender Stromrichter

Wie sind spannungseinprägende Stromrichter aus Systemsicht zu spezifizieren?

Prüfverfahren

Wie können spannungs-einprägende Stromrichter geprüft werden?

Veröffentlichungen Netzregelung 2.0

Enhanced Grid-Forming Inverters in Future Power Grids
P. Unruh et. Al
Impact of inverters with virtual synchronous machine control in low voltage grids
F. Rauscher, E. Rebak, B. Engel (alle elenia)
Experiences with large grid-forming Inverters on various Island and Microgrid projects“
O. Schömann, T. Bülo, C. Hardt, R. Hesse, A. Falk, P.-R. Stankat, H. Sadri, W. Krüger
Load frequency control for frequency stability analysis of prospective power systems with high shares of inverter based generation
A. Kannan, M. Nuschke, D. Strauß-Mincu
Power System Stability Analysis for System-split Situations with Increasing Shares of Inverter-based Generation
M. Nuschke, B. O. Winter, D. Strauß-Mincu, B. Engel
Grid stabilizing control systems for battery storage in inverter-dominated island and public electricity grids
A. Knobloch, C. Hardt, A. Falk, T. Bülo
Next Generation Utility Scale PV- and Storage Systems: New Steps towards a 100% Renewable Generation
T. Bülo, A. Knobloch, C. Hardt, A. Falk, O. Schömann, L. Grebe
Bewertung verschiedener Regelungsansätze für Speichersysteme zur Verbesserung der Kurzzeit-Frequenzstabilität
F. Rauscher, B. O. Winter, J. Seidel, B. Engel
PV-Speichersysteme für den stabilen und sicheren Betrieb regenerativ dominierter Energienetze
A. Knobloch, T. Bülo, C. Hardt, A. Falk, G. Bettenwort
Overview on Grid-Forming Inverter Control Methods
P. Unruh, M. Nuschke, F. Welck, P. Strauß
Frequency Stability Anaylsis for Inverter Dominated Grids
A. Kannan, M. Nuschke, B.-P. Dobrin, D. Strauß-Mincu
Power Factor Improvement by Active Distribution Networks During Voltage Emergency Situations
L. P. Ospina, T. van Cutsem
Advanced Laboratory Testing Methods Using Real-Time Simulation and Hardware-in-the-Loop Techniques: A Survey of Smart Grid International Research Facility Network Activities
J. Montoya et al
Emergency Support of Transmission Voltages by Active Distribution Networks: A Non-intrusive Scheme
L. P. Ospina, T. van Cutsem
Voltage imbalance resilience and mitigation using grid forming inverters in low-voltage distribution grids
B. O. Winter, B.Engel
Experimental validation of current limitation methods for grid forming inverters
F. Rauscher, T. Sauer, B. Engel
Dynamic equivalents of nonlinear active distribution networks based on Hammerstein-Wiener models: an application for long-term power system phenomena
L. P. Ospina, V. U. Salazar, D. P. Ospina
Determination of the frequency characteristic of grid forming inverters by laboratory measurements
M. Nuschke, B. Engel, F. Rauscher
Fault operation of grid-forming converters with focus on a system stability
N. Wiese, D. Duckwitz, M. Nuschke, Y. Zhang, M. Braun
Synchronous Energy Storage System with Inertia Capabilities for Angle, Voltage and Frequency Stabilization in Power Grids
A. Knobloch, C. Hardt, A. Falk, T. Bülo, S. Scheurich, C. Khalfet, R. Hesse, T. Becker, R. Bhattia
Unsymmetrische Beiträge zur Momentanreserve durch Erzeugung, Verbrauch und Speicher
J. Heid, W. Schittek, C. Hachmann, M. Braun

 

Dissertationen

Frequenzstabilität bei Netzauftrennungen im umrichterdominierten Verbundsystem, 15. November 2021
M. Nuschke
Long-term voltage stability of electric power systems hosting inverter-interfaced energy sources, 5. November 2021
David Luis Pabón Ospina

FNN-Workshops

  1. FNN-Workshop: von der Forschung in die Regelsetzung | 23.10.2020
  2. FNN-Workshop: Netzbildende Wechselrichter von der Forschung in die Anwendung | 26.03.2021
  3. FNN-Workshop: Netzbildende Wechselrichter | Diskussion der Projektergebnisse, Einführung in die Regelsetzung und Standardisierung | 23. - 24.06.2022

Förderung: Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz

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