Modellierung eines Drei-Knoten-Niederspannungsnetzes mit

Modellierung eines
Drei-Knoten-Niederspannungsnetzes mit
angeschlossenem Batteriespeicher zur
Analyse transienter Leistungs- und
Spannungsverläufe
M ASTERTHESIS
Zur Erlangung des akademischen Grades des
Master of Engineering
Vorgelegt an der Fakultät Life Sciences der
Hochschule für Angewandte Wissenschaften Hamburg.
Betreut durch Prof. Dr.-Ing. Holger Kapels (1. Prüfer, HAW Hamburg)
und Dr.-Ing. Georg Pangalos (2. Prüfer, Fraunhofer ISIT).
Anna Meißner
Matrikelnummer: 2008056
Hamburg, 1. Mai 2017
Eidesstattliche Erklärung
Hiermit erkläre ich, die vorliegende Arbeit selbstständig durchgeführt und keine weiteren Hilfsmittel und Quellen als die angegebenen genutzt zu haben.
Hamburg, 1. Mai 2017
Anna Meißner
I
Inhaltsverzeichnis
Abbildungsverzeichnis
V
Tabellenverzeichnis
VII
Abkürzungsverzeichnis
1
2
Einleitung
1
1.1
Problemstellung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1
1.2
Zielsetzung und Limitierungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2
1.3
Methodisches Vorgehen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2
1.4
Aufbau der Arbeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3
Grundlagen
4
2.1
Modellierung elektrischer Systeme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4
2.1.1
Abstraktionsebenen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4
2.1.2
Simulationssoftware . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5
Netzaufbau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6
2.2.1
Netzstruktur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6
2.2.2
Komponenten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7
Netzbetrieb . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
12
2.3.1
Aufgabe des Netzbetriebs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
12
2.3.2
Leistungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
12
2.3.3
Netzfrequenz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
15
2.3.4
Spannung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
18
Lithiumionen Speicher . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
20
2.4.1
Charakteristik von Lithiumionen Speichern . . . . . . . . . . . . . . .
20
2.4.2
Ersatzschaltbild eines Lithiumionen Speichers . . . . . . . . . . . . .
21
2.4.3
Netzkopplung von Lithiumionen Speichern . . . . . . . . . . . . . . .
21
2.2
2.3
2.4
3
VIII
Modellbeschreibung
23
3.1
Wahl der Simulationssoftware . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
23
3.2
Modellstruktur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
23
3.2.1
Modellierung des Verbundnetzes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
25
3.2.2
Modellierung der Leitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
26
II
3.3
3.4
3.5
4
Modellierung des Verbrauchers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
27
3.2.4
Modellierung des Batteriespeichers . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
27
Modelleingänge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
28
3.3.1
Parameter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
28
3.3.2
Steuersignale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
28
Modellausgänge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
29
3.4.1
Direkt messbare Ausgangsgrößen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
29
3.4.2
Indirekt messbare Ausgangsgrößen . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
29
3.4.3
Messpunkte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
30
Modellsteuerung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
31
3.5.1
Steuerung des Drehmoments des Synchrongenerators . . . . . . . . . .
32
3.5.2
Steuerung des angeschlossenen Verbrauchers . . . . . . . . . . . . . .
32
3.5.3
Steuerung des Batteriespeichers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
34
Parametrierung
37
4.1
Signifikante Parameter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
37
4.1.1
Signifikante Parameter des Verbundnetzes . . . . . . . . . . . . . . . .
37
4.1.2
Signifikante Parameter der Leitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . .
38
4.1.3
Signifikante Parameter des Verbrauchers . . . . . . . . . . . . . . . . .
39
4.1.4
Signifikante Parameter des Batteriespeichers . . . . . . . . . . . . . .
39
Beispielparametrierung des Modells . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
41
4.2.1
Beispielparametrierung des Verbundnetzes . . . . . . . . . . . . . . .
41
4.2.2
Beispielparametrierung der Leitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . .
43
4.2.3
Beispielparametrierung des Verbrauchers . . . . . . . . . . . . . . . .
44
4.2.4
Beispielparametrierung des Batteriespeichers . . . . . . . . . . . . . .
45
Simulationsparameter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
45
4.2
4.3
5
3.2.3
Beispielsimulationen
47
5.1
Definition der Beispielszenarien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
47
5.1.1
Beispielszenario zur Frequenzhaltung . . . . . . . . . . . . . . . . . .
47
5.1.2
Beispielszenario zur Spannungshaltung . . . . . . . . . . . . . . . . .
48
5.1.3
Beispielszenario zur Blindleistungskompensation . . . . . . . . . . . .
48
Implementierung der Beispielszenarien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
48
5.2.1
48
5.2
Definition und Erzeugung der Steuergrößen . . . . . . . . . . . . . . .
III
5.2.2
5.3
5.4
6
Parametrierung der Steuersignale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
49
Simulation der Beispielszenarien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
52
5.3.1
Ergebnisse der Beispielsimulation zur Frequenzhaltung . . . . . . . . .
52
5.3.2
Ergebnisse der Beispielsimulation zur Spannungshaltung . . . . . . . .
54
5.3.3
Ergebnisse der Beispielsimulation zur Blindleistungskompensation . .
56
Auswertung der Beispielsimulation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
58
Zusammenfassung und Ausblick
60
IV
Tabellenverzeichnis
1
Momentanwertberechnung der Leistungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
13
2
Signifikante Parameter des Verbundnetzes und die zu dessen Parametrierung
genutzten Variablen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
37
Signifikante Parameter der Leitungen und die zu deren Parametrierung genutzten Variablen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
38
4
Indizes zur Benennung der Variablen der Leitungen . . . . . . . . . . . . . . .
39
5
Signifikante Parameter des Verbrauchers und die zu seiner Parametrierung genutzten Variablen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
39
6
Indizes zur Benennung der Variablen der Verbraucher . . . . . . . . . . . . . .
39
7
Signifikante Parameter des Batteriespeichers und die zu dessen Parametrierung
genutzten Variablen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
40
8
Indizes zur Benennung der Variablen des Batteriespeichers . . . . . . . . . . .
40
9
Übersicht der zur Beispielsimulation verwendeten Parametrierung des Verbundnetzes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
43
10
Übersicht der zur Beispielsimulation verwendeten Leitungsbeläge . . . . . . .
43
11
Übersicht der zur Beispielsimulation verwendeten Leitungslängen und der entsprechenden Anzahl π-Sektionen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
43
12
Übersicht der Größen zur Auslegung der Verbraucher . . . . . . . . . . . . . .
44
13
Übersicht der zur Beispielsimulation verwendeten Parametrierung der Verbraucher . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
45
14
Übersicht der zur Beispielsimulation verwendeten Simulationsparameter . . . .
46
15
Erzeugung und Variabilität der Steuergrößen während einer Simulation . . . . .
49
16
Parametrierung der in den Beispielsimulationen unveränderten Steuergrößen . .
49
17
Übersicht der im Grundzustand an den Messpunkten MPV , MPN und MPVe
gemessenen Spannungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
49
18
Parametrierung der Steuersignale im Beispielszenario zur Frequenzhaltung . .
51
19
Parametrierung der Steuersignale im Beispielszenario zur Spannungshaltung . .
51
20
Parametrierung der Steuersignale im Beispielszenario zur Blindleistungskompensation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
52
3
V
Abbildungsverzeichnis
2.1
Stationäres Ersatzschaltbild der idealen Vollpolmaschine mit Stromquelle . . .
8
2.2
π-Ersatzschaltbild der elektrisch kurzen Leitung . . . . . . . . . . . . . . . . .
10
2.3
Ersatzschaltbild der summarischen Last statischer Verbraucher und einer Asynchronmaschine (AM) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
11
Leistungen im Wechselstromkreis mit Blindleistung Q, Scheinleistung S, Wirkleistung P und Phasenwinkel ϕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
12
2.5
Phasenverlauf von Strom und Spannung an einer Induktivität . . . . . . . . . .
14
2.6
Zeigerdarstellung der Spannungen an der Reihenschaltung von ohmschem Widerstand, Induktivität und Kapazität . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
19
2.7
Ersatzschaltbild einer Batterie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
21
2.8
Ersatzschaltbild eines typischen Wechselrichters mit angeschlossenem Batteriespeicher . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
22
3.1
Schematische Darstellung der Modellstruktur und Benennung der Abschnitte .
24
3.2
Übersicht über den Aufbau des Gesamtmodells . . . . . . . . . . . . . . . . .
25
3.3
Schematische Modellübersicht zur Benennung der Leitungen . . . . . . . . . .
26
3.4
Schematische Modellübersicht zur Benennung der Messpunkte . . . . . . . . .
30
3.5
Schematische Übersicht der Steuersignale und Steuer-Subsysteme . . . . . . .
32
3.6
Schematische Übersicht der Steuerung der Verbraucher V1, V2 und V3 durch
die Last-Schalter LS1 und LS2 sowie die zugehörigen Steuersignale SigLS1 und
SigLS2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
33
Schematische Darstellung der Erzeugung eines Steuersignals zur automatischen
Steuerung der Last-Schalter und des Batterie-Schalters . . . . . . . . . . . . .
33
Schematische Darstellung des Rampen-Blocks zur Erzeugung des Skalierungssignals SigI,g zur Steuerung der Stromquelle des Batteriespeichers . . . . . . .
34
Schematische Übersicht der Batteriesteuerung durch den Batterieschalter, die
Verzögerungs-Blöcke VB1-3, die Phasen-Schalter PS1 und PS2 sowie die zugehörigen Steuersignale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
36
Verlauf der an MPN und MPBa gemessenen Wirkleistungen während der Beispielsimulation zur Frequenzhaltung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
52
Verlauf von Netzfrequenz und am MPBa gemessener Wirkleistung während der
Beispielsimulation zur Frequenzhaltung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
53
Ausschnitt der am MPN gemessenen Spannungen während der Beispielsimulation zur Spannungshaltung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
54
Verlauf der am MPBa gemessenen Wirk- und Blindleistung während der Beispielsimulation zur Spannungshaltung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
55
2.4
3.7
3.8
3.9
5.1
5.2
5.3
5.4
VI
5.5
5.6
5.7
5.8
Verlauf der Netzfrequenz und des am MPBa gemessenen Phasenwinkels während der Beispielsimulation zur Spannungshaltung . . . . . . . . . . . . . . .
55
Verlauf der am MPN und am MPV gemessenen Phasenwinkel während der Beispielsimulation zur Blindleistungskompensation . . . . . . . . . . . . . . . . .
56
Verlauf des am MPV gemessenen Phasenwinkels während der Beispielsimulation zur Blindleistungskompensation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
57
Verlauf der an MPL1 , MPL2 und MPL3 gemessenen Phasenwinkel während der
Beispielsimulation zur Blindleistungskompensation . . . . . . . . . . . . . . .
57
VII
Abkürzungsverzeichnis
AM
Asynchronmaschine
EMT
Electromagnetic Transients
IGBT
Insulated-Gate Bipolar Transistor
Li-Ion
Lithiumionen
MP
Messpunkt
OpenDSS
The Open Distribution System Simulator
PI
Proportional Integral
PWM
Pulsweitenmodulation
RMS
Root Mean Square
SG
Synchrongenerator
SQ
Stromquelle
STATCOM
Static transient compensation
SVC
Static VAR Compansation
UCTE
Union zur Koordination des Transports von Elektrizität
VBN
Verbundnetz
VFH
Verbraucher zur Frequenzhaltung
VGZ
Verbraucher im Grundzustand
VSH
Verbraucher zur Spannungshaltung
VT
Verteiltransformator
VIII
1
Einleitung
Mit dem Voranschreiten der Energiewende werden alle Beteiligten vor neue Herausforderungen gestellt. Bisher wurde elektrische Energie zum Zeitpunkt ihres Bedarfs erzeugt und verbraucht, die Energieversorgung war also bedarfsgesteuert. Bei einer auf Wind- und Solarstrom
basierenden Energieversorgung ist eine Steuerung auf Grundlage des Bedarfs kaum möglich.
Energieerträge richten sich nicht mehr nach dem Energiebedarf sondern nach Windstärke und
Sonneneinstrahlung. Deren Vorkommen passt sowohl zeitlich als auch geographisch nur bedingt
zum Verbrauchsverhalten. Ein eindrucksvolles Beispiel ist der Betrieb von Offshore Windparks.
Diese liefern vergleichsweise hohe und zeitlich konstante Energieerträge, was zu Zeiten hohen Energiebedarfs vorteilhaft ist, in bedarfsarmen Zeiten jedoch zu einem Energieüberangbot
führt. Zudem liegen diese äußerst disponiert und somit weit entfernt von den Verbrauchszentren.
Um die hier erzeugte Energie nutzen zu können gibt es verschiedenen Möglichkeiten, wie z.B.
den Ausbau der Übertragungstrassen zu Großverbrauchern, eine innovative Systemführung wie
beispielsweise intelligentes Anpassen des Verbrauchsverhaltens an das aktuelle Energieangebot
oder die Zwischenspeicherung der Energie.
Das Projekt NEW 4.0 - Norddeutsche Energie Wende im Zeitalter der Digitalisierung - hat zum
Ziel, die damit verbundenen Ansätze auf die Modellregion Hamburg / Schleswig-Holstein zu
übertragen und ihre Umsetzung in einem Praxisgroßtest durchzuführen und zu analysieren. Die
Modellregion beinhaltet sowohl Hamburg als Verbrauchszentrum, hier werden lediglich 3 Prozent des Energiebedarfs aus Erneuerbaren Energien bereitgestellt, als auch Schleswig-Holstein,
welches seinen Energiebedarf rechnerisch fast vollständig auf erneuerbarem Wege deckt. Zudem liegt die Region zentral zwischen den skandinavischen Speicherkraftwerken im Norden
und den großen Verbrauchszentren im Süden. "Das übergeordnete Ziel ist die sichere, kostengünstige, umweltverträgliche und gesellschaftlich akzeptierte regenerative Stromversorgung der
Gesamtregion von Hamburg und Schleswig-Holstein bis 2035, basierend zu 100 Prozent auf Erneuerbaren Energien.", [1].
1.1
Problemstellung
Der Wandel in der Energieerzeugung und das daraus resultierende Ungleichgewicht zwischen
Erzeugungs- und Lastsituation stellen eine Herausforderung für den Betrieb des Stromnetzes
dar und gefährden die Güte der Energieversorgung. Die Qualität des Produktes Strom misst sich
an dessen Frequenz, der Spannung und dem Oberschwingungsgehalt und muss gewährleistet
sein, um einen sicheren Betrieb des Netzes zu ermöglichen. Die Regelung dieser Parameter ist
also von höchstem Interesse für Netzbetreiber und Verbraucher. Hinzu kommen Schwierigkeiten durch die Distanz zwischen Erzeugungs- und Verbrauchszentren wie im Beispiel der Offshore Windkraft zu erkennen ist. Die Energie muss über weite Strecken übertragen werden bevor
sie genutzt wird. Das bedeutet eine erhöhte Auslastung für die Übertragungsnetzabschnitte zwischen Erzeugungs- und Verbrauchsstandorten. Um diesem entgegen zu treten ist ein Ausbau des
Übertragungsnetzes im Gespräch, welcher allerdings Bauzeit, Flächen und finanzielle Mittel
in Anspruch nimmt. Ein anderer Ansatz das Netz zu entlasten ist die Reduktion von Blindleistung im Übertragungsnetz. Blindleistung entsteht an Kapazitäten und Induktivitäten, also
an Verbrauchern, die ein elektrostatisches bzw. magnetisches Feld auf- und abbauen, z.B. In1
duktionsmotoren. Die Blindleistung ist dazu nötig, wird aber nicht verbraucht und pendelt in
den Leitungen, was zu einer zusätzlichen Belastung der Netze führt. Da die Komponenten des
Stromnetzes sowohl Kapazitäten als auch Induktivitäten enthalten, lässt sich der Blindleistungsgehalt im Netz nicht komplett eliminieren. Durch eine sogenannte Blindleistungskompensation
ist es allerdings möglich, den Netzabschnitt in dem die Blindleistung pendelt zu verkleinern
und die Leitungen dadurch zu entlasten.
Die Kompensation von Blindleistung und Oberschwingungen sowie die Spannungs- und Frequenzhaltung werden als Systemdienstleistungen bezeichnet und sind ein etablierter Teil der
Betriebsführung des Stromnetzes. Bislang wurden Systemdienstleistungen durch Kompensationsanlagen, Transformatoren und herkömmliche Kraftwerke bereit gestellt. Ein Teilprojekt von
NEW 4.0 beschäftigt sich damit, einen Batteriespeicher einzusetzen, um eben diese Systemdienstleistungen zu erbringen. Dazu soll ein Li-Ionen Speicher in einem Verteilnetz integriert
und seine Auswirkung auf eben dieses sowie das angrenzende Übertragungsnetz untersucht
werden. Bevor der Speicher aufgestellt wird, sollen die zu erwartenden Effekte anhand einer
Simulation abgebildet werden. Dazu ist ein Modell des Speichers und des entsprechenden Netzabschnitts nötig.
1.2
Zielsetzung und Limitierungen
Im Rahmen der vorliegenden Arbeit soll ein dynamisches Modell eines Verteilnetzabschnitts
mit angeschlossenem Li-Ionen Batteriespeichers im MW-Bereich erstellt werden. Dabei soll
der Batteriespeicher an ein Niederspannungsnetz auf 0,4 kV-Ebene angeschlossen sein, welches von einem Mittelspannungsnetz auf 20 kV-Ebene gespeist wird. Die Abstraktionsebene
soll so gewählt werden, dass Blind- und Wirkleistung sowie Oberschwingungen simuliert werden können. Der Speicher soll insbesondere für kurzfristige Systemdienstleistungen eingesetzt
werden. Dabei ist die Wirkreichweite von besonderem Interesse.
Da bisher weder die Topologie des Netzabschnitts noch das Modell des Batteriespeichers bekannt sind, soll zunächst ein System modelliert werden, welches die zu untersuchenden Vorgänge in Qualität und Dimension korrekt abbildet. Die das Systemverhalten bestimmenden Parameter sollen identifiziert und ihr Einfluss auf dieses herausgearbeitet werden. Für eine abschließende Beispielsimulation soll eine auf Literaturwerten basierte beispielhafte Parametrierung
vorgenommen werde.
1.3
Methodisches Vorgehen
Als Basis der Arbeit ist das Verständnis der abzubildenden Gegebenheiten und Prozesse von
Nöten. Fachwissen zu Aufbau und Betrieb von Stromnetzen und Batteriespeichern sowie deren
Modellierung ist zusammen zu tragen. Außerdem gilt es die Bereitstellung und Wirkungsweise von Systemdienstleistungen auf den Netzbetrieb zu verstehen. Es ist zu klären, wie sich die
gewünschten Prozesse simulieren und auswerten lassen, so dass die im vorigen Unterkapitel genannten Anforderungen erfüllt werden. Dabei sind die erforderlichen Komponenten und deren
Modellierungsansatz zu wählen und anschließend die Parameter zur Regelung der Komponenten zu identifizieren. Auf Grundlage dessen ist die Abstraktionsebene und eine zur Modellbil2
dung geeignete Simulationssoftware festzulegen. Es folgt die Erstellung und Parametrierung
des Modells. Abschließend soll die Funktion des Modells anhand einer Beispielsimulation demonstriert und bewertet werden.
1.4
Aufbau der Arbeit
Die Arbeit gliedert sich in sechs Kapitel. In Kapitel 2 werden die zur Erstellung des Modells
angewandten Grundlagen der elektrischen Energieversorgung und deren Modellierung dargestellt. Im Anschluss werden in Kapitel 3 der Ansatz und die Umsetzung der Modellbildung
beschrieben. Die für eine Simulation nötige Parametrierung wird in Kapitel 4 dargestellt. Die
signifikanten Parameter werden vorgestellt, für ein Beispielszenario definiert und im Modell
implementiert. Die daraus folgende Beispielsimulation wird in Kapitel 5 beschrieben und ausgewertet. Eine abschließende Zusammenfassung und die Beleuchtung der sich aus dieser Arbeit
ergebenden möglichen weiteren Schritte erfolgt in Kapitel 6.
3
2
Grundlagen
Für die Erstellung eines Modells ist es essentiell, das zu modellierende System und eine geeignete Form von dessen Abbildung zu kennen. In diesem Kapitel werden Ansätze zur Modellierung elektrischer Systeme, sowie Eigenschaften der Systeme Stromnetze und Batteriespeicher
beschrieben, welche im Rahmen dieser Arbeit berücksichtigt und abgebildet werden sollen.
2.1
Modellierung elektrischer Systeme
Die Modellierung elektrischer Systeme erfolgt heutzutage üblicherweise mit Hilfe von Bibliotheken. Diese beinhalten parametrierbare mathematische Modelle der gängigen Systemkomponenten und können z.B. durch eine Simulationssoftware zum gewünschten System zusammengefügt werden. Abhängig von der Simulationssoftware sind die Komponenten beispielsweise
in Form von Skripten oder graphisch dargestellten Komponenten, den sogenannten Blöcken,
implementiert. Bei der Wahl einer geeigneten Software spielen die zu modellierenden Vorgänge eine entscheidende Rolle. Generell gilt, je genauer die zeitliche Auflösung ist, desto länger
dauert die Simulation. Dieses Kapitel beschreibt gängige Simulationsverfahren anhand ihrer
Abstraktionsebene und stellt beispielhaft Simulationssoftware vor.
2.1.1
Abstraktionsebenen
Die Wahl der Abstraktionsebene richtet sich, wie eingangs bereits beschrieben, danach, welche
Art von Vorgang simuliert werden soll. Bei der Simulation elektrischer Systeme wird unterschieden zwischen der Simulation von Steady-State-Vorgängen und transientem Verhalten.
Steady-State-Vorgänge können durch algebraische Gleichungen dargestellt werden und haben
demnach keine zeitliche Abhängigkeit. Sie stellen das System in einem eingeschwungenen
Zustand, bei gleichbleibender Frequenz und konstanten Last- und Einspeisebedingungen dar
und können durch ein sogenanntes Root Mean Square (RMS)-Modell abgebildet werden. Ströme und Spannungen werden hier nicht durch Momentanwerte dargestellt und somit zeitlich
hoch aufgelöst, sondern mit Hilfe von Effektivwerten abgebildet. Dies verkürzt die Simulationszeit deutlich und ermöglicht dadurch Simulationszeiträume in Größenordnungen von mehreren Wochen oder Monaten. Für die Betrachtung von Lastflüssen über weite Strecken und
große Zeiträume ist also der Steady-State-Ansatz zu wählen. Eine solche Betrachtung wird als
Lastflussanalyse (engl. Power Flow Analysis) bezeichnet und bildet die Grundlage für die numerische Bestimmung von Wirk- und Blindleistungen, Effektivewerten von Spannungen sowie
Spannungswinkeln an allen Netzknotenpunkten. In der Praxis treten ständig kleinere Laständerungen oder Schaltvorgänge auf und verursachen transientes Verhalten, welches durch eine
solche Betrachtung nicht abgebildet werden kann. Für die Lastflussanalyse sind die Auswirkungen des transienten Verhaltens jedoch von vernachlässigbar kleiner Größenordnung [2].
Transiente Vorgänge können nur durch Differentialgleichungen, also in zeitlicher Abhängigkeit,
genau beschrieben werden. Sollen beispielsweise die Oberschwingungen einer Grundfrequenz
von 50 Hz betrachtet werden, ist eine hohe zeitliche Auflösung nötig, da diese mit Frequenzen
oberhalb von 50 Hz schwingen. Eine passende Auflösung kann durch ein Electromagnetic Tran4
sients (EMT)-Modell erreicht werden, bringt allerdings eine erhöhte Simulationszeit mit sich.
Ein EMT-Modell eignet sich folglich für die Betrachtung ultra kurzer Zeiträume im Bereich
einer 50 Hz Schwingung. Für Betrachtungen im Minutenbereich kann eine einfache Simulation
je nach eingesetzter Hardware und Simulationssoftware schon einige Minuten oder gar Stunden
in Anspruch nehmen [2].
Blitzschlag verursacht die Störungen mit der höchsten Frequenz. Um diese erfassen zu können
muss im Nano- bis Microsekunden Bereich simuliert werden. Schaltvorgänge können im Microbis Millisekunden Bereich simuliert werden [3].
2.1.2
Simulationssoftware
Die Software M ATLAB Simulink und die SimPowerSystems Toolbox bieten die Möglichkeit,
ein Modell aus parametrierbaren Netzwerkbausteinen zu erstellen und dieses sowohl als EMTals auch als RMS-Modell zu nutzen. Die Bausteinauswahl ist umfassend und kann mit den
bewährten Control Tools genutzt werden. Als Testumgebung ist einer der IEEE Node Test Feeder direkt über die SimPowerSystems Toolbox verfügbar. Das hat allerdings seinen Preis, die
SimPowersystems Toolbox ist nicht in der M ATLAB Simulink Standard Lizenz enthalten [4].
Zur Erstellung eines EMT-Modells ist die Software Plecs eine günstige Alternative zur SimPowerSystems Toolbox. Sie ist spezialisiert auf die Modellierung elektrischer Komponenten
und kann als Plecs Blockset wie eine M ATLAB Toolbox oder als Plecs Standalone auch ganz
unabhängig verwendet werden. Die wichtigsten Control Tools sind auch hier enthalten und die
Handhabung ist vergleichbar mit der von M ATLAB [5].
Für eine Lastflussanalyse wurde außerdem die Freeware The Open Distribution System Simulator (OpenDSS) in Betracht gezogen. Hier gibt es kein Baustein Prinzip sondern Skripte, über
die der gewünschte Netzabschnitt definiert wird. Auch für OpenDSS sind vorprogrammierte
IEEE Node Test Feeder erhältlich [6].
5
2.2
Netzaufbau
Wie im vorherigen Unterkapitel bereits beschrieben, basiert die Modellierung elektrischer Systeme auf parametrierbaren Softwarebausteinen, die das Verhalten der gewünschten Komponenten abbilden. Folglich ist es zur Erstellung eines Modells zunächst nötig, den Aufbau des zu
beschreibenden Systems zu kennen und seine Komponenten zu identifizieren. In diesem Unterkapitel wird der Netzaufbau beschrieben. Dabei wird auf die Unterteilung in Spannungsebenen
als auch auf verwendete Komponenten eingegangen. Die Strukturierung des zu erstellenden
Modells basiert auf dem hier beschriebenen Netzaufbau.
2.2.1
Netzstruktur
Das deutsche Verbundnetz ist Teil des europäischen Verbundnetzes der Union zur Koordination
des Transports von Elektrizität (UCTE), welches sich von Dänemark bis Spanien erstreckt.
Ein Verbundnetz ist „der Zusammenschluss von Netzen unterschiedlicher Betreiber mit dem
Ziel der gegenseitigen Stützung und des Ausgleichs bei Lastschwankungen“,[7]. Dies setzt eine
gemeinsame Regelung der Frequenz voraus und ist das Pendant zum in sich abgeschlossenen
Inselnetz [7, S. 6 ff.].
Spannungsebenen
Das deutsche Verbundnetz ist in unterschiedliche Spannungsebenen unterteilt. Die Wahl der
Nennspannung hängt von der Länge des Transportweges und der zu übertragenden Leistung
ab. Hohe Spannungen senken die Übertragungsverluste, erhöhen allerdings auch die Kosten
der benötigten Komponenten. So ergibt sich für jede Anwendung ein wirtschaftlich optimales
Spannungslevel [8, S. 8 ff.]. Das Übertragungsnetz operiert im Bereich der Höchstspannung und
dient dazu, die in großen Kraftwerken erzeugte Energie bei Spannungen von 220 kV und 380 kV
landesweit oder über die Landesgrenzen hinaus zu verteilen. Die darunter liegenden Spannungsebenen werden unter dem Begriff Verteilnetze zusammengefasst. Das Hochspannungsnetz, auch
als Verteilnetz bezeichnet, dient zur regionalen Verteilung des Stroms bei meist 110 kV. Mittelspannungsnetze operieren bei 10 kV bis 30 kV und dienen der Versorgung von regionalen
Umspannwerken und größeren Verbrauchern wie Krankenhäusern. Kleinere Kraftwerke speisen ihre Energie ins Mittelspannungsnetz ein. Die niedrigste Spannungsebene bildet das Niederspannungsnetz, welches bei 400 V kleine Verbraucher wie Haushalte versorgt und die Leistung
sehr kleiner Erzeuger, wie privater Photovoltaikanlagen, aufnimmt [9, S. 4 ff.].
Spannungsangaben
Das gesamte Netz führt dreiphasigen Drehstrom. Bei den angegebenen Spannungswerten handelt es sich um effektive Leiterspannungen Uef f , also das quadratische Mittel der zwischen zwei
Phasen gemessenen Amplitudenwerte Ua der Spannung. Dabei ist
Ua
Uef f = √
2
6
(2.1)
und kann näherungsweise durch den Faktor 1,41 bestimmt werden. Durch
Ul
Us = √
3
(2.2)
lässt sich aus der Leiterspannung Ul die Sternspannung Us berechnen. So ergeben sich aus den
für Niederspannungsnetze angegebenen 400 V Leiter- oder Dreiecksspannung die allgemein
bekannten 230 V Sternspannung, welche im Haushalt zwischen einer Phase und Erde anliegen.
Netztopologie
Neben den Spannungsebenen gibt es Unterschiede in der Topologie der einzelnen Netzabschnitte. Diese sind den geographischen Umständen sowie dem nötigen Maß an Versorgungssicherheit geschuldet. Für eine zuverlässige Energieversorgung ist es notwendig, wichtige Netzabschnitte redundant auszulegen. Das bedeutet, die Energieversorgung ist auch beim Ausfall einer (N-1) oder sogar zwei (N-2) beliebiger Komponenten sichergestellt. Ein N-2 sicherer Betrieb ist nur für sehr wichtige Verbindungen nötig. Normalerweise erfolgt ein N-1 sicherer Betrieb. Dadurch entsteht ein vermaschtes Netz. Das Übertragungsnetz ist so vermascht, dass jeder
beliebige Zweig ausfallen kann, ohne dass es zu einem Versorgungsausfall kommt. Geographische Enge und Wirtschaftlichkeit führen dazu, dass Verteilnetze strahlen- oder strangförmig
oder als offene Ringschaltungen gestaltet sind. Das bedeutet, dass sie nicht N-1 sicher ausgelegt sind [8, S. 13 ff.].
2.2.2
Komponenten
Die wichtigsten Betriebsmittel eines Stromnetzes sind Generatoren, Transformatoren, Leitungen, Schaltanlagen, Umformer und Verbraucher [9]. Sie werden in den folgenden Abschnitten
vorgestellt.
Generatoren
Generatoren werden eingesetzt, um die von der Antriebsmaschine gelieferte mechanische Energie in elektrische Energie umzuwandeln. In der konventionellen Energieerzeugung handelt es
sich bei den Antriebsmaschinen meist um Turbinen, bei den Generatoren um große fremderregte Synchronmaschinen, welche meist über einen Transformator mit dem Netz gekoppelt sind.
Zusammen wird diese Einheit auch als Synchrongruppe bezeichnet. Gegenüber Asynchronmaschinen bieten Synchrongeneratoren den Vorteil, Blindleistung zu liefern, beliebig zu regeln
oder auch aufzunehmen, wenn im Netz Blindleistungsüberschuss besteht.
In thermischen Kraftwerken kommen hauptsächlich Vollpolmaschinen mit ein bis zwei Polpaaren zum Einsatz. Wasserturbinen oder Dieselmaschinen laufen mit geringerer Drehzahl und
werden folglich als Schenkelpolmaschinen mit einer Polpaarzahl ≥ 3 betrieben.
Das zur Stromerzeugung benötigte Magnetfeld wird durch einen Erregerstrom im Rotor aufgebaut und induziert durch die Rotation eine Spannung im Stator. Der Erregerstrom ermög7
licht es, die am Generator erzeugte Klemmspannung zu steuern. Abbildung 2.1 stellte den stark
vereinfachten Zusammenhang von Erregerstrom I e und Klemmspannung U K der idealen Vollpolmaschine im stationären Zustand dar. Dabei ist Xσ die Streuinduktivität, U E die induzierte Hauptspannung, Xhd die Hauptreaktanz und Rw der Wicklungswiderstand der Statorwicklung [9, S. 232 ff.].
Ie
Ie
jXhd
jXσ
Rw
UE
I
UK
Abbildung 2.1: Stationäres Ersatzschaltbild der idealen Vollpolmaschine
mit Stromquelle
Die Klemmspannung berechnet sich wie folgt:
U K = U E − jXσ I − Rw I.
(2.3)
In der Praxis erfolgt eine Spannungsregelung, so dass der Erregerstrom ständig den Netzbedingungen angepasst wird. Die maximale Klemmspannung ist durch die Leistung der Isolatoren begrenzt. Die optimale Nennspannung einer 300-800 MVA-Maschine beispielsweise beträgt 21 kV. Um höhere Spannungen zu erzielen, werden bisher Transformatoren eingesetzt.
Durch Fortschritte in der Isolationstechnik ist es in Zukunft allerdings auch denkbar, Generatoren direkt ans Übertragungsnetz anzuschließen [9, S. 219 ff.].
Die Leistung einer Synchronmaschine wird durch die Primärenergiezufuhr bestimmt. Der Rotor wird durch ein mechanisches Drehmoment angetrieben, z.B. die Welle einer Turbine. Dieses
wird durch den Generator in ein elektrisches Drehmoment überführt und bestimmt die elektrische Leistung des Generators. Die elektrische Leistung entspricht der mechanisch zugeführten
Leistung abzüglich der bei der Umwandlung auftretenden Verluste, beispielsweise durch Reibung. Der Zusammenhang zwischen Leistung P , Drehmoment M und Rotationsgeschwindigkeit ω ist
P =M ·ω
(2.4)
und ist sowohl für die Betrachtung elektrischer als auch mechanischer Größen gültig. Ein Generator erzeugt also eine durch den Erregerstrom regelbare Spannung. Seine Leistung lässt sich
mit Hilfe des antreibenden Drehmoments regeln [9, S. 219 ff.].
Transformatoren
Wie in Unterkapitel 2.2.1 bereits beschrieben, ist das Stromnetz in Spannungsebenen gegliedert. Die Umspannung zwischen den Spannungsebenen erfolgt durch Drehstromtransformatoren. Die Wicklungen der drei Phasen können in Stern (Y), Dreieck (D) oder Zickzack (Z)
verbunden sein. Die Wicklungsart der oberspannungsseitigen Wicklung wird dabei mit einem
8
Großbuchstaben angegeben, die Unterspannungsseite ist durch einen Kleinbuchstaben gekennzeichnet. Außerdem enthält die Angabe der Schaltungsart noch eine Angabe zur Phasenverschiebung. Diese entspricht der angegebenen Zahl multipliziert mit 30◦ .
Generatoren oder Verteilnetze werden per Yd-Schaltung an das Übertragungsnetz angeschlossen. Diese Schaltung wird gewählt, da das Übersetzungsverhältnis dadurch noch verstärkt wird
und auf der Hochspannungsseite ein Neutralleiter geführt und geerdet werden kann [8, S. 47 f.].
Die Verbindung zwischen Verteilnetz und Niederspannungsnetz wird durch die so genannten
Verteiltransformatoren realisiert. Sie umfassen einen Leistungsbereich von 100 kVA bis 2 MVA.
Für Leistungen kleiner 250 kVA wird die Yz5-Schaltung verwendet, bei größeren Leistungen Dy5. Die Sternpunkte werden auf der Niederspannungsseite geerdet [9, S. 133 ff.].
Die Funktion eines dreiphasigen Transformators wird durch das Übersetzungsverhältnis zwischen Ober- und Unterspannungsseite sowie den gewünschten Phasenversatz bestimmt. Das
Übersetzungsverhältnis ü0 ist das Verhältnis zwischen der Spannung an der Oberspannungsseite UO und der Spannung an der Unterspannungsseite UU . Es ist als
ü0 =
UO
UU
(2.5)
definiert und beschreibt den an den Ausgängen des Transformators messbaren Spannungsunterschied. Sind die Transformatorwindungen beidseitig gleich verschaltet, entspricht das Übersetzungsverhältnis dem Windungszahlverhältnis. Sind die Transformatorwindungen unterschiedlich verschaltet, so hängt dies nicht allein vom Windungszahlverhältnis, sondern zusätzlich von
der Übersetzung der Schaltgruppe ab. In diesem Fall beschreibt das äquivalente Windungszahlverhältnis ü, wie die Windungen einer Schaltgruppe dimensioniert werden müssen, um am
Ausgang das gewünschte Übersetzungsverhältnis zu erzielen [9, S. 133 ff.]. Die äquivalenten
Windungszahlverhältnisse für die gängigen Schaltgruppen Yd, Yz und Dy werden wie folgt
berechnet:
ü(Y d) =
√
ü(Y z) = √
3 ü0 ,
(2.6)
2
,
3 ü0
(2.7)
1
.
3 ü0
(2.8)
ü(Dy) = √
Leitungen
Das Verhalten zur Energieübertragung eingesetzter Leitungen ist durch die Leitungstheorie beschrieben. Dabei kann eine symmetrisch aufgebaute und belastete Drehstromleitung als Einphasenleitung betrachtet werden. Ein gängiges Ersatzschaltbild für eine elektrisch kurze Leitung ist
das π-Schema, s. Abbildung 2.2. Es ermöglicht die Beschreibung einer Leitung anhand der so
9
I1
R
L
I2
U1
U2
G/2
C/2
G/2
C/2
Abbildung 2.2: π-Ersatzschaltbild der elektrisch kurzen Leitung
genannten Leitungsbeläge. Diese werden pro Längeneinheit angegeben und umfassen de ohmschen Widerstand R, die Induktivität L sowie die Kapazität C und den Leitwert G.
Zur Betrachtung von Vorgängen mit einer Frequenz um 50 Hz können mit Ausnahme sehr
langer Hochspannungsleitungen praktisch alle Energieleitungen als elektrisch kurz betrachtet
werden. Bei Schaltvorgängen im kHz-Bereich ist dies nicht möglich. In diesem Fall ist es allerdings zulässig, die Leitung durch eine Verkettung mehrerer π-Sektionen zu betrachten, deren
Länge als elektrisch kurz gilt. Ob eine Leitung als elektrisch kurz zu betrachten ist, hängt von
ihrer Länge l und ihrem Übertragungsmaß γ ab. Ist
l≤
0.25
|γ|
(2.9)
darf die Leitung als elektrisch kurz betrachtet werden [9, S. 171 ff.]. Das Übertragungsmaß
berechnet sich aus der Querimpedanz Z 0 und der Längsimpedanz Y 0 :
√
γ=
Z 0Y 0 =
p
(R0 + jωL0 )(G0 + jω).
(2.10)
Zur Betrachtung von 50 Hz Vorgängen darf eine Kabelleitung maximal 50 km lang sein um
als elektrisch kurz zu gelten. Eine Freileitung darf unter diesen Bedingungen maximal 250 km
lang sein. Davon ausgehend kann die maximale Länge für eine elektrisch kurze Betrachtung
hochfrequenter Vorgänge über folgenden Zusammenhang berechnet werden:
lf < l50
f50
.
f
(2.11)
Dabei ist lf die maximale Kabellänge einer als elektrisch kurz geltenden Leitung bei der Frequenz f . f50 beschreibt die Ausgangsfrequenz von 50 Hz und l50 die maximale Kabellänge
einer als elektrisch kurz geltenden Leitung bei der Frequenz f50 . Anhand dieses Zusammenhangs lässt sich ermitteln, in wie viele verkettete π-Sektionen eine Leitung für die Betrachtung
eines hochfrequenten Vorgangs unterteilt werden muss [9, S. 171 ff.].
Das Verhalten einer elektrischen Leitung lässt sich demzufolge über die Leitungsbeläge ohmscher Widerstand, Induktivität, Kapazität und Leitwert sowie ihre Länge beschreiben. Außerdem ist zu beachten, ob es sich um ein Erdkabel oder eine Freileitung handelt und in welchem
Frequenzbereich die Leitung eingesetzt werden soll.
10
Verbraucher
Verbraucher, werden danach unterschieden, in welche Form von Arbeit sie die ihnen zugeführte elektrische Energie umwandeln. Rotierende Verbraucher wie der Asynchronmotor wandeln die ihnen zugeführte Energie in mechanische Arbeit um. Statische Verbraucher erzeugen daraus Licht oder Wärme. Im praktischen Netzbetrieb gilt, dass die angeschlossenen Lasten die Spannung im Netz senken und in Summe ohmsch-induktiv sind. Um die Auswirkungen der Verbraucher auf ein Netz zu untersuchen, ist es ausreichend, diese im Ersatzschaltbild summarisch darzustellen, d.h. an Knotenpunkten zusammenzufassen. Abbildung 2.3 zeigt
ein Ersatzschaltbild zur summarischen Darstellung von Lasten. Demzufolge kann jeder Verbraucher mittels der vier Komponenten ohmscher Widerstand, Induktivität, Kapazität und einer
Asynchronmaschine (AM) dargestellt werden [9, S. 313, 330 f.].
R
L
C
AM
Abbildung 2.3: Ersatzschaltbild der summarischen Last statischer Verbraucher und einer Asynchronmaschine (AM)
Verbraucher welche Ströme beziehen die nicht der Sinusform entsprechen, werden als nichtlineare Verbraucher bezeichnet und sind die häufigste Ursache von Oberschwingungen. Von
der Sinusform abweichende Ströme entstehen vor allem durch den Einsatz elektronischer Leistungssteuerung und auf Grund von Schaltvorgängen mit steilen Flanken. Die Form des Stroms
lässt auch die Spannung vom Sinus abweichen und senkt dadurch die Spannungsqualität. Dies
kann die Funktion empfindlicher Geräte beeinträchtigen. Um das zu vermeiden wurden so genannte Kompatibilitätspegel auf Seiten der Netzbetreiber und Immunitätspegel auf Seiten der
Verbraucher definiert. Sie beschreiben den im Netz maximal zulässigen sowie den vom Verbraucher maximal tolerierbaren Oberschwingungsgehalt. Um den Oberschwingungsgehalt gering zu halten, werden die Oberschwingungsströme der Verbraucher begrenzt, die Resonanz
von Kompensationsanlagen möglichst vermieden und sogenannte Oberschwingungssaugkreise
implementiert [9, S. 338 ff.].
11
2.3
Netzbetrieb
Im vorherigen Unterkapitel wurden die am Netzbetrieb beteiligten Komponenten und ihre Anordnung beschrieben. In diesem Unterkapitel sollen die für den Netzbetrieb wichtigen Größen
sowie deren Bedeutung, Eigenschaft und Regelung verdeutlicht werden. Dazu wird zunächst
die Aufgabe des Netzbetriebs erläutert. Anschließend werden Bedeutung und Eigenschaften
der Leistung, der Netzfrequenz sowie der Spannung dargestellt.
2.3.1
Aufgabe des Netzbetriebs
Die Aufgabe der Netzbetreiber ist es, elektrische Energie von Erzeugern zu Verbrauchern zu
übertragen. Dabei ist es wichtig, dass die bereitgestellte Energie den vorgeschriebenen Qualitätsstandards genügt. Diese werden durch sogenannte Systemdienstleistungen eingehalten, welche laut Transmission Code von 2007 wie folgt definiert sind: „Als Systemdienstleistungen
werden in der Elektrizitätsversorgung diejenigen für die Funktionstüchtigkeit des Systems unbedingt erforderlichen Leistungen bezeichnet, die Netzbetreiber für die Anschlussnehmer/ Anschlussnutzer zusätzlich zur Übertragung und Verteilung elektrischer Energie einbringen und
damit die Qualität der Stromversorgung bestimmen.“, [10, S. 49]. Dazu zählen die Frequenzund Spannungshaltung, der Versorgungswiederaufbau sowie die System-/Betriebsführung.
Das zu erstellende Modell soll die Betrachtung von Frequenz- und Spannungshaltung ermöglichen und Blindleistungskompensation darstellen können. Die Frequenzhaltung basiert auf
dem Wirkleistungsgleichgewicht im Netz, die Spannungshaltung ist hauptsächlich vom Blindleistungsfluss abhängig. Daher wird in diesem Kapitel zunächst der Begriff der elektrischen
Leistung und ihre Erscheinungsformen umrissen, um anschließend das Verhalten von Spannung und Frequenz sowie ihre Regelung im UCTE Verbundnetz darzustellen. Bedarf, praktische
Durchführung und Auswirkung von Systemdienstleistungen werden erläutert.
2.3.2
Leistungen
Die elektrische Leistung im Wechselstromkreis wird in Wirkleistung P und Blindleistung Q
unterteilt. Die geometrische Summe der beiden Anteile wird als Scheinleistung S bezeichnet.
Abbildung 2.4 stellt ihren Zusammenhang graphisch dar.
S
Q
ϕ
P
Abbildung 2.4: Leistungen im Wechselstromkreis mit Blindleistung Q,
Scheinleistung S, Wirkleistung P und Phasenwinkel ϕ
12
Das Verhältnis von Wirk- und Blindleistungsanteil wird durch den sogenannten Leistungsfaktor
cosϕ =
P
S
(2.12)
beschrieben. Dabei ist ϕ der Phasenwinkel zwischen Strom und Spannung. Der cos(ϕ) liegt
zwischen 0 und 1, wobei 0 für reine Blindleistung und 1 für reine Wirkleistung steht. Ein cos(ϕ)
von 1 wird angestrebt um das Netz zu entlasten.
Tabelle 1 fast zusammen, wie aus den Momentanwerten für den Strom I und die Spannung U
die Momentanwerte der Leistungen berechnet und in welcher Einheit diese angegeben werden [11, S. 290].
Name
Wirkleistung
Blindleistung
Scheinleistung
Einheit
W
var
VA
Formel
P = U Icos(ϕ)
Q = U Isin(ϕ)
S = UI
Tabelle 1: Momentanwertberechnung der Leistungen
In dreiphasigen Systemen sind die Gleichungen aus Tabelle 1 auf die einzelnen Stränge anwendbar. Ist P die Leistung eines Strangs und Pges die gesamte Leistung eines symmetrischen
Systems, so gilt:
Pges = 3P.
(2.13)
Dies gilt gleichermaßen für die Berechnung von Blind- und Scheinleistung [11, S. 293].
Wirkleistung
Die Wirkleistung ist die primäre Größe von Interesse bei der Energieübertragung. Sie fällt über
einem ohmschen Widerstand ab und wird vom Verbraucher in Arbeit umgewandelt. Bei rein
ohmschen Verbrauchern befinden sich Strom und Spannung in Phase. Dadurch nimmt ihr Produkt ausschließlich positive Werte an und schwingt mit der doppelten Netzfrequenz.
Blindleistung und ihre Kompensation
Blindleistung entsteht durch die Phasenverschiebung von Strom und Spannung an Induktivitäten und Kapazitäten. Sie wird benötigt, um das magnetische bzw. elektrostatische Feld an Spule
und Kondensator zu erzeugen, lässt sich aber nicht in Arbeit umwandeln. Somit wird sie nicht
verbraucht und pendelt im Netz hin und her. Die Kapazität des Netzes für die Übertragung
von Wirkleistung wird dadurch eingeschränkt. Da bereits die essentiellen Komponenten des
Stromnetzes, wie Leitungen oder Motoren, kapazitiv beziehungsweise induktiv wirken, lässt
sich Blindleistung nicht gänzlich vermeiden. Sie lässt sich jedoch durch gegenläufige Phasenverschiebung kompensieren.
13
Induktivitäten nehmen induktive Blindleistung auf und erzeugen dadurch eine induktive Phasenverschiebung. Die Phasenverschiebung wird als induktiv bezeichnet, wenn der Strom der
Spannung nacheilt, vgl. Abbildung 2.5. Da das Stromnetz praktisch ohmsch-induktiv ist, wird
eine Vergrößerung der induktiven Phasenverschiebung auch als Blindleistungseinspeisung ins
Netz bezeichnet.
Abbildung 2.5: Phasenverlauf von Strom und Spannung an einer Induktivität1
Kapazitäten nehmen kapazitive Blindleistung auf und erzeugen eine gegenläufige Phasenverschiebung. Bezogen auf das Netz wird dies als Blindleistungsbezug definiert [11].
Die Kompensation der Blindleistung sollte möglichst dort geschehen, wo die Blindleistung entsteht bzw. verbraucht wird. Dadurch kann der belastete Netzabschnitt möglichst klein gehalten
werden. Blindleistungskompensation wird bereits in den Generatoren, in extra dafür betriebenen Kompensationsanlagen, sowie am Verbraucher bzw. an Verbrauchergruppen durchgeführt [12, S. 627 f.]. Wenn das Stromnetz wie gewöhnlich induktiv ist und die Netzspannung
absinkt, werden Generatoren übererregt betrieben, um kapazitive Blindleistung einzuspeisen
und die Spannung dadurch zu stabilisieren. Bei niedrieger Auslastung wirken Leitungen kapazitiv, in diesem Fall wäre ein untererregter Generatorbetrieb nötig [11, 12].
Bei der Kompensation an Verbrauchern wird nach Einzel-, Gruppen- und Zentralkompensation
unterschieden. Bei der Einzelkompensation wird ein Verbraucher gemeinsam mit einer ShuntKapazität ans Netz geschaltet. Diese Form der Kompensation ist statisch und nur für Verbraucher anwendbar, deren Kompensationsbedarf konstant ist. Dies kann auch auf eine Gruppe von
Verbrauchern angewandt werden [11, S. 893 f.].
Der Blindleistungsbedarf im Netz ändert sich mit jedem Schaltvorgang. Für die Kompensation
von größeren Verbrauchergruppen oder Verbrauchern mit schwankendem Kompensationsbedarf ist somit eine geregelte Blindleistungskompensation nötig. Die Zentralkompensation ist
eine Verschaltung unterschiedlicher Kondensatorgruppen zur Blindleistungsregelung. Sie ist in
der Lage, Blindleistung in gewünschtem Umfang aufzunehmen beziehungsweise zu erzeugen
und eignet sich damit auch für inhomogene Verbrauchergruppen mit wechselndem Kompensationsbedarf. Die dazu genutzten Bauteilgruppen werden auch als FACTS (flexible AC transmission systems) bezeichnet. Handelt es sich um Thyristor-geschaltete bzw. gesteuerte Kapazitäten und Induktivitäten, so wird das Bauteil als Static VAR Compansation (SVC) bezeichnet.
1
https : //commons.wikimedia.org/wiki/File : Phasenverschiebunginduktiv.svg
14
Ein SVC ermöglicht niedrigere Reaktionszeiten als das mechanische Schalten von Kapazitäten
und Induktivitäten. Bei niedrigen Spannungen ist die Bereitstellung von Blindleistung wie bereits beschrieben besonders wichtig. Leider ist ein SVC unter diesen Umständen nur bedingt
in der Lage, Blindleistung bereitzustellen. Dieses Problem wurde durch die Entwicklung der
Static transient compensation (STATCOM) gelöst. Diese besteht aus einer invertergekoppelten
Spannungsquelle und einer DC seitigen Kondensatorbank [11, 12, 13].
Zur Kompensation von langen Freileitungen werden auch Shunt-Induktivitäten eingesetzt. Bei
niedriger Belastung begrenzen diese die kapazitive Wirkung der Leitung und den daraus resultierenden Spannungsanstieg [12, S. 629 ff.].
Im Rahmen der Energiewende und der damit verbundenen Netzausbaupläne ist die Blinleistungskompensation von besonderem Interesse. Sie trägt zum einen dazu bei, das Netz zu entlastet und dadurch einen erhöhten Wirkleistungstransport zu ermöglichen. Außerdem trägt sie
zur Spannungshaltung bei, vgl. Unterkapitel 2.3.4. Um diese Effekte betrachten zu können ist es
wichtig, den Wirk- und Blindleistungsgehalt der im Netz befindlichen Leistung zu kennen [11].
Scheinleistung
Die insgesamt vom Netz übertragene Leistung ist die Summe aus Wirk- und Blindleistung,
die sogenannte Scheinleistung. Sie ergibt sich aus dem Produkt von Strom und Spannung und
dient als Orientierung für die Auslegung der Netzkomponenten. Ihre alleinige Kenntnis lässt
allerdings keine Rückschlüsse auf Wirk- und Blindleistungsanteil zu [14, S. 108].
2.3.3
Netzfrequenz
Die Netzfrequenz entspricht der Rotationsgeschwindigkeit der ans Netz angeschlossenen Generatoren. Schwankungen in der Netzfrequenz basieren auf einer Differenz zwischen ins Netz
eingespeister und dem Netz entnommener Wirkleistung. Die Wirkleistungsdifferenz wird im
Folgenden auch als Wirkleistungsungleichgewicht bezeichnet und ist wie folgt definiert:
W irkleistungsdif f erenz = W irkleistungseinspeisung − W irkleistungsbezug. (2.14)
In einem großen Verbundnetz sind die auftretenden Wirkleistungsstöße im Vergleich zur Gesamtleistung des Netzes meist relativ klein. Dadurch ist die Netzfrequenz sehr stabil und nach
Abklingen der Synchronisierungsschwingungen überall gleich [15, S. 155]. Das bedeutet, die
Netzfrequenz ist eine globale Größe. Alle an das Netz angeschlossenen Synchrongeneratoren
rotieren mit derselben Rotationsgeschwindigkeit und die Netzfrequenz kann durch deren Messung an einem beliebigen Generator bestimmt werden. Im UCTE hat die Netzfrequenz einen
Nennwert von 50 Hz und eine zulässige Schwankungsbreite von ±0,2% [7]. Bereits ab einer
Frequenzabweichung von ±20 mHz wird die erste aktive Form der Frequenzregelung, die so
genannte Primärregelung aktiviert [16]. Die Frequenzabweichung wird folglich als Indikator
für eine Wirkleistungsdifferenz im Netz herangezogen. Sie dient als Maß zur Anpassung der
Energieerzeugung und gibt den Nachregelungsbedarf der Kraftwerke vor. Zur Frequenzhaltung
wird Energie aus vier Energiepools bereit gestellt:
15
Unmittelbar nach dem Auftreten eines Wirkleistungsungleichgewichts sorgt die Trägheit der rotierenden Masse für eine Frequenzstabilisierung. Solang das Netz in ausreichendem Maß über
rotierende Massen verfügt, ist dies ein dem System innewohnender Effekt, der natürlich auftritt
und keiner Regelung bedarf. Anschließend erfolgt die Regelung der Kraftwerksleistung. Diese
wird in Primär-, Sekundär- und Tertiärregelung unterschieden. Die drei Formen unterscheiden
sich hauptsächlich in ihrer Reaktions- und Ausführungszeit.
In den folgenden Abschnitten sind die Beziehung zwischen Frequenz und Leistung, die Bedeutung der rotierenden Masse sowie die einzelnen Schritte der Frequenzregelung erläutert.
Beziehung zwischen Frequenz und Leistung
Wie bereits erwähnt basiert die Netzfrequenz auf dem Gleichgewicht zwischen Wirkleistungserzeugung und -verbrauch. Entspricht die erzeugte Leistung dem Verbrauch, so bleibt die Frequenz konstant [12, S. 583]. Für die Betrachtung der Leistung eines Synchrongenerators
P = Mω
(2.15)
ω = 2πf.
(2.16)
ist die Rotationsgeschwindigkeit
Dabei ist f die Frequenz. Dieser Zusammenhang gilt sowohl für die mechanische als auch
für die elektrische Betrachtung der enthaltenen Größen. Bei einer elektrischen Betrachtung ist
darauf zu achten, die Anzahl der Polpaare in die Rotationsgeschwindigkeit einzubeziehen.
Für die Frequenzhaltung bedeutet dieser Zusammenhang: Soll die Frequenz trotz Änderung
im Leistungsbezug konstant gehalten werden, so ist das Drehmoment anzupassen. Dies entspricht einer Änderung der Primärenergiezufuhr eines Kraftwerks und findet so beispielsweise
im Rahmen der Primärregelung statt. Ändert sich der Leistungsbezug bei gleichbleibendem
Drehmoment, so ändert sich die Frequenz.
Das Verhältnis zwischen Leistungs- und Frequenzänderung wird im Continental Europe Operation Handbook der European Network of Transmission System Operators for Electricity als
Network Power Frequency Charakteristik λu bezeichnet.
λu =
∆Pa
∆f
(2.17)
wobei ∆Pa die störungsverursachende Leistungsabweichung und ∆f die durch die Störung
verursachte Frequenzabweichung im quasi-steady-state ist. λu ist ein netzspezifischer Kennwert und beschreibt wie groß die Leistungssteigerung sein muss, um im quasi-steady-state
eine gewisse Frequenzerhöhung in einem Netz zu erzielen. Dem UCTE Netz wird ein λu
von 26.680 MW/Hz zugeordnet [17].
16
Einfluss der rotierenden Masse
Die Geschwindigkeit mit der sich die Frequenz ändert, bzw. wie viel Energie aufgewendet werden muss, um die Frequenz um einen gewissen Betrag zu ändern, hängt von der rotierenden
Masse ab [12, S. 132]. Die rotierende Masse besteht aus den ans Netz angeschlossenen Rotoren. Diese besitzen ein Trägheitsmoment J und damit eine kinetische Energie Ekin :
1
Ekin = Jω 2 .
2
(2.18)
Bei einer Wirkleistungsdifferenz wird dem Netz Energie zugeführt bzw. entzogen. Dies führt
dazu, dass die rotierenden Massen beschleunigt bzw. abgebremst werden, also Energie aufnehmen bzw. abgeben. Da zunächst die Massenträgheit überwunden werden muss, verzögert sich
die Änderung der Netzfrequenz. So trägt die rotierende Masse zu deren Stabilisierung bei.
Das Trägheitsmoment des Netzes ist die Summe der Trägheitsmomente aller rotierenden Massen im Netz. Es ändert sich mit der Zusammensetzung der sich in Betrieb befindlichen Kraftwerke. Regenerative Erzeuger sind fast ausschließlich invertergekoppelt. Das bedeutet sie bringen
keine rotierenden Massen ins Netz ein. Durch den zunehmenden Anteil an erneuerbaren Energien sinkt das Trägheitsmoment des Netzes. In [18] wird diese Eigenschaft des Netzes in Form
einer mittleren Zeitkonstante
Ttgrid =
Jt (2πf0 )2
P0
(2.19)
dargestellt. Dabei ist Ttgrid die Zeitkonstante des Netzes zum Zeitpunkt t. Jt ist das gesamte
Trägheitsmoment des Netzes zu diesem Zeitpunkt. f0 ist die Nennfrequenz des Netzes und P0
die gesamte Nennleistung aller zu diesem Zeitpunkt ans Netz angeschlossenen Synchrongeneratoren. Da Jt unbekannt ist wurde ein fiktiver Erzeugerpark erschaffen, dessen Maschinen mit
typischen Werten in die Gesamtberechnung eingehen. Für das Jahr 2012 ergab sich daraus eine
mittlere Zeitkonstante von 10,24 s. Für das Jahr 2033 wird von einer Reduktion der rotierenden
Masse um 50 % ausgegangen, was zu einer Zeitkonstante von 5,11 s führt [18].
Frequenzregelung
Die Frequenzregelung des UCTE Verbundnetzes ist im Continental Europe Operation Handbook beschrieben. Das UCTE Verbundnetz ist in Regelblöcke und diese wiederum in Regelzonen unterteilt. Der deutsche Anteil des Verbundnetzes entspricht dabei einem Regelblock,
welcher vier Regelzonen beinhaltet. Die Frequenzregelung des Netzes erfolgt in drei Schritten, welche als Primär-, Sekundär- und Tertiärregelung bezeichnet werden. Die Primärregelung
dient dazu, die Wirkleistungsdifferenz auszugleichen und ein Fortschreiten der Frequenzänderung zu unterbinden. Nach dieser Stabilisierung ist die Frequenz zwar wieder konstant, weicht
aber noch von der Nennfrequenz ab. Schließlich wurde der rotierenden Masse im Zeitraum bis
zum Ausgleich der Wirkleistungsdifferenz Energie entzogen. Die Sekundärregelung dient dazu, die Frequenz wieder auf ihren Nennwert zu bringen, die Tertiärregelung unterstützt dies
langfristig.
17
Im ungestörten Betrieb sollte die Netzfrequenz einen Toleranzbereich von ± 20 mHz um die
Nennfrequenz nicht verlassen. Bei Verlassen des Toleranzbereichs erfolgt die automatische Aktivierung der Primärregelung. Bis zu ihrer Aktivierung vergehen nur wenige Sekunden. Jede
Regelzone ist verpflichtet, jederzeit eine ihrer Nennleistung entsprechende Regelleistung vorzuhalten. Im Regelfall wird diese in allen Regelzonen möglichst gleichzeitig aktiviert. Die Regelung erfolgt dabei vermehrt adaptiv. Je nach Ausmaß der Frequenzabweichung erfolgt eine
anteilige Aktivierung der Regelleistung, bei einer Frequenzabweichung von ± 200 mHz muss
eine vollständige Aktivierung innerhalb von 30 s erfolgen. Der Großteil der Primärreserve ist
nach 20 s aktiviert.
Die Sekundärregelung wird 15 bis 30 s nach Eintritt des Regelfalls aktiviert. Im Gegensatz zur
Primärregelung erfolgt diese regelzonenspezifisch. Dazu wird zusätzlich zur Frequenzdifferenz
das Wirkleistungsgleichgewicht innerhalb der Regelzone betrachtet indem die der Regelzone
zu- und abfließende Wirkleistung gemessen wird. Der so genannte Area Control Error G ist die
zur Regelung der Proportional Integral (PI)-geregelten Sekundärleistung benötigte Regelgröße.
G = Pmeas − Pprog + Kri (fmeas − f0 ),
(2.20)
dabei ist Pmeas die Summe der momentan gemessenen Leistungsflüsse in angrenzenden Regelzonen, Pprog die Summe des geplanten Leistungsaustauschs mit angrenzenden Regelzonen
und Kri das der momentanen Erzeugungssituation angepasste λu der Regelzone in MW/Hz.
Die Frequenzdifferenz zur Nennfrequenz f0 wird als fmeas − f0 definiert.
Bezogen auf das Wiedererreichen der Nennnetzfrequenz löst die Sekundärreserve die Primärreserve ab. Darüber hinaus sorgt sie dafür, dass sich innerhalb der Regelzonen wieder ein Wirkleistungsgleichgewicht einstellt. Die Sekundärreserve ist für eine Dauer von maximal 15 min
ausgelegt, nach Ablauf dieser Zeit sollte die Netzfrequenz wieder im Toleranzbereich um den
Nennwert liegen. Darüber hinausgehender Bedarf wird ähnlich wie per Sekundärreserve durch
die Tertiärreserve abgedeckt [17].
2.3.4
Spannung
Im Gegensatz zur globalen Netzfrequenz ist die Spannung eine lokale Größe und kann auch
innerhalb einer Spannungsebene von Knotenpunkt zu Knotenpunkt sehr unterschiedlich sein.
Dies hängt von den Eigenschaften des Netzes ab und wird maßgeblich vom Blindleistungsfluss bestimmt, denn der Blindleistungsgehalt im Netz wirkt sich nicht nur auf die Kapazität
zur Wirkleistungsübertragung sondern auch auf die Netzspannung aus. Im ohmsch-induktiven
Netz hebt eine Blindleistungseinspeisung, also eine Erhöhung der Induktivität, die Netzspannung. Ein Blindleistungsbezug durch eine Vergrößerung der Kapazität, senkt die Netzspannung.
Abbildung 2.6 zeigt die Spannungen an einer Reihenschaltung von ohmschem Widerstand UR ,
Induktivität UL und Kapazität UC für zwei unterschiedlich große Kapazitäten [11].
In beiden Zeigerdarstellungen ist die kapazitive Phasenverschiebung kleiner als die induktive,
die Schaltungen ist folglich in Summe ohmsch-induktiv. In der rechten Zeigerdarstellung ist die
kapazitive Phasenverschiebung größer als in der linken. Dies führt zu einer Verringerung des
18
UC1
U1
UC2
UL
ϕ1
I
UL
U2
ϕ2
UR
I
UR
Abbildung 2.6: Zeigerdarstellung der Spannungen an der Reihenschaltung von ohmschem Widerstand, Induktivität und Kapazität
Phasenwinkels und kommt einer Blindleistungskompensation, also einem Blindleistungsbezug
gleich. Dadurch ist die resultierende Spannung U2 kleiner als U1 .
Blindleistungsstöße werden beispielsweise durch das Einschalten größerer Motoren verursacht
und führen zu erheblichen Spannungsschwankungen. Durch Netzplanung und Spannungsregelung wird die Spannung an allen Lastknoten in einem Spannungsband von ± 5-10 % um
die Sollspannung gehalten. Bei der Netzplanung wird beispielsweise berücksichtigt, wie viele Endverbraucher an einen Strang im Niederspannungsnetz angeschlossen werden können.
Die Leitungsverluste dürfen insgesamt nur so groß sein, dass alle Verbraucher am Strang mit
Spannungen innerhalb des Spannungsbandes versorgt werden. An der Spannungsregelung sind
Transformatoren mit Stufenschaltern, die Spannungsregelung der Generatoren sowie Blindleistungskompensationsanlagen beteiligt. Blinleistungskompensation sollte möglichst ortsnah
durchgeführt werden [15, S. 155].
19
2.4
Lithiumionen Speicher
Lithiumionen (Li-Ion) Speicher zählen zu den wiederaufladbaren elektrochemischen Energiespeichern und dienen dem Netz bislang als Kurzzeitspeicher. Vor allem Systemdienstleistungen,
wie die unterbrechungsfreie Stromversorgung sowie Strom- und Spannungsstabilisierung, werden damit realisiert. Die Einsatzdauer hängt von der Speicherkapazität, dem Ladezustand sowie
der Betriebsweise ab und bewegt sich im Bereich von Sekunden bis zu einer Stunde [19].
Ein beispielhaft zu nennendes Li-Ion Batteriekraftwerk der Megawattklasse wird durch den
Verteilnetzbetreiber WEMAG in Schwerin betrieben. Es hat eine Kapazität von 5 MWh bei
einer Leistung von 5 MW und liefert Systemdienstleistungen zur Frequenzhaltung [20].
2.4.1
Charakteristik von Lithiumionen Speichern
Das Betriebsverhalten einer Batterie lässt sich anhand des Spannungsverlaufs, der Stromabhängigkeit der entnehmbaren Kapazität, des Temperatureinflusses und der Alterung charakterisieren. Die Spannung einer Batterie hängt von ihrem Ladezustand ab. In vollgeladenem Zustand ist
die Spannung maximal und nimmt mit zunehmender Entladung stetig ab. Kurz vor der maximalen Entladung bricht die Spannung ein. Eine Li-Ion Batterie hat bei Lade- und Entladevorgang
einen identischen Spannungsverlauf, so dass die Spannung als Indikator für den Ladezustand
herangezogen werden kann. Für einen sicheren Betrieb sollte die Batterie ausschließlich innerhalb ihrer Spannungsgrenzen, also den Spannungswerten bei 100% bzw. 0% Ladezustand
betrieben werden.
Die der Batterie entnehmbare Kapazität C hängt vom Entladestrom ab und wird durch eine Konstantstromentladung ermittelt. Je höher der Entladestrom, desto niedriger die maximale Entladekapazität. Für verschiedene Entladeströme stellen sich folglich verschiedene Kapazitäten ein,
welche durch die Angabe der Entladezeit unterschieden werden. Demzufolge wird die Kapazität, die gemessen wird wenn die Entladung mit einem Strom erfolgt, der einer Entladedauer
von fünf Stunden entspricht, C5 Wert genannt. Des Energiegehalts E eines Speichers berechnet
sich über das Produkt aus dessen Kapazität und der Nennspannung UN zu
E = C · UN
(2.21)
und wird in der Einheit Wattstunden (Wh) angegeben.
Auch die Spannung ist bei höherem Entladestrom und gleichem Entladezustand niedriger. Beim
Betrieb ist darauf zu achten, dass der maximal zulässige Lade- bzw. Entladestrom nicht überschritten wird, da dieser die Zelle irreversibel schädigen würde.
Darüber hinaus hat auch die Temperatur einen Einfluss auf die Entladekurve. Bis 20◦ C erhöht
sich die entnehmbare Kapazität bei steigenden Temperaturen merklich. Bei tiefen Temperaturen
sinkt auch die entnehmbare Kapazität, unter −10◦ C kommt es zu Beginn des Entladevorgangs
zu einem Spannungseinbruch.
Zudem gibt es einige Vorgänge, die zu einem irreversiblen Kapazitätsverlust führen. Diese werden als Alterung der Batterie bezeichnet. Bei Li-Ion Batterien tritt sowohl eine kalendarische,
als auch eine durch Benutzung bedingte Alterung auf. Dies kommt einem Anwachsen des In20
nenwiderstands gleich und hat vielfältige Ursachen. Zusätzlich ist der reversible Kapazitätsverlust durch Selbstentladung zu beachten [21, S. 266 ff.].
2.4.2
Ersatzschaltbild eines Lithiumionen Speichers
Zur Modellierung einer Batterie als Energiequelle eines elektrischen Systems wird ein elektrisches Ersatzschaltbild der Batterie erstellt. Es besteht generell aus einer Gleichspannungsquelle
und einem Innenwiderstand Ri . Um das transiente Verhalten einer Li-Ion Batterie im dynamischen Betrieb abbilden zu können, bedarf es zusätzlich mindestens eines RC- Glieds. Mit Hilfe
eines RC-Glieds lässt sich kurzfristiges dynamisches Verhalten darstellen. Um auch langfristige
Vorgänge abbilden zu können muss ein weiteres RC-Glied ergänzt werden, s. Abbildung 2.7.
CC1
CC2
RC1
RC2
Ri
DC
Abbildung 2.7: Ersatzschaltbild einer Batterie
Um die in Abschnitt 2.4.1 beschriebene Charakteristik einer Batterie darzustellen, wird das Ersatzschaltbild parametriert. Dies ist sehr aufwendig und erfodert genaue Kenntnisse der Batterie
sowie Messungen während der abzubildenden Zustände [22, 23].
2.4.3
Netzkopplung von Lithiumionen Speichern
Batteriespeicher werden über einen Wechselrichter und einen Transformator ans Stromnetz angeschlossen. Der Wechselrichter beinhaltet einen Chopper, eine DC Bus, einen Insulated-Gate
Bipolar Transistor (IGBT) basierten Inverter und einen AC Filter, s. Abbildung 2.8. Er ermöglicht die Umwandlung zwischen Gleich- und Wechselspannung und reduziert die dabei entstehenden Oberwellen [24].
Der Inverter wandelt den von der Batterie bereit gestellten Gleichstrom in einen dreiphasigen
Wechselstrom um. Herkömmlich wird dazu das Prinzip der Pulsweitenmodulation (PWM) genutzt. Das bedeutet es werden Stromimpulse unterschiedlicher Dauer und Auslenkung erzeugt,
welche die IGBTs einer Halbbrücke steuern und am Verbraucher eine angenäherte Sinusspannung erzeugen. Zur Glättung der Spannung wird wird der AC-Filter verwendet. Dennoch sind
die so erzeugten Spannungen nicht immer exakt sinusförmig und sind dadurch Mitverursacher
von Oberwellen im Netz [24]. Mittlerweile gibt es Wechselrichter, die Ausgangsströme mit exakter Sinusform erzeugen, welche den durch Synchrongeneratoren erzeugten Ströme in keiner
Weise nachstehen [25].
21
Inverter
AC-Filter
DC-Bus
Chopper
Batterie
i
i
i
Abbildung 2.8: Ersatzschaltbild eines typischen Wechselrichters mit angeschlossenem Batteriespeicher
Die Steuerung der Wechselrichter unterscheidet sich in netz- und selbstgeführte Steuerung. Ein
netzgeführter Wechselrichter richtet sich nach der im Netz vorliegenden Frequenz und wird
beispielsweise für den Anschluss von Photovoltaik-Anlagen eingesetzt. Der Einspeisevorgang
erfolgt spannungsgeführt, um die Höhe der anliegenden Netzspannung zu berücksichtigen und
den Strom in der gewünschten Phase einzuspeisen. Dadurch ist es möglich, reine Wirkleistung oder auch Blindleistung einzuspeisen. Zur unterbrechungsfreien Stromversorgung werden selbstgeführte Wechselrichter eingesetzt. Sie sind in der Lage, Frequenz und Spannung des
abgegebenen Stroms selbst vorzugeben [25].
22
3
Modellbeschreibung
In diesem Kapitel wird das Modell beschrieben. Die Modellbildung beginnt mit der, in Unterkapitel 3.1 beschriebenen Auswahl einer geeigneten Simulationssoftware. Die Festlegung der
Modellstruktur samt der darin enthaltenen Netzbestandteile wird in Unterkapitel 3.2 erläutert.
Es wird ein Ansatz für die Modellierung dieser Netzbestandteile gewählt und deren Umsetzung
in der Software dargestellt. Neben dem zu betrachtenden System sind Subsysteme zur Steuerung und Auswertung implementiert, welche eine Veränderung der Eingangsgrößen ermöglichen und Messwerte generieren, diese aufbereiten und in der gewünschten Form ausgeben. Die
Eingangsgrößen sind in Unterkapitel 3.3 vorgestellt. Die Ausgangsgrößen und die zugehörigen Subsysteme sind in Unterkapitel 3.4 beschrieben. Die implementierten Möglichkeiten zur
Steuerung des Modells sind in Unterkapitel 3.5 erläutert.
3.1
Wahl der Simulationssoftware
Da die Abstraktionsebene des Modells so zu wählen ist, dass sowohl Wirk- und Blindleistungen
als auch Oberschwingungen simuliert werden können, wird für ein EMT-Modell entschieden.
Aus Kostengründen und der einfachen Bedienbarkeit halber fiel die Wahl auf die Simulationssoftware Plecs in der Ausführung Plecs Standalone.
Zur Modellbildung werden die in Plecs verfügbaren mathematischen Modelle der gängigen
Netzkomponenten verwendet. Sie sind in Form von Komponenten-Blöcken visualisiert und bieten eine Oberfläche zur Parametrierung des Komponenten-Modells. Oft sind mehrere Varianten
eines Komponenten-Modells verfügbar. Die Auswahl der Modellvariante orientiert sich an der
in der Praxis eingesetzten und in Kapitel 2.2.2 beschriebenen Ausführung der Komponenten.
3.2
Modellstruktur
Anhand des zu erstellenden Modells sollen vor allem die Frequenz- und Spannungshaltung innerhalb eines Niederspannungsnetzes auf 400 V Ebene und am Netzübergabepunkt zu einem
Mittelspannungsnetz auf 20 kV Ebene betrachtet werden. Das Niederspannungsnetz soll einen
Batteriespeicher, einen Verbraucher sowie die verbindenden Leitungen enthalten. Das Modell
des Mittelspannungsnetzes soll sich möglichst so verhalten, wie ein an das europäische Verbundnetz angeschlossenes Mittelspannungsnetz.
Bezüglich der Frequenzhaltung verhält sich selbst das europäische Verbundnetz in erster Näherung wie ein Inselnetz. Dabei entspricht die Generatorleistung der Summe aller Kraftwerksleistungen im Netz und die Last der der summierten Verbraucher [9, S. 259]. Darauf aufbauend
wurde eine Unterteilung des Modells in vier Abschnitte gewählt. Diese Abschnitte sind das Verbundnetz, der Batteriespeicher, der Verbraucher und die Leitungen. Abbildung 3.1 stellt schematisch dar, wie das Verbundnetz, der Batteriespeicher und der Verbraucher über drei Leitungen
miteinander verbunden sind.
Im Abschnitt Verbundnetz (VBN) wird der Netzübergabepunkt zwischen dem zu betrachtenden
Niederspannungsnetz und dem angrenzenden Mittelspannungsnetz dargestellt. Der Abschnitt
23
Batterie
Leitungen
Verbundnetz
Verbraucher
Abbildung 3.1: Schematische Darstellung der Modellstruktur und Benennung der Abschnitte
umfasst neben dem Modell des Mittelspannungsnetzes den Verteiltransformator zur Transformation von 20 kV auf 400 V sowie eine Verbindungsleitung. Mit dem Abschnitt Batteriespeicher, oder kurz Batterie, soll das gesamte Speichersystem dargestellt werden, also die Energiequelle inklusive blindleistungsfähigem Wechselrichter. Der Verbraucher stellt die variable Last
des Niederspannungsnetzes dar, die Leitungen bilden die Verbindungskabel zwischen den einzelnen Abschnitten ab. In der folgenden Modellbeschreibung ist mit „Verbundnetz“ das Netz
außerhalb des modellierten Niederspannungsnetzes gemeint.
Die im vorigen Absatz beschriebenen Modellabschnitte bilden das zu simulierende System ab.
Darüber hinaus sind Abschnitte zur Steuerung, Signalverarbeitung und Ergebnisausgabe nötig.
Die Steuerung ermöglicht die Veränderung der Eingangsgrößen des Modells zum Simulieren
verschiedener Szenarien. Es gibt die Möglichkeit, die Eingangsgrößen während der Simulation
manuell zu variieren oder ein festgelegtes Beispielszenario automatisch simulieren zu lassen.
Der Abschnitt Signalverarbeitung dient dazu, die messbaren Größen Frequenz, Spannung und
Strom so aufzubereiten, dass sie wie gewünscht abgebildet werden können, z.B. Strom und
Spannung in gleicher Größenordnung damit der Phasenversatz deutlich wird. In diesem Abschnitt erfolgt auch die Berechnung von Wirk- und Blindleistungsanteil. Der Abschnitt Ausgabe beinhaltet sämtliche Ausgabefenster zur Anzeige der zu betrachtenden Größen. Es werden
Messwerte aller Messpunkte in unterschiedlichen Zusammensetzungen dargestellt. Es gibt beispielsweise ein Ausgabefenster welches die Spannungen aller drei Phasen an drei Messpunkten
im Netz darstellt um die Spannungshöhen zu vergleichen und ein anderes, welches Strom und
Spannung einer Phase an drei Messpunkten darstellt, um Unterschiede im Phasenversatz zu verdeutlichen. Abbildung 3.2 gibt einen Überblick über sämtliche Abschnitte des Modells. In den
folgenden Unterkapiteln wird erläutert, wie die einzelnen Abschnitte in Plecs modelliert sind.
24
Modell
Steuerung
Manuelle
Steuerung
Beispielszenario
Signalverarbeitung
Wirk-/Blindleistungsberechnung
Berechnung des
Phasenversatzes
Netzabschnitte
VBN
Batterie
Generator
Stromquelle
Frequenzmessung
Steuerung
Ausgabe
Strom
Spannung
Leistungen
Phasenwinkel
Schalter
Frequenz
Transformator
Leitung
Verbraucher
Pi-Modell
Grundzustand
Alternativen
Abbildung 3.2: Übersicht über den Aufbau des Gesamtmodells
3.2.1
Modellierung des Verbundnetzes
Das Verbundnetz soll dem Niederspannungsnetz als primäre Energiequelle dienen und eine
Nennspannung von 20 kV liefern. Diese wird mittels eines Verteiltransformators auf 400 V
transformiert und an das Niederspannungsnetz angeschlossen. Für Frequenzbetrachtungen ist
es wichtig, die Trägheit der rotierenden Masse abbilden zu können. Da diese über das Trägheitsmoment der sich im Netz befindlichen Generatoren definiert wird, siehe Unterkapitel 2.3.3, soll
das Verbundnetz als statisch erregter Synchrongenerator (SG) und nicht als ideale Spannungsquelle abgebildet werden. Über diesen Ansatz können Leistung und Spannung des Verbundnetzes gesteuert und die Trägheit der sich im Netz befindlichen rotierenden Masse abgebildet
werden.
Da in großen Kraftwerken meist Vollpolmaschinen verwendet werden, wird zur Modellierung
des Verbundnetzes das in Plecs hinterlegte Modell einer Vollpolmaschine gewählt. Diese wird
25
durch ein variables Drehmoment gespeist, welches die mechanische Leistung einer Turbine
darstellt. Der Erregerstrom wird durch eine ideale Stromquelle erzeugt. Dabei ist es in Plecs
nicht möglich, diese direkt mit dem Synchrongenerator zu verbinden. Die Verbindung erfolgt
durch Einsetzen je eines Widerstands von 1 Ω in Serie und parallel zur Stromquelle. Wie in Unterkapitel 2.2.2 beschrieben, wird die Transformation zwischen Mittel- und Niederspannungsnetzen praktisch durch dreiphasige Verteiltransformatoren realisiert. Da der Batteriespeicher
zu Leistungen im MW-Bereich fähig sein soll, wird die für Transformatorleistungen oberhalb
von 250 kVA übliche Dy5-Schaltung gewählt. Diese wird durch die Wahl des Plecs-Modells
eines Dy-Transformators und die Parametrierung von dessen Phasenversatz realisiert, vgl. Unterkapitel 4.2.1. Die Verbindung von Synchrongenerator und Verteiltransformator wird durch
einen Leitungsabschnitt realisiert.
3.2.2
Modellierung der Leitungen
Für die Modellierung der Leitungen wird das Plecs Modell Transmission Line verwendet. Dieses beschreibt das Verhalten dreiphasiger Leitungen anhand ihrer Leitungsbeläge. Es wird, wie
in Unterkapitel 2.2.2 beschrieben, eine Darstellung durch das π- Modell gewählt. Beim Verbinden der einzelnen Abschnitte ist darauf zu achten, dass die Phasen korrekt zugeordnet werden.
Das vorliegende Modell beinhaltet vier Leitungsabschnitte, ihre Benennung erfolgt nach Abbildung 3.3.
Batterie
L1
Verbundnetz
SG
LVBN
L3
Leitungen
L2
Verbraucher
L
Leitung
Abbildung 3.3: Schematische Modellübersicht zur Benennung der Leitungen
26
3.2.3
Modellierung des Verbrauchers
Die Verbraucher in einem Niederspannungsnetz sind meist Haushalte oder kleinere Gewerbe.
Sie sind alle an eine vom Verbundnetz gespeiste Strangleitung angeschlossen und werden mit
einer Spannung von 400 V versorgt. Da zwischen den einzelnen Verbrauchern Leitungen liegen,
über denen ein Spannungsabfall auftritt, variiert die an den einzelnen Verbrauchern anliegende
Spannung von höheren Spannungen am Transformator nahen Ende des Strangs zu niedrigeren
Spannungen am Transformator fernen Ende des Strangs. Außerdem variiert die Leistungsaufnahme der einzelnen Verbraucher, insgesamt und auch bezogen auf die Belastung der einzelnen
Phasen.
Da der Verbraucher in diesem Modell zunächst lediglich dazu dient, eine Gesamtlast zu simulieren und dadurch den Bedarf an Wirk- und Blindleistung zu variieren, wird auf die Modellierung
der Spannungsabfälle über den Leitungen zwischen den einzelnen Verbrauchern verzichtet. Der
Verbraucher wird, wie in Unterkapitel 2.2.2 beschrieben, als Gesamtimpedanz, also als Summe
aller Einzelverbraucher an einem Knotenpunkt dargestellt. Betrachtungen an unterschiedlichen
Abschnitten des Strangs sind dadurch ausgeschlossen. Sollte der Bedarf dafür entstehen, lassen
sich die erforderlichen Leitungen ergänzen.
Wie in Unterkapitel 2.2.2 erläutert, kann jeder elektrische Verbraucher grundsätzlich durch
ohmsche Widerstände, Induktivitäten, Kapazitäten und Asynchronmotoren abgebildet werden.
Praktisch verhält sich das europäische Verbundnetz in Summe ohmsch-induktiv. Daher wird
der Verbraucher hier als dreifache Ausführung einer Reihenschaltung aus einem Wirkwiderstand und einer Induktivität dargestellt. Jede Phase wird über einen solchen RL-Zweig mit der
Erde verbunden. Die Parametrierung des Verbrauchers erfolgt über je eine Variable für die Widerstände und eine für die Induktivitäten. So ist garantiert, dass alle drei Phasen eine symmetrische Belastung erfahren und die in Unterkapitel 2.2.2 getroffenen Vereinfachungen gültig sind.
Durch Hinzufügen weiterer Variablen ist es möglich, unterschiedliche Verbraucher zu modellieren und Phasen ungleichmäßig zu belasten.
Um Schaltvorgänge simulieren zu können soll zwischen unterschiedlich parametrierten Verbrauchern gewechselt werden. Dazu sind drei Verbraucher und ein Schaltmechanismus implementiert. Durch zwei Schalter kann gewählt werden, welcher Verbraucher zugeschaltet ist und
welche nicht. Bei einem Schaltvorgang wird der gewünschte Verbraucher zugeschaltet und die
beiden nicht gewünschten Verbraucher geerdet und kurzgeschlossen. Ein Zweig der eine Induktivität enthält kann nicht einfach von der Phase getrennt werden und unverbunden bleiben,
da Plecs in diesem Fall eine Fehlermeldung gibt: es ist nicht möglich, dass der Strom in der
Induktivität von seinem Wert vor dem Schaltvorgang auf Null springt.
3.2.4
Modellierung des Batteriespeichers
Der Batteriespeicher im zu erstellenden Modell soll dazu dienen, kurzfristige Systemdienstleistungen zu simulieren. Er dient dem Netz als zusätzlicher Erzeuger mit einer im Blindleistungsanteil variablen Leistung. Bei der Modellierung von Batterien wird üblicherweise das gesamte
Lade- und Entladeverhalten in Abhängigkeit von Spannung und Ladezustand, Alter und Temperatur betrachtet. Es wird davon ausgegangen, dass diese Prozesse für das gewünschte Modell
27
vorerst nicht relevant sind und folglich nicht abgebildet werden müssen. Der Fokus wird darauf
gelegt, die gewünschte Leistung mit entsprechender Phasenverschiebung zu jedem Zeitpunkt
einspeisen zu können um die dadurch erzielten Effekte im Netz zu analysieren.
In der Realität wird die Batterie über einen Transformator und einen Wechselrichter an das Netz
angeschlossen. Der Wechselrichter passt den einzuspeisenden Strom in Form, Amplitude und
Phasenversatz den Anforderungen an. Daher wird eine regelbare Stromquelle als Energiequelle gewählt und auf den Transformator verzichtet. Die Stromquelle bildet zusammen mit einem
Schalter und ihrer Ansteuerung das Batteriemodell. Der Schalter ermöglicht es, die Batterie
mit dem Netz zu verbinden oder sie von diesem zu trennen. Die Ansteuerung der Stromquelle
bestimmt die Form des Stromsignals, die einzuspeisende Stromstärke sowie den Phasenversatz
und erfolgt netzspannungsgeführt. Das bedeutet, das Stromsignal wird aus der am Einspeisepunkt gemessenen Spannung generiert. Eine genaue Beschreibung der Batteriesteuerung erfolgt
in Unterkapitel 3.5
3.3
Modelleingänge
Die Eingangsgrößen des Modells sind die Parameter der Modellkomponenten sowie die zur
Simulation verwendeten Steuersignale. Im Folgenden wird die Funktion von Parametern und
Steuersignalen erläutert.
3.3.1
Parameter
Durch die Parametrierung werden den verwendeten Komponenten ihre Eigenschaften zugewiesen. Die Leitungsbeläge dienen beispielsweise dazu, den implementierten Leitungsmodellen
das gewünschte Verhalten zuzuweisen. Als Parameter werden im Folgenden alle Größen bezeichnet, die dazu genutzt werden, das Verhalten des vorliegenden Modells zu definieren. Sie
sind in Kapitel 4 ausführlich beschrieben. Die Parametrierung der Modellkomponenten erfolgt
über in den verwendeten Modell-Blöcken eingetragene Variablen, welche über ein Initialisierungsskript definiert werden. Dies geschieht vor jeder Simulation. Eine Möglichkeit zur Änderung während der Simulation hängt vom verwendeten Block ab und ist nicht zwangsläufig
gegeben.
3.3.2
Steuersignale
Diejenigen Größen die während der laufenden Simulation veränderbar sein sollen, werden als
Steuergrößen bezeichnet. Sie dienen dazu, das Modellverhalten während der Simulation zu verändern und werden genutzt, um die in Kapitel 5 beschriebenen Beispielsimulationen zu steuern.
Die Veränderung der Steuergrößen erfolgt durch Steuersignale. Welche Größen als Steuergrößen implementiert sind, durch welche Steuersignale diese angesprochen werden und wie diese
Steuersignale erzeugt werden wird in Unterkapitel 3.5 erläutert.
28
3.4
Modellausgänge
Im vorliegenden Modell werden die Ausgangsgrößen in Form von Oszilloskopen dargestellt.
Zur Datenanalyse ist es möglich, die darin angezeigten Datenverläufe zu exportieren. Strom,
Spannung und Rotationsgeschwindigkeit können direkt ausgelesen werden indem eine Messkomponente an der gewünschten Stelle im Modell integriert wird. Diese Größen werden daher
als direkt messbare Ausgangsgrößen bezeichnet. Sind andere Größen von Interesse, so sind
diese aus den direkt messbaren Größen abzuleiten. In diesem Kapitel werden die Messung der
direkten Ausgangsgrößen und die Erzeugung indirekter Ausgangsgrößen sowie die gewählten
Messpunkte beschrieben.
3.4.1
Direkt messbare Ausgangsgrößen
Die Momentanwerte von Strom und Spannung aller drei Phasen werden durch den Einsatz von
Messkomponenten ermittelt. Bei der Art der Spannungsmessung kann zwischen Phase-Erde
und Phase-Phase gewählt werden. Die Ausgabe erfolgt in den Einheiten Ampere und Volt.
Die Frequenzmessung ist als eine Messung der Rotationsgeschwindigkeit des Synchrongenerators implementiert. Dazu wird ein Block eingesetzt, welcher die Rotationsgeschwindigkeit in
der Einheit rad/s ausgibt. Zur Frequenzbetrachtung werden die gemessenen Werte in Hz umgewandelt. Die Umwandlung wird im folgenden Unterkapitel beschrieben.
Die Anzeige der Werte erfolgt über Oszilloskope, welche verschiedene Möglichkeiten der Ergebnisdarstellung bieten. Durch zwei Kursor ist es möglich, einen Zeitabschnitt abzustecken
und näher zu untersuchen. Es gibt die Möglichkeit, Extrema oder auch den RMS-Wert des ausgewählten Bereichs anzeigen zu lassen. Bei der Strom- und Spannungsmessung ist der RMSWert von besonderem Interesse, da er dem Effektivwert der angezeigten Größe entspricht.
3.4.2
Indirekt messbare Ausgangsgrößen
Neben Strom, Spannung und Frequenz soll außerdem die Leistung betrachtet werden. Es sollen
Blind- und Wirkleistungsanteil sowie der Phasenversatz dargestellt werden.
Die Frequenz
f=
ω·n
2·π
(3.1)
wird aus der gemessene Rotationsgeschwindigkeit ω und der Polpaarzahl n der betrachteten
Synchronmaschine berechnet. n ist im Modell des Synchrongenerators gleich eins gesetzt.
Die momentane Scheinleistung ergibt sich durch Multiplikation der Momentanwerte von Strom
und Spannung und ist nur für die separate Betrachtung der einzelnen Phasen implementiert. Die
angegebenen Wirk- und Blindleistungen stellen die Gesamtleistung aller drei Phasen dar und
werden wie folgt berechnet:
P = Va · Ia + Vb · Ib + Vc · Ic
29
(3.2)
und
1
Q = √ [(Vb − Vc ) · Ia + (Vc − Va ) · Ib + (Va − Vb ) · Ic ].
3
(3.3)
Dabei kennzeichnen die Indizes a, b und c die drei Phasen. Diese Berechnung gilt ausschließlich
für symmetrische und oberwellenfreie Spannungen und Ströme [26]. Sind P und Q bekannt,
lässt sich der Phasenwinkel
Q
)
ϕ = arcsin( p
P 2 + Q2
(3.4)
berechnen. Bei der Messung von Blindleistung und Phasenwinkel steht ein positiver Wert für
eine kapazitive Phasenverschiebung, ein negativer kennzeichnet induktive Phasenverschiebung.
Positive Werte stehen folglich für eine Blindleistungseinspeisung.
3.4.3
Messpunkte
Die Position der im vorliegenden Modell angelegten Messpunkte (MPs) ist in Abbildung 3.4
dargestellt.
Batterie
MPBa
MPE
Verbundnetz
SG
MPV
MPL1
Leitungen
MPN
MPL2
MPL3
MPVe
Verbraucher
MP
Messpunkt
Abbildung 3.4: Schematische Modellübersicht zur Benennung der Messpunkte
Die Frequenzmessung erfolgt am Synchrongenerator im Modellabschnitt Verbundnetz. Strom
und Spannungsmessungen finden an allen drei Verbindungsleitungen zwischen Verbundnetz,
30
Batterie und Verbraucher, direkt hinter dem Synchrongenerator, niederspannungsnetzseitig vom
Transformator, vor dem Verbraucher, an der Zuleitung zum Batteriespeicher sowie am Einspeisepunkt des Batteriespeichers statt. Die Spannungsmessung erfolgt von den verschiedenen
Messpunkten gegen Erde.
3.5
Modellsteuerung
Um unterschiedliche Szenarien simulieren zu können, ist es nötig, die betreffenden Steuergrößen während der Simulation zu verändern. Dazu ist das vorliegende Modell mit einer Steuerung
durch die sieben folgenden Steuergrößen versehen:
1.
das Drehmoment des Synchrongenerators,
2.
die Eigenschaften des angeschlossenen Verbrauchers,
3.
der Status der Batterieverbindung,
4.
der Phasenwinkel mit dem die Batterie einspeist,
5.
der Strom mit dem die Batterie einspeist,
6.
der Gradient mit dem die Amplitude des einzuspeisenden Stroms verändert wird und
7.
die Referenzspannung zur Normierung des Spannungssignals.
Die Steuerung des Modells kann manuell oder durch ein Steuer-Subsystem durchgeführt werden. Zur Erzeugung automatisch und reproduzierbar ablaufender Simulationen sind drei SteuerSubsysteme angelegt. Im vorliegenden Modell sind diese nach den in Kapitel 5 beschriebenen
Beispielszenarien benannt, vgl. Abbildung 3.5.
In den Steuer-Subsystemen werden die zur Durchführung der Szenarien benötigten Steuersignale erzeugt. Die einzelnen Steuersignale werden über einen Signal-Multiplexer zu einem Vektor
zusammengefasst und gebündelt an Auswahlschalter weiter gegeben. Über die Auswahlschalter
kann vor Simulationsbeginn manuell eingestellt werden, wie die Simulation gesteuert werden
soll: manuelle oder durch ein, aus den drei Möglichkeiten gewähltes, Subsystem. Abbildung 3.5
stellt schematisch dar, wie die Steuersignale in den Steuer-Subsystemen verschaltet sind, um
durch die Szenarien-Schalter SS1 bis SS3 ein Szenario zur Simulation auszuwählen. Mit dem
Szenarien-Schalter SS1 kann gewählt werden, ob die Simulation manuell oder durch eines der
vorgefertigten Szenarien gesteuert werden soll. Mit den Szenarien-Schaltern SS2 und SS3 kann
eines der drei Szenarien ausgewählt werden.
Die in den Beispielsimulationen verwendeten und im Modell implementierten Szenarien sind
in Kapitel 5 beschrieben. Im Folgenden wird beschrieben, wie die einzelnen Steuergrößen angesprochen werden können und welche Steuermechanismen dazu implementiert sind.
31
Manuelle Steuerung
SigM
SigLS1
SigLS2
SigBS
SigI,g
SigP S1
SigP S2
SigU ref
Steuerung durch Subsysteme
Modell
SS1
Szenario 1:
Frequenzhaltung
SS2
Szenario 2:
Spannungshaltung
Szenario 3:
Blindleistungskompensation
SS3
Abbildung 3.5: Schematische Übersicht der Steuersignale und SteuerSubsysteme
3.5.1
Steuerung des Drehmoments des Synchrongenerators
Der Synchrongenerator wird durch die Steuergröße eins gesteuert. Diese ist ein Drehmoment,
welches die Leistung des Synchrongenerators bestimmt. Das zugehörige Steuersignal wird
als SigM bezeichnet und ist als ein konstanter Zahlenwert implementiert.
3.5.2
Steuerung des angeschlossenen Verbrauchers
Die Parametrierung der Komponenten des Verbrauchers erfolgt durch die in einem Initialisierungsskript definierten Variablen. Um Laständerungen zu simulieren, sind drei identisch aufgebaute, individuell parametrierbare Verbraucher angelegt. Mit Hilfe der Last-Schalter LS1
und LS2 kann zwischen ihnen gewechselt werden. Die Steuerung der Last-Schalter erfolgt
32
durch die Steuersignale SigLS1 und SigLS2 . Abbildung 3.6 stellt die Verschaltung der LastSchalter schematisch dar.
Netz
SigLS1
LS1
SigLS2
LS2
V1
Signalkomponenten
V2
V3
Modellkomponenten
Abbildung 3.6: Schematische Übersicht der Steuerung der Verbraucher
V1, V2 und V3 durch die Last-Schalter LS1 und LS2 sowie die zugehörigen Steuersignale SigLS1 und SigLS2
Wie alle im Folgenden aufgeführten Signale zur Steuerung von Schaltern nehmen die Schaltsignale die Werte eins und null an. Diese stehen für die zwei möglichen Schalter-Stellungen.
Die Ansteuerung kann durch das Bedienen eines manuellen Schalters oder durch automatisch
ablaufendes Schalten zwischen den Signalen eins und null geschehen.
ZeitBlock
</>
Schalter
KonstantenBlock
Abbildung 3.7: Schematische Darstellung der Erzeugung eines Steuersignals zur automatischen Steuerung der Last-Schalter und des BatterieSchalters
In Abbildung 3.7 ist schematisch dargestellt, wie die Steuersignale zum automatischen Schalten
der Verbraucher durch eine Logik erzeugt werden. Dazu bilden eine Konstante und die Simulationszeit die zwei Eingänge einer Vergleichs-Logik. Durch die Konstante wird der Zeitpunkt definiert, an dem es zur Änderung des Ausgangssignals der Logik kommen soll. Der Logik-Block
ist so gewählt, dass sein Ausgangswert zu Simulationsbeginn dem Signal entspricht, welches
den Last-Schalter in die zu Simulationsbeginn gewünschte Position bringt. Nach Ablauf der
Zeit kehrt sich das Größenverhältnis seiner Eingänge um, so dass sich der Ausgangswert ändert
und so den Schaltvorgang auslöst.
33
3.5.3
Steuerung des Batteriespeichers
Der Betrieb des Batteriespeichers ist durch die Steuergrößen drei bis sieben variierbar. Die Steuergröße drei verändert den Zustand der Batterieverbindung, welcher durch den Batterie-Schalter
BS verändert werden kann. Dieser trennt oder verbindet Batteriestromkreis und Netz. Das zugehörige Steuersignal SigBS kann ebenfalls durch die in Abbildung 3.7 dargestellte Logik oder
das Bedienen eines manuellen Schalters erzeugt werden.
Die Steuergrößen vier bis sieben dienen dazu, das zur Ansteuerung der Stromquelle genutzte
Signal zu erzeugen. Dieses soll so beschaffen sein, dass Strom in zeitlich veränderbarer Amplitude und Phase eingespeist werden kann.
Die Ansteuerung der Stromquelle erfolgt netzspannungsgeführt. Dies bedeutet, dass das Stromsignal aus der am Einspeisepunkt MPE gemessenen Spannung UM P E generiert wird. Diese
wird kontinuierlich gemessen und auf ein in Phase und Form gleiches Signal mit einer Amplitude nahe eins normiert. Dies geschieht mit Hilfe der Referenzspannung Uref . Diese entspricht
im Optimalfall stets der Spitzenspannung des aktuell gemessenen Signals, welche sich durch
den Einsatz der Batterie verändert. Im vorliegenden Modell wird mit einer Konstanten gearbeitet, welche der Spitzenspannung im Grundzustand entspricht. Das normierte Signal wird durch
die Multiplikation mit dem Skalierungssignal SigI,g auf die gewünschte Größe skaliert. Das
Signal zur Steuerung der Stromquelle ist
SigIBa (t) =
UM P E (t)
· SigI,g (t).
SigU ref
(3.5)
Um Spannungssprünge zu vermeiden, soll die Stromstärke nicht sprunghaft, sondern durch eine
Rampe verändert werden. Diese ist in das Skalierungssignal integriert, indem dieses durch einen
Rampen-Block erzeugt wird. Dieser verändert das Skalierungssignal, und damit die Amplitude
des eingespeisten Stroms, über die Zeit. Der Verlauf des Signals ergibt sich aus dem zu Beginn
der Simulation ausgegebenen Skalierungsfaktor F0 , dem durch die Erhöhung angestrebten Faktor F1 , dem zur Erhöhung genutzten Gradienten g und dem Startzeitpunktes der Erhöhung t0 .
In Abbildung 3.8 ist schematisch dargestellt, über welche Größen eine Rampe definiert ist.
RampenBlock
F0
F1
SigI,g
g
t0
Abbildung 3.8: Schematische Darstellung des Rampen-Blocks zur Erzeugung des Skalierungssignals SigI,g zur Steuerung der Stromquelle des
Batteriespeichers
Bei Simulationsbeginn gibt die Rampe den eingetragenen Anfangswert F0 aus. Ab dem Start34
zeitpunkt wird dieser mit dem eingestellten Gradienten bis auf den Endwert F1 erhöht. Dieser
wird bis zum Simulationsende ausgegeben. Sollen innerhalb einer Simulation mehrere Änderungen der Stromstärke vollzogen werden, so werden die Signale mehrerer Rampen mit unterschiedlichen Startzeitpunkten addiert.
Die Erzeugung des Phasenwinkels wird durch eine zeitliche Verzögerung des Signals tϕ bewirkt. Dabei ist
tϕ =
1
fG
360◦
·ϕ
(3.6)
und bezieht sich somit auf die Netzfrequenz im Grundzustand fG . Dies führt dazu, dass nur bei
dieser Netzfrequenz mit gleichbleibendem Phasenversatz eingespeist werden kann. Eine Steuerung ohne Phasenversatz ist nicht möglich, da sich dadurch eine geschlossene Regelschleife
ergäbe. Um in Phase einzuspeisen wird eine Phasenverschiebung von 360◦ gewählt. Durch die
Einstellung eines positiven Phasenwinkels wird eine induktive Phasenverschiebung und folglich
eine Blindleistungseinspeisung erzielt.
Die zeitliche Verzögerung ist durch einen Verzögerungs-Block mit einstellbarer Verzögerungszeit implementiert. Diese lässt sich während der Simulation nicht durch ein Steuersignal verändern. Um während der Simulation zwischen verschiedenen Phasenwinkeln zu wechseln, ist
für jeden Phasenwinkel ein Verzögerungs-Block anzulegen. Dadurch ist es möglich, das Signal über den gewünschten Block zu lenken und den Phasenversatz so zu variieren vgl. Abbildung 3.9.
Die zur Steuerung des Batteriespeichers verwendeten Signale sind
•
das Steuersignale des Batterie-Schalters SigBS ,
•
die Steuersignale der Phasen-Schalter PS1 und PS2 SigP S1 und SigP S2 ,
•
die zur Erzeugung des Stromsignals gemessene Spannung UM P E ,
•
das zur Normierung des gemessenen Spannungssignals genutzte Signal SigU ref und
•
das zur Skalierung des Batteriestroms genutzte Stromsignal SigI,g , welches die angestrebte Stromstärke I und den Gradient g mit dem diese verändert wird beinhaltet.
Abbildung 3.9 stellt schematisch dar, wie diese Steuersignale zur Steuerung des Batteriespeichers genutzten werden. Die Erzeugung des Stromsignals beginnt mit der Spannungsmessung
am MPE . Das gemessene Signal wird durch die Referenzspannung am Einspeisepunkt Uref ,
die Steuergröße sieben, auf ein Signal gleicher Phase und Frequenz mit der Amplitude eins normiert. Anschließend wird das Stromsignal gleichzeitig über die drei Verzögerungs-Blöcke VB1-3
geleitet. Diese sollen so parametriert werden, dass sie unterschiedliche Phasenverschiebungen verursachen. Block eins soll für eine phasengleiche Einspeisung genutzt werden, mit den
Blöcken zwei und drei kann zwischen zwei unterschiedlichen Phasenwinkel gewechselt werden. Über die zwei Phasen-Schalter PS1 und PS2 wird gesteuert, hinter welchem VerzögerungsBlock das Signal abgegriffen und an die Stromquelle weiter geleitet wird. Mit dem Schalter PS1
35
wird entschieden, ob der Abgriff hinter dem ersten oder hinter dem zweiten und dritten Block
erfolgt. In zweiter Stellung kann mit dem Schalter PS2 zwischen dem zweiten und dritten Block
unterschieden werden. Die Phasen-Schalter werden durch die Signale SigP S1 und SigP S2 gesteuert und verändern dadurch die Steuergröße vier, den Phasenwinkel des eingespeisten Batteriestroms.
BatterieSchalter
SigBS
SigP S1
SigP S2
UM P E
VB1
∗
÷
Uref
VB2
PS1
VB3
PS2
∗
∗
SigI,g
Steuersignale aus dem Modellabschnitt Signalverarbeitung
Stromquelle
Komponenten im Modellabschnitt Batterie
Abbildung 3.9: Schematische Übersicht der Batteriesteuerung durch den
Batterieschalter, die Verzögerungs-Blöcke VB1-3, die Phasen-Schalter
PS1 und PS2 sowie die zugehörigen Steuersignale
Das durch den PS1 geleitete Signal wird schließlich mit dem zur Skalierung der Stromstärke
verwendeten Steuersignal SigI,g multipliziert. Dies beinhaltet die Informationen zur Veränderung der Steuergrößen fünf und sechs. Steuergröße fünf ist die Amplitude des Batteriestroms
und bestimmt die eingespeiste Leistung. Um Spannungssprünge als Reaktion auf einen Stromsprung zu vermeiden, wird die Amplitude nicht sprunghaft sondern durch eine Rampe erhöht.
Diese bildet die Steuergröße sechs, den Gradienten zur Veränderung der Stromstärke. Mit dem
so erzeugten Signal wird die Stromquelle des Batteriespeichers angesteuert.
36
4
Parametrierung
Die Parametrierung dient dazu, das Verhalten des Modells so zu gestalten, dass es dem Verhalten des abzubildenden Systems möglichst nahe kommt. Die Implementierung der Parameter
erfolgt über die Vergabe von Variablen, welche über ein in den Simulationseinstellungen verfügbares Initialisierungsskript eingelesen werden. In Unterkapitel 4.1 werden die zur Beschreibung
des gewünschten Systemverhaltens bedeutsamen Parameter der einzelnen Netzabschnitte vorgestellt und die zu ihrer Implementation verwendeten Variablen eingeführt. Die Parametrierung,
welche zur Durchführung der in Kapitel 5 beschriebene Beispielsimulationen verwendet wird,
ist in Unterkapitel 4.2 dargestellt.
4.1
Signifikante Parameter
Als signifikante Parameter werden die Größen beschrieben, durch die das zu betrachtende Modellverhalten bestimmt wird. Sie beschreiben die Eigenschaften der verwendeten Komponenten
oder spielen eine Rolle in der realen Betriebsführung von Stromnetzen. Einige der in diesem
Kapitel aufgeführten Parameter wurden in Unterkapitel3.5 bereits als Steuergrößen eingeführt.
Die als Steuergrößen bezeichneten Parameter sind während der Simulation veränderlich, da die
dadurch erzielten Effekte von besonderem Interesse sind. Sie ermöglichen z.B. die Simulation
der in Kapitel 5 beschriebenen Beispielszenarien oder die Durchführung manuell gesteuerter
Betrachtungen. Alle Parameter werden im Folgenden nach Modellabschnitten geordnet aufgeführt und erläutert.
4.1.1
Signifikante Parameter des Verbundnetzes
In diesem Unterkapitel werden die signifikanten Parameter des Synchrongenerators, inklusive
der zur Erzeugung des Erregerstroms genutzten Stromquelle (SQ), vorgestellt. Außerdem wird
gezeigt, anhand welcher Parameter der Verteiltransformator (VT) beschrieben wird. Tabelle 2
fasst alle in diesem Abschnitt eingeführten Parameter zusammen und benennt ihre Funktion.
Darüber hinaus ist darin ersichtlich, in welchem Block und durch welche Variable die Parametrierung erfolgt.
Parameter
Drehmoment
Trägheitsmoment
Erregerstrom
Windungsverhältnis
Phasenversatz
Funktion
Steuert die Wirkleistungseinspeisung durch
den SG
Simuliert den Einfluss der rotierenden Masse
auf die Frequenzhaltung im Netz
Steuert die Ausgangsspannung des SG
Gibt das Verhältnis der Transformatorspannungen vor
Gibt den Phasenversatz durch den VT vor
Block Variable
SG
M
SG
J
SQ
VT
IE
n
VT
phiT
Tabelle 2: Signifikante Parameter des Verbundnetzes und die zu dessen
Parametrierung genutzten Variablen
37
Der Synchrongenerator dient zur Energieerzeugung mit gewünschter Spannung und zur Simulation des Frequenzverhaltens des Verbundnetzes. Zur Modifizierung dieser drei Eigenschaften
werden drei Parameter verwendet. Die ins Netz gespeiste Leistung kann anhand des den Synchrongenerator antreibenden mechanischen Drehmoments bestimmt werden. Die Klemmspannung des Synchrongenerator lässt sich Anhand des Erregerstroms einstellen. Im ungeregelten
Zustand ist das Frequenzverhalten des Verbundnetzes vom Trägheitsmoment des Synchrongenerators abhängig. In der Realität sind alle drei Parameter veränderlich. Das antreibende
Drehmoment richtet sich nach dem Leistungsbedarf, der Erregerstrom wird zur Spannungsregelung und Blindleistungskompensation geregelt und das Trägheitsmoment der rotierenden
Masse hängt von der momentanen Zusammensetzung am Netz betriebener Synchronmaschinen
ab.
Die Parametrierung des Verteiltransformatots erfolgt über das äquivalente Windungsverhältnis n und den Phasenversatz zwischen Primär- und Sekundärseite ϕT . Das äquivalente Windungsverhältnis entspricht dem Spannungsverhältnis zwischen Primär und Sekundärseite des
Transformators unter Berücksichtigung von dessen Verschaltung, s. Unterkapitel 2.2.2. Der
Phasenversatz eines Transformators in Dy-Schaltung muss ein ungerades Vielfaches von 30◦
sein.
4.1.2
Signifikante Parameter der Leitungen
Die Parameter der Leitungen sind ihr Widerstand, ihre Induktivität und ihre Kapazität. Sie sind
Eigenschaften der verwendeten Leitungen und damit leitungstypspezifisch. Auf die Parametrierung der Kuppelkapazität und Wechselinduktivität kann in diesem Modell verzichtet werden, da
Leitungen und Belastung symmetrisch aufgebaut sind, vgl. Kapitel 2.2.2. Im vorliegenden Modell sind zwei Leitungstypen vorgesehen, je einer zur Modellierung einer Leitung im 20 kV und
einer im 0,4 kV Bereich. Die zur Parametrierung der Leitungseigenschaften verwendeten Parameter sind zusammen mit ihrer Funktion sowie entsprechendem Block und Variablennamen in
Tabelle 3 dargestellt.
Parameter
Ohmscher Widerstand
Induktivität
Kapazität
Leitungslänge
π-Sektionen
Funktion
Leitungseigenschaft, typspezifisch
Leitungseigenschaft, typspezifisch
Leitungseigenschaft, typspezifisch
Leitungseigenschaft, individuell
Modelleigenschaft, längenspezifisch
Block
Leitung
Leitung
Leitung
Leitung
Leitung
Variable
R
L
C
l
Pi
Tabelle 3: Signifikante Parameter der Leitungen und die zu deren Parametrierung genutzten Variablen
Zusätzlich zu den typspezifischen Leitungseigenschaften sind die Leitungslänge und die zur
Modellierung herangezogene Anzahl von π-Sektionen festzulegen. Diese Parameter sind für jeden Leitungsabschnitt individuell zu vergeben. Die Anzahl zu verwendender π-Sektionen richtet sich wie in Kapitel 2.2.2 beschrieben hauptsächlich nach der Leitungslänge. Tabelle 4 fast die
zur Zuordnung typ- und abschnittsspezifischer Eigenschaften verwendeten Indizes zusammen.
38
Index
L400V
L20kV
L1 - L3
LVBN
Zugehörige Variablen
R, L, C
R, L, C
l, Pi
l, Pi
Bedeutung
Leitung vom Typ 400V
Leitung vom Typ 20kV
Objektspezifikation: Leitungen 1 bis 3
Objektspezifikation: Leitung im Abschnitt VBN
Tabelle 4: Indizes zur Benennung der Variablen der Leitungen
4.1.3
Signifikante Parameter des Verbrauchers
Die Parametrierung des Verbrauchers dient dazu, Wirk- und Blindleistungsbezug der Last zu
definieren. Dazu werden die Iduktivität und der ohmscher Widerstand unter Berücksichtigung
ihres Verhältnisses zueinander parametriert. Da drei unterschiedliche Verbraucher vorgesehen
sind, erfolgt die Parametrierung durch dreimal zwei Variablen. Diese heißen ebenfalls R und L
und werden durch ihre Indizes sowohl voneinander, als auch von den Variablen zur Beschreibung der Leitungen unterschieden. Tabelle 5 fasst die Informationen zu den signifikanten Parametern des Verbrauchers zusammen.
Parameter
Ohmscher Widerstand
Induktivität
Funktion
Definiert Wirkleistungsbezug
Definiert Blindleistungsbezug
Block
R-Block
L-Block
Variable
R
L
Tabelle 5: Signifikante Parameter des Verbrauchers und die zu seiner Parametrierung genutzten Variablen
Die Benennung der Indizes richten sich nach der Parametrierung der Verbraucher und damit
nach den in Kapitel 5 beschriebenen Beispielszenarien. Deren Ausgangslage wird als Grundzustand bezeichnet. Die Szenarien selbst heißen Beispielszenario zur Frequenzhaltung, Beispielszenario zur Spannungshaltung und Beispielszenario zur Blindleistungskompensation. Der Index GZ steht für den Verbraucher im Grundzustand, der Index FH für den Verbraucher im
Beispielszenario zur Frequenzhaltung und der Index SH für den im Beispielszenario zur Spannungshaltung genutzten Verbraucher, s. Tabelle 6.
Index
GZ
FH
SH
Zugehörige Variablen
R, L
R, L
R, L
Bedeutung
Verbraucher im Grundzustand
Verbraucher im Szenario zur Frequenzhaltung
Verbraucher im Szenario zur Spannungshaltung
Tabelle 6: Indizes zur Benennung der Variablen der Verbraucher
4.1.4
Signifikante Parameter des Batteriespeichers
Wie in Kapitel 3.2.4 bereits beschrieben, erfolgt die Parametrierung des Batteriespeichers anhand der Parameter Stromstärke und Phasenversatz, sowie ihrer Ansteuerung. Die Stromstärke
wird mittels eines Gradienten erhöht. Außerdem sind die zur Normierung des Spannungssignals
39
nötige Referenzspannung des Netzes sowie die Netzfrequenz zur Erzeugung des Phasenwinkels von Bedeutung. Die Parameter des Batteriespeichers sind im Abschnitt Batteriespeicher
als auch im Abschnitt Steuerung implementiert. Tabelle 7 fasst die Parameter des vorliegenden
Batteriemodells sowie den Ort ihrer Implementation zusammen.
Parameter
Referenzspannung
Stromstärke
Gradient
Phasenwinkel
Frequenz im
Grundzustand
Funktion
Dient zur Erstellung des Stromsignals
Abschnitt
Steuerung
Variable
Uref
Steuert die Amplitude des einzuspeisenden
Stroms
Steuert zeitlichen Verlauf der Veränderung
der Stromstärke
Steuert den Phasenwinkel des einzuspeisenden Stroms
Dient zur Berechnung der Verzögerungszeit
bei der Erzeugung des Phasenversatzes
Steuerung
I
Steuerung
g
Batteriespeicher
Batteriespeicher
phi
fG
Tabelle 7: Signifikante Parameter des Batteriespeichers und die zu dessen
Parametrierung genutzten Variablen
Die Parametrierung richtet sich nach den in den Beispielszenarien durchlaufenen Schritten.
Die Kennzeichnung der Variablen zur Definition der einzelnen Zustände geschieht durch die in
Tabelle 8 aufgeführten Indizes.
Index
FH 0-4
Zugehörige Variablen
I, g
SH 0-2
I, g, phi
BLK
0-1
I, g, phi
Bedeutung
Parametrierung zur Durchführung der vier Schritte
des Beispielszenarios zur Frequenzhaltung
Parametrierung zur Durchführung der zwei Schritte
des Beispielszenarios zur Spannungshaltung
Parametrierung zur Durchführung des Beispielszenarios zur Blindleistungskompensation
Tabelle 8: Indizes zur Benennung der Variablen des Batteriespeichers
40
4.2
Beispielparametrierung des Modells
Zur Durchführung einer aussagekräftigen Simulation ist es nötig, eine Parametrierung zu wählen, mit der das Verhalten des zu simulierenden Systems sowie die zu simulierenden Effekte
möglichst gut dargestellt werden. Die folgende Beispielparametrierung dient dazu, den Einfluss von per Batteriespeicher bereit gestellten Systemdienstleistungen auf das angrenzende
Stromnetz darzustellen. Bei den Systemdienstleistungen handelt es sich um Maßnahmen zur
Frequenz- und Spannungshaltung sowie Blindleistungskompensation. Es soll der Einfluss der
Systemdienstleistungen auf Frequenz, Spannung und Phasenversatz des angeschlossenen Niederspannungsnetzabschnitts auf 0,4 kV Ebene sowie des angrenzenden Mittelspannungsnetzes
auf 20 kV Ebene dargestellt werden. Das Netz soll entsprechend des UCTE Netzes mit 50 Hz
betrieben werden.
Zunächst sind Verbraucher und Leitungen zu parametrieren. Diese bestimmen die Gesamtimpedanz des Netzes und damit die benötigte Leistung. Die Parametrierung des Synchrongenerators
hängt von dessen Nennleistung ab und wird in Abhängigkeit vom Leistungsbedarf durchgeführt.
Durch die Parametrierung des Erregerstroms des Synchrongenerators werden die im Abschnitt
Verbundnetz gewünschten 20 kV erzeugt. Die Parametrierung des Verteiltransformators sorgt
für eine Spannung von 0,4 kV im Niederspannungsnetz.
Die Parametrierung beinhaltet die in Unterkapitel 4.1 beschriebenen Parameter. Die verwendeten Modell-Blöcke bieten oft weitere Parametrierungsmöglichkeiten, welche im Rahmen dieser
Beispielparametrierung nicht berücksichtigt und im voreingestellten Zustand belassen werden.
4.2.1
Beispielparametrierung des Verbundnetzes
Für die Beispielparametrierung des Verbundnetzes sind die in Tabelle 2 aufgeführten Parameter
des Synchrongenerators sowie des Verteiltransformators zu definieren. Der Synchrongenerator
soll so parametriert werden, dass oberspannungsseitig des Verteiltransformators eine effektive
Dreieckspannung von 20 kV anliegt. Dies geschieht durch die Parametrierung des Erreger√
stroms. Für einen an der Stromquelle eingestellten Erregerstrom von IE = 9, 15 · 103 · 2
ergibt sich am MPV der vorliegenden Schaltung eine effektive Sternspannung UV = 11.533 V ,
was einer Dreieckspannung von UV,D = 19.975 V entspricht.
Wie in Unterkapitel 2.3.3 beschrieben, lässt sich das Trägheitsmoment des Verbundnetzes nicht
exakt bestimmen. (2.19) ermöglicht jedoch die näherungsweise Berechnung des Trägheitsmoments anhand der in [18] vorgestellten Zeitkonstante des Netzes und der zugehörigen Generatornennleistung. Für das Jahr 2012 wurde eine Zeitkonstante von 10,24 s bestimmt, im Jahr 2033
liegt diese vorraussichtlich bei 5,11 s. Für die folgende Beispielparametrierung wird die vereinfachte Annahme getroffen, dass der Ausbau der Erneuerbaren Energien zeitlich konstant
verläuft. Durch Interpolation ergibt sich für das Jahr 2017 eine Zeitkonstante
Tgrid,2017 = 10, 24 s −
Tgrid,2033 − Tgrid,2012
· (2017 − 2012) = 9, 02 s.
2033 − 2012
(4.1)
Nach (2.19) ist die Wahl der Generatornennleistung ausschlaggebend für das frequenzstabilisierende Verhalten der rotierenden Masse. Da mit der Parametrierung Systemdienstleistun41
gen für den abgebildeten Niederspannungsnetzabschnitt und das angeschlossene Verbundnetz
dargestellt werden sollen, soll die Nennleistung des Synchrongenerators so gewählt werden,
dass sie dem Leistungsbezug des modellierten Systems entspricht. Das Niederspannungsnetz
wird dargestellt, als sei es ein Inselnetz. So kann das Wirkleistungsgleichgewicht innerhalb des
Niederspannungsnetzes und anhand der dort verursachten Frequenzabweichung bestimmt werden. Würde die Generatornennleistung entsprechend der rotierenden Masse im gesamten UCTE
Netz gewählt, so hätte die durch den Verbraucher im Niederspannungsnetz erzeugbare Laständerung kaum einen Einfluss auf die Netzfrequenz. In der Realität sind allerdings deutlich mehr
Verbraucher an das UCTE angeschlossen und beeinflussen die Frequenz. Mit der vorgestellten Parametrierung verdeutlicht das Modell also den Einfluss der Laständerung im Verhältnis
zur für den betrachteten Netzabschnitt erzeugten Leistung. Es kann dargestellt werden, ob das
Wirkleistungsgleichgewicht innerhalb des Niederspannungsnetzes durch den Einsatz des Batteriespeichers ohne äußere Unterstützung gehalten werden kann. Die Generatornennleistung des
modellierten Systems wird als die am MPV gemessene mittlere Wirkleistung bei Belastung
durch den Verbraucher im Grundzustand (VGZ), vgl. Unterkapitel 4.2.3, definiert. Diese beträgt P0 = 387.783 W. Daraus ergibt sich ein Trägheitsmoment
J=
Tgrid,2017 · P0
= 35, 44 kg · m2 .
2
(2πf0 )
(4.2)
Das Drehmoment ist so gewählt, dass die Frequenz im Grundzustand möglichst konstant bleibt.
Bei einem Drehmoment von 100, 94793 Nm ist die Frequenz annähernd konstant. Ihre Änderungsrate beträgt −3, 07 · 10−6 mHz/s.
Die Parametrierung des Transformators dient dazu, die vom Synchrongenerator gelieferten 20 kV
in die im angeschlossenen Niederspannungsnetz benötigten 400 V zu transformieren. Das benötigte Übersetzungsverhältnis berechnet sich nach (2.5) zu
ü0 =
UO
20000 V
=
= 50.
UU
400 V
(4.3)
Für eine Dy-Schaltung gilt der in (2.8) dargestellte Zusammenhang zur Berechnung des äquivalenten Windungszahlverhältnisses. In diesem Fall ist
ü(Dy, ü0 = 50) = √
1
0, 02
= √ .
3 · 50
3
(4.4)
Bei einer am MPV gemessenen effektiven Oberspannung von UO = 19.975 V ergibt sich durch
eine Parametrierung mit dem errechneten Wert eine am MPN gemessene unterseitige Spannung
von UU = 339 V. Diese weicht noch deutlich vom gewünschten Wert ab. Mit einem äquivalenten
√
Windungszahlverhältnis von ü = 0,0237
lässt sich am MPN eine Spannung von UU = 401 V
3
erzielen.
Auch der Phasenversatz hängt mit der Schaltung des Verteiltransformators zusammen. Es wird
eine Dy5-Schaltung gewählt, wie sie in der Praxis für den vorliegenden Zweck üblich ist. Daraus
ergibt sich ein Phasenversatz von
ϕT = 5 · 30◦ = 150◦ .
42
(4.5)
Tabelle 9 fasst die zur Beispielparametrierung des Verbundnetzes gewählten Parameterwerte
zusammen.
Parameter
Trägheitsmoment
Erregerstrom
Drehmoment
Windungsverhältnis
Phasenversatz
Beispielwert
35, 42 √
9, 15 · 103 · 2
100.94793
0.0237
√
3
150
Einheit
[kg · m2 ]
[A]
[Nm]
[-]
[◦ ]
Tabelle 9: Übersicht der zur Beispielsimulation verwendeten Parametrierung des Verbundnetzes
4.2.2
Beispielparametrierung der Leitungen
Wie in Kapitel 3.2.2 bereits beschrieben werden im vorliegenden Modell zwei Leitungstypen
verwendet. Dabei handelt es sich um AC Kabel mit maximalen Nennspannungen von 400 V (Typ:
VPE 4x150 SE) und 20 kV (Typ: VPE 3x240 SM) [27]. Tabelle 10 fasst die verwendeten Leitungsbeläge zusammen.
Leitungstyp
L400V
L20kV
Typ
VPE 4x150 SE
VPE 3x240 SM
max. Nennspannung
400 V
20 kV
R [ mΩ
]
km
200
120
µH
L [ km
]
200
300
nF
C [ km
]
640
610
Tabelle 10: Übersicht der zur Beispielsimulation verwendeten Leitungsbeläge
Für die Beispielsimulation werden die Leitungen innerhalb des Niederspannungsnetzes auf eine einheitliche Länge von 500 m parametriert. Dies ist ein rein fikitiver Wert, welcher so gewählt wurde, dass es räumlich möglich wäre, die 55 angenommenen Haushalte, vgl. Unterkapitel 4.2.3, zwischen den Abschnitten Verbundnetz und Verbraucher und Verbraucher und Batterie
anzuordnen. Nach Unterkapitel 2.2.2 kann eine Kabelleitung dieser Länge als elektrisch kurz
betrachtet und folglich durch eine π-Sektion modelliert werden. Nach (2.9) ergibt sich dabei
eine maximal betrachtbare Frequenz von 5 kHz.
Leitungsabschnitt
L1
L2
L3
LVBN
l [km]
0,5
0,5
0,5
0,05
Pi [-]
1
1
1
1
Tabelle 11: Übersicht der zur Beispielsimulation verwendeten Leitungslängen und der entsprechenden Anzahl π-Sektionen
Die Leitung im Abschnitt Verbundnetz wird auf eine Länge von 50 m parametriert und ebenfalls
mittels einer π-Sektion abgebildet. Tabelle 11 fasst die beschriebene Parametrierung zusammen.
43
4.2.3
Beispielparametrierung des Verbrauchers
Als Basis für die Struktur der Verbraucher wurde der IEEE European Low Voltage Test Feeder herangezogen. Dies ist eine Test Basis für die Simulation europäischer Niederspannungsnetze. Sie beinhaltet 55 Verbraucher mit unterschiedlichen Leistungsprofilen [28]. Da die Zusammensetzung der Verbraucher im zu betrachtenden Netz bisher nicht bekannt ist, wird in
dieser beispielhaften Parametrierung davon ausgegangen, dass es sich um 55 Privathaushalte handelt. In Deutschland leben in einem Haushalt durchschnittlich 2 Personen [29]. Der
Wirkleistungsbezug eines „mittleren Benutzers“ bewegt sich je nach Jahres- und Tageszeit
zwischen 70 und 500 W [30]. Die drei angelegten Verbraucher werden für drei unterschiedliche Lastsituationen parametriert. Als Ausgangslage der Beispielszenarien wird eine Grundlast PGZ von 250 W pro Person definiert. Im Beispielszenarios zur Frequenzhaltung soll eine
Lasterhöhung simuliert werden. Dazu wird die Last PF H definiert und auf 450 W pro Person festgelegt. Zur Simulation des Beispielszenarios zur Spannungshaltung wird eine mittlere
Last PSH von 275 W pro Person eingeführt. Wie in Kapitel 3.2.3 bereits beschrieben, wird
die Belastung der einzelnen Phasen idealisiert und als ausgeglichen angenommen, d.h. die Last
eines Haushalts wird gleichmäßig auf die drei Phasen verteilt. Bei 55 Haushalten, zwei Bewohnern pro Haushalt und drei Phasen ergibt sich der Wirkleistungebedarf pro Phase PP hase
zu
PP hase =
P ersonen 55 Haushalte
Leistungsbedarf
·2
·
.
P erson
Haushalt
3 P hasen
(4.6)
Die Strangspannung im Niederspannungsnetz hat einen Sollwert von 230 V. In der Beschreibung des IEEE European Low Voltage Test Feeders wird für die Verbraucher eines Niederspannungsnetzes beispielhaft ein Leistungsfaktor von 0,95 genannt. Tabelle 12 fasst die zur
Auslegung der Verbraucher verwendeten Größen zusammen.
PGZ [W]
9.167
PSH [W]
10.083
PFH [W]
16.500
cos(ϕ)[−]
0,95
Uges [V]
230
Tabelle 12: Übersicht der Größen zur Auslegung der Verbraucher
Mit Hilfe dieser Angaben kann die Auslegung der Komponenten der in Unterkapitel 3.2.3 vorgestellten Schaltung wie folgt berechnet werden. Durch den Gesamtstrom
Iges =
P
Uges
(4.7)
Zges =
Uges
Iges
(4.8)
lässt sich die Gesamtimpedanz
berechnen. Durch die Berechnung der Spannung am Widerstand
UR = cos(ϕ)Uges
44
(4.9)
und der Spannung an der Induktivität
UL = sin(ϕ)Uges
(4.10)
lassen sich der Widerstand
R=
UR
Iges
(4.11)
ZL =
UL
Iges
(4.12)
ZL
.
ω
(4.13)
und die Impedanz der Induktivität
berechnen. Daraus ergibt sich die Induktivität
L=
Tabelle 13 fast die errechneten Parametrierungen der Verbraucher zusammen. Die Verbraucher
werden als VGZ, Verbraucher zur Frequenzhaltung (VFH) und Verbraucher zur Spannungshaltung (VSH) bezeichnet.
Verbraucher
VGZ
VSH
VFH
P [W]
9.167
10.083
16.500
R [Ω]
5,48
4,98
3,05
L [mH]
5,73
5,21
3,19
Tabelle 13: Übersicht der zur Beispielsimulation verwendeten Parametrierung der Verbraucher
4.2.4
Beispielparametrierung des Batteriespeichers
Im vorliegenden Modell entspricht die Parametrierung des Batteriespeichers seiner Steuerung
und hängt davon ab, wie dieser eingesetzt wird. Die Erläuterung der Beispielparametrierung zur
Steuerung der in Kapitel 5 dargestellten Beispielszenarien erfolgt in Unterkapitel 5.2.2.
4.3
Simulationsparameter
Die Einstellungen der Simulation selbst erfolgt durch die Simulationsparameter. Für die Beispielsimulationen ist eine Simulationszeit von 5 s gewählt. Das vorliegende Modell verhält
sich steif, deshalb wird der RADAU (stiff) Solver verwendet. Die Einstellung der maximalen
Schrittweite und der relativen Toleranz sind so gewählt, dass die Simulationsdauer möglichst
gering und die Genauigkeit der Simulationsergebnisse möglichst hoch sind. Mit der Einstellung
Division by zero = warning wird eine Division durch Null gestattet und durch die Ausgabe
45
einer Warnmeldung gekennzeichnet. Diese Einstellung ist für die gewählte Form der Signalverarbeitung nötig. Unter dem Reiter Initialization wird das Initialisierungsskript angelegt und
gespeichert. Tabelle 14 gibt eine Übersicht über die in der Simulation verwendeten Einstellungen.
Parameter
Simulation time
Solver Type
Solver
Max step size
Relative tolerance
Division by zero
Initialization
Einstellung
5s
Variable step
RADAU (stiff)
1e−3
1e−3
warning
Initialisierungsskript
Tabelle 14: Übersicht der zur Beispielsimulation verwendeten Simulationsparameter
46
5
Beispielsimulationen
Die Beispielsimulationen sollen verdeutlichen, wie das vorliegende Modell zur Simulation der
Systemdienstleistungen Frequenzhaltung, Spannungshaltung und Blindleistungskompensation
und der Analyse des daraus resultierenden Systemverhaltens eingesetzt werden kann. Für jede
der drei genannten Systemdienstleistungen ist eine automatisch ablaufende Beispielsimulation
implementiert. In Unterkapitel 5.1 wird beschrieben, unter welchen Umständen ein Bedarf der
genannten Systemdienstleistungen entsteht, welche Maßnahmen die einzelnen Systemdienstleistungen beinhalten und welche Effekte dadurch im Netz erwartet werden. Unterkapitel 5.2 stellt
dar, wie die Simulation der Testszenarien mit dem vorliegenden Modell umgesetzt wird. Dazu
werden zunächst die nötigen Steuergrößen aufgeführt. Außerdem wird beschrieben, wie diese
zu parametrieren sind, um die gewünschten Beispielszenarien abzubilden. In Unterkapitel 5.3
werden die Ergebnisse der Simulation aller Beispielszenarien vorgestellt und bewertet.
5.1
Definition der Beispielszenarien
In diesem Unterkapitel werden die drei Szenarien definiert, die durch die Beispielsimulation
abgebildet werden sollen. Sie stellen das zu modellierende Verhalten des zu beschreibenden
Systems dar und dienen dazu, die Funktionalität des Modells vorzustellen. Sie werden im Folgenden als Szenario zur Frequenzhaltung, Szenario zur Spannungshaltung sowie Szenario zur
Blindleistungskompensation bezeichnet. Die Definition der Szenarien beschreibt die in der Realität zu einem Bedarf an Systemdienstleistungen führenden Umstände, die im Rahmen der Systemdienstleistungen durchgeführten Maßnahmen und die dadurch im Netz erzielten Auswirkungen.
5.1.1
Beispielszenario zur Frequenzhaltung
Systemdienstleistungen zur Frequenzhaltung dienen dazu, das Wirkleistungsgleichgewicht im
Netz zu erhalten und dadurch die Netzfrequenz bei ihrem Nennwert zu stabilisieren. Ist die einem Netz zu- und abgeführte Leistung gleich groß, so herrscht ein Wirkleistungsgleichgewicht
und die Netzfrequenz ist konstant. Gibt es eine Differenz, liegt ein Wirkleistungsungleichgewicht vor, welches sich in einer Änderung der Netzfrequenz auswirkt, vgl. Kapitel 2.3.3. Das
Beispielszenario zur Frequenzhaltung soll mit der Simulation des Modells im Wirkleistungsgleichgewicht bei Nennfrequenz beginnen, d.h. die Netzfrequenz ist konstant und liegt bei
etwa 50 Hz. Durch eine Lasterhöhung wird ein Wirkleistungsungleichgewicht und damit ein
Absinken der Netzfrequenz erzeugt. Durch Wirkleistungseinspeisung per Batteriespeicher wird
die Leistungsdifferenz ausgeglichen. Dies entspricht einer Primärregelung und führt dazu, dass
sich die Netzfrequenz bei einem Wert unterhalb der ursprünglichen Frequenz stabilisiert. Anschließend wird die Wirkleistungseinspeisung erhöht und dadurch die Frequenz angehoben, bis
die Nennfrequenz erreicht ist. Dies entspricht der Sekundärregelung. Anschließend wird die
Wirkleistungseinspeisung wieder auf den zum Ausgleich der Wirkleistungsdifferenz benötigten
Wert gedrosselt, so dass sich die Frequenz wieder stabilisiert.
47
5.1.2
Beispielszenario zur Spannungshaltung
Systemdienstleistungen zur Spannungshaltung werden benötigt, um Änderungen der Netzspannung auszugleichen. Das Zuschalten größerer Motoren verursacht Blindleistungsstöße und führt
zu Spannungschwankungen. Auch Abweichungen vom Wirkleistungsgleichgewicht wirken sich
auf die Netzspannung aus. Durch Blindleistungseinspeisung kann das Spannungslevel angehoben, durch Blindleistungsbezug abgesenkt werden, vgl. Unterkapitel 2.3.4. Das Beispielszenario zur Spannungshaltung wird bei konstanter Spannung und Netzfrequenz begonnen. Die Netzspannung wird durch Erhöhen von Wirk- und Blindleistungsbezug abgesenkt und anschließend
durch Blindleistungseinspeisung wieder auf den Ausgangswert angehoben.
5.1.3
Beispielszenario zur Blindleistungskompensation
Das Beispielszenario zur Blindleistungskompensation bezieht sich auf die Anforderung, eine
Analyse der Wirkreichweite der per Batteriespeicher eingespeisten Blindleistung durchzuführen. Anhand des Beispielszenarios soll gezeigt werden, dass es möglich ist, die Phasenverschiebung niederspannungnetzseitig vom Verteiltransformator durch Blindleistungseinspeisung per
Batteriespeicher gänzlich zu kompensieren. Außerdem soll verdeutlicht werden, welchen Effekt
diese Kompensation auf den Phasenversatz auf der Verbundnetzseite des Transformators hat.
Das dazu verwendete Szenario beginnt ebenfalls bei konstanter Netzfrequenz und -spannung.
Anschließend wird Blindleistung in der Form eingespeist, dass am MPV ein Phasenwinkel
von 0◦ messbar ist. Die Netzfrequenz soll dabei möglichst konstant gehalten werden, da nur
der Blindleistungsfluss verändert werden soll.
5.2
Implementierung der Beispielszenarien
Die Erstellung der Szenarien wird durch die Einstellung der sieben in Unterkapitel 3.5 vorgestellten Steuergrößen ermöglicht. Ein Beispielszenario entsteht durch das Setzen und Verändern
dieser Steuergrößen über die Simulationszeit. Der Vollständigkeit halber werden die Steuergrößen und ihre Veränderlichkeit während der Simulation in Unterkapitel 5.2.1 noch einmal wiederholt. Die zur Erstellung der Beispielszenarien verwendete Parametrierung der Steuergrößen
ist in Unterkapitel 5.2.2 dargestellt.
5.2.1
Definition und Erzeugung der Steuergrößen
Zur Steuerung des Modells sind die bereits in Unterkapitel 3.5 vorgestellten Steuergrößen implementiert. Bei den sieben Steuergrößen handelt es sich um:
1.
das Drehmoment des Synchrongenerators,
2.
die Eigenschaften des angeschlossenen Verbrauchers,
3.
den Status der Batterieverbindung,
4.
den Phasenwinkel mit dem die Batterie einspeist,
48
5.
den Strom mit dem die Batterie einspeist
6.
den Gradienten mit dem die Amplitude des einzuspeisenden Stroms erhöht wird und
7.
die Referenzspannung zur Normierung des Spannungssignals.
Tabelle 15 stellt die Steuergrößen, die Möglichkeit ihrer Parametrierung und ihre Veränderlichkeit während einer Simulation dar.
Steuergröße
Drehmoment
Verbraucher
Batterieverbindung
Phasenwinkel
Einspeisestrom
Stromgradient
Referenzspannung
Signalerzeugung
Konstanten-Block
drei RL-Zweige
(zeitgesteuerte) Logik
Verzögerungs-Block
Rampen-Block
Rampen-Block
Konstanten-Block
Veränderlichkeit der Steuergröße
Schalten zwischen den drei Zweigen
Schalten zwischen zwei Zuständen
Schalten zwischen drei Verzögerungs-Blöcken
Addition der Rampen-Blöcke
-
Tabelle 15: Erzeugung und Variabilität der Steuergrößen während einer
Simulation
5.2.2
Parametrierung der Steuersignale
Um die beschriebenen Beispielszenarien zu erzeugen, ist eine an das Modell angepasste Parametrierung der Steuersignale durchzuführen. Dabei ist auch der zeitliche Ablauf ihrer Änderung
zu berücksichtigen. Die Signale Drehmoment, Referenzspannung und Stromgradient werden in
den implementierten Szenarien nicht verändert. Ihre Parametrierung ist in Tabelle 16 dargestellt.
Drehmoment
100,0248 Nm
Referenzspannung
328 V
Gradient
200 1/s
Tabelle 16: Parametrierung der in den Beispielsimulationen unveränderten Steuergrößen
Die anderen Größen werden im Lauf der Szenarien schrittweise verändert. Zu Beginn eines
jeden Beispielszenarios wird das Modell in den Grundzustand versetzt. Der Grundzustand dient
als Ausgangslage der Simulation. Das Netz ist mit dem Verbraucher im Grundzustand belastet
und der Batteriespeicher ist nicht angeschlossen.
UD,eff [V]
Messpunkt V
11.535
Messpunkt N
232
Messpunkt Ve
229
Tabelle 17: Übersicht der im Grundzustand an den Messpunkten MPV ,
MPN und MPVe gemessenen Spannungen
49
Das in Unterkapitel 4.2.1 vorgestellte Drehmoment des Synchrongenerators ist so gewählt, dass
das System sich in diesem Zustand bei einer Netzfrequenz von 50,02 Hz im Wirkleistungsgleichgewicht befindet. Tabelle 17 fasst die im Grundzustand gemessenen effektiven Netzspannungen an den drei Messpunkten MPV , MPN und MPVe zusammen.
Parametrierung der Steuersignale im Szenario zur Frequenzhaltung
Im Szenario zur Frequenzhaltung ist der Grundzustand zu verlassen, indem die angeschlossene
Last erhöht wird. Dazu ist der Verbraucher zur Frequenzhaltung vorgesehen. Der Verbraucher
im Grundzustand ist so ausgelegt, dass eine Phase bei einer effektiven Netzspannung von 230 V
und einem Leistungsfaktor von 0,95 mit 9.167 W belastet ist. Die Auslegung des Verbrauchers
zur Frequenzhaltung orientiert sich an einem Leistungsbedarf von 16.500 W und führt somit
zu einer Wirkleistungsdifferenz von 7.333 W. Die genannten Leistungen dienen zur Auslegung
der Verbraucher, entsprechen aufgrund von in der Simulation auftretenden Abweichungen von
der Nennspannung aber nicht den tatsächlich bezogenen Leistungen. Statt der vorrausgesetzten 230 V werden am MPVe 229 V gemessen. Die im Grundzustand am Verbraucher gemessene
Leistung beträgt 9.091 W. Das Schalten vom Verbraucher im Grundzustand zum Verbraucher
zur Frequenzhaltung geschieht zum Zeitpunkt tF H1 = 1,0 s.
Im nächsten Schritt soll die durch die Veränderung des Verbrauchers entstandene Wirkleistungsdifferenz durch eine Wirkleistungseinspeisung per Batteriespeicher ausgeglichen werden. Dazu
wird ein Phasenwinkel von 360◦ eingestellt. Zum Ausgleich der Wirkleistungsdifferenz ist ein
effektiver Strom der Größenordnung
IF H2,ef f =
7.333 W
P
=
= 32 A
U
299 V
(5.1)
nötig. Zur Steuerung der Stromquelle wird der Amplitudenwert
IF H2 = IF H2,ef f ·
√
2 ≈ 45 A
(5.2)
genutzt. Diese Einstellung verursacht eine Netzfrequenz mit mittlerer Steigung von 16,90 mHz/s.
Durch die Art der Erzeugung des Stromsignals entspricht der eingestellte Wert nicht eindeutig
dem tatsächlich eingespeisten Strom. Bei einer eingestellten Einspeisung von IF H2 = 42,452 A
bleibt die Frequenz mit einer mittleren Steigung von 0,21 mHz/s annähernd konstant. Die Aktivierung des Batteriestroms geschieht zum Zeitpunkt tF H2 = 1,5 s. Bis zum Ausgleich der Wirkleistungsdifferenz durch den Batteriespeicher hat diese die Netzfrequenz um etwa 160 mHz
auf 49,84 Hz abgesenkt. Um die Netzfrequenz zurück auf einen Wert von 50 Hz zu heben, wird
der Einspeisestrom um IF H3 = 12 A erhöht. Dadurch ergibt sich eine mittlere Frequenzsteigerung von etwa 85 mHz/s. Es dauert folglich etwa 1,88 s um die Frequenz auf 50 Hz zu steigern.
Der erhöhte Batteriestrom IF H3 wird zum Zeitpunkt tF H3 = 2,5 s aktiviert und bei tF H4 = 4,35 s
wieder deaktiviert. Die Tabelle 18 fasst die zur Erstellung des Beispielszenarios zur Frequenzhaltung genutzten Parametrierungen zusammen.
50
Schrittbezeichnung
FH0
FH1
FH2
FH3
FH4
Startzeitpunkt
0,00
1,00
1,50
2,50
4,35
Lastzustand
VGZ
VFH
VFH
VFH
VFH
Batterieverbindung
getrennt
getrennt
verbunden
verbunden
verbunden
Phasenwinkel
360◦
360◦
360◦
Batteriestrom
42,452 A
54,452 A
42,452 A
Tabelle 18: Parametrierung der Steuersignale im Beispielszenario zur
Frequenzhaltung
Parametrierung der Steuersignale im Szenario zur Spannungshaltung
Um den im Szenario zur Spannungshaltung beschriebenen Spannungsabfall zu verursachen,
wird der Verbraucher zur Spannungshaltung genutzt. Wird vom Verbraucher im Grundzustand
zum Verbraucher zur Spannungshaltung gewechselt, so soll sich dies in einem Spannungsabfall im Netz auswirken, welcher durch Blindleistungseinspeisung per Batteriespeicher ausgeglichen wird. Die bezogene Wirkleistung soll dabei nicht zu sehr verändert werden um eine Änderung der Netzfrequenz einzugrenzen. Die Veränderung der Netzfrequenz führt durch
die Art der Erzeugung des Phasenwinkels immer auch zu einer Veränderung des Phasenwinkels und somit zu Wirkleistungseinspeisung. Der Wechsel des Verbrauchers erfolgt zum Zeitpunkt tSH1 = 2,0 s und führt am MPN zu einem Spannungsabfall von 229 V auf 225 V. Ab dem
Zeitpunkt tSH2 = 3,0 s beginnt die Blindleistungseinspeisung mit eingestelltem Phasenwinkel phiSH2 = 90◦ und Strom ISH2 = 21 A. Dies hebt die Spannung zurück auf 229 V. Tabelle 19
stellt die Parametrierung des Szenarios zur Spannungshaltung dar.
Schrittbezeichnung
SH0
SH1
SH2
Startzeitpunkt
0,00
2,00
3,00
Lastzustand
VGZ
VSH
VSH
Batterieverbindung
getrennt
getrennt
verbunden
Phasenwinkel
90◦
Batteriestrom
21 A
Tabelle 19: Parametrierung der Steuersignale im Beispielszenario zur
Spannungshaltung
Parametrierung der Steuersignale im Szenario zur Blindleistungskompensation
Im Szenario zur Blindleistungskompensation soll der im Grundzustand am MPN gemessene mittleren Phasenwinkel von 18, 11◦ durch Blindleistungseinspeisung möglichst vollständig
kompensiert, also in Richtung 0◦ verschoben werden. Das Wirkleistungsgleichgewicht soll davon möglichst unberührt bleiben. Dazu wird ein Phasenwinkel phiBLK1 = 86, 71◦ und ein
Strom IBLK1 = 17,8 A eingestellt. Der am MPN resultierende Phasenwinkel beträgt 0, 26◦ ,
die Netzfrequenz steigt um 0,19 mHz. Die Parameter des Szenarios zur Blindleistungskompensation sind in Tabelle 20 zusammengefasst.
51
Schrittbezeichnung
BLK0
BLK1
Startzeitpunkt
0,00
2,00
Lastzustand
GZ
GZ
Batterieverbindung
getrennt
verbunden
Phasenwinkel
86, 71◦
Batteriestrom
17,8 A
Tabelle 20: Parametrierung der Steuersignale im Beispielszenario zur
Blindleistungskompensation
5.3
Simulation der Beispielszenarien
In den vorigen Kapiteln ist beschrieben, welche Szenarien mit dem vorliegenden Modell abgebildet werden sollen und wie das Modell zu steuern ist, um dies beispielhaft zu realisieren. Die
folgenden Unterkapitel beschreiben, wie sich die für ein Szenario bedeutsamen Ausgangsgrößen während der Simulation verhalten.
5.3.1
Ergebnisse der Beispielsimulation zur Frequenzhaltung
Zur Betrachtung der Beispielsimulatiuon zur Frequenzhaltung wird die Wirkleistung an den
Messpunkten MPN und MPBa gemessen. Abbildung 5.1 stellt die Leistungsverläufe dar.
Abbildung 5.1: Verlauf der an MPN und MPBa gemessenen Wirkleistungen während der Beispielsimulation zur Frequenzhaltung
Zu Simulationsbeginn wird am MPN eine Wirkleistung von etwa 26 kW gemessen. Die Wirkleistung am MPBa beträgt 0 kW. Bis zum Zeitpunkt der Lasterhöhung durch das Zuschalten
des Verbrauchers zur Frequenzhaltung bei tF H1 = 1,0 s bleiben beide Werte konstant. Danach
springt die Wirkleistung am MPN auf gut 37 kW. Mit der Aktivierung des Batteriespeichers
zum Zeitpunkt tF H2 = 1,5 s beginnt die am MPBa gemessene Wirkleistung zu steigen. Zum
Zeitpunkt t ≈ 1,7 s erreicht sie einen Wert von gut 20 kW. Während dieser Zeit sinkt die
52
am MPN gemessene Wirkleistung zurück auf ihren Anfangswert. Mit der Erhöhung des per
Batteriespeicher einzuspeisenden Stroms zum Zeitpunkt tF H3 = 2,5 s wird am MPBa eine weiterer Leistungssteigerung und am MPN ein Leistungsabfall gemessen. In der Simulationszeit
von etwa 2,6 s bis etwa 4,35 s sind beide Werte stabil und nehmen anschließend die gleichen
Werte wie vor dem Zeitpunkt t = 2,5 s an.
Die während der Beispielsimulation zur Frequenzhaltung gemessene Netzfrequenz wird zusammen mit der am MPBa gemessenen Wirkleistung in Abbildung 5.2 dargestellt.
Abbildung 5.2: Verlauf von Netzfrequenz und am MPBa gemessener
Wirkleistung während der Beispielsimulation zur Frequenzhaltung
Nachdem der Einschwingvorgang zu Simulationsbeginn abgeschlossen ist, stabilisiert sich die
Netzfrequenz bei einem Wert von 50,02 Hz. Ab der Lasterhöhung zum Zeitpunkt tF H1 = 1,0 s
sinkt die Netzfrequenz mit gleichbleibender Steigung. Mit der Aktivierung des Batteriespeichers zum Zeitpunkt tF H2 = 1,5 s verändert sich der Gradient mit dem die Netzfrequenz sinkt.
Nach einer Simulationszeit von gut 1,7 s ist die Rampe zur Erhöhung des Batteriestroms abgeschlossen und die Netzfrequenz sowie die am MPBa gemessene Wirkleistung bleiben konstant.
Mit der Erhöhung der Wirkleistung zum Zeitpunkt tF H3 = 2,5 s beginnt die Netzfrequenz zu
steigen und erreicht nach einer Simulationszeit von knapp 4,5 s einen Wert von etwa 50 Hz.
Diesen hält sie bis zum Ende der Simulation.
Entspricht die am MPN gemessene Wirkleistung in etwa dem zu Simulationsbeginn gemessenen Wert, so ist die Netzfrequenz konstant. Dies ist in der Zeit vor tF H1 = 1 s, in der Zeitspanne
von t ≈ 1,7 s bis t ≈ 2,5 s und nach t ≈ 4,35 s der Fall. Übersteigt die am MPN gemessene Wirkleistung den zu Simulationsbeginn gemessenen Wert, wie in der Zeit von tF H1 = 1 s
bis t ≈ 1,7 s, so sinkt die Netzfrequenz. Wird der zu Simulationsbeginn am MPN gemessene
Wirkleistungswert unterschritten, wie es in der Zeit von tF H3 =2,5 s bis etwa t ≈ 4,35 s der
Fall ist, so steigt die Netzfrequenz.
Während der Simulationszeit von 1,5 s bis 2,5 s ist ein vom Batteriespeicher einzuspeisender
53
Strom von 42,452 A eingestellt. Nachdem die Rampe der Stromerhöhung abgeschlossen ist,
wird am MPBa ein konstanter Stromspitzenwert von 42,00 A gemessen und die Netzfrequenz
ist stabil. In der Zeitspanne von 2,5 s bis 4,35 s ist ein einzuspeisender Stromwert von 54,452 A
eingestellt. Nach dem Ende der Stromerhöhungsrampe wird am MPBa ein Strom von 55,40 A
gemessen. Zum Zeitpunkt t ≈ 4,35 s beträgt der gemessene Stromwert 55,79 A. In dieser Zeit
steigt die Netzfrequenz von etwa 49,85 Hz auf ungefähr 50,00 Hz.
5.3.2
Ergebnisse der Beispielsimulation zur Spannungshaltung
Das Verhalten der während der Beispielsimulation zur Spannungshaltung am MPN gemessenen
Netzspannung ist in Abbildung 5.3 dargestellt. Die Abbildung zeigt den oberen Abschnitt der
momentanen Spannungswerte aller drei Phasen.
Abbildung 5.3: Ausschnitt der am MPN gemessenen Spannungen während der Beispielsimulation zur Spannungshaltung
Es ist zu erkennen, dass die Spannung beim Wechsel des Verbrauchers zum Zeitpunkt tSH1 = 2 s
absinkt und durch die Erhöhung des einzuspeisenden Batteriestroms ab dem Zeitpunkt tSH2 = 3 s
innerhalb von etwa 0,1 s zurück auf ihren Ausgangswert steigt. Beim Zuschalten des Verbrauchers zur Spannungshaltung sinkt die effektive Netzspannung am MPN von 232 V auf 228 V.
Mit Beginn der Blindleistungseinspeisung per Batteriespeicher steigt die Netzspannung zurück
auf einen Wert von 232 V. Wird das Szenario abgewandelt und anstelle einer Blindleistungseinspeisung ein Blindleistungsbezug simuliert, indem der eingestellte Phasenwinkel auf 270◦
geändert wird, so sinkt die Netzspannung durch die Erhöhung des Batteriestroms ab.
Die im Beispielszenario zur Spannungshaltung am MPBa gemessene Wirk- und Blindleistung
ist in Abbildung 5.4 dargestellt. Ab dem Zeitpunkt tSH2 = 3 s steigt die gemessene Blindleistung
etwa 0,1 s lang an, bis sie einen Wert von etwas mehr als 10 kVar erreicht. Dieser wird bis zum
Ende der Simulation nahezu konstant gehalten.
54
Abbildung 5.4: Verlauf der am MPBa gemessenen Wirk- und Blindleistung während der Beispielsimulation zur Spannungshaltung
Während die Blindleistung ansteigt, steigt die gemessene Wirkleistung steil an und schwingt
stark. Nach etwa 0,12 s beträgt sie ungefähr 13 W und steigt fortan kontinuierlicher und mit
einer geringeren Steigung. Zwischen t ≈ 4,3 s und t ≈ 4,5 s findet ein erneutes Aufschwingen
statt. Anschließend stabilisiert sich die Wirkleistung und setzt den annähernd kontinuierlichen
Steigprozess fort, bis sie zum Ende der Simulation einen Wert von etwa 39 W erreicht und ihren
Wert damit verdreifacht hat.
Abbildung 5.5: Verlauf der Netzfrequenz und des am MPBa gemessenen
Phasenwinkels während der Beispielsimulation zur Spannungshaltung
55
Die Netzfrequenz sinkt ab dem Zuschalten des Verbrauchers zur Spannungshaltung und beträgt zum Ende der Simulation etwa 49,89 Hz. Abbildung 5.5 zeigt die Netzfrequenz und den
am MPBa gemessenen Phasenwinkel des eingespeisten Batteriestroms. Der Phasenwinkel am
MPBa beträgt zu Einspeisebeginn annähernd 90◦ und sinkt über die Dauer der Blindleistungseinspeisung um etwa 0, 2◦ .
5.3.3
Ergebnisse der Beispielsimulation zur Blindleistungskompensation
Die während der Beispielsimulation zur Blindleistungskompensation an den Messpunkten MPN
und MPBa gemessenen Phasenwinkel sind in Abbildung 5.6 dargestellt.
Abbildung 5.6: Verlauf der am MPN und am MPV gemessenen Phasenwinkel während der Beispielsimulation zur Blindleistungskompensation
Zu Simulationsbeginn beträgt der am MPN gemessene Phasenwinkel −18, 11◦ . Nach Erreichen des vollen Kompensationsstroms zum Zeitpunkt t ≈ 1,1 s beträgt der am MPN gemessene
Phasenwinkel 0, 16◦ . Der eingespeiste Strom hat einen am MPBa gemessenen Phasenversatz
von 87, 61◦ .
Abbildung 5.7 zeigt die am MPV gemessene Änderung des Phasenwinkels. Dieser ändert sich
durch die Blindleistungskompensation im Niederspannungsnetz von −85, 33◦ auf −85, 22◦ .
56
Abbildung 5.7: Verlauf des am MPV gemessenen Phasenwinkels während
der Beispielsimulation zur Blindleistungskompensation
Die durch die Blindleistungskompensation hervorgerufenen Veränderungen der Phasenwinkel
an den Messpunkten der verbindenden Leitungen sind in Abbildung 5.8 dargestellt.
Abbildung 5.8: Verlauf der an MPL1 , MPL2 und MPL3 gemessenen Phasenwinkel während der Beispielsimulation zur
Blindleistungskompensation
Der Phasenwinkel am MPL1 ändert sich von etwa −18◦ auf ungefähr 19◦ . Am MPL2 ist eine
Änderung des Phasenwinkels von etwa −18◦ auf ungefähr −33◦ messbar. Der Wert des Phasenwinkels am MPL3 ändert sich von ungefähr 18◦ auf etwa 9◦ .
57
5.4
Auswertung der Beispielsimulation
Die Beispielsimulation zur Frequenzhaltung zeigt, dass eine Veränderung des Wirkleistungsgleichgewichts zu einer korrekt orientierten Änderung der Netzfrequenz führt. Die am MPN
gemessene Wirkleistung stellt die durch das Niederspannungsnetz vom Verbundnetz bezogene
Leistung dar. Ist die vom Niederspannungsnetz bezogene Leistung gleich der durch das Verbundnetz eingespeisten Leistung, so ist die Netzfrequenz konstant. In diesem Fall ist am MPN
ein Wirkleistungsbezug von etwas mehr als 26 kW messbar. Das bedeutet, das Verbundnetz
liefert dem Niederspannungsnetz eine konstante Leistung von 26 kW. Das Zuschalten des Verbrauchers führt, wie gewünscht, dazu, dass der Wirkleistungsbezug des Niederspannungsnetzes
die eingespeiste Leistung überschreitet und sich die Netzfrequenz absenkt. Durch Einspeisen
eines Batteriestroms kann die ins Netz eingespeiste Leistung erhöht werden. Dies ist daran zu
erkennen, wie sich eine Veränderung des eingespeisten Batteriestroms auf den Wirkleistungsbezug und die Netzfrequenz auswirkt. Es wird gezeigt, wie das Einspeisen eines Batteriestroms
eine negative Wirkleistungsdifferenz ausgleichen und die Netzfrequenz dadurch stabilisieren
kann und wie der Batteriespeicher genutzt werden kann, um eine positive Wirkleistungsdifferenz zu erzeugen und die Netzfrequenz dadurch anzuheben.
Mit der Beispielsimulation zur Spannungshaltung wird gezeigt, dass die Batterie bei einem eingestellten Phasenwinkel von 90, 00◦ fast ausschließlich Blindleistung einspeist und dadurch die
Netzspannung angehoben wird. Durch eine Abwandlung des Beispielszenarios konnte auch der
Spannungssenkende Effekt eines Blindleistungsbezugs simuliert werden. Bezüglich der Beziehung zwischen Blindleistungsgehalt und Netzspannung verhält sich das Modell wie in Unterkapitel 2.3.2 beschrieben.
Mit der Beispielsimulation zur Blindleistungskompensation wird gezeigt, dass durch eine Blindleistungseinspeisung per Batteriespeicher eine annähernd vollständige Blindleistungskompensation am MPN möglich ist. Außerdem wird dargestellt, wie sich eine solche auf die Phasenverschiebung an den anderen Messpunkten auswirkt. Die Betrachtung der Phasenverschiebung
an den Messpunkten der Leitungen verdeutlicht, dass eine Blindleistungskompensation sich auf
einen bestimmten Punkt im Netz bezieht und an anderen Punkten sogar zu einer Vergrößerung
des Phasenwinkels führen kann. Bei der Wahl des zur Blindleistungskompensation gewählten
Phasenwinkels ist die Richtung des Stromflusses zu beachten. In der beschriebenen Simulation wird eine induktive Phasenverschiebung am MPN durch eine induktive Phasenverschiebung
am MPBa kompensiert. Anfänglich fließt der Strom über die Leitung L1 vom Generator über
den Batterie-Knoten zum Verbraucher. Der Kompensationsstrom fließt allerdings von der Batterie in Richtung des Generators. Abbildung 5.8 zeigt, wie sich das Vorzeichen des am MPL1
gemessenen Phasenwinkels durch die Blindleistungskompensation umkehrt, obwohl anfangs
sowohl am MPN als auch am MPBa ein induktiv verschobener Einspeisestrom gemessen wurde.
Eine Kompensation über den Verteiltransformator hinaus konnte nicht realisiert werden. In der
Beispielsimulation wurde am Messpunkt MPV eine Reduktion des Phasenwinkels um 0, 11◦
erzielt, was im Betrag fast zu vernachlässigen ist aber eine korrekte Tendenz zeigt. Es wäre
interessant, die Reaktion auf einen höheren Batteriestrom zu untersuchen. Leider ist dies mit
dem vorliegenden Modell nicht möglich. Bei höheren Batterieströmen kommt es zu einem Aufschwingen des Systems, was vermutlich an der implementierten Steuerung liegt.
Durch eine Blindleistungseinspeisung wird die Netzspannung erhöht, welche wiederum ge58
nutzt wird, um das Signal des eingespeisten Stroms zu generieren. Übersteigt die Spannung
die im Grundzustand ermittelte Referenzspannung, so hat das normierte Spannungssignal einen
Amplitudenwert größer eins. Dadurch wächst das Signal zur Steuerung der Stromquelle, was
wiederum in einer Erhöhung der Netzspannung resultiert und ein Aufschwingen des Systems
verursachen kann. Anhand der während des Szenarios zur Frequenzhaltung gemessenen Stromwerte kann gezeigt werden, wie unpräzise die implementierte Steuerung des Einspeisestroms
ist. Je nach Situation liegt der gemessene Strom unter oder über dem eingestellten Strom und
bleibt konstant oder verändert sich mit die Zeit. Durch den im Rahmen der Beispielsimulation zur Spannungshaltung durchgeführten Vergleich von Phasenwinkel und Netzfrequenz wird
deutlich, welchen Einfluss die sehr grob implementierte Steuerung des Phasenversatzes auf die
Blindleistungseinspeisung hat. Selbst kleine Frequenzänderungen führen zu Abweichungen im
eingespeisten Phasenwinkel. Die implementierte Steuerung ist folglich nicht ausgereift. Die zur
Erzeugung von Phasenwinkel und Stromsignal implementierten Methoden eignen sich nicht für
quantitative Analysen, da ihre Ausgangsgrößen vom Zustand des Modells abhängen. Dadurch
ist es möglich, das eine Ansteuerung mit identischen Werten zu unterschiedlichen Ausgangswerten führt. Eine präzise Simulation ist dadurch nicht realisierbar.
Die Simulationsdauer der 5 s umfassenden Beispielsimulationen beträgt etwa 50 s pro Szenario.
Die damit erzeugte Schrittweite von maximal 10−3 s ermöglicht es, auch transientes Verhalten
abzubilden und zu analysieren.
Das modellierte Niederspannungsnetz verhält sich qualitativ wie das in Kapitel 2 beschriebene Stromnetz. Sowohl die an der Frequenz- und Spannungshaltung beteiligten Effekte als auch
eine Blindleistungskompensation können in der gewünschten Auflösung abgebildet werden.
Die Steuerung des Batteriespeichers ermöglicht es, Strom mit einem variablen Phasenwinkel
und einer, in einem begrenzten Größenbereich, veränderbaren Stärke einzuspeisen. Durch den
wechselbaren Verbraucher ist auch die durch das Niederspannungsnetz bezogene Leistung variierbar. Dadurch können sowohl der Bezug als auch das Einspeisen von Wirk- und Blindleistung
abgebildet werden. Die implementierte Steuerung ist allerdings sehr unpräzise.
59
6
Zusammenfassung und Ausblick
Die vorliegende Arbeit beschreibt ein EMT-Modell zur transienten Spannungs- und Leistungsanalyse von, in einem Niederspannungsnetz per Batteriespeicher bereit gestellten, Systemdienstleistungen. Bei den zu betrachtenden Systemdienstleistungen handelt es sich um Maßnahmen
zur Frequenz- und Spannungshaltung sowie zur Blindleistungskompensation. Durch das Modell
sind ein an das Mittelspannungsnetz auf 20 kV-Ebene angeschlossener Niederspannungsnetzabschnitt auf 0,4 kV-Ebene, ein daran angeschlossener Batteriespeicher, ein Verbraucher sowie
die verbindenden Leitungen dargestellt.
Zur Modellbildung ist die auf elektrische Systeme spezialisierte Simulationssoftware Plecs gewählt. Diese bietet parametrierbare Modelle der gängigen Netzbestandteile, welche zum gewünschten System zusammengefügt und nach dessen Verhalten parametriert sind.
Das Verbundnetz, welches das Mittelspannungsnetz speist, ist durch das Modell eines fremderregten Synchron-Vollpol-Generators dargestellt. Über dessen Erregerstrom kann die am Generator anliegende Spannung, und damit die Netzspannung des Mittelspannungsnetzes, gesteuert
werden. Die Parametrierung seines Trägheitsmoments ermöglicht die Simulation der am Netz
betriebenen rotierenden Masse und deren Einfluss auf die Netzfrequenz. Das den Generator antreibende Drehmoment bestimmt die in das Netz eingespeiste Leistung. Der Synchrongenerator
ist über eine Kabelleitung mit einem Dy5-verschalteten Verteiltransformator verbunden. Dieser
stellt den Netzübergabepunkt zwischen 20 kV- und 0,4 kV-Ebene dar. Der Niederspannungsnetzabschnitt beinhaltet drei Netzknoten, die über drei Kabelleitungen miteinander verbunden
sind. Alle Leitungen sind durch das π-Modell implementiert. Ein Netzknoten ist mit dem Verteiltransformator verbunden, an den anderen Netzknoten sind Verbraucher und Batteriespeicher angeschlossen. Der Verbraucher ist symmetrisch aufgebaut und besteht zur Abbildung des
praktisch in Summe ohmsch-induktiven Stromnetzes aus einem RL-Glied an jeder Phase. Der
Batteriespeicher ist dazu vorgesehen, dem Netz als weitere Energiequelle zu dienen und im
Blindleistungsanteil variable Leistung einzuspeisen. Dies ist durch eine netzspannungsgeführte
Stromquelle realisiert, welche Strom mit gleicher Frequenz, eingeschränkt variabler Amplitude
und variablem zeitlichem Versatz zur Netzspannung einspeist.
Die zur Parametrierung und Steuerung des Modells verwendeten Größen sind Erregerstrom,
Trägheitsmoment und Drehmoment des Synchrongenerators; Windungszahlverhältnis und Phasenversatz des Verteiltransformators; Wirkwiderstand und Induktivität des Verbrauchers; Stromstärke und Gradient sowie Phasenwinkel des Batteriestroms und die Leitungsbeläge der Leitungen. Die Parametrierung richtet sich nach dem abzubildenden System und ist in dieser Arbeit
für eine fiktive Beispielsimulation durchgeführt worden. Diese beinhaltet drei Szenarien, welche die Vorgänge bei der Durchführung der Systemdienstleistungen Frequenz- und Spannungshaltung sowie Blindleistungskompensation simulieren.
Mit der Beispielsimulation zur Frequenzhaltung wird gezeigt, dass sich eine Wirkleistungsdifferenz im System auf dessen Frequenz auswirkt. Ist die ins Netz eingespeiste Wirkleistung
größer als dessen Leistungsbezug, so steigt die Netzfrequenz und andersherum. Die Beispielsimulation zur Spannungshaltung verdeutlicht, dass das vorliegende Modell den Zusammenhang
von Blindleistungsgehalt und Spannung korrekt abbildet. Durch eine Blindleistungseinspeisung
kann die Netzspannung angehoben werden, ein Blindleistungsbezug senkt die Netzspannung.
60
Durch die Beispielsimulation zur Blindleistungskompensation wird dargestellt, wie es möglich
ist, den Batteriespeicher des Modells zu nutzen, um die Phasenverschiebung niederspannungsseitig des Transformators nahezu vollständig zu kompensieren. Dabei wird deutlich, dass die
Blindleistungskompensation sich auf einen bestimmten Ort bezieht. An anderen Orten kann es
dadurch auch zu einer Vergrößerung des Phasenwinkels kommen. Eine Blindleistungskompensation auf der 20 kV-Ebene konnte nicht erzielt werden. Durch die Beispielsimulationen wird
verdeutlicht, dass sich das für die Betrachtung von Systemdienstleistungen wichtige Verhalten
des Stromnetzes durch den gewählten Modellierungsansatz qualitativ korrekt abbilden lässt und
transientes Verhalten dargestellt wird. Die Simulationsdauer der 5 s langen Beispielszenarien
beträgt um die 50 s.
Die vorliegende Arbeit zeigt, dass der gewählte Modellierungsansatz geeignet ist, um die beschriebenen Vorgänge in der gewünschten Auflösung abzubilden. Um die Qualität der durch das
Modell realisierbaren Simulationen zu verbessern, sind unter anderem Veränderungen denkbar,
die sich auf die Komplexität des abgebildeten Netzabschnitts, die Steuerung des Modells sowie
die durch das Modell erreichte Simulationsdauer auswirken.
Mit dem vorliegenden EMT-Modell lassen sich die 5 s langen Beispielsimulationen innerhalb
von 50 s simulieren. Wird die Komplexität des Modells durch die Ergänzung weiterer Komponenten erhöht, verlängert sich die Simulationsdauer. Für die Analyse von Wirk- und Blindleistungsflüssen und der Netzspannung an unterschiedlichen Knotenpunkten erscheint die durch
ein RMS-Modell abbildbare Genauigkeit völlig ausreichend. Ein möglicher nächster Schritt zu
Gunsten der Simulationsdauer wäre daher, das vorliegende Modell in ein RMS-Modell zu überführen, um die Ergebnisse und die erzielten Simulationszeiten der zwei Modelle vergleichen zu
können.
Eine Betrachtung von Oberwellen und ihre Kompensation wurde mit dem vorliegenden Modell
bisher nicht durchgeführt. Um diese durchführen zu können, ist das Modell des Batteriespeichers um eine präzise Regelung zu erweitern. Diese muss es ermöglichen, Strom mit exakt
gesteuerter Amplitude mit Netzfrequenz und mit exakt geregeltem Phasenwinkel einzuspeisen.
Außerdem kann das Batterieverhalten genauer abgebildet werden, indem die Einführung eines
Maximalstroms zur Begrenzung der Batterieleistung vorgenommen wird und reale Zuschaltzeiten und Gradienten zur Leistungssteigerung berücksichtigt werden.
Darüber hinaus erscheint es sinnvoll, die Steuerbarkeit des angeschlossenen Verbrauchers zu
verbessern, um variable Lastwechsel zu ermöglichen. Das Verhalten des angeschlossenen Verbrauchers könnte durch die Ergänzung eines Ansynchronmotors erweitert werden, um die Realität besser abzubilden. Um das Verhalten des Verbundnetzes genauer darzustellen, ist eine Regelung von Drehmoment und Erregerstrom zur Frequenz und Spannungsregelung, sowie die
Steuerbarkeit des Trägheitsmoments zur Variation der angeschlossenen rotierenden Masse in
Erwägung zu ziehen. Um Laständerungen außerhalb des Niederspannungsnetzes erzeugen zu
können, sind weitere Verbraucher im Verbundnetz anzulegen. Zur Betrachtung der Wirkreichweite auf 20 kV Ebene sind weitere Leitungsabschnitte nötig.
61
Literatur
[1]
Projektleitung NEW 4.0, NEW 4.0, [Online] http://www.new4-0.de, (abgerufen am
16. Februar 2017).
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