Für die kommenden Jahre wird aufgrund der klimatischen Rahmenbedingungen ein Wandel von einer konventionellen Stromerzeugung auf Basis fossiler Kraftwerke hin zu weitgehend aus erneuerbaren Energien gewonnenem Strom erwartet. Die höchsten Potentiale liegen hierbei in der Photovoltaik und der Windkraft, deren Ausbau in Europa derzeit politisch gefördert wird. Deren vorrangige Einspeisung unterliegt aufgrund der Dargebotsabhängigkeit einer hohen Volatilität und weist Prognoseunsicherheiten auf. Die Prognosefehler werden durch konventionelle Erzeugungsanlagen, Speichersysteme sowie Reservedienstleistungen ausgeglichen, deren Einsatz bereits heute hohe Kosten verursacht. Der kosteneffiziente Einsatz an Erzeugungskapazitäten erfordert somit eine detaillierte Erfassung von Prognoseunsicherheiten. Ziel der vorliegenden Arbeit ist die Modellerweiterung eines bestehenden Verfahrens zur Kraftwerkseinsatzoptimierung, welches am Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IEAW) der RWTH Aachen entwickelt wurde.
Bereits heute sind die Prognosen im Kraftwerkseinsatz von essentieller Bedeutung. Mit dem Ausbau von weiteren dargebotsabhängigen Energiequellen steigt die Abbildung von Prognoseunsicherheiten auf der Erzeuger- sowie der Verbraucherseite deutlich an. In den vergangenen Jahren wurde eine Vielzahl an Verfahren zur Prognose der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien entwickelt, die in Form von Prognosedienstleistungen zur Verfügung gestellt werden. Zur Abbildung der Prognoseunsicherheiten wurde im Rahmen dieser Arbeit ein deterministischer Ansatz gewählt. Dieser stellt ein Entscheidungsmodell unter Unsicherheit dar, in dem die zukünftigen Ausprägungen der entscheidungsrelevanten Daten als bekannt angenommen werden.
Im Rahmen der Arbeit wurde ein Verfahren zur Abbildung von Prognoseunsicherheiten in der Kraftwerkseinsatzplanung entwickelt, in ein bereits am IAEW bestehendes Verfahren implementiert und anschließend plausibilisiert. Dabei wurden unterschiedliche Optimierungstufen: Monatsrechnung und Rollierung eingeführt und an die Rechnungsvorschriften der Marktsimulation geknüpft. Die Ergebnisse der Modellerweiterung wurden anhand mehrerer Rechnungen im Detail plausibilisiert und auf Funktionalität überprüft.
Inhaltsverzeichnis
1 Einleitung
1.1 Hintergrund und Motivation
1.2 Ziele und Aufbau der Arbeit
2 Analyse
2.1 Überblick über die europäische Stromversorgung
2.1.1 Fortschritte in der Stromerzeugung der EU
2.1.2 Entwicklung des EE-Ausbaus in Europa
2.1.3 Europäischer Energiebinnenmarkt
2.1.4 Marktplätze im Stromgroßhandel
2.1.4.1 Terminmarkt für Strom
2.1.4.2 Stromhandel am Spotmarkt
2.1.4.2.1. Der Day-ahead-Handel für Strom
2.1.4.2.2. Kopplung der Spotmärkte
2.1.4.2.3. Der Intraday-Markt für Strom
2.1.4.3 Der Regelenergiemarkt
2.1.4.3.1. Primärregelleistung
2.1.4.3.2. Sekundärregelleistung
2.1.4.3.3. Minutenreserveleistung
2.1.5 Vermarktung von Strom aus dargebotsabhängigen Energiequellen
2.1.6 Marktaktivitäten im Rahmen des Bilanzkreismanagements
2.1.7 Ursachen für Bilanzungleichgewichte
2.1.7.1 Unsicherheiten auf der Verbraucherseite
2.1.7.2 Unsicherheiten auf der Erzeugerseite
2.1.7.2.1. Ausfälle konventioneller Kraftwerkseinspeisung
2.1.7.2.2. Einspeisung dargebotsabhängiger Erzeugung
2.2 Prognose der Stromerzeugung aus dargebotsabhängigen Energiequellen
2.2.1 Verfahren der Leistungsprognose
2.2.1.1 Eingangsdaten der Vorhersage
2.2.1.2 Fundamental-physikalische Verfahren
2.2.1.3 Statistische Verfahren
2.2.2 Prognosehorizont und zeitliche Auflösung
2.2.3 Analyse der Prognosequalität
2.2.4 Großräumige Prognose
2.2.5 Extreme Wetterereignisse in der Prognose
3 Modellbildung
3.1 Kraftwerkseinsatzplanung
3.2 Planungshorizonte und Modellierungsgenauigkeit
3.3 Systembereich
3.4 Thermisches System
3.5 Hydraulisches System
3.6 Dargebotsabhängige Einspeisung
3.7 Resultierende Optimierungsaufgabe
4 Verfahren
4.1 Marktsimulation
4.2 Lagrange-Relaxation
4.3 Verfahrenserweiterung um die Abbildung von Prognosefehlern in der Kraftwerkseinsatzoptimierung
4.3.1 Überblick über das Verfahren
4.3.2 Eingangsdaten und Parametrierung der Prognosewerte
4.3.3 Verfahrensablauf
4.3.4 Verfahren der Monatsrechnung
4.3.5 Verfahren der rollierenden Rechnung
4.3.6 Modellvereinfachung zur Reduktion des Rechenaufwands
5 Exemplarische Untersuchungen
5.1 Vorstellung des Modells
5.2 Plausibilisierung der Modellerweiterung
5.2.1 Monatsrechnung
5.2.2 Rollierende Rechnung
6 Zusammenfassung und Ausblick
Zielsetzung & Themen
Die vorliegende Diplomarbeit befasst sich mit der Erweiterung eines fundamentalen Simulationsmodells zur Kraftwerkseinsatzplanung, um die Unsicherheiten bei der Stromerzeugung aus fluktuierenden erneuerbaren Energiequellen wie Wind und Photovoltaik präziser abzubilden. Das primäre Ziel ist es, ein deterministisches Entscheidungsmodell unter Unsicherheit zu entwickeln, das eine effiziente Einsatzplanung der Erzeugungsanlagen ermöglicht und die Auswirkungen von Prognosefehlern auf die Betriebsoptimierung quantifizierbar macht.
- Grundlagen der europäischen Stromversorgung und des Stromhandels
- Prognoseverfahren für erneuerbare Energien und deren Unsicherheiten
- Methodische Modellbildung der Kraftwerkseinsatzplanung
- Implementierung eines mehrstufigen Optimierungsverfahrens (Monatsrechnung und rollierende Rechnung)
- Plausibilisierung der Modellerweiterung anhand praktischer Untersuchungsszenarien
Auszug aus dem Buch
2.1.7.2.1. Ausfälle konventioneller Kraftwerkseinspeisung
Die Verfügbarkeit von Kraftwerken ist wie bei allen technischen Anlagen beschränkt und unterliegt den Rahmenbedingungen, die in Abhängigkeit von der verwendeten Technologie unterschiedlich ausfallen können. Der Ausgleich der Leistung infolge störungsbedingter Ausfälle thermischer Kraftwerke erfolgt durch den maßgeblichen Einfluss auf den Bedarf an Sekundärregel- und Minutenreserve. Störungen im Betrieb der Kraftwerke können sowohl zu einer totalen Abschaltung als auch zu einer Leistungsbeschränkung, dem sogenannten Teilausfall, führen [51].
Für den nicht vorhersehbaren Ausfall von Kraftwerksanlagen, die zu einer sofortigen Leistungsreduktion führen, muss ausschließlich positive Reserve vorgehalten werden. Die Dauer der Ausregelung des Bilanzungleichgewichts durch den ÜNB ist in der Stromnetzzugangsverordnung sowie im TransmissionCode 2003 festgelegt und beträgt vier Viertelstunden [38] [46]. Nach einer Stunde muss der Kraftwerksbetreiber die vom ÜNB vorgehaltene und eingesetzte Reserve durch den Einsatz eigener Reserveleistung ablösen [51].
Bei geplanten bzw. absehbaren Kraftwerksausfällen infolge von Revisionen oder mangelndem Primärenergieangebot, z. B. bei Niedrigwasser, sowie klimatisch eingeschränkten Kühlmöglichkeiten, wie es oft im heißen Sommer der Fall ist, ist kein Einsatz von kurzfristigen Reserveleistungen erforderlich. Die dadurch nicht verfügbare Kraftwerksleistung muss durch Langzeitreserve deckt werden.
Das Ausfallverhalten der Kraftwerke unterliegt keinen Gesetzmäßigkeiten und weist einen starken, stochastischen Charakter auf, so dass die Auswertung der Kraftwerksausfälle nur über statistische Kenngrößen erfolgen kann. Um eine valide Datenbasis für die Analyse zu haben, führt das VGB PowerTech e. V. Essen (VGB) bereits seit mehreren Jahren eine Kraftwerksverfügbarkeitsstatistik.
Zur Analyse der störungsbedingten Ausfälle thermischer Kraftwerke hat der VGB Daten zu den einzelnen Erzeugungstechnologien mit einer Einspeiseleistung über 100 MW, wie Kernkraft, Steinkohle etc. von 1988 bis 2008 im Detail aufgesammelt. Anhand dieser Statistik wurden die Ausfallhäufigkeit von Kraftwerken pro Jahr, getrennt nach Voll- und Teilausfällen sowie die ausgefallene Leistung bei Teilausfällen erfasst und analysiert.
Die folgende Tabelle stellt die Ausfallhäufigkeiten von thermischen Kraftwerken entsprechend der Auswertung des VGB dar.
Zusammenfassung der Kapitel
1 Einleitung: Die Arbeit motiviert die Modellerweiterung vor dem Hintergrund der Energiewende und definiert das Ziel, Prognosefehler volatiler erneuerbarer Energien in der Kraftwerkseinsatzplanung zu berücksichtigen.
2 Analyse: Dieses Kapitel gibt einen detaillierten Überblick über den europäischen Strommarkt, die Bedeutung von Prognosen, die Funktionsweise von Spot- und Regelenergiemärkten sowie die Ursachen für Prognosefehler und Bilanzungleichgewichte.
3 Modellbildung: Hier werden die Grundlagen des Simulationsmodells für die Kraftwerkseinsatzplanung sowie die Systembereiche (thermisches und hydraulisches System) und die Modellierung der dargebotsabhängigen Einspeisung erläutert.
4 Verfahren: In diesem zentralen Kapitel wird die Erweiterung der Marktsimulation um die Prognoserechnung mittels Monatsrechnung und rollierender Rechnung detailliert beschrieben, einschließlich der technischen Hilfsroutinen zur Datenübergabe.
5 Exemplarische Untersuchungen: Anhand von Szenarien wird die Funktionalität und Plausibilität der Modellerweiterung demonstriert, wobei der Fokus auf dem Datentransfer zwischen den verschiedenen Optimierungsstufen liegt.
6 Zusammenfassung und Ausblick: Die Arbeit schließt mit einer Bilanz der erreichten Ziele und diskutiert Möglichkeiten für zukünftige Modellausdehnungen, etwa durch probabilistische Prognosen.
Schlüsselwörter
Kraftwerkseinsatzplanung, Prognosefehler, Erneuerbare Energien, Marktsimulation, Regelenergie, Spotmarkt, Bilanzkreismanagement, Windenergie, Photovoltaik, Optimierungsmodell, Lagrange-Relaxation, Prognoseunsicherheit, Energiewirtschaft, Strommarkt, Rollierende Rechnung.
Häufig gestellte Fragen
Worum geht es in dieser Diplomarbeit grundsätzlich?
Die Arbeit beschäftigt sich mit der Optimierung des Kraftwerkseinsatzes unter Berücksichtigung von Prognoseunsicherheiten, die durch den zunehmenden Anteil volatiler erneuerbarer Energien entstehen.
Was sind die zentralen Themenfelder der Arbeit?
Zu den zentralen Themen gehören die europäische Stromversorgung, der Handel an Großhandelsmärkten, die physikalisch-technische Modellierung von Kraftwerken sowie die Integration von Prognosen in Optimierungssysteme.
Was ist das primäre Ziel oder die Forschungsfrage?
Das Ziel ist die Erweiterung eines bestehenden Simulationsmodells, um die Auswirkungen von Prognosefehlern bei der Einspeisung aus Wind und Sonne auf die optimale Einsatzplanung von Kraftwerken detailliert zu erfassen und zu quantifizieren.
Welche wissenschaftliche Methode wird verwendet?
Die Arbeit nutzt einen deterministischen Ansatz und eine mehrstufige Optimierung, bestehend aus einer Jahresrechnung, einer Monatsrechnung und einer rollierenden Planung auf Basis von Lagrange-Relaxation.
Was wird im Hauptteil der Arbeit behandelt?
Der Hauptteil analysiert die Marktdynamik, erläutert die Modellbildung der verschiedenen Kraftwerkstypen und stellt das entwickelte Verfahren zur Modellerweiterung sowie dessen Plausibilisierung durch Testrechnungen dar.
Welche Schlüsselwörter charakterisieren die Arbeit?
Die Arbeit wird durch Begriffe wie Kraftwerkseinsatzplanung, Prognosefehler, erneuerbare Energien, Marktsimulation und Regelenergie charakterisiert.
Wie unterscheidet sich die rollierende Rechnung von der Jahresrechnung?
Während die Jahresrechnung einen langfristigen Überblick bietet, ermöglicht die rollierende Rechnung eine kurzfristige, sukzessive Aktualisierung der Einsatzpläne auf Basis neuer Prognosedaten, um flexibler auf Prognosefehler reagieren zu können.
Welche Rolle spielen die hydraulischen Systeme in diesem Modell?
Hydraulische Systeme wie Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke dienen als flexible Ausgleichsoptionen, um Schwankungen der Residuallast auszugleichen, weshalb ihre exakte Modellierung für das Modell von großer Bedeutung ist.
- Arbeit zitieren
- Victor Lotz (Autor:in), 2014, Erweiterung eines Modells zur Kraftwerkseinsatzoptimierung um die Berücksichtigung von Prognosefehlern, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/279476
