UMZUG - Netzstabilität durch Momentanreserve bei stromrichterdominierten Netzen - der Umbruch zwischen Stromrichter- und generatorbasiertem Elektroenergiesystem

Abstract

Das Forschungsvorhaben analysierte das Potenzial von stromrichterdominierten Systemen zur Bereitstellung systemstabilisierender virtueller Trägheit im vermaschten Energiesystem und Regelleistungsmarkt. Im Rahmen der Untersuchung wurde ermittelt, wie Batteriespeicher, Photovoltaik- und Windenergieanlagen zur Frequenzstabilität beitragen können. Dabei wurden die Eigenschaften netzstabilisierender Stromrichter analysiert und deren Einfluss auf den Netzschutz bewertet. Auf europäischer Ebene wurden systemrelevante Anforderungen für stromrichterbasierte Anlagen erarbeitet. Besondere Beachtung fand die Momentanreserve als zentrales Element für die Netzstabilität, deren wirtschaftliche und prozessuale Auswirkungen detailliert untersucht wurden. Hierbei fand eine deutsche Marktsimulation statt, bei der drei Kraftwerksparkszenarien definiert und simuliert worden sind. Zuvor wurden potentielle Momentanreservetechnologien und -lasten identifiziert und eine Marktanalyse mit einer Darstellung des aktuellen Regelleistungsmarkt, regulatorischer Bedingungen und bestehender Momentanreservemärkte erstellt. Daraufhin wurden Methoden zur Bedarfsbestimmung vorgestellt und Worst-Case-Szenarien festgelegt. Anschließend wurden zwei Marktvarianten für Momentanreserve implementiert und dessen Vergütungsmodelle vorgestellt. Zusätzlich fand eine Primärregelleistungssimulation statt, welche den Einfluss von verschiedener zwei Referenzmärkte mit drei Kraftwerksparkszenarien untersucht worden sind. Zuletzt wurden diese Marktkonzepte ökonomisch als auch volkswirtschaftlich miteinander verglichen und bewertet. Die Ergebnisse des Projekts zeigen, dass ein Marktmechanismus mit der Bezahlung in €/MWs Vorteile aufweist und kostengünstiger als ein Leistungsmarkt ist. Deshalb kann eine Handlungsempfehlung in Richtung der bestehenden Laufrichtung ausgesprochen werden, welche die Ausschreibung in €/MWs unterstreicht. Datei-Upload durch TIB The research project analysed the potential of converter-dominated systems to provide system-stabilising virtual inertia in the meshed energy system and control power market. As part of the investigation, it was determined how battery storage, photovoltaic and wind energy systems can contribute to frequency stability. The characteristics of grid-stabilising power converters were analysed and their influence on grid protection assessed. System-relevant requirements for converter-based systems were developed at European level. Particular attention was paid to the instantaneous reserve as a central element for grid stability, the economic and process-related effects of which were analysed in detail. This involved a German market simulation in which three power plant park scenarios were defined and simulated. Prior to this, potential instantaneous reserve technologies and loads were identified and a market analysis with a presentation of the current balancing power market, regulatory conditions and existing instantaneous reserve markets was prepared. Methods for determining demand were then presented and worst-case scenarios defined. Two market variants for instantaneous reserve were then implemented and their remuneration models presented. In addition, a primary control reserve simulation was carried out, which analysed the influence of different Two reference markets with three power plant park scenarios were analysed. Finally, these market concepts were compared and evaluated from both an economic and a macroeconomic perspective. The results of the project show that a market mechanism with payment in €/MWs has advantages and is more cost-effective than a capacity market. Therefore, a recommendation for action can be made in the direction of the existing direction, which emphasises the tender in €/MWs.