Nutzung von Notstromanlagen

Dipl.-Ing. Dirk Hansen Hansen + Klümpen Ingenieurbüro für Elektrotechnik www.hk-ing.de

Problematik

 Netzersatzanlagen (NEA) auf Klärwerken und in Abwasseranlagen

mit laufenden Kosten aber ohne Nutzung.  Gleichzeitig steigende Energiekosten  Kann dieses gebundene Kapital einer wirtschaftlichen Nutzung

zugeführt werden?  Verschiedene Varianten sollen aufgezeigt und verglichen werden.

Nutzungsmöglichkeiten

3 Variantenvergleich 1.

Nutzung zum klassischen, internen Spitzenlastabfahren

2.

Nutzung im KWK- oder EEG-Gesetz 3.

Schwerpunkt: Nutzung mit Einbringung in ein Poolsystem mit externer Vermarktung als Minutenreserve- Regelenergie, - Wirtschaftlichkeit, Technik, Rechtsgrundlagen

1. Variante

Interne Nutzung zum Spitzenlastabfahren  Abhängig vom Leistungspreis

 Stromlieferungsvertrag

 Abhängig vom Leistungsprofil

 Ansteuerung z.B. aus klassischer Maximumsoftware in Leittechnik

einer Anlage  Maximale Laufzeit 15 h/Monat

Grafik zur Variante 1

Bildquelle: Hansen + Klümpen Entwurf KA Lüneburg

2. Variante

KWK-G / EEG - Nutzung  In der Regel nicht sinnvoll möglich  EEG Nutzung mit Biodiesel scheitert an EK- Kosten Biodiesel  Kwk- G Nutzung mit mineralischem Dieselöl scheitert an ebenfalls

an Betriebskosten und fehlenden Wärmekonzepten

3. Variante

Vermarktung als Regelleistung im öffentlichen Netz  Problem konstante Frequenzhaltung

 Problem verschärft: - Atomausstieg - Ausbau der Windkraft - Ungenaue Windprognose  Größerer Markt / Regelleistungsbedarf mittel / langfristig

Der Stromsee

Bildquelle: Hansen + Klümpen

Regelaufgabe Die Aufgabe der Frequenz- Konstanthaltung ist schwierig: Sehr zeitkritische Regelung Sehr enger Zielbereich 49,5 -50,5 Hz Weit verzweigtes Netz Über 100.000 Einspeiser (Wind, Pv usw.) 50 Mio Entnahmestellen Entsprechend viele Prognose- und Störgrößen z.B. Kraftwerklsausfälle

oder falsche Windprognosen

Abruf der Regelleistung

Bildquelle: Hansen + Klümpen

Minutenreserve Primär und Sekundärregeleistung werden dauerhaft gebraucht und Online geregelt, Leistungserbringung erfolgt durch Großkraftwerke insbesondere Gaskraftwerke

Für Wasser- und Abwasseranlagen interessant: Minutenreserve (telefonischer Abruf) - vollständige Aktivierung binnen 15 Minuten ab telefonischem Abruf - abzudeckender Zeitraum pro Störung t > 15 min bis 4 Viertelstunden bzw. - manuelle Aktivierung gemäß dem ¼-h-Fahrplanraster bzw. innerhalb 15 Minuten Detaillierte Informationen unter:

www.regelenergie.net

Regelleistungen für Frequenzhaltung des Netzes

Vorhaltung ca. 5.000 MW positive Regelleistung ca. 5.500 MW negative Regelleistung davon z.B. 3.100 MW positive MRL und 2.800 MW negative MRL

Poolung Marktfähigkeit von Kleinanlagen wird durch Poolung erreicht 

Mindestgröße einer Regelscheibe 5 MW



Zusammenschalten mehrerer positiver oder negativer Regeleinheiten



Schaffung einer Reserve in jeder Poolscheibe

Definition (Positive) Regelleistung Minutenreserve 

BHKW (Erdgas) in Reserve



Notstromdiesel



Abschaltung - Dauerverbraucher

(Negative) Regelleistung Minutenreserve 

Zuschaltung – Verbraucher (z.B. Pumpe)



Anschaltung – Reserve - BHKW

Ansteuerung

Bildquelle: Hansen + Klümpen

Ansteuerung

Bildquelle: Hansen + Klümpen

Abrechnung

Bildquelle: Hansen + Klümpen

Anbietermärkte / Regelenergie-Vermarktung  Plattform unter www.regelleistung.net  Vermarktung über 4x ÜNB in Deutschland

 50 Hz Transmission GmbH  Amprion GmbH  ENBW Transportnetze AG  TemeT ISO GmbH  Eine öffentliche Auktionierung der angebotenen Regelleistung

findet täglich jeweils für den nächsten Tag statt.  Ein Auftrag für Regelleistung- Verfügbarkeit erfolgt dann in 6x 4-

Stunden „Scheiben“ pro Tag

Minuten-Reserve- Auktion  Siehe www.regelleistung.net

29x Anbieter sind notiert z.B.  Stadtwerke Düsseldorf  mark-E AG  Evonik  weitere Unterschiede sind bei der Anbietergröße und den Marktmodellen zu finden (% Aufteilung, Grundgebühren etc.)

Präqualifikation, Anmeldung

 Eignung des Anbieters

 Technische Eignung  Erbringung unter betrieblichen Randbedingungen möglich  Testeinsatz: z.B. 15 min Anforderung, 15 min Pause,

dann wieder 15 min Anforderung  Präqualifikation beim Anschluss- ÜNB (Regelzone der TE,

unabhängig von der Spannungsebene und Anschlussnetz)  Eine erteilte Qualifikation gilt für alle deutschen ÜNB  Prüfung des ÜNB erfolgt etwa alle 2 Monate

Investitionsaufwendungen

 GPRS / DSL – Fernwirkstation und Einbindung  Zähleranlage (kaufmännisch – bilanziell)  Ggf. maschinelle Ertüchtigungen

Alternative: negative Minuten-Reserve

Wird benötigt bei zuviel Energie im Netz z.B. bei schlechter Windprognose, im Klärwerk z.B. möglich mit  Abschaltung Dauerlauf - BHKW  Zuschaltung eines großen Reserve – Gebläse  Zuschalten eines Wasserwiderstandes Preise sind hier z. Z. deutlich höher als bei positiver Reserve Leistung

Eissmannschaltung

 Die EVU bauen bundesweit Erzeugerabschaltungen ab 100 KW

aus, dies betrifft nur die bevorrechtigten Einspeiser wie EEG- und KWK- Anlagen insbesondere in Bereichen mit überlasteten Netzen  Konventionelle Erzeuger sind nicht betroffen

 Indirekt wird so negative Regelleistung geschaffen

Marktentwicklung 2011

 Preise für positive MRL sind seit 2007 gefallen

( z. Z.  10 €/MW/a)

 Größeres Angebot  Preise für negative MRL steigen seit Jahren an

( z. Z. > 50 €/MW/a)  Knapperes Angebot  mehr Nachfrage aufgrund von mehr Windenergie / unzureichenden Prognosen

Beispiele 2011 (01 – 08)  Kläranlage - Südholstein

Positive MRL mit 3,4 MW - NEA

 6.200 € (Vorhaltung)  12.400 € (1x Abruf)  Kläranlage – NRW, negative MRL mit 2 MW

 Abschaltung eines BHKW- Dauerlaufmotors  49.275 € (Vorhaltung)  10.800 € (2x Abrufe)

Quelle: mark-E

Leistungspreisentwickelung

Datum Bildquelle: mark-E

Zusammenfassung / Wirtschaftlichkeit

 Ab 500 kW aufwärts ist die Prüfung positiver MRL - Nutzung für

eine Notstromanlage sinnvoll  Vergleich zum internen Lastabfahren durchführen

 hier häufig nur Nutzung einer Teilleistung  Für negative Minutenreserve ist unter heutigen Marktbedingungen

eine frühere Wirtschaftlichkeit erreichbar.

Vorteile

 Ertrag aus Minutenreserve  Automatisierte Notstromprobe  Gute Voraussetzungen, da in vielen Fällen Investitionskosten nur

geringe Investitionskosten anfallen,  Eine 100% Verfügbarkeit muss „sowieso“ organisiert werden  Netzparallel - Lastproben ohne Druckstöße; Überspannungen und

ohne Spannungsausfälle

Ökologischer Gedanke

 Unterstützung regenerativer Energien durch breiteres

Regelenergieangebot  Dezentrale Erzeugung / kleine Netzverluste  Vermeidung Neubau von Regel-Kraftwerken  Lastproben mit schlechten Wirkungsgraden entfallen

Aggregatbetrieb  Angestrebte Betriebsstundenzahlen: < 50 h/a, max. 180 h/a

(in der Praxis 10-15 h/anno), Ziel ist die Vermarktung von Verfügbarkeit nicht von echter Energie.  Notstromfunktion hat immer Vorrecht  Hochfahren und Abfahren mit max. 10-Minuten-Rampe / ggf.

Nachlaufzeit im Leerlauf zum „Abkühlen“

 Laufzeit: min. 15 Minuten, max. 240 Minuten am Stück  Ausschluss: kein gleichzeitiger EEG / KWK-G und

Regelleistungsbetrieb zulässig

Technische Rahmenbedingungen NEA

 4 Quadranten-Zähler in der Einspeisung und am Generator

 Anschluss an eine Fernwirktechnik  Regelbarer Motor, Generator, Leistungsschalter, Steuerung  Oberwellenarmer Generator  Elektroeinspeisung im Netz geeignet  Geeigneter Lärmschutz, Abgassituation und Lüftungssituation,

Tank

Arbeitsstromkosten  Durchschnittlicher Kraftstoffpreis der letzten 3 Jahre: ~ 60 Cent/l  Kraftstoff: Heizöl in Dieselqualität nach DIN EN 590,

steuerreduziert  Primärenergieinhalt des Heizöl: ca. 9,8 kWh/l  Durchschnittliche Dieselverbrauch bei 100%

 ca. 3,8 kWh/Liter  Kraftstoffkosten von 15-20 Cent/kWh (el.)  D.h. Arbeitsstromkosten sind bei einem Preis von 20 Cent/KWh

gedeckt

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