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Jahresbericht 2007 - FGE - RWTH Aachen University

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Bewertung der

Bewertung der Netzstruktur elektrischer Übertragungsnetze ein Zustandsmodell verwendet, das die Systemzustände anhand des Kriteriums Systemsicherheit unterscheidet (Bild 3). Normal Systemsicherheit gewährleistet Änderung des Gegenmaßnahmen Systemzustands des ÜNB ausreichend Gefährdet Verlust der Systemsicherheit erwartet Gegenmaßnahmen des ÜNB unzureichend Kritisch Systemsicherheit nicht gewährleistet, aber keine GWV Kritischer Ausfall Ausfall Systemsicherheit nicht gewährleistet, GWV vorhanden Bild 3: Relevante Betriebszustände und Zustandsübergänge Ausgangszustand des Systems ist der Normalzustand. Ändert sich der Systemzustand, kann das System in den gefährdeten Zustand übergehen. Der Zustandsübergang erfolgt, sobald der ÜNB die Erkenntnis gewinnt, dass ohne Gegenmaßnahmen der Verlust der Systemsicherheit droht. Da nicht zu erwarten ist, dass der ÜNB von sich aus einen derartigen Zustandsübergang initiiert, kann dieser Zustandsübergang nur durch Veränderung der vom ÜNB nicht steuerbare Einflussgrößen auf den Systemzustand erfolgen. Dazu zählen die Betriebsmittelbelastbarkeit beispielsweise durch Veränderung der Umgebungstemperatur und das Netznutzerverhalten. Beides kann im Bereich von wenigen Stunden hinreichend genau prognostiziert werden, sodass dem ÜNB ausreichend Zeit zur Verfügung steht, durch geeignete Gegenmaßnahmen den Übergang in den kritischen Zustand zu vermeiden. Gelingt dies nicht, kann das System durch einen kritischen Ausfall in den Zustand „Ausfall“ übergehen. Alle Ausfälle, die zu GWV führen, werden als kritische Ausfälle bezeichnet. Als mögliche Bewertungskenngrößen bieten sich die Häufigkeit von Zustandsübergängen und die Wahrscheinlichkeiten von Betriebszuständen an. Dabei kann zwischen Netz- und Netznutzersicht unterschieden werden. Bei der Ermittlung der Kenngrößen aus Netzsicht werden alle GWV im betrachteten Netzbereich berücksichtigt. Für die Kenngrößen aus Netznutzersicht werden nur die GWV berücksichtigt, die eine direkte Auswirkung auf die Übergabestation des betrachteten Netznutzers haben. FORSCHUNGSPROJEKTE 3 Zusammenfassung und Ausblick Erhöhte Unsicherheiten in der Netzplanung führen bei Anwendung derzeitig praxisüblicher Planungsverfahren zu nicht optimalen Ausbauentscheidungen. Mittelfristig hat dies bei Beibehaltung derzeitiger Planungspraxis steigende Netzkosten zur Folge. Neue Bewertungsmethoden zur Ergänzung bislang üblicher Planungsverfahren sind daher notwendig. In dieser Arbeit wird ein Verfahren zur Berechung objektiver Kennzahlen zur Bewertung der Struktur elektrischer Übertragungsnetze entwickelt. Die ermittelten Kennzahlen sollen quantitative Vergleiche unterschiedlicher Netze sowie verschiedener Ausbauvarianten unter Berücksichtigung der beschriebenen Unsicherheiten erlauben. Nach Abschluss der Verfahrensentwicklung soll anhand realer Übertragungsnetze die Funktionalität des Verfahrens gezeigt und die ermittelten Ergebniskenngrößen hinsichtlich ihrer Eignung zur Beurteilung der Qualität der Netzstruktur von Übertragungsnetze geprüft werden. 4 Literatur [1] Der Deutsche Bundestag Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien Bundesgesetzblatt, Jg. 2004, Teil I, Nr. 40 [2] Verband der Netzbetreiber VDN e.V. beim VDEW TransmissionCode 2003 – Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber VDN, Berlin, August 2003 [3] Katzfey, J. Probabilistische Bewertung der Netzbetriebsplanung im liberalisierten Strommarkt ABEV Band 79, Klinkenberg Verlag, Aachen, 2002 [4] Drescher, D.; Balzer, G.; Neumann, C.; Meister, R. Beurteilung des Alterungsverhaltens von Hochspannungsleistungsschaltern Elektrizitätswirtschaft, Bd. 104 (2005), Heft 3; S. 58-63 [5] Denzel, D. Operation of Interconnected Power Systems Skriptum zur gleichnamigen Vorlesung IAEW, RWTH, Aachen, 2006 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 81

FORSCHUNGSPROJEKTE Simulation des europäischen Marktes für elektrische Energie Simulation of the European Market for Electrical Energy Dipl.-Ing. Tobias Mirbach tobias.mirbach@iaew.rwth-aachen.de Die Etablierung eines effizienten grenzüberschreitenden Marktes für elektrische Energie ist eines der Hauptziele der EU-weiten Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte. Hierzu wurden grundsätzliche Rahmenbedingungen für das Engpassmanagement festgelegt sowie neue Engpassmanagementmethoden eingeführt. Zudem haben in den kommenden Jahrzehnten der enorme altersbedingte Erneuerungsbedarf der Kraftwerke in Europa und energiepolitische Maßnahmen, wie der in Deutschland geplante Ausstieg aus der Kernenergienutzung sowie die Einführung von CO 2 -Zertifikaten, Rückwirkungen auf den zukünftigen Kraftwerkspark und somit auf die Kostenstruktur der elektrischen Energieerzeugung. Zudem ist ein starker Konzentrationsprozess zu beobachten, was eventuelle Handelsstrategien von Unternehmen und deren Einfluss auf die Preisbildung am Strommarkt begünstigt. Im Rahmen dieser Arbeit soll ein Fundamentalmodell des europäischen Strommarktes unter Berücksichtigung der technischen Restriktionen bei der Energieerzeugung und -übertragung sowie der Einflussnahme von Handelsstrategien auf die Preisbildung entwickelt werden. Dabei sollen die Auswirkungen der strukturellen Veränderungen im europäischen Energiesektor speziell auf die zukünftige Strompreisentwicklung untersucht und bewertet werden. The establishment of an efficient cross-border market for electrical energy is one of the main objectives of the pan- European liberalisation of the power market. Therefore basic conditions for the congestion management have been determined and new methods for cross-border trading have been introduced. Additionally, the substitution of the installed capacity of power plants due to obsolescence in the following decades as well as political decisions that has an impact on the power market, e. g. the phase out of the nuclear power in Germany and the implementation of emission certificates, will influence the generation costs. Furthermore, there is an increasing concentration in the European Power Market which encourages trading strategies of companies that affect the market price. Within the scope of this work, a method to simulate the European Market for electrical energy will be developed by means of adequate models to take into account the technical constraints of power generation and transmission as well as the impact of trading strategies on the pricing. Thereby, the influence of the structural changes in the power market on the development of the market price will be investigated. 1 Hintergrund In Folge der europaweiten Liberalisierung des Energiesektors stehen Stromerzeugungsunternehmen (SEU) in nationalem sowie internationalem Wettbewerb. Darüber hinaus sehen sie sich veränderten Rahmenbedingungen gegenüber, die maßgeblich die zukünftige Strompreisentwicklung und somit die Wirtschaftlichkeit des eigenen Kraftwerksparks beeinflussen. So wurden, um einen volkswirtschaftlich effizienten europäischen Strommarkt zu etablieren, grundsätzliche Rahmenbedingungen für die Durchführung des Engpassmanagements festgelegt [1]. Außerdem wurden 2004 die Exportkosten für den grenzüberschreitenden Handel abgeschafft [2]. Diese Maßnahmen führten in den vergangenen Jahren zu einem zunehmenden, grenzüberschreitenden Handel von elektrischer Energie. Auch in Zukunft ist durch die Einführung neuer Engpassmanagementmethoden ein intensivierter intereuropäischer Stromhandel zu erwarten. Speziell implizite Auktionen, d. h. eine Kombination der Reservierung von Übertragungskapazitäten sowie der Abwicklung von Stromhandelsgeschäften, ermöglichen eine optimierte Nutzung der Übertragungskapazitäten. Eine Folge des zunehmenden, grenzüberschreitenden Handels auf die Strompreisentwicklung ist der zu beobachtende Anstieg der Korrelation der Marktpreise zwischen den zentraleuropäischen Strombörsen in den vergangenen Jahren (Bild 1). Dies führt dazu, dass eine isolierte Sichtweise nationaler Strommärkte nicht ausreicht und der europäische Strommarkt gesamthaft betrachtet werden muss. Korrelationskoeffizient 1 0.9 0.8 0.7 0.6 EEX (D) / APX (NL) EEX (D) / EXAA (A) EEX (D) / Powernext (F) 2002 2003 2004 2005 Bild 1: Korrelation der logarithmierten Strompreise zwischen zentraleuropäischen Börsen [3] Darüber hinaus weist der europäische Erzeugungspark altersbedingt einen großen Erneuerungsbedarf in den 82 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

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