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Der Landwirt als Partner der Energiewirtschaft

Der Landwirt als Partner der Energiewirtschaft

Anlässlich der Tagung der Biogasinitiative Brandenburg am 26. Oktober 2004 vorgetragen von Paul-Dieter Gorgas

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Einspeisende EEG-Anlagen in MW mit Stand Dezember 2003

Meckl.-Vorp. Brandenburg Summe

Windenergieanlagen (WEA) 696,8 1.243,3 1.940,1

BHKW 36,2 106,9 143,1

Photovoltaikanlagen (PVA) 3,1 2,2 5,3

Wasserkraftanlagen (WKA) 0,2 1,1 1,3

Summe 2.089,8

WEA

BHKW

PVA

WKA

Installierte regenerative Anlagenleistung

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Eingespeiste Wirkarbeit von EEG-Anlagen im Zeitraum Jan.-Dez. 2003 in MWh

Meckl.-Vorp. Brandenburg Summe

Windenergieanlagen (WEA) 1.001.086 1.518.939 2.520.025

BHKW 140.814 463.734 604.548

Photovoltaikanlagen (PVA) 2.008 1.340 3.348

Wasserkraftanlagen (WKA) 235 2.790 3.025

Summe 3.130.946

WEA

BHKW

PVA

WKA

Eingespeiste Wirkarbeit aus regenerativen Anlagen

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Angemeldetes regeneratives Anlagenpotenzial Stand 30.09.2004 in MW Meckl.-Vorp. Brandenburg Summe

Windenergieanlagen (WEA) 1233,0 4.977,0 6.210,0

BHKW 135,0 355,0 490,0

Photovoltaikanlagen (PVA) 153,0 181,0 334,0

Wasserkraftanlagen (WKA) 0,1 0,1 0,2

Summe 1521,1 5513,1 7.034,2

Angemeldetes regeneratives Potenzial

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Das E.DIS-Netz

E.DIS betreibt auf einem Territorium von 36.000 km²:

5.290 km 110-kV-Leitungen

26.120 km Mittelspannungsleitungen

43.060 km Niederspannungsleitungen

144 Stück 110-kV/MS-Umspannwerke

18.035 Stück MS/NS-Stationen

Die Netze sind für die Übertragung der Energie von konventionellen Kraftwerken zu den Endkunden geplant und gebaut.

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Kraftwerk Rostock

RZ mit Netzauslastung

Territoriale Darstellung der Netzauslastung

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Der Netzanschluss

Netzbetreiber sind verpflichtet den Endkunden die Elektroenergie mit einer vorgegebenen Qualität zu übergeben:

• kurzzeitige Spannungsänderung

• Flicker

• Oberschwingungen

• u. a.

deshalb: Kostenpflichtige netztechnische Bewertung der Anschlusswünsche

Am Verknüpfungspunkt der Erzeugungsanlage mit dem Netz zur allgemeinen Versorgung liegt die Eigentumsgrenze.

E.DIS hat für die Mittel- und Niederspannungsanschlüsse eine anlagentechnische Lösung als Dienstleistungsangebot.

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Stromeinspeisung I

In 2003 waren 22 % der durch die E.DIS-Netze transportierten Energie aus regenerativen Quellen.

Benutzungsstunden der Höchstlast

• WEA 1.370 h/a

• PVA 640 h/a

• BHKW 4.460 h/a

• WKA 2.390 h /a

Einspeisecharakteristik

• WEA – dem Winddargebot direkt folgend; stochastisch

• PVA – dem Tageslicht direkt folgend; prognostizierbar

• BHKW – bewusst steuerbar

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Stromeinspeisung II

Speichermöglichkeiten

• WEA - technisch möglich aber sehr teuer

- trotz der hohen Menge nur mit geringem Wirkungsgrad möglich

- Vergütung der gespeicherten Energie nach dem EEG nur bei

bestimmten Verfahren zulässig

• PVA - technisch möglich aber sehr teuer

- geringer Wirkungsgrad

- Vergütung der gespeicherten Energie nach dem EEG nur bei

bestimmten Verfahren zulässig

• BHKW - technisch möglich, wenig kostenaufwändig

- kaum Wirkungsgradverlust

- Vergütung nach EEG gesichert

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Stromeinspeisung III

Infolge der vollständigen Netzauslastung verpflichtet das EEG die E.DIS zum Netzausbau

• ca. 150 km 110-kV-Leitungen

• ein 380/110-KV-Einspeisepunkt

Die vollständige Netzauslastung liegt, bedingt durch die Windeinspeisung, nur einige Stunden im Jahr vor.

Temporäre Alternative ist ein Netzsicherheitsmanagement (NSM) für das 110-kV-Netz

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Netzsicherheitsmanagement I

Voraussetzungen:

Die 110-kV-Leitungen sind nur zeitweise zu 100 % ausgelastet.

Vom Netzbetreiber können die Belastungen der Leitungen online überwacht werden.

Der teilnehmende Einspeiser besitzt eine Vorrichtung zum Empfang der vom Netzbetreiber ausgesendeten Steuersignale.

Der Einspeiser setzt die empfangenen Signale in entsprechende Regelbefehle für seine Erzeugungsanlage um.

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Funkrund-Steuerung (FRS)

• FRS-Empfänger zur Auswertung der Absenk-ungsbefehle und Steuerung des Übergabeschalters

0... keine Reduz. (Normalbetrieb)1... 40% Reduz.2... 60% Reduz.3... 100% Reduz. 4… NOT AUS

•Die Befehle 0-3 wertet der Betreiber intern aus

EinspeiseanlageÜbertragungsweg

• Messwertüberwachung I<>Igrenz = ID

• Auslösung der Absenkungsbefehle über das Leitsystem

• Absenkungsbefehle werden an den Sender übergeben

• Senden des Absenkungsbefehls (Protokollierung über das NLS)

Vorzugsweise Priorisierung der anzusteuernden Anlagen

Alarm

Netzleitstelle

Netzsicherheitsmanagement II

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     100WKA

     99PVA

     82BioM

     2WEA

≤ 500III

     -WKA

     1PVA

     17BioM

     10WEA

≤ 5.000  > 500II

     -WKA

     -PVA

     1BioM

     88WEA

> 5.000I

     100WKA

     100PVA

     100BioM

     100WEAEinspeiser mit

Verträgen vor dem

NSM

0

Not-AusStufe 3 (100%)

Stufe 2 (60%)

Stufe 1 (40%)

Stufe 0 (0%)

einbezogen beim Aufruf vonLeistun

gs-anteil

%

Primär-energie

Prioritäts-grenzen

kW

Priorität

Das prioritäre Netzsicherheitsmanagement (NSM)

Netzsicherheitsmanagement III

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tatsächlicher Strom

prognostizierter Strom

Stufenaufruf

Aufruf Stufe 1

Aufruf Stufe 2

Aufruf Stufe 0

Zeit

Strom

1,15 ID

ID

0,85 ID

NOT AUS

Alarm

Warnung

Ablauf von Stufenaufrufen

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Ich bedanke mich

für Ihre Aufmerksamkeit !


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