DE102012018031A1

DE102012018031A1 - Verfahren und Anordnung zur Vorhaltung und Bereitstellung von Regelleistung von elektrischen Stromnetzen

Info

Publication number: DE102012018031A1
Application number: DE102012018031A
Authority: DE
Inventors: Anmelder Gleich
Original assignee: Individual
Current assignee: HARZFELD, EDGAR, PROF. DR.-ING., DE
Priority date: 2011-10-19
Filing date: 2012-09-13
Publication date: 2013-04-25

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Anordnung zur Flexibilisierung der Netzeinspeisung in elektrische Stromnetze, wobei wenigstens eine konventionelle Stromerzeugungskapazität und wenigstens eine Solar- und/oder Winderzeugungskapazität in das elektrische Stromnetz Strom einspeisen. Die Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass zur Erhöhung der Änderungsdynamik eines Kraftwerks der konventionellen Stromerzeugungskapazität bei seiner Stromeinspeisung insbesondere bei Bereitstellung sowohl positiver als auch negativer Regelleistung eine CERNOL-Anlage mit einem stromintensiven Anlagenteil „Elektrolyseure” in den Leitungsstrang von Kraftwerksgenerator und Ausgangstransformator eingebunden bzw. zugeschaltet wird.

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Anordnung zur Flexibilisierung der Netzeinspeisung in elektrische Stromnetze, wobei wenigstens eine konventionelle Stromerzeugungskapazität und wenigstens eine Solar- und/oder Winderzeugungskapazität in das elektrische Stromnetz Strom einspeisen.
Stand der Technik:
Mit dem weiteren Anwachsen des Anteils fluktuierender erneuerbarer Energien – insbesondere Windelektroenergie – an der Elektroenergie-Versorgung erhöht sich die Forderung nach positiver bzw. negativer Regelleistung, weil es trotz verbesserter Prognoseverfahren dringend erforderlich ist, auf beginnende Flauten bzw. Starkwindperioden die Einspeiseleistung des konventionellen Kraftwerkparks rasch anzupassen, um die Frequenzstabilität des Netzes jederzeit zu gewährleisten.
Der Stand der Technik ist daher charakterisiert durch das Schalten hoher Elektroenergieströme im Rahmen der Bereitstellung von negativer bzw. positiver Regelleistung in der Leistungs-Größe von MW.
Das erfolgt bei positiver Regelleistung durch das Vorhalten von Leistungen beim Turbinen-Generator-Satz eines Kraftwerkbetreibers bzw. eines Betreibers eines Pumpspeicherkraftwerks.
Bei negativer Regelleistung wird entweder die Einspeisung eines Turbine-Generator-Satzes reduziert oder Leistung aus dem Netz in dem vertraglich vereinbarten Umfang z. B. im Pumpbetrieb eines Pumpspeicherkraftwerks entnommen.
Im Fall der vertraglichen Bindung eines Kraftwerkbetreibers von positiver bzw. negativer Regelleistung gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), der für die Einhaltung der Frequenzstabilität des Netzes verantwortlich ist und je nach Bedarf Regelleistung vom Kraftwerksbetreiber per Telefon bzw. anderen geeigneten Kommunikationsmitteln abfordert, stellt der Kraftwerksbetreiber die Leistungsabgabe seines Turbine-Generatorsatzes in der Weise ein, dass er jederzeit der Anforderung des ÜNB entsprechen kann und bei positiver Regelleistung die vertraglich vereinbarte Leistung ins Netz einspeist oder bei vertraglich vereinbarter negativer Regelleistung die Einspeiseleistung seines Turbine-Generatorsatzes reduziert.
Der Betreiber eines Pumpspeicherkraftwerks fährt bei Abruf von negativer Regelleistung sofort seine Pumpen mit Strom an, den er aus dem Netz entnimmt.
Bei den Regelleistungen wird zwischen Primär-, Sekundär- und Tertiär-Regelleistung unterschieden, die jeweils durch definierte physikalisch-technische Parameter charakterisiert sind.
Bei Primär-Regelleistung ist die vertraglich vereinbarte Leistung innerhalb von 30 Sekunden nach Anforderung durch den ÜNB in das Netz einzuspeisen (positive Regelleistung) bzw. die eigene Einspeisung zu reduzieren (negative Regelleistung).
Bei Sekundär-Regelleistung ist die vertraglich vereinbarte Leistung innerhalb von 5 Minuten durch den Kraftwerksbetreiber bzw. den Betreiber eines Pumpspeicherkraftwerks nach Anforderung durch den ÜNB in das Netz einzuspeisen bzw. die eigene Einspeisung zu reduzieren bzw. Leistung aus dem Netz in dem vertraglich vereinbarten Umfang zu entnehmen (Pumpbetrieb eines Pumpspeicherkraftwerks).
Bei Tertiär-Regelleistung muss die vertraglich vereinbarte Leistung innerhalb von 15 Minuten in vollem Umfang im Netz verfügbar sein.
Der Stand der Technik ist zur Erfüllung der eingegangen vertraglichen Verpflichtungen bei der Bereitstellung von Regelleistung durch eine Reihe von technischen Voraussetzungen und betriebswirtschaftlichen Grenzen gekennzeichnet, die es nicht jedem Kraftwerksbetreiber erlauben, insbesondere an der Lieferung von Primär- bzw. Sekundär-Regelleistung teilzunehmen, weil nicht alle Anlagen des konventionellen Kraftwerkparks technisch in der Lage sind, die erforderlichen Änderungsgradienten der Elektroenergie-Einspeisung und der Reduzierung der Einspeiseleistung auf Grund der systembedingten Trägheit und der ökonomischen und ökologischen Gegebenheiten nicht ausreichen, um die festgelegten Zeiten und Leistungsabgaben unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten einzuhalten. Das betrifft vor allem Braunkohlekraftwerke.
Steinkohlekraftwerke besitzen bessere technische Voraussetzungen, GUD-Kraftwerke sind derzeit am besten für die Bereitstellung von Regelleistungen ausgelegt.
Ein weiterer Nachteil des Standes der Technik besteht darin, dass mit der vertraglichen Bindung von Regelleistung Effizienzverluste insbesondere für Kraftwerksbetreiber verbunden sind, weil er die positive und negative Regelleistungsbereitstellung vorhalten und nicht für einen Stromverkauf an der Börse oder für Außerbetriebnahmen nutzen kann.
Im Falle negativer Regelleistung muss der Kraftwerksbetreiber um den Betrag der vereinbarten Regelleistung oberhalb seines technischen Minimums fahren, obwohl betriebswirtschaftliche Aspekte die Minimal-Fahrweise prädestinieren würden (z. B. Optimierung zwischen Stromverkauf und Brennstoffkosten).
Im Interesse einer hohen Effizienz des Kraftwerkbetriebs ist es jedoch wünschenswert, sowohl den Forderungen aus der vertraglichen Bindung von Regelleistung entsprechen zu können als auch die maximale Kapazität der Stromerzeugungsanlage gleichzeitig ohne Risiko im Interesse einer hohen Wirtschaftlichkeit zu nutzen.
Mit dem weiteren Anwachsen des Anteils fluktuierender erneuerbarer Energien – insbesondere Windelektroenergie – an der Elektroenergie-Versorgung erhöht sich die Forderung nach positiver bzw. negativer Regelleistung, weil es trotz verbesserter Prognoseverfahren dringend erforderlich ist, auf beginnende Flauten bzw. Starkwindperioden die Einspeiseleistung des konventionellen Kraftwerkparks rasch anzupassen, um die Frequenzstabilität des Netzes jederzeit zu gewährleisten.
Der Stand der Technik ist charakterisiert durch das Vorhalten und Liefern von negativer bzw. positiver Regelleistung in der Größe von MW.
Das erfolgt bei positiver Regelleistung durch das Vorhalten von Leistungen beim Turbinen-Generator-Satz eines Kraftwerks durch Androsselung, Kondensatstau usw., durch Abwurf von Lasten bzw. Inbetriebnahme von Pumpspeicherkraftwerken.
Bei negativer Regelleistung wird entweder die Einspeisung eines Turbine-Generator-Satzes reduziert, eine flexible Last zugeschaltet oder Leistung aus dem Netz in dem vertraglich vereinbarten Umfang z. B. im Pumpbetrieb eines Pumpspeicherkraftwerks entnommen.
Im Fall der vertraglichen Bindung eines Kraftwerkbetreibers von positiver bzw. negativer Regelleistung gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), der für die Einhaltung der Frequenzstabilität des Netzes verantwortlich ist und je nach Bedarf Regelleistung vom Kraftwerksbetreiber per Telefon bzw. anderen geeigneten Kommunikationsmitteln abfordert, stellt der Kraftwerksbetreiber die Leistungsabgabe seines Turbine-Generatorsatzes in der Weise ein, dass er jederzeit der Anforderung des ÜNB entsprechen kann und bei positiver Regelleistung die vertraglich vereinbarte Leistung ins Netz einspeist oder bei vertraglich vereinbarter negativer Regelleistung die Einspeiseleistung seines Turbine-Generatorsatzes reduziert.
Der Betreiber eines Pumpspeicherkraftwerks fährt bei Abruf von negativer Regelleistung sofort seine Pumpen mit Strom an, den er aus dem Netz entnimmt.
Bei den Regelleistungen wird zwischen Primär-, Sekundär- und Tertiär-Regelleistung unterschieden, die jeweils durch definierte physikalisch-technische Parameter charakterisiert und im Transmission Code definiert sind.
Bei Primär-Regelleistung ist die vertraglich vereinbarte Leistung innerhalb von 30 Sekunden nach Anforderung durch den ÜNB in das Netz einzuspeisen (positive Regelleistung) bzw. die eigene Einspeisung zu reduzieren (negative Regelleistung).
Bei Sekundär-Regelleistung ist die vertraglich vereinbarte Leistung innerhalb von 5 Minuten durch den Kraftwerksbetreiber bzw. den Betreiber eines Pumpspeicherkraftwerks nach Anforderung durch den ÜNB in das Netz einzuspeisen bzw. die eigene Einspeisung zu reduzieren bzw. Leistung aus dem Netz in dem vertraglich vereinbarten Umfang zu entnehmen (Pumpbetrieb eines Pumpspeicherkraftwerks).
Bei Tertiär-Regelleistung muss die vertraglich vereinbarte Leistung innerhalb von 15 Minuten in vollem Umfang im Netz verfügbar sein.
Der Stand der Technik ist weiterhin dadurch gekennzeichnet, dass insbesondere für das Erbringen der negativen Regelleistung die Elektrolyse vorgesehen wird. Das Problem besteht jedoch darin, dass für den bei der Elektrolyse durch Energiewandlung entstehenden Energieträger Wasserstoff in der Praxis keine umfassende Verbrauchsinfrastruktur vorhanden ist.
Dadurch wird die technisch durchaus mögliche Bereitstellung von Regelleistung mit Hilfe der Elektrolyse praktisch in dem erforderlichen Leistungs-Umfang von GW undurchführbar.
Nicht jeder Kraftwerksbetreiber ist in der Lage, die vertraglichen Verpflichtungen bei der Bereitstellung von Regelleistung zu erfüllen, weil nicht alle Anlagen eines konventionellen Kraftwerkparks technisch in der Lage sind, die erforderlichen Änderungsgradienten der Elektroenergie-Einspeisung und der Reduzierung der Einspeiseleistung auf Grund der systembedingten Trägheit und der ökonomischen und ökologischen Gegebenheiten zu erfüllen und die festgelegten Zeiten und Leistungsabgaben unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten einzuhalten.
Das betrifft vor allem Braunkohlekraftwerke.
Steinkohlekraftwerke besitzen bessere technische Voraussetzungen, GuD-Kraftwerke sind derzeit am besten für die Bereitstellung von Regelleistungen ausgelegt.
Ein weiterer Nachteil des Standes der Technik besteht darin, dass mit der vertraglichen Bindung von Regelleistung Effizienzverluste insbesondere für Kraftwerksbetreiber verbunden sind, weil er die positive und negative Regelleistungsbereitstellung vorhalten und nicht für einen Stromverkauf an der Börse oder für Außerbetriebnahmen nutzen kann.
Damit geht dem Stromversorgungssystem eine Stromerzeugungs-Kapazität von ca. 3.000 MW verloren.
Im Falle negativer Regelleistung muss der Kraftwerksbetreiber um den Betrag der vereinbarten Regelleistung seine Stromeinspeisung nach Anforderung unverzüglich reduzieren. Dadurch werden zwar Brennstoffkosten eingespart, Strom-Verkaufserlöse gehen jedoch verloren.
Im Interesse einer hohen Effizienz des Kraftwerkbetriebs ist es wünschenswert, sowohl den Forderungen aus der vertraglichen Bindung von Regelleistung entsprechen zu können als auch die maximale Kapazität der Stromerzeugungsanlage gleichzeitig ohne Risiko im Interesse einer hohen Wirtschaftlichkeit zu nutzen und zu vermarkten.
Es ist daher Aufgabe der Erfindung ein Verfahren und eine Anordnung vorzuschlagen, die die zuvor genannten Nachteile des Standes der Technik nicht mehr aufweisen.
Die Aufgabe der Erfindung wird wie folgt gelöst. Es wird ein Vorschlag für die Lösung des Problems unterbreitet, dass insbesondere Grundlastkraftwerke, die auf Grund der Trägheit ihrer technischen Ausrüstungen über eine relativ geringe Änderungsdynamik bei der Einspeisung von Strom ins Netz bzw. bei der Reduzierung ihrer Einspeiseleistung verfügen, unzureichend am Regelleistungs-Markt teilnehmen können.
Als Lösung wird ein Verfahren vorgeschlagen, das darin besteht, dass die bekannte beträchtliche elektrische Last von Elektrolyseuren mit ihrer hohen Änderungsdynamik als Eigenverbrauch des Kraftwerks zwischen den Kraftwerks-Generator und den Kraftwerksausgangstrafo eingebunden und erfindungsgemäß kombiniert wird mit der unmittelbaren Verwendung des bei der Energie-Wandlung entstehenden Wasserstoffs zur Hydrierung von Abgas-Kohlendioxid zu Methanol und Folgeprodukten. Dabei fungiert das Kohlendioxid als Transporteur für die gewandelte Energie und begründet die CPC-Technologie (Carbon-Power-Carrier-).
Da der zunehmende Bedarf an Regelleistung durch gesteigerte Einspeisung von erneuerbaren Energien – insbesondere Windenergie – begründet wird, wird davon ausgegangen, dass vorrangig Windelektroenergie im Rahmen des vorgeschlagenen Lösungsweges gehandhabt wird.
Die für die wirksame Bereitstellung von negativer bzw. positiver Regelleistung geeignete elektrische Last stellt eine Chemie-Anlage, eine CER-Methanol bzw. CERNOL-Anlage (Carbondioxide-Emission-Reducing-Network Alcohols and Homologs-) mit der Elektrolyse und dem untrennbar damit verbundenen CO2-Speicher, der Methanol-Synthese und dem Methanollager als Energiespeicher dar, die insgesamt eine stromintensive Anlage bilden, die nachfolgend als „CERNOL-Einheit” bezeichnet wird.
Negative bzw. positive Regelleistung kann dadurch im Bereich von MW im Rahmen der Primär- und Sekundär-Regeleistung bereitgestellt werden – positive Regelleistung durch „Einblocken” der CERNOL-Einheit (Abwerfen flexibler Last) und sofortiges Einspeisen der äquivalenten Strommenge ins Netz bzw. negative Regelleistung durch An- bzw. Hochfahren der CERNOL-Anlage im Sekundenbereich (Zuschalten von Last), ohne dass die Stromerzeugungsanlage des Kraftwerks wesentlich beeinflusst wird und Strich fahren kann.
Tertiär-Regelleistung bereitzustellen bedeutet keine technische Herausforderung.
Die wesentliche Vorteile des gefundenen Verfahrens bestehen aus technischer Sicht darin, dass für die Stromerzeugungsanlagen des Kraftwerks eine Dämpfung der Betriebsweise mit höherer Laufruhe durch geringere Häufigkeit von Lastwechseln und den damit verbundenen Vorteilen bei der Einsparung von Instandhaltungsleistungen und in betriebswirtschaftlicher Hinsicht durch zusätzlichen Kapazitätsgewinn und den Zugang zum Regelleistungs-Markt mit seinen exorbitanten Gewinnmarchen.
Es wird auch ein Verfahren zur Schaltung hoher volatiler Elektroenergieströme als Regelleistung durch Einbindung einer Package-Einheit vorgeschlagen. Dabei wird ein Vorschlag für die Lösung des Problems unterbreitet, das darin besteht, dass insbesondere Grundlastkraftwerke auf Grund der Trägheit ihrer technischen Ausrüstungen über eine relativ kleine Änderungsdynamik bei der Einspeisung von Strom ins Netz bzw. bei der Reduzierung ihrer Einspeiseleistung verfügen.
Als Lösung wurde ein Verfahren gefunden, das darin besteht, dass eine große elektrische Last mit hoher Änderungsdynamik als Eigenverbrauch des Kraftwerks zwischen den Kraftwerks-Generator und das Umspannwerk/den Kraftwerksausgangstrafo eingebunden wird.
Diese große elektrische Eigenlast stellt eine Chemie-Anlage, eine CERNOL-Anlage (Carbondioxide-Emission-Reducing-Network Alcohols and Homologs-), mit einer stromintensiven Teilanlage, der Elektrolyse, einem CO2-Speicher, einer Methanol-Synthese und einem Methanollager als Energiespeicher dar, nachfolgend als „Package-Einheit” bezeichnet.
Negative bzw. positive Regelleistung kann dadurch im Bereich von MW im Rahmen der Primär- und Sekundär-Regeleistung bereitgestellt werden. Tertiär-Regelleistung bereitzustellen bedeutet keine technische Herausforderung.
Mit dem Verfahren zur Schaltung hoher volatiler Elektroenergieströme innerhalb einer CERNOL-Anlage wurde nunmehr eine Lösung gefunden, die die technische Möglichkeit bietet, sowohl hohe negative als auch hohe positive Regelleistungen dem ÜNB vertraglich anzubieten und zu realisieren.
Die CERNOL-Anlagen besteht aus der stromintensiven elektrolytischen Wasserstofferzeugung (Elektrolyse), der Verwertung von CO₂ aus Rauchgas, der Methanolsynthese aus Wasserstoff und CO₂ und der Methanollagerung als Elektroenergie-Speicher.
Die Lösung besteht darin, dass große elektrische Lasten wie die Elektrolyse mit ihrer hoher Änderungsdynamik in die Verbindung zwischen den Kraftwerks-Generator als Stromerzeuger und den Ausgangstrafo des Kraftwerks mit seiner Netzeinspeisung eingebunden werden (Zeichnung A).
Erfindungsgemäß werden als große elektrische Lasten Elektrolyseure eingesetzt, deren elektrolytisch hergestellter Wasserstoff mit Rauchgas-CO₂ zu Methanol nach der CPC-Technologie (Carbon-Power-Carrier-) umgesetzt wird, das problemlos in die vorhandene Methanol-Infrastruktur eingespeist wird.
Als Basis-Einheit einer solchen elektrischen Last kann eine Leistung von ca. 20 MW angesetzt werden, die auf Grund des gesplitteten Aufbaus aus 10 Elektrolyseuren mit je 2 MW (Zeichnung B) über eine Leistungs-Änderungsdynamik verfügt, die der von GuD-Kraftwerken bzw. Pumpspeicherkraftwerken vergleichbar ist und damit für die Bereitstellung von Primär- und Sekundär-Regelleistung sowohl hinsichtlich der Energie-Menge als auch hinsichtlich der Änderungsdynamik eingesetzt werden kann.
Auf Anforderung des ÜNB nach positiver Regelleistung werden die stromintensiven Elektrolyseure, die bisher als Eigenverbrauch des Kraftwerks vom Generator gespeist wurden, ausgeschaltet und die gesamte Methanol-Anlage eingeblockt.
Auf Anforderung des ÜNB nach negativer Regelleistung wird die Netzeinspeisung des Kraftwerks um den Betrag der vertraglich vereinbarten Regelleistung sofort eingestellt und die äquivalente Strommenge dem Betriebsregime der Elektrolyseure angepasst.
Das Verfahren beinhaltet das Zuschalten der großen Last der Elektrolyseure von CERNOL-Anlagen als Eigen-Verbrauch des Kraftwerks mit dem Ergebnis der Entlastung der Netze bei unzulässiger Frequenzerhöhung über 50 Hertz bzw. das Abschalten der Elektrolyseure und Bereitstellung des erzeugten Stroms zur Netzstabilisierung bei unzulässiger Unterschreitung der Frequenz von 50 Hertz Erfindungsgemäß wird mit der gefundenen Lösung die technische Voraussetzung geschaffen, um mit dem ÜNB Verträge über die Lieferung von Regelleistungen im MW-Bereich abzuschließen und gleichzeitig mit verbesserter Effizienz die Kraftwerkskapazität für den Stromverkauf zu nutzen, weil die Änderungsdynamik der Netzeinspeisung sowohl für positive als auch für negative Regelleistung durch die gefundene Lösung erhöht wird.
Die Einbindung einer CERNOL-Anlage in die Kraftwerks-Infrastruktur schafft darüber hinaus die Möglichkeit, mit erhöhter Flexibilität auf die Situation auf dem Strommarkt zu reagieren und wirtschaftliche Betriebspunkte der drehenden Betriebsmittel einzustellen.
Mit dem Verfahren zur Schaltung hoher volatiler Elektroenergieströme innerhalb einer CERNOL-Anlage wurde nunmehr eine Lösung gefunden, die die technische Möglichkeit bietet, sowohl hohe negative als auch hohe positive Regelleistungen dem ÜNB vertraglich anzubieten und zu realisieren.
Die CERNOL-Anlagen besteht aus der stromintensiven elektrolytischen Wasserstofferzeugung (Elektrolyse), der Verwertung von CO₂ aus Rauchgas, der Methanolsynthese aus Wasserstoff und CO₂ und der Methanollagerung als Elektroenergie-Speicher.
Die Lösung besteht darin, dass große elektrische Lasten wie die Elektrolyse mit ihrer hoher Änderungsdynamik in die Verbindung zwischen den Kraftwerks-Generator als Stromerzeuger und den Ausgangstrafo des Kraftwerks mit seiner Netzeinspeisung eingebunden werden (Zeichnung A).
Erfindungsgemäß werden als große elektrische Lasten Elektrolyseure eingesetzt, deren elektrolytisch hergestellter Wasserstoff mit Rauchgas-CO₂ zu Methanol nach der CPC-Technologie (Carbon-Power-Carrier-) umgesetzt wird, das problemlos in die vorhandene Methanol-Infrastruktur eingespeist wird.
Als Basis-Einheit einer solchen elektrischen Last kann eine Leistung von ca. 20 MW angesetzt werden, die auf Grund des gesplitteten Aufbaus aus 10 Elektrolyseuren mit je 2 MW (Zeichnung B) über eine Leistungs-Änderungsdynamik verfügt, die der von GuD-Kraftwerken bzw. Pumpspeicherkraftwerken vergleichbar ist und damit für die Bereitstellung von Primär- und Sekundär-Regelleistung sowohl hinsichtlich der Energie-Menge als auch hinsichtlich der Änderungsdynamik eingesetzt werden kann. Auf Anforderung des ÜNB nach positiver Regelleistung werden die stromintensiven Elektrolyseure, die bisher als Eigenverbrauch des Kraftwerks vom Generator gespeist wurden, ausgeschaltet und die gesamte Methanol-Anlage eingeblockt.
Auf Anforderung des ÜNB nach negativer Regelleistung wird die Netzeinspeisung des Kraftwerks um den Betrag der vertraglich vereinbarten Regelleistung sofort eingestellt und die äquivalente Strommenge dem Betriebsregime der Elektrolyseure angepasst.
Das Verfahren beinhaltet das Zuschalten der großen Last der Elektrolyseure von CERNOL-Anlagen als Eigen-Verbrauch des Kraftwerks mit dem Ergebnis der Entlastung der Netze bei unzulässiger Frequenzerhöhung über 50 Hertz bzw. das Abschalten der Elektrolyseure und Bereitstellung des erzeugten Stroms zur Netzstabilisierung bei unzulässiger Unterschreitung der Frequenz von 50 Hertz Erfindungsgemäß wird mit der gefundenen Lösung die technische Voraussetzung geschaffen, um mit dem ÜNB Verträge über die Lieferung von Regelleistungen im MW-Bereich abzuschließen und gleichzeitig mit verbesserter Effizienz die Kraftwerkskapazität für den Stromverkauf zu nutzen, weil die Änderungsdynamik der Netzeinspeisung sowohl für positive als auch für negative Regelleistung durch die gefundene Lösung erhöht wird.
Die Einbindung einer CERNOL-Anlage in die Kraftwerks-Infrastruktur schafft darüber hinaus die Möglichkeit, mit erhöhter Flexibilität auf die Situation auf dem Strommarkt zu reagieren und wirtschaftliche Betriebspunkte der drehenden Betriebsmittel einzustellen.
Die Erfindung wird nachfolgen anhand von Ausführungsbeispielen beschrieben.
Es zeigen:
1 Schaltung der volatilen Strom-Eigenbedarfs-Anlage (CERNOL-Anlage) im Verbund Kraftwerk/Netz im Rahmen von Regelleistungen
2 Gesplitteter Aufbau einer Teilanlage Elektrolyse nach der Erfindung
Wenn der Betreiber eines 500 MW-Kraftwerks Primär- bzw. Sekundär-Regelleistung beispielsweise in der Größe von 10 MW mit dem ÜNB vereinbart hat, muss er diese Leistung „vorhalten”. Er kann also maximal 490 MW Leistung an der Börse im Rahmen üblichen Day-Ahead-, Intraday- bzw. OTC-Handels verkaufen.
Wenn er ebenfalls die 10 MW-Regeleistung verkaufen würde und in diesem Zeitraum die Anforderung des ÜNB zur Lieferung der Regelleistung erfolgen sollte, kann der Kraftwerksbetreiber die Anforderung nicht erfüllen. Nichterfüllung der vertraglichen Verpflichtung zur Bereitstellung von Regelleistung ist für den Kraftwerksbetreiber mit hohen Strafzahlungen verbunden, die sein Betriebsergebnis empfindlich belasten.

Claims

Verfahren zur Flexibilisierung der Netzeinspeisung in elektrische Stromnetze, wobei wenigstens eine konventionelle Stromerzeugungskapazität und wenigstens eine Solar- und/oder Winderzeugungskapazität in das elektrische Stromnetz Strom einspeisen, dadurch gekennzeichnet, dass zur Erhöhung der Änderungsdynamik eines Kraftwerks der konventionellen Stromerzeugungskapazität bei seiner Stromeinspeisung insbesondere bei Bereitstellung sowohl positiver als auch negativer Regelleistung eine CERNOL-Anlage mit einem stromintensiven Anlagenteil „Elektrolyseure” in den Leitungsstrang von Kraftwerksgenerator und Ausgangstransformator eingebunden bzw. zugeschaltet wird.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass eine Voraussetzung geschaffen wird, um sowohl negative als auch positive Regelleistung vertraglich mit dem Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) im MW-Bereich im Rahmen der Primär- und Sekundär-Regelleistung zu binden.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass mit einem gestaffelten Aufbau der stromintensiven Teilanlage „Elektrolyse” mit je 10 Elektrolyseuren mit einer Leistungsaufnahme von jeweils 2 MW eine Primär-, Sekundär- und Tertiär-Regelleistung in dem jeweils vereinbarten Umfang bereitgestellt wird.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Schaltvorgänge computerisiert nach allen relevanten Varianten in einem Programm hinterlegt sind und rechnergestützt ausgeführt werden.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die CERNOL-Anlage verfahrenstechnisch derart ausgelegt ist, dass bei Schaltvorgängen in der stromintensiven Teilanlage „Elektrolyse” keine problematischen elektrischen Rückkopplungen auf das System „Generator-Kraftwerksausgangstransformator” ausgelöst werden.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass je nach Bedarf mehrere Basiseinheiten einer CERNOL-Anlage mit einer Nominal-Leistung von jeweils 20 MW in die Kraftwerksleistung eingebunden werden.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die CERNOL-Anlage bei unterschiedlicher Leistung und damit unterschiedlicher Wasserstoffherstellung der stromintensiven Teilanlage „Elektrolyse” hinsichtlich ihrer Kapazitätsauslastung flexibel ausgelegt ist und bei reduzierter oder Null-Wasserstoffproduktion ebenfalls reduziert oder eingeblockt wird, um aus dem warmen standby-Betrieb erneut zu starten.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Bereitstellung negativer bzw. positiver Regelleistung durch nachfolgend beschriebene Schaltungen realisiert wird: Negative Regelleistung: – Erhöhung des Eigenverbrauchs mit Hilfe der „Package-Einheit” mit dem Ergebnis: Reduzierung der Einspeiseleistung ins Netz, – Reduzierung der Einspeiseleistung durch Reduzierung der Stromerzeugung, Positive Regelleistung: – Reduzierung des Eigenverbrauchs mit Hilfe der „Package-Einheit” mit dem Ergebnis: Erhöhung der Einspeiseleistung ins Netz, – Erhöhung der Einspeiseleistung durch Steigerung der Stromproduktion.
Anordnung zur Flexibilisierung der Stromerzeugung und Netzeinspeisung, bestehend aus wenigstens einer konventionellen Energieerzeugungsanlage, wenigstens einer Solar- und/oder Winderzeugungskapazität, dadurch gekennzeichnet, dass zur Erhöhung der Änderungsdynamik eines Kraftwerks der konventionellen Stromerzeugungskapazität bei seiner Stromeinspeisung insbesondere bei Bereitstellung sowohl positiver als auch negativer Regelleistung eine CERNOL-Anlage mit einem stromintensiven Anlagenteil „Elektrolyseure” in dem Leitungsstrang von Kraftwerksgenerator und Ausgangstransformator angeordnet ist.