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Die Effekte einer Sonnenfinsternis auf netzgekoppelte PVAnlagen und Netztransformatoren

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Eingestellt 19, Mär 2015 in Photovoltaik von Carmen Köhler (46 Punkte)
Nutzung Numerischer Wettervorhersagen in der Simulation von Verteilnetzen.
 
Hintergrund
Der Anteil Erneuerbarer Energie an der Stromversorgung wächst kontinuierlich und somit gewinnen die damit  verbundenen Auswirkungen auf die Netzstabilität im elektrischen Netz immer mehr an Bedeutung.
Insbesondere die Photovoltaik (PV) wird im, historisch bedingt, unzureichend mit Messungen ausgestattetem Verteilnetz vermehrt installiert. Dies lässt sich sowohl in Deutschland wie auch im europäischen Ausland beobachten [1-3]. Die Notwendigkeit der Nutzung von Vorhersagen für die solare Erzeugung steigt auch im Verteilnetz durch die wetterbedingte, volatile Einspeisecharakteristik der PV-Anlagen. Wie jede Art von Prognose unterliegen auch diese lokalen Vorhersagen Ungenauigkeiten der Eingangsdaten und Prognosefehler. Die Ungenauigkeiten bezüglich Vorhersage von Erzeugung und Verbrauch bedürfen einer besonderen Betrachtung. Ereignisse wie
die Sonnenfinsternis am 20. März 2015 verursachen zusätzliche Unsicherheiten und bieten die Gelegenheit, die Auswirkungen auf das Stromnetz genauer zu untersuchen. Dieses spezielle Fallbeispiel bietet eine anschauliche
Möglichkeit das Zusammenspiel von numerischer Wetterprognose und Verteilnetzsimulation genauer zu betrachten und mögliche Fehler zu quantifizieren.
 
Um die Reduktion der solaren Einstrahlung durch die Sonnenfinsternis 2015 quantifizieren zu können, wurden Simulationen mit dem regionalen COSMO-Modell des Deutschen Wetterdienstes (DWD) für Deutschland und Europa durchgeführt. Diese liefern die zeitliche und räumliche Änderung der Globalstrahlung, sowie weitere meteorologische Parameter. Um die möglichen Auswirkungen der Sonnenfinsternis abschätzen zu können, wurde eine Simulation für den aus Netzbetreibersicht schlimmsten Fall, wolkenfrei, und den besten Fall, bewölkt, durchgeführt. Die aus den numerischen Wettervorhersagen extrahierten meteorologischen Zeitreihen bieten die Eingangsgrößen für die Simulation von Niederspannungs-Verteilnetzen mit einem signifikanten Anteil an Photovoltaik. Um belastbare und verifizierbare Aussagen treffen zu können, wurden die Simulationen mit Daten echter Netzgebiete anstelle von Referenznetzen durchgeführt. Die gewählten Testgebiete in den Netzen der Stadtwerke Ulm (SWU) und Pfarrkirchen (SWPAN) liegen in Süddeutschland und decken verschiedene Netztopologien ab.

Grundlagen Sonnenfinsternis
Eine Sonnenfinsternis ist ein seltenes astronomisches Ereignis, bei dem der Mond zwischen Erde und Sonne tritt und die Sonnenscheibe hierbei ganz oder teilweise verdeckt wird.
Im Bereich der totalen Sonnenfinsternis, also dort wo die Sonne vollständig vom Mond verdeckt wird, befindet man sich im Bereich des Kernschattens. Dieser ist maximal einige hundert Kilometer breit. Außerhalb dieses Bereichs wird die Sonne nur partiell verdunkelt (partielle Sonnenfinsternis). Dieser sogenannte Halbschatten kann mehrere tausend Kilometer breit sein, so dass dann von mehr als einem Viertel der Erdoberfläche aus eine partielle Verfinsterung der Sonne zu beobachten ist. Im Schnitt tritt über einem bestimmten Ort nur etwa alle 140 Jahre eine totale Sonnenfinsternis auf.
Die Gebiete, aus denen die Sonnenfinsternis am 20. März 2015 beobachtbar ist, sind in Abbildung 1 dargestellt. Dabei können grundsätzlich vier unterschiedliche Bereiche der Abschattung unterschieden werden. Die Gebiete in dem dunkelgrauen Streifenliegen in der Bahn des Kernschattens und erfahren eine totale Sonnenfinsternis. Der
Kernschatten trifft dabei um 7:40 UTC südlich von Grönland auf die Erdoberfläche und wandert dann in einem Bogen zwischen Island und den Britischen Inseln in das Europäische Nordmeer, überquert die Färöer-Inseln und Spitzbergen und endet um 11:50 UTC am Nordpol. Mittelgrau markierte Gebiete befinden sich im Halbschatten
und es ist eine partielle Sonnenfinsternis sichtbar. Hierzu zählen Europa und der Nordwesten Afrikas. Der Grad der partiellen Abschattung ist von dem Abstand zum Kernschattenbereich abhängig. Je größer der Abstand, desto geringer fällt die Abschattung aus. In den hellgrauen Bereichen beginnt der Sonnentransit des Mondes noch vor dem lokalen Sonnenaufgang bzw. endet nach Sonnenuntergang.
In Bereichen ohne graue Markierung ist die Sonnenfinsternis nicht sichtbar.
 
Zusammenfassung und Ausblick
Um den Einfluss der bevorstehenden Sonnenfinsternis am 20. März 2015 auf das Verteilnetz zu erfassen, wurden Simulation mit dem regionalen numerischen Wettervorhersagemodell COSMO des Deutschen Wetterdienstes durchgeführt. Hierbei wurden für Deutschland ein Worst-Case (wolkenfrei) und ein Best-Case (bewölkt) Szenario erstellt. Für Europa wurde zusätzlich noch ein COSMO-EU Modellauf mit künstlich erzeugten wolkenfreien Verhältnissen durchgeführt. Die Daten der numerischen Simulationen stehen frei zugänglich zur Verfügung [6].
Die aus den Modellläufen resultierenden Vorhersagen für die Globalstrahlung und Temperatur wurden für die Umrechnung in PV-Leistung und entsprechende Lastverläufe verwendet. Hierbei wurden die drei Testgebiete Einsingen, Hittistetten und Pfarrkirchen in Süddeutschland ausgewählt. Betrachtungen des Worst-Case Szenarios ergaben zwar hohe Transienten in Leistungsfluss und der Netzspannung, jedoch können diese auch bei wechselhaftem Wetter auftreten. Somit wird die Sonnenfinsternis für die Verteilnetzbetreiber eher unproblematisch ausfallen.
Anders sieht dies jedoch für die Übertragungsnetzbetreiber aus. Durch die hohe Gleichzeitigkeit des Ereignisses über Deutschland und der Korrelation in der Fläche, müssen eventuell Sicherheitsvorkehrungen getroffen werden. Der Einfluss der Sonnenfinsternis 2015 auf die PV-Produktion wird in [23] ausgewertet. Leistungsänderungen vom 3,5-fachen der üblichen Leistungsschwankungen können im Worst-Case Fall auftreten [23]. Vorkehrungen müssen somit getroffen werden, um diese potentiellen Leistungsschwankungen im Stromversorgungssystem auszugleichen.

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PDF herunterladen: Poster-Sonnenfinsternis_DWD_CKoehler_2015.pdf

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