Netzregelverbund PDF

L’Allemagne a décidé en 2011 de sortir progressivement du nucléaire d’ici 2022. En 2014, les groupes d’énergie allemands étaient confrontés à netzregelverbund PDF conditions de marché très difficiles.


Författare: Pavel Zolotarev.

Das kontinentaleuropäische Stromnetz ist ein historisch gewachsener, synchroner Zusammenschluss einzelner regionaler Netze, die jeweils von einem Übertragungsnetzbetreiber als sogenannte Regelzonen betrieben werden. Im Rahmen der vorliegenden Arbeit wird ein Konzept zur Regelzonengrenzen übergreifenden Koordination der Aufrechterhaltung des Leistungsgleichgewichts, der Netzregelverbund, entwickelt mit dem Ziel, Kosteneinsparungen bei gleichzeitiger Beibehaltung des Stabilitätsniveaus zu erreichen.
Zunächst wird die Struktur der Wirkleistungs-Frequenzregelung aus regelungstechnischer Sicht und unter Berücksichtigung netzseitiger Beschränkungen sowie gesetzlicher Vorgaben für den Regelleistungsmarkt untersucht. Ausgehend von den Analysen wird gezeigt, dass insbesondere die in den einzelnen Regelzonen unabhängig voneinander betriebene Sekundärregelung hohe Optimierungspotentiale aufweist.
Um die Nutzung dieser Optimierungspotentiale im Rahmen des Netzregelverbunds zu ermöglichen, werden im Rahmen der Arbeit ein regelungstechnisches Koordinationskonzept und ein Algorithmus zur Umsetzung der Optimierungspotentiale entwickelt. Abschließend wird der Netzregelverbund auf Basis von Daten aus dem realen Betrieb mit Hilfe von dynamischen Simulationsuntersuchungen technisch und wirtschaftlich evaluiert.
Der im Rahmen der vorliegenden Arbeit entwickelte Netzregelverbund wurde von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH sowie TransnetBW GmbH umgesetzt und ist seit Dezember 2008 im Betrieb. Die erste internationale Erweiterung auf Dänemark fand im Oktober 2011 statt, gefolgt von den Niederlanden, Schweiz, Tschechischer Republik und Belgien.

ON a fermé ou mis sous cocon 10 500 MW de capacité et 1 500 MW supplémentaires doivent suivre en 2015. Au total, le régulateur allemand a reçu une cinquantaine de demandes de fermeture de centrales. Centrale thermique de Niederaussem en 2011. Centrale thermique de Jänschwalde en 2010. RWE prévoit d’ajouter à la centrale de Niederaussem un groupe supplémentaire de 1 100 MW et de déclasser en contrepartie 4 groupes anciens de 1 200 MW au total.

Vattenfall a construit près de la centrale de Schwarze Pumpe une installation pilote de captage du CO2 par oxycombustion de 30 MWth, qui a été mise en service en 2008. Les derniers groupes de la centrale de Frimmersdorf doivent être fermés en 2018. 2006 a été abandonné en 2012 à la suite de la crise économique. Au total, les projets de fermetures et d’ouvertures s’équilibrent à peu de chose près.

Centrale Walsum à Duisbourg en 2010. Travaux de construction des tranches D et E de la centrale Westfalen à Hamm en 2009. Travaux de construction de la tranche 8 de la centrale Rheinhafen à Karlsruhe en 2010. Travaux de construction de la centrale de Trianel à Lünen en 2012. Travaux de construction de la centrale de GDF Suez à Wilhelmshaven en mai 2012.

Quatre autres étaient planifiées pour 2014, mais ne sont pas encore en construction. Les médias français ont mentionné ces projets, en donnant une interprétation souvent excessive. Vattenfall a décidé de suspendre son projet de démonstration de CSC à Jänschwalde, en Allemagne de l’Est, faute de législation cohérente dans ce domaine, après que le Bundesrat a rejeté en septembre 2011 une loi qui devait encadrer le CSC. 2016, aurait été le premier projet européen à montrer comment la CSC fonctionne à une échelle significative. 1 060 MW en fait l’une des plus grandes d’Europe. Centrale de Goldisthal : bassin inférieur et bâtiment de la centrale. Vattenfall a également plusieurs projets en cours.

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