Transmission grid extensions in renewable electricity systems

  • The present work deals with the integration of variable renewable energy sources, wind and solar energy into the European and US power grid. In contrast to other networks, such as the gas supply mains, the electricity network is practically not able to store energy. Generation and consumption therefore always have tobe balanced. Currently, the load curve is viewed as a rigid boundary condition, which must be followed by the generation system. The basic idea of the approach followed here is that weather-dependent generation causes a shift of focus of the electricity supply. At high shares of wind and solar generation, the role of the rigid boundary condition falls to the residual load, that is, the remaining load after subtraction of renewable generation. The goal is to include the weather dependence as well as the load curve in the design of the future electricity supply. After a brief introduction, the present work first turns to the underlying weather-, generation and load data, which form the starting point of the analysis. In addition, some basic concepts of energy economics are discussed, which are needed in the following. In the main part of the thesis, several algorithms are developed to determine the load flow in a network with a high share of wind and solar energy and to determine the backup supply needed at the same time. Minimization of the energy needed from controllable power plants, the capacity variable power plants, and the capacity of storing serve as guiding principles. In addition, the optimization problem of grid extensions is considered. It is shown that it can be formulated as a convex optimization problem. It turns out that with an optimized, international transmission network which is about four times the currently available transmission capacity, much of the potential savings in backup energy (about 40%) in Europe can be reached. In contrast, a twelvefold increase the transmission capacity would be necessary for a complete implementation of all possible savings in dispatchable power plants. The reduction of the dispatchable generation capacity and storage capacity, however, presents a greater challenge. Due to correlations in the generation of time series of individual countries, it may be reduced only with difficulty, and by only about 30%. In the following, the influence of the relative share of wind and solar energy is illuminated and examined the interplay with the line capacitance. A stronger transmission network tends to lead to a higher proportion of wind energy being better integrated. With increasing line capacity, the optimal mix in Europe therefore shifts from about 70% to 80% wind. Similar analyses are carried out for the US with comparable results. In addition, the cost of the overall system can be reduced. It is interesting at this point that the advantages for the network integration may outweigh higher production costs of individual technologies, so that it is more favourable from the viewpoint of the entire system to use the more expensive technologies. Finally, attention is given to the flexibility of the dispatchable power plants. Starting from a Fourier-like decomposition of the load curve as it was a few years ago, when hardly renewable generation capacity was present, capacities of different flexibility classes of dispatchable power plant are calculated. For this purpose, it is assumed that the power plant park is able to follow the load curve without significant surplusses or deficits. From this examination, it is derived what capacity must at least be available without having to resort to a detailed database of existing power plants. Assuming a strong European cooperation, with a stronger international transmission network, the dispatchable power capacity can be significantly reduced while maintaining security of supply and generating relatively small surplusses in dispatchable power plants.
  • Die vorliegende Arbeit behandelt die Integration der variablen erneuerbaren Energien Wind- und Solarenergie in das europäische und US-amerikanische Stromnetz. Im Unterschied zu anderen Versorgungsnetzen wie etwa dem Gasnetz ist das Stromnetz praktisch nicht in der Lage, Energie zu speichern. Einspeisung und Verbrauch müssen sich daher immer die Waage halten. Bisher wurde die Lastkurve als starre Randbedingung angesehen, der das Gesamtsystem folgen muss. Grundgedanke des hier verfolgten Ansatzes ist, dass wetterabhängige Erzeugung eine Verschiebung der gesamten Ausrichtung der Elektrizitätsversorgung bedingt. Bei einem hohen Anteil von Wind- und Solarerzeugung fällt die Rolle der starren Randbedingung der Residuallast zu, also der verbleibenden Last nach Abzug der erneuerbaren Erzeugung. Ziel ist es also, die Wetterabhängigkeit genauso wie die Lastkurve in das Design einer zukünftigen Elektrizitätsversorgung miteinzubeziehen. Nach einer kurzen Einleitung behandelt die vorliegende Arbeit die zunächst die Datengrundlage an Wetter-, Erzeugungs- und Lastdaten, die den Ausgangspunkt der Analyse bilden. Daneben werden einige Grundbegriffe der Energieökonomie erläutert, die im Folgenden benötigt werden. Im Hauptteil der Arbeit werden verschiedene Algorithmen entwickelt, um den Lastfluss in einem Netzwerk mit hohem Anteil an Wind- und Solarenergie zu balancieren und zu bestimmen. Als Ziele dienen dabei die Minimierung der Energie aus regelbaren Kraftwerken, der Kapazität regelbarer Kraftwerke, und der Kapazität von Speichern. Darüber hinaus wird auch die Optimierungsaufgabe des Leitungsausbaus betrachtet und gezeigt, dass sich dieses Problem als konvexe Optimierung formulieren lässt. Es stellt sich heraus, dass mit einem optimierten, internationalen Leitungsnetz, das die aktuell vorhandenen Übertragungskapazitäten etwa vervierfacht, ein Großteil der möglichen Einsparungen an Regelenergie (etwa 40%) in Europa bereits erreicht werden kann. Im Kontrast dazu wäre für eine komplette Realisierung aller möglichen Einsparungen an Regelkraftwerken eine Verzwölffachung der Übertragungskapazitäten notwendig. Die Verringerung der Regel- und Speicherkapazität stellt dagegen eine größere Herausforderung dar. Auf Grund von Korrelationen in den Erzeugungszeitreihen der einzelnen Länder kann sie nur mit Mühe reduziert werden, und auch nur um etwa 30%. Im Anschluss wird auch der Einfluss der relativen Anteile von Wind- und Solarenergie beleuchtet und das Wechselspiel mit der Leitungskapazität untersucht. Ein stärkeres Leitungsnetz führt dabei tendenziell dazu, dass ein höherer Anteil an Windenergie besser integriert wird. Mit steigender Leitungskapazität verschiebt sich daher der optimale Mix in Europa von etwa 70% Wind zu 80% Wind. Ähnliche Analysen werden auch für die USA mit vergleichbaren Ergebnissen durchgeführt. Darüberhinaus lassen sich auch die Kosten des Gesamtsystems verringern. Interessant ist an dieser Stelle, dass die Vorteile bei der Netzintegration höhere Produktionskosten einzelner Technologien überwiegen können, sodass es aus Sicht des Gesamtsystems günstiger ist, teurere Technologien zu verwenden. Schließlich wird noch auf die benötigte Flexibilität der regelbaren Kraftwerke eingegangen. Ausgehend von einer Fourier-artigen Zerlegung der Lastkurve von vor einigen Jahren, als noch kaum erneuerbare Erzeugung eingespeist wurde, wird die Kapazitäten von verschieden schnellen Kraftwerksklassen berechnet. Dazu wird angenommen, dass der Kraftwerkspark in der Lage ist, die Lastkurve ohne nennenswerte Überschüsse oder Ausfälle nachzufahren. Aus dieser Betrachtung ergibt sich, welche Kapazitäten mindestens vorhanden sein müssen, ohne auf eine detaillierte Datenbank vorhandener Kraftwerke zurückgreifen zu müssen. Unter der Annahme einer starken europäischen Kooperation, mit einem verstärkten internationalen Übertragungsnetz, lassen sich die regelbaren Kraftwerkskapazitäten bei gleichbleibender Versorgungssicherheit und relativ kleiner Überproduktion durch regelbare Kraftwerke signifikant reduzieren.

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Metadaten
Author:Sarah BeckerGND
URN:urn:nbn:de:hebis:30:3-367903
Publisher:Univ.-Bibliothek
Place of publication:Frankfurt am Main
Referee:Stefan SchrammGND, Martin GreinerORCiDGND, Joachim MaruhnORCiDGND
Advisor:Stefan Schramm, Martin Greiner, Joachim Maruhn
Document Type:Doctoral Thesis
Language:English
Date of Publication (online):2015/02/04
Year of first Publication:2014
Publishing Institution:Universitätsbibliothek Johann Christian Senckenberg
Granting Institution:Johann Wolfgang Goethe-Universität
Date of final exam:2014/10/15
Release Date:2015/02/04
Tag:energy system design; large-scale integration of variable renewable generation; optimal wind/solar mix; power transmission; transmission grid extensions
Page Number:162
HeBIS-PPN:35445692X
Institutes:Physik
Dewey Decimal Classification:5 Naturwissenschaften und Mathematik / 53 Physik / 530 Physik
Sammlungen:Universitätspublikationen
Licence (German):License LogoDeutsches Urheberrecht