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Elektrizitätsversorgung

Einführung

Die meisten Gebäude [1] im Vereinigten Königreich sind an ein Weltklasse-, wenn auch älteres, Stromerzeugungs- und Versorgungsnetz angeschlossen, das im Laufe der Jahre von enormen Investitionen profitiert hat.

Im Jahr 1925 wurde Lord Weir von der britischen Regierung aufgefordert, das Problem eines fragmentierten Stromnetzes zu lösen, das bis dahin aus einer Vielzahl unabhängiger Erzeuger bestand, die alle über lokale Netze mit unterschiedlichen Spannungen und Frequenzen verfügten.

Im Jahr 1926 wurde mit dem Electricity Supply Act [2] die Central Electricity Board geschaffen, die 1933 die Entwicklung des ersten landesweiten Wechselstromnetzes des Vereinigten Königreichs beaufsichtigte. Seit seiner Einführung wurde das Netz auf eine groß angelegte zentralisierte Wechselstromerzeugung gegründet, die hauptsächlich auf fossilen Quellen basiert Brennstoffe mit der Einführung von Atomstrom in den letzten sechzig Jahren.

Kraftwerke befinden sich normalerweise außerhalb von Bevölkerungszentren, in denen fossile Brennstoffe im Überfluss vorhanden sind oder gute Verkehrsverbindungen bestehen. Viele dieser Standorte sind weit entfernt von den Städten, in denen der Strom verwendet wird, und daher besteht Bedarf an Stromübertragung und -verteilung. Um dies effizient zu erreichen, wird die Spannung, bei der Strom erzeugt wird, für eine effiziente Übertragung und Verteilung erhöht und dann für einen sicheren Gebrauch wieder heruntergefahren.

Zum Zeitpunkt des Netzaufbaus konnte dies nur durch den Einsatz von Lineartransformatoren erreicht werden, die nur mit Wechselstrom arbeiten [3]. AC-Netze dominieren heute weltweit. [4]

Das Stromversorgungsnetz

Das britische Stromübertragungsnetz basiert auf einem 400-kV-Wechselstrom-Supernetz und einem 275-kV-Übertragungsnetz. Das örtliche Verteilernetz führt diesen Schritt durch eine Reihe von Stufen von 132 kV auf 11 kV herunter, obwohl einige große industrielle Anwender mit 33 kV oder mehr versorgt werden. Die Spannung wird dann für kleine / mittlere gewerbliche und industrielle Anwender auf 415 V dreiphasig reduziert und schließlich für Wohngebäude mit 230 V einphasig (Spannung zwischen einem der drei Phasen und dem Neutralleiter) geliefert.

Die Umwandlung erfolgt über lineare Transformatoren, aber im Gegensatz zu einigen ihrer kleineren Pendants können die bei der Stromversorgung verwendeten äußerst effizient sein, im Bereich von 99, 8 Prozent [5], jedoch können reaktive Lasten und deren imaginäre Impedanz, die nicht Null sind, abnehmen diese Zahl unter normalen Betriebsbedingungen.

Seit der De-Regulierung des Elektrizitätssektors wird das Versorgungsnetz von der Erzeugung bis zum Verbraucher von vier verschiedenen Organisationen verwaltet, die sehr unterschiedliche Funktionen erfüllen [6]:

  • Generatoren - verantwortlich für die Stromerzeugung.
  • Lieferanten - verantwortlich für die Lieferung und den Verkauf von Strom an die Verbraucher.
  • Übertragungsnetz - verantwortlich für die Übertragung von Elektrizität im ganzen Land.
  • Distributoren - diejenigen, die das lokale Verteilernetz vom nationalen Übertragungsnetz bis hin zu Häusern und Unternehmen besitzen und betreiben.

Das nationale Übertragungsnetz ist im Durchschnitt zu 93 Prozent effizient und mit einer Betriebssicherheit von 99, 99998 Prozent [7] eines der zuverlässigsten der Welt [7], obwohl diese Zahlen nur für das Hauptübertragungsnetz gelten. Zuverlässigkeits- und Effizienzangaben für die lokalen Verteilungsnetze sind aufgrund der individuellen Netzeigenschaften und der geschätzten Abrechnung schwieriger zu erreichen.

Mit der Einführung von intelligenten Zählern werden Stromverbrauch und -verfügbarkeit jedoch deutlich klarer, wodurch die Leistung lokaler Verteilungsnetze besser charakterisiert werden kann. Insgesamt liegt die Umwandlung von Energie aus Primärbrennstoff im Kraftwerk in nutzbaren Strom im Eigenheim nur bei 35 Prozent für Kohlekraftwerke und 45 Prozent für die modernsten Kombikraftwerksturbinen (GuD-Kraftwerke). 8].

Entkarbonisierung des Gitters

In Großbritannien herrscht in allen Sektoren, in denen ein durchschnittlicher Kaltanfall (ACS) herrscht, ein Strombedarf von etwa 60 GW (2013/14). Im Jahr 2013/14 wurden rund 350 TWh Strom erzeugt und verbraucht, der größte Teil davon wurde durch Verbrennung von Kohle und Gas sowie durch Kernkraftwerke erzeugt.

Im Jahr 2035/36 wird eine Gesamtstromerzeugung von über 365 TWh bei einem Spitzenbedarf von 68 GW (Szenario National Grid, Gone Green) erwartet. Bis 2050 wird dieser Anstieg auf etwa 600 TWh / Jahr noch weiter ansteigen. Dies wird vor allem durch die verstärkten Stromexporte und die Elektrifizierung von Transport- und Hauswärme mit Wärmepumpen verursacht [9].

Der inländische Stromverbrauch ist seit 1970 um etwa 40 Prozent gestiegen, obwohl er 2005/06 seinen Höhepunkt erreicht hatte und 2013/14 leicht auf 118 TWh gefallen ist. Unter dem Szenario "National Grid Gone Green" wird erwartet, dass dieser Wert bis 2025/26 weiter auf knapp über 100 TWh sinken und dann bis 2035/36 auf über 125 TWh steigen wird [9] (siehe Hinweis [9] für weniger grünes Wasser) 'Szenarien). Um diese bescheidenen Wachstumszahlen zu erreichen, muss der heimische Sektor in den nächsten 20 Jahren anspruchsvolle Energieeffizienzziele erreichen.

Die britische Regierung hat anspruchsvolle Ziele für die Reduzierung von Kohlendioxid festgelegt und wirkt sich zusammen mit der EU-Richtlinie für große Verbrennungsanlagen [10] und der Richtlinie über Industrieemissionen stark auf die Stromerzeugungskapazität des Vereinigten Königreichs aus. Das Vereinigte Königreich hat sich verpflichtet, die Kohlendioxidemissionen bis 2020 um 34 Prozent (über dem Stand von 1990) und bis 2050 um 80 Prozent zu senken. Um diese Ziele zu erreichen, muss die nationale Stromversorgung mehr oder weniger dekarbonisiert werden.

Kurzfristig sollen in den nächsten fünf Jahren etwa 20 Prozent der bestehenden Kraftwerke (Kohle und Atomkraftwerke) geschlossen werden. Für dieses Defizit sind im nächsten Jahrzehnt neue Investitionen von über 110 Mrd. GBP erforderlich [11], [12]. Um die Kohlendioxidziele zu erreichen, wird die neue Kapazität durch erneuerbare Energieerzeugung (vorwiegend Wind) intermittierend und unflexibel sein und durch die Erzeugung von Atomenergie weniger flexibel sein.

Aufgrund der Unterbrechung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien hat sie einen Lastfaktor, der geschätzte Beitrag im Vergleich zum maximalen Potenzial zwischen 30 und 40 Prozent für Wind, Onshore und Offshore und etwas über 10 Prozent für PV. Die erneuerbare Energieerzeugung führt dazu, dass die installierte Kapazität im Vergleich zu heute von 91 GW auf über 163 GW im Jahr 2035 nahezu verdoppelt werden muss, obwohl die Spitzennachfrage nur geringfügig ansteigt, wenn die Energieeffizienzziele erreicht werden [9].

Kurzfristig wirkt sich der Verlust der Erzeugungskapazität jedoch in Zeiten hoher Nachfrage auf die verfügbare Bandbreite zwischen Angebot und Nachfrage aus. Die Prognose lautet, dass das Angebot in Zeiten hoher Nachfrage die Nachfrage nur um wenige Prozent übersteigen könnte, wahrscheinlich um 4% oder weniger. In der Vergangenheit wurde dieser Wert normalerweise zwischen 10 und 20% gehalten, was einen erheblichen Rückgang der Headroom bedeutet. Infolgedessen steigt die Wahrscheinlichkeit eines starken Stromausfalls, der eine kontrollierte Abschaltung der Verbraucher erfordert, von rund 1 in 47 Jahren im Winter 2013/14 auf 1 in 12 Jahren in 2015/16 oder niedriger, wenn Energieeffizienzmaßnahmen nicht erreicht werden. t verwirklichen.

Im Hinblick auf die Versorgungssicherheit werden zwei probabilistische Maßnahmen verwendet, Verlusterwartung (LOLE) und Expected Energy Unserved (EEU). LOLE-Schätzungen für die nächsten Jahre zeigen, dass die Nachfrage das Angebot um mehr als das angestrebte Ziel von 3 Stunden übersteigen kann und dass dieser Fehlbetrag aus einer Reihe relativ häufiger kleiner Ereignisse oder seltener größerer Ereignisse besteht.

Der Hintergrund der Stromversorgung für das nationale Stromnetz wurde jedoch so entwickelt, dass die 3-stündige LOLE-Schwelle ab 2018/19 nicht überschritten wird. Bis dahin haben Netzbetreiber zwar Bedenken, die Netzbetreiber haben jedoch eine gewisse Kontrolle über das Netz, indem sie beispielsweise die Stromexporte reduzieren oder die industriellen Nutzer gezielt abschalten, so dass die inländischen Verbraucher kaum oder gar nicht signifikant betroffen sind [13].

Generell hat sich der Gesamtenergieverbrauch im heimischen Sektor in den letzten 40 Jahren verändert, wobei der zunehmende Einsatz von Elektrizität voraussichtlich auch in Zukunft anhalten wird. Kohle wurde durch Erdgas ersetzt. Wenn das Netz entkarbonisiert wird, wird Erdgas langsam durch Elektrizität verdrängt.


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