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Agora Toolbox für die Stromnetze

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Agora Energiewende | Toolbox für die Stromnetze - Für die künftige Integration von Erneuerbaren Energien 5. Weiterentwicklung des (n-1)-Kriteriums (RBSA 91 , Automatisierung) – Das sogenannte (n-1)-Kriterium ist ein bewährtes deterministisches Kriterium der Netzsicherheit, kann jedoch Wahrscheinlichkeiten von Prognosen und Risiken von Fehlern nicht effizient berücksichtigen. Zudem kann ein sehr schneller Abruf einer netz- und marktbezogenen Maßnahme im Engpassmanagement erlauben, die Maßnahme nicht bereits präventiv zur Vorbereitung eines möglichen Ausfalls eines Betriebsmittels, sondern erst kurativ unmittelbar und sehr zeitnah nur nach einem tatsächlichen Ausfall eines Betriebsmittels zu nutzen. Dies reduziert den Umfang von marktbezogenen Maßnahmen wie Redispatch und Einspeisemanagement. Eine solche Weiterentwicklung des (n-1)-Kriteriums gehört zur Netzoptimierung. Die Werkzeuge der Toolbox werden nach gleichen Kriterien bewertet. Auf Grundlage der ausgewerteten Literatur zu den einzelnen Werkzeugen werden qualitativ technische Wirkungen (Einfluss auf die Übertragungskapazität), Netzkosten (Anlagen, Redispatch, Einspeisemanagement), gesellschaftliche Wirkungen (Landschaftsnutzung, Akzeptanz) und Realisierungszeiten betrachtet. Wie in Kapitel 1 bereits beschrieben wurde, sind für die Realisierbarkeit der kurzfristige Zeithorizont bis 2020 sowie die mittelfristige Perspektive bis 2030 von besonderem Interesse. In den folgenden Abschnitten werden die Werkzeuge nach einem einheitlichen Schema diskutiert: Zunächst erfolgt die Beschreibung und Abgrenzung von anderen Konzepten; danach werden Anwendungsfälle und bestehende Umsetzungen vorgestellt; abschließend erfolgt die Bewertung mit Nennung von Anwendungsgrenzen und Hemmnissen. 3.2. Hochtemperaturleiterseile und Freileitungsmonitoring 3.2.1. Beschreibung und Abgrenzung Im Rahmen der Netzausbauplanung wenden die Netzbetreiber das schon in Kapitel 1.6. vorgestellte NOVA-Prinzip (Netz-Optimierung vor -Verstärkung vor -Ausbau) an. 92 Wenn zusätzliche Netzkapazitäten erforderlich sind, wird nach diesem Prinzip der Netzausbau erst als letzte Möglichkeit in Betracht gezogen. Zuvor wird versucht, das bestehende Netz besser auszunutzen oder bestehende Netzelemente (zum Beispiel Leitungen, Transformatoren) zu ertüchtigen, um diese höher belasten zu können, das heißt, mehr Leistung übertragen zu können. Die in diesem Kapitel behandelten Maßnahmen Freileitungsmonitoring und Hochtemperaturleiterseile zählen zur Netzoptimierung beziehungsweise Netzverstärkung. Grundsätzlich lässt sich die übertragbare Leistung auf einer Leitung durch zwei Möglichkeiten vergrößern: durch Erhöhung der Spannung oder durch Erhöhung des Stroms. Die Umrüstung auf höhere Spannungsebenen ist in der Regel relativ aufwendig. Daher ist es naheliegend, zunächst den Strom statt der Spannung zu erhöhen. Allerdings führt eine Erhöhung des Stromes auch zu größeren Verlusten auf der Leitung (P = R I 2, mit P = Verlustleistung, R = Widerstand, I = Strom). Das ist auch der Grund, warum der Strom sich ohne weitere Maßnahmen nicht beliebig erhöhen lässt, denn mit steigenden Stromwärmeverlusten steigt die Leitertemperatur. Mit steigender Leitertemperatur vergrößert sich aufgrund der Materialausdehnung der Durchhang einer Freileitung, was bei beliebig hohen Belastungen zu einem unzulässigen Abstand zwischen Boden und Leiter führen könnte. Deshalb werden Freileitungen normalerweise nur bis zu einer Temperatur von 80 Grad Celsius betrieben. Durch 91 Risk-Based Security Assessment (auf Deutsch: risikobasierte Sicherheitsbewertung) 92 50Hertz et al. (2015) 38

STUDIE | Toolbox für die Stromnetze - Für die künftige Integration von Erneuerbaren Energien die Begrenzung der Leitertemperatur ist automatisch auch der zulässige Strom begrenzt. 93 Die in diesem Kapitel diskutierten Maßnahmen Hochtemperaturleiterseile und Freileitungsmonitoring ermöglichen die Erhöhung der Stromtragfähigkeit einer Freileitung: Hochtemperaturleiterseile (HTLS): Diese Leiterseile bestehen vor allem im Kern aus innovativen Materialien, die bei steigenden Temperaturen eine geringere Längenänderung aufweisen als die herkömmlichen ACSR-Leiter (Aluminium Conductor Steel Reinforced). Durch den resultierenden geringeren Durchhang sind höhere Leitertemperaturen (beispielsweise bis zu 180 Grad Celsius) 94 und damit höhere Ströme möglich. Beispiele für Materialien für HTLS sind STACIR (Super Thermal Alloy Conductor Invar Reinforced), ACCC (Aluminium Conductor Composite Core) oder GZTACSR (Gap-type Super Thermal Resistant Aluminium Alloy Conductor Steel Reinforced). Bei der Verwendung von HTLS ist allerdings zu beachten, dass auch alle angeschlossenen Betriebsmittel, insbesondere Leistungsschalter, auf den höheren Strom ausgelegt werden müssen. Der Einsatz von HTLS ermöglicht etwa 50 bis 100 Prozent mehr Übertragungskapazität als herkömmliche Leiter. Die exakte Erhöhung der Übertragungskapazität sowie die erlaubte Leitertemperatur hängen stark von der verwendeten Technologie ab. 95 Freileitungsmonitoring (FLM): Die Berechnung der maximalen Strombelastbarkeit herkömmlicher Freileitungsseile wird in der DIN-Norm EN 50182 vorgegeben. 96 Dabei wird von einer Umgebungstemperatur von 35 Grad Celsius, wolkenlosem Himmel mit einer 93 DIN EN 50182:2001-12 94 TINETZ-Stromnetz Tirol AG (2013) 95 Gomez Exposito, A. et al. (2007), Kavanagh, T. und Armstrong, O. (2010) 96 DIN EN 50182:2001-12 Strahlung von 900 Watt pro Quadratmeter und einer Windgeschwindigkeit von 0,6 Metern pro Sekunde rechtwinklig zum Leiter ausgegangen. Diese Bedingungen treffen in Mitteleuropa allerdings eher selten zu. Dabei handelt es sich also um eine konservative Abschätzung der Wetterbedingungen, denn zumeist ist die Kühlung der Leiter durch die Wetterbedingungen deutlich besser als in der Norm angenommen. Die maximal erlaubte Temperatur wird daher meistens erst bei einem größeren Strom erreicht. Um zu verhindern, dass die Übertragungskapazität von Freileitungen zu einem Großteil der Zeit unterhalb der eigentlich möglichen Werte begrenzt und diese damit nicht effizient ausgelastet werden, werden beim Freileitungsmonitoring die Leitereigenschaften, wie zum Beispiel Temperatur oder Durchhang (direkte Methoden) oder die Wetterbedingungen an der Leitung (indirekte Methode) beobachtet, und der maximal zulässige Strom wird dynamisch angepasst. 97 Bei den indirekten Methoden gibt es verschiedene, unterschiedlich aufwendige Herangehensweisen. Es ist beispielsweise möglich, die maximale Strombelastbarkeit nur grob – abhängig von der Jahreszeit – anzupassen oder präzise Daten zu erfassen, indem Wetterstationen entlang der Leitung installiert werden. Je mehr und je genauere Daten erfasst werden, desto besser lässt sich die tatsächliche Übertragungskapazität abschätzen. Die dena-Netzstudie II schätzt pauschal, dass Freileitungen in küstennahen Regionen bei hohen Windstärken durch FLM um bis zu 50 Prozent mehr belastet werden können. Dieses Potenzial ist in den restlichen Teilen Deutschlands allerdings geringer, in Süddeutschland liegt es nur bei etwa 15 Prozent. 98 Ursache für die regional unterschiedlichen Annahmen ist die Geländebeschaffenheit: Im flachen norddeutschen Tiefland sind die Bedingungen einheitlicher, sodass man bei höherer Pauschalannahme weniger Einzelfallfehler macht. Außerdem ist 97 Teminova, R. (2007) 98 dena (2010) 39

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