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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 Irland und Spanien, sind Energiesysteme mit relativ begrenzter Anbindung an benachbarte Netze und mit einem hohen Anteil an Windenergie. Die Anwendung von Online-DSA hat hier zu einer deutlich verbesserten Netzintegration der Windenergie geführt. Deutschland hingegen ist in zentraler Lage in das europäische Stromnetz eingebunden und hat somit andere Voraussetzungen als Irland oder Spanien. Die Anwendung von Online-DSA bei den deutschen Übertragungsnetzbetreibern würde vermutlich zu anderen Ergebnissen führen. Wie genau diese Ergebnisse aussehen und welche Vorteile sich durch die Anwendung ergeben, ist jedoch nicht im Vorhinein feststellbar. Die dynamischen Berechnungen der Sicherheitsbewertung und die Validierung der Modelle sind deutlich komplexer als bei der statischen Sicherheitsbeurteilung. Deshalb ist die Umsetzung von Online-DSA mit hohem Aufwand verbunden, abhängig von den in das System integrierten Funktionen. Auch die zuverlässige Echtzeitversorgung mit Daten muss gewährleistet sein. Die Entwicklung und Einführung von Online-DSA ist daher ein aufwendiger Prozess, der aber auch stufenweise erfolgen kann. Erste Anwendungen sind sicherlich auch in Deutschland bis 2020 möglich, wie die Beispiele aus dem Ausland zeigen. Bis 2030 könnten die Funktionalität und die Leistungsfähigkeit solcher Systeme noch wesentlich erweitert und verbessert werden. Der Zeitaufwand, der für die Entwicklung von Online-DSA aufgebracht wird, wird auch zu Kosten führen, die entsprechend berücksichtigt werden müssen. In jedem Fall muss Vorsorge für den Fall getroffen werden, dass die sich verändernde Netzsituation in Zukunft eine zeitnahe Erkennung dynamischer Stabilitätsprobleme durch Online-DSA erfordert. Zusammenfassung der Bewertung Durch die Einführung neuer Betriebsmittel werden thermische Grenzen verschoben, die bisher die Übertragungsgrenzen maßgeblich bestimmt haben. Stabilitätsgrenzen können somit häufiger als bisher vor den thermischen Grenzen wirksam werden, und die Übertragungsgrenzen müssten daran angepasst werden. Mit Online-DSA können die Stabilitätsgrenzen in Abhängigkeit der aktuellen Betriebssituation bestimmt werden. Gegenüber dem konventionellen statischen DSA durch die Netzplanung wird es dadurch (im Kontext der steigenden Zahl möglicher Betriebssituationen) seltener notwendig, die Stabilitätsgrenzen zur sicheren Seite abzuschätzen. Wo Stabilitätsgrenzen als Begrenzung der Übertragungsleistung wirksam sind, kann somit eine höhere Netzauslastung und damit ein effizienterer Netzbetrieb erreicht werden. Da in den Netzen der deutschen Übertragungsnetzbetreiber derzeit meist die thermischen Grenzen maßgeblich für die Begrenzung der Übertragungsleistung sind, kann durch Einsatz von Online-DSA kurzfristig keine Einsparung von Netzausbau oder Engpassmanagementmaßnahmen erreicht werden. Mittelfristig bis 2030 werden die Stabilitätsgrenzen zwar relevanter werden, aber ob dies in einem Maße geschieht, dass sich mit Online-DSA eine signifikante Steigerung der Netzeffizienz erzielen lässt, ist schwer absehbar. Diesbezüglich mag es auch Unterschiede zwischen den Übertragungsnetzbetreibern geben. Da langfristig nach 2030 die Relevanz von Online-DSA voraussichtlich weiter steigt, haben einzelne deutsche Übertragungsnetzbetreiber bereits mit ersten Evaluierungs- und Umsetzungsschritten begonnen. 3.6. Weiterentwicklung des (n-1)-Kriteriums 3.6.1. Beschreibung und Abgrenzung Die Definition des (n-1)-Kriteriums laut den Grundsätzen für die Planung des deutschen Übertragungsnetzes 155 der Netzbetreiber besagt, dass bei Ausfall oder Abschaltung eines Betriebsmittels im Übertragungsnetz die Netzsicherheit ohne weitere Gegen- 155 50Hertz et al. (2015) 58

STUDIE | Toolbox für die Stromnetze - Für die künftige Integration von Erneuerbaren Energien maßnahmen gewährleistet bleibt. Das bedeutet, dass in diesem Fall keine Grenzwerte für Spannungen, Ströme oder Kurzschlussleistungen dauerhaft verletzt werden dürfen. Des Weiteren dürfen keine Versorgungs- oder Einspeiseunterbrechungen auftreten, die Störung darf sich nicht ausweiten und die Stabilität des Netzes darf nicht gefährdet werden. Um einen (n-1)-sicheren Betrieb zu gewährleisten, müssen im Übertragungsnetz also redundante Betriebsmittel (Leitungen, Transformatoren etc.) vorgehalten werden, die im Normalfall nicht voll ausgelastet sind und nur im Fehlerfall den Strom des ausgefallenen Betriebsmittels übernehmen sollen. Durch diese Struktur werden im Normalbetrieb selbst bei höchsten Belastungen bestehende Übertragungsgrenzen nicht vollständig ausgenutzt. Unter dem Terminus „Weiterentwicklung des konventionellen (n-1)-Kriteriums“ werden Konzepte verstanden, die eine höhere Auslastung der Betriebsmittel des Netzes erlauben und zugleich sicherstellen, dass bei einem Ausfall von Betriebsmitteln weiterhin keine Grenzwertüberschreitungen oder Versorgungsunterbrechungen auftreten. Dazu gibt es verschiedene Ansätze. In diesem Bericht wird vor allem auf die beiden Ansätze eingegangen, die in der Studie Netzstresstest von TenneT und im „Umbrella“-Projekt erarbeitet wurden. 156 Automatisierte Systemführung nach der Netzstresstest-Studie In der Studie Netzstresstest von TenneT mit Consentec als Forschungsnehmer wurden sechs Szenarien für alternative Entwicklungspfade der Energiewende untersucht, die bewusst von den Rahmenbedingungen des Netzentwicklungsplans abweichen. In einem der Szenarien wird die automatisierte Systemführung als sogenannte „kurative“ Umsetzung des (n-1)-Kriteriums im Betrieb in Kombination mit einem flächendeckenden Einsatz lastflusssteuernder Betriebsmittel analysiert. Im Ergebnis wird dieser 156 Consentec (2016), TTG et al. (2016) Kombination ein erhebliches Wirkungspotenzial attestiert. 157 Bei dem Konzept der automatisierten Systemführung wird im fehlerfreien Normalbetrieb die volle Auslastung der Betriebsmittel zugelassen; die (n-1)-Sicherheit wird durch erst im Fehlerfall erfolgende automatische Eingriffe sichergestellt. Durch den Einsatz von den in Kapitel 3.4 vorgestellten Betriebsmitteln können zum Beispiel Lastflüsse gesteuert werden, um durch den Fehler überlastete Leitungen zu entlasten (netzbezogene Maßnahmen). Außerdem können Erzeugungseinheiten und zu- und abschaltbare Lasten diesseits und jenseits überlasteter Betriebsmittel angepasst werden (marktbezogene Maßnahmen), es findet also ein schneller „fehlerbasierter Redispatch“ statt. Hier wird der Umstand genutzt, dass Betriebsmittel kurzzeitig höher belastet werden dürfen, bis die genannten Gegenmaßnahmen wirksam werden. Da die verfügbaren Zeiträume sehr kurz sind, muss die Steuerung sehr schnell (in Echtzeit) reagieren. Demzufolge ist eine automatisierte Steuerung aller benötigten Eingriffe bei diesem Konzept unverzichtbar. Wo dieses Konzept eingesetzt wird, ergibt sich durch die Möglichkeit zur höheren Auslastung der Betriebsmittel im normalen Betrieb eine deutlich effizientere Netznutzung. Der wesentliche Unterschied vom Konzept der Automatisierten Systemführung zum herkömmlichen (n-1)-Kriterium ist, dass der (n-1)-sichere Betrieb nicht mehr präventiv durch die redundanten Betriebsmittel hergestellt wird, sondern erst kurativ durch die im Fehlerfall erfolgenden Maßnahmen eintritt. Dieses Konzept ist nicht neu, sondern im Ausland in einigen Ländern in begrenztem Umfang bereits gängige Praxis. In den Vereinbarungen der Übertragungsnetzbetreiber des Nordel-Netzes 158 157 Consentec (2016) 158 Nordel ist als eigene Organisation 2009 aufgelöst worden und in der ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) aufgegangen. 59

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