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Beobachtbarkeit und Steuerbarkeit im Energiesystem

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Handlungsanalyse der dena-Plattform Systemdienstleistung. Julie 2016

3 Status quo,

3 Status quo, Herausforderungen und Lösungsansätze für BuS im Übertragungsnetz. 3 Status quo, Herausforderungen und Lösungsansätze für BuS im Übertragungsnetz. In diesem Kapitel soll dargelegt werden, welches Niveau an Beobachtbarkeit und Steuerbarkeit im Übertragungsnetz heute gegeben ist, welche Herausforderungen sich vor allem aufgrund der Energiewende in der Stromversorgung ergeben und welche Lösungsansätze existieren bzw. entwickelt werden, um diesen Herausforderungen zu begegnen. Im ersten Abschnitt „Analysemethoden im Rahmen der Systemführung“ wird gezeigt, welche Analysemethoden und Prozesse ÜNB nutzen, um den Netzzustand ermitteln zu können. Grundlegend hierfür ist die Leittechnik, die im darauffolgenden Abschnitt 3.2 erläutert wird. Darüber hinaus binden die ÜNB Erzeugungseinheiten und unterlagerte Netzebenen in ihre Netzführung ein (Abschnitt 3.3). Abschnitt 3.4 stellt dar, welche Treiber eine Weiterentwicklung von Beobachtbarkeit und Steuerbarkeit auf Höchstspannungsebene erforderlich machen. Der letzte Abschnitt benennt den Handlungsbedarf für die weitere Entwicklung der Beobachtbarkeit im Übertragungsnetz bzw. für die notwendige Ausweitung der Beobachtbarkeit und, wo es erforderlich ist, der Steuerbarkeit auf benachbarte und unterlagerte Netze. 3.1 Analysemethoden im Rahmen der Systemführung. Um den Netzbetrieb im Übertragungsnetz planen und monitoren zu können, verfügen die Übertragungsnetzbetreiber über Netzmodelle, die ihr Netz inklusive aller einspeisenden Kraftwerksblöcke abbilden. Vereinzelt sind auch Hochspannungsnetze modelliert, die einen relevanten Einfluss auf das Höchstspannungsnetz haben. Auch Netzgebiete benachbarter ÜNB werden in den Modellen erfasst, sofern der relevante Einfluss auf den Leistungsfluss innerhalb des eigenen Netzgebiets einen bestimmten Wert übersteigt. 9 Über den Netzzustand im Übertragungsnetz liegen ausreichende Informationen vor, wenn der ÜNB von jeder Schaltanlage sowie von Übergabe- und Einspeisestellen die Wirk- und Blindleistung sowie die zugehörige Sammelschienenspannung kennt. Aus diesen Daten lassen sich mittels State Estimation (Zustandsschätzung) die Leitungsströme und Spannungsabfälle auf den Leitungen berechnen. Außerdem erfassen die ÜNB Informationen zu den Schalterstellungen, zu den Übersetzungsverhältnissen der Umspannwerke mit einstellbarer Übersetzung sowie zu dem Betriebszustand der Kompensationsdrosselspulen. 10 Um einen konsistenten Datensatz für das Netz sicherzustellen, werden die Ergebnisse der State Estimation außerdem automatisiert auf Plausibilität überprüft. Bei Überschreiten eines Schwellenwertes wird der Fehler zur Prüfung durch das Leitstellenpersonal ausgegeben. 11 Die Mehrheit der durchzuführenden Steuerungsprozesse ist so organisiert, dass die Ergebnisse des Netzrechners vom Leitstellenpersonal kontrolliert werden, bevor sie ausgeführt werden. Es gibt aber 9 VDE ETG (2013) 10 Heuck u. a. (2010) 11 VDE ETG (2013) 14

3 Status quo, Herausforderungen und Lösungsansätze für BuS im Übertragungsnetz. auch Prozesse, die vollautomatisch arbeiten, wie beispielsweise die Leistungs-Frequenz-Regelung. Darüber hinaus werden die erhobenen Daten für weitere Offline-Prozesse genutzt, bei denen die Prüfung der Ergebnisse durch den Bediener sowie die Weiterleitung zur betrieblichen Umsetzung mehr Zeit in Anspruch nehmen dürfen. Ein Beispiel hierfür ist die Ermittlung der Strombelastung von Betriebsmitteln, um die notwendigen Wartungsintervalle einhalten zu können. 12 Um Netzengpässe frühzeitig zu erkennen und Korrekturmaßnahmen vorbereiten bzw. einleiten zu können, findet eine Planung der Netzführung statt. Hierbei nutzt der ÜNB beispielsweise im Rahmen des Day-ahead Congestion Forecast (DACF) Prognosedaten für den nächsten Tag und im Rahmen des Intra-day Congestion Forecast (IDCF) Prognosedaten für die nächsten Stunden. 13 Um die für die Netzanalyse notwendigen Messergebnisse aus seinem Netz zu erhalten, verfügt der ÜNB über Leittechnik (siehe Abschnitt 3.2). Darüber hinaus ist ein Informationsaustausch mit Netzteilnehmern, benachbarten ÜNB und unterlagerten VNB notwendig. 3.2 Aufbau und Aufgaben der Leittechnik. Ebenen der Leittechnik. Im deutschen Übertragungsnetz werden alle Schaltanlagen ferngesteuert und unbemannt betrieben. In den höheren Spannungsebenen liegt also bereits heute ein sehr hoher Automatisierungsgrad vor. Als Leittechnik bezeichnet man alle zur Automatisierung notwendigen technischen Einrichtungen. Sie dient der Überwachung und Steuerung der Stellglieder im Stromnetz sowie der Aufzeichnung der aus dem Netz übertragenen Mess- und Statuswerte. Die Grundfunktionalität der Leittechnik in einem hierarchisch-zentralistischen System wird auch als SCADA-Funktion (Supervisory Control and Data Acquisition) bezeichnet. 14 Die Leittechnik lässt sich in vier Ebenen unterteilen: Prozessebene, Feldebene, Stationsebene und Netzleitebene. 15 In den Ebenen werden sukzessive Informationen gebündelt und aggregiert an die vorgelagerte Ebene gesendet, um die Komplexität zu reduzieren. Kommunikationstechnologie. In der Vergangenheit wurden alle mit Leittechnik erfassten Anlagen und Netzbetriebsmittel über Fernwirktechnik doppelt redundant angebunden. Diese hat zwar zahlreiche Nachteile, wie beispielsweise die Notwendigkeit von Punkt-zu-Punkt-Verbindungen und damit verbunden eine aufwendige Verkabelung. Fernwirktechnik kann jedoch schwarzfallfest aufgebaut werden und ist daher für den Fall eines Blackouts und den danach stattfindenden Versorgungswiederaufbau für einzelne Stationen/Umspannanlagen der Höchst- und Hochspannungsebene mit hohen zu übertragenden Leistungen auch in Zukunft eine wichtige und wirtschaftliche Technologie. Im Übertragungsnetz von Amprion bestehen daher beispielsweise zu allen konventionellen Kraftwerken schwarzfallfeste Fernwirkverbindungen. Darüber hinaus existieren schwarzfallfeste 12 Heuck u. a. (2010) 13 VDE ETG (2013) 14 Crastan, Westermann (2011) 15 Heuck u. a. (2010) Handlungsbedarfsanalyse „Beobachtbarkeit und Steuerbarkeit im Energiesystem 15

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