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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. können und müssen und welche Voraussetzungen dafür erfüllt sein müssen, wird im Projekt „NETZ:KRAFT“ untersucht. 19 3.4.2 Zusätzliche Steuerungsoptionen im Übertragungsnetz. Um dezentrale Energieanlagen als Erbringer für Systemdienstleistungsprodukte nutzen zu können, müssen neben der im vorherigen Abschnitt beschriebenen Beobachtbarkeit auch Möglichkeiten geschaffen werden, sie anzusteuern. Dies kann eine direkte Steuerung von Anlagen der unterlagerten Netzebenen durch den ÜNB bedeuten (wie beispielsweise beim Abruf von Regelenergie) oder aber durch eine Weitergabe von Anforderungen über die Kaskade geregelt werden. Sind unterlagerte Netzebenen von Steuerungseingriffen betroffen, so muss das Steuerungskonzept gewährleisten, dass allen betroffenen Netzbetreibern die notwendigen Informationen zum Betrieb ihrer Netze rechtzeitig vorliegen. Eine weitere Steuerungsmöglichkeit für die ÜNB eröffnet sich durch die im Netzentwicklungsplan vorgesehenen Hochspannungs-Gleichstromtrassen. Insbesondere die Umrichterstationen, die benötigt werden, um die Gleichstromtrassen mit dem Wechselstromnetz zu koppeln, bieten darüber hinaus auch die Möglichkeit, sehr flexibel durch die Steuerung der Blindleistungseinspeisung und Kurzschlussleistung zur Spannungshaltung beizutragen. Des Weiteren lässt sich der Leistungsfluss der Gleichstromleitungen aktiv steuern und damit auch der Lastfluss im verbleibenden Drehstromnetz gezielt beeinflussen. Auch der Anschluss der Offshore-Windparks an das Drehstromnetz erfolgt im Allgemeinen über Gleichstromverbindungen und entsprechende Umrichterstationen, die über die Möglichkeit zur Blindleistungssteuerung verfügen. 3.5 Anforderungen an die Beobachtbarkeit und Steuerbarkeit im Übertragungsnetz. Die Analyse der Beobachtbarkeit und Steuerbarkeit auf Übertragungsnetzebene hat gezeigt, dass eine Weiterentwicklung vor allem in drei Themenkomplexen notwendig ist: • Ausweitung der Beobachtbarkeit von benachbarten Übertragungsnetzen und der Verfahren zur gemeinsamen Koordination der Systemführung • Ausweitung der Beobachtbarkeit von unterlagerten Netzen und der Möglichkeiten zur Beeinflussung der Wirk- und Blindleistung am Übergabepunkt • Einbindung der HGÜ-Umrichterstationen in die Systemführung der ÜNB Zur Beschreibung der Tatsache, dass eine Beobachtbarkeit von Netzzuständen über die Grenzen des Netzgebiets eines Netzbetreibers hinausgehen kann, unterscheiden die ÜNB zwischen „Responsibility Area“ und „Observability Area“. Jeder ÜNB hat das eigene Netzgebiet (Responsibility Area) vollständig 19 vgl. http://www.energiesystemtechnik.iwes.fraunhofer.de/de/projekte/suche/laufende/Netzkraft.html (abgerufen am 03.11.2015). Projekttitel: Netzwiederaufbau unter Berücksichtigung zukünftiger Kraftwerkstrukturen (kurz: NETZ:KRAFT). Projektlaufzeit: Januar 2015 bis Juni 2018. Projektpartner: Fraunhofer IWES, 50Hertz Transmission, TenneT TSO, Amprion, TransnetBW, EnergieNetz Mitte, MITNETZ STROM, HanseWerk, DREWAG NETZ, Avacon, Siemens, ENERCON, Energiequelle, SMA Solar Technology, ÖKOBIT, PSI, DUtrain, GridLab, Friedrich-Alexander- Universität Erlangen-Nürnberg, Universität Kassel, DERlab. 18

3 Status quo, Herausforderungen und Lösungsansätze für BuS im Übertragungsnetz. abgebildet, während die Elemente fremder Netzgebiete (Observability Area) nur dann detailliert abgebildet werden, wenn der Einfluss von Veränderungen in diesen fremden Netzgebieten auf den Leistungsfluss innerhalb des eigenen Netzgebiets eine bestimmte Relevanz übersteigt. Zur Observability Area können unterlagerte Netzebenen und benachbarte ÜNB im In- und Ausland gehören. Sie dient ausschließlich der Beobachtbarkeit des Energiesystems über die Grenzen des eigenen Netzgebiets hinaus. Bereits heute sind die Leitsysteme der ÜNB und einiger VNB von Hochspannungsnetzen teilweise gekoppelt, womit die Observabilty Area des ÜNB auch auf unterlagerte Netzebenen ausgeweitet wird. Die VDE-Studie „Aktive Energienetze im Kontext der Energiewende“ 20 schlägt unter anderem folgende Weiterentwicklungen bestehender Analysefunktionen der Systemführung vor: • Vorhandene Netzmodelle müssen qualitativ weiterentwickelt und um neue Systemkomponenten erweitert werden (z. B. Kondensatorbänke und Komponenten der Hochspannungs-Gleichstrom- Übertragung (HGÜ)). • Leistungsfluss-Prognosen müssen auf den Zeitraum mehrerer Tage erweitert und ihre Prognosegenauigkeit muss erhöht werden. • Die Prognosen für Last und Einspeisung müssen weiter verbessert und knotenbezogen aufbereitet werden. Vor allem die Prognose für erneuerbare Energien, die in unterlagerte Netzebenen eingespeist werden, muss auf die die Netzebenen verknüpfenden Umspannwerke aufgeteilt werden. Der Informationsaustausch auf ÜNB-Ebene ist bereits in vielen Punkten etabliert. Der Fokus der weiteren Entwicklung muss daher hauptsächlich auf einer verstärkten Einbindung unterlagerter Netzebenen mit hohem EE-Anteil liegen. Hierzu besteht bei folgenden Punkten noch Klärungsbedarf: • Kriterien, wie weit und in welcher Detailtiefe unterlagerte Netzebenen eingebunden werden müssen: Es ist zu klären, ob eine Ausweitung der Observability Area des ÜNB auf Hochspannungsnetze mit hohem EE-Anteil ausreicht oder ob unter gewissen Umständen auch Mittelspannungsnetze (oder einzelne, relevante Betriebsmittel in diesen) in die Observability Area integriert werden müssen. • Organisation des Informationsaustauschs mit unterlagerten Netzebenen: Es ist zu untersuchen, ob zukünftig neben dem etablierten Kaskadenprinzip auch andere Formen der Informationsübermittlung für bestimmte Anwendungen notwendig sein werden und wie diese ausgestaltet werden können. Das Energieinformationsnetz stellt unter anderem das zentrale Instrument zur Ausweitung der Observability Area des ÜNB auf unterlagerte Netzebenen dar (siehe Kapitel 5.2). • Klärung der zeitlichen Auflösung der Kommunikation: Es ist festzulegen, für welche Steuerentscheidungen der ÜNB Echtzeit-Messwerte aus unterlagerten Verteilnetzebenen benötigt und für welche Entscheidungen Planungsdaten ausreichen. Außerdem ist die notwendige zeitliche Auflösung der Messwerte (z. B. stündliche Werte, 15-Minuten-Werte) zu bestimmen. 20 VDE ETG (2013). Handlungsbedarfsanalyse „Beobachtbarkeit und Steuerbarkeit im Energiesystem 19

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