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Systemsicherheit 2050

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dena-Studie zu Systemdienstleistungen und Aspekte der Stabilität im zukünftigen Stromsystem

Regelungkonzepte

Regelungkonzepte innerhalb der Netzgrenzen konsequent weiterverfolgt werden. Aufgrund der Vielzahl zu berücksichtigender Parameter wird dabei insbesondere bei zeitkritischen Prozessen die Automatisierung der Betriebsführung in allen Netzebenen eine entscheidende Rolle spielen. Für die Einführung des Redispatch 2.0 9 ab Oktober 2021 werden derzeit Standards und Schnittstellen zwischen den Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern für das Engpassmanagement etabliert, bei denen die Anpassung der Wirkleistung im Vordergrund steht. Auf diese Entwicklung gilt es für die Erbringung weiterer Vorleistungen aufzubauen. Handlungsbedarfe für die Betriebsführung ■ Die Komplexität der Betriebsführung muss auch in Zukunft noch beherrschbar bleiben. Hierfür sind entsprechende Regelungs- und Kommunikationskonzepte weiterzuentwickeln. Bei der Weiterentwicklung des Erbringerfeldes für Vorleistungen für Systemdienstleistungen sind die Auswirkungen auf die Betriebsführung zwingend zu beachten. Es sind geeignete Regelungskonzepte zu entwickeln, die die Komplexität der Betriebsführung auf ein handhabbares Maß begrenzen. Sogenannte hybride Regelungsverfahren, die eine zentrale Regelung mit dezentralen Ansätzen kombinieren, stellen hierbei eine Möglichkeit dar. So können Synergien gehoben und in einem Bottom-up-Prozess die entsprechenden Freiheitsgrade der einzelnen Netzebenen, unter Beachtung der lokalen Restriktionen, den Anschlussnetzen zur Verfügung gestellt werden. Durch eine Einbindung der lokalen automatisierten Regelungskonzepte kann so sichergestellt werden, dass die dezentral erbrachten Vorleistungen für übergelagerte Netzebenen nicht durch lokale Regelungen egalisiert und dem Anschlussnetz tatsächlich zur Verfügung gestellt werden. Aufbauend auf die im Zuge der aktuellen Ausgestaltung des Redispatch 2.0 entstehenden Standards und Schnittstellen zur Zusammenarbeit zwischen den verschiedenen Netzebenen hinsichtlich der Wirkleistungsanpassung ist die Zusammenarbeit zwischen den Netzbetreibern zu vertiefen, um netzebenenübergreifend auch in weiteren Systemdienstleistungen die vorhandenen Potenziale systemisch optimiert nutzen zu können. Hierbei sind die erhöhten Anforderungen durch eine höhere Auslastung der Netzkapazitäten in allen Netzebenen zu beachten. Die Weiterentwicklung der Betriebsführungkonzepte sollte dabei auf den bestehenden Konzepten und technischen Ausstattungen aufsetzen. Für Ausfälle der Kommunikationsanbindung und strategischer IT-Systeme ist es erforderlich, geeignete Fallbackoptionen zu entwickeln, die auch ohne die Erreichbarkeit der Anlagen den Systembetrieb aufrechterhalten. Für die Umsetzung ist die Zusammenarbeit der Übertragungs- mit den Verteilnetzbetreibern unter Einbeziehung der Wissenschaft und der Anlagenhersteller entscheidend. Durch den Regulator und die Politik sind verlässliche Rahmenbedingungen zu gewährleisten, um Wechselwirkungen mit anderen Zielsetzungen, wie beispielsweise der optimierten Auslastung der Netze, früh zeitig erkennen und berücksichtigen zu können. 1.2.2 Spannungshaltung Die Zielsetzung der Spannungshaltung ist die Einhaltung technischer Grenzwerte der angeschlossenen Anlagen und Netzbetriebsmittel sowie die Wahrung der Spannungsstabilität. Für die Spannungshaltung stehen den Netzbetreibern verschiedene technische Möglichkeiten zur Verfügung (vgl. Infobox). Im Rahmen dieser Studie werden die bestehenden Grenzwerte für die Spannung als verbindlich einzuhaltende Rahmenbedingung für 2050 angesetzt. Untersuchungsschwerpunkt im Bereich der Spannungshaltung sind Bedarfe und Potenziale des gezielten Blindleistungseinsatzes zur Spannungshaltung im Zieljahr 2050. Entwicklungen in der Spannungshaltung Sowohl der Bedarf als auch das Erbringungspotenzial für Blindleistung werden bis 2050 steigen. Die Entwicklungen in den verschiedenen Netzebenen unterscheiden sich dabei zum Teil deutlich. Die Wirksamkeit von Blindleistung für die Spannungshaltung ist regional eingeschränkt und nimmt mit zunehmender Entfernung ab. Für die Bedarfsdeckung ist die regionale Nähe zwischen zusätzlichen Erbringern und neuen Bedarfen daher entscheidend. Hinzu kommt, dass durch einen überregionalen Blindleistungsaustausch die Transportverluste in den Netzen ansteigen. Außerdem stehen die für den Blindleistungstransport genutzten Kapazitäten nicht mehr dem Wirkleistungstransport zur Verfügung. Entsprechend sollte die Blindleistung zunächst möglichst regional und innerhalb der Spannungsebenen ausgeglichen werden. Im Folgenden sind die Entwicklungen in den verschiedenen Netzebenen zusammengefasst. 9 Nach der Neufassung des Gesetzes zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus (NABEG 2.0) im Mai 2019, müssen EE-Anlagen und KWK-Anlagen ab 100 kW in den Redispatch einbezogen werden. Hierfür bedarf es entsprechender Kommunikationsprozesse zwischen Übertragungsnetzbetreiber, Verteilnetzbetreiber und Anlage. 16 – Teil 1

Technische Möglichkeiten für die Spannungshaltung Für die Spannungshaltung stehen dem Netzbetreiber verschiedene Optionen zur Verfügung. Bei der planerischen Auslegung der Netze steht der Wirkleistungstransport zunächst im Vordergrund. Es können aber bereits Aspekte der Spannungshaltung durch die Wahl einer günstigen Netztopologie und die technische Ausgestaltung der Netze berücksichtigt werden. Im Systembetrieb können Schalthandlungen die Netztopologie oder das Übersetzungsverhältnis schaltbarer Transformatoren ändern und damit die Spannung beeinflussen. Schließlich kann durch eine gezielte Beeinflussung des Blindleistungsverhaltens angeschlossener Anlagen oder Netzkomponenten Einfluss auf die Spannung genommen werden. Blindleistung zur Spannungshaltung Zur Spannungsbeeinflussung kann durch den Netzbetreiber Blindleistung von Netznutzern – thermische Großkraftwerke, dezentrale Erzeugungsanlagen, Lasten und Speicher – und von entsprechenden Kompensationsanlagen oder sonstigen in der Blindleistung stellfähigen Anlagen genutzt werden. Es kann volkswirtschaftlich vorteilhaft sein, auf die Potenziale vorhandener Netznutzer zurückzugreifen, da hierdurch zusätzliche Investitionen in Kompensationsanlagen vermieden werden. Für eine gesamtwirtschaftliche Betrachtung sind jedoch weitere Kosten, die durch die Nutzung dezentraler Potenziale von Netznutzern entstehen können, zu berücksichtigen. Die Ergebnisse der Studie zeigen, dass neben dem großen Potenzial dezentraler Energieanlagen zur Blindleistungsbereitstellung bis 2050 auch zusätzliche Kompensationsanlagen für einen sicheren Systembetrieb benötigt werden – insbesondere dort, wo Netznutzer nicht den Bedarf an schneller Blindleistung decken können. Bei der Blindleistung wird heute zwischen verschiedenen „Formen“ von Blindleistung mit unterschiedlichen Zielsetzungen unterschieden. Die (quasi-)stationäre Blindleistung dient der statischen Spannungshaltung bei langsamen (

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