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Systemsicherheit 2050

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

Handlungsbedarfe für

Handlungsbedarfe für den Netzwiederaufbau ■ Die geplanten HGÜs können einen Beitrag zum Netzwiederaufbau aus spannungsführenden Nachbarnetzen leisten und sind entsprechend in das Netzwiederaufbaukonzept zu integrieren. Das Netzwiederaufbaukonzept ist dahingehend weiterzuentwickeln, dass die Potenziale der Nutzung der aktuell geplanten und zukünftigen HGÜ-Verbindungen in spannungsführende Teil- oder Nachbarnetze genutzt werden, um einen schnellen Wiederaufbau zu realisieren. Die Umsetzung dieses Handlungsbedarfs wird bereits von den Übertragungsnetzbetreibern verfolgt. ■ Es ist zu prüfen, wie die bestehenden Inselnetzkonzepte in das Netzwiederaufbaukonzept eingebunden werden können, um den von den Übertragungsnetzbetreibern koordinierten Netzwiederaufbau aus dem Verteilnetz zu unterstützen. Je nach Ausgestaltung haben inselnetzfähige Teilbereiche im Verteilnetz das Potenzial, den zentralen Netzwiederaufbau zu stören oder zu unterstützen. Um eine Störung des zentralen Netzwiederaufbaus zu vermeiden, ist zu untersuchen, wie Inselnetze im Verteilnetz durch einen Schwarzstart oder die Nutzung der über die üblichen Anforderungen hinausgehenden technischen Fähigkeiten der Anlagen in einen zentral von den Übertragungsnetzbetreibern koordinierten Netzwiederaufbau integriert werden können, um diesen parallel zu unterstützen. Die entsprechenden technischen Voraussetzungen wie Synchronisationseinrichtungen an den Netzgrenzen und Kommunikationsanbindung für die Unterstützung des zentralen Netzwiederaufbaus sind zu schaffen. 1.2.4 Frequenzhaltung Für einen stabilen Systembetrieb müssen sich Stromerzeugung und -verbrauch im Gleichgewicht befinden. Die Frequenz dient hierbei als zentrale Führungsgröße und reagiert unmittelbar auf Abweichungen zwischen Erzeugung und Last. Die technische Umsetzung erfolgt heute durch die anlageninhärente Trägheit der Synchronmaschinen in Form der Momentanreserve, die Frequenzabhängigkeit der Lasten und den Einsatz von Regelleistung. Bei der Frequenzhaltung kann zwischen der Frequenzstabilisierung und der Frequenzrückführung unterschieden werden. Die Aufgabe der Frequenzstabilisierung ist es, einem bestehenden Wirkleistungsungleichgewicht entgegenzuwirken und die Frequenzabweichung zu stabilisieren. Die heutige Umsetzung der Frequenzstabilisierung erfolgt durch die Primärregelleistung (PRL). Darüber hinaus leisten die Trägheit des Systems in Form der Momentanreserve und die Frequenzabhängigkeit der Lasten einen wichtigen Beitrag zur Frequenzstabilisierung. Nach der Frequenzstabilisierung erfolgt die Frequenzrückführung. Es ist die Aufgabe der Sekundärregelleistung (SRL) der gestörten Regelzone – mit Unterstützung durch Minutenregelleistung (MRL) –, die Frequenz und gleichzeitig die durch PRL veränderten Austauschleistungen zwischen den Regelzonen auf ihre Sollwerte zurückzuführen. Entwicklungen in der Frequenzhaltung Für die Erbringung von Regelleistung können in Zukunft deutlich mehr Anlagen in Betracht gezogen werden. Während heute ein Großteil der Regelleistung von konventionellen Kraftwerken erbracht wird, ist lediglich im Bereich der Primärregelleistung ein nennenswerter Beitrag dezentraler Batteriespeicher zu beobachten. Gleichzeitig sind dezentrale Erzeugungsanlagen und Lasten prinzipiell technisch dazu in der Lage, Regelenergie bereitzustellen, haben heute aber keinen wirtschaftlichen Anreiz, sich an der Regelleistung zu beteiligen. Neben der Erschließung neuer Erbringer sind Lösungen für die Bereitstellung nennenswerter Beiträge zur Regelleistung aus dem Verteilnetz bei gleichzeitiger Höherauslastung und damit potenziell häufigeren Restriktionen der freien Transportkapazität der Netze zu finden. Im Bereich der Frequenzrückführung ergeben sich bis 2050 zusätzliche Bedarfe an Regelleistung, die allerdings durch die Einbindung neuer Netznutzer in die Erbringung gedeckt werden können. Insbesondere Deckungslücken negativer Regelleistung lassen sich durch eine Einbeziehung von Photovoltaik und Windenergie schließen. Für die Deckung des Bedarfes positiver Regelleistung bietet sich insbesondere die Regelfähigkeit von Biomasseanlagen und flexiblen Lasten an. Da hierfür oftmals Vorleistungen für die Frequenzhaltung aus dem Verteilnetz für das Übertragungsnetz erbracht werden müssen, können der Aktivierung einzelner Quellen im Verteilnetz zeitweise Netzrestriktionen durch eine hohe Auslastung des Netzes entgegenstehen, die es zu berücksichtigen gilt. 22 – Teil 1

Daher bedarf es einer Weiterentwicklung und Automatisierung der Kommunikationsprozesse zwischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern, um Potenziale netz ebenenübergreifend optimiert zu nutzen und Netzrestriktionen jederzeit zu berücksichtigen (vgl. 1.2.1 Betriebsführung). Drängende Herausforderungen in der Frequenzhaltung entstehen insbesondere für die Gewährleistung der Frequenzstabilisierung infolge des Rückgangs der Momentanreserve aus synchrongekoppelten Energieanlagen und des Rückgangs der Frequenzabhängigkeit der Lasten. Auf die daraus resultierenden technischen Optionen soll im Folgenden und in Kapitel 1.2.5 detaillierter eingegangen werden. Frequenzgradient im Ursprung Frequenz Störung dynamisches Frequenzminimum Zeit Abbildung 3: Betrachtete Grenzwerte für die Frequenzstabilisierung Grenzwerte für die Frequenzstabilisierung Innerhalb der Frequenzstabilisierung muss zwischen verschiedenen Grenzwerten unterschieden werden. Der initiale Frequenzgradient im Ursprung beschreibt die Änderung der Frequenz unmittelbar im Moment der Störung (z. B. eines normativen Ausfalls). Das dynamische Frequenzminimum ist die maximale Frequenzänderung infolge einer Störung, bevor sich eine neue stabile Frequenz ergibt. Der Frequenzstabilisierung kommt die Aufgabe zu, die Überschreitung von Frequenzgrenzwerten zu vermeiden. Auslegungsrelevant für die Frequenzstabilisierung im Normalbetrieb, und damit für die Dimensionierung der Primärregelleistung, ist der normative Ausfall. Basis für die Berechnungen der Studie ist ein heutiger normativer Ausfall von 3 GW im Verbundnetz. Die Ergebnisse der Studie zeigen, dass für die Absicherung eines entsprechenden Erzeugungsausfalls die Herausforderung in der Begrenzung des dynamischen Frequenzminimums (vgl. Infobox: Grenzwerte für die Frequenzstabilisierung) infolge des Rückgangs der Momentanreserve besteht. Das dynamische Frequenzminimum kann prinzipiell entweder durch eine schnellere Regelleistung oder durch zusätzliche Momentanreserve (vgl. Infobox: Mögliche Erbringer für Momentanreserve) begrenzt werden. Eine zusätzliche Regelleistung, die deutlich schneller als die bisherige Primärregelleistung aktiviert wird, oder eine kürzere Aktivierungszeit der Primärregelleistung kann das dynamische Frequenzminimum begrenzen, sodass kein Bedarf zusätzlicher echter Momentanreserve entstünde. Die technischen Fähigkeiten, deutlich schnellere Regelleistung zur Verfügung zu stellen, haben einige Netznutzer, wie beispielsweise Speicher, Erneuerbare-Energien-Anlagen und Lasten, bereits heute. Diese werden jedoch derzeit noch nicht genutzt. Teil 1 – 23

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