Betriebsführung
Was ist das?
Netzbetreiber haben die Aufgabe, einen sicheren Netzbetrieb zu organisieren und das Stromnetz einschließlich der Erzeugung und (in bedingtem Umfang) der Last kontinuierlich bezüglich Grenzwertverletzungen (z. B. Stromflussüberlastungen) zu überwachen und zu steuern.
Wo stehen wir?
Wichtige Grundlagen sind gelegt und zentrale Prozesse wie z. B. zum Energieinformationsnetz und zum Netzzustandsmonitor sowie die Entwicklung dezentraler Netzführungskonzepte laufen. Großer Handlungsbedarf besteht beim Thema Redispatch und Engpassmanagement wegen der bestehenden hohen Kosten und Ineffizienzen. Des Weiteren müssen auch für die Niederspannungsebene automatisierte Netzführungslösungen geprüft werden, um den durch neue flexible Lasten (z. B. Elektromobilität) entstehenden Netzausbaubedarf durch netzdienliche Steuerung verringern zu können.
Was muss sich ändern?
Der steigende Anteil der erneuerbaren Energien im Stromsystem führt aufgrund vielfältiger Faktoren zu einer steigenden Komplexität im Stromnetz. Hierzu gehört die vom Wetter abhängige Einspeisung erneuerbarer Energien, zunehmende Erzeugung in unteren Spannungsebenen, der verzögerte Netzausbau und die zukünftig notwendige Einbindung von „Prosumern“ und sektorübergreifenden Energielösungen. Diese steigende Komplexität ist die maßgebliche Herausforderung bei der Weiterentwicklung der Betriebsführung.
Regelleistung
Was ist das?
Netzbetreiber müssen sicherstellen, dass sich Stromeinspeisung und Stromentnahme im Netz jederzeit im Gleichgewicht befinden. Unvorhergesehene Erzeugungs- oder Verbrauchsschwankungen werden von den Netzbetreibern durch den Einsatz von sogenannter Regelenergie ausgeglichen. Es gibt drei unterschiedliche Regelleistungsprodukte, die über Auktionsverfahren am Regelenergiemarkt gehandelt werden. Potentielle Anbieter von Regelleistung müssen sich vor der Teilnahme am Regelenergiemarkt präqualifizieren lassen. Hierbei erbringen sie den Nachweis, dass die Anlagen, die Regelleistung bereitstellen sollen, über die geforderte Verfügbarkeit, Zuverlässigkeit und Regelbarkeit verfügen.
Wo stehen wir?
Alternative Energien etablieren sich zunehmend am Regelleistungsmarkt und ihre Entwicklung wird durch eine Vielzahl von Aktivitäten vorangetrieben. Wichtige Handlungsfelder, wie z. B. die Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen und Koordinationsprozesse, werden aktiv bearbeitet.
Was muss ich ändern?
Sinken die Betriebszeiten konventioneller Kraftwerke, muss der Bedarf an Regelleistung zunehmend durch Stromspeicher, erneuerbare Energien und flexible Stromlasten gedeckt werden. Insbesondere volatile Erzeuger wie Wind- und Photovoltaik-Anlagen brauchen zur besseren Integration in den Regelenergiemarkt kurze Zeiträume zwischen Ausschreibung und Erbringung sowie kürzere Abrufzeiten (Produktzeitscheiben). Leitlinie für die Anpassung der Rahmenbedingungen am Regelenergiemarkt muss jedoch immer sein, dass die Regelenergie sicher und zuverlässig erbracht werden kann.
Da die Anzahl der im Verteilnetz angeschlossenen Regelleistungserbringer steigen wird, kann es zu Wechselwirkungen zwischen lokalen Engpässen und Netzsicherheitsmaßnahmen (zum Beispiel dem Drosseln von Erzeugungsanlagen wegen lokaler Überlastung) und Regelleistungsabruf kommen. Um dies zu vermeiden, bedarf es einer zusätzlichen Koordination zwischen Übertragungsnetz-, Verteilnetz- und Anlagenbetreibern.
Momentanreserve
Was ist das?
Bevor Regelenergie zum Angleichen von Erzeugung und Verbrauch zur Verfügung stehen kann, werden schnelle Frequenzänderungen kurzfristig von Generatoren des konventionellen Kraftwerksparks gedämpft.
Diese Eigenschaft, durch Aufnahme bzw. Abgabe von kinetischer Energie Frequenzänderungen entgegenzuwirken, wird als Momentanreserve bezeichnet.
Wo stehen wir?
Geeignete technische Konzepte für die Bereitstellung von Momentanreserve aus umrichterbasierten Erzeugungs- bzw. Verbrauchsanlagen sind grundsätzlich bekannt. Nun gilt es, diese technischen Lösungen in Pilotprojekten zu erproben und damit die Marktreife für einen systemischen Einsatz zu erreichen.
Der künftige Bedarf (auch unter Berücksichtigung der System-Split-Problematik) wird in Arbeitsgruppen der Übertragungsnetzbetreiber diskutiert.
Was muss sich ändern?
In Zukunft werden marktbedingt die Laufzeiten konventioneller Kraftwerke ver-ringert, sodass zukünftig erneuerbare Energien in der Lage sein müssen, den Bedarf an Momentanreserve abzudecken. Außerdem zeigen Untersuchungen der dena, dass bereits heute im Falle eines System-Splits des europäischen Stromnetzes (z.B. im Falle eines Black-outs) signifikante Stabilitätsprobleme auftreten können, da nicht in jeder Netzregion zu jedem Zeitpunkt eine für die Systemstabilität ausreichende Trägheit gewährleistet werden kann.
Blindleistung
Was ist das?
Für den stabilen Netzbetrieb und zum Schutz von Personen, Betriebsmitteln und Geräten wird die Spannung beim Endverbraucher im zulässigen Spannungsband von plus/minus zehn Prozent der Nennspannung gehalten. Dies geschieht heute zu einem großen Teil durch die planerische Auslegung der Netze sowie betrieblich durch Blindleistung aus Erzeugungsanlagen und die gezielte Stufung von Transformatoren. Darüber hinaus werden Blindleistungskompensationsanlagen und Spannungsregler im Stromnetz eingesetzt.
Wo stehen wir?
Durch die Energiewende steigt der Bedarf an Blindleistung in den Netzen. Gründe hierfür liegen in den längeren Transportwegen durch die Entkopplung von Erzeugungs- und Verbrauchszentren, in der lokalen Spannungsanhebungen durch den Anschluss vieler dezentraler Erzeugungsanlagen im Verteilnetz und in dem zunehmenden Anteil der Verkabelung im Verteilnetz.
Technische Lösungen werden entwickelt und erforscht. Funktionierende Lösungen und Ansätze liegen oftmals bereits vor bzw. werden in Feldtests entwickelt. Es besteht dringender Bedarf die aktuellen Fragen zu Kosten und -vergütung zu lösen, damit notwendige technische Weiterentwicklungsprozesse durch die Vergütungsdiskussion nicht blockiert werden.
Was muss sich ändern?
Es besteht die Herausforderung, Steuerungskonzepte zu entwickeln, die es erlauben, das Blindleistungspotenzial aus einer Vielzahl von Erbringungsoptionen koordiniert zu nutzen. Auch das Potenzial aus unterlagerten Netzebenen für vorgelagerte Netzebenen kann ggf. durch die Einstellung bestimmter Werte an den Übergabepunkten zwischen den Netzebenen nutzbar gemacht werden. Zudem ist die Blindleistungsbereitstellung für alle Beteiligten (Netz- und Anlagenbetreiber) mit Kosten verbunden und kann damit Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit von Anlagen haben. Es ist zu klären, wie die Blindleistungserbringung volkswirtschaftlich optimal und für alle Akteure wirtschaftlich tragbar gestaltet werden kann.
Kurzschlussstrombeitrag
Was ist das?
Der Kurzschlussstrombeitrag gewährleistet das sichere Erfassen von Kurzschlussereignissen durch entsprechende Schutzgeräte, die transiente (also vorübergehende) Stabilität elektrischer Maschinen und einen möglichst lokal begrenzten Spannungseinbruch im Fehlerfall. Der Kurzschlussstrom darf jedoch auch nicht unzulässig hoch sein, da sonst Betriebsmittel im Störfall Schäden erleiden und gegebenenfalls Leistungsschalter nicht sicher abschalten können.
Wo stehen wir?
Die bestehende bzw. entstehende Problematik aufgrund der durch Umrichter angeschlossenen Erzeugungsanlagen wurde erkannt. Neue Schutzkonzepte und -geräte werden entwickelt und eingesetzt.
Was muss sich ändern?
Durch die Energiewende werden in Zukunft vermehrt Anlagen über Umrichter ins Netz speisen. Synchrongeneratoren liefern jedoch aufgrund ihres magnetischen Flusses im Kurzschlussfall einen erhöhten Kurzschlussstrom, welcher die Schutzgeräte zum Abschalten bewegt. Bei einer Anlage, die das Netz über einen Umrichter speist, fällt der erhöhte Kurzschlussstrom weg, da der Umrichter zu jedem Zeitpunkt den vorgegeben Strom einspeist. Es ist es daher erforderlich, die Schutzkonzepte an diese neuen Anforderungen anzupassen.
Versorgungswiederaufbau
Was ist das?
Bei einem großflächigen Stromausfall müssen die Übertragungsnetzbetreiber mit den Verteilnetzbetreibern in der Lage sein, innerhalb kürzester Zeit die Versorgung mit elektrischer Energie wiederherzustellen. Notwendige Maßnahmen und Strategien hierfür sind in der Systemdienstleistung Versorgungswiederaufbau gebündelt.
Wo stehen wir?
Zukünftige Problemstellungen, z.B. inwieweit sich dezentrale Netzinseln aus erneuerbaren Energien auf den zentralen Netzwiederaufbau auswirken, sind erkannt und werden untersucht. Ein dynamischer Nachweis, dass ein Versorgungswiederaufbau ausgehend von stabilen Inselnetzen und ohne die Unterstützung von Nachbarländern erfolgen kann, wird benötigt.
Was muss sich ändern?
Schon heute sind in vielen Verteilnetzen bis hin zur Niederspannungsebene nicht mehr nur Verbraucher, sondern auch Erzeuger angeschlossen. Beispielsweise kann ein Haus als Erzeuger und Verbraucher fungieren. Um also zu wissen, in welchem Umfang Stromverbrauch bzw. Stromerzeugung ergänzt werden, ist es notwendig, die Wetterlage und andere erzeugungsrelevante Prognosen in das Versorgungswiederaufbaukonzept einzubeziehen. Das gilt vor allem beim Netzwiederaufbau vor Zuschalten weiterer Netzgebiete. Darüber hinaus wird für den kontrollierten Netzwiederaufbau die Möglichkeit zur gezielten Drosselung der Stromerzeugung aus dezentralen Erzeugungsanlagen benötigt, um schwer vorhersehbare Laständerungen bei bzw. nach Wiederzuschalten von Netzsträngen zu vermeiden.