Das Verhalten regenerativer Einspeiser bei einem Netzwiederaufbau

Inhaltsverzeichnis

Kurzfassung

Abstract

Abbildungs-, Tabellen-, und Formelverzeichnis

1. Einführung und Ziel der Arbeit

2. Grundlagen – Versorgungsnetz
2.1. Aufbau des Versorgungsnetzes
2.2. Netzwiederaufbau
2.3. Grundlagen zur Netzsimulation

3. Regenerative Einspeiser bei einem Netzwiederaufbau
3.1. Windkraftanlagen
3.2. Wasserkraftwerke
3.3. Photovoltaik

4. Herstellerabfrage zum Verhalten von Photovoltaikwechselrichtern bei einem Netzwiederaufbau
4.1. Einschaltverhalten von Photovoltaikanlagen
4.2. Frequenzverhalten von Photovoltaikanlagen

5. Referenznetz Heuberg-Bodensee
5.1. Referenznetzsuche – EnBW Regional AG
5.2. Datenüberblick
5.3. Datenqualität
5.4. Grundlegende Annahmen für die Auswertung der Daten
5.5. Leistungs-Zeit-Verhalten
5.6. Leistungs-Frequenzverhalten
5.7. Auswirkungen der 50,2 Hertz Umrüstung (Beispiel: Heuberg-Bodensee)

6. Simulation „Verhalten von regenerativen Einspeisern bei einem Netzwiederaufbau“
6.1. Annahmen für die Simulation
6.2. Simulations-Modell
6.2.1. Parametrierung des Modells
6.2.2. Simulationsszenarien
6.2.3. Auswertung der Simulation
6.3. Ergebnisse aus der Simulation
6.3.1. Durchführung der Simulation
6.3.2. Zusammenfassung der Simulationsergebnisse

7. Vergleiche verschiedener Daten und Einspeiser
7.1. Vergleich Wechselrichterhersteller vor 2012
7.2. Netzgruppenvergleich – Regelzone der Transnet BW
7.3. Andere regenerative Einspeiser beim Netzwiederaufbau

8. Fazit und Ausblick
8.1. Fazit
8.2. Vorschlag für einen Praxistest
8.3. Ausblick

9. Anhang
9.1. Verhaltensangaben Herstellerabfrage
9.2. Daten Leistungs-Zeit-Kennlinie
9.3. Daten Leistungs-Frequenz-Kennlinie
9.4. Simulationsergebnisse
9.5. Bekannte Daten

Danksagung

Literaturverzeichnis

Eidesstattliche Erklärung

Kurzfassung

Im Zuge einer sicheren und nachhaltigen Energieversorgung macht sich die EnBW Regional AG als größter Verteilnetzbetreiber Baden-Württembergs bereits Gedanken um einen Netzwiederaufbau nach einem Schwarzfall. Dabei ist es wichtig das Verhalten aller am Netzwiederaufbau beteiligten Komponenten zu kennen. Dies war der Grund die regenerativen Einspeiser anhand dieser Bachelorthesis genauer zu untersuchen. Im Netzgebiet der EnBW Regional AG machen Photovoltaikanlagen ¾ der eingespeisten Leistung aus regenerativer Erzeugung aus, daher wurden sie in dieser Bachelorthesis besonders genau untersucht. Zu Beginn der Bachelorthesis werden die Vorgehensweisen bei einem Netzwiederaufbau erklärt. In einer vorhergehenden dreimonatigen Praxisphase, bei welcher eine umfangreiche Herstellerabfrage zum Verhalten von Photovoltaikanlagen bei einem Netzwiederaufbau durchgeführt wurde, wurden die Grundsteine für diese Bachelorthesis gelegt. Aufbauend auf dieser Verhaltensabfrage, sowie den geltenden Normen und Richtlinien, wurde anhand von EnBW Stammdaten und durch das Zusammenführen von Daten aus mehreren internen Datenbanken zu den Wechselrichtern einer Photovoltaikanlage, ein Beispielnetzgebiet der EnBW Regional AG genauestens untersucht. Dieses Referenznetzgebiet ist Heuberg-Bodensee und befindet sich im Süden Baden-Württembergs oberhalb des Bodensees. Aus den bekannten Informationen des Referenznetzes konnte eine Leistungs-Zeitkennlinie für das Zuschalten von Photovoltaikanlagen, bei einer konstanten Frequenz von 50 Hz, ermittelt werden. Die sich aus der Fusion von mehreren Verhalten ergebende Kennlinie zeigt, dass sich knapp über 50 % der Anlagenleistung nach 30 Sekunden zuschalten und nach 760 Sekunden 100 % der Leistung von Photovoltaikanlagen dem Netz zur Verfügung stehen. Außerdem wurde eine Leistungs-Frequenzkennlinie für das Netzgebiet Heuberg-Bodensee ermittelt, aus dieser wird ersichtlich, bei welcher Überfrequenz sich wie viel Leistung vom Netz trennen. Bei einer Überfrequenz von 50,2 Hz trennen sich 20 % der Leistung vom Netz, 60 % werden entweder linear zwischen den Frequenzen 50,2 Hertz und 51,5 Hertz heruntergeregelt oder trennen sich stufenweise zwischen diesen Frequenzen vom Netz, außerdem trennen sich bei der Frequenz von 51,5 Hertz die noch verbleibenden 20 % vom Netz. Um noch mehr Erkenntnisse aus dem Verhalten von Photovoltaikanlagen schließen zu können, wurde ein Netzmodell, welches ein Netz bei einem Netzwiederaufbau simuliert, entworfen. Das Netzmodell simuliert dabei die Frequenz in Abhängigkeit der Leistungsänderung. Das Simulationsmodell stellt dabei ein Inselnetz mit 1000 MW Last dar, dass durch mehrere Pumpspeicherkraftwerke hochgefahren wurde, wie es bei einem realen Netzwiederaufbau wahrscheinlich wäre. Das Netzmodell wurde anschließend auf bekanntes Netzverhalten, sowie Messergebnisse aus realen Feldversuchen parametriert. Zum Schluss wurde das bekannte Verhalten der Photovoltaikanlagen aus dem durchschnittlichen Mischungsverhältnis vom Referenznetz in das Netzsimulationsmodell implementiert. Anschließend wurde das Zuschalten unterschiedlich vieler Netzgruppen mit verschiedenem Anteil an Einspeiseleistung aus Photovoltaikanlagen in über 20 Simulationsszenarien betrachtet. Das Fazit der Arbeit ist, dass das Zuschalten von Netzgruppen mit hohem Einspeiseanteil aus Photovoltaikanlagen als unkritisch gesehen werden kann. Im betrachteten Szenario sollte ein prozentualer Anteil von 16 % der gesamten Einspeisung bei einem Netzwiederaufbau aus Photovoltaik nicht überschritten werden. Da bei einem Überschreiten dieses Wertes, die Gefahr einer 50,2-Hertz-Schleife besteht. Bei einer 50,2-Hertz-Schleife schalten sich Photovoltaikanlagen bei einer Frequenz (im gültigen Bereich) unter 50,2 Hertz nach 30 Sekunden an das Netz, durch ihr Einschalten steigt die Frequenz bis auf über 50,2 Hertz an. Bei 50,2 Hertz trennen sich die Anlagen jedoch wieder vom Netz, wodurch die Frequenz wieder sinkt, dieser Vorgang wird ständig wiederholt, wodurch sich eine Schleife ergibt. Ein geringer Anteil an Photovoltaik wäre bei einem Netzwiederaufbau dagegen sehr hilfreich, da somit einer Überfrequenz ab 50,2 Hz, durch schnelles reduzieren der Einspeiseleistung der Wechselrichter, dem Frequenzanstieg entgegen gewirkt wird. Windkraftanlagen, sowie Biogasanlagen sind in Bezug auf das Zuschalten, sowie die 50,2 Hertz Problematik als unkritisch anzusehen, da die meisten Anlagen entweder manuell zugeschaltet werden oder sich wie bei der BDEW Mittelspannungsrichtlinie 2008 hinzuschalten. Pumpspeicherkraftwerke dagegen sind bei einem Netzwiederaufbau unentbehrlich, da sie gute Eigenschaften wie Schwungmasse und schnelles Regelverhalten besitzen, außerdem können sie zusätzlich als Last (im Pumpbetreib) betrieben werden. Im Ausblick wird prognostiziert, dass das Zuschalten bei einem Netzwiederaufbau, sowie das Leistungs-Frequenzverhalten von Photovoltaikanlagen im Gesamten, in der Zukunft durch den Zubau von Photovoltaikanlagen, die nach Norm VDE-AR-4105, sowie nach BDEW MS Richtlinie 2008 einspeisen, besser werden wird. Jedoch bleibt die Zahl der „älteren“ Photovoltaikanlagen, die nicht umgerüstet wurden gleich, so dass ein zwar immer größer werdender Prozentanteil aus Photovoltaik bei einem Netzwiederaufbau als sicher gilt, jedoch die Gefahr einer 50,2-Hertz-Schleife noch erhalten bleibt, bis ein Großteil der älteren Wechselrichter altersbedingt ausgetauscht werden muss. Durch genaues Analysieren anderer Netzgruppen, war es möglich die Ergebnisse der Bachelorarbeit auf andere Netzgebiete der EnBW zu übertragen. Somit können die aus der Bachelorthesis gewonnenen Erkenntnisse auch auf die Regelzone der Transnet BW übertragen werden und ebenfalls auf ganz Deutschland, da die Normen wie zum Beispiel VDE-AR-N 4105 in ganz Deutschland gelten und ebenso die Wechselrichterhersteller deutschlandweit die gleichen Produkte verkaufen.

Abstract

This bachelor thesis deals with the restoration management after a blackout in the energy distribution network. Up to now there wasn’t enough information how regenerative producers would react in the network restoration process. This was reason enough to evaluate and analyze the behavior of regenerative power plants. In the distribution network region of the EnBW Regional AG the infed power of photovoltaic plants makes up to 75 % of the total regenerative infed power.

In the beginning of this bachelor thesis the relationship between power and frequency, as well as the basics about the distribution net are explained. An important part of the bachelor thesis deals with the restoration of the power distribution net. The different approaches, as well as advantages and disadvantages of the restoration management are discussed and the current strategy is explained. Also the behavior of wind parks in this regard is explained with an example. In the first three months before the bachelor thesis many producers took part in a survey regarding the behavior of photovoltaic plants during a distribution restoration. The basics of this bachelor thesis were the current norms and regulations in Germany, as well as the EnBW data. By combining data from several internal data basis regarding power inverters of photovoltaic plants an exemplary regional power net is observed (Heuberg-Bodensee). From the known data a power-time characteristic chart for the connection of photovoltaic plants with at a constant frequency of 50 Hz and a power-frequency characteristic chart could be ascertained. Moreover a power distribution network simulation was created to show up the behavior during a net restoration. The simulation is an island network with 1000 MW load, which is booted up through several pumped storage hydro power stations as it is probably done during a power net restoration. The network model was parameterized with the known behavior and measured results from real field research. The known behavior of photovoltaic plants from an average mixed distribution from the reference net was implemented in the net simulation model. Furthermore about 20 simulation scenarios are elaborated.

Abbildungs-, Tabellen-, und Formelverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1-1: Regenerative Einspeiser im Netzgebiet der EnBW Regional AG

Abbildung 2-1: Regelzone der EnBW [Schwab2012; S.12,20]

Abbildung 2-2: Prinzip der Stromverteilung [Gulde2013; S.2]

Abbildung 2-3: 110 kV Netzgruppen EnBW Regional AG [Schwab2012; S.517]

Abbildung 2-4: Blockschaltbild des Einfachst-Dynamikmodells [Weissbach2009; S.9]

Abbildung 2-5: Verbraucherverhalten im Versorgungsnetz [nach SeibertX; S.46]

Abbildung 2-6: Beispielhaftes Verhalten eines Netzes [Weissbach; S.12]

Abbildung 3-1: Aufbau eines Windrades [Heuck2010; S.32]

Abbildung 3-2: Netzwiederaufbau eines Windparks

Abbildung 3-3: Übersichtsschaltbild eines Pumpspeicherkraftwerks [Heuck2010, S.26]

Abbildung 3-4: Aufbau eines Photovoltaikwechselrichters [QuatschingSMA; S.24]

Abbildung 3-5: Pulsweitenmodulation [Quatsching2012; S.24]

Abbildung 3-6: Neue Materialeigenschaften [Photon2013; S.14]

Abbildung 3-7: Überblick der wichtigsten geltenden Normen für PV [bmwi2013; Homepage]

Abbildung 4-1: Marktübersicht Hersteller im EnBW Netz ( Daten aus 50,2 Hz Projekt )

Abbildung 4-2: Netzaufbau nach VDE-AR-N 4105 [nach VDE-AR-N 4105]

Abbildung 4-3: Verhalten beim Netzaufbau nach BDEW [nach bdewMS2008]

Abbildung 4-4: Verhalten beim Netzaufbau nach VDE V 0126-1-1 [VDEV012611]

Abbildung 4-5: Verhalten beim Netzaufbau nicht nach Norm

Abbildung 4-6: Verhalten beim Netzaufbau vor 2006

Abbildung 4-7: Frequenzverhalten nach VDE AR-N-4105

Abbildung 4-8: Frequenzverhalten aus BDEW Richtlinie [aus bdewMS2008, S.28;]

Abbildung 4-9: Frequenzverhalten nach VDE V 0126-1-1 [nach VDE0126-1-1]

Abbildung 4-10: Frequenzverhalten umgerüsteter Wechselrichter [nach Ecofys2011]

Abbildung 5-1: Netzgebiete der EnBW Regional AG nach zuständigen Regionalzentren

Abbildung 5-2: Daten Überblick - Heuberg-Bodensee

Abbildung 5-3: Bekanntes Verhalten von Photovoltaikanalagen (Heuberg-Bodensee)

Abbildung 5-4: Leistungs-Zeit-Kennlinie bekannter PV Anlagen Heuberg-Bodensee

Abbildung 5-5: Zusammensetzung der Leistungs-Zeit-Kennlinie

Abbildung 5-6: Leistungs-Frequenzverhalten

Abbildung 5-7: Vergleich Leistungs-Frequenz-Kennlinien

Abbildung 5-8: Vergleich vor 50,2-Hertz-Umrüstung und danach

Abbildung 6-1: Netzmodell

Abbildung 6-2: Parameter Vergleich

Abbildung 6-3: Regelverhalten des gesamten Netzes [VEÖ2006, S.41 bearbeitet]

Abbildung 6-4: Beispiel Simulation

Abbildung 6-5: Simulation Nr.2

Abbildung 6-6: Simulation Nr.3

Abbildung 6-7: Simulation Nr.5

Abbildung 6-8: Simulation Nr.6

Abbildung 6-9: Simulation Nr.16

Abbildung 7-1: Herstellerverteilung nicht umgerüstet und umgerüstet

Abbildung 7-2: Vergleich verschiedener Netzgebiete mit dem Referenznetz

Tabellenverzeichnis

Tabelle 2-1: Unterfrequenzstufenplan[Schwab2012; S.27]

Tabelle 2-2: Netzeigenschaften

Tabelle 3-1: Anlagen die umgerüstet werden müssen [SysStabV2012, §4]

Tabelle 3-2: Lösungsvarianten 50,2 Hertz Umrüstung [nach Ecofys2011]

Tabelle 5-1: Bekannte Daten

Tabelle 6-1: Szenarien Netzwiederaufbau

Tabelle 6-2: Netzstörung wenn PV 100% ihrer Leistung einspeist

Tabelle 6-3: Gültiger Frequenzbereich zum Zuschalten

Tabelle 9-1: Verhalten aus Herstellerabfrage

Tabelle 9-2: Einschalten bei 50 Hz bekannt

Tabelle 9-3: Leistungs-Frequenzverhalten

Tabelle 9-4: Erhöhte Frequenzen (umgerüstet)

Tabelle 9-5: Simulationsergebnisse

Tabelle 9-6: Bekannte Daten

Formelverzeichnis

Formel 2-1: Kubisches Verbraucherverhalten – Formel

Formel 2-2: Kubisches Verbraucherverhalten – Zahlenwert

Formel 2-3: Zusammenhang: Netzanlaufzeitkonstante, Frequenz Leistung

Formel 2-4: Frequenz in Abhängigkeit der Netzanlaufzeitkonstante und der Leistungsänderung

Formel 2-5: Zusammensetzung Netzanlaufzeitkonstante

Formel 6-1: Formel Prozent

Formel 6-2: Prozent/Prozent

1. Einführung und Ziel der Arbeit

Im Zuge einer sicheren und nachhaltigen Energieversorgung machen sich die Energieversorger Gedanken über den schlimmsten Fall (worst case), der in der Energieversorgung eintreten könnte, sowie zu dessen Bewältigung. Der schlimmste Fall wäre ein flächendeckender Versorgungsausfall auch „Schwarzfall“ genannt. Beim Schwarzfall ist das komplette Netz ohne Spannung. Dieser Netzausfall kostet die Volkswirtschaft laut einer Studie der Technischen Universität Berlin aus dem Jahr 2011 mindestens 8,50 EUR/kWh. [Wikipedia2012] Das Hamburgische Welt-Wirtschafts-Institut (HWWI) errechnete für einen flächendeckenden, deutschlandweiten einstündigen Stromausfall zur Mittagszeit, Kosten von fast 600 Millionen Euro. [Roth2012]

Auf dem Weg zu 100 % erneuerbarer Energie und der damit verbundenen immer größer werdenden dezentralen Erzeugung durch regenerative Energieproduzenten, wird für die Energieversorger ein Netzwiederaufbau immer unberechenbarer. Man weiß nicht genau, was für Effekte durch vermehrte dezentrale Einspeisung bei einem Netzwiederaufbau eintreten werden. Gerade das macht einen Netzwiederaufbau zu einer immer schwieriger werdenden Aufgabe für einen Energieversorger.

Bei einem Netzwiederaufbau ist das Netz sehr instabil. Die Befürchtung ist, dass sich die regenerativen Einspeiser schlagartig an das Netz hinzuschalten. Bei einem noch sehr labilen Netz, wie es bei einem Netzwiederaufbau vorhanden ist, könnte dabei die Gefahr bestehen, dass die Frequenz und die Spannung im Netz deutlich steigen. Die größte Befürchtung vieler Experten ist hierbei, dass sich die große Anzahl der regenerativen Einspeiser plötzlich bei 50,2 Hertz abschalten. Die Folge daraus wäre, dass die Netzfrequenz und die Spannung wieder sinken. Wenn sich jetzt die Photovoltaikanlagen nach ca. 30 Sekunden wieder an das Netz zuschalten und die Frequenz dadurch wieder den Wert von 50,2 Hertz überschreitet, würde man in eine Schleife kommen, bei der sich dieser Vorgang ständig wiederholt und der Netzwiederaufbau könnte nicht fortgesetzt werden.

Dieser Effekt wurde letztes Jahr bei der Netzwiederaufbau-Trainingssimulation von DUtrain in Duisburg festgestellt. Wenn sich Anlagen hingegen langsam hinzuschalten (zum Beispiel mit einer Kennlinie), wie in den neuen Normen festgelegt, hat man dieses Problem nicht. Dann könnte das Netz nachgeregelt werden. Von diesen „neueren“ Anlagen, die sich per Kennlinie hinzuschalten und auch bei einer erhöhten Frequenz ihre Einspeiseleistung per Kennlinie zurückfahren, gibt es schon sehr viele im Versorgungsnetz. Die einzigen Erfahrungen die man jedoch dazu hat, sind Erfahrungen aus Mittelspannungsstörungen. Das Zuschalten der regenerativen Einspeiser ging bis jetzt jedoch durch die Stabilität des Verbundnetzes unter. Es gibt zum Glück noch keine konkreten Erfahrungswerte über das Zuschaltverhalten regenerativer Einspeiser bei Großstörungen. Jedoch ist man bei einer sicheren und nachhaltigen Energieversorgung darum bemüht, möglichst viel über mögliche Gefahren für die Versorgungssicherheit in Erfahrung zu bringen.

Diese Bachelorthesis soll daher etwas Klarheit über das Zuschaltverhalten dieser regenerativer Erzeuger bringen, um anschließend eine Aussage über die Gefahr beim Zuschalten von Netzgruppen mit hohem Anteil an Einspeiseleistung aus Photovoltaikanlagen zu treffen. Aufbauend auf das vorhergegangene dreimonatige Praxisprojekt zu diesem Thema, wird in der Bachelorarbeit das „Herden-Verhalten“ von regenerativen Einspeisern, also der Mischung aus „neuen“ und „alten“ Einspeisern untersucht und anhand der Zusammensetzung von regenerativen Einspeisern aus einem konkreten Beispielnetz, welches auf Stammdaten der EnBW basiert, simuliert. Dabei soll das Zeitverhalten von wenigen Sekunden bis zu mehreren Minuten untersucht werden. Die regenerative Einspeisung gewinnt im Netzgebiet der EnBW Regional AG an zunehmender Bedeutung. Nach dem Stand vom November 2013, basierend auf EnBW Stammdaten, sind im Netzgebiet der EnBW Regional AG 3,35 GW Leistung aus regenerativer Erzeugung installiert. Dabei kommen fast 75 % aus solarer Energie durch Photovoltaikanlagen, 9,7 % aus Windanlagen, 9,1 % aus Biomasse und 4,4 % aus Wasserkraftwerken. Kraft-Wärme-Kopplung, Deponiegas sowie Klärgas machen nur einen sehr kleinen Teil aus und spielen in dieser Arbeit daher eine eher untergeordnete Rolle, siehe auch Abbildung 1-1. Da bei der EnBW Regional AG ¾ der regenerativen Einspeisung von Photovoltaikanlagen produziert wird, wird das Verhalten von Photovoltaikanlagen bei einem Netzwiederaufbau das zentrale Thema dieser Bachelor-Thesis sein. Außerdem gehen die Energieversorger davon aus, mehr über das Zuschalten von Wasserkraftwerken, Wind- und Biogasanlagen bei einem Netzwiederaufbau Bescheid zu wissen als bei Photovoltaikanlagen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1-1: Regenerative Einspeiser im Netzgebiet der EnBW Regional AG

Zusammenfassung des Ziels

Die zentrale Aufgabe der Bachelorthesis ist das „Herdenverhalten“ der regenerativen Einspeiser bei einem Netzwiederaufbau zu beantworten. Die Bachelorarbeit stützt sich auf die Voruntersuchungen und die Datensammlung aus dem vorhergegangenen Praxisprojekt. Es müssen eventuell weitere Daten beschafft werden. Es soll ein geeignetes Simulationsmodell für das Netz bei einem Netzwiederaufbau mit speziellem Augenmerk auf die „regenerativen Einspeiser“ entwickelt werden. Außerdem soll ein geeignetes Beispielnetz für die Simulation ausgesucht werden und das darin enthaltene Verhalten in das Simulationsmodell integriert werden. Anhand der Simulation an einem Beispielnetz der EnBW Regional AG, soll eine verallgemeinerte Aussage über die Netzgruppen der EnBW getroffen werden. Abschließend soll ein Ausblick erstellt werden, wie das Verhalten in der Zukunft bei entsprechendem Zubau regenerativer Einspeisung aussehen wird.

Grundlagen – Versorgungsnetz

2. Grundlagen – Versorgungsnetz

2.1. Aufbau des Versorgungsnetzes

Netzgeografie

Auf der nachfolgenden Abbildung (Abbildung 2-1) links sieht man die vier Regelzonen in Deutschland, nach Implementierung des liberalisierten Strommarktes von Deutschland. Im Hinblick auf die Frequenzwirkleistungsregelung werden die dargestellten Gebiete als Regelzonen bezeichnet. Alle Generatoren einer Regelzone sind durch elektrische Netze je nach Übertragungsspannung miteinander verbunden. [Schwab2012]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-1: Regelzone der EnBW [Schwab2012; S.12,20]

Die Regelzone der Transnet BW, ist auf der Abbildung 2-1 im mittleren Teil nochmals vergrößert dargestellt. Dort sieht man die einzelnen Höchstspannungsnetze dargestellt. Dabei sind die 380 kV Leitungen rot und die 220 kV Netze grün dargestellt. Ganz rechts werden diese in einem Übersichtsplan dargestellt, dort sind auch die Transformatoren zum Hochspannungsnetz eingezeichnet. [Schwab2012]

Auf der Höchstspannungsseite ist ganz Europa verbunden. Die Union für Koordinierung des Transports elektrischer Energie (UCTE) hat es sich zur Aufgabe gemacht, sich gegenseitig bezüglich der Versorgungssicherheit durch festlegen von verschiedenen technischen und organisatorischen Vereinbarungen, bei Störungen auszuhelfen. Die einzelnen europäischen Verbundsysteme werden teilweise synchron betrieben und zu einem Hybrid-Großraumverbundsystem zusammengeschlossen. Die UCTE und weitere europäische Übertragungsnetzbetreiber (ÜBN) haben sich ebenfalls zusammengeschlossen, im sogenannten Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ETSO). Aus der UCTE und dem ETSO entstand wiederum ein Netzwerk namens ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators), welches unter anderem den europaweiten Stromhandel erleichtert. [Schwab2012]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-2: Prinzip der Stromverteilung [Gulde2013; S.2]

Spannungsebenen

Der Transport, sowie die Übertragung und Verteilung elektrischer Energie geschieht auf verschiedenen Spannungsebenen. Die Gesamtheit aller Leitungen auf einer Spannungsebene und deren zugehörige Schaltanlagen und Betriebsmittel auf einer Spannungsebene bilden zusammen das Netz auf der jeweiligen Spannungsebene. Es gibt vier Spannungsebenen welche man in Deutschland unterscheidet, dies sind die

Höchstspannung 220 kV und 380 kV, die Hochspannung mit 100 kV bzw. 110 kV, die Mittelspannung mit 10 kV und 20 kV, sowie die Niederspannung mit 0,4 kV und 0,6 kV, siehe Abbildung 2-2. Das Netz auf der höchsten Spannungsebene ist das Höchstspannungsnetz (Transportnetz) mit einer Spannung von 380 kV und 220 kV. Auf dieser Spannungsebene speisen große Kraftwerke ihre Leistung ein. Im Durchschnitt der vier Regelzonen in Deutschland handelt es sich um 70 % der gesamten eingespeisten Leistung, welche auf dieser Spannungsebene eingespeist wird. Diese Leistung wird auf das unterlagerte Hochspannungsnetz mit einer Spannung von 110 kV auf die regionalen Verteilungsnetzte und Sondervertragskunden weitergegeben. Von dort aus wird die Leistung auf die unterlagerten Mittelspannungsnetze (Verteilnetze) mit einer Spannung von 10 kV und 20 kV verteilt. Sie stellen die Verbindung zwischen der Unterspannungsseite der 110 kV / 10 kV – Umspannstationen her, man spricht von der sogenannten Primärverteilung. Die Mittelspannungsnetze verteilen die Energie auf größere Industriekunden sowie Ortsnetzstationen und Schwerpunktstationen von Ballungsgebieten. Darunter liegt das Niederspannungsnetz mit Spannungen von 0,4 kV und 0,6 kV. Diese beziehen ihre Energie aus den Ortsnetzstationen und Schwerpunktstationen und geben sie an die Endabnehmer weiter. Man spricht hierbei von der Sekundärverteilung. Anders als bei den anderen drei Spannungsebenen wird hier noch ein vierter Leiter als Neutralleiter mitgeführt. [Schwab2012]

Übertragungsnetzbetreiber - Höchstspannungsnetz

Die Transnet BW versorgt den Großteil des Bundeslandes Baden-Württemberg mit Strom auf der 380 kV und 220 kV Spannungsebene. Diese Spannungsebene verbindet die verschiedenen Übertragungsnetzbetreiber im europäischen Verbundnetz. Bei der TransnetBW, dem Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) welcher fast ganz Baden-Württemberg versorgt, geschieht dies über 28 Kuppelleitungen. Die Netze werden mit Ausnahme von der Mittelspannung „vermascht“ betrieben. Das Unternehmen betreibt ca. 3450 km an 220 kV- und 380kV – Höchstspannungsleitungen, 45 Umspannwerke von Höchstspannung (220 kV und 380 kV) auf Verteilnetze der Hoch- und Mittelspannung (110 kV bis 10 kV). [Schwab2012]

Verteilnetzbetreiber - Hochspannungsnetz

Die EnBW Regional AG ist ein Verteilnetzbetreiber und betreibt auf der Hochspannungsebene acht 110 kV-Netze welche untereinander galvanisch getrennt sind und somit eine eigene Netzgruppe darstellen. Die unterlagerten 100 kV Netzgruppen des Verteilnetzes sind dabei galvanisch voneinander getrennt, nicht wie bei 220 kV und 380 kV. Die Netzgruppen werden von der Schaltleitung in Esslingen entsprechend der Situation hinzugeschaltet. Sechs Netzgruppen gehören der EnBW Regional AG, die beiden anderen den Neckarwerken (NWS) und den Kraftwerksanlagen Alt-Württemberg AG (KAWAG). [Schwab2012]

Auf der Abbildung 2-3 sieht man die Einteilung der Verschiedenen Netzgruppen der EnBW Regional AG. Auf dieser Ebene wird die elektrische Energie auf regionaler Ebene auf die Verbraucherschwerpunkte verteilt. Es gibt 110 kV- Überlandnetze welche ihre Energie großräumig innerhalb einer Region verteilen, sowie 110 kV-Stadtnetze und 110 kV-Industrienetze, welche Gebiete mit großer Lastdichte versorgen. Die Leitungen auf der Hochspannungsebene versorgen die in ihrer Region liegenden Umspannwerke (UWs), mit denen die Mittelspannungsnetze gespeist werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-3: 110 kV Netzgruppen EnBW Regional AG [Schwab2012; S.517]

Verteilnetzbetreiber – Mittel- und Niederspannungsnetz

Im Umspannwerk (UW) wird die Spannung von 110 kV auf 20 kV, mit Transformatoren herunter transformiert. Diese Transformatoren werden über eine Schaltanlage zugeschaltet und getrennt. An solch einem Transformator hängt eine Netzgruppe (typisch 20 MW) und somit die unterlagerten Mittelspannungsstränge, sowie Ortsnetztransformatoren.

Man unterscheidet in der Mittelspannung zwischen Mittelspannungs-Gebäudenetze, Mittelspannungs-Ortsnetze, Mittelspannungs-Industrienetze und Eigenbedarfsanlagen in Kraftwerken. Häufig sind im städtischen Bereich 10 kV Spannungsebenen vorzufinden und im ländlichen Bereich 20 kV. Ausgehend von der 10 kV Seite des Transformators einer 110 kV-/10kV- Umspannstation, werden über die 10 kV Sammelschiene und zwischen geschaltete Leistungsschalter die einzelnen Strahlen versorgt. Die Ortsnetzstationen enthalten im Einzelnen einen Transformator von 100 bis 630 kVA. Im Normalfall ist die Querverbindung im UW geöffnet und die Ringnetze werden als Strahlennetze betrieben. Bei einer Störung werden dann die jeweiligen Betriebsmittel herausgetrennt und die vorgesehene Trennstelle geschlossen. Im Ortsnetz ist das Niederspannungsnetz ( ) als Strahlennetz, Ringnetz oder Maschennetz, sowie als Kombination vorzufinden. [Schwab2012]

Durch massiven Zubau regenerativer Erzeuger aus Windkraft, Photovoltaik und Biomasse- Anlagen kommt es immer häufiger zu bidirektionalen Stromflüssen, sodass an manchen Tagen mehr Strom über die Nieder- und Mittelspannung eingespeist wird als dort verbraucht wird, dieser fließt dann über die höhere Spannungsebene ab, dies bereitet den Energieversorgern zunehmende Schwierigkeiten.

Sicherheit im Versorgungsnetz, (n-1)-Prinzip

Das Netz ist im Normalfall so ausgelegt, dass beim Auftreten einer Störung die Stromversorgung weiterhin gewährleistet ist, ohne dass ein Betriebsmittel überlastet wird. Bei einem Ausfall eines Systems, übernimmt das zweite System 100 % der Leistung, ohne überlastet zu werden. Man spricht vom sogenannten (n-1)-Prinzip. Gelegentlich trifft man auch auf das (n-2)- und (n-3)-Prinzip. [Schwab2012]

Unterfrequenzlastabwurf

Bei Großstörungen werden gegebenenfalls Kuppelleitungen aufgetrennt und die einzelnen Regelzonen als Inselsysteme betrieben. Dieser Übergang erfolgt nach einem Unterfrequenzstufenplan über frequenzsensitive Lastabwurfrelais, siehe Tabelle 2-1.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2-1: Unterfrequenzstufenplan[Schwab2012; S.27]

Es versteht sich selbst, dass bevor es zu dem sehr seltenen Fall der Abtrennung von Kraftwerken kommt, alle Reserven in Anspruch genommen werden. [Schwab2012]

2.2. Netzwiederaufbau

Auswirkungen eines Blackouts

Die Gefahr eines Blackouts ist nicht erst seit dem Bestseller „Blackout“ von Marc Elsberg bekannt, es ist auch keine fiktive Geschichte die uns nichts angeht. Es ist zwar extrem unwahrscheinlich, dass es in ganz Deutschland zu einem flächendeckenden Blackout kommt, ganz ausschließen kann man diese Gefahr jedoch nicht. Den Energieversorgern ist diese Gefahr ebenfalls bekannt und sie haben daher schon einige Notfallpläne für einen raschen Netzwiederaufbau geschmiedet. Nichts desto trotz warnen zum Beispiel vor kurzem Hamburger Wissenschaftler vor der wachsenden Gefahr von Stromausfällen und ihren immensen Kosten. Doch abgesehen von den Kosten bringt ein längerer Blackout eine ernstzunehmende Gefahr für das öffentliche Leben mit sich. Davon abgesehen wird es kalt, dunkel und es stinkt. Es ist kalt, weil Heizungen alle mit Strom gesteuert und betrieben werden, sowie die Warmwasserpumpen mit Strom angetrieben werden. Kein mit Strom betriebener Nachtspeicherofen wird mehr heizen. Es ist dunkel, da kein Licht mehr brennt, außer wenn man Batterie betriebene Lichter und Kerzen hat und es beginnt zu stinken, weil die Kläranlagen nicht mehr gehen und das stinkende Abwasser nicht mehr abgepumpt wird. Die Klospülung füllt sich nicht mehr mit Wasser und aus der Dusche kommt kein warmes Wasser mehr. Jede Stunde eines Deutschlandweiten Blackouts kostet ca. 600 Millionen Euro und das Risiko von Stromausfällen steigt laut dem Hamburger Weltwirtschafts-Institut (HWWI) weiter an. "Deutschlands Umstieg auf erneuerbare Energien birgt ein wachsendes Risikopotenzial", warnt der HWWI-Energieexperte André Wolf in einem Monatsbericht seines Instituts. Er verweist auf "gestiegene Erzeugungsvolatilität, zum Beispiel in Form von Veränderungen in der Netzspannung bei Starkwindeinspeisung". Er erklärt, dass das Institut die wachsende Blackout-Gefahr zum Anlass nahm, die potenziellen Schäden durch Stromausfälle für alle deutsche Landkreise und Städte zu schätzen. Das Ergebnis von 600 Millionen Euro zeigt, welche Summen auf dem Spiel stehen, falls sich die Stabilität der deutschen Stromnetze durch die Energiewende weiterhin verschlechtern sollte. Die Experten welche die Schätzungen machten, hatten die Stromausfälle auf nicht mehr als eine Stunde Dauer beschränkt. Dabei geht die Berechnung vom sogenannten "Value of Lost Load" (VoLL) aus. Diese Kennzahl beschreibt das Niveau an regionaler Wertschöpfung, das pro Kilowattstunde im Jahresdurchschnitt erzeugt wird. Diese Kennzahl multipliziert mit dem geschätzten Stromverbrauch in einer Stunde ergibt den VoLL. Dabei wurden "Sektor spezifische Verbrauchsprofile" miteinbezogen. Auch die Kosten auf Haushaltsebene wurden über Werte zur Erwerbstätigkeit und Arbeitszeit vom Institut geschätzt. Das Ergebnis zeigt, dass die Kosten eines Stromausfalls vor allem in Regionen mit hoher Bevölkerungszahl mehr als zehn Millionen Euro pro Stunde betragen können. Spitzenreiter der Tabelle sei Berlin. Würde es dort zu einem einstündigen Blackout zur Mittagszeit kommen, würde dieser Kosten von insgesamt 22,74 Millionen Euro verursachen. Käme der Stromausfall früh morgens um sechs Uhr, lägen die Kosten bei ungefähr zehn Millionen Euro. Dies liegt daran, dass vor allem Produktionsausfälle vor dem regulären Arbeitszeitbeginn entsprechend geringer wären. Für die Dauer eines flächendeckenden Stromausfalles wird jedoch in der Realität von einer Zeitdauer, die deutlich über eine Stunde hinausgeht ausgegangen (siehe folgende Seiten.). Nichts desto trotz, in einer Pro-Kopf-Betrachtung, nach Berechnungen des HWWI, haben Industriezentren das höchste finanzielle Risiko bei einem Blackout. Für die "Welt" wurde vom HWWI errechnet, wie hoch die Kosten eines einstündigen, flächendeckenden Stromausfalls in ganz Deutschland wären. Für einen Blackout morgens um 6 Uhr kommen die Wissenschaftler auf einen Wert von 274 Millionen Euro. Bei einem einstündigen Ausfall zur Mittags

zeit lägen die Kosten bei 592,7 Millionen Euro, also deutlich höher. Nicht nur regenerative Erzeuger, sondern auch viele andere Umstände können für einen Stromausfall verantwortlich gemacht werden. Im Jahre 2006 klemmte zum Beispiel der Netzbetreiber E.ON eine wichtige Stromleitung über die Ems, wegen einer Schiffspassage ab. Dabei brach die Stromversorgung in großen Teilen Deutschlands, sowie in Teilen Frankreichs, Belgien, Italien, Spanien, Österreich zusammen. Sogar die Stromversorgung in Marokko war davon mitbetroffen und blieb dabei knapp zwei Stunden ohne Strom. Die Hamburger Wissenschaftler erklären: "Insgesamt verdeutlichen die Ergebnisse sehr anschaulich, welche Summen bei unzureichender Netzsicherheit auf dem Spiel stehen". Derzeit scheint die Lage aber noch in Ordnung zu sein, sodass niemand Angst haben muss. Die Bundesnetzagentur hält die Stromversorgung in diesem Winter für sicher: "Ich bin zuversichtlich, dass wir nicht im Dunkeln sitzen müssen", sagte der Präsident der Behörde, Jochen Homann jüngst im Herbst der "FAZ". Weil wegen des Atomausstiegs in Süddeutschland Kraftwerke fehlen, hatte die Behörde den deutschen Netzbetreibern vorgeschrieben, für diesen Winter Reservekraftwerke mit 2540 Megawatt im In- und Ausland unter Vertrag zu nehmen. Die Reserve ist nötig, weil der Stromverbrauch im Winter besonders hoch ist. Gerade im Winter sind die Importmöglichkeiten eingeschränkt und die Photovoltaik fällt als Erzeuger fast vollständig weg. Es wird in Zukunft noch schwieriger das deutsche Stromnetz bei immer größeren Anteilen schwankender Wind- und Solarkraft stabil zu halten. Dies zeigen auch Berechnungen der Bundesnetzagentur, sie schätzt, dass sich der Bedarf an Reservekraftwerken im übernächsten Winter 2015/2016 noch einmal verdoppeln wird. Um die vor allem in Süddeutschland drohende Gefahr von Stromknappheit zu beherrschen, müssen also umgerechnet fünf stillgelegte Großkraftwerke reanimiert – oder entsprechende Kapazitäten im Ausland angemietet werden. Die Zusatzkosten werden auf die Verbraucher abgewälzt. Als Grund für den zunehmenden Bedarf an Reservekraftwerken nennt Behördenpräsident Homann den schleppenden Netzausbau. [Roth2013]

Netzwiederaufbau im Allgemeinen

Vor dem Beginn eines Netzwiederaufbaus, ist das gesamte Netz spannungslos. Der Ausgangspunkt ist, dass es EnBW weit dunkel ist. Das heißt das 380 kV Netz der Transnetz BW ist ebenfalls dunkel. Der erste Schritt ist nun die speziellen kaltstartfähigen Kraftwerke hoch zu fahren, die für die Stromversorgung der Atomkraftwerke verantwortlich sind. Erst danach beginnt der eigentliche Netzwiederaufbau. Beim Netzwiederaufbau gibt der Übertragungsnetzbetreiber die grundsätzlichen Anweisungen für den Verteilnetzbetreiber vor. In gewisser Weise ist aber der Verteilnetzbetreiber auch eigenverantwortlich. Als Vorbereitung für den Netzwiederaufbau werden die Rumpfnetze kompensiert und Drosseln eingeschaltet. Im nächsten Schritt werden dann die Transformatoren von 110 kV auf Mittelspannung und von Höchstspannung zu Hochspannung getrennt. Man trennt zuerst MS von 110 kV Netz, dann 110 kV Netz von 380 kV Transport Netz ab, dieser Vorgang passiert jedoch fast gleichzeitig. Als nächster Schritt wird damit begonnen das Netzgebiet wieder von oben nach unten unter Spannung zu setzten. Bei der EnBW wird die Frequenz bei einem Netzwiederaufbau konstant auf 50,0 Hz betrieben. Bei anderen Energieversorgern kann, dies jedoch variieren. Manche erhöhen die Frequenz etwas, mit dem Hintergedanken einen Lastsprung beim Zuschalten von Netzgruppen besser abzufangen. Beim Netzwiederaufbau wird das Netz über schwarzstartfähige Kraftwerke (auch kaltstartfähige Kraftwerke genannt) wieder aufgebaut. Solche kaltstartfähigen Kraftwerke wären zum Beispiel Pumpspeicherkraftwerke der Vorarlberger Illwerke oder der Schluchseewerke. Es gibt jedoch auch noch viele andere schwarzstartfähige Turbinen im Netz. Bei der Aussuche des Kraftwerks wird dabei Situationsbedingt vorgegangen. Von einem schwarzstartfähigen Kraftwerk, wird dann Netzteil für Netzteil unter Spannung gesetzt, bis ein gewisses Netzgebilde aufgebaut ist. Bei diesem Netzgebilde handelt es sich um ein lastloses Netz auf der 220kV und 380 kV Spannungsebene. Mit dieser einen Kraftwerkseinheit schaltet man immer mehr kleine Netzausschnitte hinzu, man möchte hierbei eine stabile Frequenz von 50 Hz, jedoch ist das Netz in dieser Phase noch sehr labil. Man versucht daher das Netzgebilde immer größer zu machen, indem man weitere Netzgebiete hinzuschaltet. Wichtig ist, dass man in dieser Anfangsphase zuerst immer mehr Netzteile auf der 380 kV Spannungsebene zusammen schaltet, also erst einmal nur Höchstspannung und 110 kV noch nicht. Wenn man dann ein größeres Höchstspannungsnetz zusammen geschaltet hat, nimmt man zwei bis drei Kraftwerke dazu. Erst danach werden Teile des Hochspannungsnetzes (110 kV) unter Spannung gesetzt; dies ist dabei getrennt von MS und NS. Sobald man ein größeres Netzgebilde hat, werden auch andere Kraftwerkseinheiten mit diesem Netz synchronisiert und hinzuschaltet. Ein Mindestkraftwerkanteil muss am Netz sein, bevor eine Last hinzugeschaltet werden kann, denn große Generatoren fungieren als Schwungmasse. Speicherkraftwerke braucht man für genügend Kurzschlussleistung und als Zwischenpuffer für das Netz um Lastschwankungen abzufangen. Wenn man zum Beispiel nur einen EnBW weiten Ausfall hätte, würde man versuchen mit der Tennet oder E.ON zu synchronisieren, falls diese Spannung haben, um von dort aus den Strom zu beziehen. Es wird dabei jedoch von Fall zu Fall unterschieden. Es kommt darauf an, ob man einen europaweiten, einen deutschlandweiten oder nur ein EnBW-weiten Ausfall hat. Wenn alles dunkel wäre, wie bei einem Ausfall des Europäischen Verbundnetzes, würde sich zum Beispiel der Netzbetreiber zuerst auf das eigene konzentrieren. Wenn dieses Netzgebilde nun einigermaßen stabil ist, kann man auch Last hinzuschalten. Man schaltet jedoch zuerst eine „künstliche“ Last hinzu. Eine „künstliche“ Last könnte zum Beispiel ein Pumpspeicherkraftwerk sein, welches auf Pumpbetrieb eingestellt ist. Diese Pumpen stellen eine Last dar, indem sie das Wasser von einem See in einen höher gelegenen See hinauf pumpen. Es können aber auch Pumpen mit einer ohmschen Last, wie im Kraftwerk Altbach zugeschalten werden. Dort gibt es nämlich einen E-Kessel mit einem Tauchsieder. Dabei wird durch eine große ohmsche Last warmes Wasser erzeugt. Der Vorteil einer „künstlichen“ Last ist, dass man eine Last an dem noch sehr labilen Netz hat, die man selber regeln kann. Dies alles geschieht noch, ohne dass ein einziger Kunde am Netz ist. Jetzt hat man ein Kraftwerk (oder schon mehrere) am Netz und eine Last, dadurch ist das gesamte Netz stabiler geworden. Nun kann man auch nach und nach Kunden als Last an das Netz hinzuschalten. Im Umspannwerk (UW) gibt es Transformatoren von 100 kV auf 20 kV (Mittelspannung), dabei schaltet eine Schaltanlage den Transformator ein und somit das unterlagerte Mittelspannungsnetz hinzu. Weiter hinunter kommt man nicht, denn an den Mittelspannungsstrang hängen die Ortsnetztransformatoren und daran die Hausanschlüsse. Man schaltet also Last zu, indem man einzelne Mittelspannungstransformatoren hinzuschaltet und damit auch das unterlagerte Niederspannungsnetz. Am Mittel- und Niederspannungsnetz sind jedoch nicht nur private Kunden angeschlossen, sondern an einem sonnigen und windigen Tag auch automatisch Photovoltaikanlagen und Windanlagen, welche in diesem Netz installiert sind. Dies stellt für die Energieversorger ein Problem dar, da vermutet wird, dass diese regenerativen Einspeiser sich schlagartig an das Versorgungsnetz hinzuschalten, auf dieses Problem wird in den späteren Abschnitten genauer eingegangen. Dabei hat die 110 kV Netzgruppe Gelb, in welcher sich das Netzgebiet Heuberg-Bodensee und das Netzgebiet Oberschwaben befinden, die höchste Dichte an PV-Anlagen. Dies ist vermutlich schlecht für die Frequenz, da die Kraftwerke dies nicht so schnell ausregeln können, wenn sich die EEG Anlagen bei einer Frequenz von 50,2 Hertz wieder wegschalten. Daher wird versucht, die EEG Einspeisung beim Netzwiederaufbau als erstes zu verzögern, um dem Problem aus dem Weg zu gehen. Dabei muss beachtet werden, wenn mehr Leistung über die regenerativen Einspeiser erzeugt, wie verbraucht wird und die großen Kraftwerke ihre Leistung nicht weiter zurückfahren können, löst der Rückleitungsschutz aus und die Kraftwerke trennen sich automatisch vom Netz. Man geht der Einspeisung aus regenerativer Energie beim Netzwiederaufbau daher zuerst aus dem Weg, indem zu Beginn erst städtische Gebiete unter Spannung gesetzt werden, in denen wenig Leistung aus Photovoltaik eingespeist wird. Wie im mittleren Neckar Raum, Esslingen, Böblingen, Karlsruhe und Kirchheim, erst danach werden ländliche Bereiche zugeschaltet. Beim Lastzuschalten werden immer maximal 5 % der im Netz verbrauchten Last zugeschaltet. Derzeit gibt es jedoch nur Erfahrungen aus DUtrain zu einem Netzwiederaufbau. Experten rechnen damit, dass es bei einem realen Blackout ungefähr 2-3 Tage dauern wird, bis das Netz wieder komplett aufgebaut ist.

Netzwiederaufbaustrategien

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2-2: Netzeigenschaften

Die Übertragungsnetzbetreiber haben eine Europaweite RAS-Ampel (seit kurzem ERS), mit dessen Hilfe sehen sie, in welchen Ländern es zu einem Blackout gekommen ist. Anhand der Informationen, welche die RAS-Ampel liefert, wird die Netzwiederaufbaustrategie gewählt. Das heißt, falls die RAS-Ampel bei einem Blackout zum Beispiel in Österreich oder der Schweiz grün anzeigt, was bedeutet das es dort eine stabile Frequenz und Spannung gibt, wird versucht das Netz beim Netzwiederaufbau mit diesen zu synchronisieren. Ist dies nicht der Fall wird eine andere Strategie gewählt. Falls sich mehrere Inselnetze gebildet haben, muss man ebenfalls die Strategie anpassen, da man diese im Normalfall nicht dunkel schalten will. Dieses Inselnetz wird dabei beim Netzwiederaufbau eingefangen, falls ein Parallelschaltgerät oder ein Synchronisationsgerät vorhanden ist. Ist weder Parallelschaltgerät noch Synchronisationsgerät vorhanden muss dieses Inselnetz zwangsweise kurz dunkel geschalten werden. In der Tabelle 2-2 ist dargestellt welche Eigenschaften, eine jeweilige Netzwiederaufbau Strategie mit sich bringt.

Funkrundsteuerempfänger

Da es Unklarheit bei dem Einschaltverhalten von regenerativen Erzeugern gibt, waren die Netzwiederaufbauverantwortlichen bisher der Ansicht, dass es besser sei auf die Einspeiseleistung von diesen Anlagen, bei einem Netzwiederaufbau zu verzichten. Dies wird unteranderem auch über das Einspeisemanagement mit der Hilfe von Funkrundsteuerempfänger (FRE) realisiert werden. Diese sind heute schon in der Lage, zumindest theoretisch, dass dezentrale Erzeuger 110 kV Netzgruppenweit angesteuert werden können, um in einem besonderen Fall, bei dem es um die Sicherheit des gesamten Systems geht, die Einspeiseleistung der regenerativen Einspeiser zu reduzieren. Dies ist jedoch bisher nur Theorie, da stichprobenartige Tests gezeigt haben, dass in der Realität weniger als die Hälfte, im Extremfall sogar nur ein Drittel der Anlagen mit FREs funktionieren. Diese werden jedoch gerade alle umprogrammiert und auf ihre Funktion getestet, sodass man in Zukunft die regenerativen Erzeuger Transformator bezogen ansteuern kann. Dies ist notwendig um einzelne Transformatoren vor Überlastung schützen, da manche Transformatoren an denen sehr viel Wind- und Photovoltaikanlagen angeschlossen sind ihre Belastungsgrenze von 30 MVA regelmäßig rückwärts überschreiten. Dies bedeutet sehr viel mehr Erzeugung als Last. In diesem Fall werden also über 30 MVA vom Mittelspannungsnetz in das Hochspannungsnetz eingespeist. Wenn man verhindern möchte, dass der Transformatorschutz auslöst oder gegebenenfalls der Transformator kaputt geht und somit gar keine Energie mehr rückgespeist werden kann, muss man die Einspeiseleistung ein klein wenig reduzieren. Dies soll über das Einspeisemanagement realisiert werden um in der Zukunft einen solchen Fall weiterhin zu verhindern, indem man die Einspeiseleistung aus Wind-, PV-, und Biogasanlagen bei Gefahr für den Transformator reduzieren kann. Diese Funkrundsteuerempfänger werden gerade flächendeckend, transformatorbezogen umprogrammiert und zugleich auf ihre Funktion geprüft. Daher ist eine alternative Strategie für die Zukunft, die regenerativen Einspeiser bei einem Netzwiederaufbau je nach Bedarf kontrolliert, diese mit Hilfe von FRUs hinzuschalten zu lassen. Dabei wird deren Einspeisung erst einmal etwas verzögert. Diese Strategie kann sich aber in Zukunft erübrigen, da dann der größte Teil der regenerativen Anlagen, sich langsam per Kennlinie hinzuschaltet.

2.3. Grundlagen zur Netzsimulation

Zusammenhang von Leistung und Frequenz

Der Zusammenhang von Leistung und Frequenz lässt sich besonders gut mit der Annahme eines kleinen Kraftwerksausfalles erklären. Wenn ein Kraftwerk ausfällt fehlt damit Leistung im Netz. Dadurch erhöht sich im gleichen Moment die Generatorleistung der noch am Netz verbleibenden Kraftwerke. Von diesen Kraftwerken wird nun mehr Leistung aus den Generatoren entnommen, wie die Turbine erzeugt. Dieses Ungleichgewicht wird durch das Abbremsen aller rotierenden Massen in den motorgetriebenen Antriebsmaschinen und Turbosätzen ausgeglichen, somit sinkt die Frequenz. Die Netzfrequenz ist daher ein direkter Indikator für Abweichungen zwischen erzeugter und verbrauchter Wirkleistung in einem Netz. Bei einem Wirkleistungs-Defizit sinkt die Frequenz, bei einem Wirkleistungs-Überschuss hingegen steigt die Frequenz. Um das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch in der Waage halten zu können muss die Netzfrequenz innerhalb bestimmter Grenzen gehalten werden. Dies wird über hierarchisch aufeinander aufgebaute Regelkreise der Wirkleistungs-Frequenzregelung realisiert. Die oberste Ebene stellt die Tertiärregelung dar, welche manuell vom Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) gesteuert wird. Sie wird von der Sekundärregelung unterlagert. Diese regelt automatisch durch eine Anpassung der Erzeugerleistung oder Verbraucherleistung auf den vorgegebenen Sollwert nach. Für sehr schnelle Leistungsanpassungen im Kurzzeitbereich, wie zum Beispiel für das Abfangen der Frequenz nach einer Netzstörung sorgt die dezentral aufgestellte und rein frequenzproportionale Primärregelung. Diese wird bei thermischen oder hydraulischen Kraftwerksblöcken über die turbinenseitige Stelleinrichtung realisiert. Das dynamische Verhalten der Netzfrequenz ist von der Größe und der Charakteristik des Netzes selbst abhängig. [Schwab2012]

Simulationsmodel für das Netz

„Gemäß UCTE-Vorgaben [75] lässt sich das dynamische Wirkleistungs-Frequenzverhalten im Sekundenbereich in einem Verbundnetz bei gradienten- und amplitudenbegrenzter Aktivierung der Primärregelreserveleistung nach einer Leistungsstörung anschaulich anhand eines sehr einfachen summarischen Netzdynamikmodells erläutern“. [Weissbach2009; S.8]

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Abbildung 2-4: Blockschaltbild des Einfachst-Dynamikmodells [Weissbach2009; S.9]

Bei dem Modell „Abbildung 2-4“ ist man von folgenden Annahmen ausgegangen:

- Es wird nur das Frequenz-Wirkleistungsverhalten betrachtet
- Alle Verbraucher werden durch einen Summenverbraucher ersetzt, der auch die Leitungsverluste beinhaltet. Damit ist die summarische Generatorleistung im Netz.
- In entsprechender Weise wird der Anteil der sich an der Primärregelung beteiligenden Kraftwerksblöcke zu einem Summen-Kraftwerksblock zusammengefasst.
- Die nicht primärgeregelten Kraftwerksblöcke erbringen die konstante Leistung .

Das dynamische Verhalten wird bei dem Einfachst-Netzdynamikmodell nur indirekt über eine Sollwertführung berücksichtigt. Das Einfachst-Netzdynamikmodell berücksichtigt die Schwungmassen über die Zeitkonstante und den Netzselbstregeleffekt über den Faktor . [Weissbach2009]

Verbraucherverhalten im Versorgungsnetz

Im Folgenden wird auf die grundlegenden Netzeigenschaften von verschieden Verbrauchern am Netz eingegangen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-5: Verbraucherverhalten im Versorgungsnetz [nach SeibertX; S.46]

Die Verbraucher am Netz bestehen aus:

- ohmschen Verbrauchern (R-Gliedern),
- induktiven Verbrauchern (L-Gliedern),
- kapazitive Verbrauchern (C-Gliedern) und
- ungeregelten rotierenden Arbeitsmaschinen.

Im Netz gibt es einen sogenannten Selbstregeleffekt. Das heißt es gibt eine erheblich geringere Leistungsaufnahme von nicht drehzahlgeregelten E-Motoren bei einem Frequenzabfall, siehe auch Abbildung 2-5. Bei einem Frequenzanstieg gibt es eine erheblich größere Leistungsaufnahme.

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Formel 2-1: Kubisches Verbraucherverhalten – Formel

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Beispiel: , ein Frequenzanstieg von entspricht 2 % von , daraus folgt .

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Formel 2-2: Kubisches Verbraucherverhalten – Zahlenwert

Ein Frequenzanstieg von 2 % entspricht also bei manchen Verbrauchern einer 6,1 % höheren Leistungsaufnahme. Für diesen Selbstregeleffekt des Netzes wurde für das ENTSO-E-Netz im Jahre 2003 ein Wert von 1% der Netz Last pro Hz angenommen. Dies bedeutet entspricht einem der momentanen Last im Netz. Dieser Selbstregeleffekt wird im Simulationsmodell mitberücksichtigt. Die Verbraucherkennlinie ist steiler, wenn weniger nicht drehzahlgeregelte rotierende Verbraucher im Netz sind, da ihre rotierende Masse einen gewissen „Selbstregeleffekt“ bewirkt. [SeibertX]

„Eine Vielzahl von Messungen belegt, dass der reale Zahlenwert für den Netzselbstregeleffekt in der Regel bei liegt.“ [Weissbach2009, S.11]

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Abbildung 2-6: Beispielhaftes Verhalten eines Netzes [Weissbach; S.12]

Die auf der Abbildung 2-6 dargestellte Kennlinie a) soll die Ausspeicherung von Rotationsenergie der Schwungmasse mit integralem Verhalten proportional zur Netzanlaufzeitkonstante verdeutlicht werden, gemäß der Formel:

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Formel 2-3: Zusammenhang: Netzanlaufzeitkonstante, Frequenz Leistung

Integriert man diese, erhält man:

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Formel 2-4: Frequenz in Abhängigkeit der Netzanlaufzeitkonstante und der Leistungsänderung

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Formel 2-5: Zusammensetzung Netzanlaufzeitkonstante

Der Zahlenwert für die Netzanlaufzeitkonstante liegt nach dem UCTE Operation Handbook bei

Die Kennlinie b) soll das Verhalten mit Netzselbstregeleffekt mit resultierendem also dem Einschwingen der Netzfrequenz zeigen.

Die Kennlinie c) der Abbildung stellt das Einbeziehen der Primärleistung dar, dies ist aber für den Netzwiederaufbau nicht von Bedeutung, da dort Drehzahlregelung in den Reglern eingestellt wird. [Weissbach2009]

Regenerative Einspeiser bei einem

Netzwiederaufbau

3. Regenerative Einspeiser bei einem Netzwiederaufbau

Durch die Verabschiedung des 2. Energiewirtschaftsgesetz im Jahre 1989 änderte sich die bis dahin vertretene Sichtweise, dass Strom kostenoptimal produziert werden soll grundlegend und vor allem sprunghaft, dahingehend, dass der Strom nun umweltfreundlich erzeugt werden sollte. Dieses Ziel wurde im Jahr 2000 zusätzlich durch das „Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien“ bestärkt. Dieses Gesetz forderte die Nutzung erneuerbarer Energien und deren Technologien. Gemäß des aktuellen^[1] Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) sollte der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung bis 2020 um 30% gesteigert werden. Dieser politische und gesellschaftliche Paradigmenwechsel zur umweltoptimalen, klimafreundlichem und ressourcenschonendem Stromerzeugung löste ein Boom im Bau von Windkraft-, Photovoltaik-, und Biomasseanlagen aus. [Schwab2012]

3.1. Windkraftanlagen

Die Hauptbestandteile eines Windrades sind die Nabe, die Gondel und der Turm in Abbildung 3-1 links dargestellt. Üblicherweise wird die Energie aus einer Windkraftanlage über einen Wechselrichter in das Netz eingespeist, siehe Abbildung 3-1 rechts. Einzelne Windkraftanlagen speisen dabei ins Mittelspannungsnetz ein. Ein Windpark dagegen speist üblicherweise ins Hochspannungsnetz ein. [Heuck2010]

Die Windkraftanlagen schalten sich dabei nach der Richtlinie „Technische Richtlinien für Erzeugungseinheiten und –anlagen“ der Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien hinzu. Für das Zuschaltverhalten und die Frequenzreduktion per Kennlinie entspricht dies der BDEW Richtlinie für die Mittelspannung 2008, welche in Abschnitt 4.1 und 4.2 erklärt wird. [FGW2010]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3-1: Aufbau eines Windrades [Heuck2010; S.32]

Netzwiederaufbau am Beispiel eines Windparks

Im Folgenden soll der Netzwiederaufbau am Beispiel eines Windparks erläutert werden. Wenn mehrere Windanlagen zusammengeführt werden, macht man eine Umspannstation auf der Hochspannungsseite. Dabei spricht man von einer 100 kV Steckdose. Dies ist zum Beispiel bei einem größeren Windpark der Fall. Die unten abgebildete Abbildung 3-1 soll den prinzipiellen Aufbau eines solchen Windparks darstellen. Ein großer Windpark wird bei einem Netzwiederaufbau manuell an das Netz zugeschaltet. Ein Windpark wird über mehrere Stufen hochgefahren. Das dauert ungefähr ein bis zwei Stunden, je nach Größe des Windparks. In der ersten Stufe wird das mit Diesel betriebene Notstromaggregat angefahren. Durch dieses bekommt der Windpark seine Schwarzstartfähigkeit. In diesem Beispiel besitzt jeder Strang ein solches Notstromaggregat, es liefert eine Spannung von 0,5 kV. Ist das Notstromaggregat angefahren, wird es mit den Windrädern zusammengeschaltet. Über einen Transformator wird die Spannung von 0,5 kV auf 33 kV hochtransformiert. Die Windräder haben nun eine Versorgungsspannung und somit die für den Asynchrongenerator wichtige Erregerspannung. Die Erregerspannung wird benötigt, damit die Windräder Strom produzieren können. Wenn sich nun die Spannung und Frequenz stabilisiert hat und genügend Blindleistung für die Spannungshaltung bereitgestellt wird, kann über ein Synchronisierungsgerät, das Synchronisieren mit dem Versorgungsnetz begonnen werden. Ist die Frequenz synchron und alle anderen Parameter stimmen überein, werden die einzelnen Teile des Windparks an das Netz hinzugeschaltet (siehe Abbildung 3-2), dies geschieht meist über Funk.

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^[1] Stand 2013