Systemdienstleistungen (2)
28.09.2016 2037 0

Systemdienstleistungen

Eine stabile Stromversorgung ist Präzisionsarbeit. Der Ausbau der erneuerbaren Energien führt auch zu Veränderungen bei der Erbringung von Systemdienstleistungen.

Das Wichtigste in Kürze:

  • Systemdienstleistungen  sind für den sicheren und zuverlässigen Systembetrieb notwendig
  • Bedarf und Erbringung von Systemdienstleistungen verändern sich durch den Ausbau der Erneuerbaren
  • Systemdienstleistungen werden durch den Netzbetreiber erbracht, hierfür nutzt dieser verschiedene Quellen (z.B. Erzeugungsanlagen)

Der Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland führt zu tiefgreifenden Veränderungen in der Versorgungslandschaft. Im gesamten Netzbereich entsteht durch diese Veränderungen ein Optimierungs- und Ausbaubedarf, um Überlastungen einzelner Netzbereiche und Betriebsmittel zu vermeiden.

Netzbetreiber sorgen mit verschiedenen Maßnahmen dafür, die Spannung, die Frequenz und die Belastungen der Betriebsmittel im zulässigen Grenzbereich zu halten, da nur auf diese Weise eine hohe Versorgungsqualität gewährleistet werden kann.

Die Erbringung von Systemdienstleistungen ist Aufgabe der Netzbetreiber. Diese Aufgabe erfüllen Sie durch die Koordinierung der Beiträge zur Systemdienstleistung aus verschiedenen Quellen.

Systemdienstleistungen: Ein Überblick

Paragraphen

Gesetzlicher, regulatorischer Rahmen

Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) regelt die Verantwortlichkeiten für einen sicheren und zuverlässigen Systembetrieb und die Rolle der Systemdienstleistungen.

Paragraphen

Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) regelt die Verantwortlichkeiten für einen sicheren und zuverlässigen Systembetrieb und die Rolle der Systemdienstleistungen.

Nach § 13 des Energiewirtschaftsgesetzes sind die Übertragungsnetzbetreiber zur Wahrnehmung der Systemverantwortung verpflichtet. Zur Sicherstellung des Leistungsgleichgewichts bei Abweichungen des Bilanzkreises ist der Übertragungsnetzbetreiber für seine Regelzone verantwortlich. Das Bilanzkreismanagement ist eine marktbezogene Tätigkeit bei der es die Aufgabe des Netzbetreibers ist, ein Gleichgewicht zwischen realen und vorhergesagten Verbräuchen herzustellen. Auch für die Einhaltung der Spannungsgrenzwerte und Belastung der Betriebsmittel ist der Netzbetreiber in seinem betrieblich geführten Netzbereich zuständig. Durchzuführende Maßnahmen werden dabei kaskadiert über alle Netzebenen umgesetzt, wobei der Ausgangspunkt im Übertragungsnetz liegt.

Das EnWG legt fest, dass zur Sicherung der Systemverantwortung zuerst netzbezogene und im Anschluss marktbezogene Maßnahmen durchzuführen sind. Zu marktbezogenen gehören insbesondere der Einsatz von Regelenergie, zu- und abschaltbare Lasten, Engpassmanagement und Mobilisierung zusätzlicher Reserven. Netzbezogene Maßnahmen beziehen sich vor allem auf Netzschaltungen. Reichen diese Maßnahmen nicht aus, so ist der Übertragungsnetzbetreiber berechtigt, alle Einspeisungen, Durchleitungen oder Abnahmen von Strom anzupassen.

Entsprechend § 14 des EnWG sind direkt angeschlossene oder nachgelagerte Verteilnetzbetreiber dafür verantwortlich, den Übertragungsnetzbetreiber mittels eigener Maßnahmen zu unterstützen. Dabei müssen sie dem Übertragungsnetzbetreiber auch alle notwendigen Informationen zur Verfügung stellen, die dieser benötigt, um den Systemzustand zu bewerten.

Frequenzhaltung (1)

Frequenzhaltung

Netzbetreiber müssen auch bei unerwarteten Einspeise- oder Verbrauchsänderungen die Frequenz stabil halten, um einen Blackout zu verhindern.

Frequenzhaltung (1)

Netzbetreiber müssen auch bei unerwarteten Einspeise- oder Verbrauchsänderungen die Frequenz stabil halten, um einen Blackout zu verhindern.

Balanceakt im Verbundnetz

Im europäischen Verbundnetz beträgt die Standardfrequenz 50 Hz. Diese bleibt jedoch nur dann stabil, wenn die Balance zwischen Stromerzeugung und Stromverbrauch zu jedem Zeitpunkt gehalten wird. Das gilt auch bei sprunghaften Verbrauchsänderungen oder bei einem unerwarteten Kraftwerksausfall. Es wird grundsätzlich versucht, eine stabile Frequenz über die Bewirtschaftung der einzelnen Bilanzkreise zu erhalten. Verantwortlich für die Frequenzhaltung des Gesamtsystems ist der Übertragungsnetzbetreiber.

Maßnahmen zur Frequenzhaltung sind:

  • Momentanreserve
  • Regelleistung
  • Steuerbare Lasten
  • Wirkleistungsreduktion
  • Lastabwurf

Momentanreserve - Trägheit der rotierenden Masse sorgt für kurzfristige Stabilisierung des Netzes:

Im bisherigen Netzbetrieb steht dem Übertragungsnetzbetreiber bei kurzfristigem Leistungsausfall die Momentanreserve konventioneller Kraftwerke zur Verfügung. Die Trägheit der rotierenden Massen der Kraftwerksgeneratoren wirkt automatisch kurzzeitig dem Leistungsungleichgewicht entgegen und stabilisiert so die Frequenz. Durch die Schwungmassen ist eine feste physikalische Kopplung zwischen Leistungsgleichgewicht und Frequenzänderung gegeben.

Regelenergie

Bei einem Ungleichgewicht zwischen Last und Erzeugung kommt Regelenergie zum Ausgleich dieses Ungleichgewichts zum Einsatz. Je nach Richtung des Ungleichgewichts, wird positive (Erzeugung < Last) oder negative Regelenergie (Erzeugung > Last) benötigt. Kommt es zum Beispiel unerwartet zu einer Windflaute und fällt deshalb ein Teil der Erzeugung aus, kann der Übertragungsnetzbetreiber positive Regelenergie aktivieren. Vorher hierfür vertraglich festgelegte Erzeugungsanlagen erhöhen dann automatisch ihre Leistung. Im Umgekehrten Fall (z.B. lokaler Stromausfall und damit verbunden der Wegfall von Verbrauchern) werden Erzeugungsanlagen runter gefahren oder flexible Verbraucher erhöhen ihre Stromentnahme.

Beschaffung und Arten der Regelenergie

Die Beschaffung der Regelenergie erfolgt  in drei unterschiedlichen Produkten über ein marktbasiertes Auktionsverfahren (Regelenergiemarkt). Die Marktteilnehmer müssen im Vorhinein nachweisen (Präqualifikation), dass sie grundsätzlich in der Lage sind Regelenergie am Markt bereitstellen zu können.

Die Primärregelleistung sorgt für eine schnelle Anpassung der Erzeugungsleistung und dient auf diese Weise zur Verhinderung weiterer Frequenzabweichungen. Die gesamte Menge der Primärenergie muss innerhalb von 30 Sekunden bereitgestellt werden.  Im europäischen Verbundnetz wird mit einer notwendigen Primärregelleistung in Höhe eines Leistungssprungs von 3000 MW kalkuliert. Dieser Wert entspricht etwa der Erzeugungsleistung von zwei großen Kraftwerksblöcken. Die 3000 MW werden im europäischen Netz auf die jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber aufgeteilt.

Die Sekundärregelleistung tritt spätestens 15 min nach der Primärregelung zur Ablösung in Kraft und sorgt für die Wiederherstellung des Gleichgewichts zwischen Erzeugung und Verbrauch.

Im darauffolgenden Schritt wird die Minutenreserve aktiviert, um länger andauernde Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch zu verhindern und die vorher aktivierten Regelleistungen für eventuelle weitere Vorkommnisse zur Verfügung zu stellen.

Weitere  

Weitere Maßnahmen zur Frequenzhaltung liegen unter anderem darin, vertraglich vereinbarte Lasten flexibel zu- oder  abzuschalten und bei Über- oder Unterfrequenz die Wirkleistungseinspeisung Erneuerbarer Energie- oder Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen zu regeln. Als letzte mögliche Aktion erfolgt der frequenzabhängige Lastabwurf, bei dem eine automatisierte Trennung der Verbraucher vom Netz bzw. eine Drosselung der Einspeiser durchgeführt wird.

Zukünftige Herausforderungen

Erneuerbare Energien speisen ihren Strom anders als die konventionellen Kraftwerke über Wechselrichter ins Netz ein. Aus diesem Grund tragen sie derzeit nicht zur Bereitstellung von Momentanreserve bei. Um auch zukünftig in einem wechselrichterbasierten System auf Beiträge zur Momentanreserve zurückgreifen zu können, müssen alternative Bereitstellungsarten im Verbundnetz gefunden werden.

Auch beim Bedarf von Regelleistung wird es durch die erneuerbaren Anlagen zu Änderungen kommen. In der Zukunft werden häufiger Situationen auftreten, in denen die Stromeinspeisung aus Erneuerbaren den Stromverbrauch übersteigt. Konventionelle Kraftwerke zur Regelleistungsbereitstellung stehen dann nicht mehr bereit. Um die Systemintegration der erneuerbaren Anlagen voranzutreiben und keine konventionellen Kapazitäten zur Regelleistungsbereitstellung vorhalten zu müssen, gilt es, Lösungen umzusetzen, die Regelleistung aus dezentralen Anlagen, flexiblen Lasten und Stromspeichern ermöglichen.

Spannungshaltung (1)

Spannungshaltung

Zum Schutz von Personen, Betriebsmitteln und Verbrauchsgeräten muss die Spannung in einem zulässigen Bereich gehalten werden.

Spannungshaltung (1)

Zum Schutz von Personen, Betriebsmitteln und Verbrauchsgeräten muss die Spannung in einem zulässigen Bereich gehalten werden.

Sicherheit im Vordergrund

Neben der Frequenz muss für einen sicheren und stabilen Netzbetrieb auch die Spannung in einem zulässigen Bereich gehalten werden. Die Spannung im Netz variiert von Ort zu Ort und ist abhängig von der aktuellen Netzsituation (Einspeisung und Verbrauch). Voraussetzungen für einen stabilen Netzbetrieb sind:

  • Stabilität auch bei schnellen Zustandsänderungen
  • sicheres Funktionieren von Schutzgeräten
  • Beschränkung von Fehlern möglichst auf den Fehlerort

Zur Sicherstellung einer hohen Spannungsqualität wird die Spannung mit verschiedenen Mitteln im Spannungsband von +/-10 % der Nennspannung beim Letztverbraucher gehalten. Damit das Netz auch bei schnellen Zustandsänderungen stabil bleibt, ist eine ausreichende Kurzschlussleistung notwendig. Die Spannungshaltung liegt in der Verantwortung des zuständigen Netzbetreibers, der wiederum die Vorgaben des ihm vorgelagerten Netzbetreibers einhalten muss. Die Spannung wird durch mehrere Faktoren beeinflusst:

  • Lange Kabelstrecken verursachen einen Spannungsabfall, d.h. Verbraucher, die weiter entfernt von einem Transformator liegen, haben eine niedrigere Spannung als Verbraucher, die in direkter Nachbarschaft eines Transformators angeschlossen sind. Bisher erfolgte die Netzplanung so, dass auch beim am weitesten entfernten Verbraucher bei maximal möglichem Verbrauch die Spannung noch im zulässigen Bereich gehalten werden konnte. Dazu wurde die Transformatorspannung erhöht. 
  • Erzeugungsanlagen tragen in Ortsnetzen bei Einspeisung zu einer Erhöhung der Spannung bei. Um die Spannungsgrenzen nicht zu überschreiten, müssen Erzeugungsanlagen seit 2011 einen Teil der erzeugten Leistung als Blindleistung einspeisen.

Die Einhaltung des Spannungsbandes wird zu einem Großteil durch die planerische Auslegung der Netze sowie durch Blindleistungsbereitstellung durch Erzeugungsanlagen oder Netzbetriebsmittel und Stufung der Transformatoren erreicht. Weiterhin erfolgt der Einsatz von Blindleistungskompensationsanlagen und Spannungsreglern. Auch Netzsicherheitsmanagementmaßnahmen werden im Hinblick auf Spannungshaltung durchgeführt. Den größten Beitrag zur Spannungshaltung liefern bisher konventionelle Kraftwerke, Netzbetriebsmittel wie Kompensationsanlagen und zum Teil bereits Erneuerbare-Energien-Anlagen.

Zukünftige Herausforderungen

Die zunehmende volatile Einspeisung erneuerbarer Energien im Verteilnetz im Zusammenspiel mit einem steigenden Verkabelungsgrad erhöht den Bedarf der gezielten Spannungsregelung. Sowohl im Verteil- als auch Übertragungsnetz sind spezielle Maßnahmen zur Blindleistungsbereitstellung als Instrument zur Spannungshaltung nötig. Auch durch den Rückgang konventioneller Kraftwerke werden alternative Blindleistungslösungen erforderlich. Mögliche Alternativen aus heutiger Sicht sind:

  • Blindleistungsbereistellung durch erneuerbare Energienanlagen
  • Installation von Kompensationsanlagen
  • Umrichterstationen der Hochspannungsgleichstromübertragungstrassen (HGÜ)
  • Phasenschieberbetrieb stillgelegter/neuer Kraftwerke
  • Netzsicherheitsmanagementmaßnahmen

Kurzschlussleistung zur dynamischen Spannungshaltung

Bei Spannungseinbrüchen ist eine ausreichende Kurzschlussleistung für die dynamische Spannungshaltung im Netzbetrieb notwendig. Ohne Kurzschlussleistung ist z.B. die Erfassung von Kurzschlüssen durch die Schutzgeräte nicht möglich. Jedoch darf die Kurzschlussleistung auch eine gewisse Höhe nicht überschreiten, da andernfalls Betriebsmittel zerstört werden oder Schalter die Ströme nicht sicher abschalten können. Zukünftig tragen die Umrichter der erneuerbaren Anlagen zur Kurzschlussleistung bei. Die Leistung ist dementsprechend stark den Schwankungen der Einspeisung unterlegen. Um dem entgegen zu wirken, könnten zum Beispiel Umrichter zukünftig auch ohne Wirkleistungseinspeisung dazu fähig sein, Kurzschlussleistung bereitzustellen.

Betriebsführung (1)

Betriebsführung

Um dem Koordinationsbedarf in der zukünftigen Betriebsführung gerecht zu werden, ist die flächendeckende Verfügbarkeit einer standardisierten Informations- und Kommunikationsstruktur unverzichtbar.

Betriebsführung (1)

Um dem Koordinationsbedarf in der zukünftigen Betriebsführung gerecht zu werden, ist die flächendeckende Verfügbarkeit einer standardisierten Informations- und Kommunikationsstruktur unverzichtbar.

Kommunikation wird großgeschrieben

Netzbetreiber haben im Zuge der Betriebsführung zur Gewährleistung eines sicheren Systembetriebs die Aufgabe, das Netzgebiet mit allen angeschlossenen Erzeugungs- und Verbrauchseinheiten hinsichtlich Grenzwertverletzungen zu überwachen und wenn notwendig und möglich zu steuern.

Die Übertragungsnetzbetreiber sind dabei verantwortlich für den Regelleistungseinsatz, die Spannungshaltung und das Engpassmanagement im Übertragungsnetz sowie die Abstimmung des Wiederaufbaus nach Störfällen.

Zu den Aufgaben der Verteilnetzbetreiber gehören Spannungshaltung, Engpassmanagement und die Beseitigung lokaler Unstimmigkeiten sowie Versorgungswiederaufbau in ihren Netzbereichen. Dabei ist eine stete Abstimmung zwischen den einzelnen Beteiligten notwendig.

Schwerpunkte der Betriebsführung:

  • Netzanalyse
  • Engpassmanagement
  • Einspeisemanagement
  • Netzebenen übergreifende Koordination

Zukünftige Herausforderungen

Auch bei der Betriebsführung sorgen die erneuerbaren Energien zukünftig für Herausforderungen bei den Netzbetreibern. Der zunehmende auch überregionale Austausch im europäischen Strommarkt erhöht die Anforderungen auf allen Spannungsebenen. Die wachsende Anzahl dezentraler Anlagen zieht eine Steigerung des Kommunikations- und Steuerungsbedarfs nach sich.

In Zukunft soll das intelligente Messsystem, dessen Einbau verpflichtend ist, dazu verwendet werden, die Steuerung von Einspeisung und Last auch im Niederspannungsbereich hinsichtlich netzdienlicher und netzkritischer Funktionen zu ermöglichen. Auf diese Weise kann der Netzausbaubedarf optimiert werden.

Die zukünftig massenhaft über ein intelligentes Messystem angesteuerten Anlagen sind bereits heute systemrelevant. Offen ist, welche Auswirkungen auf das Gesamtsystem künftig verhindert werden müssen und wie dies erfolgt. Eine besondere Herausforderung dabei ist, dass im Gegensatz zu früher nicht mehrere hundert Anlagen eine Rolle spielen, sondern – bereits heute – über 1,5 Millionen. Um dieses zu ermöglichen ist die flächendeckende Verfügbarkeit einer standardisierten Informations- und Kommunikationsstruktur notwendig.

Die Auswahl und Nutzung der zu erhebenden Daten ist ebenfalls eine entscheidende Aufgabe. Die Transparenz des Netz- und Systemzustandes spielt hierbei eine besonders wichtige Rolle.

Neben den Anforderungen an Netzengpass-, Einspeise-und Lastmanagement steigt auch der Abstimmungsbedarf zwischen den Netzbetreibern der einzelnen Netzebenen. Es ist z.B. zwingend notwendig, dass der für die Frequenzhaltung verantwortliche Übertragungsnetzbetreiber in engem Kontakt mit den Verteilnetzbetreibern steht, in deren Netzgebiet Regelleistung über dezentrale Anlagen oder flexible Lasten bereitgestellt werden soll.

Versorgungswiederaufbau (1)

Versorgungswiederaufbau

Nach einem großflächigen Stromausfall muss die Versorgung mit elektrischer Energie wieder aufgebaut werden - und das innerhalb kürzester Zeit.

Versorgungswiederaufbau (1)

Nach einem großflächigen Stromausfall muss die Versorgung mit elektrischer Energie wieder aufgebaut werden - und das innerhalb kürzester Zeit.

Stromausfall: Wer macht den Anfang?

Der Wiederaufbau nach einem Versorgungszusammenbruch geschieht nach einem festgelegten Prozess, der durch die Übertragungsnetzbetreiber gesteuert wird. Eine wichtige Rolle haben sogenannte schwarzstartfähige Kraftwerke, die unabhängig von einer bestehenden Stromversorgung starten können (Beispiele sind Laufwasser- oder Pumpspeicherkraftwerke bzw. konventionelle Kraftwerke am Übertragungsnetz, die ohne externe Stromversorgung anfahren können).

Erzeugungsanlagen an der Niederspannung benötigen derzeit noch eine Netzspannung, damit sie einspeisen können.

Durch Zuschaltung der Erzeugungsanlagen und Verbraucher entstehen Inselnetze, auf deren Basis nachfolgend der Wiederaufbau des Gesamtnetzes erfolgt.

Zukünftige Herausforderungen

Im Falle eines großflächigen Stromausfalls wird auch zukünftig das Konzept des zentralen Versorgungswiederaufbaus angestrebt. Dafür sollten weiterhin Pumpspeicher- und Gaskraftwerke, die schwarzstartfähig sind, zur Verfügung stehen. Beim Durchführen des Netzaufbaus und dem Zuschalten neuer Netzbereiche sind das Wetter und weitere erzeugungsrelevante Prognosen einzurechnen, um einen Überblick über die Erzeugungskapazitäten zu erlangen. Weiterhin wird die Möglichkeit zur gezielten Kommunikation mit Anlagen wichtig, um gegenüber schwer vorhersehbaren Laständerungen vorbereitet zu sein und eine gezielte Ansteuerung der Anlagen vornehmen zu können. Instrumente zur Steuerung fluktuierender Erzeugungsleistung während des Netzwiederaufbaus sind zwingend notwendig. Die Erschließung über standardisierte Informations- und Kommunikationstechnologien ist eine wichtige Basis.

Eine dezentrale Variante des Wiederaufbaus, in der sich lokale Erzeuger zu Inselnetzen zusammenschließen, ist mit einem hohen technischen Aufwand und entsprechenden Investitionskosten verbunden.

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