Übertragungsnetzsicherheit bei steigender Volatilität: Herausforderungen und Ausblick

Transkript

1 Übertragungsnetzsicherheit bei steigender Volatilität: Herausforderungen und Ausblick Dipl.-Ing. Dr. Tahir Kapetanovic, MBA Abteilungsleiter Power Grid Control IEWT, Wien,

2 Inhalte Übertragungsnetzsicherheit und Volatilität Was (können) die APG und andere TSOs machen Ausblick Maßnahmen kurzfristig Notwendige Veränderungen mittelfristig

3 Inhalte Übertragungsnetzsicherheit und Volatilität Was (können) die APG und andere TSOs machen Ausblick Maßnahmen kurzfristig Notwendige Veränderungen mittelfristig

4 Das österreichische Übertragungsnetz und die Regelzone km Leitungssysteme, Maste, 58 Umspannwerke, 500 Schaltfeldern, MVA installierte Trafoleistung und GWh Energietransport im 2011 auf 380/220/110-kV 8,5 Millionen versorgte Bürger, 21,4 GW Erzeugungskapazität, 71,1 TWh Erzeugung und 73,4 TWh Verbrauch in RZ In: ENTSO-E, RGCE, CEE, CWE/Pentalaterale, CSE, SEE Seit 2011 federführend bei Entwicklung von Kodizes, seit 2012 ITO

5 Power Grid Control die Hauptschaltleitung der APG P/f-Regelung, Ausgleichsu. Regelenergie Operative Netzbetriebsplanung Organisation des Stromtransports und des Marktes Netzbetrieb 24 Stunden 365 T/J Fernsteuerung und Schaltungen im gesamten APG Netz Systemdaten und Anwendungsmanagement

6 Die Volatilität Erzeugung (Quellen: EWEA, Eurelectric, EU) Veränderung der Lastkurve Preis Wind- und Solardargebotsabhängiger Einsatz anderer KW

7 Die Volatilität (Fortsetzung) Markt reagiert Tendenz alles in Richtung Echtzeit

8 Die Volatilität (Fortsetzung) Lastflüsse Massive Lastflussänderungen - Richtung und Menge - in RGCE (vorher UCTE) innerhalb des Tages und in (wenigen) Stunden, innerhalb und zwischen den Regelzonen, zunehmend auch zwischen den Synchronous Areas Steigende Dynamik des operativen Netzbetriebes Netztechnische Maßnahmen: Sonderschaltzustände, Impedanzverlängerungen, aktive Lastflusssteuerung mittels PST, Lastverlagerung mit VNB, Engpassmanagement aber auch

9 Die Volatilität: 50,2 Hz Effekt (Simulation)

10 Inhalte Übertragungsnetzsicherheit und Volatilität Was (können) die APG und andere TSOs machen Ausblick Maßnahmen kurzfristig Notwendige Veränderungen mittelfristig

11 Ein gewöhnlicher Tag im Sommer 2012 (?!) Ausgangssituation: 15 GW Wind + 11 GW PV 10 GW Export aus Deutschland; Geringe Erzeugung in Österreich 5300 MW Import aus D (3160 MW Saldo); Extreme Trockenheit am Balkan sehr hohe Importe Netzsicherheit: gravierender Engpass PL-D mit 15% Überlast PL fordert 800 MW MRA (Redispatch) zwischen APG und TenneT 11% Auswirkung auf D-PL VOR REDISPATCH MIT REDISPATCH

12 TSO Sicherheitsinitiativen für die gemeinsame operative Netzbetriebsplanung TSC = TSO Security Cooperation - 11 TSOs CORESO = Regional Cordination Service Centre Operational security & large-scale renewables integration Development of the EU IEM Off-shore wind farms on the Channel and North Sea DC cables across the Channel and the North Sea (UK, NL, BE) Exchange of experiences on inter-tso remedial actions using state-of-the-art data flows Share knowledge and expertise gleaned through system monitoring Develop and implement new multilateral procedures and remedial actions, and thus maintain high system security levels Develop proposals for improving the functionality of the new, shared IT platform

13 TSC: Gemeinsames Netzmodell für die Netzsicherheitsanalyse Erzeugung U I (N-1) Lastfluss U I U Verbrauch I Internationale Entwicklung TSC - Netzsicherheitsbeirat

14 TSC: Maßnahmenplanung und Umsetzung Day-Ahead Congestion Forecast Tagesprognose der Engpässe vorausschauende Netzsicherheitsanalyse Abstimmung der Maßnahmen für den morgigen Betrieb Volatilität IntraDay Congestion Forecast und Übergang auf 24/7 Operative Netzbetriebsplanung im 2013 Tageskonferenz aller 11 TSC Partner wird ausgeweitet auf stündliche (bei Bedarf) Abstimmung Multilateral Remedial Actions = Maßnahmen zwischen TSO Partner auf Anforderung von anderen TSOs aus der TSC Abschaltplanung und koordination mit TSC Partner und anderen Nachbar-TSOs

15 Koordinierter Phasenschieber Einsatz Aktuell Gemeinsame Standards für Terna, Swissgrid, APG und ELES für PST-Betrieb an der Grenzübergabestelle nach Italien 2 24 Zeitintervale D-1 Netzsicherheit und Markt die APG PSTs nach Italien (Lienz, Greuth) Künftig ENTSO-E Leitlinien für den koordinierten PST-Einsatz to have the PST devices operate according to a common procedure to improve both security and social welfare installing parties / TSOs share their operations philosophy including type of operation, link with merchant line if any, automatic regulation, etc. Netzsicherheitsbeirat - Netzbetriebliche Sicherheitskooperation

16 Weitere Maßnahmen nach Systemsplit Regional Awarenessystem und (aktuell) Umsetzung des europäisches Awarenesssystems Österreichisches Awareness System Pionierarbeit in der EU, mit APG und österreichischen Verteilernetzarbeiten

17 Weitere Maßnahmen nach Systemsplit (Forts.) OH Policy 3 ( Bei TSC geht es um die praktische Implementiereung dieser Vorgaben Bei der Integration im ENTSO-E Operational Security Network Code* geht es um die Verrechtlichung zum EU Gesetz (VO) * Unter Leitung von APG

18 Weitere Maßnahmen nach Systemsplit (Fortsetzung) OH Policy 5 ( Frozen control state bei Frequenzabweichung größer 200 mhz Frequency leader in Frequenzregelung bei >< 200 mhz Resynchronization leader koordiniert mehrere Frequency leader bei Wiederaufbau Aber wie würden die Synchrongeneratoren heute reagieren auf die Volatilität bei z.b. 50,2 Hz?!

19 Inhalte Übertragungsnetzsicherheit und Volatilität Was (können) die APG und andere TSOs machen Ausblick Maßnahmen kurzfristig Notwendige Veränderungen mittelfristig

20 Maßnahmen kurzfristig (was die APG und TSOs nicht alleine machen können ) 1. TSC Multilateral Remedial Actions Immer die letzte Maßnahme, aber dann muss es jeder TSO Partner anfordern Kosten trägt derzeit der TSO der die Maßnahme angefordert hat Zögern Die MRA dienen der Erhaltung der Betriebssicherheit, daher sind sie für alle (auch über die TSC Initiative hinaus) nützlich und wichtig Kriterien und Entscheidungsgrundlagen sind sehr gründlich bereits im Voraus definiert, abgestimmt und festgeschrieben, so dass eine ex-post Kontrolle und Nachvollziehbarkeit immer und vollständig gegeben sind Die Kosten für MRA sollen sozialisiert werden! (die österreichischen Akteure TSO und Regulator haben dies bereits im 2009 / 2010 gefordert, die Regulatoren anderer TSC Länder aber nicht zugestimmt)

21 Maßnahmen kurzfristig (Fortsetzung) (was die APG und TSOs nicht alleine machen können ) 2. Mind. 1 Stunde vor Echtzeit keine ID-Änderungen mehr Bei geänderten Kraftwerkseinsätzen und Lastflüsse, ist mind. 1 Stunde erforderlich für die neue Netzsicherheitsrechnung und Koordination allfälliger Maßnahmen mit anderen TSOs Derzeit wird in den Betriebskodizes umgesetzt, jedoch soll bereits jetzt gesichert sein dass es eingehalten wird (Inkrafttreten der Kodizes erst in einigen Jahren) 3. Bei Gefahr im Verzug (z.b. 50,2 Hz) Auf Basis von EPM und Störfallmgmt. Verträgen sowie in der aktuellen Gesetzeslage kann APG auf die erforderlichen (Erzeugungs)kapazitäten zugreifen um Gegenmaßnahmen zu setzen Es muss für alle TSOs eine solche Zugriffsmöglichkeit gesichert werden!

22 Notwendige Veränderungen Langfristig: Systemträgheit Rotierende Massen der Synchrongeneratoren sind entscheidend für die Frequenzstabilisierung nach Störung Mit zunehmendem Ersatz durch PV / Wind, sinkende Systemträgheit ohne Gegenmaßnahmen* Must-run Synchrongeneratoren, oder Synthetic inertia als Ergänzung zur Primärregelreserve (diese ist zu langsam und nicht ausreichend) 13 Abs 8 des ENTSO-E Operational Security Network Code (Entwurf): Bedarfsanalyse Methode Einsatz * Quelle:

23 Notwendige Veränderungen Langfristig: Lokale Speicherung Negative Preise bei Überangebot (z.b. bei Windprognosefehler, oder am atypischen Tagen im Sommer / Winter) Es möglich sein die Energie lokal zu speichern bzw. für den Austausch auf niedrigerer Spannungsebene zu verwenden Quelle: ompreise%20weihnachten%202012% %20doc.pdf

24 Notwendige Veränderungen Langfristig: Lokale Speicherung (Fortsetzung) Mögliche Abhilfe durch Smart Grids? Andere Konzepte? EEX price development Variable Price REA Price REA Subsidy REA- subsidy, not in weak load time EEX t/h t/h Quelle: Kapetanovic et al: Provision of Ancillary Services by Dispersed Generation and Demand Side Response - Needs, Barriers and Solutions, CIGRE 2008, C

25 Notwendige Veränderungen Langfristig: Marktmodell Das aktuelle Marktmodell (in Österreich und generell in allen EU Länder) baut auf den Premissen des freien Handels, getrieben durch Angebot / Nachfrage, mit Engpässen die zwar die Kupferplatte temporär verhindern, jedoch langfristig und nachhaltig beseitigt werden können Aber: Die Kupferplatte existiert nicht Engpässe sind eher zur Regelfall als Außnahme geworden Primärenergiedargebot bestimmt den Einsatz von Erzeugungsanlagen und direkt auch die Preise Dazu kommt noch die aktuelle Diskussion über Kapazitätsmärkte

26 Notwendige Veränderungen Langfristig: Marktmodell (Fortsetzung) Die Marktwirtschaftliche Optimierung als Ersatz für die Zentralplanung in Monopolzeiten funktioniert nur unter massivem Einsatz von Redispatchmaßnahmen und dadurch Eingriffe in das Marktgeschehen Die TSOs sind die Akteure die die Systemsicht bewahren, jedoch muss auch (neben Operativen Netzbetriebsplanung) die Operative Marktumsetzung neuüberdacht werden Die Rahmenbedingungen EU Target Model und Netzkodizes schaffen langfristig Abhilfe, die Gefahr ist aber groß dass sie von schneller Entwicklung überholt werden

27 Zusammenfassung und Ausblick APG und andere TSOs sind die Akteure die die Übertragungsnetzsicherheit bei steigender Volatilität sichern müssen Operativer Übertragungsnetzbetrieb bildet den Rückgrat für die europäische Energieversorgungszukunft APG ist in relevanten Bereichen federführend tätig TSO Netzsicherheitsinitiativen neue Technologien und Lösungen Netzkodizes (Operational Security, Balancing) Die Rahmenbedingungen müssen dem Bedarf angepasst werden hierfür ist der Einsatz aller Entscheidungsträger und Institutionen unabdingbar

28 Verwaltung: Wagramer Straße 19, IZD-Tower 1220 Wien Tel.: +43 AUSTRIAN (0) POWER GRID AG