Jahresbericht Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.v.

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1 Jahresbericht 2012 Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.v.

2 Herausgeber: Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.v. Standort Mannheim Hausanschrift: Hallenweg Mannheim-Rheinau Standort Aachen Postanschrift: Haus- und Postanschrift: Postfach Roermonder Straße Mannheim Aachen Telefon: +49(0) Telefon: +49(0) Telefax: +49(0) Telefax: +49(0) Internet: Internet: Mannheim, im Mai 2013

3 Inhalt FGH Kurzbeschreibung 2 FGH Organigramm 3 Bericht des Vorstands 4 Bericht des Verwaltungsrats 6 Mitgliederservice 7 Forschung und Entwicklung 8 Systemstudien 30 Aktuelle Entwicklungen FGH GmbH 45 Aktuelle Entwicklungen FGH Test Systems GmbH 54 Weiterbildungsangebot 55 Gremienarbeit 63 Mitglieder 67 Präsidium 71 Verwaltungsrat 72 Forschungsbeirat 73 Jahresabschluss 76 1

4 FGH Kurzbeschreibung FGH Kurzbeschreibung Adresse Rechtsform Gründungsjahr Mitglieder Zweck Organe und Gremien Präsident Vorstand Forschungsbeirat Personal Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.v. (FGH) Hallenweg Mannheim-Rheinau Eingetragener Verein Amtsgericht Mannheim VR als Studiengesellschaft für Hochspannungsanlagen e.v Fusion mit der 400 kv-forschungsgemeinschaft e.v. zur Forschungsgemeinschaft für Hochspannungs- und Hochstromtechnik e.v Umstrukturierung und Umbenennung in Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.v. (FGH) 2002 Anerkennung als wissenschaftliche Einrichtung (An-Institut) an der RWTH Aachen 2007 Ausgliederung der Prüfsysteme in die 100 %ige Tochter FGH Test Systems GmbH 2011 Ausgliederung der Geschäftsbereiche Zertifizierung, Software, Studien und Gutachten sowie Zentralfunktionen in die 100 %ige Tochter FGH GmbH 23 Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft 18 Unternehmen der Elektroindustrie und Dienstleister 17 Korrespondierende Mitglieder Wissenschaftliche Untersuchung und Klärung aller Fragen und Probleme, die bei der Planung, dem Bau und dem Betrieb von Stromversorgungsanlagen, insbesondere auf den Gebieten der Hochspannungs- und Hochstromtechnik, auftreten. Die Tätigkeit der FGH soll die Leistungsfähigkeit und Sicherheit der Versorgung mit elektrischer Energie fördern und richtet sich auf die Fortentwicklung und Erhaltung des hohen technischen Standes der Stromversorgungsanlagen und der industriellen Erzeugnisse. Der Verein verfolgt ausschließlich und unmittelbar gemeinnützige Zwecke der technischen Entwicklung im Sinne der 51 bis 68 der Abgabenordnung Mitgliederversammlung Verwaltungsrat Präsidium Vorstand Forschungsbeirat Dr.-Ing. Udo Niehage Univ.-Prof. Dr.-Ing. Albert Moser - Vorsitz - Univ.-Prof. Dr.-Ing. Armin Schnettler Vertreter der Elektrizitätswirtschaft, der Elektroindustrie und von Hochschulen beraten die FGH bei der Planung und Durchführung ihrer Forschungs- und Entwicklungsarbeiten. 67 Personen einschließlich Teilzeitkräfte / Töchter 2

5 FGH Organigramm FGH Organigramm Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.v. Mitgliederversammlung Präsidium Udo Niehage (Präsident) Lothar Litters (Stellvertr.) Verwaltungsrat Vorstand Forschungsbeirat Albert Moser (Vors.) Armin Schnettler Joachim Nilges Anlagentechnik Systemstudien Weiterbildung Arbeitskreis Energie- Informationstechnologie Jan Christoph Kahlen Hendrik Vennegeerts Markus Brandl Tochtergesellschaften FGH GmbH Zentralfunktionen Softwareentwicklung Technische Beratung Zertifizierungsstelle FGH Test Systems GmbH Test- und Prüfsysteme Geschäftsführer: Jan Christoph Kahlen Geschäftsführer: Bernhard Schowe-von der Brelie Hendrik Vennegeerts Leiter Zeritifizierungsstelle: Karl-Heinz Weck Lenkungsausschuss Zertifizierungsstelle 3

6 Bericht des Vorstands Bericht des Vorstands Verehrte Mitglieder, sehr geehrte Partner der FGH, sehr geehrte Damen und Herren, auch das Jahr 2012 war energiepolitisch geprägt durch die Energiewende. Zum ersten Mal wurde von den vier deutschen ÜNB ein Netzentwicklungsplan vorgelegt, der u.a. einen Einstieg in ein überlagertes HGÜ-Netz bis zu Jahr 2022 vorsieht. In 2013 wird der Prozess der Netzentwicklungspläne unter Einbezug der Offshore-Netze fortgeschrieben. Die Dena-Verteilnetzstudie rückte im Dezember 2012 auch den Ausbaubedarf der Verteilernetze erneut in den Fokus. Darüber hinaus gewannen Fragen der Versorgungssicherheit an Bedeutung. Der BNetzA- Bericht zum Zustand der leitungsgebundenen Energieversorgung im Winter 2011/12 listete mehrere Schwachpunkte in der Versorgungssicherheit auf, die von überlasteten Netzelementen über nennenswert unterdeckten Bilanzkreisen bis zu Versorgungsengpässen in der Gasversorgung von Gaskraftwerken reichten. Kurzfristig sollen Winterreserven, langfristig soll ein gegebenenfalls zu etablierender Kapazitätsmechanismus hier Abhilfe schaffen. Mit dem Aus- und Umbau unserer Netze sind viele Fragestellungen ihrer zukünftigen Gestaltung verbunden. Gerade die Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.v. (FGH) sieht sich in der Pflicht und auch Position, einen gestaltenden Beitrag für eine gesicherte und zukunftsfähige Versorgung mit elektrischer Energie zu leisten. Daher hat sie sich schon in den vergangenen Jahren auf viele Fragen konzentriert, die mit dem bevorstehenden Umbau verbunden und mit Begriffen wie Netzintegration Erneuerbarer Energien oder Smart Grids verknüpft sind. Dieser Jahresbericht 2012 gibt einen Überblick über unsere aktuellen Forschungs- und Tätigkeitsschwerpunkte. Hierzu zählen weiterhin die Versorgungszuverlässigkeit elektrischer Energieversorgung, die Integration von Informations- und Kommunikationstechnologien in unsere Verteilungsnetze, die Netzeinbindung von Erneuerbaren Energien, das Asset Management und in Folge der Energiewende auch verstärkt die Versorgungs- und Netzsicherheit. Mit diesem Jahresbericht verfolgen wir nicht nur das Ziel, Sie in kurzer, aber umfassender Form über unsere Arbeiten und Ergebnisse zu informieren. Gleichzeitig laden wir Sie zu Feedback, Anregungen oder Rückfragen hierzu ein. Der Bericht führt daher an entsprechender Stelle unsere Ansprechpartner an. Die Forschungsarbeiten wurden vorwiegend mit Mitteln der AiF, der EU oder der Bundesregierung gefördert und erfolgten in der Regel in enger Zusammenarbeit mit den Mitgliedern der FGH. Der Weiterbildungsbereich der FGH hat in 2012 mit 9 ausgebuchten Veranstaltungen zu diversen Themenstellungen seine Position im Segment der technisch profilierten und inhaltlich anspruchsvollen Weiterbildung verteidigt. Die Softwareentwicklung unserer Kooperationsprodukte INTEGRAL7 und InterAss verzeichnete in 2012 erneut eine hohe Kundenzufriedenheit, wie uns in diversen Anwenderkreisen bestätigt wurde. Mit den Nutzerschulungen und Weiterentwicklungen entsprechend Kundenwünschen erwies sich dieser Bereich auch in 2012 als stabiler Geschäftszweig. Die Zertifizierung der Kraftwerkseigenschaften dezentraler Erzeugungsanlagen konnte auch in 2012 auf ein erfolgreiches Jahr zurückblicken. Gleichfalls stabil entwickelte sich in 2012 der Bau der Test- und Prüfsysteme in unserer Tochter FGH Test Systems GmbH. Die Bereiche Zertifizierung sowie Test- und Prüfsysteme legten in 2012 vermehrt Wert auf die Fortentwicklung des Angebots an Zertifizierungs- und Testprodukten. 4

7 Bericht des Vorstands Zusammenfassend blicken wir auf ein erfolgreiches Jahr 2012 zurück. Auch für die bevorstehenden Jahre ist mit einer stabilen Weiterentwicklung der FGH bei Forschung und Weiterbildung wie in den wirtschaftlichen Geschäftsbereichen unserer Töchter FGH GmbH und FGH Test Systems GmbH zu rechnen. Für die erfahrene Unterstützung möchten wir uns bei den Mitgliedsunternehmen, dem Präsidium, dem Verwaltungsrat, dem Forschungsbeirat und dem Arbeitskreis Energie-Informationstechnologie sowie der gesamten Belegschaft herzlich bedanken. Wir freuen uns auf die weitere Zusammenarbeit mit Ihnen allen! Mannheim, im April 2013 Univ.-Prof. Dr.-Ing. A. Moser Univ.-Prof. Dr.-Ing. A. Schnettler 5

8 Bericht des Verwaltungsrats Bericht des Verwaltungsrats Verwaltungsrat und Präsidium der FGH haben während ihrer Sitzungen am 20. April 2012 in Frankfurt/Main 09. November 2012 in Frankfurt/Main die wesentlichen Fragen, die sich aus dem Betriebsablauf während des Jahres 2012 ergaben, eingehend mit dem Vorstand besprochen. Die technisch-wissenschaftlichen Arbeiten wurden vom Forschungsbeirat der FGH beratend begleitet. Dieser wurde durch den Arbeitskreis ENERGIE- INFORMATIONSTECHNOLOGIE unterstützt. Die Ergebnisse der Verwaltungsratssitzungen führten zu den der Mitgliederversammlung vorgelegten Beschlussvorschlägen. Der Jahresabschluss 2012 wurde entsprechend der Bestellung durch die Mitgliederversammlung von FGS Flick Gocke Schaumburg Wirtschaftsprüfer Steuerberater, Bonn geprüft und mit Datum vom 12. April 2013 uneingeschränkt bestätigt. Mannheim, den 19. April 2013 Der Verwaltungsrat 6

9 Mitgliederservice Mitgliederservice Die FGH ist eine gemeinnützige Forschungseinrichtung der Elektrizitätswirtschaft und Elektroindustrie mit dem Ziel, Kompetenz und praxisorientiertes Fachwissen gemeinsam mit ihren Mitgliedern zu entwickeln und vorzuhalten. Die Bündelung dieser Aufgaben sowie die unabhängige Darstellung technischer Möglichkeiten und Grenzen erlangen im liberalisierten und regulierten Umfeld zunehmende Bedeutung. Hier profitieren unsere Mitglieder und Partner aus den Bereichen Netzbetrieb, Industrie, Dienstleistung und Wissenschaft von den Leistungen der FGH. Die Zusammenarbeit mit der RWTH Aachen sowie anderen Forschungseinrichtungen gewährleistet eine umfassende Abdeckung des gesamten Arbeitsgebiets. Die FGH sichert an der Schnittstelle zwischen Wissenschaft und Praxis einen schnellen Transfer der Erkenntnisse in die Anwendung. Die FGH hat wesentlich dazu beigetragen, dass die Sicherheit und Qualität der deutschen Übertragungs- und Verteilungsnetze weltweit führend ist. Mit unseren Leistungen wie Initiierung und Durchführung von Forschungsprojekten, oftmals gemeinsam mit Mitgliedsunternehmen und anderen Institutionen, Weiterbildungsveranstaltungen zu Grundlagenwissen und Tagesthemen, Wissenschaftlichen Untersuchungen im Kundenauftrag zu sämtlichen energietechnischen Fragestellungen, Mitarbeit in nationalen und internationalen Fach- und Normungsgremien, unterstützen wir die Verteidigung dieser Position. Unsere Mitglieder profitieren durch ihre direkte Einbindung in diese Tätigkeiten und die unmittelbare und unverzügliche Informationen über neue Erkenntnisse. Auch besteht für unsere Mitglieder die Möglichkeit, für die Bearbeitung komplexer Fragestellungen und Entwicklung entsprechender Lösungsstrategien gemeinsam von verschiedenen Unternehmen getragene Forschungsprojekte zu initiieren. Außerdem können aus den Überschüssen der Tochter-GmbHs resultierende Ausschüttungen für eigenfinanzierte Arbeiten verwendet werden, die vom Forschungsbeirat als diesbezügliche Vertretung der Mitglieder vorgeschlagen und begleitet werden. Für unsere Mitglieder sind die Ergebnisse solcher Forschungsprojekte besonders wertvoll, die sie selbst anregen, inhaltlich mitgestalten und intensiv begleiten. Sie können die Kompetenz der FGH nutzen, um praxisgerechte Lösungen für ihre grundlegenden und drängenden Fragestellungen zu erhalten. Aufgrund unserer langjährigen Praxiserfahrung bei gleichzeitig enger Zusammenarbeit mit Hochschulen und anderen Forschungseinrichtungen verfügen wir über hoch qualifiziertes Personal für die Durchführung wissenschaftlicher Untersuchungen, die auch innerhalb der Tochter-GmbHs bevorzugt den Mitgliedern zu günstigen Konditionen zur Verfügung stehen. Bei Weiterbildungsveranstaltungen erhalten unsere Mitglieder vergünstigte Teilnahmebedingungen, insbesondere auch bei der Durchführung als kundenspezifische Veranstaltung im eigenen Haus. 7

10 Forschung und Entwicklung Forschung und Entwicklung Übersicht Öffentlich geförderte Forschungsprojekte AiF/IGF-Projekt* Entwicklung typspezifischer Prognosemodelle zur Beschreibung der Zuverlässigkeit von Betriebsmitteln im Rahmen des Asset Managements in elektrischen Verteilungsnetzen BMWi-Projekte** Smart Power Hamburg Smart Area: Intelligente Ortsnetzstation Smart Area: Kommunikationsinfrastruktur für innovative Betriebsmittel für die Migration zu einem Smart Grid Smart Area: Netzplanung von intelligenten Verteilungsnetzen Schutzsysteme für die Verteilungsnetze der Zukunft EU-Forschungsprojekte Pegase Umbrella Eigenfinanziertes Forschungsprojekt Planungshandbuch für Spannungsregelung dezentraler Erzeugungsanlagen Projekte, die im Jahr 2012 in der Verhandlung waren und in 2013 begonnen werden, sind in der Übersicht nicht enthalten. * Das IGF-Vorhaben Nr N wurde über die AiF im Rahmen des Programms zur Förderung der industriellen Gemeinschaftsforschung und -entwicklung (IGF) vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages gefördert. ** Gefördert durch aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages 8

11 Forschung und Entwicklung

12 Forschung und Entwicklung Öffentlich geförderte Forschungsprojekte Entwicklung typspezifischer Prognosemodelle zur Beschreibung der Zuverlässigkeit von Betriebsmitteln im Rahmen des Asset Managements in elektrischen Verteilungsnetzen AiF/IGF-Forschungsprojekt Den Mittelspannungs-Verteilungsnetzen kommt eine besondere Bedeutung zu, da sie sowohl auf die Qualität als auch auf die Kosten der Energieversorgung maßgeblichen Einfluss haben. Die Energiewirtschaft ist daher im Rahmen ihrer Asset Management Strategien intensiv bemüht, Kostensenkungspotenziale in den Verteilungsnetzen, deren Wiederbeschaffungswert in Deutschland auf einige zehn Milliarden Euro geschätzt wird, zu erschließen. Wesentliche, kurzfristig realisierbare Einsparpotenziale werden u.a. in den durch Instandhaltung und Erneuerung verursachten Kosten gesehen. Da gleichzeitig die Versorgungsqualität durch die Kunden sowie die Regulierungsbehörde beobachtet wird und im Rahmen einer Anreizregulierung selbst direkter Bestandteil des Regulierungssystems ist, dürfen nicht nur einseitig die Kosten betrachtet, sondern muss zudem die Versorgungszuverlässigkeit berücksichtigt werden. Um diesen komplexen Aufgaben gerecht zu werden ist es notwendig, Prognosemodelle zu entwickeln, welche auf einer quantitativ und qualitativ belastbaren Datenbasis beruhen. Es konnte in dem Vorgängerprojekt gezeigt werden, dass die Intention ein solches Projekt gestartet zu haben der erste Schritt in die richtige Richtung war. Die gewonnenen Ergebnisse motivierten sehr viele Netzbetreiber ein Nachfolgeprojekt zu unterstützen, um dadurch auch die wesentlichen Probleme der nicht belastbaren Datenbasis und der Datenqualität zu beheben. Des Weiteren war ein wichtiges Ziel die Darstellung verschiedener Technologien, wie z.b. ölarme, SF6 oder Vakuum- Leistungsschalter. Ein weiteres Ziel war die Abbildung des Einflusses der Instandhaltung auf die Komponentenzuverlässigkeit, welches durch die Modifikation des Erfassungsschemas ermöglicht wurde. Der Erfolg des Projekts war stark von der Verfügbarkeit einer möglichst breiten, hochqualitativen Datenbasis abhängig. In der Antragsphase sowie während der Durchführung des Projekts haben sich viele Netzbetreiber bereit erklärt, ihre Schadensdaten der FGH zur Verfügung zu stellen. Die Erfassung der Daten basiert auf Excel- Schnittstellen sowie dem Erfassungsschema der FGH-Software INTERASS. Die somit erfassten Mengengerüste und Schadensdaten wurden nach einer intensiven Konsistenzprüfung in einer SQL-Datenbank gespeichert. Dieser Ansatz ermöglicht eine Bearbeitung der Daten mittels typischer mathematischer Tools wie Matlab. Somit konnte im Rahmen dieses Projektes, auf Basis des aktuellen Schadensund Störungsaufkommens und durch den Einsatz einer Regressionsanalyse, die Möglichkeit geschaffen werden Prognosen bzgl. des altersabhängigen Ausfallverhaltens der erfassten Betriebsmittel zu ermöglichen. Das Modell wurde dabei im Vergleich zum Vorgänger-Projekt weitreichend erweitert. Bild 1 zeigt das hier angewandte Prinzip der Regressionsanalyse des Schadens- und Störungsverhaltens. Die Analyse basiert auf der gewichteten Überlagerung verschiedener Grundfunktionen, die jeweils unterschiedliche Aspekte des Alterungsverhaltens (z.b. Inbetriebnahmeeffekte, Verschleiß etc.) abbilden. Bild 2 zeigt am Beispiel von Freileitungen mit unterschiedlichen Masttypen die aus den übermittelten Daten errechneten, altersabhängigen Störungsraten sowie die durch die Regressionsanalyse ermittelte Ausgleichkurve mit Angabe der Konfidenzintervalle. Neben den ca. 20 Netzbetreibern, die für das Projekt umfangreiche Schadensdaten übermittelt haben, haben auch Hersteller von Betriebsmitteln und Anlagen sowie Beratungsunternehmen mit Ihren Erfahrungen bzgl. des Betriebsmittel- und Anlagenverhaltens zum Projekt beigetragen. 10

13 Störungsrate [1/(km*a)] Forschung und Entwicklung Bild 1 Prinzip der Regressionsanalyse des Schadens- bzw. Störungsverhaltens Störungsrate Freileitungen - alle Masttypen Störungsrate Ausgleichskurve Konfidenzintervalle Betriebsjahre [a] Bild 2 Altersabhängige Störungsraten von Freileitungen Das Projekt wurde von der FGH e.v. und dem Institut für Hochspannungstechnik (IFHT) der RWTH Aachen bearbeitet und nach einer Laufzeit von 30 Monaten im Jahr 2012 abgeschlossen. Im ersten Halbjahr 2013 wird ein technischer Bericht mit einer ausführlichen Darstellung der Ergebnisse des Projektes erscheinen. Es wird angestrebt, die Erfassung und Auswertung von Schadens- und Störungsdaten aus Verteilnetzen in Kooperation mit interessierten Unternehmen fortzuführen. Ihre Ansprechpartner bei der FGH: Dipl.-Ing. Jan Christoph Kahlen M.Sc. Mirnes Planic 11

14 Forschung und Entwicklung Smart Power Hamburg BMWi-Forschungsprojekt Das vom BMWi geförderte Projekt wurde im Januar 2011 begonnen und hat eine Laufzeit bis Dezember Ziel dieses Projektes ist die Entwicklung eines intelligenten, öko-effizienten Betreibermodells für ein städtisches Netz, bestehend aus stromgeführten BHKW, Wärmespeichern und Demand-Side-Management Anlagen, in Hamburg. Das Projekt beinhaltet neben der Auslegung und Einbindung der Komponenten auch die Entwicklung von Geschäftsmodellen zur Regelenergiebereitstellung. Besonderes Augenmerk wird auf einen hohen Automatisierungsgrad gerichtet, der mit Hilfe von standardisierten Schnittstellen nach IEC realisiert werden soll. Die FGH e.v. ist im Rahmen dieses Projektes als Auftragnehmer des IFHT der RWTH Aachen eingebunden und bringt sich in den Teilprojekten TP1 Modellbildung und Simulation sowie TP6 Entwicklung rechtlicher Rahmen und Betriebskonzepte ein. Ziele des TP1 sind die Modellbildung aller Einzelanlagen (gebäudetechnische Anlagen zum Demand Side Management, BHKW und Speicher) sowie des Anlagenverbunds als System und darauf aufbauend die Simulation der auf der IKT-Plattform zu implementierenden Dienste und Regelalgorithmen. Darüber hinaus sollen in diesem Teilprojekt Aussagen gewonnen werden, welche Potentiale sich für das Klimaschutzkonzept der Stadt Hamburg aus den einzelnen Teilbereichen des Projektes (Demand Side Management, BHKWs an verschiedenen Wärmespeichern) ableiten lassen. Das Ziel des TP6 ist die Analyse der rechtlichen Rahmenbedingungen für einen Verbund von Lastmanagementanlagen und stromgeführten BHKW und die Entwicklung von innovativen Betriebskonzepten für kommunale Anbieter und für Drittanbieter offener Anlagenverbünde. Der Tätigkeitsschwerpunkt der FGH e.v. im Rahmen des TP6 wird in der Untersuchung und Optimierung möglicher Betriebsstrategien sowie in der Bewertung der möglichen Beiträge des Anlagenverbundes für Systemdienstleistungen wie z.b. Spannungsund Frequenzhaltung liegen. Die im Jahr 2011 begonnenen Arbeiten des TP1 wurden fortgeführt. Es wurde die für die Ausstattung von Blockheizkraftwerken und thermischen Speichern mit IEC Schnittstelle nötige Serverarchitektur konzipiert. Dabei wurde nach Evaluierung der Web-basierten Kommunikationsprotokolle SOAP (Simple Object Access Protocol) und REST (Representational State Transfer) für die spezifische Abbildung von IEC Kommunikationsdiensten REST ausgewählt. Anforderungen an die Kommunikation hinsichtlich Sicherheit, Übertragungsgeschwindigkeit, benötigte IEC Kommunikationsdienste etc. wurden definiert. Basierend auf dem von den Projektpartnern beschlossenen Serverarchitekturkonzept (REST und HTTP) und den Kommunikationsanforderungen wurde die im Vorjahr begonnene softwaretechnische Umsetzung fortgeführt. Konkret wurden ein MySQL-Server zur Datenhaltung, sowie das Python Django Framework, welches die REST-Kommunikation mittels des Piston-Moduls bereitstellt, aufgesetzt. Ein Django-Model auf Basis eines minimalen IEC Servers wurde entwickelt und einfache REST-Zugriffe, zum Teil schon in IEC ACSI-Form, konnten mittels eines Python-REST-Clients getestet werden. Die Ergebnisse dessen bildeten die Grundlage für weitergehende Implementierungen hinsichtlich der Entwicklung eines konformen, vollständigen IEC REST-Webservers. Zusätzlich zur aktuellen Entwicklungstätigkeit wurde ein Apache-Webserver installiert über den die spätere http-, bzw. https-kommunikation abgewickelt werden wird. Darüber hinaus erfolgte u.a. im Rahmen einer Diplomarbeit die Dokumentation der zur Modellierung von BHKWs und Speichern unterschiedlicher Technologie gemäß IEC benötigten Logischen Knoten und Logischen Geräte. Ihre Ansprechpartner bei der FGH: Dipl.-Ing. Jan Christoph Kahlen Dipl.-Ing.(FH) Andrea Schröder 12

15 Forschung und Entwicklung Smart Area: Intelligente Ortsnetzstation BMWi-Forschungsprojekt Das vom BMWi geförderte Projekt wurde im Juli 2012 begonnen und hat eine Laufzeit bis 30. Juni Das Projekt wird in einem Konsortium bestehend aus der Stadtwerke Aachen AG (STAWAG), der ABB AG und der Technischen Universität Dortmund bearbeitet. Die zunehmende dezentrale Einspeisung aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen führt zu geänderten Anforderungen an die Verteilnetze, da diese neben der bisherigen Verteilungsfunktion heute zusätzlich die Funktion der Aufnahme und Weiterleitung von eingespeister Energie haben. Da die Netzbetreiber neben der Endkundenversorgung mit einer adäquaten Spannungsqualität und Versorgungszuverlässigkeit weiterhin dem Effizienzvergleich unterliegen, stellt sich die Frage, welche Innovationen geeignet sind, um eine effiziente, alle technischen Randbedingungen erfüllende Netzinfrastruktur zu realisieren. Es ist zu erwarten, dass sich diese Innovationen insbesondere in Ortsnetzstationen als Schnittstelle von Mittelund Niederspannungsebene finden werden. In diesem Projekt sollen daher alternative Funktionalitäten und Gesamtkonzepte beispielsweise im Hinblick auf Netzbeobachtbarkeit, Spannungsregelung und Fehlererkennung für eine intelligente Ortsnetzstation identifiziert, analysiert und entwickelt sowie auf ihre Einsatzmöglichkeiten und Effizienz quantitativ bewertet werden. Die entwickelten Prototypen werden in eine intelligente Ortsnetzstation integriert und sowohl im Testlabor als auch im realen Netz einem Praxistest unterzogen und validiert. Für die FGH stellen sich die besonderen Ziele, durch umfassende Analysen möglicher Technologien und deren Bewertung mittels Simulation für die gesamte Bandbreite potenzieller Versorgungsaufgaben die technisch-wirtschaftlichen Anwendungsfälle innovativer Stationsautomatisierung herauszuarbeiten und darzustellen. Dies wird als wichtige Information für Netzbetreiber sowie Anlagenhersteller für die weitere technologische Ausrichtung gesehen. Ferner besteht ein wissenschaftliches Arbeitsziel in der Entwicklung und Anwendung geeigneter Berechnungsmodelle für innovative Stationsautomatisierung, die absehbar über die bisher vorhandenen Modelle hinausgehen werden. Schließlich soll der Test der Ortsnetzstationen im Prüffeld wichtige Vorarbeiten auf dem Weg zur Formulierung entsprechender Prüfabläufe und -Vorschriften liefern. Intelligente Ortsnetzstation (ions) MS Auswertung MS Ansteuerung Verdichtung / Protokollwandlung / Ansteuerung NS Auswertung NS Kommunikation Primärtechnische Optionen: Fernbed. Lasttrennschalter mit Antrieb Netzleitebene Spannungsregelnde Einheit Bild 1 Intelligente Ortsnetzstation (Quelle: ABB AG) 13

16 Forschung und Entwicklung Schwerpunkte der FGH-Tätigkeit und deren Zielsetzungen im Projekt sind: 1. Entwicklung von Modellen für die rechnergestützte Simulation von intelligenten Ortsnetzstationen innerhalb üblicher Netzberechnungsverfahren. 2. Systemtechnische Bewertung des Einflusses innovativer Stationsautomatisierung, insbesondere auf die Versorgungsqualität. 3. Durchführung der Labortests und Auswertung auch der Feldtests mit der intelligenten Ortsnetzstation; dabei Nutzung der Erfahrungen mit Prüfaufbauten für Anlagenprototypen. Dieses Vorhaben ist Teil des thematischen Verbunds Smart Area Aachen. Ihr Ansprechpartner bei der FGH: Dipl.-Ing. Daniel Schacht 14

17 Forschung und Entwicklung Smart Area: Kommunikationsinfrastruktur für innovative Betriebsmittel für die Migration zu einem Smart Grid Druckbeanspruchung BMWi-Forschungsprojekt Im Teilprojekt Kommunikationsinfrastruktur für innovative Betriebsmittel für die Migration zu einem Smart Grid des Forschungsprojektes Smart Area arbeitet die FGH e.v. als Auftragnehmer mit den Projektpartnern Nexans Deutschland GmbH und Kisters AG zusammen. Die Firma Nexans übernimmt in diesem Projekt die Neuentwicklung von Netzwerkkomponenten mit mehreren optischen und Twisted Pair Ethernet Ports für den Einsatz in den IEC Umgebungen. Wesentlicher Punkt ist die Implementierung der SCL (Substation Configuration Description Language), einer XML-basierten Konfiguration der Komponenten und die Beschreibung eines Gesamtsystems gemäß IEC Die SCL stellt eine Konfigurationsschnittstelle für System Management dar und erlaubt eine nahtlose Modellierung und Betrieb der Stationsleittechnik. Die Netzwerkkomponenten, hier Switche, werden als Bestandteil des genormten IEC Netzwerks für den Datenaustausch der IED (Intelligent Electronic Device), genormte Dienste und Informationen über das Netzwerk eingesetzt. Die Kommunikation erfolgt gemäß IEC /-9-1/9-2. Die Konfiguration der Switches mit SCL soll neben einer vollständigen Beschreibung des Geräts weitere Möglichkeiten zur Ferndiagnose und zum Reporting bieten. Die Parameter werden in genormten SCL-Konfigurationsdateien festgehalten. Die Konfigurationsdatei muss vom Switch selbst sowie einem System- Konfigurator interpretiert werden können. Derartige Geräte sind bislang auf dem Markt nicht verfügbar und sollen im Rahmen dieses Forschungsprojektes erstmals entwickelt werden. Ein Schwerpunkt in diesem Zusammenhang ist es, durch einen möglichst universellen Ansatz des zu implementierenden Datenmodells das interoperable Zusammenwirken von Geräten in einem Stationsleitsystem zu ermöglichen, was auch der langfristigen Zielstellung der IEC entspricht. Hinsichtlich Implementierung der Funktionalität und der Konfiguration von Switches in SCL-Beschreibung leistet die FGH e.v. in diesem Arbeitspaket entscheidende Anleitung und Hilfestellung zur konformen und interoperablen Umsetzung auf Basis der Definitionen in IEC Dazu gehört auch die Überprüfung der erfolgten Implementierung unter den oben genannten Aspekten. Die Firma KISTERS bearbeitet in diesem Projekt die Weiterentwicklung und Erprobung der Plug-and-Play-Kommunikation bei Einspeisern und beeinflussbaren Abnehmern. Dazu sollen Prozessschnittstellen zur Ankopplung und Steuerung von Erzeugern, Speichern und Kundenlasten erweitert werden. Die Softwareerweiterungen der Kommunikationsbausteine auf Seiten KISTERS müssen mit den Komponenten der Partner über IEC kommunizieren und als integriertes Gesamtsystem getestet werden. Dazu müssen die einzubindenden Komponenten durch geeignete Datenmodelle abgebildet werden. Dies ist entsprechend der Norm möglich und auch vorgesehen, allerdings werden die entsprechenden Datenmodelle nicht derart bereitgestellt, dass die hier angestrebte Plugand-Play-Kommunikation unmittelbar realisiert werden kann. Daher sollen geeignete Datenmodelle im Rahmen dieses Forschungsprojektes erstmals entwickelt werden. Dabei muss einerseits die Konformität zur aktuellen Norm IEC und andererseits die Interoperabilität von Komponenten verschiedener Hersteller sichergestellt werden. Der letztgenannte Aspekt der Interoperabilität stellt in diesem Zusammenhang eine besondere Herausforderung dar. Um dies zu gewährleisten leistet die FGH e.v. in diesem Arbeitspaket die frühzeitige Evaluierung der Entwürfe für die zu generierenden Datenmodelle und unterstützt die konforme und interoperable Auslegung nach den aktuellsten Entwicklungen in den Normungsgremien. 15

18 Forschung und Entwicklung Durch die aktive Mitarbeit in den relevanten nationalen und internationalen Gremien (DKE und IEC TC57 WG17) gewährleistet die FGH e.v. darüber hinaus einen raschen Transfer der Arbeiten und Erkenntnisse des Forschungsprojekts in die internationale Normung und Standardisierung. Ihre Ansprechpartner bei der FGH: Dipl.-Ing. Jan Christoph Kahlen Dipl.-Ing. (BA) Martin Zanner 16

19 Forschung und Entwicklung Smart Area: Netzplanung von intelligenten Verteilungsnetzen Erarbeitung von Netzplanungskonzepten BMWi-Forschungsprojekt Dieses Projekt wird vom BMWi seit Juli 2012 mit einer Laufzeit von vier Jahren gefördert. Es ist eins der sieben Teilprojekte des thematischen Verbunds Smart Area Aachen, im Rahmen dessen gesamtheitlich die Herausforderungen der Energiewende für die Verteilnetzbetreiber beleuchtet werden sollen. Das Ziel des Projektes ist die Erarbeitung von Netzplanungskonzepten und Formulierung zugehöriger Planungsgrundsätze, welche sich insbesondere aus dem Einsatz neuer und innovativer Technologien sowie einer sich verändernden Versorgungsaufgabe mit zunehmend dezentralen Erzeugern aber auch intelligenten Lasten ergeben. Neben der FGH e.v. (Konsortialführerin) sind die Partner Stadtwerke Aachen AG (STAWAG), ABB AG und Nexans Deutschland GmbH beteiligt. Das Projekt ist in zwei Arbeitspakete gegliedert, unter Verantwortlichkeit der FGH steht im Fokus von AP1 die Optimierung des Netzplanungsprozesses und Bewertung von innovativen Netzkonzepten. Die dazu notwendige Definition und Modellierung der zukünftigen Versorgungsaufgabe sowie der Entwurf von innovativen Netzkonzepten wird im Rahmen von AP2 erarbeitet. In AP1 werden mögliche innovative Betriebsmittel für die Verteilungsnetze der Zukunft analysiert und in anwendbare Modelle im Rahmen des Netzplanungsprozesses gefasst. Sie lassen sich im Wesentlichen unterteilen in Ansätze zur Lösung von Spannungsbandproblemen sowie in Ansätze zur Behebung von Kapazitätsproblemen (vgl. Tabelle 1). Im Fokus der ersten Projektphase steht die Entwicklung eines Verfahrens zum Demand-Side- Management (Optimierung der Laststeuerung), da für die im Rahmen von Smart Area hauptsächlich betrachtete städtische Versorgungsaufgabe hier eindeutige Potentiale zur Reduzierung des klassischen Netzausbaus durch Leitungszubau realisiert werden können. Die Modelle der innovativen Betriebsmittel fließen in Simulationsverfahren und Bewertungsmethoden ein, die somit den neuartigen Anforderungen gerecht werden und auf Basis der in AP2 geplanten innovativen Netze eine Entwicklung von Planungsgrundsätzen für zukünftige Verteilnetze unter Einsatz innovativer Lösungen erlauben. AP2 fokussiert daher die Analyse und Modellierung der zukünftig zu erwartenden Versorgungsaufgabe, wobei insbesondere neue Herausforderungen wie E-Mobility, steuerbare Lasten sowie spezielle Zuverlässigkeitsanforderungen einiger Kunden betrachtet werden müssen. Insbesondere ist ein Simulationsverfahren notwendig, welches das zeitlich stochastische Verbraucherverhalten, unter Berücksichtigung typischer Eigenschaften der Kundenstruktur und des Planungsgebietes (Erwerbstätigkeit, Gebäudestruktur, Wärmebereitstellung), abbilden kann. Hierzu wird von der FGH ein NS-Kundenmodell entwickelt. Tabelle 1 Innovative Betriebsmittel zur Lösung eines Spannungsbands- oder Kapazitätsproblem 17

20 Leistungsaufnahme Ausstattungswahrscheinlichkeit Einschaltwahrscheinlichkeit Forschung und Entwicklung NS-Kundenmodell: Generierung synthetischer Haushaltslastprofile Eine Netzplanung in Zeiten der Energiewende muss Smart Meter Potentiale bzw. Laststeuerungspotentiale miteinbeziehen. Dazu sind detaillierte Verbrauchermodelle unerlässlich, die die Höhe und Stochastik der Last einschließlich ihrer individuellen Lastverschiebungspotenziale realitätsnah abbilden. Der bislang überwiegend verwendete Ansatz des BDEW-Haushaltsprofils H0 erfüllt diese Kriterien nicht. Das NS-Kundenmodell simuliert stattdessen Bottom-Up, d.h. ausgehend von individuellen Gerätezeitreihen das Verbraucherprofil jeweils einzelner Kunden. Basis sind detaillierte Datensätze zur Leistungs- und Blindleistungsaufnahme typischer Haushaltsgeräte, Verteilungsfunktionen der Geräteausstattung und Tagesnutzungsprofile, aus denen die Einschaltwahrscheinlichkeit eines Gerätes bestimmt werden kann (vgl. Bild 1). Die simulierten Jahresprofile einzelner Kunden in ¼-stündlicher Auflösung werden dann je nach dem innerhalb der Netzplanung gewählten Fokus pro Hausanschluss, pro Abgang oder pro Ortsnetzstation berücksichtigt. Bild 2 zeigt das aggregierte Lastprofil eines im Projektverlauf beispielhaft analysierten repräsentativen Straßenzuges (Aachener Innenstadt mit mehrstöckiger Bebauung) einmal auf Basis des BDEW-Profils H0 (skaliert auf die jährliche Energiemenge des Kundenkollektivs) [1] und einmal auf Basis des NS-Kundenmodells. Dieses wird zum einen auf die jährliche Energiemenge des Kundenkollektivs skaliert, zum anderen fließen auch Information zu Größe und Anzahl der Wohneinheiten, zur Bereitstellung von Warmwasser und zur erwartenden Erwerbsstruktur mit ein. 1,6% [%] 1,2% 1,0% 0,8% 0,6% 0,4% 0,2% 0,0% Tagesnutzungsprofil Beispiel Trocknen Stunde des Tages 12% Bild 1 Beispiel Trocknen : Tagesnutzungsprofil und Geräteausstattung [Quelle: Synergy Potential of Smart Appliances, Stamminger, R., 2008] [%] 8% 6% 4% 2% 0% Geräteausstattung Beispiel Trocknen Geräteklasse (Nennleistung) [kw] BDEW-Profil H0 NS-Kundenmodell Woche x Woche x Woche x+1 Woche x Mo Di Mi Do Fr Sa So Wochenprofil (1/4-stündlich) Bild 2 Vergleich (Winterwoche): BDEW-Haushaltsprofil und drei aufeinanderfolgende Winterwochen im NS-Kundenmodell 18

21 Leistungsaufnahme Forschung und Entwicklung Ansätze zur Abbildung des Demand-Side- Managements in der Netzplanung Aufgrund der Bottom-Up-Simulation der Verbraucherlastprofile auf Basis der individuellen Geräteeinsätze kann jedes Profil in Blöcke aus steuerbaren und damit bzgl. des Einschaltzeitpunkts verschiebbaren Anteilen und in ein nicht steuerbares Restprofil unterteilt werden. Im Rahmen der Lastprofiloptimierung wird dann, angelehnt an die in [2] dargestellte Methodik in Abhängigkeit des vorliegenden Verschiebungspotentials ein optimiertes Lastprofil (Minimierung der Spitzenlast) erstellt. Es kommt dabei ein Verfahren auf Basis von genetischen Algorithmen zur Anwendung. Erste exemplarische Untersuchungen des obig erwähnten repräsentativen Straßenzuges der Aachener Innenstadt zeigen ein Potential zur Reduktion der Spitzenlast um ca. 10 %. Bild 3 zeigt für einen beispielhaften Zeitraum von sieben Tagen das ursprüngliche mittels der NS-Kundensimulation generierte Lastprofil sowie das aus der DSM-Optimierung resultierende Profil. Das dargestellte Reduktionspotential ergibt sich aus den steuerbaren Geräten der konventionellen Haushaltskunden. Zukünftige Entwicklungsschritte sehen die Integration von E-Mobility und privat genutzten Speichern vor. Eine Anwendung im Rahmen praxisüblicher Problemgröße ist noch zu gewährleisten. Darüber hinaus sollen noch Annahmen zum Verschiebepotential, zu Kostenfaktoren und zu allgemeinen Verfahrensparametern im Rahmen geeigneter Untersuchungen überprüft und angepasst werden. Literatur [1] VDEW-Standardlastprofile, öffentlich einsehbar z.b. bei ahren.php [2] Stötzer, M.: Demand Side Integration in elektrischen Verteilnetzen: Potentialanalyse und Bewertung, Res electricae Magdeburgenses Band 45, 2012 Ihre Ansprechpartner bei der FGH: Dipl.-Wirt.-Ing. Julia Ziegeldorf Dipl.-Wirt.-Ing. Sören Patzack -10% Optimiertes Profil Ursprüngliches Profil Fr Sa So Mo Di Mi Do Profil 7 Tage (1/4-stündlich) Bild 3 Exemplarische Ergebnisse einer DSM-Optimierung von Haushaltskunden (Kollektiv von 258 Haushalten) 19

22 Forschung und Entwicklung ProFuDis Schutzsysteme für die Verteilungsnetze der Zukunft BMWi-Forschungsprojekt Die FGH e.v. hat Anfang Dezember mit der Bearbeitung des Projektes Schutzsysteme für die Verteilungsnetze der Zukunft begonnen. Dieses unter dem Akronym ProFuDiS geführte Projekt wird vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) gefördert und von einem Konsortium aus Hochschulen/ Forschungseinrichtungen - RWTH Aachen, HTW Saarland, FGH e.v. -, mit Verteilnetzen befassten Unternehmen - RWE-Deutschland AG (vertreten durch Westnetz GmbH), Omicron, SMA Solar Technology AG - und mit Unterstützung und intensiver Begleitung durch ABB AG, Siemens AG, Schneider Electric GmbH, sowie der NH/HH-Recycling e.v. durchgeführt. Die Konsortialführung nimmt das Institut für Hochspannungstechnik der RWTH Aachen (IFHT) wahr. Durch den Zubau von dezentralen Einspeisungen in Mittel und Niederspannungsnetzen ändert sich die Aufgabe dieser Netze nachhaltig. Verteilnetze müssen nicht nur elektrische Energie aus den überlagerten Netzebenen zu den Lasten transportieren, sondern auch immer mehr dezentrale Einspeisung abführen, was eine Änderung der Lastflussrichtung zur Folge hat. Hierdurch steigt der Anreiz für die Installation einer intelligenten Steuerung von Lasten, Einspeisungen und Speichern zur Optimierung des Netzbetriebs, also der Aufbau sogenannter Smart Grids. Dadurch vergrößert sich der Bereich des Normalbetriebs bezüglich Wirk- und Blindleistung. Es ist zu erwähnen, dass schon heute in der Praxis teilweise kurzfristige auf dauerhafte thermische Grenzen bezogene Überlastungen von einzelnen Betriebsmitteln in Kauf genommen werden, um die Einspeisung erneuerbarer Energien gewährleisten zu können. Durch den Wegfall konventioneller Erzeugerleistung im Übertragungsnetz und den vermehrten Einsatz von Wechselrichtern zur Einbindung dezentraler Erzeuger ergeben sich neue Größenordnungen und neue zeitliche Verläufe der verfügbaren Kurzschlussströme. Zur Sicherstellung einer ausreichenden Kurzschlussleistung bei Fehlern im Übertragungsnetz sollen sich nach den aktuellen Richtlinien Erzeugungsanlagen in Verteilnetzen an der Behandlung von Fehlern in überlagerten Spannungsebenen beteiligen, indem sie in diesem Fall maximalen Blindstrom einspeisen oder kurzfristige Spannungseinbrüche durchfahren können. Dies wird allgemein als dynamische Netzstützung durch LVRT-Fähigkeit ( Low Voltage Right Trough ) bezeichnet. Die aktuellen Netzschutzkonzepte sind für die aufgeführten neuen Betriebsarten nicht ausgelegt. Somit kann es schon heute unter bestimmten Umständen zu einer Fehlauslösung oder einer fehlerhaften Nichtauslösung kommen. Während sich eine Fehlauslösung negativ auf die Versorgungszuverlässigkeit auswirken könnte, würde bei einer Nichtauslösung im Fehlerfall eine Gefährdung für Mensch und Tier sowie einer Zerstörung der Betriebsmittel in Kauf genommen werden. Außerdem kann die maximale Blindstromeinspeisung von über Wechselrichter einspeisende Anlagen unter bestimmten Bedingungen dazu führen, dass bei einer automatischen Wiederversorgung (AWE) die Spanungsquelle weiter auf einen Kurzschluss in einem fehlerbehafteten Mittelspannungsabgang speist und somit der Lichtbogen nicht erlöschen kann. Die durchgeführte Fehlerbehandlung wäre in diesem Fall nicht erfolgreich. Aus diesen Gründen sollen im Rahmen dieses Forschungsprojektes aktuelle Risiken identifiziert und Lösungsvorschläge erarbeitet werden, wie schutztechnische Probleme in Zukunft vermieden werden können. Ein Blick in die Zukunft zeigt, dass von einer deutlichen Änderung der Topologien in Verteilnetzen ausgegangen werden kann, um die oben beschriebenen neuen Anforderungen erfüllen zu können. So ist beispielsweise von einer stärkeren Vermaschung in den unterlagerten Netzebenen auszugehen. Zudem steigen die Nutzung von Kommunikationstechnologien und der Einbau innovativer Betriebsmittel, wie beispielsweise regelbarer Ortsnetztransformatoren oder Supraleitern. Diese Randbedingungen müssen in dem Forschungsvorhaben berücksichtigt werden. 20

23 Forschung und Entwicklung Das Projekt geht in drei wesentlichen Arbeitsschritten vor: In der gerade laufenden ersten Phase werden die schutztechnischen Herausforderungen gesammelt, konkretisiert und detailliert untersucht. Ferner sollen dafür Bewertungskriterien und Anforderungen an Lösungsmaßnahmen abgeleitet werden. Darauf basierend soll untersucht werden, ob und mit welchem Aufwand diese Herausforderung mit bestehenden Schutztechnologien und algorithmen bewältigt werden können. Schließlich werden für verbleibende ungelöste Herausforderungen, aber auch für Fälle, in denen effizientere Lösungen erwartet werden, neue Algorithmen entwickelt und getestet. Auf dieser Basis generiert das Projektkonsortium aus Industrie und Wissenschaft individuell zugeschnittene, technisch wirksame und volkswirtschaftlich angemessene Lösungskonzepte und Auswahlregeln. In den einzelnen Arbeitsschritten werden umfangreiche - auch dynamische Untersuchungen - durchgeführt, um bestehende und neu entwickelte Schutzalgorithmen und geräte (z.b. Sicherungen) bewerten zu können. Für die Anwendung in der täglichen Praxis ist es aber unumgänglich, aus diesen Untersuchungen vereinfachte, auf quasistationären Methoden beruhende Schutzauswahl- und -auslegungsprozesse abzuleiten. Dies wird einen Schwerpunkt der Arbeit der FGH im Projekt bilden. Im Arbeitsschritt bis zum Eintritt der Projektpartner aus der Industrie und Wirtschaft im April 2013 werden auf Basis von Rückmeldungen aus der Praxis und bis dato schon bekannten Forschungsarbeiten hinsichtlich schutztechnischer Problemstellungen wichtige Aspekte gesammelt und anhand einer Analyse die Projektrelevanz priorisiert. Zudem werden Referenznetze entwickelt, die einen möglichst vollständigen Überblick über die Bandbreite der heutigen Verteilnetzstrukturen und topologien in Mittel- und Niederspannungsebenen bieten und somit die Grundlage für Untersuchungen und Szenariodefinitionen bilden. Ihr Ansprechpartner bei der FGH: Dipl.-Wirt.-Ing. Manuel Jäkel 21

24 Forschung und Entwicklung PEGASE Pan European Grid Advanced Simulation and State Estimation EU-Forschungsprojekt Das von der europäischen Union (EU) in Gestalt des 7. Rahmenprogramms geförderte Projekt wurde im Jahr 2012 nach vierjähriger Laufzeit erfolgreich abgeschlossen. Das Projektkonsortium bestand aus 22 europäischen Partnern aus dem Industrie- (Übertragungsnetzbetreiber, Komponentenhersteller etc.) und Forschungssektor (Universitäten Sevilla, Duisburg-Essen, Riga, Paris, der FGH sowie weiterer europäischer Forschungseinrichtungen). Die Motivation des Projekts leitete sich aus der Tatsache ab, dass der sichere und unterbrechungsfreie Betrieb des europäischen Übertragungsnetzes auch vor dem Hintergrund neuer Aufgabenstellungen gewährleistet werden muss. Während die nationalen Übertragungsnetze in der Vergangenheit im Umfeld vertikal integrierter Versorgungsunternehmen sowie eines durch konventioneller Kraftwerke geprägten Erzeugungsportfolios geplant und betrieben worden sind, treiben die Integration des gesamteuropäischen Marktes für elektrische Energie und der verstärkte Ausbau von Erzeugungsanlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien (in erster Linie Windkraft und Photovoltaik) das Übertragungsnetz an seine physikalischen Grenzen. Insbesondere der grenzüberschreitende Handel mit elektrischer Energie erfordert eine intensive Zusammenarbeit und Koordination der europäischen Übertragungsnetzbetreiber. Ziel des Projekts PEGASE war nun die Beseitigung von algorithmischen Hindernissen in Verbindung mit der Überwachung, Simulation und Optimierung des gesamt-europäischen Übertragungsnetzes. Informationsbeschaffung und -verarbeitung ÜNB-individuelles Vorgehen Echtzeit-Betrieb State Estimation Statische & dynamische Zustands- und Sicherheitsbewertung Zur Lösung dieser Aufgabenstellung wurden die Echtzeit-Betriebsführung und die Betriebsplanung getrennt voneinander analysiert. Mensch-Maschine- Schnittstelle Modellierung des erwarteten Netzzustands Statische & dynamische Zustands- und Sicherheitsbewertung Mensch-Maschine- Schnittstelle Betriebsplanung: Day-ahead bis hour-ahead Bild 1 Schematisches Modell der Netzbetriebsführung 22

25 Forschung und Entwicklung Bild 1 verdeutlicht die Unterscheidung zwischen der Echtzeit-Betriebsführung und der operativen Planung und stellt die bearbeiteten Elemente der beiden Arbeitsschritte dar. Die hier dargestellten Elemente des Echtzeit- Betriebs und der Betriebsplanung wurden durch die Entwicklung leistungsfähiger Algorithmen und Werkzeuge gegenüber dem bisherigen Stand der Technik in Bezug auf Geschwindigkeit und Qualität der Simulationsergebnisse verbessert. Die Algorithmen und Werkzeuge haben durch Tests auf der Grundlage eines repräsentativen Datensatzes ihre Leistungsfähigkeit nachgewiesen. Dieser Datensatz umfasst Netzknoten, Leitungen, Transformatoren, Generatoren, 707 Windparks, 3 HGÜ-Verbindungen und eine Gesamtlast in Höhe von 400 GW. Die Ergebnisse des Projekts lassen sich in drei Kernaspekten zusammenfassen: 1. Die Entwicklung innovativer Algorithmen für die State Estimation, dynamische Simulation und Optimierung des gesamteuropäischen Übertragungsnetzes. Die Ergebnisse wurden in einer Vielzahl von Veröffentlichungen in Fachzeitschriften und im Rahmen von Konferenzen dokumentiert. Die FGH war insbesondere bei der Entwicklung des Algorithmus für die State Estimation involviert, der auch ein mehrstufiges Vorgehen unter Verwendung der von den einzelnen TSOs durchgeführten Zustandsschätzungen und Zusammenführung zu einer gesamten Schätzung des europäischen Übertragungsnetzes beinhaltet. Ferner leistete die FGH durch die Bereitstellung und Entwicklung von Betriebsmittelmodellen einen wichtigen Beitrag bei der Entwicklung der Algorithmen. 2. Die entwickelten Algorithmen wurden in Form von Prototypen, die teilweise aus der Kombination verschiedener Entwicklungen hervorgingen, getestet. Hier konnte die Tauglichkeit für eine sehr große Datenmenge, wie sie das gesamt-europäische Übertragungsnetz darstellt, nachgewiesen werden. Die FGH ermöglichte in erster Linie durch die Entwicklung von Schnittstellen und Datenkonvertern die Implementierung dieser Prototypen. 3. Die Ergebnisse des Projekts haben einerseits die Grundlage für weitergehende Forschungsarbeiten auf diesem Gebiet und andererseits für die Umsetzung in eine kommerzielle Nutzung durch entsprechende Hersteller gelegt. Aufgrund der Tatsache, dass die Prototypen bereits von Endnutzern (Übertragungsnetzbetreibern) getestet worden sind, können diese bereits jetzt ein detailliertes Anforderungsprofil für Hersteller formulieren. Abgerundet wird das Projekt durch die Entwicklung eines Simulators für das Betriebsführungspersonal, mit dem es möglich ist, komplexe Situationen im gesamt-europäischen Übertragungsnetz zu simulieren. Die zusammengefassten Ergebnisse und veröffentlichten Berichte sind im Internet auf verfügbar. Ihr Ansprechpartner bei der FGH: Dipl.-Ing. Oliver Scheufeld 23

26 Forschung und Entwicklung UMBRELLA Toolbox for Common Forecasting, Risk Assessment, and Operational Optimisation in Grid Security Cooperations of Transmission System Operators EU-Forschungsprojekt Motivation Die europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) sind im Betrieb und Betriebsplanung mit zunehmenden Herausforderungen konfrontiert. Gründe hierfür sind vornehmlich: Der Anteil dargebotsabhängiger Einspeisung aus regenerativen Energiequellen wie Wind und Photovoltaik (PV) an der gesamten Erzeugung nimmt signifikant zu. Im europäischen Synchronverbund wächst der grenzüberschreitende Stromhandel mit daraus resultierenden physikalischen Lastflüssen. Hieraus ergibt sich zum einen die Herausforderung auch bei zunehmenden Unsicherheiten in der Netznutzung weiterhin die Systemsicherheit zu gewährleisten. Zum anderen sollen aber auch möglichst hohe Übertragungskapazitäten dem grenzüberschreitenden Stromhandel zur Verfügung gestellt werden. Auf der anderen Seite werden sich zukünftig die Freiheitsgrade im Netzbetrieb, z.b. durch den Einsatz von lastflusssteuernden Betriebsmitteln, erhöhen. Insgesamt wird sich also die zu bewältigende Übertragungsaufgabe komplexer gestalten wobei gleichzeitig aber auch der Netzbetrieb an Flexibilität gewinnt. Ziele des Projekts Die am UMBRELLA-Projekt beteiligten ÜNB wünschen sich für den Netzbetrieb insbesondere folgende Hilfestellungen: Verbesserung der Vorhersage von unsicheren Eingangsdaten wie zum Beispiel: Erzeugung elektrischer Energie aus dargebotsabhängigen Quellen Ausfälle von Kraftwerken Kurzfristiger Handel von elektrischer Energie Auf Grundlage dieser Prognosen sollen folgende Daten abgeleitet werden können: Wahrscheinlichkeit kritischer Leitungsauslastungen Wahrscheinlichkeit von Mehrfachausfällen von Betriebsmitteln Empfehlungen präventiver und kurativer Maßnahmen für einen sicheren Netzbetrieb Um diesen Anforderungen gerecht zu werden, ist das Kernziel des UMBRELLA-Projekts die Entwicklung einer innovativen Toolbox für die ÜNB, die den Netzbetrieb in geeigneter Form unterstützt. Die Toolbox soll den ÜNB auch in Zukunft bei einer hohen Durchdringung mit dezentraler und fluktuierender Erzeugung sowie zunehmenden Handelsflüssen einen sicheren Betrieb des Übertragungsnetzes und die Ausnutzung zukünftiger Freiheitsgrade ermöglichen. Ferner soll durch den Einsatz der Toolbox die Koordination der ÜNB verbessert werden. Die Entwicklung der einzelnen Funktionen der Toolbox erfolgt in drei verschiedenen Arbeitspaketen (Work Package WP), an denen die FGH in Zusammenarbeit mit den beteiligten ÜNB und wissenschaftlichen Partnern beteiligt ist: WP 2 Vorhersage: Ziel ist es, Methoden zu entwickeln, die die Vorhersage eines zukünftigen Netzzustands ermöglichen. WP 3 Optimierung: Es sollen Verfahren entwickelt werden, die einen optimalen Leistungsfluss einstellen. Hierbei ist primäres Ziel die Gewährleistung sicherer Betriebszustände wobei eine Maximierung von Übertragungskapazitäten angestrebt wird. WP 4 Risikobewertung: In diesem Arbeitspaket sollen die Wahrscheinlichkeit von Netzengpässen und die resultierende Gefährdung für den Netzbetrieb bearbeitet werden. Die Ergebnisse vorgenannter Arbeitspakete werden anschließend in einer Toolbox zusammengefasst. Der dabei entwickelte Prototyp kann dann zum Nachweis der Leistungsfähigkeit der entwickelten Funktionalitäten eingesetzt werden. 24

27 Forschung und Entwicklung Beiträge der FGH zur Lastflussoptimierung Innerhalb des WP 3 war es unter anderem Aufgabe der FGH die relevanten Eigenschaften von Phasenschieber-Transformatoren (PST) und die derzeitige Berücksichtigung von PST im Netzbetrieb zu analysieren. Ein Ausschnitt der Ergebnisse wird im Folgenden präsentiert. Unter praxisnahen Annahmen gilt für Übertragungsnetze: Der Wirkleistungsfluss im Netz ist allein von den Spannungswinkeln bestimmt. Der Blindleistungsfluss hängt ausschließlich von den Spannungsbeträgen ab. Mit Hilfe von einstellbaren PST kann die Winkeldifferenz zwischen Eingangs- und Ausgangsspannung des Transformators verändert werden. PST ermöglichen somit eine Steuerung des Wirkleistungsflusses und stellen damit für die Netzbetreiber einen Freiheitsgrad dar, um Netzengpässe zu beseitigen. Das komplexe Übersetzungsverhältnis t eines Transformators ist definiert als Verhältnis der Eingangsspannung U S zur Ausgangsspannung U L : Der Spannungsunterschied zwischen Eingangsund Ausgangspannung eines Transformators lässt sich ferner auch mit Hilfe einer Zusatzspannung U ausdrücken: PST können grundsätzlich in eine unsymmetrische und eine symmetrische Ausführung eingeteilt werden. Bild 1 zeigt das Zeigerbild der Spannungen für beide Typen. Unsymmetrische PST zeichnen sich dadurch aus, dass neben dem Winkel zwischen Eingangs- und Ausgangsspannung auch der Betrag der Ausgangspannung verändert wird. Somit wird bei einer Verstufung eines solchen PST stets auch der Blindfluss im Netz beeinflusst, jedoch in deutlich geringerem Maße als der Wirkfluss. Das Übersetzungsverhältnis von symmetrischen PST ist demgegenüber rein imaginär, mit anderen Worten wird bei Stufung des PST mit den praxisnahen Annahmen ausschließlich der Wirkleistungsfluss im Netz verändert. Ein weiterer Unterschied zwischen den PST-Ausführungen besteht in der Abhängigkeit der Winkeldifferenz von der Zusatzspannung des PST (Bild 2). Bei einem unsymmetrischen PST verhält sich die Winkeldifferenz bis zu einer auf die Eingangsspannung bezogenen Zusatzspannung von etwa 0,7 linear. Der lineare Bereich ist bei symmetrischen PST demgegenüber ungefähr doppelt so groß. Symmetrischer PST n max Unsymmetrischer PST n max U S U S α U L U 0 Stufenstellung n α U L U 0 Stufenstellung n n min n min Bild 1 Zeigerbilder der Transformator-Spannungen für symmetrische und unsymmetrische PST 25

28 Forschung und Entwicklung α [ ] 30 0 symmetrischer PST unsymmetrischer PST 0 0,5 1 1,5 2 2,5 U [p.u.] Bild 2 Winkeldifferenz in Abhängigkeit der bezogenen Zusatzspannung bei PST Bei einer Modellierung der PST für Optimierungsverfahren müssen die herausgearbeiteten Eigenschaften Berücksichtigung finden. Die Fahrweise von PST kann unterschiedlichen Zielsetzungen folgen: Reduzierung von grenzüberschreitenden Leistungsflüssen Vermeidung von grenzüberschreitenden Kreisflüssen Einhaltung des (n-1)-kriteriums durch Reduzierung der Leitungsauslastung Spannungshaltung durch Generieren eines Kreisflusses über gering ausgelastete Leitungen Um diese Ziele zu erreichen, müssen neben der Verstufung von PST weitere Maßnahmen, wie zum Beispiel Schalthandlungen, herangezogen werden. Für grenzüberschreitende Maßnahmen ist eine enge Koordination der beteiligten ÜNB erforderlich. In WP 3 wurden die wesentlichen Anforderungen an die Implementierung eines Optimierungsverfahrens abgeleitet. Hierunter fallen: relevante Nebenbedingung für einen Einsatz im Netzbetrieb, zur Verfügung stehende Freiheitsgrade im Netzbetrieb, mögliche Zielfunktionen. Ferner ist der Umfang der erforderlichen Betriebsmittelnachbildungen abgeleitet worden. Im nächsten Schritt wird nun die Implementierung des Optimierungsverfahrens vorgenommen. Im Fokus der FGH steht dabei die Behandlung der Topologiemaßnahmen. Hierunter fallen: Ein-/Ausschalten von Leitungen, Transformatoren, Kompensationselementen und Kuppelstellen Umlegen eines Netzelements bei einer Mehrfach-Sammelschienenkonfiguration Einstellen der Stufe von Stufensteller- Transformatoren und Kompensationselementen Für die Anwendung eines rechnergestützten Verfahrens zur Ermittlung einer optimalen Topologie müssen insbesondere die zeitlichen Anforderungen des Netzbetriebs erfüllt werden. Neben den zuvor beschriebenen Aktivitäten im WP 3 hat die FGH wesentliche Beiträge in WP 2, mit einer Vorhersage von kritischen Systemzuständen unter Ausnutzung verfügbarer Informationen zu den Unsicherheiten einzelner Einflussfaktoren sowie im WP 5, in dem der Prototyp der zu entwickelnden Toolbox aus den einzelnen Teilentwicklungen vorgelagerter Arbeitspakete synthetisiert werden soll. Weitere Informationen zu diesem Projekt sowie veröffentlichte Berichte finden sich im Internet unter Ihre Ansprechpartner bei der FGH: Dr.-Ing. Simon Krahl Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.-Ing. Andreas Moormann 26

29 Forschung und Entwicklung Eigenfinanziertes Forschungsprojekt Planungshandbuch für Spannungsregelung dezentraler Erzeugungsanlagen Motivation Trotz sinkender Vergütungssätze ist auch für die nächsten Jahre eine hohe Ausbaudynamik bei der dezentralen Erzeugung zu erwarten. Da insbesondere in ländlichen Regionen einige Verteilungsnetze bereits heute und zunehmend bei der Einbindung dezentraler Erzeugungsanlagen an ihre technischen Grenzen stoßen, sind ein kostenintensiver Netzausbau oder alternative Maßnahmen zur Integration neuer Anlagen immer häufiger notwendig. Alternative Maßnahmen sollen dabei vor allem die Kosten für die Integration neuer Anlagen verringern und damit auch dem Problem begegnen, dass die Entwicklungsprognosen der Einspeiseleistung gerade lokal mit großer Unsicherheit behaftet sind. In zahlreichen Pilotprojekten, Studien und exemplarischen Untersuchungen wurden der Nutzen und die Wirtschaftlichkeit solcher Maßnahmen bereits gezeigt. Da die einzelnen Maßnahmen und deren Wirkung auf die zumeist anschlussbegrenzende Spannungsanhebung durch die Erzeugungsanlagen jeweils von einer Vielzahl von Einflussfaktoren abhängen, können die Ergebnisse dieser Projekte und Studien jedoch nicht einfach auf andere Netze übertragen werden. Darüber hinaus lässt die Ausbaudynamik angesichts enger Antwortfristen auf Netzanschlussbegehren aufwendige Einzelfalluntersuchungen gar nicht zu. Vielmehr benötigen die Verteilungsnetzbetreiber für die effiziente Maßnahmenauswahl und deren Parametrierung einfach anwendbare und in ihrer technischen Wirkung robuste Planungsgrundsätze, wie sie in der Planung der Mittelund Niederspannungsnetze üblich sind. Daher wurden auf Anregung der Mitgliedsunternehmen Planungsgrundsätze für eine Spannungsregelung durch Erzeugungsanlagen entwickelt, die dazu dienen sollen, einerseits den Planungsaufwand zu verringern, andererseits aber durch möglichst einheitliche Vorgaben an die Parametrierung der Regelungen auch den Betriebsaufwand im Hinblick auf die weitere Netzentwicklung zu minimieren. Diese Zielsetzung erfordert es, die zweifelsohne vorhandenen Besonderheiten in der Bandbreite der deutschen Verteilungsnetze in Form weniger, einfach zu ermittelnder Netzdaten hinreichend genau zu berücksichtigen. Dies ist durch die Definition von Größen zur Beschreibung elektrischer Entfernungen, die bei hinterlegten Daten von Netzberechnungssystemen, aber auch geographischen Informationssystemen einfach errechnet werden können, gelungen. Das Projekt wurde aus dem Vereinsvermögen in Form der Gewinnausschüttungen ihrer Töchter FGH GmbH und FGH Test Systems GmbH finanziert. Analysen Für die Spannungsregelung von Erzeugungsanlagen kann mit Hilfe von bereits definierten [1] und bei der FGH erweiterten Verfahren ein Einsatzbereich bestimmt werden. Dabei wird zunächst der Bereich 1.a (s. Bild 1) ermittelt, in dem aufgrund der Nähe zu Transformator und der daraus folgenden starken Wechselwirkung mit der Spannungsregelung am HS/MS- Transformator und der Begrenzung der Anschlussleistung durch die Stromtragfähigkeit der Leitung, keine Regelung erfolgen sollte. Anschließend werden die auf den Betriebsmittelresistanzen basierende mittlere elektrische Entfernung R mee [1] und die Resistanz im Übergangspunkt R Ü berechnet. Der Übergangspunkt beschreibt dabei den Punkt im Abgang, an dem die Anschlussleistung nicht mehr durch die Stromtragfähigkeit der Leitung, sondern durch die Spannungsanhebung am Netzverknüpfungspunkt (NVP) begrenzt wird. 27

30 höchstzulässige Anschlussleistung (ha) Forschung und Entwicklung HS MS B1.a B1.b B2 X trafo überwiegt Stromtragfähigkeit anschlussbegrenzend Steigerung durch Q 0 nicht möglich X Spannungsband anschlussbegrenzend Steigerung durch Q 0 möglich Übergangspunkt Wechselwirkung möglich: durch Regelung im B1 Steigerung von ha in B2 durch Regelung in B2 Verminderung von ha in B1 Leitungslänge Bild 1 Einsatzbereich einer Spannungsregelung durch Erzeugungsanlagen 14 Ohm 10 Resistanz (R ü ) im Übergangspunkt bei einer Spannungsanhebung durch die EZA R Ü bei U = 2% U N 8 R mee mm² - Al (R = 0,21 Ω/km; I th. *= 260 A) 5 km X A 500 min. I therm im Abgang Bild 2 Resistanz im Übergangspunkt in Abhängigkeit von der maximalen Stromtragfähigkeit des Abgangs (*bei Korrekturfaktor 0,8) Eine Spannungsregelung sollte bei allen außer den Anlagen im Bereich 1.a des Abgangs eingesetzt werden, wenn R mee größer als R Ü ist (s. Bild 2). Es ist auch möglich, die Erzeugungsanlagen außerhalb von Bereich 1.a generell regeln zu lassen und sich die evtl. aufwändige Berechnung von R mee und R Ü zu sparen. Dieses Vorgehen kann aber zu höheren Verlusten durch nicht notwendigen Blindleistungsbezug und zu einer Reduktion der maximalen Anschlussleistung um maximal 5 % führen. Außerdem sind die unten aufgeführten Rahmenbedingungen zur sicheren Vermeidung von Instabilitäten durch verschiedene Regelungen zu beachten. In besonderem Fokus stand die Spannungsregelung durch eine Q(U)-Regelung, die in der Netzanschlussrichtlinie für die Mittelspannungsebene definiert wird. Diese Form der Regelung bietet die Vorteile einer Rückwirkung des über die Spannung beschriebenen aktuellen Netzzustandes auf die Blindleistungseinspeisung, vermeidet daher nicht erforderliche Blindleistungsbereitstellungen und 28

31 Forschung und Entwicklung führt somit tendenziell zu geringeren Verlusten. Ein Sachverhalt, der bei dieser Regelung jedoch nicht vernachlässigt werden kann, ist die elektrische Kopplung von Regelungen beim Einsatz mehrerer Regelungen in einem Netzbereich. Deshalb ist eine Prüfung dieser elektrisch gekoppelten Regelungen auf ihre Stabilität hin erforderlich. Als wesentliche Einflussfaktoren auf die Stabilität der Regelung konnten die Parametrierung des Reglers, der Netzverknüpfungspunkt, die Anlagenleistung und die Q(U)-Kennlinie ausgemacht werden. Das Verhältnis zwischen der Reaktionszeit des Reglers und dem Zeitintervall zwischen den Sollwertübernahmen konnte dabei als wesentliche Größe zur Beeinflussung der Stabilität des Reglers identifiziert werden. Regelt der Regler durch eine sehr kurze Reaktionszeit innerhalb des Zeitintervalls für die Sollwertübernahme auf die Sollgröße, kann es zu einer Schwingung der Regelung kommen. Verhindert wird die Schwingung also sicher durch genauere Vorgaben an den Regler, die Mindestwerte für Reaktionszeit im Verhältnis zur sogenannten Sollwertzeit definiert. Da diese detaillierten Vorgaben derzeit nicht Bestandteil von Netzanschlussregeln sind, wurden alternative Maßnahmen zur Stabilitätsgewährleistung entwickelt. So kann die Schwingung des Reglers auch durch eine Q(U)-Kennlinie vermieden werden, die an die Sensitivität der Spannung am NVP und die maximal zulässige Anlagenleistung angepasst ist. Befinden sich mehrere regelnde Erzeugungsanlagen in einem Netz, ist zusätzlich die gegenseitige Beeinflussung zu berücksichtigen. Für eine einfache und effektive Umsetzung wurden die in den Untersuchungen ermittelten Ergebnisse in Planungsgrundsätze für Netzplanung und Betrieb umgesetzt. Planungsgrundsätze und -Verfahren Die Planungsgrundsätze beschreiben zunächst sinnvolle Einsatzgebiete und grenzen der Regelungen, wobei zu ihrer Umsetzung die Verfahren netzweite Planung der Regelung und abgangsweise Planung der Regelung entwickelt wurden. Die Verfahren unterscheiden sich durch den erforderlichen Eingangsdatenbedarf und Umsetzungsaufwand, der bei einer detaillierten Netzplanung auf Abgangsebene erwartungsgemäß höher ist. Im Gegenzug können mit der abgangsweisen Planung Einsatzgebiet und grenze genauer bestimmt werden, um die Regelung zu optimieren. Die Auswahl des Verfahrens kann über ein regelbasiertes System, das zum Beispiel den Aufwand über die Anzahl unterschiedlicher Kabelund Freileitungsquerschnitte in den Abgängen abschätzt, erfolgen. Darüber hinaus beinhalten die Planungsgrundsätze auch Empfehlungen für die in den Netzanschlussrichtlinien [2,3] weitgehend offen gehaltene Gestaltung und Parametrierung der Regelungen, um die bei bestimmten Konstellationen aus Netzanschlusspunkt, Anlagenleistung und Regelung sowie der Verteilung der Erzeugungsanlagen im Netz möglichen Instabilitäten oder auch stationäre Spannungsschwingungen im Netz zu vermeiden. Die beiden Verfahren ermöglichen dem Netzbetreiber, den erforderlichen zeitlichen Aufwand für die geeignete Auslegung der Spannungsregelung angeschlossener Erzeugungsanlagen gezielt an die Netzsituation anzupassen und so ein günstiges Aufwand/Nutzen-Verhältnis zu erzielen. Der zugehörige Bericht ist bei der FGH erhältlich. Literatur [1] Meuser, Mark: Verbesserte Ausnutzung bestehender Netzstrukturen zur Integration elektrischer Erzeugungsanlagen, Dissertation RWTH Aachen, Aachener Beiträge zur Energieversorgung, Band 143, Klinkenberg Verlag, Aachen, 2012 [2] BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft: Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz Richtlinie für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz, Juni 2008 [3] VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.v.: Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz Technische Mindestanforderungen für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz (VDE-AR-N 4105: ), August 2011 Ihr Ansprechpartner bei der FGH: Dipl.-Ing. Daniel Schacht 29

32 Systemstudien Systemstudien Übersicht Neben der Durchführung von Forschungsprojekten werden im Bereich Systemtechnik auch Auftragsforschungs- und wissenschaftliche Untersuchungsprojekte sowie innerhalb der neu gegründeten FGH GmbH Studien und Gutachten zu unterschiedlichsten Fragestellungen bearbeitet. Als Auftraggeber treten häufig, aber nicht ausschließlich FGH-Mitgliedsunternehmen auf. Diese nutzen die Kapazitäten und Fertigkeiten bei der FGH auch für das Abfangen von Arbeitsspitzen, wie sie bei Netzbetreibern beispielsweise im Umfeld der zahlreichen Anschlussanfragen für EEG- Erzeugungsanlagen oder im Rahmen von kurzfristigen Datenmeldungen an Aufsichtsbehörden auftreten. Im Berichtsjahr fallen nicht zuletzt auch die Untersuchungen zur Systemsicherheit im deutschen Übertragungsnetz, mit Fragen zur sogenannten Kaltreserve oder systemrelevanten Kraftwerken in diese Kategorie. Ähnliche Fragestellungen wurden auch für Belgien behandelt (s. Bericht S. 32). Eine besondere Stärke der FGH besteht, ihrem Auftrag folgend, in der Konzeption und Bearbeitung von Kooperationsprojekten, die von mehreren interessierten Unternehmen anteilig finanziert werden. Die große Bandbreite der Auftraggeber, die von Netzbetreibern, Industrien und Dienstleistern bis zu Herstellern und Betreibern von Erzeugungsanlagen oder auch Behörden und Verbänden reicht, verdeutlicht, dass die FGH als unabhängige und objektive Einrichtung in der Fachwelt anerkannt wird. Die folgende Auflistung exemplarischer Projekte verdeutlicht das breite thematische Feld der im Geschäftsjahr durchgeführten wissenschaftlichen Untersuchungen in der Abteilung Systemstudien: Zentrale Sammlung, Plausibilitätskontrolle und Auswertung der für die FNN-Störungsund Verfügbarkeitsstatistik gemeldeten Daten sowie erweiterte Auswertungen zur stochastischen Streuung von DISQUAL- Kennzahlen und zur Abhängigkeit der Versorgungszuverlässigkeit von der Versorgungsaufgabe i.a. des FNN beim VDE Entwicklung von Verfahren für die unsymmetrische Lastflussberechnung, State Estimation, Kurzschlussstromberechnung und Lastflussoptimierung Optimale Platzierung und Dimensionierung von Blindleistungsquellen im Übertragungsnetz Kosten einer Umstellung der Sternpunktbehandlung von erdschlusskompensierter auf niederohmige Betriebsweise im Hochspannungsnetz und deren Berücksichtigung beim projektbezogenen Kostenvergleich zwischen Freileitung und Kabel Grenzen der Erdschlusslöschfähigkeit unter genauer Berücksichtigung des Einflusses von Spulen- und Leitungsverlusten sowie dem Einfluss der Längsimpedanzen Möglichkeiten und Grenzen der beidseitigen Sternpunkterdung bei Hoch-/Mittelspannungstransformatoren (s. Bericht S. 38) Kippschwingungsneigung im Hochspannungsnetz Optimale Auswahl, Dimensionierung und Platzierung von Blindleistungsquellen im Übertragungsnetz Im Zusammenhang mit den Forschungsprojekten sind hier sowohl Spezialwissen bei den Mitarbeitern wie auch spezielle Werkzeuge auf dem aktuellsten technischen Entwicklungsstand vorhanden, die zum Vorteil unserer Kunden eingesetzt werden können. Die enge, partnerschaftliche Zusammenarbeit mit dem jeweiligen Auftraggeber bietet uns die Möglichkeit, unsere Erfahrungen weiterzugeben und unsere Kompetenzen auszubauen. Nicht 30

33 Systemstudien zuletzt fließen Erkenntnisse aus praktischen Studien natürlich auch wieder in die Forschungs- und Entwicklungsprojekte sowie die Weiterentwicklung unserer Berechnungsverfahren ein und sind somit nicht unerheblich am Erfolg dieser Arbeiten beteiligt. Einsatzgebiete und Werkzeuge Neben den bereits genannten Schwerpunkten der Tätigkeiten im Berichtsjahr verfügen wir natürlich auch auf den klassischen Gebieten der Systemtechnik über fundiertes Wissen und praktische Erfahrungen. Die nachfolgende Aufzählung nennt zur Orientierung einige Themenbereiche: Lastflussberechnungen Kurzschlussstromberechnungen Netzausbauplanung Lastflussoptimierung Stabilitätsuntersuchungen und dynamische Simulationen Instandhaltungsmanagement und -strategien Zuverlässigkeitsanalysen Sonderauswertungen der FNN-Störungsstatistik Störungsaufklärung Beeinflussungsproblematik Oberschwingungsproblematik Analyse und Parametrierung von Schutzgeräten Überspannungsberechnungen, Isolationskoordination und Ableitereinsatz Einsatz von leistungselektronischen Betriebsmitteln (FACTS) Einsatz von HGÜ-Anlagen Für die Lösung dieser Aufgaben setzen wir überwiegend selbst entwickelte, leistungsfähige Softwarepakete (INTEGRAL, InterAss) bzw. überwiegend dort eingebundene weitere Berechnungsmodule ein. Damit ist ein sachgerechter Einsatz der Werkzeuge sichergestellt und es ist möglich, auf die jeweilige Fragestellung, etwa durch notwendige Modellanpassungen, flexibel zu reagieren sowie eine effiziente Bearbeitung der Projekte zu erreichen. Ihr Ansprechpartner bei der FGH: Dr.-Ing. Hendrik Vennegeerts 31

34 Systemstudien Einfluss der Nichtverfügbarkeit belgischer Kernkraftwerke auf das europäische Energieversorgungssystem 1 Hintergrund und Ziel der Studie Die Stromversorgung in Belgien ist stark durch die installierte Leistung von 6 GW an Kernkraftwerken geprägt, die einen wesentlichen Anteil an der Lastdeckung haben. Für den Winter 2012/13 ergab sich aufgrund von Rissen in den Kesseln der Kernkraftwerke Tihange 2 und Doel 3 eine ungeplante Nichtverfügbarkeit von 2 GW. Um die fehlende Erzeugungsleistung der zwei Kernkraftblöcke auszugleichen, ist Belgien in Starklastsituationen im hohen Maße auf Importe angewiesen. Importmöglichkeiten sind von zwei wesentlichen Faktoren abhängig: zum einen, ob ausreichend zusätzliche Erzeugungsleistung zur Deckung der belgischen Last im europäischen Ausland verfügbar ist und zum anderen, ob diese bei Bedarf auch über die bestehende Netzinfrastruktur nach Belgien übertragen werden kann. Es stellten sich also folgende Fragen im Zusammenhang mit dem Ausfall der beiden Kernkraftwerke: Ist im Fall von europaweiten Starklastsituationen ausreichend Erzeugungsleistung im europäischen Verbund vorhanden, um die notwendigen Importe und damit die Erzeugungslücke decken zu können? Kann die Übertragung von elektrischer Energie in europaweiten Starklastsituationen überhaupt nach Belgien gewährleistet werden? Welche Handelsflüsse und physikalischen Flüsse stellen sich für Belgien und dessen Anrainerstaaten in Starklastsituationen ein? Gibt es Indikatoren, die für Belgien möglicherweise kritische Situationen bereits im Vorfeld erkennen lassen? Zur Beantwortung dieser Fragen wurden im Auftrag des belgischen Übertragungsnetzbetreibers Elia durch das Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft an der RWTH Aachen (IAEW) in Kooperation mit der Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.v. (FGH) Untersuchungen zu den Risiken der kurzfristigen Nichtverfügbarkeit der zwei Kernkraftwerke für das belgische Versorgungssystem durchgeführt. Dabei konnte auf die bewährte Berechnungsmethodik aus den Untersuchungen zum Kernenergiemoratorium in Deutschland aufgebaut werden [1], wonach zunächst Simulationen kritischer Erzeugungssituationen für den Winter 2012/13 vorgenommen und darauf aufbauend netztechnische Untersuchungen durchgeführt wurden. 2 Zeitlicher Verlauf Im Sommer 2012 wurden zunächst bei dem Kernkraftwerk Doel 3 bei einer Routinekontrolle Risse in der Außenhaut festgestellt, die sich in ähnlicher Form auch bei dem baugleichen Kraftwerk Tihange 2 fanden. Für beide Blöcke mit einer installierten Leistung von jeweils knapp über einem Gigawatt war Anfang September klar, dass eine Wiederinbetriebnahme frühestens im Frühjahr 2013 stattfinden würde. Nach dem sehr kalten Winter 2011/12, in dem in Frankreich eine Rekordlast von 106 GW gemessen wurde, war zu befürchten, dass im Winter 2012/13 ohne die systemstabilisierenden Kernkraftwerke in Belgien die Versorgungssicherheit gefährdet sein könnte. Die Bewertung von kritischen Situationen, die theoretisch ab November auftreten konnten, musste aus diesem Grund sehr kurzfristig und mit Rückgriff auf bewährte Verfahren und Datengrundlagen erfolgen, um bereits Anfang November verwertbare Ergebnissen Elia vorlegen zu können. 3 Untersuchungsmethodik Zunächst sind potentiell kritische Situationen zu identifizieren. Hierzu wird eine Analyse der Systembilanz durchgeführt, indem die geplanten Kraftwerksnichtverfügbarkeiten für den gesamten Winter 2012/13 der maximalen historischen Last gegenübergestellt werden. Die damit identifizierten kritischen Situationen werden mit der in Bild 1 dargestellten Untersuchungsmethodik, welche sich im Wesentlichen durch zwei Bearbeitungsschritte beschreiben lässt, analysiert. 32

35 Systemstudien Eingangsdaten spezifische Kraftwerksdaten Revisionspläne Netzdatensatz Abschaltpläne Marktsimulation für wahrscheinliche, potentiell besonders kritische Szenarien Kraftwerksfahrpläne Regelzonenbilanzen Erneuerbare Erzeugung Lastzeitreihen Netzsimulation unter Einbeziehung von Maßnahmen der ÜNB Auswertung auftretende Spannungsbänder Leitungsbelastungen Bild 1 Untersuchungsmethodik bestehend aus Markt- und Netzsimulation [2] Im ersten Schritt werden die Auswirkungen der 2 GW Kraftwerksnichtverfügbarkeit auf den Einsatz der verbleibenden Kraftwerke simuliert. Dazu werden mit Hilfe des in Abschnitt 3.1 erläuterten Marktsimulationsverfahrens realitätsnahe Kraftwerkseinsätze generiert, unter deren Berücksichtigung für die Versorgungsicherheit potentiell kritische Netznutzungssituationen identifiziert werden. Die so generierten Netznutzungsszenarien werden einer Netzberechnung zugeführt (siehe Abschnitt 3.2). Über Ausfallrechnungen wird anschließend der Netznutzungsfall anhand der verursachten Leitungsbelastung bewertet. Weiterführend wird anhand historischer Daten für Marktpreise, Handelsflüsse, Nachfrage und Verfügbarkeiten analysiert, ob Indikatoren abgeleitet werden können, die eine Vorhersage von möglicherweise kritischen Situationen erlauben. 3.1 Stromerzeugungsplanung Zur Erzeugung realitätsnaher Kraftwerkseinsatzfahrpläne und deren regionaler Verteilung als Eingangsdatum für die Netzberechnungen wurde unter Anwendung eines am IAEW entwickelten Optimierungsverfahrens eine europaweite Stromerzeugungsplanung durchgeführt. Hierzu wird der systemweit volkswirtschaftlich optimale, kostenminimale, Kraftwerkseinsatz zur Nachfragedeckung ermittelt und damit das Geschehen auf den Märkten für elektrische Energie nachgebildet. Eingangsdaten dieser Optimierung sind im Wesentlichen der zur Verfügung stehende hydro-thermische Kraftwerkspark unter Berücksichtigung von technischen Daten und Restriktionen der Anlagen, Primärenergiepreise, der zu deckenden Nachfrage sowie der zwischen den Marktgebieten zur Verfügung stehenden Übertragungskapazitäten. Ebenfalls wird die sogenannte Must-Run-Einspeisung von Erzeugungsanlagen aus erneuerbaren Energiequellen berücksichtigt. Weiterhin werden Erzeugungseinheiten mit Kraft-Wärme- Kopplung Anlagen einbezogen. Die Eingangsdaten der Marktsimulation basieren weitgehend auf den durchgeführten Untersuchungen im Rahmen des Kernenergiemoratoriums in Deutschland aus dem Jahr 2012, wobei zusätzliche Informationen über das belgische Erzeugungssystem ergänzt wurden. Die Optimierung erfolgt über einen Zeitbereich von zwei Wochen, um relevante Zeitkopplungen von Kraftwerken zu berücksichtigen. Zur Betrachtung kritischer Netznutzungsfälle werden Einzelstunden aus dem Optimierungszeitraum ausgewählt. Der ermittelte Kraftwerkseinsatz für jedes betrachtete Marktgebiet, einschließlich des resultierenden grenzüberschreitenden Energieaustauschs, entspricht gerade den Einsatzentscheidungen, die sich unter Annahme eines vollkommenen Marktes, d.h. insbesondere unter perfekter Information und vollkommener Konkurrenz sowie unter Vernachlässigung von Handelsstrategien der Marktteilnehmer ergeben würden. Zudem wird angenommen, dass die gesamte Energienachfrage sowie das Angebot über die Börse gehandelt werden. Um eventuelle Abweichungen von diesen idealen Bedingungen darzustellen, wurden die betrieblichen Erfahrungen der europäischen Übertragungsnetzbetreiber bei der Parametrierung berücksichtigt. Als Ergebnis der Stromerzeugungsplanung ergeben sich damit realitätsnahe stündliche Einspeise- und Entnahmesituationen für die im Netzmodell enthaltenden Knoten. Lastannahmen Die verwendeten Lastzeitreihen basieren auf europäisch abgestimmten Daten für Höchstlastsituationen und stellen die Worst-Case- Erwartungen der Übertragungsnetzbetreiber 33

36 Systemstudien dar, in denen am ehesten mit kritischen Netzsituationen zu rechnen ist. NTC-Werte Die Übertragungskapazitäten zwischen den betrachteten Marktgebieten wurden auf Basis der von ENTSO-E publizierten Transportkapazitäten modelliert und durch detaillierte Abstimmungen mit den europäischen Übertragungsnetzbetreibern in den betrachteten kritischen Netzsituationen angepasst. Zudem wurden für Belgien die zeitgleichen Importkapazitäten aus Stabilitätsgründen auf maximal 3,5 GW begrenzt. Ergebnis der Stromerzeugungsplanung Das genannte Vorgehen ergibt stündlich aufgelöste Kraftwerksfahrpläne, die mit den betrieblichen Erfahrungen der Netzbetreiber übereinstimmen und sowohl netzknotenscharfe Einspeisungen aus thermischen als auch hydraulischen Kraftwerksblöcken umfassen. Zudem kann, wie in Bild 2 für eine exemplarische Situation, bestimmt werden, wie sich die belgischen Im- und Exporte in kritischen Situationen verhalten. Values in GW Werte in GW UK ES FR UK BE IT NL NO DE CH Bild 2 Exemplarische Austauschsituation für Belgien Es zeigt sich, dass eine sehr hohe Last in Belgien üblicherweise auch mit einer hohen Last im französischen Marktgebiet einhergeht und daher Exporte von Frankreich nach Belgien in solchen Situationen unwahrscheinlich sind. Im Gegenteil kann es vorkommen, dass zur Deckung der Spitzenlast in Frankreich in Extremsituationen sogar Preise am französischen Spotmarkt geboten werden, bei denen ein Export der Niederlande über Belgien nach Frankreich möglich ist, so dass in Belgien aufgrund fehlender Importe eine Lastunterdeckung entstehen könnte. Für Situationen mit anderen Lastannahmen und Verfügbarkeiten von Kraftwerken könnten sich in Abhängigkeit mit dem restlichen europäischen Energieversorgungssystem auch andere Netznutzungsfälle ergeben. Es hat sich jedoch gezeigt, dass Höchstlastsituationen in Kombination mit einer hohen Last in Frankreich besonders kritisch sind, so dass diese im Fokus der Netzbewertungen stehen. Die angewandte Methodik zur Netzberechnung wird im Folgenden vorgestellt. 3.2 Netzbewertung Die Netzbewertung erfolgt mit Hilfe von Lastflussberechnungen, indem die zuvor ermittelten Kraftwerksfahrpläne zusammen mit Lastzeitreihen und Zeitreihen der EE-Einspeisung knotenscharf einem Netzdatensatz zugeführt und mittels Ausfallrechnungen die resultierenden Leitungsbelastungen, insbesondere auf den stark ausgelasteten mitteleuropäischen Nord-Süd-Verbindungen, bewertet werden. Dabei wird die Möglichkeit berücksichtigt, den Fluss auf den Kuppelleitungen zwischen Niederlande und Belgien sowie Belgien und Frankreich über Querregeltransformatoren zu beeinflussen. Aufgrund des sehr hohen Nord-Süd-Flusses besteht jedoch die Gefahr, dass die Regelungskapazität dieser Transformatoren überschritten wird und daraus resultierend Überlastungen auftreten können. In diesem Fall sind Gegenmaßnahmen durch den Übertragungsnetzbetreiber unabdingbar und im Rahmen der hier durchgeführten Untersuchungen zu simulieren. Datengrundlage Als Grundlage der Netzbewertung kommt ein europäischer Netzdatensatz als Datenbasis der Netzstruktur und elektrischen Kenngrößen zur Anwendung. Die Netzbewertung ist eine Zeitpunktbetrachtung, so dass aus den Marktsimulationsergebnissen in Form von Kraftwerksfahrplänen und Zeitreihen eine zu betrachtende Stunde herausgegriffen und dem Netzdatensatz zugeführt wird. Die als Ergebnis der Marktsimulation resultierende Erzeugungssituation 34

37 Systemstudien aus konventionellen Kraftwerken wird dem Netzdatensatz knotenscharf zugeordnet. Ausfallsimulation Die Netzbewertung erfolgt mittels quasistationärer Lastflussberechnungen im Rahmen von Ausfallsimulationen möglicherweise auslegungsrelevanter Situationen. Die Ermittlung von lokal geprägten (n-1)-verletzungen steht dabei nicht im Vordergrund, so dass auf eine Simulation aller Betriebsmittelausfälle verzichtet und in Belgien ausschließlich die für den Nord-Süd-Transit relevanten Querregeltransformatoren sequentiell ausfallbehaftet angenommen werden. 3.3 Historische Analyse Um möglicherweise kritische Situationen für das belgische Erzeugungssystem bereits vor dem Eintreten erkennen zu können, ist es sinnvoll, Indikatoren für eine frühzeitige Detektion herzuleiten. Hierbei werden im Rahmen der vorgestellten Studie historische Daten des Day-Ahead-Spotmarktes, Im- und Exporte, Lastverläufe, Einspeisungen der relevanten Erzeuger und Verfügbarkeiten der Kraftwerke analysiert, um hieraus möglicherweise Rückschlüsse auf zukünftige Situationen ziehen zu können. 4 Untersuchungsszenarien Als zu untersuchende Szenarien wurden sechs extreme Belastungsfälle für das europäische Versorgungssystem abgeleitet, die im Wesentlichen Starklastsituationen mit besonders kritischen zusätzlichen Ereignissen darstellen. So wurde etwa die historische Höchstlast von 106 GW in Frankreich zusammen mit Nichtverfügbarkeiten von Gaskraftwerken aufgrund von Versorgungsengpässen im Erdgasnetz im Rahmen einer europäischen Höchstlastsituation untersucht. Weiterhin wurden auch die Auswirkungen zusätzlicher Kraftwerksnichtverfügbarkeiten in den Niederlande und Frankreich auf die belgische Energieversorgung durch entsprechende Szenarien berücksichtigt. 5 Ergebnisse 5.1 Netzbewertung In allen sechs Szenarien kommt es aufgrund des hohen belgischen Imports und eines erheblichen Nord-Süd-Transits (insbesondere im französischen Höchstlastszenario) zu einer Überlastung der Querregeltransformatoren an den Grenzen zwischen Niederlande und Belgien bei Ausfall einer parallelen Kuppelleitung bzw. eines parallelen Querregeltransformators. In allen Szenarien ist die thermische Belastungsgrenze der westlichen Kuppelleitung von den Niederlanden nach Belgien bereits im Grundschaltungszustand überschritten. Als topologische Gegenmaßnahme würde nur eine Freischaltung dieser Leitung verbleiben. Eine gemeinsame Untersuchung der europäischen Übertragungsnetzbetreiber, aufbauend auf den Ergebnissen der hier vorgestellten Studie, hat gezeigt, dass zunächst durch eine effizientere Koordination der Phasenschieberstellungen in Deutschland, Niederlande und Belgien ein Öffnen der Kuppelleitungen so lange wie möglich vermieden werden kann. Im Fall der Leitungsfreischaltung mit einem hohen Leistungstransport über die Kuppelleitung verteilt sich die Belastung nämlich auf Parallelleitungen im In- und Ausland, so dass netzsicherheitsbedingte Probleme zu erwarten sind. Insbesondere die deutsche Mittelrheintrasse vom einspeiselastigen Rhein-Ruhr- Gebiet in Richtung der Lastzentren im Süd- Westen Deutschlands ist von der geringeren Transportkapazität zwischen Nord- und Südeuropa stark betroffen. Für das historische Höchstlastszenario in Frankreich sind die Auswirkungen auf die Mittelrheintrasse in Bild 3 oben gezeigt. Das obere Bild zeigt die Situation vor Freischaltung der Kuppelleitung Niederlande-Belgien. Der Fluss von den Niederlanden nach Belgien mit MW überschreitet bei weitem die Kapazität der Kuppelleitungen. Durch die Abschaltung der Kuppelleitung (Bild 3 unten) kann die Überlastung der belgischen Kuppelleitungen vermieden werden. Als Konsequenz fließt die Leistung nun vermehrt von den Niederlanden über Deutschland in Richtung Süden. Dies führt zu einer erheblichen Mehrbelastung der Mittelrheintrasse von zuvor 71,6 % auf nunmehr 84,0 % des maximal erlaubten thermischen Grenzstroms im Grundfall. Im (n-1)- Fall kommt es zu Überlastungen auf dieser Trasse. Eine Behebung der Überlastungen mit Gegenmaßnahmen wie Redispatch zwischen nördlichen und südlichen Kraftwerken ist 35

38 Systemstudien notwendig, jedoch aufgrund des im Höchstlastszenario nahezu vollständig ausgereizten Kraftwerkseinsatzes in Südeuropa nur bedingt möglich. Weiterhin würde eine Abschaltung der Kuppelleitung zu einer signifikanten Netzschwächung führen, da damit nur eine Doppelleitung zwischen Niederlande und Belgien verbleibt und bei Ausfall dieser verbleibenden Kuppelleitung in Folge eines Common-Mode-Fehlers mit erheblichen Auswirkungen auf die Nachbarnetze und ggf. auch mit Problemen aufgrund dynamischer Effekte gerechnet werden muss MW 770 MW Rhein-Ruhr-Gebiet (einspeiselastig) Mittelrheintrasse 1500 MW Auslastung Grundfall: 71,6 % 2370 MW Kuppelleitungen NL-BE (westliche Achse) 2290 MW 890 MW Lastzentren im Süden von Deutschland 710 MW Rhein-Ruhr-Gebiet (einspeiselastig) Mittelrheintrasse 2510 MW Auslastung Grundfall: 84,0% Lastzentren im Süden von Deutschland Bild 3 Auswirkungen einer Freischaltung der Kuppelleitung Niederlande-Belgien auf die physikalischen Flüsse in der Umgebung Zur Beseitigung der Überlastungen der Kuppelleitungen kann allerdings auch nicht auf ausreichendes Redispatchpotential zurückgegriffen werden, da gerade bei Höchstlastsituationen in den wesentlichen Lastsenken in Belgien und Frankreich damit zu rechnen ist, dass alle verfügbare Erzeugungsleistung bereits ausgeschöpft ist. In Fällen, in denen eine Gefährdung des Gesamtsystems vorliegt, bliebe nur die Möglichkeit, mittels Lastabwurf einen sicheren Betriebszustand des Übertragungsnetzes zu gewährleisten, was gerade in Kälteperioden natürlich mit erheblichen Beeinträchtigungen der Netzkunden verbunden wäre. 5.2 Historische Marktanalyse Ziel der Marktanalyse ist die Ableitung von Indikatoren zur Vorhersage von zukünftigen kritischen Netzzuständen in der Elia-Regelzone. Unter der Annahme, dass die Einsatzentscheidung von Kraftwerksbetreibern auf Basis von Grenzkosten der Erzeugung getroffen wird, wurde die Merit-Order für den aktuellen belgischen Kraftwerkspark analysiert. In Belgien kann demnach ab einem Spotmarktpreis von etwa 120 EUR/MWh davon ausgegangen werden, dass nur noch eine geringe Restleistung an gas- und ölbefeuerten Anlagen zugeschaltet werden kann. Der vergangene Winter 2011/12 bestätigt die Annahme, dass mit Spotmarktpreisen von größer als 150 EUR/MWh möglicherweise kritische Starklastsituationen einhergehen. Im Gegenzug ist jedoch nicht jede Starklastsituation mit einem hohen Spotmarktpreis verbunden. In Anbetracht der Resultate erweist sich der Spotmarktpreis als nicht eindeutiger Indikator. Weiterhin wurde unter Berücksichtigung der Arbeitsverfügbarkeiten der belgischen Kraftwerke die Wintersituation im Jahr 2011/12 untersucht. So ergaben sich in der Vergangenheit für die Situationen, in denen der Großteil an verfügbarer Erzeugungskapazität in das belgische System eingespeist hat, Spotmarktpreise von mindestens 100 EUR/MWh. Generell lässt sich nur die triviale Aussage ableiten, dass hohe Spotmarktpreise in der Vergangenheit stets mit einer hohen Auslastung der Erzeugungsleistung einhergingen. Die Analyse der Auslastungen der Kuppelkapazitäten zeigt, dass Belgien in Hochpreiszeiten üblicherweise keinen Import aus Frankreich erwarten kann. Frankreich weist in solchen Situationen selbst zu wenig Erzeugungsleistung auf und muss die Nachfrage durch Leistung aus dem europäischen Ausland 36

39 Systemstudien decken, wobei in der Vergangenheit sehr hohe Spotmarktpreise von über 500 EUR/MWh auftraten. Daher muss für Belgien als worst-case in solchen Situationen eher mit einem Leistungstransit von den Niederlanden nach Frankreich gerechnet werden. Allgemein kann festgehalten werden, dass die Importsituation von Belgien stark von der Erzeugungssituation und dem Bietverhalten in Frankreich abhängig ist. Die Untersuchungen zeigen, dass es tendenzielle Abhängigkeiten zwischen den untersuchten Faktoren gibt, jedoch keine einzelnen eindeutigen Indikatoren zur Vorhersage kritischer Netzsituationen abgeleitet werden konnten. Vielmehr muss auf einen multikriteriellen Bewertungskatalog zurückgegriffen werden, der besonders auch betriebliche Einschätzungen mit einbezieht. 6 Fazit Der Wegfall der Kernkraftwerke in Belgien führt neben dem in vielen Netznutzungsfällen ohnehin schon vorhandenen hohen Transit durch Belgien zu vermehrtem zusätzlichen Importbedarf. Die Netzsicherheit kann in extremen, jedoch nicht unwahrscheinlichen, Szenarien gefährdet sein. Topologische Gegenmaßnahmen in Belgien in Form von Entkopplungen vom Ausland führen zu weiträumigen europäischen Netzsicherheitsproblemen. Gegenmaßnahmen wie etwa Redispatch kraftwerke sind in kritischen Höchstlastszenarien allerdings auch nicht in ausreichen dem Maße verfügbar, so dass die Gefahr besteht, dass zur Sicherstellung der Sicherheit des Gesamtsystems Lastabschaltungen in Belgien und Frankreich erforderlich sein könnten. Weiterhin konnten im Rahmen der historischen Marktanalyse generelle Tendenzen zu kritischen Netzsituationen ermittelt werden, jedoch ist eine eindeutige Aussage über zukünftige kritische Netzsituationen mithilfe der abgeleiteten Indikatoren nicht möglich. Literatur [1] Kraemer, Krahl et al: Risiken für die Versorgungssicherheit in Deutschland bei Fortführung des KKW-Moratoriums, FGE Jahresbericht 2012, Aachener Beiträge zur Energieversorgung, Band 144, 2012 [2] Bundesnetzagentur: Bericht zu den Auswirkungen des Kernkraftausstiegs auf die Übertragungsnetze und die Versorgungssicherheit, zugleich Bericht zur Notwendigkeit eines Reservekernkraftwerks im Sinne der Neuregelungen des Atomgesetzes, Ihre Ansprechpartner bei der FGH: Dr.-Ing. Simon Krahl Dipl.-Ing. Philipp Schäfer 37

40 Systemstudien Möglichkeiten und Grenzen der beidseitigen Sternpunkterdung bei Hoch-Mittelspannungstransformatoren Einleitung Durch Verkabelung bisheriger Freileitungsstrecken, insbesondere aber durch Netzausbau bzw. Zunahme des kapazitiven Erdschlussstromes infolge des Anschlusses von Erzeugungsanlagen und durch erforderliche Netzauftrennungen besteht sowohl in Hochspannungs-(HS-) als auch Mittelspannungs- (MS-) Netzen ein zunehmender Bedarf an Sternpunkten zur Sternpunktbehandlung. Daher stellt sich auch die E.ON Netz GmbH (ENE) die Frage, ob bzw. unter welchen Randbedingungen die bei Stern-Stern-Transformatoren mit Dreiecksausgleichswicklung vorhandenen Sternpunkte auf beiden Spannungsebenen genutzt werden können. ENE hat daher die FGH mit entsprechenden wissenschaftlichen Untersuchungen beauftragt, in die zudem ein der ENE-unterlagerter Verteilungsnetzbetreiber mit eingebunden wurde. Nach übereinstimmendem Tenor der Literatur [1][2][3], darunter auch Untersuchungen und technische Mitteilung der FGH, soll im Grundsatz eine beidseitige Sternpunkterdung vermieden werden, da durch die resultierende Nullsystemkopplung beider Netze wechselseitige Beeinflussungen entstehen. Allerdings weist die Literatur ebenfalls daraufhin, dass eine beidseitige Sternpunkterdung möglich sein kann, sofern die Prüfung der konkreten Netzsituation bestätigt, dass sie in dem begrenzten Anwendungsbereich liegt, der in den Modelluntersuchungen als zulässig identifiziert wurde. Solche Prüfungen sind dann aber mit einfachen Näherungsgleichungen wie in [1] schon aufgrund der damals beschränkten Rechenkapazitäten sachgerecht nicht durchzuführen, weil diese zu einer voreiligen Ablehnung führen können [3]. Diese Ausarbeitung bereitet zunächst die wesentlichen theoretischen Grundlagen auf und erläutert anhand des Nullsystemersatzschaltbildes allgemein die Problematik der beidseitigen Sternpunkterdung eines Transformators. Anhand eines Modellnetzes mit erdschlusskompensiertem HS-Netz werden dann mit quasistationären Rechnungen die sensitiven Einflussgrößen auf die Nullspannungsübertragung bei einpoligem Fehler auf einer der beiden Seiten bestimmt. Das MS-Netz wird aufgrund der Auftrittswahrscheinlichkeit in realen Netzen sowohl in erdschlusskompensierter als auch niederohmig geerdeter Betriebsweise berücksichtigt. Zusammenfassend werden die notwendigen Anforderungen aufgeführt, um eine praktische Anwendung der beidseitigen Sternpunkterdung beurteilen zu können. Auf Grundlage der Ergebnisse dieser Ausarbeitung konnte in einem konkreten Anwendungsfall von ENE mit einem unterlagerten Verteilungsnetzbetreiber mit einer hinreichend exakten Netznachbildung sowie Sensitivitätsanalysen, um insbesondere zeitvariante und unsichere Einflussgrößen zu berücksichtigen, die Zulässigkeit eines beidseitigen erdschlusskompensierten Betriebs der Sternpunkte eines HS/MS-Transformators nachgewiesen werden. Für diese Beurteilung waren ferner die jeweiligen Schutz- und Erdschlusserfassungskonzepte der Netze zu berücksichtigen. Theoretische Grundlagen Anhand Bild 1 können die Auswirkungen einer beidseitigen Sternpunkterdung bei einpoligen Netzfehlern nachvollzogen werden. Es sind die Netzschaltungen eines HS- und MS-Netzes, die jeweils über eine Impedanz an den Sternpunkten des Netzkuppeltransformators geerdet sind (Bild 1a) sowie das zugehörige Nullsystemersatzschaltbild (Bild 1b) dargestellt. Das vollständige Nullsystem setzt sich aus den folgenden Elementen zusammen: Längsimpedanzen Z 0HS und Z 0MS der Netze Querleitwerte G 0HS und G 0MS zur Nachbildung der Korona- und Kriechstromverluste von Freileitungen sowie der dielektrischen Verluste von Kabeln, die üblicherweise über den Verlustfaktor als Verhältnis von Leerlaufwirk- zu blindstrom bei vernachlässigten Längsimpedanzen beschrieben werden Erdkapazitäten C 0HS und C 0MS der Leitungen Sternpunktimpedanzen Z 0D1 und Z 0D2 38

41 Systemstudien T-Ersatzschaltbild des Netzkuppeltransformators mit Ausgleichswicklung bestehend aus den Streuimpedanzen Z 0pT, Z 0sT und der Hauptimpedanz Z 0hT. Die Dreiecksausgleichswicklung wird aufgrund der Parallelschaltung ihrer Kurzschlussimpedanz Z 0tT mit der Transformatorhauptimpedanz als entsprechende betragsmäßige Reduktion der Hauptimpedanz im Nullsystem berücksichtigt. Der einpolige Fehlerfall entspricht einer Reihenschaltung der symmetrischen Komponenten, wodurch das Nullsystem stromführend wird. Diese Reihenschaltung ist beispielhaft für einen einpoligen Fehler im HS-Netz in Bild 1b angedeutet. Aufgrund der beidseitigen Sternpunkterdung sind die Nullsysteme der Netze miteinander gekoppelt und es werden im Fehlerfall eine Nullspannung und ein Nullstrom vom fehlerbehafteten ins fehlerfreie Netz übertragen. Unter Annahme eines einpoligen Fehlers im HS-Netz werden Einflussgrößen des Nullsystems auf die dadurch ins Mittelspannungsnetz übertragene Nullspannung theoretisch abgeleitet. Hierfür spielt die Dimensionierung und Wahl der Erdschlussimpedanzen eine untergeordnete Rolle. Nachfolgende Herleitungen sind somit für Netze mit Erdschlusskompensation und niederohmig bzw. direkt geerdete Netze gültig. Nur im Falle eines freien Sternpunktes (Z 0D ) erfolgt generell keine Nullspannungsübertragung vom fehlerbehafteten ins freie Netz. Infolge des Stromflusses im Nullsystem des HS-Netzes bildet sich ein Spannungsabfall U 0HS an den Querimpedanzen des HS-Netzes aus. Aus Sicht des HS-Netzes bilden die MS-seitige Streuimpedanz sowie die MS-Sternpunktimpedanz mit den MS-Querimpedanzen eine Reihenschaltung. Die übertragene Nullspannung U 0MS kann über einen zweifachen Spannungsteiler beschrieben werden: Die erste Spannungsteilung erfolgt durch die Impedanzen der HS-Löschspule und der HS-seitigen Transformator-Streuimpedanz einerseits und der Parallelschaltung aus Transformator-Hauptimpedanz und der vorgestellten MS-Reihenschaltung andererseits. Gemäß der Spannungsteilerregel wird die Spannung U 0MS daher mit zunehmender Hauptimpedanz des Transformators größer und mit zunehmender Impedanz der HS- Erdschlusslöschspule kleiner. a) 110 kv Ynyn+d 40 MVA 21 kv Freileitungsnetz u k = 12,8 % Freileitung, 54 km C E,HS =3,10 μf VPE-Kabel, 45 km b) Z 0HS I F k1 ⅓ I F HS-RESPE: Spule D HS I D =186 A R D /X D =0.01 3Z 0D1 Z 0pT MS-RESPE: Spule D MS I D =342 A R D /X D =0.01 MS-NOSPE: Resistanz D MS I F =2000A Z 0sT 3Z 0D2 VPE-Kabel, 24 km C E,MS =29,95 μf Z 0MS G 0HS C 0HS U 0HS Z 0hT Z 0tT U 0MS C 0MS G 0MS 00 Bild 1 Übertragung der Nullspannung bei einem beidseitig geerdeten HS/MS-Transformator a) Netzschaltung mit wichtigen Netzparametern für die Netzuntersuchungen b) Nullsystem-Ersatzschaltbild 39

42 Systemstudien Die zweite Spannungsteilung erfolgt innerhalb der MS-Reihenschaltung. Unter Vernachlässigung von etwaigen Resonanzeffekten kann zunächst abgeleitet werden, dass mit zunehmender MS-Erdschlussimpedanz die MS Nullspannung reduziert wird. Demgegenüber führen zunehmende MS-Querimpedanzen zu einer höheren übertragenen Nullspannung. Falls der MS-Sternpunkt mit Hilfe einer Spule geerdet wird, wird die beschriebene MS-Reihenschaltung zu einem Reihenschwingkreis. Dieser hat auf die übertragene Nullspannung einen starken Einfluss: Im Resonanzfall, mit anderen Worten bei abgestimmten MS-Erdkapazitäten und MS- Spulenreaktanz, nimmt die Gesamtimpedanz des Reihenschwingkreises ein Minimum an. Diese Konfiguration ist nur für erdschlusskompensierte Netze zu erwarten. Der MS- Nullstrom wird in diesem Fall maximal und infolgedessen auch der Spannungsabfall U 0MS an den MS-Querimpedanzen. U 0 L3 U F L3 U F L1 U L3 U 0 L1 U L1 Bild 2 Auswirkungen der übertragenen Nullspannung auf das Zeigerbild der Phasenspannungen Die übertragene Nullspannung macht sich im nicht fehlerbehafteten Netz als sogenannte Verlagerungsspannung bemerkbar. Bild 2 zeigt qualitativ die Auswirkungen einer Verlagerungsspannung U 0 auf das Zeigerbild der Phasenspannungen. In Folge treten erhöhte Phasenspannungen auf, die eine vorzeitige Alterung oder sogar eine Überschreitung des Isolationsvermögens der Netzkomponenten bewirken können. Daneben kann durch das Vortäuschen eines Fehlers der Netzschutz bzw. die Erdschlussanzeige im eigentlich M U F L2 U L2 U 0 L2 fehlerfreien Netz angeregt werden, wodurch es entweder zu falschen Warnmeldungen vor Erdschlüssen, bei Schalterauslösung auch zu Versorgungsunterbrechungen kommen kann. Soll eine beidseitige Sternpunkterdung von Transformatoren vorgenommen werden, hängt die Zulässigkeit dieser Konfiguration somit vor allem von der maximal zu erwartenden Verlagerungsspannung ab. Das Vorzeichen der Verstimmung von erdschlusskompensierten Netzen ist in dieser Ausarbeitung folgendermaßen definiert: Für v < 0 ist das Netz überkompensiert, d.h. der Spulenstrom ist größer als der kapazitive Erdschlussstrom. Für v > 0 ist das Netz unterkompensiert, d.h. der Spulenstrom ist kleiner als der kapazitive Erdschlussstrom. Untersuchungen an Modellnetzen Untersuchungsziele In realen Netzen können verschiedene Parameter, wie z.b. die Querleitwerte, nicht exakt bestimmt werden, zumal sie zeitlich variieren. Überdies müssen ungeplante Ereignisse, wie Leitungsausfälle mit entsprechender Verringerung des kapazitiven Erdschlussstroms, berücksichtigt werden. Zu diesem Zweck wird mit Sensitivitätsanalysen die Empfindlichkeit verschiedener Parameter eines elektrischen Netzes auf die übertragenen Nullspannungen ermittelt. Mit Hilfe des Modellnetzes nach Bild 1a sollen die kritischen Einflussfaktoren bei einem einpoligen Fehler an den oberspannungsseitigen Klemmen des Netzkuppeltransformators auf die ins fehlerfreie MS-Netz übertragene Nullspannung abgeleitet werden. Die quasistationären Simulationen werden sowohl für einen erdschlusskompensierten Betrieb (RESPE) als auch für eine niederohmige Sternpunkterdung (NOSPE) des MS-Netzes durchgeführt. Die wichtigsten Netzparameter im Ausgangszustand für folgende Sensitivitätsanalysen können jeweils Bild 1a entnommen werden. Selbstverständlich wird auch umgekehrt bei Erdschlüssen im MS-Netz eine Nullspannung ins HS-Netz übertragen. In diesem Fall ist die relative auf die Nennspannung bezogene 40

43 MS Nullspannung [kv] Systemstudien übertragene HS-Nullspannung gering und im untersuchten Modellnetz nicht kritisch. Die Ergebnisse werden daher nicht im Detail vorgestellt. Erdschlusskompensation im unterlagerten MS-Netz Bild 3 zeigt die ins fehlerfreie MS-Netz übertragene Nullspannung bei einer Variation der Verstimmung der HS-Spule am Sternpunkt des beidseitig geerdeten Transformators sowie einer Variation des Anteils der Erdschlusskompensation an weiteren HS-Standorten, da im HS-Netz eine möglichst gleichmäßige Verteilung der Erdschlusslöschspulen zur Verringerung des Einflusses der Längsimpedanzen üblich ist. Es wird davon ausgegangen, dass die weiteren Spulen auf einen konstanten Strom eingestellt sind und die Abstimmung des HS-Erdschlusslöschkreises ausschließlich an der HS-Spule des beidseitig geerdeten Transformators vorgenommen wird. Folgende Ergebnisse lassen sich ableiten: Die übertragene MS-Nullspannung wird mit zunehmender Kompensation des kapazitiven HS-Erdschlussstroms an weiteren Standorten signifikant reduziert. Die übertragene MS-Nullspannung wird mit größer werdender Verstimmung, mit anderen Worten bei abnehmendem Spulenstrom, reduziert. Der Einfluss ist jedoch im praxisüblichen Bereich der Verstimmung vernachlässigbar. Für weitere Sensitivitätsanalysen werden Parameter des MS-Nullsystems verändert. Die resultierende MS-Nullspannung bei einer Variation der Verstimmung und der Verluste der MS-Spule kann in Bild 4 abgelesen werden: Bei exakter Abstimmung der MS-Spule mit den Erdkapazitäten kann der beschriebene Resonanzeffekt beobachtet werden (siehe Kapitel 0). Die übertragene Nullspannung nimmt ein Maximum an. Mit zunehmenden MS-Spulenverlusten, das heißt mit zunehmendem R/X-Verhältnis, wird die MS-Nullspannung insbesondere im Resonanzbetrieb der MS-Spule signifikant reduziert. 5,0 4,0 3,0 2,0 1, ,2 0,4 Anteil Erdschlusskompensation an weiteren HS-Standorten 0,6 0,8 0,2 0,1 0-0,1 Verstimmung HS-Spule Bild 3 Übertragene MS-Nullspannung in Abhängigkeit der Verstimmung der HS-Spule und dem Anteil der Erdschlusskompensation an weiteren HS-Standorten -0,2 41

44 MS Nullspannung [kv] MS Nullspannung [kv] Systemstudien Das MS-Netz nach Bild 1a wird nun in ein reines Kabelnetz mit drei Abgängen gewandelt. Es erfolgt eine Berechnung der MS-Nullspannung in Abhängigkeit der jeweiligen Länge und dem Verlustfaktor der drei MS- Kabel, wobei jeweils Resonanzabstimmung des MS-Erdschlusslöschkreises hergestellt wird. Aus Bild 5 können folgende Effekte abgeleitet werden: Wird die Länge der MS-Kabel gleichzeitig erhöht und damit die Queradmittanzen vergrößert, nimmt die MS-Nullspannung signifikant ab. Für sehr kleine Kabelnetze nimmt die MS-Nullspannung extreme Werte an. Mit zunehmenden dielektrischen Verlusten der Kabel sinkt die übertragene Nullspannung insbesondere bei kleinen Kabelnetzen bedeutsam. Neben den vorgestellten sensitiven Parametern, hat selbstverständlich die Ausgleichswicklung des beidseitig geerdeten Transformators großen Einfluss auf die übertragene MS- Nullspannung. Ohne Ausgleichswicklung ist die übertragene Nullspannung signifikant größer und es wird in Übereinstimmung mit der Literatur [1][2] von der Anwendung einer beidseitigen Transformator-Sternpunkterdung generell abgeraten. 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0 0,1 0,08 0,06 0,04 R/X-Verhältnis MS-Spule 0,02 0-0,2 0,2 0,1 0-0,1 Verstimmung MS-Spule Bild 4 Übertragene MS-Nullspannung in Abhängigkeit der Verstimmung und den Verlusten der MS-Spule 20,0 15,0 10,0 5, , , ,06 0,08 10 Verlustfaktor MS-Kabel 0,1 Länge eines MS-Abgangs [km] Bild 5 Übertragene MS-Nullspannung in Abhängigkeit der Länge und dem Verlustfaktor der MS-Kabel 42

45 MS Nullspannung [kv] Systemstudien 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05-0, Eingestellter MS-Fehlerstrom [A] 400 0,2-0,1 0 0,1 Verstimmung HS-Spule Bild 6 Übertragene MS-Nullspannung in Abhängigkeit des eingestellten MS-Fehlerstroms und der Verstimmung der HS-Spule Niederohmige Sternpunkterdung im unterlagerten Netz Nun wird der Sternpunkt des MS-Netzes niederohmig über eine Resistanz geerdet. Die Sternpunkt-Resistanz wird entsprechend der Vorgabe eines gewünschten MS-Fehlerstroms dimensioniert. Bild 6 zeigt die ins MS-Netz übertragene Nullspannung in Abhängigkeit des eingestellten MS-Fehlerstroms (Grenzen nach [4] gewählt) und der Verstimmung der HS-Spule. Folgende Schlussfolgerungen können gezogen werden: Im Vergleich mit MS-RESPE wird die absolute Höhe der übertragenen Nullspannung deutlich reduziert. Mit abnehmender Sternpunkt-Resistanz, d.h. mit zunehmendem MS-Fehlerstrom, nimmt die MS-Nullspannung bei einem simulierten Fehler im HS-Netz zu. Mit größer werdender Verstimmung der HS- Spule sinkt die übertragene MS-Nullspannung. Innerhalb des praxisüblichen Bereichs kann dieser Einfluss ebenso wie bei einem erdschlusskompensiertem Betrieb des MS-Netzes vernachlässigt werden. Zusammenfassung Die theoretischen und Modellnetzbetrachtungen bestätigen die in bisherigen Untersuchungen erzielten Erkenntnisse und damit auch die Schlussfolgerung, die beidseitige Sternpunkterdung der HS/MS-Transformatoren aufgrund der auftretenden Nullspannungsübertragungen möglichst zu vermeiden. Allerdings zeigen sie in Übereinstimmung mit der Literatur auch, dass bei Betrachtung des speziellen Falls eine beidseitige Nutzung von Sternpunkten möglich sein kann. Hinweise auf den möglichen Nutzungsbereich ergeben sich dabei aus den Sensitivitätsuntersuchungen, die für folgende Parameter starke Einflüsse auf die Nullspannungsübertragung bei einem Fehler im HS-Netz und erdschlusskompensierten Betrieb des HS- und MS-Netzes ergeben haben: Spulenstrom der HS-Spule am beidseitig geerdeten Transformator Lage und Anzahl der HS-Erdschlusslöschspulen Transformatordaten, insbesondere Existenz einer Ausgleichswicklung Verstimmung der MS-Spule Verluste der MS-Spule Querleitwerte im MS-Netz Erdkapazitäten im MS-Netz Eine Veränderung der Erdkapazitäten geht praxisgerecht ebenfalls mit einer Änderung der Querleitwerte einher. Daher bestimmt 43

46 Systemstudien neben der Änderung der Erdkapazitäten die Änderung der Querleitwerte den genauen Einfluss auf die Nullspannungsübertragung. Transformatoren mit Ausgleichswicklung reduzieren die übertragene Nullspannung erheblich und sind daher eine Grundvoraussetzung einer beidseitigen Sternpunkterdung. Die Ausgleichswicklung ist aber bei Stern-Stern-Transformatoren bereits für die Steuerbarkeit des Verhaltens bei einpoligem Fehler über eine Sternpunktimpedanz erforderlich und für eine freie Magnetisierung vorteilhaft. Um die Zulässigkeit eines konkreten Anwendungsfalls zu prüfen, müssen die Wertebereiche der oben genannten Eingangsdaten möglichst exakt ermittelt und daraus die maximal übertragene Nullspannung berechnet werden. Neben dem Heranziehen von Datenblättern und der Netztopologie, können die Spulenverluste, Querleitwerte und Erdkapazitäten der Leitungen auch aus Aufzeichnungen von Resonanzkurve des Erdschlusslöschkreises gewonnen werden [5]. Bei einem niederohmig geerdeten Betrieb des MS-Netzes und einem erdschlusskompensierten Betrieb des HS-Netzes werden die übertragenen Nullspannungen deutlich reduziert. Im untersuchten Modellnetz war in diesem Fall die beidseitige Sternpunkterdung nicht kritisch. Die Zulässigkeit der beidseitigen Sternpunkterdung eines Transformators wird neben der übertragenen Nullspannungen und ströme durch das Schutzkonzept bestimmt. Der Netzschutz soll im fehlerfreien Netz durch die Nullsystemkopplung nicht angeregt werden. Anregekriterien können beispielsweise Grenzwerte für die Verlagerungsspannung oder für Nullströme in den Abgängen sein. Ferner sind unter Umständen Einschwingvorgänge bei der Schutzanregung zu berücksichtigen. Dynamische Simulationen des Modellnetzes haben bei Zuschaltung eines einpoligen Fehlers und beidseitig erdschlusskompensiertem Betrieb des HS- und MS-Netzes ein geringes Überschwingen der Nullspannung und des Nullstroms bei Spulenverstimmungen im fehlerfreien Netz von v 10 % gezeigt. Im Falle der niederohmigen Sternpunkterdung auf MS- Seite entstehen ebenfalls kurzfristige Stromund Spannungsspitzen, die bei der Bewertung zu berücksichtigen sind. Literatur [1] Gröber, R.; Komurka, J.: Übertragung der Nullspannung bei zweiseitig geerdeten Transformatoren. FGH Technische Mitteilung (1973) [2] Balzer, G.; Remde, H.: Probleme bei der beidseitigen Erdung von Transformatoren. Brown Boveri Technik (1985), H. 7, S [3] Heiß, W.; Stein, B.; Weber, T.: Nullspannungsübertragung beidseitig über Erdschlusslöschspulen geerdeter Transformatoren. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 98 (1999), H. 6, S [4] Melzer, H. (Hrsg.): Die aktuelle Situation der Sternpunktbehandlung in Netzen bis 110 kv (D-A-CH). ETG-Fachbericht 132, VDE-Verlag GmbH, Berlin (2012) [5] Funk, G.; Kizilcay, M.: Begrenzung der Sternpunktspannungen von erdschlusskompensierten Netzen bei Unsymmetrie der Erdkapazitäten. etz-archiv Bd. 10 (1988), H. 4, S Ihre Ansprechpartner bei der FGH: Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.-Ing. Andreas Moormann Dr.-Ing. Hendrik Vennegeerts 44

47 Aktuelle Entwicklungen FGH GmbH Aktuelle Entwicklungen FGH GmbH INTEGRAL 7 Die Weiterentwicklung des Netzplanungswerkzeugs INTEGRAL 7 erfolgte im Jahr 2012 auf verschiedenen Ebenen. Neben neuen Funktionalitäten und Berechnungsverfahren wurden auch einige grundlegende Konzeptanpassungen erarbeitet. Der Einsatz von INTEGRAL 7 als 32-Bit-Applikation und der damit verbundene eingeschränkte verfügbare Arbeitsspeicher stieß bei den INTEGRAL-Anwendern zunehmend an seine Grenzen, wenn etwa in großen Netzen viele Ausfallszenarien zu untersuchen waren. Bei der nun verfügbaren 64-Bit-Version von INTEGRAL 7 ist dieses Problem nicht mehr zu erwarten. Der nun adressierbare Arbeitsspeicher ist nahezu unbegrenzt. Darüber hinaus sind etwas geringere Rechenzeiten zu beobachten, da die Verarbeitung von Gleitkommazahlen auf einem 64-Bit-System weniger Prozessortakte benötigt als auf einem 32-Bit- System. Parallelisierung von Berechnungen Es wurde ein auf MPI (Message Passing Interface) basierendes Konzept zur Parallelisierung von Berechnungen entwickelt und implementiert. MPI ist ein Standard zur Parallelisierung von Prozessen mit verteiltem Speicher. Dabei tauschen die Prozesse Daten über TCP-Nachrichten aus und koordinieren so ihre Arbeit. Im Hintergrund läuft ein SMPD-Dienst, der für das Erstellen und Beenden paralleler MPI- Applikationen verantwortlich ist. Sobald INTEGRAL 7 startet, erhält der SMPD-Dienst die Anforderung, eine vorgegebene Anzahl an gleichartigen parallelen MPI-Prozessen zu starten. Dabei übernimmt ein Prozess die Steuerung und Überwachung der übrigen Berechnungsprozesse. Sobald eine parallele Berechnung gestartet wird, erstellt der INTEGRAL 7-Hauptprozess eine Kopie des Netzmodells in einem gemeinsamen Speicherbereich, auf den auch die einzelnen Berechnungsprozesse zugreifen können. Über eine Nachricht an den steuernden MPI- Prozess werden die Berechnungsprozesse angestoßen. Diese schreiben nach erfolgter Berechnung ihre Ergebnisdaten in den gemeinsamen Speicherbereich zurück, wo sie von der Hauptanwendung wieder abgeholt werden können. Das gewählte Konzept hat mehrere Vorteile. Zum einen ist es grundsätzlich möglich, die Berechnungen über ein Netzwerk auf mehrere Rechner zu verteilen, zum anderen zeichnet es sich durch eine hohe Stabilität aus. Sollte einer der Berechnungsprozesse aufgrund eines unvorhergesehenen Ereignisses beendet werden müssen, bleibt die Hauptanwendung weiterhin bestehen. Die Implementierung für das Modul Ausfallrechnung ist abgeschlossen, weitere befinden sich in der Umsetzung. Verwaltung von Netznutzungsfällen Zur Verwaltung unterschiedlicher Einspeiseund Lastszenarien, sogenannter Netznutzungsfälle, standen in INTEGRAL 7 bisher Ganglinien oder die Variantenhaltung zur Verfügung. Ganglinien stellen eine Folge von normierten Skalierungsfaktoren dar, die auf Einspeise- und Lastwerte angewendet werden können. Dabei gliedern sie sich in Tagesganglinien, die aus 96 ¼-Stundenwerten bestehen und Jahresganglinien, welche aus bis zu neun charakteristischen Tagesganglinien zusammengesetzt werden. Durch die Beschränkung auf neun charakteristische Tage ist die mögliche Anzahl unterschiedlicher Netznutzungsfälle jedoch stark begrenzt. Ein weiterer Nachteil ist, dass bei der Verwendung von Ganglinien keine Möglichkeit besteht, nach Ausnutzungsgrad des Netzes unterschiedliche Schaltzustände abzulegen. Die genannten Nachteile bestehen grundsätzlich nicht, wenn die Variantenhaltung zur Verwaltung von Netznutzungsfällen verwendet wird. Es gibt keine maximale Anzahl von Varianten 45

48 Aktuelle Entwicklungen FGH GmbH und Schaltzustände können abgelegt werden. Jedoch kann die Variantenhaltung bereits bei einer geringen Anzahl an Netznutzungsfällen unübersichtlich werden, wenn zusätzlich auch noch Varianten z.b. für unterschiedliche Ausbaustufen des Netzes angelegt werden sollen. Aus diesem Grund wurde in INTEGRAL eine neue Verwaltung für Netznutzungsfälle integriert. Ein Netznutzungsfall ist eine Sammlung von Änderungen einzelner Netzvariablen gegenüber dem ursprünglichen Netzmodell. Dabei kann eine Vielzahl unterschiedlicher Variablen modifiziert werden, beispielsweise Leistungen von Einspeisungen und Lasten, Spannungssollwerte, Sollwerte für Netzgruppenbilanzen, Transformatorstufen, Schaltzustände von Sammelschienenkupplungen und Schaltfeldern usw. Mehrere Netznutzungsfälle werden zu einer Netznutzungsfallgruppe zusammengefasst. Es können mehrere Netznutzungsfallgruppen angelegt werden um z.b. alternative Szenariorahmen untersuchen zu können. Die einzelnen Netznutzungsfälle können entweder einzeln über die Benutzeroberfläche von INTEGRAL 7 eingegeben werden, oder es kann eine ganze Netznutzungsfallgruppe aus CSV-Dateien importiert werden. Eine Übersicht über alle bestehenden Netznutzungsfälle einer Gruppe liefert eine Tabelle, in der die Werte der einzelnen Variablen auch geändert werden können (Bild 1). In dieser Tabelle können auch markierte Netznutzungsfälle direkt mit dem aktuellen Berechnungsverfahren berechnet werden. Die vollständigen Berechnungsergebnisse bzw. die Ergebnisse einer in den Steuerdaten eingestellten Auswertung der Berechnungsergebnisse werden in der Ergebnisdatenbank abgelegt. Spannungseinbruch-Berechnung In INTEGRAL 7 wurde ein neues Verfahren integriert, welches Tiefe und Dauer von Spannungseinbrüchen nach Kurzschlüssen im Netz berechnet. Das Verfahren wurde im Rahmen des AiF-Forschungsprojekts zur Modellierung und Bewertung von Spannungseinbrüchen in der Planung elektrischer Energieversorgungsnetze entwickelt. Zur Bewertung der Auswirkungen von Spannungseinbrüchen auf ans Netz angeschlossene Geräte können den Lasten Empfindlichkeitskurven zugeordnet werden. Unterschreitet die Restspannung des Spannungseinbruchs in Verbindung mit der berechneten Dauer des Einbruchs die Empfindlichkeitskurve, so führt der Spannungseinbruch zu einem Ausfall des Gerätes. Ansonsten kann das Gerät ohne Unterbrechung weiterbetrieben werden. Bild 2 zeigt ein Beispiel für eine solche Empfindlichkeitskurve. Bild 1 Verwaltung von Netznutzungsfällen 46

49 Aktuelle Entwicklungen FGH GmbH Bild 2 Empfindlichkeitskurve für Spannungseinbrüche Ausblick Für das Jahr 2013 ist unter anderem geplant, die Parallelisierung von Berechnungsverfahren weiter voran zu treiben. Außerdem sollen verschiedene Auswertemöglichkeiten bei der automatisierten Berechnung vieler Netznutzungsfälle implementiert werden. Der Kooperationskreis der Anwender hat darüber hinaus wie jedes Jahr auf einem dafür vorgesehenen Treffen ein umfangreiches Arbeitsprogramm für die Weiterentwicklung und Anpassung von INTEGRAL 7 beraten und verabschiedet. Auf diesem Weg sichert die FGH neben der Verwendung in eigenen Untersuchungen, praxisgerechte Verfahren und Anwenderschnittstellen und eine Ausrichtung auf die Bedürfnisse der Anwender. Auch aus dem in den letzten Jahren deutlich erweiterten INTEGRAL-Anwenderkreis der Hochschulen, die vergünstigte Lizenzen für Forschung und Lehre erhalten können, erhalten wir positive Rückmeldungen zur Bedienbarkeit und Flexibilität des Programmsystems. Hier möchten wir, aufbauend auf den in eigenen Seminaren und Schulungen eingesetzten und stetig verbesserten Übungen, das Angebot für den Einsatz in der Lehre ausbauen. Ihr Ansprechpartner bei der FGH: Dr.-Ing. Dirk Cremer 47

50 Aktuelle Entwicklungen FGH GmbH InterAss Interaktive Erfassung und Auswertung von Störungen und Versorgungsunterbrechungen Verbreitung von InterAss und Dienstleistungsangebot Server-Betrieb Die FGH GmbH konnte als Anbieter von InterAss im Jahr 2012 zwei weitere Erstinstallationen in der Sparte Strom und eine Erstinstallationen in der Sparte Gas in Deutschland verbuchen. Für unsere Kunden, die kein eigenes InterAss besitzen oder pflegen wollen, aber dennoch selbständig Störungen erfassen und ihre Berichtspflichten bezüglich Behörden (z.b. BNetzA) und Verbänden erfüllen wollen oder sich online Auswertungen ihrer von der InterAss geführten Störungserfassung ansehen oder ausdrucken möchten, haben wir eine neue Dienstleistung konzipiert. Der Kunde mietet InterAss und einen Zugang zu unserem Terminalserver. Über das Windows Bordmittel Remotedesktopverbindung erhält der Kunde die Möglichkeit, auf einem in sich unabhängigen System Störungsdaten zu verwalten. Für diese Lösung haben wir bereits zwei Kunden gewonnen. Anpassungen aufgrund von Forderungen der Verbände In den von den entsprechenden Brancheninstitutionen gepflegten Erfassungsschemata sind für die aktuellen Berichtsjahre umfangreiche Schemaanpassungen verabschiedet worden. Die FGH hat diese fristgerecht umgesetzt und konnte den Kunden mit Kooperationsvertrag somit entsprechende Updates zur Verfügung stellen. In der Sparte Strom hat das FNN ab dem Erfassungsjahr 2013 einige Neuerungen eingeführt, die wir in InterAss umgesetzt haben: Getrennte Erfassung der Weiterverteiler auf gleicher Spannungsebene Neue Merkmale bei geplanter VU (G5, G6, G7, G8 und G9) Erweiterung des Kennziffernverzeichnis für höhere Gewalt Einführung einer Strukturdatenerfassung (Zielsetzung: gleiche Datenbasis zur Qualitätsregulierung beim FNN wie bei Bundesnetzagentur) In der Sparte Gas wurden umfassende Anpassungen aufgrund der rückwirkend in Kraft getretenen technischen Regel DVGW G410 umgesetzt: Grundlegende Umstellung der Datenstruktur entsprechend GaWaS und damit der Benutzeroberfläche in InterAss Vollständige Unterstützung der Geruchsmeldestatistik (Odorierung) Unterstützung der Datenmeldung an DVGW über das SOAP Protokoll Ebenso wurden in der Sparte Wasser umfangreiche Anpassungen aufgrund der rückwirkend in Kraft getretenen technischen Regel DVGW W402 umgesetzt: Umstellung der Datenstruktur entsprechend GaWaS und damit der Benutzeroberfläche in InterAss Unterstützung der Datenmeldung an DVGW über das SOAP-Protokoll Unternehmensspezifische Anpassungen Bei einer beachtlichen Anzahl der Unternehmen wird InterAss stark in den Prozess des Störungsmanagements oder Work-Flows eingebunden. Hierzu erhielten wir auch im Jahr 2012 einige Weiterentwicklungs- bzw. Anpassungsaufträge. Im Auftrag eines österreichischen Unternehmens wurde beispielsweise eine Auftragsverwaltung realisiert (Schnittstelle zur Auftragsbearbeitung ARGOS), von der Bild 1 einen Maskenausschnitt zeigt. Einsatz von InterAss Die FGH führte mit InterAss wie in den Vorjahren die zentrale Auswertung der FNN- Störungsmeldungen für das Berichtsjahr 2011, für den Quervergleich ergänzt um die Daten der vorhergehenden 4 Berichtsjahre durch. Die Ergebnisse werden vom FNN als Auftraggeber veröffentlicht. Auf Basis der Ergebnisse der erweiterten Qualitätsprüfungen, die die FGH im Auftrag des FNN durchführt, wurden die 48

51 Aktuelle Entwicklungen FGH GmbH zugehörigen Prüfregeln optimiert und ergänzt sowie Auffälligkeiten zur Diskussion in die FNN-Projektgruppe Störungsstatistik eingespeist. Eine Analyse der Rückläufe zu diesen Plausibilitätsprüfungen zeigt deren hohen Wert für die Qualitätssicherung der Daten. Die Prüfregeln stehen den InterAss-Anwendern ebenfalls zur Verfügung. Alle InterAss-Kunden können gleichartige Auswertungen auf Basis ihrer eigenen Störungsmeldungen durchführen und sich so direkt mit den deutschlandweiten Mittelwerten vergleichen. Ihr Ansprechpartner bei der FGH: Dipl.-Ing. Klaus Pietsch Bild 1 Verwaltung von störungsbezogenen Aufträgen (Sparte Strom) 49