Technische Fragen der Netzverstärkung

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1 Universität Hannover Institut für Energieversorgung und Hochspannungstechnik ForWind Zentrum für Windenergieforschung Prof. Dr.-Ing. habil. B. R. Oswald Technische Fragen der Netzverstärkung

2 Notwendigkeit von Netzverstärkungsmaßnahmen Die Prognosen für Deutschland gehen von MW (42 GW) installierter Windleistung im Jahr 2030 aus, wovon 25 GW im Offshore-Bereich erwartet werden. Für 2010 rechnet man mit einem Offshore-Anteil von 2 bis 3 GW (Bild 2). Allerdings kommt der Ausbau der Offshore-Windenergieparks langsamer als ursprünglich gedacht voran, weil zum einen noch nicht alle technischen Probleme gelöst sind und sich zum anderen enorme Kosten abzeichnen. Hinzu kommt, dass bisher nur Erfahrungen mit kleineren Offshore-Windparks in geringer Wassertiefe und in Küstennähe vorliegen. In 2003 wurden der Windpark Horns Rev mit 80 x 2 MW = 160 MW 14 km vor der dänischen Nordseewestküste und der Windpark North Hoyle mit 30 x 2 MW = 60 MW sieben Kilometer vor der Küste von Nordwales in Betrieb genommen. Die Größenordnung der beantragten und geplanten Windparks reicht von 200 bis MW (Projekt Forseti von Prokon Nord). Leistungen dieser Größenordnung entsprechen einem Vielfachen der Leistung von konventionellen Großkraftwerken und können nur in das Höchstspannungsnetz eingespeist werden. Die der Küste am nächsten liegenden Netzanschlusspunkte sind Brunsbüttel, Bremerhaven, Leer (400 kv) und Wilhelmshaven (220 kv), sämtlich im E.ON-Netz gelegen (Bild 3). Da die Verbraucherschwerpunkte bis zu einigen hundert Kilometern von der Küste entfernt liegen und das bestehende Hochspannungsübertragungsnetz nicht für Transportleistungen von einigen Gigawatt über einige hundert Kilometer ausgebaut ist, sind Netzverstärkungsmaßnahmen unbedingt erforderlich (Bild 4). Diese sind wegen der erfahrungsgemäß langwierigen Genehmigungsverfahren für Freileitungen mit Vorlaufzeiten bis zu zehn Jahren rechtzeitig in Angriff zu nehmen. Technische Fragen des Netzausbaus Für einen Netzausbau bieten sich verschiedene technische Lösungen an, die neben Wirtschaftlichkeit auch umweltverträglich und genehmigungsfähig sein müssen. Aus technischer Sicht ergeben sich folgende Beurteilungskriterien für eine konkrete Planungsvariante (Bild 5): Drehstrom- oder Gleichstromübertragung? Freileitung oder Kabel oder nichtkonventionelle Übertragungssysteme? Vermeidung von Netzengpässen, Leistungsflusssteuerung erforderliche Redundanz, (n-1)-planungsprinzip Bereitstellung der Blindleistung in Verbrauchernähe ( Blindleistungskraftwerke ) Sicherung der Frequenz- und Spannungsqualität Sicherung der Netzstabilität und Versorgungszuverlässigkeit Auf einige dieser Aspekte soll im folgenden etwas näher eingegangen werden. Drehstrom- oder Gleichstromübertragung? Die Übertragungsleistung ergibt sich aus dem Produkt von Spannung und Strom. Da die Spannungsabfälle dem Strom und die Verluste dem Quadrat des Stromes proportional sind, versucht man den Strom klein zu halten, indem man die Übertragungsspannung so hoch wie wirtschaftlich möglich wählt. Dieser Zusammenhang gilt grundsätzlich für Drehstrom- und Gleichstromleitungen. Drehstromleitungen haben jedoch gegenüber Gleichstromleitungen ein deutlich schlechteres Übertragungsverhalten, das durch die Leiterinduktivitäten und Kapazitäten (beides sind Wechselstromwiderstände, die bei Gleichstrom nicht 2

3 wirksam werden) verursacht wird (Bild 6). Die Leiterinduktivitäten bewirken mit wachsender Leistung erhebliche zusätzliche Spannungsabfälle und eine Phasenverschiebung zwischen der Spannung am Anfang und Ende der Leitung, die einen bestimmten Winkel nicht überschreiten darf, weil sonst die Übertragung instabil wird. Somit begrenzt der Spannungswinkel die Reichweite der Drehstromübertragung. Die Leiterkapazitäten belasten die Leitung im Leerlauf, haben aber bei Starklast eine positive Wirkung, indem sie die dann stark ansteigende Blindleistung der Leitungsinduktivitäten kompensieren. Das Übertragungsverhalten der Drehstromleitung ändert sich also mit der Belastung und ist dann optimal, wenn sich die kapazitive und induktive Blindleistung vollständig kompensieren. Die in diesem Zustand übertragene Leistung ist die sog. natürliche Leistung. Bei Betrieb mit der natürlichen Leistung wird der Spannungsabfall minimal. Aus technischer Sicht ist deshalb ein Betrieb mit der natürlichen Leistung anzustreben. Freileitungen haben eine gute Wärmeabführung, so dass die thermische Grenzleistung etwa das doppelte der natürlichen Leistung beträgt. Bei weiterer Erhöhung der Übertragungsleistung über die natürliche Leistung hinaus wachsen auch der Spannungsabfall, die Verluste und der Spannungswinkel stark an, wodurch schließlich die Übertragungsweite und damit auch die übertragbare Leistung begrenzt wird. Auch mit Rücksicht auf eine Übertragungsreserve beim Ausfall anderer Übertragungsleitungen wird man längere Leitungen im Normalbetrieb nicht wesentlich über die natürlichen Leistung hinaus belasten. Einen Eindruck von der Übertragungsfähigkeit einer 400-kV-Freileitung vermittelt das Bild 7. Dem besseren Übertragungsverhalten und der besseren Ausnutzung des Leiterquerschnittes und der Isolation der Gleichstromübertragung stehen die zusätzlichen Investitions- und Betriebskosten für die Stromrichterstationen am Anfang und Ende und für Einrichtungen zur Kompensation der von den Stromrichtern benötigten Blindleistung und verursachten Oberschwingungen gegenüber (Bild 8). Gleichstromfreileitungen lassen sich in konventioneller Bauweise für Übertragungsleistungen von einigen GW mit Spannungen bis 750 kv ausführen. Bei gleichem Aufwand für Leitermaterial und Isolation kann eine Gleichstromfreileitung etwa die doppelte Leistung wie eine Drehstromleitung übertragen (Bild 9). Trotz weiterer Vorteile sind Gleichstromübertragungen bei Übertragungsentfernungen von einigen hundert Kilometern nicht konkurrenzfähig zu Drehstromübertragungen. Freileitung oder Kabel? Unterirdische Kabel sind durch die aufwendigen Erdarbeiten grundsätzlich um ein Vielfaches teurer als Freileitungen (Bild 10). Man wird deshalb immer, wenn es die Gegebenheiten zulassen, aus Kostengründen Freileitungen bevorzugen. Ein genereller Nachteil der Kabel besteht auch darin, dass die durch die Verluste entstehende Wärme schlechter abgeführt wird und deshalb Kabel mit gleichem Querschnitt bei natürlicher Kühlung wesentlich geringer belastbar sind als Freileitungen. Hinzu kommt, dass Drehstromkabel aufgrund ihrer Bauweise zwar eine deutlich höhere natürliche Leistung, also eigentlich bessere Übertragungseigenschaften, als Freileitung gleicher Spannung haben. Um bei Drehstromkabeln den optimalen natürlichen Betriebszustand zu erreichen, müsste aber ein erheblicher zusätzlicher Aufwand für die Kühlung betrieben werden. Natürlich gekühlte Drehstromkabel können immer nur weit unter der natürlichen Leistung betrieben werden. In diesem Betriebsbereich belastet der Strom durch die beim Kabel deutlich höheren Kapazitäten das Kabel bereits so stark, dass ab einer relativ geringen Länge bereits keine Leistung mehr übertragen werden kann. Kompensationsmaßnahmen 3

4 und Zwangskühlung mit denen Übertragungsleistung und -weite zwar noch gesteigert werden, bedeuten zusätzliche Investitions- und Betriebskosten. Noch höhere Investitionskosten ergeben sich von vornherein für Gleichstromkabelsysteme. Der Einsatz von Gleichstromkabeln kommt deshalb nur für längere Seekabelverbindungen, die mit der Drehstromtechnik nicht zu bewältigen sind, in Frage. Eine Drehstromübertragung ist auch mittels gasisolierter Rohrleiter (GIL), die im Erdreich oder einem Kanal verlegt werden, denkbar (Bild 11). Gasisolierte Rohrleiter haben eine Reihe von Vorteilen gegenüber konventionellen Kabeln. Sie können in einpoliger Bauweise für Übertragungsleistungen bis 3800 MVA ausgeführt werden und ähnlich wie Gaspipelines verlegt werden. Die vorgefertigten Rohrstücke von 12 bis 18 m werden vor Ort verschweißt. Als Isoliergas wird ein unter Druck (7 bar) stehendes Gemisch aus SF6 und Stickstoff verwendet. GIL können mit der natürlichen Leistung betrieben werden, so dass keine Blindleistungskompensation erforderlich ist. Sie können somit auch für größere Übertragungsstrecken eingesetzt werden. Ein GIL-System könnte etwa 10 Kabelsysteme ersetzen. Die Kosten werden etwa fünfmal so hoch wie die für eine Freileitung gleicher Leistung geschätzt, so dass nur an solche Einsatzfälle zu denken ist, bei denen z.b. aus Umweltgründen oder wegen Genehmigungsschwierigkeiten Freileitungen nicht durchsetzbar sind. Bereitstellung der Blindleistung Das Drehstromnetz und der überwiegende Anteil der Belastungen benötigen Blindleistung zum Aufbau der Magnetfelder. Blindleistung belastet die Leitungen zusätzlich und führt zu erhöhten Spannungsabfällen und Verlusten. Der Transport von Blindleistung über größere Entfernungen ist deshalb weder wirtschaftlich noch technisch überhaupt möglich. Bei Blindleistungsmangel im Netz sinkt die Spannung ab, wodurch die Abnehmer einen noch größeren Blindstrom verlangen, was schließlich zum Spannungskollaps und zum Black-out führen kann. Die Standorte der konventionellen Kraftwerke wurden u.a. so gewählt, dass Wirk- und Blindleistungseinspeisungen relativ gleichmäßig über das Netz verteilt sind und keine größeren Leistungstransite über größere Entfernungen erfolgen. Werden nun konventionelle Kraftwerke durch Offshore-Windparks ersetzt, so muss dennoch dafür gesorgt werden, dass die Blindleistung in der Nähe des Bedarfs bereitgestellt wird, weil sonst die Spannungsverhältnisse nicht eingehalten werden können und die Netzverluste zu groß werden würden. Es werden also zusätzlich zu den Offshore-Windenergieparks Blindleistungskraftwerke in Form von regelbaren Kondensatorbänken erforderlich. Die Bilder 12 bis 14 sollen das Blindleistungsproblem veranschaulichen. Dargestellt ist ein ideales gleichmäßiges Quadratnetz, das in jedem Knoten (Schnittpunkt) eine Belastung und nur an den vier Ecken Einspeisungen (Kraftwerke) hat. Bestehen die Belastungen nur aus Wirkleistung, so stellt sich durch den Transport der Wirkleistungen zu den Verbrauchern nur ein kleiner, durchaus zulässiger Spannungsabfall ein (Bild 12). Wird dagegen an den Knoten Blindleistung abgenommen wie in Bild 13, so ergeben sich unzulässig hohe Spannungsabfälle, die um so größer sind, je weiter die Verbraucher von den Einspeisepunkten entfernt sind. Um die Spannungsverhältnisse zu normalisieren, müssen Blindleistungskraftwerke aufgestellt werden. Bild 14 zeigt die Wirkung eines einzelnen Blindleistungskraftwerkes in der Mitte des Netzes, also an der Stelle an der ohne Kompensation die Spannung am schlechtesten ist. Man erkennt deutlich, dass diese Maßnahme nicht ausreicht, um die Spannungsverhältnisse im gesamten Netz zu verbessern, vielmehr müssen mehrere Blindleistungskraftwerke gleichmäßig über das Netz verteilt aufgestellt werden. 4

5 Aufrechterhaltung der Netzstabilität und Versorgungssicherheit Übertragungsnetze werden nach dem sog. (n-1)-kriterium geplant. Dieses besagt, dass ein beliebiges der insgesamt n Betriebsmittel störungsbedingt ausfallen darf, ohne dass andere Betriebsmittel unzulässig belastet oder sich die Spannung unzulässig ändert. Das gilt auch wenn einzelne Betriebsmittel bereits durch Wartung oder Reparatur nicht am Netz sind. Das (n-1)-kriterium sichert so die für eine hohe Versorgungszuverlässigkeit notwendige Redundanz. Ändert sich im Laufe der Zeit der Leistungsfluss im Netz, z.b. durch Stromhandelstransite oder veränderte Kraftwerksstandorte, so könnte das Netz, obwohl es ursprünglich dafür ausgelegt ist, nicht mehr (n-1)-sicher sein. Der Ausfall einer stark belasteten Leitung kann u.u. durch die restlichen ebenfalls bereits stark ausgelasteten Leitungen nicht verkraftet werden, so dass diese wegen Überlastung abgeschaltet werden und das Netz, wie in jüngster Vergangenheit im Ausland geschehen, zusammenbricht. Andererseits bedeutet ein (n-1)-sicheres Netz nicht, dass es nicht doch zu kurzzeitigen Versorgungsunterbrechungen kommen kann. Die Wahrscheinlichkeit von Versorgungsunterbrechungen hängt ab von zufälligen Störereignissen, die auch mehrere Betriebsmittel gleichzeitig oder in einer Kettenreaktion erfassen können, wenn z.b. der Netzschutz nicht ordnungsgemäß funktioniert. Solche Zuverlässigkeitsbetrachtungen werden mit Hilfe der Wahrscheinlichkeitsrechnung, die sich auf eine Störungsstatistik stützt, ebenfalls während der Netzplanung durchgeführt. Einen Beitrag zur Netzstabilität können größere Windenergieanlagen auch selbst leisten, wenn sie in die Netzregelung einbezogen werden und dadurch eine gleichmäßigere Leistung einspeisen und einen bestimmten Anteil als Regelleistung vorhalten. Günstig auf die Netzstabilität bei Einspeisung eines großen Anteils von sich zeitlich ändernder Windleistung würden sich auch Speicher auswirken. Allerdings müssten für die Leistungsdimensionen aus dem Offshore-Bereich mehrere Speicher mit der Leistung und dem Energieinhalt von der Größenordnung des Pumpseicherwerkes Goldisthal (Bild 15) oder großer Druckluftspeicher (Bild 16) in Küstennähe zur Verfügung stehen, was natürlich illusorisch ist. Netzausbau und Computersimulation Um die hier aufgezeigten Maßnahmen des Netzausbaus in ihrer Wechselwirkung und Vielfalt im Vorfeld richtig beurteilen zu können, sind umfangreiche Berechnungen sowohl des stationären Zustandes (Leistungsfluss, Spannungsverhältnisse, Verluste, Stabilität der Übertragung) als auch der Ausgleichsvorgänge, die sich bei größeren plötzlichen Leistungsänderungen, Kurzschlüssen und Leitungsunterbrechungen einstellen, vorzunehmen. Der erste konkrete Schritt zum Netzausbau besteht somit immer in der Computersimulation einer Reihe von möglichen Planungsvarianten, aus der sich dann die hinsichtlich Technik, Wirtschaftlichkeit, Umweltverträglichkeit und Machbarkeit optimale Lösung herausstellen soll. Anschrift des Autors: Prof. Dr.-Ing. habil. B. R. Oswald Geschäftsführender Leiter des Institutes für Energieversorgung und Hochspannungstechnik Universität Hannover, Appelstr. 9A, Hannover Telefon: , Mail: oswald@iee.uni-hannover.de, Web: 5