Netzsicherheitsmanagement und seine Konsequenzen für Verteilnetzbetreiber

Netzsicherheitsmanagement und seine Konsequenzen für Verteilnetzbetreiber Innovationstag 2005 am 01.06. und 02.06.05 E.DIS AG, Dipl.-Ing. Stefan Dorendorf

Inhalt die Situation E.DIS rechtliche Grundlagen zum NSM Technisches Konzept NSM Betrieb mit NSM Fragen der Umsetzung

die Situation E.DIS dezentrale Stromerzeugung durch EEG-Anlagen ist sehr hoch Zubau in 2004 insgesamt am Netz (Stand April 05) beantragt WEA 121 MW BHKW 20 MW PVA 0,5 MW WEA 2.219 MW BHKW 172 MW PVA 10 MW WEA 6.300 MW BHKW 500 MW PVA 340 MW 141,5 MW 2.401 MW 7.140 MW Netzhöchstlast: 2.298 MW minim. Bezug: 938 MW höchster Überschuss: 966 MW Die dezentrale Erzeugung ist temporär größer als die Nachfrage in unserem Netzgebiet.

Die Ziele der Bundesregierung für das Jahr 2010 werden bereits deutlich übertroffen. Netzeinspeisung die Situation E.DIS Ca. 29 % der durch die E.DIS- Netze transportierten Energie ist aus regenerativen Quellen. Benutzungsstunden (2004) WEA 1.694 h/a PVA 838 h/a BHKW 5.592 h/a WKA 2.222 h /a 1,9 Mio Haushalte könnten damit versorgt werden, aber

Die Zahlen 2004 sind jetzt schon fast erreicht! die Situation E.DIS 2004 2005 Tage mit Rückspeisung 40 Stunden Rückspeisung gesamt in h 220 Gesamtjahresarbeit in MWh 61.010 Durchschnittsleistung in MW 278 Jahreshöchstleistung in MW 876 11 129 49.851 386 966 Die Zahlen 2004 sind jetzt schon fast erreicht!

Der Energiefluss an windstarken Tagen wird inhomogener. Das Netz wird durch die Einspeisung stärker beansprucht. die Situation E.DIS Last am 8.1.03 in MW Last am 08.01.05 in MW 50 40 30 20 10 0-10 -20-30 -40-50 -60-70 -80-90 0:15 1:45 3:15 4:45 6:15 7:45 9:15 10:45 12:15 13:45 15:15 16:45 18:15 19:45 21:15 22:45 50 40 30 20 10 0-10 -20-30 -40-50 -60-70 -80-90 00:15 01:45 03:15 04:45 06:15 07:45 09:15 10:45 12:15 13:45 15:15 16:45 18:15 19:45 21:15 22:45 Starklasttag ohne nennenswerte Windeinspeisung Schwachlasttage mit hoher Windeinspeisung 2005

Netzengpässe zwingen zum Netzausbau. Auswirkungen auf den Netzbetrieb Last am 08.01.05 in MW 50 Netzengpässe gibt es in allen Netzebenen. 40 30 20 Im 110 kv-netz ist die Lage bei E.DIS am schwierigsten, da die physikalische Übertragungsfähigkeit der 110 kv Leitungen erschöpft ist. Ein Neubau ist kurzfristig nicht möglich. 10 0-10 -20-30 -40-50 -60-70 -80 00:15 01:45 03:15 04:45 06:15 07:45 09:15 10:45 12:15 13:45 15:15 16:45 18:15 19:45 21:15 22:45-90 Die Netzengpässe sind nur in den Zeiten Schwachlast und Starkwind vorhanden. Das vorhandene 110 kv Netz ist für die Versorgung ausreichend dimensioniert. Die Entsorgung der eingespeisten Leistung führt zu Engpässen.

Netzengpässe im 110 kv Netz zwingen zum Neubau von 110 kv Leitungen. die Situation bei E.DIS Durch den in den letzten Jahren starken Zubau von dezentralen Erzeugungsanlagen, insbesondere Windenergieanlagen, kommt das Netz in bestimmten Situationen bis an die Grenze der Belastbarkeit. Weitere Anschlussbegehren liegen vor. Netzausbaumaßnahmen wurden deshalb geplant. Ein Netzsicherheitsmanagementsystem wurde eingeführt. Kraftwerk Rostock Installierte Einspeiseleistung Einspeisende EEG-Anlagen in % bezogen auf die installierte Leistung im E.DIS-Netzgebiet 92,4% 2500 in MW 2000 1500 1000 500 0 7,2% < 1,0% Windkraft BHKW Photovoltaik Stand 01.05.05 Region mit Netzauslastung Region mit zu erwartender Netzauslastung

Nur an wenigen Tagen werden die Netzkapazitäten voll ausgeschöpft. die Situation bei E.DIS Leistungsdauerlinien Einspeiseleistung % 110 100 90 80 70 0 100 200 300 400 500 Stunden > 98%: 180 h/a (ca. 7 Tg) > 90%: 320 h/a (ca. 13 Tg) > 85%: 390 h/a (ca. 16 Tg) Einspeiseleistung % 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 Stunden 8784 h Leistungsdauerlinien anhand des Jahres 2004 Nur wenige Tage im Jahr werden die Netzkapazitäten voll ausgeschöpft

Jährliche Darstellung der angeschlossenen Windenergieanlagen mit Prognose bis 2010 (kumulativ) - Stand: 27.05.2005 - Megawatt 3.400 3.200 3.000 2.800 2.600 2.400 2.200 2.000 1.800 1.600 1.400 1.200 1.000 800 600 400 200 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Zeitraum Sättigung durch Netzengpässe Anstieg durch Kapazitäten Netzausbau

Netzsicherheitsmanagement ein Mittel weitere Erzeugungsanlagen anzuschließen Was ist Netzsicherheitsmanagement? - Ist eine Überganslösung nach 4, Abs.3 EEG bis zum Abschluss der Netzausbaumaßnahmen. - Realisiert zeitweilige Reduzierung der Einspeiseleistung auf Anforderung des Netzbetreibers. - Ziel ist es, bei Aufrechterhaltung der Netzsicherheit, den Anschluss zusätzlicher Einspeisekapazität zu ermöglichen. Einzige Alternative zum Netzsicherheitsmanagement ist ein Ausbaustopp für Erzeugungsanlagen.

Netzsicherheitsmanagement als temporäre Alternative bis zum Netzausbau. die Situation bei E.DIS Langwierige Genehmigungsverfahren für den Netzausbau Widerspruch kurzfristiges Anschlussbegehren von regenerativen Einspeisern Lösung NSM Temporäre Alternative bis zum Ausbau des Hochspannungsnetzes ist ein Netzsicherheitsmanagement (NSM) für die ausgelasteten 110-kV-Netzgebiete Das NSM kann den Widerspruch auflösen, da eine vollständige Netzauslastung in einzelnen Gebieten, bedingt durch den stochastischen Charakter der Windeinspeisung, nur an einigen Stunden im Jahr auftritt.

Das novellierte EEG schafft die rechtliche Basis für ein Netzsicherheitsmanagement. rechtliche Grundlagen EEG 4 Abs. 1: Netzbetreiber sind verpflichtet, Anlagen unverzüglich und vorrangig an ihr Netz anzuschließen und den gesamten aus diesen Anlagen angebotenen Strom abzunehmen und zu übertragen. Unbeschadet von können Anlagenbetreiber und Netzbetreiber vertraglich vereinbaren, vom Abnahmevorrang abzuweichen, wenn dies der besseren Integration des Netzes dient. Vergütung fiktiver Einspeisung ist kontraproduktiv zum Ziel der CO2 Reduktion ein Verzicht auf Netzausbau ist langfristig ungeeignet EEG 4 Abs. 3: Die Verpflichtung zum vorrangigen Anschluss besteht auch dann, wenn das Netz oder ein Netzbereich zeitweise vollständig durch Strom aus ausgelastet ist, es sei denn, die Anlage ist nicht mit einer technischen Einrichtung zur Reduzierung der Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ausgestattet. Die Verpflichtung zum unverzüglichen Ausbau bleibt unberührt. Der Netzbetreiber ist auf Verlangen des Anlagenbetreibers verpflichtet, bei Nichtabnahme des Stroms das vorliegen der Voraussetzungen innerhalb von 4 Wochen schriftlich nachzuweisen. keine Abnahmepflicht bei temporär auftretenden Netzengpässen Pflicht zum Netzausbau

Das novellierte EnWG schafft die rechtliche Basis für ein Netzsicherheitsmanagement. rechtliche Grundlagen EnWG Entwurf 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen 1) Wenn die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Versorgungssystems in einer Regelzone gefährdet ist, sind Betreiber berechtigt und verpflichtet dies zu beheben durch 1. netzbezogene Maßnahmen, insbesondere Netzschaltung 2. marktbezogene Maßnahmen, insbesondere den Einsatz von Regelenergie, vertraglich vereinbarte ab- und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und Management der Engpässe, sowie Mobilisierung von Reserven zu beseitigen. Bei netzbezogenen Maßnahmen nach Satz 1 sind die Verpflichtungen nach 4 Abs. 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und nach 4 Abs. 1 des Kraft- Wärme-Kopplungsgesetzes zu berücksichtigen. 2) Lässt sich die Störung/Gefährdung nicht/nicht rechtzeitig beseitigen, muss der Betreiber sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in der Regelzone zur Sicherheit des Netzes anpassen, darüber sind betroffene Betreiber sowie Stromhändler zu informieren... 3) Eine Gefährdung liegt vor..., wenn Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind..., das die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität... nicht gewährleistet werden kann.

Voraussetzungen/Anforderungen NSM Technisches Konzept NSM Voraussetzungen: Vom Netzbetreiber können die Belastungen der Leitungen online überwacht werden. Der teilnehmende Einspeiser besitzt eine Vorrichtung zum Empfang der vom Netzbetreiber ausgesendeten Steuersignale. Der Einspeiser setzt die empfangenen Signale in entsprechende Regelbefehle für seine Erzeugungsanlage um. Anforderungen: flexibel Akzeptanz bei den Betreibern preisgünstig für den Anwender, Mengenproblem durch Gleichbehandlungsgrundsatz

Technisches Konzept NSM Technisches Konzept NSM Netzleitstelle Übertragungsweg Einspeiseanlage Messwertüberwachung I<>I grenz Alarm FRS-Empfänger zur Auswertung der Absenkungsbefehle und Steuerung des Übergabeschalters Auslösung der Absenkungsbefehle über das Leitsystem Absenkungsbefehle werden an den Sender übergeben Senden des Absenkungsbefehls (Protokollierung über das NLS) Funkrund- Steuerung (FRS) (Fernwirktechnik) 0... keine Reduz. (Normalbetrieb) 1... Reduz. auf 60% der vertr.v.l. 2... Reduz. auf 30% der vertr.v.l 3... Reduz. auf 0% der vertr.v.l. 4 NOT AUS

Technisches Konzept NSM Technisches Konzept NSM Alle Anlagen in einem ausgelasteten Gebiet werden mit einem Funkrundsteuerempfänger (ca. 140 + fallweise Kosten für Außenantennen) versehen und innerhalb von wenigen Sekunden gleichzeitig erreicht. Es wird jedoch keine Rückmeldung empfangen. ISDN PC in der Leitstelle Zentralrechner EFR Sender (Langwelle 139 khz) Funkempfänger Alle Anlagen > 5 MW werden fernwirktechnisch erschlossen. Aus der NLS der E.DIS ist es möglich den Übergabe LS zu schalten. Diese Funktionalität wird zusätzlich zur Steuerung über den Rundsteuerempfänger beim NOT-AUS genutzt.

Einteilung des 110 kv-netzes in Netzbereiche Technisches Konzept NSM

Hintergründe zum NSM Die Langwellen-Sender 4 Sender Burg ( 139,0 khz ) Düsseldorf Bremen Kiel Hamburg Schwerin Stützsender Burg Magdeburg Neubrandenburg Berlin 4 Sender Mainflingen ( 129,1 khz ) Köln Saarbrücken Sender Zentralrechner Frankfurt Mainz Stuttgart Erfurt Nürnberg München Chemnitz Dresden Garmisch- Partenkirchen

Technisches Konzept NSM Organisation Steuerung EEG-Anlagen nach Anlagengröße. Priorität 0 I II III Das prioritäre Netzsicherheitsmanagement (NSM) Primärenergie Prioritätsgrenzen kw Einspeiser mit Verträgen vor dem NSM > 5.000 5.000 > 500 500 WEA BioM PVA WKA WEA BioM PVA WKA WEA BioM PVA WKA WEA BioM PVA WKA Anteil in % 100 100 100 100 88 1 - - 10 17 1-2 82 99 100 Stufe 0 (100%) einbezogen beim Aufruf von Stufe 1 (60%) Stufe 2 (30%) Stufe 3 (0%) Not-Aus

Das NSM erfordert umfangreiche Veränderungen im Leitsystem. Betrieb mit NSM Separates Netzbild des überwachten Gebietes I/% I/% I/% I/% ±P, ±Q I/A ±P, ±Q I/A ±P, ±Q ±P, ±Q I/A I/A ±P, ±Q 380/220-kV- Netz ±P, ±Q I/% I/A G ±P ±Q I ±P ±Q I G I/% ±P, ±Q I/A ±P ±Q I G G ±P ±Q I ±P ±Q I G I/% ±P, ±Q I/A ±P ±Q I G ±P, ±Q I/% I/A I therm % I therm % I therm % 130 130 115 115 Warnung 100 100 Warnung Warnung Separate Kurve pro überwachter Strommesswert X X t/minuten t/minuten t/minuten G E B I E T Aktuell gemessen Erzeugung = ±X,X MW Nicht-EEG-Einspeiser Sn = xxx MVA - 0 % Sn -40 % Sn -70 % Sn -100 % Sn N O T A U S EEG-Einspeiser Sn = xxx MVA - 0 % Sn -40 % Sn - 70 % Sn -100 % Sn

Netzfahrweise bisher ohne Einspeisung Betrieb mit NSM Dauerstromtragfähigkeit (I D ) der Leitung z.b. 500 A pro System Einspeisepunkt VET 110 kv/220kv I Leitung 500 A I Leitung I Leitung 250 A t Dauerstromtragfähigkeit der Leitung 500 A pro System I Leitung Einspeisepunkt VET 110 kv/220kv 500 A 250 A I Leitung Eintritt (n-1)-fall t

Netzfahrweise mit Einspeisung und NSM Betrieb mit NSM Dauerstromtragfähigkeit (I D ) der Leitung z.b. 500 A pro System Einspeisepunkt VET 110 kv/220kv I Leitung 500 A I Leitung I Leitung 250 A G t

Netzfahrweise mit Einspeisung und NSM Betrieb mit NSM Anregestrom für den Schutz z.b. 800 A I Leitung Dauerstromtragfähigkeit (I D ) der Leitung z.b. 500 A pro System Einspeisepunkt VET 110 kv/220kv 800 A 615 A 500 A 308 A I Leitung I Leitung G t In vermaschten Systemen ist die Ermittlung der Einstellwerte extrem schwierig.

Netzfahrweise mit Einspeisung und NSM Anregestrom für den Schutz z.b. 800 A I Leitung Dauerstromtragfähigkeit der Leitung 500 A Einspeisepunkt VET 110 kv/220kv 800 A 615 A 500 A 308 A I Leitung G Eintritt (n-1)-fall t

Inhalt die Situation E.DIS rechtliche Grundlagen zum NSM Technisches Konzept NSM Betrieb mit NSM Fragen und Aufgaben

Was ist noch zu tun? Fragen und Aufgaben Umsetzung den gesetzlich verankerten Vorrangprinzips

Das gesetzlich verankerte Vorrangprinzip gefährdet bestehende Arbeitsplätze. Fragen und Aufgaben Gesetzliche Regelungen zum Vorrangprinzip: Der Gesetzgeber hat in 4 Abs. 1 Satz 1 EEG den vorrangigen Anschluss von Anlagen, die unter das EEG fallen, sowie die vorrangige Abnahme und Übertragung von in diesen Anlagen erzeugtem Strom geregelt. Die Auswirkungen: Das heißt, dass EEG-Anlagen absolut vorrangig gegenüber allen anderen Erzeugungsanlagen zu behandeln sind, unabhängig davon, ob und wie lange die anderen Erzeugungsanlagen bereits bestehen und Strom in das Netz einspeisen. Bei KWK-Anlagen besteht eine direkte Verknüpfung mit Produktionsprozessen bzw. Wärmenutzung für Endkunden. Eine Regelung der Anlage hat Auswirkungen auf Sekundärprozesse. Mit dem gesetzlich geregelten Vorrangprinzip werden bestehende Arbeitsplätze gefährdet.

Was ist noch zu tun? Fragen und Aufgaben Umsetzung den gesetzlich verankerten Vorrangprinzips ist fraglich Einführung von Online Netzberechnung für die Netzführung bei planmäßigen Umschaltungen Überarbeitung der Havariekonzepte, da Lastfluss schwer vorhersagbar Vernetzung der Netzbetreiber untereinander Entwicklung von Prognosesystemen für Netzbetreiber und Anlagenbetreiber

Eine Prognose zur Häufigkeit der Abschaltung ist schwierig. Prognose zur Häufigkeit der Abschaltung ist abhängig von Wahrscheinlichkeit des Zusammentreffens Minimallast und Starkwind vom Windaufkommen (insbes. > 11 m/sec <25 m/sec) Basiswindjahr und Schwankungsbreite unklar von der Verteilungscharakteristik im Windjahr (85%-115%) in Betrieb befindliche Einspeiseleistung der Erzeugungscharakteristik bzw. Leistungskurve (auch Anlagenmix) dem Lastgang Bezug (auch Wegfall möglich) der Häufigkeit von Netzfehlern bzw. Sonderschaltzuständen vom Schaltzustand des Netzes (Fehler, Wartung) v on der Windrichtung (Rauigkeit und Abschattung) vom Anschlußort, denn üblicherweise wird 110 kv-netz vermascht betrieben Fazit: Es gibt hohe Unsicherheiten bei der Abschätzung der Häufigkeit der Abschaltung. Weitere Erfahrungen/Untersuchungen notwendig.

Was ist noch zu tun? Fragen und Aufgaben Umsetzung den gesetzlich verankerten Vorrangprinzips ist fraglich Einführung von Online Netzberechnung für die Netzführung bei planmäßigen Umschaltungen Überarbeitung der Havariekonzepte, da Lastfluss schwer vorhersagbar Vernetzung der Netzbetreiber untereinander Entwicklung von Prognosesystemen für Netzbetreiber und Anlagenbetreiber Überwachung der Teilnahme Schaffung von einheitlichen Rahmenbedinungen

36 Danke für Ihre Aufmerksamkeit. Dipl.-Ing. Stefan Dorendorf E.DIS AG, Leiter Netzentwicklung stefan.dorendorf@e-dis.de Tel.: 03361 / 70 2744 www.e-dis.de

Betrachtungen zur Schutztechnik Einstellung der Überstromanregung Strom Minimaler Kurzschlussstrom Ansprechstrom aus den Kurzschlussstrombedingungen Ik" Ansprechsic herheit = I Hauptschutz : rd.2,0 Re serveschutz : rd.1,3 (2pol) a Möglicher Einstellbereich für Stromanregung I> Ansprechstrom aus den Lastbedingungen ( 1,3 x max. Laststrom) Maximaler Laststrom, höchstens jedoch die Dauerstrombelastbarkeit der Leitung Zeit