Die Bedeutung der optimierten Netzauslastung für den zukünftigen Stromnetzbetrieb - Digitales dena Symposium - Optimierte Auslastung durch ...

Die Bedeutung der optimierten Netzauslastung für den
zukünftigen Stromnetzbetrieb
Digitales dena Symposium - Optimierte Auslastung durch
innovativen Stromnetzbetrieb

Christoph Maurer | 30. September 2020

                                                30.09.2020 | 0

Herausforderungen des EE-Ausbaus für die Stromnetze

Übertragungsnetze

      Entwurf Bundesbedarfsplangesetz gerade im Kabinett verabschiedet
             Netzausbau für 65 % EE 2030
             35 neue Ausbauvorhaben, u. a. neuer HGÜ-Korridor SH/Wilhelmshaven-
              Ruhrgebiet
      Stärkerer Fokus auf Offshore erhöht auch Nord-Süd-Übertragungsbedarf
      Langfristig weiterer Netzausbau notwendig  Beispiel Langfristszenarien für BMWi
       (Belastungssituation inkl. BBPlG, keine detaillierte Netzplanung!)

                                                                                                                          16.000
                                                                                                                                                                                        endogener NA

                                                                                                            Stromkreis-
                                                                                                                          12.000

                                                                                                             kilometer
                                                                                                                                                                                        exogener NA
                                                                                                                           8.000

                                                                                                                           4.000

                                                                                                                              0
                                                                                                                                        bis              2020-              2030-                 2040-
                                                                                                                                       2020              2030               2040                  2050

                                                                                                                                                                        30.09.2020 | 1
    Quelle: Consentec, Fraunhofer ISI und ifeu - Institut für Energie- und Umweltforschung Heidelberg GmbH (2017), Langfristszenarien für die Transformation des Energiesystems in Deutschland.
    Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie.

Herausforderungen des EE-Ausbaus für die Stromnetze

Verteilungsnetze

                           140%

                           130%
           Annuitätische
           Netzkosten*

                                                                                                                               Anstieg der
                           120%                                                                                               annuitätischen
                                                                                                                              Netzkosten um
                           110%
                                                                                                                             ca. 5 Mrd EUR/a
                           100%

                           90%
                                  2013           2020           2030           2040            2050

      Kosten steigen absolut sogar stärker als in Übertragungsnetzen
             allerdings häufig Ausbau im Rahmen von altersbedingtem Ersatz o. ä. möglich
      EE-Anschlussleistung – und Spannungsebene als relevanter Treiber für
       Ausbaukosten
             Niedrige Anschlussspannungsebene                                                  hohe spezifische Netzintegrationskosten
             Niedrige Volllaststunden

                                                                                                                                                                        30.09.2020 | 2
    *Quelle: Consentec, Fraunhofer ISI und ifeu - Institut für Energie- und Umweltforschung Heidelberg GmbH (2017), Langfristszenarien für die Transformation des Energiesystems in Deutschland.
    Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie.

Wie kann man dem begegnen?

Mögliche Maßnahmen

                        Übertragungsnetz
  Transportbedarf           Redispatch  besser als sein Ruf…
     reduzieren
                            Preiszonen/Nodal Pricing  marktbasierte
                             Bewirtschaftung der knappen Ressource Netz
                            Direkte Beeinflussung von Last- und
                             Erzeugungsstandorten
   Netz ausbauen                regional differenzierte Netzentgelte
                                regionale Steuerung z. B. im EEG
                        Verteilnetz
                            EE-Abregelung
 Bestehendes Netz           Netzdienlicher Flexibilitätseinsatz z. B. 14a EnWG
   besser nutzen

                                                                                  30.09.2020 | 3

Wie kann man dem begegnen?

Mögliche Maßnahmen

                        Bisheriger Default
  Transportbedarf       Insbesondere bei strukturellen Engpässen häufig beste
     reduzieren          Lösung
                            von vielen Studien bestätigt: Netzausbau effizienter als
                             Verlagerung von EE zu schlechten Standorten
                            zusätzlicher Nutzen z. B. durch Austauschmöglichkeiten
   Netz ausbauen             im Binnenmarkt, Versorgungssicherheitsgewinne etc.
                        Dennoch sind Grenzen sinnvollen Netzausbaus erkennbar
                            Spitzenkappung EE weithin akzeptiert
                            Vollverkabelung könnte Wirtschaftlichkeit
 Bestehendes Netz            Übertragungsnetzausbau in Frage stellen
   besser nutzen            Bei neuen flexiblen Verbrauchern in Verteilungsnetzen
                             kann Flexibilitätseinsatz vorzugswürdig sein

                                                                                        30.09.2020 | 4

Wie kann man dem begegnen?

Mögliche Maßnahmen

                             Erhöhung der Transportkapazität bestehender Netze ohne
  Transportbedarf             Einschränkungen für die Systemsicherheit
     reduzieren              Im Regelfall basierend auf neuen Technologien sowohl auf
                              Betriebsmittel- als auch auf Systemführungsseite
                             Nicht kostenlos, aber im Regelfall
                                 deutlich günstiger als Netzausbau
   Netz ausbauen                 deutlich weniger invasiv als Eingriffe in das
                                  Nutzungsverhalten
                             Optimierte Ausnutzung der Bestandsnetze häufig
                              no-regret-Maßnahme

 bestehendes Netz
   besser nutzen

  Umsetzung Energiewende wird Maßnahmen aller Kategorien erfordern
  Optimierte Ausnutzung der Bestandsnetze ist aber wichtiger Baustein
                                                                                         30.09.2020 | 5

Möglichkeiten zur optimierten Ausnutzung der Bestandsnetze

Dynamic Line Rating/Freileitungsmonitoring

   Auch: witterungsabhängiger
    Freileitungsbetrieb
   Standardauslegung für Freileitungen geht von
    extremen Wetterbedingungen aus (35° C,
    kaum Wind)  Belastbarkeit aus max.              Bildquelle: VDE
    akzeptiertem Durchhang
   In der Realität gehen Situationen mit hoher Netzbelastung häufig mit deutlich
    günstigeren Wetterbedingungen einher (kühl/windig)
   Leitungen werden gekühlt  kritischer Durchhang wird erst bei höheren
    Strombelastungen erreicht
   International unterschiedliche Ansätze
       Berechnung der Belastbarkeit aus Wettermodellen/-daten
           zusätzlich Unterteilung regional/lokal
       Online-Messung der Leiterseiltemperatur
   Herausforderung ggf. Beeinflussung benachbarter Rohrleitungen
                                                                                    30.09.2020 | 6

Möglichkeiten zur optimierten Ausnutzung der Bestandsnetze

Dynamic Line Rating/Freileitungsmonitoring

                                                             Weitgehend flächendeckende
                                                              Umsetzung bis 2025 geplant
                                                             zunehmender Einsatz lokaler
                                                              Messungen
                                                             Ausnahmen z. B. bei Leitungen
                                                              ohne überregionale
                                                              Transportfunktion, KW-
                                                              Anschlussleitungen etc.
                                                             bisher kein FLM auf Leitungen mit
                                                              Hochtemperaturbeseilung

  Bildquelle: BNetzA, Netzausbau-Monitoring 2. Quartal 2020                                       30.09.2020 | 7

Möglichkeiten zur optimierten Ausnutzung der Bestandsnetze

Lastflusssteuerung
                                                                  100 MW                    100 MW
   Lastflüsse in Drehstromnetzen teilen sich
    entsprechend/umgekehrt der
    Impedanzverhältnisse auf                          2 x 60 MW
                                                      Transportkap.
   Einzelne Leitungen bereits an Belastungsgrenze,
    während andere noch Übertragungsreserven                           2                           2
                                                                  Z                         Z
    haben                                                              Z                           Z
   Lastflusssteuerung ermöglicht                         67 MW            33 MW   50 MW               50 MW

    Verschieben/Steuern von Flüssen
       Phasenschiebertransformatoren
       FACTS wie Static Synchronous Series
        Compensator (SSSC)  Vorteile:
        Größe/Modularität/schnelle Verfügbarkeit
   Punktmaßnahme  in Stationen realisierbar
   Wesentlicher Nachteil: Anstieg der Verluste
    durch Flussverschiebung
                                                                                           30.09.2020 | 8

Möglichkeiten zur optimierten Ausnutzung der Bestandsnetze

Lastflusssteuerung

   NEP2017 hat bereits 8 Phasenschiebertransformatoren als bis 2023 umsetzbare
    Ad-Hoc-Maßnahmen bestätigt
   3 weitere Ad-Hoc-Phasenschiebertransformatoren im NEP 2019 bestätigt

   Zudem Einsatz auch an den deutschen Außengrenzen zur Vermeidung von Loop
    Flows
       „Zurückdrängen“ der Flüsse ins deutsche Netz
       kann man aus Perspektive einer gesamteuropäischen Systemoptimierung
        kritisch sehen

   Einbindung der neuen Phasenschieber als Freiheitsgrad im Market Coupling noch
    zu klären

                                                                                    30.09.2020 | 9

Möglichkeiten zur optimierten Ausnutzung der Bestandsnetze

Reaktive Netzbetriebsführung

    Grundsätzliche Anforderung an Netzbetriebsführung:
     Gewährleistung der Versorgungssicherheit/n-1-Sicherheit
    Heute übliches Konzept: präventive Netzbetriebsführung
        Simulation möglicher Ausfälle von Netzbetriebsmitteln sowie Planung und Durchführung vorbeugender
         Gegenmaßnahmen, wenn Ausfall zu unzulässig hohen Netzbelastungen führen würde
          bei Fehlerereignis keine weiteren kurzfristigen Handlungen erforderlich
          wenn Fehler nicht eintritt, waren ergriffene Gegenmaßnahmen überflüssig
    Eigenschaften einer (künftigen) reaktiven Netzbetriebsführung
        Simulation möglicher Ausfälle von Netzbetriebsmitteln und Planung (aber keine Durchführung) von individuellen
         Gegenmaßnahmen je kritischem Fehlerfall
          bei Fehlerereignis kurzfristige Durchführung der geplanten Maßnahmen
          wenn Fehler nicht eintritt, sind keine Gegenmaßnahmen erforderlich
        Präventive Maßnahmen bleiben vermutlich erforderlich, aber in geringerem Umfang

                                                                        Fehlerereignis

    präventiv             Planung               Durchführung

    reaktiv                           Planung                            Durchführung

                                                                                                               30.09.2020 | 10

Möglichkeiten zur optimierten Ausnutzung der Bestandsnetze

Reaktive Netzbetriebsführung

   Netzbooster-Konzept als Beispiel für reaktive Netzbetriebsführung
       reaktive Sicherstellung der (n-1)-Sicherheit  Höherauslastung im
        Normalbetrieb
       sehr schnell (wenige Sekunden) steuerbare Lasten vor und Einspeisungen
        hinter dem Engpass  Aktivierung unmittelbar nach Fehlereintritt
       Ablösung durch „normalen“ Redispatch

   2 Pilotanlagen im NEP 2019 bestätigt
       korrespondierende Batterien von je 100MW/100MWh in Audorf/Ottenhofen
       steuerbare Last Wehrendorf 250 MW + Batterie 250MW/250MWh in
        Kupferzell
     trotz hoher Investitionskosten geringe Amortisationszeiten

                                                                                 30.09.2020 | 11

Welche Potenziale bietet optimierte Ausnutzung der
Bestandsnetze

Beispiel Freileitungsmonitoring – Überlastungen in einer Jahresrechnung 2030

                                                                                                 Ohne FLM

                                                                                                     > 100 %

                                                                                                     > 150 %

                                                                                                     > 200 %

Exemplarisches Beispiel basierend auf Zieljahr 2030 der Studie Langfristszenarien  dient nur
der Verdeutlichung der Wirkung, keine konkreten Aussagen für einzelne Leitungen ableitbar

                                                                                                30.09.2020 | 12

Welche Potenziale bietet optimierte Ausnutzung der
Bestandsnetze

Beispiel Freileitungsmonitoring – Überlastungen in einer Jahresrechnung 2030

                                                                                 Mit FLM
                                                                               (max. 3600 A
                                                                                 380 kV)

                                                                                    > 100 %

                                                                                    > 150 %

                                                                                    > 200 %

  Keine flächendeckende Lösung von Engpassproblemen, aber vielfache
  Abmilderung
                                                                               30.09.2020 | 13

Welche Potenziale bietet optimierte Ausnutzung der
Bestandsnetze

Beispiel Lastflusssteuerung

   Studie von IAEW der RWTH Aachen
    für Smart Wires, Juni 2020
   Nutzen von SSSC
       4 SSSC an im NEP 2019 für
        Lastflusssteuerung
        vorgeschlagenen Standorten
       Verteilte Installation im Ü-Netz

                                              Bildquelle: IAEW der RWTH Aachen

    Deutliche Verringerung der Redispatch-Volumina durch Lastflusssteuetr
                                                                                 30.09.2020 | 14

Welche Potenziale bietet optimierte Ausnutzung der
Bestandsnetze

Beispiel Netzbooster – Vergleich Redispatchvolumina im deutschen Ü-Netz

                                                                              konv. KW
                                                                              EE
mit 3 GW Hochfahr- und
5 GW Einsenkpotenzial

  mit allen Pilotanlagen
    der ÜNB aus NEP

     ohne Netzbooster

                      -100%   -75%      -50%     -25%   0%   25%   50%       75%    100%
                                     Einsenken                     Hochfahren

    Deutliche Senkung der Redispatchvolumina erreichbar
                                                                                           30.09.2020 | 15

Inwiefern wird die Systemstabilität durch eine höhere
Netzauslastung beansprucht?

Technische Grenzwerte zur Gewährleistung eines sicheren Systembetriebs

                             Bisher zumeist bindende Randbedingung 
     thermische               Dauerstrombelastbarkeit
    Belastbarkeit            Maßnahmen zur Höherauslastung zielen v. a. auf diesen
                              Grenzwert

                             Blindleistungsverbrauch hoch ausgelasteter Betriebsmittel
                              steigt mit Auslastung überproportional an
  Spannungsgrenzen
                             Zusätzliche Blindleistungsquellen notwendig, ggf. auch mit
                              neuen Technologien

                             Fähigkeit des Systems, nach einer Auslenkung/Störereignis
                              wieder in einen stabilen Betriebszustand zurückzukehren
                                 mögliche Instabilitätsereignisse: Leistungspendelungen,
                                  Asynchronfallen von Generatoren
  Stabilitätsgrenzen         In der Vergangenheit im dt. Ü-Netz idR nicht bindend 
                              Höherauslastung (steigende Winkeldifferenzen) kann aber
     (hier: insb.             Stabilitätsrisiken erhöhen
   Winkelstabilität)         Stabilitätsprobleme können Potenzial der Höherauslastung
                              begrenzen, aber nicht eliminieren
                                 Möglichkeiten zur Online-Bewertung notwendig, bis
                                  dahin pauschale Herangehensweise notwendig
                                                                                          30.09.2020 | 16
                                 Gegenmaßnahmen denkbar?!

Zusammenfassung

   Umsetzung Energiewende wird Maßnahmen zum Umgang mit erhöhter
    Netzbelastung auf verschiedenen Ebenen erfordern
       Steuerung/Beanreizung Nutzerverhalten
       Netzausbau
       optimierte Ausnutzung der Bestandsnetze
   Optimierte Ausnutzung
       betrifft sowohl Netzanlagen als auch Netzführung
       setzt auf unterschiedliche neue Technologien
       z. T. noch in Erprobungsphase
       bietet große Chancen bei begrenzten Kosten  no-regret

   Mit Höherauslastung können andere technische Grenzwerte als
    Dauerstrombelastbarkeit relevant werden  weiterer Forschungs- und
    Entwicklungsbedarf

                                                                         30.09.2020 | 17

Consentec GmbH   Tel. +49 241 93836-0
Grüner Weg 1     Fax +49 241 93836-15
52070 Aachen     info@consentec.de
Deutschland      www.consentec.de

                                        30.09.2020 | 18