Perspektiven für den Netzbetrieb

Das Projekt FOR 1511

Eine Forschergruppe von neun interdisziplinär arbeitenden Professoren um Prof. Christian Rehtanz von der TU Dortmund, Leiter des Ins­ti­tuts Energiesysteme, Energieeffizienz und Energiewirtschaft – ie³ untersucht, in dem seit dem Jahr 2011 laufenden und von der DFG mit rund 1,9 Mio. € geförderten Projekt FOR 1511, die Anwendung von schutz- und leittechnischen Applikationen für die europäischen Transportnetze der Zukunft, die als eine Art technisches „Smart Grid“ zur zuverlässigen und sicheren Energieüber­tra­gung arbeiten können.

„Ganz Europa ist elektrisch miteinander verbunden. Hierbei überwacht jedoch jeder Netzbetreiber nur sein eigenes Gebiet in Echtzeit, so dass sich quasi ein Flickenteppich ergibt. Mit der neuen Weitbereichstechnik können großräumig sehr schnell Informationen über den Netzzustand ermittelt werden. Wir widmen uns in dem Projekt neuen Algorithmen, die die Basisinformatio­nen der Messungen in nutzbare und zielführende Informationen umwandeln, die helfen das Netz effizienter zu nutzen“, erklärt Christian Rehtanz. Dieses Forschungsprojekt setzt ein Großraumüberwachungssystem voraus. In einem Testlabor wird, unter Einsatz zeitsynchronisierter Messgeräte (PMU)(Erläuterung siehe Infokasten), eine Simulation des europäischen Transportnetzes nachgebildet. GPS-gesteuert, können deren Werte von weit entfernten Positionen, zeitgleich, in einem oder mehreren zentralen Servern gesammelt und dort verarbeitet. In der Praxis könnte man dieses System schon heute errichten. In einigen Ländern wurde ein solches Überwachungssystem in der Praxis installiert.

Energiemanagement durch Lastflussregelung

In dem bestehenden System des Verbundnetzes ist eine zentrale, optimierte Überwachung aller Leistungsflüsse in Großräumen in Echtzeit derzeit nicht möglich. Auch besitzen die Leis­tungs­flussregler (LFR) ein begrenztes Einflussgebiet mit sich teilweise überlappenden Zonen. Die Mitarbeiter des Teilprojekts TP 3 gehen der Frage nach, wie in den bestehenden Netzen eine höhere Auslastung und Netzsicherheit erreichbar ist. Eine koordinierte, dezentrale Lastflusssteuerung mittels, an den Lei­tungs­knoten sitzendenReglern, soll zu einer Optimierung der Übertragungskapazität im Normal- wie auch im Störfall beitragen. Passive Agenten kommunizieren den aktiven Agenten fortwährend die von den PMU übermittelten Daten über den Zustand ihres Teilbereiches des Netzes. Nach ihrer Analyse, treffen diese, in einer ständigen Kommunikation mit anderen Agenten – wie in einem Bienenschwarm – in Echtzeit Entscheidungen über eine schnelle und zielgerichtete Ausregelung überlasteter Leitungen auf weniger gefährdete. Interessant ist dabei der dynamische Prozess der Entscheidungsfindung.

„Die Agenten koordinieren ihre Handlungen so, dass stets der LFR mit dem höchsten positiven Einfluss die Leistungsentlastung vornimmt und kritische Leitungen besondere Priorität erhalten“, so Sven Christian Müller, Projektleiter des TP 3-Leistungsflussregelung. Es findet also eine Gewichtung statt, damit sich die Regler nicht gegenseitig negativ beeinflussen. In einer vom Institut durchgeführten Simulation des Übertragungsnetzes der Benelux-Staaten, wurde die dezentrale Koordinierung der LFR für den zukünftigen Einsatz im ENTSO-E-Netz positiv getestet.

Insellösungen für das ENTSO-E

Die Netzbetreiber verfügen mittlerweile über eine sehr genaue Software zur Bestimmung und Vorhersage der Erzeugungsleis­tung aus dezentralen Energiequellen, die Wetterprognosen berücksichtigt. Dennoch besteht ein gewisser statistischer Fehler. So kann eine 5-minütige Abweichung von der vorausgesagten Windzunahme zu einer zusätzlichen Einspeisung von Strom aus Offshore-Windenergieanlagen im 2-stelligen GW-Bereich führen. Solche, kurzfristig entstehende Spitzen (Peaks) in den Stromversorgungsnetzen, können nicht mehr mit der zur Verfügung stehenden Regelleistung ausgeglichen werden. Der forcierte Ausbau der Offshore-Windanlagen beinhaltet in der geplanten Dimension, Leistung und Fläche, zu einer Zunahme der Wahrscheinlichkeit eines Blackouts. Dann werden Systemschutzmaßnahmen notwendig, um einen Blackout zu verhindern. Die Mitarbeiter unter Leitung von Dr. Kubis wollen die hohe Detaildichte der gemessenen Daten, die eine europaweite PMU-geführten Großüberwachung mit sich bringt, nutzen. Automatisierte Systeme, an denen in diesem Projekt gearbeitet wird, bieten die Möglichkeit, unmittelbar auf die Entstehung von Belastungen in Teilnetzen des Verbundnetzes, angemessene Regelungen, wie ein Ab- oder Zuschalten oder im Extrem die Bildung einer Insellösung, zu treffen. Reicht die Ausregelung von Spannungsspitzen über die agentengeführten LFR nicht aus, bedarf es eines Korridorschutzes als Schutzsystem. Er ermöglicht einen selektiven Eingriff, um eine Ausweitung der Störungen auf weitere Bereiche des Verbundnetzes zu vermeiden.

IKT-Infrastruktur

Die wichtigsten Voraussetzungen für die Entwicklung und den zuverlässigen Betrieb dieser energietechnischen Softwarekompo­nenten sind nach wie vor die Fehler in der Prognose des Zeitpunktes von sehr hohen Einspeisungen ins Netz. Softwaresys­teme, die auf der Ebene der Ausführungs- und Kommunikationsplattform eine gewisse Fehlertoleranz erlauben, würden ebenso zu einer Ausregelung von Spitzen bei der Einspeisung beitragen und dieses Stromnetz sicherer gestalten. In dem Teilprojekt dieses FuE-Projekts mit Namen IKT-Infra­struk­tur wird daher untersucht, wie die Kommunikation der Soft­warekomponenten weiter mög­lich ist, auch wenn einzelne Rechen­knoten ausfallen oder Kom­munikationsverbindungen getrennt werden.

Der Hybridsimulator

Der Hybridsimulator stellt das wichtigste Teilprojekt dar. Die Energienetze und die Kommunikationsnetze aus dem interdisziplinären Forschungsprojekt werden in ihm gemeinsam getestet. Er dient als eine Plattform, in dem die verschiedenen Systeme und Applikationen der anderen Teilprojekte zusammengeschaltet sind. Das hat den Vorteil, dass die gegenseitigen Einflüsse der Systeme, quasi in einer Live-Verschaltung, nachgebildet und analysiert werden können. Als Konsequenz lassen sich neue Aussagen über die Interaktionen und das realistische zeitliche Verhalten der Schutz- und Leitsysteme treffen.

Ausblick

Der Ansatz der hier vorgestellten Forschungsprojekte auf nationaler wie auf EU-Ebene, liegt nicht darin, den erforderlichen Netzausbau zu ersetzen. Angestrebt wird eine zeitliche Pufferung bis zu seiner Fertigstellung. Eine weitgehend automatisierte Regeltechnik, wie sie das FOR 1511 prüft, ermöglicht eine bessere, sichere Ausnutzung der Kapazitäten des europäi­schen Verbundnetzes. Unvorher­seh­bare Überlastungen, z. B. durch fluktuierende, dezentrale Ener­gie­einspeisungen, lassen sich so weitgehend ausregulieren. „Smart Grids“ greifen auf der Ebene der Niederspannungs- bzw. Mittelspannungsebene ein und bieten nur eine Teillösung in der Frage, wie den Gefährdungen der Betriebsgrenzen durch die zunehmenden Bottom-Up-Einspeisungen der dezentralen Energieanlagen in die Stromversorgungsnetze begegnet werden kann. So meint Albert Moser, Leiter der RWTH Aachen: „Dieser Autarkiegedanke funktioniert mit viel Idealismus an ausgewählten ländlichen Regionen, nicht aber in einer Großstadt. [...] ,Smart Grids‘ können daher den Ausbau der Übertragungsnetze nicht ersetzen.“ Es sollte dabei nicht an dem bestehenden, aufwendigen Genehmigungsverfahren gerüttelt werden. Greenpeace-Energieexperte Niklas Schinerl fordert eine Überprüfung und Überarbeitung des Netzentwicklungsplans. „Ziel des Prozesses darf nicht die Schaffung eines Maximalnetzes sein, sondern eine ökonomisch und ökologisch sinnvolle Einbindung der Erneuerbaren Stromerzeugung in das Übertragungsnetz.“