grundsätze für die planung des deutschen übertragungsnetzes

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50Hertz Transmission GmbH
Amprion GmbH
TenneT TSO GmbH
TransnetBW GmbH
GRUNDSÄTZE
FÜR DIE PLANUNG
DES DEUTSCHEN ÜBERTRAGUNGSNETZES
Stand April 2015
GRUNDSÄTZE FÜR DIE PLANUNG DES DEUTSCHEN ÜBERTRAGUNGSNETZES
Inhaltsverzeichnis
1
Präambel ........................................................................................................................ 3
2
2.1
2.2
2.3
Grundsätze der Netzplanung ........................................................................................ 3
Inhalt................................................................................................................................ 3
Begriffsdefinitionen und Abgrenzungen ........................................................................... 3
Zielstellung ...................................................................................................................... 4
3
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.5.1
3.5.2
3.6
3.7
3.8
3.9
3.10
3.11
Randbedingungen der Netzplanung ............................................................................. 5
Datengrundlage ............................................................................................................... 5
Betrachteter Netzumfang ................................................................................................. 5
Betrachtungszeitraum und Netzausbaustand ................................................................... 5
Schaltzustand .................................................................................................................. 6
Praxisrelevante Fälle von Netzschwächungen ................................................................. 6
Einfachausfall .................................................................................................................. 6
Nichtverfügbarkeit bzw. Ausfall mehrerer Betriebsmittel .................................................. 7
Lastfälle ......................................................................................................................... 11
Einspeisefälle ................................................................................................................ 11
Fälle horizontaler Übertragungsaufgaben ...................................................................... 12
Fälle vertikaler Übertragungsaufgaben .......................................................................... 12
Spannungshaltung und Blindleistungshaushalt .............................................................. 12
Bestimmung des Kurzschlussstromniveaus ................................................................... 13
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.4.1
4.4.2
4.5
Untersuchungsgegenstand und -methodik der Netzplanung ................................... 13
Allgemein ....................................................................................................................... 13
Leistungsfluss ................................................................................................................ 14
Kurzschluss ................................................................................................................... 14
Stabilität......................................................................................................................... 15
Transiente Stabilität ....................................................................................................... 15
Statische Stabilität ......................................................................................................... 15
Versorgungszuverlässigkeit ........................................................................................... 15
5
5.1
5.1.1
5.1.2
5.1.3
5.2
5.2.1
5.2.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.6.1
5.6.2
5.7
5.8
5.9
5.10
Netztechnische Beurteilungskriterien ........................................................................ 15
(n-1)-Kriterium................................................................................................................ 15
Definition des (n-1)-Kriteriums ....................................................................................... 15
Erweiterte Prüfung der Einhaltung des (n-1)-Kriteriums ................................................. 16
Netzsicherheitsanalysen für Mehrfachfehler .................................................................. 16
Leistungsfluss – Thermische Belastungsgrenzen .......................................................... 18
Drehstrom- (AC-) Übertragungsnetz .............................................................................. 18
HGÜ- (DC-) Verbindungen............................................................................................. 21
Leistungsfluss – Spannungsgrenzen ............................................................................. 21
Leistungsfluss – Schutz- und Stabilitätsgrenzwerte ....................................................... 22
Beschreibung unzulässiger Auswirkungen im Fehlerfall................................................. 23
Stabilität......................................................................................................................... 23
Transiente Stabilität ....................................................................................................... 23
Statische Stabilität ......................................................................................................... 23
Kurzschluss ................................................................................................................... 23
Spannungsqualität ......................................................................................................... 24
Sternpunkterdung .......................................................................................................... 24
Schutzkonzepte ............................................................................................................. 24
6
Maßnahmen zur Einhaltung der Beurteilungskriterien ............................................. 24
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1
Präambel
Die vorliegenden Planungsgrundsätze definieren die Rahmenbedingungen für die mittel- bis langfristige
Netzplanung der deutschen Übertragungsnetzbetreiber. Diese Grundsätze beschreiben den Regelfall. In
den einzelnen Kapiteln wird ergänzend auf mögliche Spezial- und Sonderfälle sowie deren Randbedingungen eingegangen. Die Planungsgrundsätze werden bei Erfordernis den sich ändernden gesetzlichen
Rahmenbedingungen in Europa und Deutschland sowie dem aktuellen Stand der Technik angepasst.
Die Netzausbauplanung berücksichtigt interne und externe Einflussfaktoren für die perspektivische Netzentwicklung.
Zu den internen Faktoren zählt vorrangig die technisch-wirtschaftliche Optimierung für eine bedarfsgerechte Netzstruktur.
Zu den externen Faktoren zählen:
der Ausbau und die Marktintegration regenerativer Energien,
die Planungen konventioneller Kraftwerke und Speicher,
die Entwicklung der Nachfrage elektrischer Energie und
die Entwicklung des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes.
Diese Faktoren werden durch das politische und regulatorische Umfeld beeinflusst und flankiert, u. a.
Energiewirtschaftsgesetz – EnWG,
Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG,
Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz – KWKG,
Energieleitungsausbaugesetz – EnLAG,
Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz – NABEG,
Bundesbedarfsplangesetz – BBPlG,
Kraftwerks-Netzanschlussverordnung – KraftNAV,
EU-Richtlinien und -Verordnungen zur Vollendung des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes.
Neben diesen Planungsgrundsätzen bilden insbesondere gemeinsame Datenmodelle zu energiewirtschaftlichen Szenarien, Netznutzungsfällen und Netztopologien die Grundlage für eine innerhalb
Deutschlands und mit den europäischen Übertragungsnetzbetreibern koordinierte mittel- bis langfristige
Netzentwicklung.
Das Prinzip eines diskriminierungsfreien Zugangs für alle an das Übertragungsnetz angeschlossenen
Netznutzer bzw. für alle potenziellen Netznutzer des Übertragungsnetzes wird dabei verfolgt.
2
2.1
Grundsätze der Netzplanung
Inhalt
Die Planungsgrundsätze beschreiben die Rahmenbedingungen, den Untersuchungsgegenstand und die
Untersuchungsmethodik sowie die netztechnischen Beurteilungskriterien und Maßnahmen für die Netzplanung.
2.2
Begriffsdefinitionen und Abgrenzungen
Die Netzausbauplanung führt Grundsatzplanungen zur Entwicklung bedarfsgerechter Netzkonzepte für
mittel- bis langfristige Planungshorizonte durch. Die Prognoseunsicherheiten (z. B. Erzeugungs- und
Lastentwicklung) erfordern hierbei eine Betrachtung unterschiedlicher Szenarien der Energiemarktentwicklung. Im Rahmen der Grundsatzanalysen der Netzausbauplanung ist eine Auswahl von relevanten
Netznutzungsfällen erforderlich, damit das Übertragungsnetz zur Gewährleistung der Netzsicherheit aus_______________________________________________________________________________________________________________
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reichend bemessen und den Anforderungen nach einem sicheren und effizienten Netzbetrieb Rechnung
getragen wird. Die zu betrachtenden Last- und Erzeugungssituationen werden hierzu auf Basis von
Marktsimulationen und der Analyse von relevanten horizontalen und vertikalen Übertragungs- und Versorgungsaufgaben ausgewählt. Für die daraus identifizierten planungs- und bemessungsrelevanten
Netznutzungsfälle wird der topologische Grundfall mit fehler- oder betriebsbedingten Abschaltungen beaufschlagt. Wartungs- oder reparaturbedingte Abschaltungen von Komponenten werden als Netzschwächung in die Sicherheitsanalyse einbezogen, wenn diese von langer Dauer sind, und/oder wenn es sich
um Betriebsmittel handelt, die für die überregionale Übertragungsaufgabe von besonderer Bedeutung
1
sind.
Die Netzbetriebsplanung trägt dafür Sorge, dass kurz- bis mittelfristig anstehende Ereignisse wie Instandhaltungsarbeiten an Betriebsmitteln und Geräten, Baumaßnahmen etc. sicher durch den Netzbetrieb im täglichen Betriebsgeschehen beherrscht werden. Im Gegensatz zur Netzausbauplanung sind im
Rahmen dieser Betrachtungen die Nichtverfügbarkeit einzelner Netzbetriebsmittel und/oder Kraftwerke
bzw. Erzeugungseinheiten sowie die zu erwartende Last- und Erzeugungssituation besser bekannt. Infolge der gegenüber der Netzausbauplanung deutlich reduzierten Anzahl an Planungsvarianten müssen
Netzsicherheitsanalysen vorrangig störungsbedingte Ausfälle, unter Berücksichtigung von seltenen Ereignissen mit potenziell großer Störungsausbreitung, beinhalten.
Der Netzbetrieb folgt in der täglichen Betriebsführung des Übertragungsnetzes den planerischen Vorgaben der Netzbetriebsplanung und muss im Rahmen seiner kontinuierlichen Sicherheitsrechnung dafür
Sorge tragen, dass die konzeptgemäß zugelassenen Ereignisse wie Betriebsmittelausfälle mit den augenblicklich verfügbaren betrieblichen Möglichkeiten und Betriebsmitteln in ihren Auswirkungen begrenzt
werden. Ausgangspunkt dieser Betrachtungen ist der jeweilige aktuelle Betriebszustand des Netzes und
dessen prognostizierte Entwicklung im Tagesverlauf. Die Betriebsführung des Übertragungsnetzes strebt
nach Eintritt einer Störung die Herstellung eines Netzzustandes an, der die Beherrschung einer weiteren
Störung ermöglicht.
Die vorliegenden Planungsgrundsätze beschreiben die Rahmenbedingungen für die Netzausbauplanung,
im folgenden Netzplanung genannt. Die Netzbetriebsplanung und der Netzbetrieb sind nicht Gegenstand
dieser Planungsgrundsätze.
2.3
Zielstellung
Zielstellung der Netzplanung ist es, ein gemäß den prognostizierten Anforderungen bedarfsgerechtes
Netz mit erforderlichen Freiheitsgraden für den Netzbetrieb zu dimensionieren. Hierbei ist nachfolgenden
Punkten Rechnung zu tragen:
-
-
den Forderungen des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) nach einer möglichst sicheren, preisgünstigen, verbraucherfreundlichen, effizienten und umweltverträglichen Elektrizitätsversorgung mit einer
angemessenen Versorgungsqualität,
den gesetzlichen Vorrangregelungen gemäß Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und KraftWärme-Kopplungsgesetz (KWKG),
den Anforderungen der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV),
den Vorgaben des Energieleitungsausbaugesetzes (EnLAG), des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz (NABEG) und des Bundesbedarfsplangesetzes (BBPlG),
den Anforderungen des liberalisierten Elektrizitätsmarktes, insbesondere der EU-Binnenmarktrichtlinie,
der Gewährleistung der Sicherheit des Gesamtsystems (Erzeugung, Netz und Verbrauch) sowie
derzeitigen und künftigen Übertragungs- und Versorgungsaufgaben des Übertragungsnetzes.
1
Vorschlag gemäß Monitoring-Bericht des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie nach § 51 EnWG zur
Versorgungssicherheit im Bereich der leitungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität (Januar 2011, S. 20): „…, das (n-1)-Kriterium
für Netzplanung und -betrieb, das bisher in allen Fällen ein ausreichendes Sicherheitsniveau garantiert hat, [ist] um eine
Risikobewertung in Bezug auf Mehrfachfehler zu erweitern, um auch in Zukunft überregionale Großstörungen sicher vermeiden zu
können.“
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3
Randbedingungen der Netzplanung
3.1
Datengrundlage
Datengrundlage bilden gemeinsame Datenmodelle der deutschen Übertragungsnetzbetreiber, die auch
Entwicklungen in den Übertragungsnetzen des kontinentaleuropäischen Synchrongebietes der ENTSO-E
und anderen benachbarten Netzen berücksichtigen. Neben einem Netzmodell für den aktuellen Stand
des Netzausbaus (Ausgangs- bzw. Ist-Zustand) werden Planungsnetzmodelle für die Mittelfrist- und
Langfristplanung verwendet.
Die Planungsnetzmodelle sind dabei insbesondere Basis für den nationalen Netzentwicklungsplan der
deutschen Übertragungsnetzbetreiber gemäß EnWG sowie für den europäischen 10-Jahres-Netzentwicklungsplan der ENTSO-E gemäß EU-Verordnung 714/2009.
3.2
Betrachteter Netzumfang
Grundsätzlich wird das gesamte deutsche Übertragungsnetz betrachtet. Dieses besteht heute aus der
380- und 220-kV-Drehstrom-Höchstspannungsebene inkl. der Transformatoren für horizontale und vertikale Übertragungsaufgaben sowie aus den Netzanbindungen von Offshore-Anlagen2. Zusätzlich werden
zukünftig in das Übertragungsnetz zu integrierende Fernübertragungsverbindungen einer höheren Spannungsebene bzw. alternativen Übertragungstechnologie (z. B. HGÜ-Verbindungen) zur Übertragung hoher Leistungen über weite Entfernungen berücksichtigt. Konventionelle und regenerative Erzeugungseinheiten inkl. ihrer Netzanschlusstransformatoren werden hinsichtlich ihrer elektrischen Eigenschaften, die
relevant für das Systemverhalten sind, adäquat modelliert und berücksichtigt. Die dem Übertragungsnetz
unterlagerten 110-kV-Verteilungsnetze werden angemessen abgebildet. Die synchron verbundenen ausländischen Übertragungsnetze werden in die Betrachtung für die jeweilige Aufgabenstellung in geeigneter
Form und erforderlichem Umfang einbezogen.
3.3
Betrachtungszeitraum und Netzausbaustand
Das Modell des Übertragungsnetzes enthält im aktuellen Ausbaustand (Ausgangs- bzw. Ist-Zustand) alle
verfügbaren Betriebsmittel mit ihren jeweiligen Belastbarkeiten. Ausgehend von diesem Netzmodell werden unterschiedliche Zeithorizonte für die Entwicklung von Netzkonzepten analysiert:
1.
Mittelfristige Netzkonzepte (Betrachtungszeitraum bis 5 Jahre)
Das Netzmodell des Übertragungsnetzes enthält für die Analysen in diesem Betrachtungszeitraum,
ausgehend vom Ausgangs- bzw. Ist-Zustand, genehmigte und/oder geplante Netzausbaumaßnahmen (Optimierung, Verstärkung, Umstrukturierung, Erweiterung, Neubau) für die


2.
ggf. erforderliche öffentlich-rechtliche bzw. privatrechtliche Genehmigungen vorliegen bzw.
eine Umsetzung in den nächsten 5 Jahren geplant ist.
Langfristige Netzkonzepte (Betrachtungszeitraum mehr als 5 Jahre)
Das Netzmodell des Übertragungsnetzes enthält für die Analysen in diesem Betrachtungszeitraum,
ausgehend vom Ausgangs- bzw. Ist-Zustand sowie den v. g. Netzausbaumaßnahmen der Mittelfristplanung, darüber hinaus gehende geplante Netzausbaumaßnahmen (Optimierung, Verstärkung,
Umstrukturierung, Erweiterung, Neubau).
2
Netzanbindungen von Offshore-Anlagen gelten gemäß EnWG ab dem Zeitpunkt der Errichtung als Teil des
Energieversorgungsnetzes. Die vorliegenden Planungsgrundsätze gelten nicht für die Netzanbindungen von Offshore-Anlagen.
Diese werden in den entsprechenden Netzanschlussregeln der anschlusspflichtigen Übertragungsnetzbetreiber behandelt.
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Dabei werden für die mittel- und langfristigen Netzkonzepte innerhalb von ENTSO-E abgestimmte Netze
und in Abhängigkeit vom Anwendungsfall auch unterlagerte Netze im erforderlichen Umfang und dem im
jeweiligen Betrachtungszeitraum bekannten Netzausbau berücksichtigt.
3.4
Schaltzustand
Der im jeweiligen Betrachtungszeitraum erwartete Stand des Netzausbaus gemäß Kapitel 3.3 ist mit allen
3
verfügbaren Betriebsmitteln und ihren jeweiligen Belastbarkeiten die Grundlage für die Untersuchungen.
Topologisch wird dabei ein für den perspektivischen Netzbetrieb optimierter Schaltzustand des Übertragungsnetzes abgebildet (topologischer Grundfall). Der topologische Grundfall muss die Einhaltung der
(n-1)-Sicherheit für alle Netznutzungsfälle des betrachteten Planungshorizontes gewährleisten und darf
die für den Netzbetrieb erforderlichen Freiheitsgrade nicht einschränken. Präventive oder sogar kurative
Änderungen des topologischen Grundfalls sind daher auszuschließen.4
Für eine robuste Netzplanung sind zusätzlich praxisrelevante Fälle von Netzschwächungen gemäß Kapitel 3.5.2 zu berücksichtigen.
3.5
Praxisrelevante Fälle von Netzschwächungen
3.5.1
Einfachausfall
Für netzsicherheitsrelevante Betrachtungen im Rahmen der Netzplanung wird ein Netz im ersten Schritt
in die nachfolgend aufgeführten Betriebsmittel des Übertragungsnetzbetreibers aufgeteilt, die hinsichtlich
der netzschwächenden Auswirkung ihres Einfachausfalls, nachfolgend (n-1)-Ausfall genannt, auf die horizontale bzw. vertikale Übertragungsaufgabe grundsätzlich untersucht werden:
-
Freileitungsstromkreis,
Kabel,
Fernübertragungsverbindung,
Transformator,
Blindleistungskompensationsanlage,
Betriebsmittel zur Leistungsflusssteuerung,
Sammelschiene bzw. Sammelschienenabschnitt,
Erzeugungseinheit.
Als Fernübertragungsverbindungen sind weiträumige Übertragungsverbindungen hoher Leistungen mit
Technologien außerhalb des 380- und 220-kV-Drehstrom-Übertragungsnetzes zu verstehen, deren Anfangs- und Endpunkte im deutschen oder in benachbarten Übertragungsnetz(en) liegen.
Als Transformatoren im Übertragungsnetz werden für horizontale Übertragungsaufgaben die Transformatoren zwischen den Spannungsebenen 380 kV und 220 kV sowie Transformatoren zur Leistungsflusssteuerung innerhalb dieser Spannungsebenen betrachtet. Für vertikale Übertragungsaufgaben werden
die Transformatoren im Übertragungsnetz berücksichtigt, die zu den regionalen Verteilungsnetzen und
Hoch- bzw. Mittelspannungs-Netzanschlüssen von Industriekunden umspannen.
Unter Blindleistungskompensationsanlagen werden Betriebsmittel zur Kompensation des induktiven
oder kapazitiven Blindleistungsbedarfs des Übertragungsnetzes verstanden. Diese sind im Regelfall di3
Die Belastbarkeiten der Betriebsmittel beziehen sich auf die aktuellen Werte des Ausgangs- bzw. Ist-Zustandes nach Kapitel 3.3
bzw. auf den für den Betrachtungszeitraum geplanten Realisierungsstand von Netzverstärkungsmaßnahmen (z.B. Austausch von
engpassbestimmenden Betriebsmitteln innerhalb eines Stromkreises).
4
Da perspektivische Netznutzungsfälle bzw. die durch diese abgebildeten perspektivischen Übertragungs- und Versorgungsaufgaben einer gewissen Prognoseunschärfe unterliegen und auch dann Abschaltungen von Betriebsmitteln, z. B. aufgrund von
Wartungs- und Bauarbeiten notwendig sind (Netzschwächungen), ist es zwingend erforderlich, dass präventive oder sogar kurative
Veränderungen des topologischen Grundfalls in der Netzplanung keine Berücksichtigung finden.
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rekt am Übertragungsnetz, an den Tertiärwicklungen der Transformatoren im Übertragungsnetz oder in
unterspannungsseitigen Schaltfeldern der Übergabestellen zwischen Übertragungsnetz und Verteilungs5
netzen angeschlossen ; sie sind schaltbar (Drosseln bzw. Kondensatoren) bzw. steuerbar (z. B. statische
Blindleistungskompensatoren, rotierende Phasenschieber).
Unter Sammelschiene bzw. Sammelschienenabschnitt sind jeweils schutztechnisch separierbare Teile
einer Sammelschienenanlage zu verstehen. Aufgrund der Vielfalt an Anlagenbauformen können für den
(n-1)-Ausfall eines Sammelschienenabschnittes pauschale Aussagen nur schwer getroffen werden. Hier
ist eine Einzelfallbetrachtung erforderlich.
3.5.2
Nichtverfügbarkeit bzw. Ausfall mehrerer Betriebsmittel
Für netzsicherheitsrelevante Betrachtungen im Rahmen der Netzplanung werden im zweiten Schritt, unter den nachfolgend beschriebenen Voraussetzungen, die gleichzeitige Nichtverfügbarkeit mehrerer Betriebsmittel unter Berücksichtigung betrieblicher Freischaltungen bzw. der zeitgleiche Ausfall mehrerer
Betriebsmittel herangezogen.
Die gleichzeitige Nichtverfügbarkeit mehrerer Betriebsmittel betrifft vorrangig wartungsbedingte Abschaltungen kombiniert mit einem (n-1)-Ausfall für diejenigen Betriebsmittelkombinationen, die mindestens ein Betriebsmittel mit einer erwartungsgemäß langen Nichtverfügbarkeit bei einem (n-1)-Ausfall oder
betrieblicher Freischaltung eines anderen Betriebsmittels beinhalten, und/oder die von besonderer Bedeutung für die weiträumige Übertragungsaufgabe sind (vgl. Fußnote 1). Wichtige praxisrelevante Beispiele hierfür sind in der nachfolgenden Tabelle 1 und in der Abbildung 1 im Kapitel 5.1.2 aufgeführt.
Der zeitgleiche Ausfall mehrerer Betriebsmittel durch Common-Mode-Ausfälle und unabhängige Mehrfachausfälle kann Betriebsmittelkombinationen betreffen, die von besonderer Bedeutung für die weiträumigen Übertragungsaufgaben und die Vermeidung überregionaler Großstörungen sind (vgl. Fußnote 1).
Wichtige praxisrelevante Beispiele hierfür sind in der nachfolgenden Tabelle 2 sowie in der Abbildung 2
als Beispiel für die Netzsicherheit der regionalen Versorgung im Kapitel 5.1.2 aufgeführt.
Möglichkeiten für betriebliche Freischaltungen von Freileitungsstromkreisen, Kabeln, Fernübertragungsverbindungen und Blindleistungskompensationsanlagen sind planerisch bei der Bemessung des Übertragungsnetzes dann zu berücksichtigen, wenn die Netzsicherheit der weiträumigen Übertragungsaufgabe durch Verletzung des (n-1)-Kriteriums (siehe Kapitel 5.1) gefährdet wäre. Gleiches gilt,
wenn für länger andauernde Freischaltungen die Netzsicherheit der regionalen Versorgung durch Verletzung des (n-1)-Kriteriums durch betriebliche Maßnahmen im Übertragungsnetz nicht mehr erreicht werden könnte.
Der Nichtverfügbarkeit einer Doppelleitung bzw. der Stromkreise einer Mastgestängehälfte bei Mehrfachleitungen (z. B. 4-fach- oder 6-fach-Gestänge bzw. -Leitungen) wird zunehmende Bedeutung beigemessen, da u. a. aufgrund von Trassenmangel neue Leitungen gebündelt in vorhandenen Leitungstrassen zu errichten sind und somit zunehmend Mehrfachleitungen entstehen. Im Rahmen von Netzsicherheitsanalysen werden in der Regel im Sinne von Mehrfachabschaltungen nur diejenigen Stromkreise
betrachtet, die jeweils den gleichen Übertragungs- oder Versorgungsaufgaben dienen. Da mit der Bündelung von Stromkreisen auf Mehrfachmastgestängen bzw. von Leitungen in Trassenkorridoren zugleich
das Risiko für Common-Mode-Ausfälle steigt, sind im Bedarfsfall Netzsicherheitsanalysen zur Bewertung
der Störungsauswirkungen durchzuführen.
Unter dem Ereignis mehrere Erzeugungseinheiten kann auch die gleichzeitige Abschaltung mehrerer
Kraftwerke bzw. Erzeugungseinheiten verstanden werden, zu der es aus technischen, brennstoffspezifischen, kühlungstechnischen oder wirtschaftlichen Gründen kommt. In diesem Sinne werden hier auch
Offshore-Windparks eingeordnet, deren Netzanschluss über eine sogenannte Sammelanbindung erfolgt.
5
In unterspannungsseitigen Schaltfeldern der Schnittstellen zwischen Übertragungsnetz und Verteilungsnetzen angeschlossene
Betriebsmittel werden berücksichtigt, sofern sie für den Blindleistungshaushalt des Übertragungsnetzes eingesetzt werden.
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Wartungs- oder Bauarbeiten an Anlagenteilen, die z. B. aus Sicherheitsgründen die gleichzeitige Abschaltung einer Vielzahl intakter Betriebsmittel erfordern, können spezielle Probleme aus Sicht der Netzsicherheit darstellen, die bereits bei der Netzplanung zu betrachten sind. Neben Doppel- und Mehrfachleitungen sowie im gleichen Graben parallel geführten Kabeln, sind dies u. a. Leitungskreuzungen, insbesondere von Vielfachleitungen, oder Überspannungen im Sammelschienenbereich von Schaltanlagen. In
solchen Fällen kann bei Abschaltungen das (n-1)-Kriterium auch unter Berücksichtigung begünstigender
Effekte, wie die Durchführung geplanter Arbeiten bei niedriger Last, oft nicht mehr eingehalten werden.
Netzsicherheitsanalysen werden hier zur Abschätzung von Störungsauswirkungen durchgeführt, um bereits im Rahmen der Netzplanung gestalterisch, z. B. auf die Stromkreisführung bzw. das Layout von
Schaltanlagen, einzuwirken.
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Betriebsmittelkombination
Grund der Betrachtung
horizontale
vertikale
Übertragungsaufgabe
Freileitungsstromkreis +
Erzeugungseinheit
lange Reparaturdauer und hohe Ausfallhäufigkeit einer Erzeugungseinheit
X
Freileitungsstromkreis +
Freileitungsstromkreis
längere betriebliche Freischaltungen
und/oder besondere Bedeutung für
die überregionale Übertragungsaufgabe
X
Fernübertragungsverbindung +
X
Fernübertragungsverbindung +
Fernübertragungsverbindung
X
Kabel + Kabel
lange Reparaturdauer Kabel
X
Freileitungsstromkreis bzw.
Kabel bzw. Fernübertragungsverbindung + Blindleistungskompensationsanlage
bzw. lange Reparaturdauer (Kabel)
X
Transformator + Transformator
lange Reparaturdauer Transformator
X6
X7
Transformator +
lange Reparaturdauer Transformator
X
X
Transformator +
Erzeugungseinheit
lange Reparaturdauer beider Betriebsmittel, hohe Ausfallhäufigkeit
einer Erzeugungseinheit
X
mehrere Erzeugungseinheiten
lange Reparaturdauer und hohe Ausfallhäufigkeit einer Erzeugungseinheit
X
mehrere Schaltfelder oder
Sammelschienen(-abschnitte)
betriebliche Freischaltung von Betriebsmitteln für Schutzabstand bei
geplanten Arbeiten
X
X
Stromkreise einer Mastgestängehälfte
geplante Arbeiten bzw. Störungsbeseitigung
X
X
X
X
Tabelle 1: Praxisrelevante Mehrfachabschaltungen (Ausfälle und/oder betriebliche Abschaltungen) mit
Auswirkungen auf die horizontale und/oder vertikale Übertragungsaufgabe
6
Ausschließlich für 380/220-kV-Transformatoren.
Im Grundsatz für Kombinationen von 380/110-kV- und/oder 220/110-kV-Transformatoren zu den regionalen 110-kV-Verteilungsnetzen sowie bei Erfordernis von HöS-Transformatoren zu Industriekunden. In Einzelfällen auch Kombinationen eines 380/220-kVTransformators mit einem 380/110-kV- oder 220/110-kV-Transformator bzw. einem HöS-Transformator zum Industriekunden.
7
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Betriebsmittelkonstellation
Grund der Betrachtung
(Beispiel)
horizontale
vertikale
Übertragungsaufgabe
Mehrfachleitung (Freileitung
oder Fernübertragungsverbindung)
Mastumbruch infolge Extremwettersituation
X
X
Mehrfach-Kabelanlage
Fremdeinwirkung auf im gleichen
Graben geführte Kabelstromkreise
X
X
mehrere Erzeugungseinheiten
Ausfall des Eigenbedarfs einer Doppelblockanlage
X
X
Parallel im selben Trassenkorridor geführte bzw. kreuzende
Freileitungen oder Fernübertragungsverbindungen (Mehrfachleitungen)
Mastumbruch mit Folgebeschädigung weiterer Freileitungen oder
Fernübertragungsverbindungen
X
X
Überspannungen im Sammelschienenbereich von Schaltanlagen
Seilriss
X
X
Tabelle 2: Praxisrelevante Beispiele zeitgleicher Ausfälle mehrerer Betriebsmittel (Common-ModeAusfälle)8 mit Auswirkungen auf die horizontale und/oder vertikale Übertragungsaufgabe
8
In Anlehnung an: Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik - Anleitung -, 7. Ausgabe - Oktober 2013, Forum Netztechnik/Netzbetrieb
im VDE (FNN), S. 102-103
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3.6
Lastfälle
Zur Bemessung des Übertragungsnetzes sind vor allem nachfolgend genannte Lastfälle fallbezogen anzusetzen.
1.
Vertikale Starklasten als auch hohe vertikale Rückspeisungen aus unterlagerten Verteilungsnetzen
zur Analyse der thermischen Beanspruchung der Betriebsmittel und des Spannungs-/Blindleistungshaushaltes des Übertragungsnetzes.
2.
Vertikale Schwachlasten als auch niedrige vertikale Rückspeisungen aus unterlagerten Verteilungsnetzen zur Analyse der Spannungsbeanspruchung der Betriebsmittel (Einhaltung der Isolationsspannungsgrenzen) und des Spannungs-/Blindleistungshaushaltes des Übertragungsnetzes.
In diesen Fällen sind die lastverändernden Effekte durch dezentrale Erzeugungen aus konventionellen
und regenerativen Energiequellen sowie laststeuernde Maßnahmen (Demand-Side-Management) in den
unterlagerten Verteilungsnetzen hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf die Höhe der vertikalen Netzbelastung des Übertragungsnetzes berücksichtigt. So führt z. B. der massive Ausbau der regenerativen Energien in unterlagerten Verteilungsnetzen dazu, dass bei einer vertikalen Schwachlast in diesen Netzen und
zeitgleichem Starkwind die Rückspeisung aus dem Verteilungsnetz in das Übertragungsnetz bemessungsrelevant für die Schnittstelle zwischen Übertragungsnetz und Verteilungsnetz werden kann (vgl.
Kapitel 3.9).
Weitere typische Lastfälle, z. B. zur Abbildung lokal auftretender höchster thermischer Beanspruchungen
von Betriebsmitteln (u. a. Pumpbetrieb von Pumpspeicherkraftwerken), werden fallbezogen angesetzt.
3.7
Einspeisefälle
Zur Deckung der Residuallast sind die nachfolgend genannten Einspeisefälle anzusetzen. Sie sind Ergebnisse von Marktsimulationen9 und entsprechen aus Sicht des Elektrizitätsversorgungssystems den
Anforderungen hinsichtlich eines technisch erforderlichen konventionellen Kraftwerkseinsatzes.10
1)
Berücksichtigung der Erzeugungseinheiten mit gesetzlicher Vorrangregelung zur Bildung der Residuallast:

Einspeisung aus Erneuerbare-Energien-Anlagen, nachfolgend EE-Anlagen genannt, aufgrund
ihrer gesetzlichen Vorrangregelung gemäß EEG (vorrangige Anschluss-, Abnahme- und Übertragungsverpflichtung) mit prognostizierten Einspeisezeitreihen von
•
•
•
•
•
•
•

Wind Onshore,
Wind Offshore,
Laufwasser,
Biomasse,
Photovoltaik,
Geothermie sowie
Gase, Müll und weitere Erneuerbare Energien gemäß EEG.
Einspeisung aus Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, nachfolgend KWK-Anlagen genannt, aufgrund ihrer gesetzlichen Vorrangregelung gemäß KWKG (vorrangige Anschluss-, Abnahmeund Übertragungsverpflichtung) mit prognostizierten Einspeisezeitreihen.
9
Vergleiche Kapitel 4.1
Sogenannter (netzund systemtechnisch erforderlicher) „Mindesteinsatz von Kraftwerken“, u. a. für die notwendige Vorhaltung
von Blindleistung, Kurzschlussleistung, Regel- und Reserveleistung. Zudem können leistungsstarke thermische Kraftwerke, die über
KWK-Anteile verfügen (Auskopplung von Wärme und/oder Prozessdampf), einem „wärmegeführten“ Mindesteinsatz unterliegen.
10
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2)
Einsatz der am Übertragungsnetz angeschlossenen konventionellen Erzeugungseinheiten gemäß
Marktsimulation zur Deckung der Residuallast.
Weitere typische Einspeisefälle, z. B. zur Abbildung lokal auftretender höchster thermischer Beanspruchungen von Betriebsmitteln (u. a. Turbinenbetrieb von Pumpspeicherkraftwerken), werden fallbezogen angesetzt.
3.8
Fälle horizontaler Übertragungsaufgaben
Fälle hoher horizontaler Übertragungsaufgaben, wie z. B.
-
hohe Transportmomente (Leistungsflüsse multipliziert mit Transportentfernungen),
hohe Belastungen einzelner Übertragungsleitungen,
hohe Leistungsaustausche mit dem benachbarten Ausland,
sind zur Analyse der thermischen Beanspruchung der Betriebsmittel und des Spannungs-/Blindleistungshaushaltes des Übertragungsnetzes zu untersuchen.
Regelzonen- und grenzüberschreitende Stromhandelstransite werden durch die europäische Marktsimulation berücksichtigt, anderenfalls sind sie in Form von marktbasierten Bilanzen bzw. abgestimmten
Leistungsaustauschen zu modellieren.
Darüber hinaus sind für Untersuchungen der Netzsicherheit erweiterte Fälle (u. a. betriebsbedingt angepasstes Netz mit hohen Leistungstransporten und Mindesteinsatz von Kraftwerken) zu berücksichtigen
(vgl. Fußnote 1).
3.9
Fälle vertikaler Übertragungsaufgaben
Fälle hoher vertikaler Übertragungsaufgaben, wie z. B.
-
hohe vertikale Bezugsleistungen aus dem Übertragungsnetz durch Einspeisungen in unterlagerte
Verteilungsnetze (Netze mit überwiegender Lastcharakteristik) bzw. zu Industriekunden oder
hohe vertikale Einspeiseleistungen in das Übertragungsnetz durch Rückspeisungen aus unterlagerten Verteilungsnetzen (Netze mit überwiegender Erzeugungscharakteristik),
sind für die Bemessung der Anzahl und Größe der Netztransformatoren im Übertragungsnetz, die zu den
Verteilungsnetzen und den Hoch- bzw. Mittelspannungs-Netzanschlüssen von Industriekunden umspannen, zu berücksichtigen.
3.10 Spannungshaltung und Blindleistungshaushalt
Es ist ein möglichst ausgeglichenes Spannungsniveau bzw. ausgeglichener Blindleistungshaushalt im
Übertragungsnetz einzustellen, das bzw. der
-
zur Spannungsstabilität des Übertragungsnetzes beiträgt,
einen sicheren Kraftwerksbetrieb ermöglicht,
in den 110-kV-Abspannpunkten vertraglich vereinbarte bzw. betrieblich vorgegebene Spannungsbänder einhält,
die Wirkleistungsverluste minimiert bzw.
Grenzwertverletzungen vermeidet und
den regelzonenübergreifenden Blindleistungsfluss auf ein technisch vertretbares Maß beschränkt.
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Der Schaltzustand von Blindleistungskompensationsanlagen im Übertragungsnetz wird fallbezogen berücksichtigt.
Die Übertragungsnetzbetreiber berücksichtigen geeignete technische Anlagen zur Bereitstellung von
Blindleistung, die keine Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie sind.
3.11 Bestimmung des Kurzschlussstromniveaus
Nachfolgende Fälle sind zu unterscheiden:
1.
Berücksichtigung aller konventionellen und regenerativen Einspeisungen sowie Kurzschlussstromeinspeisungen aus benachbarten und unterlagerten Netzen für die Ermittlung des maximalen
Anfangskurzschlusswechselstroms nach DIN EN 60909 (VDE 0102).
2.
Berücksichtigung angepasster Erzeugungsfälle für die Ermittlung des minimalen Anfangskurz11
schlusswechselstroms nach den „Technische(n) Regeln zur Beurteilung von Netzrückwirkungen“ ,
zur Überprüfung der Einhaltung der Parameter der Spannungsqualität.
3.
Berücksichtigung angepasster Erzeugungsfälle für die Ermittlung des minimalen Anfangskurzschlusswechselstroms nach DIN EN 60909 (VDE 0102) für die Überprüfung der Schutzanregung
(Abschaltung von Betriebsmitteln) und Abschätzung der transienten Stabilität von Erzeugungseinheiten.
4
Untersuchungsgegenstand und -methodik der Netzplanung
4.1
Allgemein
Entsprechend dem Erfordernis und der Zielstellung der Untersuchung sind planungs- und bemessungsrelevante Netznutzungsfälle auf Basis von Marktsimulationen und der Analyse von relevanten horizontalen
und vertikalen Übertragungs- und Versorgungsaufgaben, unter Berücksichtigung der Randbedingungen
nach Kapitel 3 für den zu untersuchenden Zeitraum und Ausbaustand des Netzes, zu erstellen.
Marktsimulationen werden in der Netzplanung angewendet, um für ein definiertes Szenario in einem perspektivischen Zeithorizont das Geschehen im Strommarkt zu simulieren. Ein Szenario ist durch Annahmen zu wahrscheinlichen Entwicklungen u.a. von installierten Leistungen regenerativer und konventioneller Erzeuger inkl. Speicher, Last- und Verbrauchsentwicklungen und Austauschkapazitäten zwischen
Ländern charakterisiert. Aufbauend auf der notwendigen Last- und Verbrauchsdeckung und dem Einspeisevorrang der EE- und KWK-Anlagen inkl. Berücksichtigung des Stromhandels im europäischen
Elektrizitätsbinnenmarkt ermittelt die Marktsimulation den kostenminimalen Einsatz konventioneller Kraftwerke zur Deckung der Residuallast. Die Marktsimulation liefert dabei je nach Betrachtungszeitraum/horizont und Detailtiefe eine bestimmte Anzahl von Einspeise- und Nachfragesituationen, die als Netznutzungsfälle bezeichnet werden. Diese Netznutzungsfälle sind, aufgeschlüsselt als regionale Einspeiseund Lastverläufe, Eingangsgrößen für die anschließenden Netzanalysen, in denen ausgewählte planungs- und bemessungsrelevante Netznutzungsfälle eingehender untersucht werden (siehe Anhang 3).
Je nach Untersuchungsgegenstand kann sich basierend auf der Analyse der Ergebnisse der Marktsimulation aufgrund betrieblicher und netzplanerischer Erfahrungen – insbesondere mit bereits im Netzbetrieb
real aufgetretenen kritischen Netznutzungsfällen – die Notwendigkeit ergeben, zusätzliche Netznutzungsfälle für die Netzanalyse zu bilden. Diese sogenannten synthetischen Netznutzungsfälle basieren dabei
auf einer plausiblen, aber tendenziell eher selten auftretenden Kombination von Einzelwerten aus Last,
erneuerbarer und konventioneller Erzeugung sowie dem Austausch mit ausländischen Nachbarnetzen.
11
D-A-CH-CZ Technische Regeln zur Beurteilung von Netzrückwirkungen. Berlin, 2. Ausgabe 2007, Verband der Netzbetreiber
e. V. beim VDEW u. a.
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Diese Netznutzungsfälle sind insbesondere für die Beurteilung der Netzsicherheit relevant. Ob sie vollumfänglich planungs- und bemessungsrelevant für eine bedarfsgerechte perspektivische Netzstruktur sind,
muss im Detail technisch und wirtschaftlich untersucht und bewertet werden.
4.2
Leistungsfluss
Es werden Leistungsflussberechnungen für die planungs- und bemessungsrelevanten Netznutzungsfälle
ausgehend vom Grundfall (ungestörter Betrieb) unter Berücksichtigung von Netzschwächungen gemäß
Kapitel 3.5 durchgeführt.
Die Beurteilung der Ausfälle ist in Kapitel 5 beschrieben.
4.3
Kurzschluss
Kurzschlussstromberechnungen werden in Abhängigkeit von Erfordernis und Zielstellung der Untersuchung für die
-
Auslegung von Betriebsmitteln und Anlagen (Anfangskurzschlusswechselstrom),
Schutzeinstellung inkl. Prüfung der Anregebedingungen von Schutzeinrichtungen,
Erdungsbedingungen,
Beeinflussungsfragen und
Spannungsqualität (Netzrückwirkungen)
mit den Verfahren
-
maximaler oder minimaler symmetrischer Kurzschluss,
maximaler oder minimaler einpoliger Kurzschluss und
mehrpoliger Kurzschluss mit und ohne Erdberührung
unter Anwendung der DIN EN 60909 (VDE 0102) und der „Technische(n) Regeln zur Beurteilung von
Netzrückwirkungen“ (vgl. Fußnote 11) durchgeführt.
Ergänzende Untersuchungen wie z. B.
-
Beeinflussungsfragen (DIN VDE 0228) oder
Ermittlung der Schritt- und Berührungsspannungen (DIN VDE 0101 bzw. 0210-1) bei Fehlern
mit Erdberührung (Netze mit niederohmiger Sternpunkterdung)
sind in Abhängigkeit der Aufgabenstellung durchzuführen.
Für die Beurteilung des Kurzschlussstromverlaufs auf Kraftwerks-Netzanschlussleitungen werden im
Bedarfsfall Momentanwert-Simulationen im Zeitbereich durchgeführt.12
12
Notwendige Überprüfung auf fehlende Nulldurchgänge im Kurzschlussstromverlauf, die zu einer besonders starken Beanspruchung von Leistungsschaltern in der HöS-seitigen Netzanschlussanlage von konventionellen Kraftwerken führen.
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4.4
Stabilität
4.4.1
Transiente Stabilität
Netzseitig hinreichende Voraussetzungen für den stabilen Betrieb von Erzeugungseinheiten bestehen,
wenn die am Netzanschlusspunkt netzseitig anstehende Anfangskurzschlusswechselstromleistung (S”kN)
nach Fehlerklärung größer ist als der 6-fache Zahlenwert der Summe der Nennwirkleistungen aller am
Netzanschlusspunkt dieser Erzeugungseinheit galvanisch verbundenen Erzeugungseinheiten und die
Fehlerklärungszeit für 3-polige Netzkurzschlüsse im Nahbereich der Erzeugungseinheit maximal 150 ms
beträgt.
Wird unter den vorgenannten Bedingungen der Mindestwert der Anfangskurzschlusswechselstromleistung nicht eingehalten, ist die transiente Stabilität von Erzeugungseinheiten bei Kurzschlüssen im
Netz einschließlich der maximal zulässigen Fehlerklärungszeit durch dynamische Stabilitätsuntersuchungen zu überprüfen.
4.4.2
Statische Stabilität
Netzseitig hinreichende Voraussetzungen für den stabilen Betrieb von Erzeugungseinheiten bestehen,
wenn die oberspannungsseitig anstehende Anfangskurzschlusswechselstromleistung (S"kN) mindestens
dem 4-fachen Zahlenwert der Summe der Nennwirkleistungen aller am Netzanschlusspunkt dieser Erzeugungseinheit galvanisch verbundenen Erzeugungseinheiten bei einer oberspannungsseitig anstehenden Spannung von mindestens der Nennspannung des Netzes entspricht.
Wird unter den vorgenannten Bedingungen der Mindestwert der Anfangskurzschlusswechselstromleistung nicht eingehalten, ist die statische Stabilität von Erzeugungseinheiten bei Kurzschlüssen im Netz
durch dynamische Stabilitätsuntersuchungen zu überprüfen.
4.5
Versorgungszuverlässigkeit
Im Bedarfsfall erfolgen Betrachtungen zur Versorgungszuverlässigkeit für Kundenanschlüsse (z. B. Bewertung (n-1)-sicherer Anschluss- und Netzkonzepte).
5
Netztechnische Beurteilungskriterien
5.1
(n-1)-Kriterium
5.1.1
Definition des (n-1)-Kriteriums
Ein Netz ist (n-1)-sicher geplant, wenn bei prognostizierten planungs- und bemessungsrelevanten Übertragungs- und Versorgungsaufgaben sowohl bei (n-1)-Ausfall als auch bei betrieblicher Abschaltung eines Betriebsmittels die Netzsicherheit gewährleistet bleibt. Dies bedeutet für das betrachtete Netzgebiet,
dass basierend auf den Voraussetzungen nach Kapitel 4.2 beim (n-1)-Ausfall eines schutztechnisch abgegrenzten Betriebsmittels oder bei betrieblicher Abschaltung folgende Auswirkungen ausgeschlossen
sind:
-
-
Dauerhafte Grenzwertverletzungen in Hinblick auf Netzbetriebsgrößen (Betriebsspannungen, Spannungsbänder, Netzkurzschlussleistungen) und Betriebsmittelbeanspruchungen (Strombelastung)
gemäß Kapitel 5.2, 5.3 und 5.7.
Versorgungs- und Einspeiseunterbrechungen gemäß Kapitel 5.5.
Folgeauslösungen und Störungsausweitungen gemäß Kapitel 5.4 und 5.5.
Verlust der Stabilität des Netzes und von Erzeugungseinheiten gemäß Kapitel 5.4 und 5.6.
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Bei der Prüfung des (n-1)-Kriteriums werden hinsichtlich der Sicherheit der regionalen Versorgung im
Rahmen der hier dargestellten mittel- bis langfristigen Netzplanung die netztechnischen Redundanzen
des unterlagerten 110-kV-Verteilungsnetzes und die Verfügbarkeiten bzw. Einsatzmöglichkeiten von konventionellen Erzeugungseinheiten in diesen Netzen grundsätzlich nicht berücksichtigt. Dies bleibt vorrangig der Netzbetriebsplanung und dem Netzbetrieb, z. B. im Rahmen der koordinierten Ausschaltplanung
mit den Verteilungsnetzbetreibern, vorbehalten. Gleiches gilt für die im nachfolgenden Kapitel 5.1.2 beschriebene erweiterte Prüfung.
5.1.2
Erweiterte Prüfung der Einhaltung des (n-1)-Kriteriums13
Der (n-1)-Ausfall eines Freileitungsstromkreises, eines Kabels, einer Fernübertragungsverbindung bzw.
einer Blindleistungskompensationsanlage bei betrieblicher Freischaltung eines bzw. einer weiteren darf
nicht zur Gefährdung der Netzsicherheit für die weiträumigen Übertragungsaufgaben führen, oder bei
länger andauernden Freischaltungen die Netzsicherheit der regionalen Versorgung gefährden, wenn
letztere nicht durch betriebliche Maßnahmen im Übertragungsnetz wieder hergestellt werden kann.
Bei (n-1)-Ausfall eines Betriebsmittels bei betrieblicher Freischaltung eines weiteren im Übertragungsnetz
dürfen maximal zwei Transformatoren, die in die gleiche unterlagerte Netzgruppe einspeisen, spannungslos werden, sofern dadurch keine Störung der regionalen Versorgung in dieser Netzgruppe auftritt, vgl.
nachfolgende Abbildung 1.
5.1.3
Netzsicherheitsanalysen für Mehrfachfehler
Mit der Prüfung nach dem (n-1)-Kriterium gemäß Kapitel 5.1.1 und dem erweiterten (n-1)-Kriterium gemäß Kapitel 5.1.2 werden in der Netzplanung grundsätzlich bedarfsgerechte Netzkonzepte für mittel- bis
langfristige Planungshorizonte entwickelt. Für die Bewertung, welches Niveau der Netzsicherheit für die
Übertragungs- und Versorgungsaufgaben mit diesen Netzkonzepten erreicht werden kann, ist im Bedarfsfall eine Risikobewertung in Bezug auf die Auswirkungen von Mehrfachfehlern durchzuführen. Dazu
sind Netzsicherheitsanalysen für ausgewählte Mehrfachfehler (Sammelschienen-, Common-Mode- und
unabhängige Mehrfachausfälle) durchzuführen. Grundsätzlich ist für diese Fehler eine eingeschränkte
Beherrschung zur Vermeidung von Störungsausweitungen zulässig, wie sie in den Kapitel 5.3, 5.4 und
5.5 beschrieben sind.
Common-Mode-Fehler sind dabei als eine Form der Mehrfachfehler besonders zu betrachten, da sie
aufgrund einer gemeinsamen Ursache gleichzeitig zum Ausfall mehrerer Betriebsmittel führen und damit
14
besonders große und weiträumige Auswirkungen erreichen können.
Die Bewertung der Beherrschung von Auswirkungen des jeweils analysierten Mehrfachfehlers kann dabei
nur individuell in Abhängigkeit der konkreten lokalen, regionalen bzw. überregionalen Netz- und Erzeugungskonstellation und vorhandener bzw. geplanter Gegenmaßnahmen erfolgen.
In Analogie zu Kapitel 5.1.2 ist für die Netzsicherheit der regionalen Versorgung sicher zu stellen, dass
durch einen Common-Mode-Fehler maximal zwei Transformatoren spannungslos werden, die in die gleiche unterlagerte Netzgruppe einspeisen, sofern dadurch keine Störung der regionalen Versorgung in
dieser Netzgruppe auftritt, vgl. nachfolgende Abbildung 2.
13
Die erweiterte Prüfung der Einhaltung des (n-1)-Kriteriums ist kein (n-2)-Kriterium, wenn betriebliche Freischaltungen von Netzbetriebsmitteln zeitlich variabel gestaltet werden können.
14
Common-Mode-Ausfälle haben bspw. im 380-kV-Freileitungs-Netz grundsätzlich einen stärkeren Einfluss auf die Netzsicherheit
für die Übertragungs- und Versorgungsaufgaben als unabhängige Mehrfachausfälle. Letztgenannte haben mehrere voneinander
unabhängige Ursachen (zumindest zwei), die zufällig zeitgleich auftreten bzw. sich zeitlich überlappen; jedoch ist der zweite Ausfall
nicht die determinierte Folge des ersten Ausfalls.
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Zulässiges Netzkonzept für
Stationsanschluss C
Unzulässiges Netzkonzept für
Stationsanschlüsse D und E
B
A
3)
1)
2)
3)
C
D
1)
2)
E
Keine Störung der regionalen Versorgung in der Kombination des (n-1)-Ausfalls eines Betriebsmittels bei
betrieblicher Freischaltung eines weiteren bei unterstellter zusätzlicher und ausreichender Speisung der
Teilnetze „Blau“ und „Grün“ aus anderen (nicht dargestellten) Stationen.
Ausfall der regionalen Versorgung in der Kombination des (n-1)-Ausfalls eines Betriebsmittels (Stromkreis C
– D) bei betrieblicher Freischaltung eines weiteren (Stromkreis B – E) bei angenommener Speisung des
Teilnetzes „Gelb“ ausschließlich aus den dargestellten Stationen.
Die Erweiterung des Netzanschlusses der Station D (z.B. mittels zusätzlicher Stichanschaltung oder Doppeleinschleifung) bzw. dessen Umbau (Einschleifung in den oberen Stromkreis A – B) führt zu einem zulässigen Netzkonzept für die Beherrschung der Kombination des (n-1)-Ausfalls eines Betriebsmittels bei betrieblicher Freischaltung eines weiteren für die Stationsanschlüsse D und E.
Abbildung 1: Erweiterte (n-1)-Prüfung / Betriebliche Freischaltung
Zulässiges Netzkonzept für
Stationsanschlüsse C und D
B
A
C‘
1)
D‘
C
D
1)
1)
Keine Störung der regionalen Versorgung beim Common-Mode-Fehler (hier zeitgleicher Ausfall zweier
Stromkreise in einem der u. g. Leitungsabschnitte) bei unterstellter zusätzlicher und ausreichender Speisung der Teilnetze „Blau“, „Grün“ und „Gelb“ aus anderen (nicht dargestellten) Stationen.
Der Common-Mode-Fehler bezieht sich im dargestellten Beispiel auf die einzelnen Leitungsabschnitte A – C‘,
C‘ – D‘, D‘ – B, C‘ – C oder D‘ – D.
Abbildung 2: Common-Mode-Fehler
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5.2
5.2.1
Leistungsfluss – Thermische Belastungsgrenzen
Drehstrom- (AC-) Übertragungsnetz
Der Grundfall und der (n-1)-Ausfall dürfen nicht zur dauerhaften Überschreitung der zulässigen Nennbelastung von Betriebsmitteln führen. In Abhängigkeit von Betriebsmittelspezifika (z. B. zulässige Dauerbelastbarkeit bestimmter Transformatortypen oberhalb ihrer Nennbelastbarkeit) sind im Einzelfall Abweichungen zulässig.
In Abhängigkeit der Umgebungsbedingungen ist eine Belastbarkeit von Stromkreisen regional von bis zu
150 % des Leiterseilnennstromes, der unter den Normbedingungen gemäß DIN 50341 zur dauerhaft
zulässigen Leiterseiltemperatur von 80 °C15 nach DIN 50182 führt, möglich, weil in Zeiten höherer Windgeschwindigkeiten andere klimatische Randbedingungen im Vergleich zu den Normbedingungen gemäß
DIN 50341 vorliegen, z. B. Windgeschwindigkeiten mit Umgebungstemperaturen deutlich unter 35 °C.
Diese Verhältnisse erlauben eine höhere Dauerstrombelastbarkeit bis zum Erreichen der dauerhaft zulässigen Leiterseiltemperatur im Vergleich zu den Normbedingungen gemäß DIN 50341.
Die Potentialindikationskarte nach Abbildung 3 enthält die maximal mögliche planerisch nutzbare und
regional zulässige Strombelastbarkeit von Freileitungen. Die angegebenen Werte von 150 %, 130 % und
115 % gelten für Starkwindsituationen, die durch eine zeitgleiche Einspeisung aller Windenergieanlagen
in Nord- und Ostdeutschland (Regionen „Norddeutsches Küstengebiet“ und „Südlich des norddeutschen
Küstengebiets bis zum Rand der nördlichen Mittelgebirge“) von mindestens 80 % ihrer Nennleistung charakterisiert sind. Sie resultieren aus Untersuchungen zu regional unterschiedlichen Windverhältnissen.16
Bei einer zeitgleichen Einspeisung der Windenergieanlagen in Nord- und Ostdeutschland (Regionen
„Norddeutsches Küstengebiet“ und „Südlich des norddeutschen Küstengebiets bis zum Rand der nördlichen Mittelgebirge“) von unter 80 % aber über 50 % der installierten Leistung (Mittelwindsituation) gelten
die Werte der Strombelastbarkeit gemäß Abbildung 4.16
Zusammenfassend sind die regional zulässigen und in der Netzplanung maximal nutzbaren Strombelastbarkeiten von Freileitungen in Abhängigkeit der Windsituationen gemäß Abbildungen 3 und 4 in nachfolgender Tabelle 3 dargestellt.
15
Aus Sicherheitsgründen wird die Technik des Freileitungsmonitoring im Grundsatz nur bei Leitungen angewendet, die für eine
Leiterseilendtemperatur von 80 °C trassiert und errichtet wurden.
16
Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum 2015 – 2020 mit Ausblick 2025, denaNetzstudie II, Konsortium 50Hertz Transmission/Amprion/DEWI/EnBW Transportnetze/EWI/Fraunhofer IWES/TenneT, Nov. 2010
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Erhöhung der Strombelastbarkeit
Situationen hoher Windeinspeisung in Deutschland
(vgl. Abb. 3)
Situationen mittlerer Windeinspeisung in Deutschland
(vgl. Abb. 4)
Norddeutsches Küstengebiet
150 %
140 %
Südlich des norddeutschen
Küstengebiets bis zum Rand
der nördlichen Mittelgebirge
130 %
120 %
Südlich des Rands der nördlichen Mittelgebirge
115 %
105 %
Region
Tabelle 3: Übersicht über die mögliche Erhöhung von Strombelastbarkeiten von Leiterseilen in Situationen hoher bzw. mittlerer Windeinspeisung in Deutschland
Sofern für kleinräumige Gebiete detaillierte Untersuchungen zu windabhängigen Strombelastbarkeiten
vorliegen, können für diese Gebiete gegenüber Tabelle 3 abweichende Werte angesetzt werden.
Ansonsten sind die dauerhaft zulässigen Leiterseilnennströme entsprechend den Normbedingungen nach
DIN 50341 zu verwenden.
Vor einer planerischen Berücksichtigung der Abhängigkeit der Strombelastbarkeit von Freileitungen von
den Umgebungsbedingungen sind die betroffenen Betriebsmittel eines Stromkreises (Leiterseile und
Armaturen, Schaltgeräte, Wandler, Schaltfeldbeseilungen, etc.) auf ihre technische Eignung zur Beherrschung einer höheren Strombelastbarkeit zu prüfen (vgl. VDE-AR-N 4210-5 Anwendungsregel „Witterungsabhängiger Freileitungsbetrieb“).
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Abbildung 3: Regionale Strombelastbarkeiten von Freileitungen in Starkwindsituationen
140%
120%
105%
Abbildung 4: Regionale Strombelastbarkeiten von Freileitungen in Mittelwindsituationen
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5.2.2
HGÜ- (DC-) Verbindungen
Der Grundfall und der (n-1)-Ausfall dürfen nicht zur dauerhaften Überschreitung der zulässigen Nennbelastung von Betriebsmitteln im Drehstromnetz führen.
Grundsätzlich ist als (n-1)-Ausfall der Vollausfall einer HGÜ-Verbindung (Verlust von 100 % der Übertragungsleistung und der Ausfall der Blindleistungsbereitstellung durch die HGÜ-Konverter) planungs- und
bemessungsrelevant.
In Abhängigkeit der eingesetzten HGÜ-Technologie und der technischen Ausführung der Leitungsverbindung ist stattdessen als (n-1)-Ausfall der Teilausfall (z. B. Verlust von 50 % der Übertragungsleistung und
der anteilige Ausfall der Blindleistungsbereitstellung durch die HGÜ-Konverter) planungs- und bemessungsrelevant. Der Teilausfall ist einer Einzelfallbetrachtung und -bewertung unter Berücksichtigung der
möglichen Fehlerursachen und -auswirkungen zu unterziehen.
Der (n-1)-Ausfall einer HGÜ-Verbindung ist sicher zu beherrschen. Die Redundanzen im Drehstromnetz
werden hierzu für eine ausfallende HGÜ-Übertragungsleistung von maximal 2.000 MW ausgelegt. Des
Weiteren wird derzeit für den Erstausbau von HGÜ-Verbindungen eine maximale Übertragungsleistung
von 4.000 MW pro Mastgestänge (Doppelleitung mit zwei Stromkreisen von je 2.000 MW Übertragungsleistung) angesetzt.
Sofern der Mehrfachausfall von HGÜ-Verbindungen, für den grundsätzlich eine eingeschränkte Beherrschung gemäß Kapitel 5.3 bis 5.5 zulässig ist, zu einem Verlust an HGÜ-Übertragungsleistung größer
2.000 MW führen sollte, ist dies neben den Netzredundanzen im Drehstromnetz zusätzlich durch geeignete Gegenmaßnahmen zu beherrschen (z.B. sogenannte Special Protection Schemes [SPS]). Die Wirksamkeit möglicher SPS muss vor ihrer Einführung durch Systemstudien unter Berücksichtigung relevanter Netznutzungsfälle nachgewiesen werden.
5.3
Leistungsfluss – Spannungsgrenzen
Der Grundfall und der (n-1)-Ausfall dürfen nicht zur dauerhaften Unterschreitung von minimalen Betriebsspannungen im 380/220-kV-Übertragungsnetz führen, um das Risiko eines Spannungskollapses zu minimieren. Die maximalen Betriebsspannungen dürfen nicht dauerhaft überschritten werden, um Beschädigungen von Betriebsmitteln zu vermeiden.
Im Grundfall sind folgende Spannungsbänder für die Netzplanung einzuhalten:
Umin = 390 kV … Umax = 420 kV
Umin = 220 kV … Umax = 245 kV17
Im Grundfall wird für das 380-kV-Übertragungsnetz ein möglichst hohes Spannungsprofil innerhalb des
o.g. Spannungsbandes angestrebt, damit ein technisch-wirtschaftlicher Netzbetrieb hinsichtlich Wirkleistungstransport, Spannungs-/Blindleistungshaushalt, Stabilitätsreserven und Netzverlustminimierung ermöglicht wird.
Im (n-1)-Ausfall sind folgende Spannungsbänder für die Netzplanung einzuhalten:
Umin = 380 kV … Umax = 420 kV
Umin = 210 kV … Umax = 245 kV17
17
Durch die sukzessive Ablösung des 220-kV- durch das 380-kV-Netz ist einerseits grundsätzlich ein größeres 220-kVSpannungsband zulässig und andererseits in Abhängigkeit der konkreten Netz- und Erzeugungskonstellation die Einhaltung des
minimalen 220-kV-Spannungswertes beim (n-1)-Ausfall ggf. nur eingeschränkt möglich.
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Im Grundfall und (n-1)-Ausfall dürfen die Grenzen des Generatordiagramms unter Einhaltung der Sollspannungsvorgabe an der Generatorklemme nicht verletzt werden.
Für eingeschränkt zu beherrschende Sammelschienen-, Common-Mode- und unabhängige Mehrfachausfälle im 380-kV-Netz beträgt Umin = 370 kV. In diesen Fällen dürfen die Grenzen des Generatordiagramms
erreicht werden, jedoch muss die Generatorspannung im Bereich von 95 % bis 105 % der Nennspannung
bleiben. Der ggf. darüber hinaus gehende Bedarf an dynamisch regelbarer Blindleistungsbereitstellung ist
u.a. anhand von dynamischen Simulationen kritischer Fehlerfälle zu ermitteln.
Im Regelfall beträgt die maximal zulässige Differenz des Spannungsbetrages für das 380/220-kVÜbertragungsnetz bei (n-1)-Ausfall +/- 5 % gegenüber dem ungestörten Betrieb (Grundfall) unter Einhaltung der oben genannten Spannungsbänder und sofern die maximal zulässige Spannungsdifferenz mit
einem wirtschaftlich vertretbaren Aufwand erreichbar ist.
Durch das Zuschalten eines Stromkreises können, abhängig von der Spannungswinkeldifferenz zwischen
den Netzknoten, die der Stromkreis verbindet, hohe Ausgleichsströme auftreten, die zu Schutzauslösungen durch Überstrom führen können. Darüber hinaus können die beim Zuschalten auftretenden Änderungen der Spannungswinkel, besonders an Sammelschienen mit geringer Kurzschlussleistung, zu einer
unzulässigen Belastung der im unmittelbaren Beeinflussungsbereich befindlichen Generatoren führen.
Daher bestehen aus Stabilitätssicht netzseitig hinreichende Voraussetzungen für einen sicheren Netzund Systembetrieb im Regelfall dann, wenn die Spannungswinkeldifferenz zwischen der Sammelschiene
und dem offenen Ende eines daran angeschalteten Stromkreises maximal 25 Grad beträgt. Bei Spannungswinkeldifferenzen größer 25 Grad sind wegen der möglichen unzulässig hohen Belastung von Generatoren im unmittelbaren Beeinflussungsbereich und ungewollter Schutzauslösungen Einzelfalluntersuchungen zu deren Zulässigkeit erforderlich. Aus den gleichen Gründen ist auch zu ermitteln und zu beziffern, ob eine Einhaltung von Werten kleiner 25 Grad erforderlich ist.
5.4
Leistungsfluss – Schutz- und Stabilitätsgrenzwerte
Der Grundfall und der (n-1)-Ausfall dürfen auf 380-kV-Stromkreisen nicht zur Überschreitung eines stationären Grenzstroms von 3.600 A führen. Mit diesem Grenzwert können in der Netzplanung sowohl
schutztechnische als auch stabilitätsbedingte Aspekte des Netzbetriebes in erster Näherung berücksichtigt werden. Da dieser Wert von der konkreten Netz- und Erzeugungskonstellation (u.a. maximale thermische Strombelastbarkeiten von Betriebsmitteln, stabilitätsbedingte Grenzen von systemrelevanten Übertragungskorridoren, Netzstruktur und -belastung, Erzeugungsstruktur und -einsatz) abhängig ist, muss in
Einzelfällen der stationäre Grenzstrom bereits in der Netzplanung aus einem oder mehreren der genannten Gründe niedriger angesetzt werden.
Für eingeschränkt zu beherrschende Sammelschienen-, Common-Mode- und unabhängige Mehrfachausfälle beträgt dieser Grenzwert 4.000 A, da in diesen Fällen eine oder mehrere Anregungen des Netzschutzes auch nach der Fehlerklärung infolge von Leistungspendelungen akzeptiert werden.
Bei sicher zu beherrschenden (n-1)-Ausfällen und bedingt zu beherrschenden (n-2)-Ausfällen darf es
neben kaskadierenden Schutzauslösungen nicht zu einem Verlust der Systemstabilität kommen. Dabei
ist zu beachten, dass der Stabilitätsgrenzwert u. a. abhängig von der Übertragungsentfernung sowie der
netzseitig anstehenden Anfangskurzschlusswechselstromleistung (S"kN) ist. Damit kann die stabilitätskritische Strombelastbarkeit bereits beim (n-1)-Ausfall deutlich unterhalb der maximalen thermischen
Strombelastbarkeit liegen. Die zulässigen Stabilitätsgrenzwerte für 380-kV-Stromkreise insbesondere in
systemrelevanten Übertragungskorridoren müssen individuell durch dynamische Stabilitätsuntersuchungen bestimmt werden.
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5.5
Beschreibung unzulässiger Auswirkungen im Fehlerfall
Die sichere Beherrschung eines (n-1)-Ausfalls darf nicht zu Folgeauslösungen mit Störungsausweitungen
führen (weitere Schutzauslösungen nach konzeptgemäßer Abschaltung des fehlerbetroffenen Betriebsmittels, sogenannter Kaskadeneffekt).
Für Sammelschienen-, Common-Mode- und unabhängige Mehrfachausfälle ist eine eingeschränkte Beherrschung dieser Fehlerszenarien grundsätzlich zulässig. Dies bedeutet, dass Folgeauslösungen toleriert werden, sofern die Störungsausweitung regional begrenzt bleibt, und dass eine regional begrenzte
Versorgungsunterbrechung in angemessener Zeit behebbar ist. Die Auswirkungen dieser Szenarien sind
unter Berücksichtigung ihrer Eintrittswahrscheinlichkeit durch Netzsicherheitsrechnungen zu beurteilen.
Der (n-1)-Ausfall einer Sammelschiene darf nicht zu einem Erzeugungsausfall von mehr als 2.000 MW
führen.
Der gleichzeitige Ausfall von gekuppelten Sammelschienen oder Stromkreisen auf Mehrfachgestängen
18
darf gemäß (UCTE) Operation Handbook nicht zu einem Erzeugungsausfall von mehr als 3.000 MW
führen.
5.6
Stabilität
5.6.1
Transiente Stabilität
3-polige Netzkurzschlüsse im Nahbereich einer Erzeugungseinheit dürfen gemäß Kapitel 4.4.1 im gesamten Betriebsbereich des Generators nicht zur Instabilität führen.
5.6.2
Statische Stabilität
Polrad- bzw. Netzpendelungen im Übertragungsnetz, die z. B. durch Schalthandlungen ausgelöst werden
können, dürfen gemäß Kapitel 4.4.2 weder zu einer Auslösung des Schutzes der Erzeugungseinheit noch
zu einer Leistungsabsteuerung führen.
5.7
Kurzschluss
Der Auslegungswert für den Anfangskurzschlusswechselstrom von Betriebsmitteln und Anlagen darf nicht
überschritten werden.
Der mit einem Netzanschlusskunden vereinbarte Minimalwert der netzseitig anstehenden Kurzschlussleistung darf nicht unterschritten werden.
Für die erforderliche Kurzschlussstromberechnung zur Ermittlung des Anfangskurzschlusswechselstroms
an einem Netzanschlusspunkt im Rahmen der Abschätzung der transienten Stabilität von Erzeugungsanlagen gemäß Kapitel 4.4 ist wie folgt zu verfahren:
1.
Kraftwerkseinsatz entsprechend den Kriterien für die Ermittlung des minimalen Anfangskurzschlusswechselstroms (Kapitel 3.11, Ziffer 3).
2.
Nichtberücksichtigung aller am betreffenden Netzanschlusspunkt galvanisch verbundenen Erzeugungseinheiten zur Abbildung des Kriteriums "netzseitig anstehende Anfangskurzschlusswechselstromleistung".
18
Operation Handbook vom Juni 2004 der in ENTSO-E aufgegangenen ehemaligen UCTE; heutige Gültigkeit als „Continental
Europe Operation Handbook“ (www.entsoe.eu)
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3.
Netztopologie nach konzeptgemäßer Klärung eines 3-poligen Kurzschlusses desjenigen Betriebsmittels, welches unter Berücksichtigung von Ziffer 2 netzseitig den kurzschlussstärksten Beitrag für den
betreffenden Netzanschlusspunkt liefert.
Die Verdrängung konventioneller Kraftwerke als bisherige „klassische“ Lieferanten von Anfangskurzschlusswechselstromleistung durch regenerative Einspeisungen ist bei der Ermittlung des bemessungsrelevanten minimalen Anfangskurzschlusswechselstroms zu berücksichtigen (siehe Kapitel 3.7 Einspeisefälle).
5.8
Spannungsqualität
Spezielle Fragestellungen, beispielsweise zur Spannungsqualität oder zu Oberschwingungen, werden in
speziellen Grundsätzen bzw. Richtlinien vertiefend beschrieben. Die Beurteilung der Spannungsqualität
orientiert sich an den Anforderungen der „Technische(n) Regeln zur Beurteilung von Netzrückwirkungen“
(vgl. Fußnote 11).
5.9
Sternpunkterdung
Zum Schutz der Betriebsmittel ist in Netzen mit niederohmiger Sternpunkterdung die Einhaltung des Erdfehlerfaktors   1,4 auch bei netzplanerisch berücksichtigten Freischaltungen sicherzustellen.
Die Erdungsverhältnisse der Transformatorsternpunkte im Übertragungsnetz beeinflussen die Höhe der
Kurzschlussströme bei einpoligen Fehlern. Bei der Festlegung der Erdungsverhältnisse von Transformatorsternpunkten muss deshalb berücksichtigt werden, dass die einpoligen Kurzschlussströme die Bemessungsströme der Anlagen nicht überschreiten dürfen und dass die Wirksamkeit von Erdungsanlagen gewährleistet ist.
5.10 Schutzkonzepte
Im Übertragungsnetz werden grundsätzlich für Stromkreise zwei unabhängige Schutzeinrichtungen vorgesehen. So soll z. B. im 380-kV-Netz ein Leitungsfehler konzeptgemäß in maximal 150 ms und bei
Schalterversagen durch den Reserveschutz in einer Fehlerklärungszeit von maximal 500 ms abgeschaltet werden.
6
Maßnahmen zur Einhaltung der Beurteilungskriterien
Bei Nichteinhaltung der Beurteilungskriterien nach Kapitel 5 kommen nachfolgende planerische netzbezogene Maßnahmen für ein bedarfsgerechtes und nachhaltiges Netzkonzept19 zur Anwendung, um die
Einhaltung der Beurteilungskriterien unter Beachtung einer technisch und wirtschaftlich optimierten Rangund Reihenfolge sowie des sogenannten NOVA-Prinzips (Netz-Optimierung vor Netz-Verstärkung vor
Netz-Ausbau)20 sicherzustellen (vgl. Anhang 3, S. 30 und 31):
19
An dieser Stelle muss darauf hingewiesen werden, dass bei der Ermittlung der technisch-wirtschaftlichen Rang- und Reihenfolge
von Netzmaßnahmen nach dem NOVA-Prinzip die Bedarfsgerechtigkeit an erster Stelle steht, zugleich aber auch die Nachhaltigkeit
der gewählten Netzmaßnahmen geprüft werden muss. So kann zwar z.B. die Stromtragfähigkeitserhöhung einer Bestandsleitung
(Auswechseln der Beseilung) als Netzverstärkung für den betrachteten Zeithorizont bedarfsgerecht, aber durch absehbar weiter
ansteigenden Übertragungsbedarf nicht nachhaltig sein. Ein zusätzlicher Leitungsbau in neuer Trasse könnte in diesem Fall den
mittel- bis langfristig nachhaltigen und technisch-wirtschaftlich vorteilhaften Lösungsansatz darstellen. Zudem bietet eine zusätzliche
Netzvermaschung grundsätzlich Vorteile hinsichtlich Verbesserung der Netzsicherheit und Systemstabilität.
20
Ziel des NOVA-Prinzips ist es, die zusätzliche Inanspruchnahme von Trassenraum auf das unbedingt notwendige Maß zu
beschränken, indem zuerst die Bestandsleitungen optimiert eingesetzt bzw. vorhandene Trassenräume besser ausgenutzt werden.
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1.
Netzoptimierung
-
2.
Netzverstärkung
-
3.
Freileitungsmonitoring,
Spannungsupgrade von Freileitungen (z. B. durch Spannungsumstellung von aktuell mit 220 kV
betriebenen Stromkreisen von Freileitungen, die als 380-kV-Freileitungen errichtet wurden),
Auflegen von Stromkreisen auf freien, aktuell nicht genutzten Gestängeplätzen von Freileitungen,
Ertüchtigung von Freileitungen zur Erhöhung der Stromtragfähigkeit (Auswechseln der
Beseilung21, Erhöhung der Bodenabstände),
Neubau von Freileitungen in Bestandstrassen von 380-kV- und/oder 220-kV-Freileitungen,
Austausch von Betriebsmitteln (Kurzschlussfestigkeit und Leistungsgröße),
Ertüchtigung von Schaltanlagen (Kurzschlussfestigkeit und Stromtragfähigkeit),
Erweiterung von Schaltanlagen,
Netzausbau
-
Neubau von Schaltanlagen,
Zubau von Blindleistungskompensationsanlagen (Spulen, Kondensatoren, statische Blindleistungskompensatoren, rotierende Phasenschieber),
Zubau von Transformatorenleistung,
Zubau von wirkleistungssteuernden Betriebsmitteln (z. B.: Querregeltransformatoren, FACTS),
Neubau von Drehstrom- (AC)-Leitungen bzw. HGÜ- (DC)-Leitungen inkl. Konvertern.
Sowohl netzbezogene Maßnahmen, wie Schalthandlungen oder ein angepasster Einsatz wirkleistungssteuernder Betriebsmittel22, als auch marktbezogene Maßnahmen, wie Redispatch von konventionellen
Kraftwerken, Einspeisemanagement von EE-Anlagen oder Lastabschaltungen, sind kurzfristig wirkende
präventive bzw. kurative Maßnahmen der Netzbetriebsplanung bzw. des Netzbetriebs zur Einhaltung und
Wiederherstellung der Netzsicherheit, die am Vortag für den Folgetag (Day ahead) geplant und eingesetzt bzw. innerhalb des Tages (Intraday) eingesetzt werden. Sie tragen damit nicht zu einer bedarfsgerechten perspektivischen Netzbemessung für ein möglichst engpassfreies Netz bei, welches die Grundlage für ein weitestgehend freizügiges künftiges Marktgeschehen ist. Die o. g. präventiven bzw. kurativen
Kurzfristmaßnahmen der Netzbetriebsplanung bzw. des Netzbetriebs werden daher in der mittel- bis
langfristigen Netzausbauplanung nicht berücksichtigt.
Anhang
1
2
3
Ausgewählte Begriffsdefinitionen
Abkürzungsverzeichnis
Prinzipablauf des Netzausbauplanungsprozesses
21
Beispielsweise bei statischer Eignung und rechtlicher Genehmigungsfähigkeit durch Wechsel auf Hochstrombeseilung („klassische“ Aluminium-/Stahl-Beseilung mit einer zulässigen Leiterseilendtemperatur von 80 °C, aber mit größerem Querschnitt) oder
durch Einsatz von HTLS-Beseilung (Hochtemperaturleiterseile mit geringem Durchhang, zulässige Leiterseilendtemperatur bis
210 °C).
22
Für die Netzplanung sind die genannten netzbezogenen Maßnahmen ausschließlich zur Einstellung des sogen. topologischen
Grundfalls gemäß Kapitel 3.4 zulässig.
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Anhang 1
Ausgewählte Begriffsdefinitionen
Anfangskurzschlusswechselstromleistung
Ausfall bzw.
(n-1)-Ausfall
Blindleistung
Common-Mode-Ausfall
Erzeugungseinheit
Grenzwertverletzung
Kraftwerk
Last
Last, hier:
vertikale Last,
vertikale Schwachlast,
vertikale Starklast
Netzanschlusspunkt
Netzsicherheit
Diese Größe (√3 * Netznennspannung * Anfangskurzschlusswechselstrom)
wird bei dreipoligem Kurschluss in Hoch- und Höchstspannungsnetzen als
Rechengröße verwendet. Sie ist von der Transformatorübersetzung unabhängig und darf nicht mit der in einem Lichtbogen an der Kurzschlussstelle
umgesetzten Leistung verwechselt werden.
Unter dem Begriff "Ausfall" wird der zufällige störungsbedingte Übergang
einer Komponente (Netzbetriebsmittel, Erzeugungseinheit) in den Fehlzustand verstanden.
Blindleistung ist bei einem mit Wechselspannung betriebenen Betriebsmittel die elektrische Leistung, die zum Aufbau von magnetischen Feldern (z.
B. in Motoren, Transformatoren) oder von elektrischen Feldern (z. B. in
Kondensatoren) benötigt wird. Bei überwiegend magnetischem Feld ist die
Blindleistung induktiv, bei überwiegend elektrischem Feld kapazitiv. Die
Einheit ist „var“. Diese Blindleistung wird oft auch als Vorschiebeblindleistung bezeichnet. Darüber hinaus treten in Netzen mit nicht mehr sinusförmigen Spannungen und Strömen Sonderformen der Blindleistung (Verzerrungsblindleistung) auf.
Der Common-Mode-Ausfall ist der zeitgleiche Ausfall mehrerer Komponenten (Netzbetriebsmittel und/oder Erzeugungseinheiten) auf Grund derselben Ursache, sofern es sich bei keiner der betroffenen Komponenten um
einen determinierten Folgeausfall handelt.
Eine Erzeugungseinheit für elektrische Energie ist eine nach bestimmten
Kriterien abgrenzbare Anlage eines Kraftwerkes. Es kann sich dabei u. a.
um einen Kraftwerksblock, ein Sammelschienenkraftwerk, eine GuDAnlage, einen Wind- oder Solarpark oder um den Maschinensatz eines
Wasserkraftwerkes handeln.
Eine Grenzwertverletzung liegt dann vor, wenn ein als zulässig definierter
Wertebereich durch die beobachtete elektrische Größe verlassen wird.
Ein Kraftwerk ist eine Anlage, die dazu bestimmt ist, durch Energieumwandlung elektrische Energie zu erzeugen.
Die in Anspruch genommene Leistung wird im elektrizitätswirtschaftlichen
Sprachgebrauch "Last" genannt. Sie kann die Summe der momentanen
Leistungsentnahme aus einem, mehreren oder allen Netzen einer Regelzone zum Zwecke des Verbrauchs sein.
Die vertikale Last an den Übergabestellen zwischen dem Übertragungsnetz und Verteilungsnetzen ergibt sich aus dem Saldo der Letztverbraucherlasten und der zeitgleichen dezentralen Erzeugungen in den Verteilungsnetzen.
Eine vertikale Schwachlast ist durch zeitgleiche geringe Letztverbraucherlasten und hohe dezentrale Einspeisungen charakterisiert.
Eine vertikale Starklast ist durch zeitgleiche hohe Letztverbraucherlasten
und geringe dezentrale Einspeisungen charakterisiert.
Zeitgleiche dezentrale Einspeisungen größer als die Letztverbraucherlasten, führen zu Rückspeisungen in das Übertragungsnetz.
Der Netzanschlusspunkt ist der Punkt, an dem der Netzanschluss eines
Anschlussnutzers mit dem Netz verbunden ist.
Die Netzsicherheit im Sinne von "Versorgungssicherheit" und "sicherer
Systembetrieb" bezeichnet die Fähigkeit eines elektrischen Versorgungssystems, zu einem bestimmten Zeitpunkt seine [Übertragungs- und] Versorgungsaufgabe zu erfüllen.
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Net Transfer Capacity
Regelzone
Residuallast
Schutzeinrichtungen
Spannungshaltung
Special Protection
Schemes
Stabilität
Stabilität, statische
Stabilität, transiente
Störung
Die erwartete maximale Fahrplanleistung, welche unter Berücksichtigung
gewisser Unsicherheiten (Transmission Reliability Margin, TRM) des künftigen Netzzustandes über die Verbindungsleitungen zweier Systeme transportiert werden kann, ohne dass dadurch Engpässe in einem der beiden
Systeme entstehen.
Die Regelzone ist im Bereich der Elektrizitätsversorgung das Netzgebiet,
für dessen Primärregelung, Sekundärregelung und Minutenreserve ein
ÜNB im Rahmen der „Union für die Koordinierung des Transporte elektrischer Energie“ (UCTE)23 verantwortlich ist. Jede Regelzone wird physikalisch durch die Orte der Verbundübergabemessungen des Sekundärreglers
festgelegt.
Die Residuallast bezeichnet die in einem Elektrizitätsversorgungsnetz
nachgefragte Leistung (Last) abzüglich der vorwiegend dargebotsabhängigen Einspeisung regenerativer Energien mit Einspeisevorrang. Sie stellt
damit die Restnachfrage dar, die von disponiblen Kraftwerken gedeckt
werden muss.
Einrichtungen, die ein oder mehrere Schutzrelais sowie, soweit erforderlich, Logikbausteine enthalten, um eine oder mehrere vorgegebene
Schutzfunktionen auszuführen.
Anmerkung: Eine Schutzeinrichtung ist ein Teil eines Schutzsystems (IECWörterbuch 60 050 – 448).
Die Spannungshaltung dient der Aufrechterhaltung eines bedarfsgerechten
Spannungsprofils im gesamten Netz. Dies wird durch eine ausgeglichene
Blindleistungsbilanz in Abhängigkeit vom jeweiligen Blindleistungsbedarf
des Netzes und der Netzanschlusskunden erreicht.
Special Protection Schemes beschreiben Sonderlösungen zur Beherrschung kritischer Situationen und Vermeidung unzulässiger Netzzustände
durch definierte Gegenmaßnahmen.
Der Ausdruck der Stabilität ist hier im Sinne eines Oberbegriffs für statische oder transiente Stabilität verwendet: Stabilität ist die Fähigkeit des
Elektrizitätsversorgungssystems, den Synchronbetrieb der Generatoren
aufrecht zu erhalten.
Der Synchronbetrieb eines Generators im praktischen Sinne liegt vor,
wenn kein Polschlüpfen auftritt.
Kehrt das Elektrizitätsversorgungssystem bzw. eine Synchronmaschine
nach einer hinreichend "kleinen" Störung ausgehend vom stationären Betrieb in diesen zurück, so liegt statische Stabilität vor. Sind keine Regeleinrichtungen an diesem Vorgang beteiligt, spricht man von natürlicher statischer Stabilität, andernfalls von künstlicher statischer Stabilität. Die Instabilitäten können monoton oder oszillierend sein.
Geht ein Elektrizitätsversorgungssystem nach einer "großen" Störung über
abklingende Ausgleichsvorgänge in einen stationären Betriebszustand
über, so liegt transiente Stabilität in Bezug auf Art, Ort und Dauer dieser
Störung vor. Der stationäre Betriebszustand nach der Störung kann mit
dem vor der Störung identisch sein oder von ihm abweichen.
Bei der Untersuchung der transienten Stabilität sind die nichtlinearen Gleichungen der Synchronmaschinen zu verwenden. In der Regelungstechnik
ist der Begriff "Stabilität im Großen" gebräuchlich.
Eine Störung ist ein unvorhergesehener Systemzustand mit Auswirkungen
auf die Systemsicherheit, dem mit kurativen Maßnahmen begegnet wird.
23
Heute in ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) aufgegangene ehemalige UCTE (Union
for the Coordination of Transmission of Electricity)
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Systembetrieb
Transit
Übertragungsnetz
Übertragungsnetzbetreiber
Versorgungszuverlässigkeit
Verteilungsnetz
Verteilungsnetzbetreiber
Wirkleistung
Im Gegensatz zum Netzbetrieb bezeichnet der Begriff Systembetrieb den
betrieblichen Einsatz von Netzbetriebsmitteln und Kraftwerken als solchen.
Der Transit ist ein Spezialfall einer Übertragung, bei dem sowohl der liefernde Bilanzkreis, als auch der empfangende Bilanzkreis in nicht benachbarten Regelzonen liegen. Ein Transit wird also über dazwischen liegende
Übertragungsnetze abgewickelt.
Das Übertragungsnetz dient der Übertragung elektrischer Energie zu
nachgelagerten Verteilungsnetzen und direkt angeschlossenen Endkunden. Ein Übertragungsnetz ist dadurch gekennzeichnet, dass der Leistungsfluss im Netz im Wesentlichen durch den Kraftwerkseinsatz bestimmt
ist.
Unter dem Oberbegriff „Übertragungsnetz“ werden im Kontext dieser Planungsgrundsätze die Höchstspannungsnetze (380/220-kV-Netze) inkl.
Netzanbindungen von Offshore-Anlagen und Fernübertragungsverbindungen der deutschen Übertragungsnetzbetreiber verstanden.
Ein Übertragungsnetzbetreiber ist für den sicheren und zuverlässigen Betrieb des jeweiligen Netzes und für die Verbindungen mit anderen Netzen
verantwortlich und regelt darüber hinaus die Übertragung über das Netz
unter Berücksichtigung des Austausches mit anderen Übertragungsnetzen.
Er sorgt für die Bereitstellung unentbehrlicher Systemdienstleistungen und
stellt so die Versorgungszuverlässigkeit sicher.
Die Versorgungszuverlässigkeit ist die Fähigkeit eines Elektrizitätsversorgungssystems, seine Versorgungsaufgabe unter vorgegebenen Bedingungen während einer bestimmten Zeitspanne zu erfüllen.
Das Verteilungsnetz dient innerhalb einer begrenzten Region der Verteilung elektrischer Energie zur Speisung von Stationen und Anlagen von
Anschlussnutzern. In Verteilungsnetzen ist der Leistungsfluss im Wesentlichen durch die Kundenbelastung, zunehmend aber auch durch dezentrale
Einspeisungen, bestimmt.
In Deutschland werden Nieder-, Mittel- und Hochspannungsnetze (≤ 110
kV) als Verteilungsnetze bezeichnet.
Ein Verteilungsnetzbetreiber nimmt die Aufgabe der Verteilung von Elektrizität wahr und ist verantwortlich für den Betrieb, die Wartung und den Ausbau des Verteilungsnetzes in einem bestimmten Gebiet inkl. der Verbindungsleitungen zu anderen Netzen.
Wirkleistung ist die elektrische Leistung, die für die Umsetzung in eine andere Leistung, z. B. in mechanische, thermische, chemische, optische oder
akustische Leistung verfügbar ist.
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Anhang 2
Abkürzungsverzeichnis
A
Ampere (Maßeinheit der Stromstärke)
BNetzA
Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen
BBPlG
Bundesbedarfsplangesetz
DIN EN
DIN-Norm Europäische Norm (DIN – Deutsches Institut für Normung e.V.)
EE / EEG
Erneuerbare Energie(n) / Erneuerbare-Energien-Gesetz
EnLAG
Energieleitungsausbaugesetz
ENTSO-E
European Network of Transmission System Operators for Electricity
EnWG
Energiewirtschaftsgesetz
EU
Europäische Union
FACTS
Flexible AC Transmission Systems (AC = Alternating Current = Wechselstrom)
HGÜ
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung
HöS
Höchstspannung (größer 110 kV)
KraftNAV
Kraftwerks-Netzanschlussverordnung
kV
Kilovolt (Maßeinheit der Spannung)
KWK / KWKG Kraft-Wärme-Kopplung / Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz
NABEG
Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz
max
maximal (als Index)
min
minimal (als Index)
ms
Millisekunde (als Maßeinheit)
MW
Megawatt (Maßeinheit der Wirkleistung)
NTC
Net Transfer Capacity
SPS
Special Protection Schemes
U
Spannung (Formelzeichen)
UCTE
(ehemalige) Union for the Coordination of Transmission of Electricity (heute in ENTSO-E)
VDE
Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.
VDEW
(ehemaliger) Verband der Elektrizitätswirtschaft e. V. (heute in BDEW Bundesverband
der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.)
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Anhang 3
Prinzipablauf des Netzausbauplanungsprozesses
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Stand April 2015
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