Teilautomatisierter Netzbetrieb

Einleitungen und Anforderungen

Die Integration der steigenden Zahl dezentraler Erzeugungsanlagen in den Verteilnetzen führt zu einem hohen Ausbaubedarf in ebenjenen Netzen. Um den hohen Ausbaubedarf zu reduzieren wurde mit der Novellierung des EnWGs im Jahr 2016 die Spitzenkappung eingeführt. Seitdem sind die Netzbetreiber nicht mehr verpflichtet die Netze soweit auszubauen, dass die Netze auch die seltenen hohen Einspeisespitzen von Photovoltaik- und Windenergieanlagen aufnehmen müssen. Sollten in Folge dieser Einspeisespitzen Überlastungen von Betriebsmitteln oder zu hohe Spannungen im Netz auftreten, wird die Einspeisung der Erzeugungsanlagen in einem geringen Maß reduziert. Im Betrieb erfolgt die Reduzierung der Erzeugungsanlagen bei den meisten Netzbetreibern manuell durch die Schaltmeister in der Netzleitstelle. Durch die Abhängigkeit der Einspeisung von Photovoltaik- und Windenergieanlagen vom aktuellen Wetter, treten die Einspeisespitzen häufig zeitgleich auf. Müssen viele Anlagen in unterschiedlichen Netzgebieten zeitgleich reduziert werden, kommt der manuelle Prozess jedoch an seine Grenzen und die Stabilität des Netzes kann nicht mehr gewährleistet werden.

Aufgrund dessen wird in enera unteranderem das Ziel verfolgt diesen Prozess zu automatisieren, damit auch bei vielen zeitgleichen Einspeisespitzen die Stabilität des Netzes weiterhin gewahrt werden kann. Die Automatisierung dieses Einspeisemanagement in Echtzeit erfolgt durch einen Netzregler

Durch die verbaute Messtechnik in den Netzen beobachtet der Netzregler permanent das Netz und erkennt, wenn die Stabilität des Netzes gefährdet ist. Eine Gefährdung entsteht sobald Betriebsmittel wie bspw. Leitungen oder Transformatoren überlastet werden, aber auch wenn die Grenzwerte der Spannung im Netz überschritten werden. Anschließend ermittelt der Netzregler über einen Algorithmus, welche Erzeugungsanlagen einen Einfluss auf die Gefährdung haben und reduziert die Einspeisung derjenigen Erzeugungsanlagen (vgl. Lösungsartefakt „Netzoptimiertende Verteilnetzautomatisierung“). Entspannt sich die Lage im Netz wieder lässt der Netzregler die Erzeugungsanlagen wieder schrittweise ohne Einschränkungen in das Netz einspeisen. Aufgrund der permanenten Überwachung des Netzes, ist dieser in der Lage zielgerichteter steuern als es manuelle Prozesse aus der Netzleitstelle ermöglichen können. Somit trägt der Netzregler dazu bei, die jeweils größtmögliche Menge regenerativ erzeugter Energie in die Netze aufzunehmen. Die Schaltermeister in der Leitstelle werden dadurch entlastet und können sich z.B. auf die Durchführung von notwendigen Schaltmaßnahmen sowie die Erkennungen und Behebungen von Störungen konzentrieren.

Für den Einsatz des Netzreglers in den Verteilnetzen ist es notwendig, dass dieser in die Umgebung der Netzleittechnik vollständig integriert wird. Nur so kann sichergestellt werden, dass auch die Anforderungen, die durch die Abrechnung sowie die Veröffentlichungspflichten gegeben sind, auch eingehalten werden können.

Da Einspeisespitzen von Erzeugungsanlagen nicht nur die Netze gefährden, in denen sie unmittelbar angeschlossen sind, sondern auch die überlagerten Netzebenen, muss der Netzregler auch in der Lage sein, Befehle zur Einspeisereduzierung aus anderen Netzleitsystemen zu empfangen und Umzusetzen. Die von Netzregler gesteuerten Anlagen werden während der vorgelagerten Engpässe in ihrer maximalen Einspeisung limitiert und können bei zusätzlichen eigenen Engpässen aber dennoch verstärkt reduziert werden. Liegen die lokalen Engpässe nicht mehr vor, wird die reduzierte Einspeisung der gesteuerten Anlagen nur soweit freigegeben, dass es bei den überlagerten Netzen zu keinen Engpässen kommt.

Aufgrund von Störungen, Baumaßnahmen oder Wartungen kann es zu temporären Änderungen im Netz kommen. Diese Änderungen bewirken, dass sich die Orte von Netzgefährdungen als auch die Wirkung einzelner Erzeugungsanlagen auf diese Orte verändern. Da solche temporären Änderungen des Netzes häufiger auftreten, muss der Netzregler in der Lage sein, auch in einer solchen Situation die Stabilität des Netzes weiter zu gewährleisten.

Sollten Erzeugungsanlagen im Netz einmal nicht wie gewollt ihre Leistung reduzieren, steuert der Netzregler automatisiert weitere Erzeugungsanlagen und meldet die Störung der Netzleitstelle. Steht der Netzregler wegen einer Störung oder Wartung einmal selbst nicht zur Verfügung, ist durch eine geeignete fernwirktechnische Anbindung die weitere Steuerung direkt durch die Netzleitstelle sichergestellt.

Neben diese Aufgaben des Einspeisemanagement kann der Netzregler auch weitere Aufgaben wie Blindleistungsmanagement oder Spannungshaltung über eine Optimierung der Blindleistungseinstellung der Erzeugungsanlagen übernehmen.

Für das Blindleistungsmanagement wurde eine Ausregelung der Blindleistung am Netzübergabepunkt zum vorgelagerten Netzbetreiber am HS/MS-Transformator gefordert. Dabei mussten unterschiedliche Modi möglich sein:

• fester lokal eingestellter Blindleistungssollwert,
• Blindleistungssollwert in Abhängigkeit der aktuell übertragenen Wirkleistung (frei parametrierbar über Lookup-Tabelle im Netzregler)
• Variable Blindleistungssollwertvorgabe durch die Netzleitstelle

Für die Spannungshaltungen wurden als minimal Anforderung gefordert, dass die aktuell gültigen cos(ϕ) bzw. Blindleistungssollwerte der Erzeugungsanlagen jederzeit durch die Netzleitstelle angepasst werden können und der Einstellungen des lokalen Stufenstellers des HS/MS-Transformators zu berücksichtigen sind. Zusätzlich wurde den Reglerherstellern freigestellt als Ergänzung ein eigenes Spannungshaltungskonzept im Labor und bei Erfolg im Feld zu erproben.

Somit ist für jedes Netzgebiet möglich eine jeweils geeignete Kombination aus Blindleistungsmanagement und spezifischer cos(ϕ) zu bestimmen und dem Netzregler vorzugeben.

Laborphase – Allgemeine Beschreibung

Da es sich bei den Netzregelern überwiegend um Neuntwicklungen handelt, hat sich EWE NETZ dafür entschieden diese im ersten Schritt einer umfangfangreichen Laborerprobung zu unterziehen. Über das Netzlabor sollte der reale Betrieb statt einer Simulation mit einer vergleichbaren Messwertbereitstellung und ähnlichen Schnittstellen zu den Einspeisern über Fernwirktechnik wie im Feld getestet werden. Durch die Reproduzierbarkeit der Szenarien konnte eine Vergleichbarkeit der Testergebnisse der unterschiedlichen Netzregler sichergestellt werden.

Das dafür verwendete Labor an der Jade Hochschule in Wilhelmshaven ist detailliert im Lösungsartefakt „Ertüchtigung der Netzlaborumgebung für Themen wie: Netzregler, Interaktion mit Netzschutz in vorwiegend Leistungselektronischen Verteilnetzen, Schwarzstartfähigkeit und Netzwiederaufbau“ beschrieben. Hier wird daher nur noch auf die konkrete Problemstellung dieses Labornetzes an die Netzregler und anschließend auf die Auswertung der Labortests eingegangen. Durch die drei Einspeiser (PV, WEA1, WEA2) können an unterschiedlichen Punkten im detaillierten Netzbereich (siehe Abbildung 1 rechts) Netzengpässe, zum Teil auch zeitgleich, auftreten. Die Auslastung ist dabei am HS/MS-Transformator des UWdetail sowie den Leitungen Ltg01, 07 und 11 kritisch (vgl. Abbildung 1). Die Spannung ist vor allem an der Station ON5 kritisch und bei Netzumschaltungen auch an den Schaltstationen SA2 und SA4.

In den Testszenarien wurden neben den Zeitreihen für die Einspeiser und Lasten die Einstellungen der Spannungsregelung des HS/MS-Transformators im UWdetail, die Blindleistungseinstellung der Einspeiser sowie vereinzelt die Schalterstellung im Netz variiert. Die einzelnen Testszenarien dauerten jeweils 20 Minuten und waren in fünf unterschiedliche Themenblöcke mit steigendem Schwierigkeitsgrad eingeteilt:

1. fester Spannungssollwert des Stufenstellerreglers, fester cos(ϕ) (0,95 für alle DEA), kein Blindleistungsmanagement, keine Netzumschaltung, unterschiedliche Störungen
2. Stromkompoundierung des Stufenstellerreglers, fester cos(ϕ) (individuell optimiert), kein Blindleistungsmanagement, keine Netzumschaltung, unterschiedliche Störungen
3. Stromkompoundierung des Stufenstellerreglers, fester cos(ϕ) (individuell optimiert), Blindleistungsmanagement aktiv, keine Netzumschaltung, unterschiedliche Störungen
4. Fokus auf Netzumschaltungen (ohne neue Engpässe) sowie unterschiedliche Störungen
5. Fokus auf komplizierte Störungen (u.a. nur stufenweise Steuerfähigkeit, verringerte Gradienten)

Außerdem wurden als Störungen zusätzlich Ausfälle der Messtechnik sowie Einschränkungen der Steuerfähigkeit einzelner Einspeiser in verschiedenen Tests untersucht. Insgesamt wurden 33 unterschiedliche Testszenarien durchgeführt.

Abbildung 1 Schematisch Netzmodell des verwendetes Labornetz inkl. der verwendeten Messpunkte zur Überwachung des Netzzustands

Details zum für alle Netzregler gleichermaßen verwenden Spannungs- und Blindleistungsmanagement folgen im nächsten Abschnitt.

Laborphase – Angepasstes Spannungs- und Blindleistungsmanagement

EWE NETZ hat für das Labornetz ein kombiniertes Spannungs- und Blindleistungsmanagement entwickelt und getestet. Dies war notwendig, da vor allem an der Station ON5 ein hoher Spannungsanstieg (ca. 9% gegenüber der spannungsgeregelten Sammelschiene des UWdetail) auftritt.

Zur Minimierung der Ausfallarbeit wurde daher zu einem die Blindleistungseinstellung der Einspeiser auf Basis der Spannungssensitivitäten (Eingesetzt ab Themenkomplex 2) und dadurch konnte Spannungsanstieg auf nur ca. 8% gesenkt werden. Die Einspeiser im Labor erlaubten dabei diese in Tabelle 1 cos(ϕ), trotz des erweiterten Stellbereich gegenüber den heutigen Anschlussbedingungen.

Tabelle 1 Verwendeten Blindleistungseinstellung der Einspeiser (Vorgabe jeweils als konstanter cos(ϕ))

	cos(ϕ) ohne Optimierung	optimierter cos(ϕ)
PV	0,950	0,950
WEA1	0,950	0,905
WEA2	0,950	0,945

Außerdem wurde ab Themenkomplex 2 zusätzlich dazu eine Stromkompoundierung eingesetzt. Dies bedeutet, dass die Sollspannung des Spannungsreglers bei Zunahme der Rückspeisung abgesenkt wurde (vgl. Abbildung 2 blaue Kurve).

Ab Themenkomplex 3 wurde zusätzlich ein Blindleistungsmanagement ergänzt, welches das Ziel hatte die Stromkompoundierung durch einen optimalen Blindleistungssollwert für jeden Betriebspunkt zu unterstützen. Der optimale Blindleistungsbedarf wurde auf Basis der Sensitivitäten anhand des Netzmodells berechnet und dem Netzregler über eine Lookup-Tabelle als Q-Sollwert in Abhängigkeit der aktuell übertragenen Wirkleistung vorgegeben (vgl. Abbildung 2 rote Kurve).

Abbildung 2 Verwendete Sollwerte für die Stromkompoundierung des lokalen Spannungsreglers (in blau) und  Blindleistungssollwert für den Netzregler (in rot) zur Verbesserung der Spannungshaltung im Labornetz

Um Einfluss dieses kombinierten Spannungs- und Blindleistungsmanagement darzustellen sind in Abbildung 3 für ein Szenario die Messwerte einmal mit aktivem Blindleistungsmanagement (links) und ohne Blindleistungsmanagement (rechts) gegenübergestellt:

Abbildung 3 Auswirkung des Spannungs-Blindleistungskonzept auf die Leistungsflüsse (oben) und Spannungsregelung (unten) dabei links: mit aktiven Q-Management, rechts: ohne aktives Q-Management

Diese Messungen wurden dabei mit einem der Netzregler ohne aktivierte Wirkleistungsregelung aufgezeichnet. Durch das Blindleistungsmanagement (links) konnte die Spannung jeder Zeit gut im in der Mitte des Toleranzbands des Spannungsreglers gehalten werden und der Stufensteller musste nicht stufen. Ohne Blindleistungsmanagement (rechts) hingegen waren mehre Schaltvorgänge notwendig, um die Spannung im Toleranzband zu halten.

Durch dieses kombinierte Spannungs- und Blindleistungsmanagement kann somit gewünschte Spannungsabsenkung bei zu viel Einspeisung sehr gut mit einer Stromkompoundierung verknüpft werden, ohne die Schalthäufigkeit des Stufenstellers zu erhöhen. Auch in den Netzreglertests hat es sich bewährt und auch bei gleichzeitiger aktiver Wirkleistungsregelung zu guten Ergebnissen geführt.

Laborphase – Auswertung der Netzregler

Die Auslastung der jeweiligen Betriebsmittel ist durch den Netzregler auf den zulässigen Wert zu begrenzen. Hierbei wird eine maximale Auslastung von 100 % der zulässigen Nennströme gefordert. Die kurzzeitig zulässige Überschreitung der Nennströme liegt bei 115 %. In der Abbildung 4 wird die Transformatorüberlastung durch Wirkleistungsreduktion der Erzeugungsanlagen zur Vermeidung der Transformatorüberlastung dargestellt. Hierbei wird in grau die maximale Auslastung des Netzes dargestellt. Durch das automatisierte Einspeisemanagement kann eine Überlastung des Transformators, hier in grün dargestellt, vermieden werden. Die Häufigkeit der Überschreitung reduziert sich von 70,1 % auf 0,0 %.

Abbildung 4 Engpasstest Trafoüberlastung - Vermeidung der Trafoüberlastung durch Wirkleistungsreduktion der Erzeugungsanlagen

Die Vermeidung von Leitungsüberlastungen kann durch den Netzregler auf das zulässige Maß begrenzt werden. Selbst bei einem extremen Anstieg der Erzeugungsleistung wird die Erzeugungsanlagen gewählt, welche am sensitivsten auf den jeweiligen Leitungsengpass wirkt. In Abbildung 5 ist die maximale Auslastung aller im Netz befindlichen Leitungen in violett dargestellt und in grau die jeweils maximale Leitungsauslastung ohne Einspeisemanagement. Die Häufigkeit der Leitungsüberlastung wird von 48,1 % auf 0,0 % reduziert.

Abbildung 5 Engpasstest Leitungsüberlastung - Vermeidung der Leitungsüberlastung durch Wirkleistungsreduktion der Erzeugungsanlagen

Um die Spannungshaltung zu gewährleisten, ist das Spannungsband von ±5 % der Nennspannung einzuhalten. Auch hier zeigt sich, dass die Häufigkeit der Spannungsüberschreitung von 57,6 % auf 0,0 % durch die gezielte Reduktion der Erzeugungsleistung behoben werden kann. Ohne den Netzregler werden Spannungsabweichungen von 7 % gemessen. Diese hohen Spannungsabweichungen an den Netzknoten werden durch den Netzregler gezielt abgesenkt.

Abbildung 6 Engpasstest Spannungshaltung - Vermeidung der Spannungsbandverlezung durch Wirkleistungsreduktion der Erzeugungsanlagen

Die Ausregelung der Blindleistung am HS/MS-Transformator erfolgt im Netzregler über eine parametrierte Kennlinie für den Blindleistungssollwert in Abhängigkeit es Wirkleistungsflusses. Die Abbildungen ohne aktiven Netzregler (Abbildung 7) und mit aktiven Netzregler (Abbildung 8) zeigen, dass der geforderte Blindleistungswert am Trafo durch Ansteuerung des blindleistungsstellfähigen Systems angefahren werden kann und somit der Soll- (schwarz) und Ist-Wert (rot) nahezu übereinander liegen.

Abbildung 7 Blindleistung am Transformator ohne Netzregler

Abbildung 8 Blindleistung am Transformator mit Netzregler

In der Laborphase konnten zwei Netzregler unter Beweis stellen, dass selbst in extremsten Netzzuständen mit multiplen Engpässen die Auslastung der Leitungen und die Spannungshaltung gewährleistet werden können. Der Umgang des Netzreglers mit vorgelagerten Einspeisemanagementmaßnahmen, Netzumschaltungen aber auch Aktor- und Sensorausfällen zeigen, dass das Netz sicher betrieben werden kann.

Feldtest – Integration der Netzregler

Nach erfolgreichem Abschluss der Laborphase wurde sich dafür entschieden mit zwei Netzregelern der Firma Phoenix Contact Energy Automation und der schottischen Firma Smarter Grid Solution in den Feldtest überzugehen. Da zu einem die Anforderungen dafür an Netzregler noch geringfügig erhöht wurden (z.B. Anlagenauswahl) und im Labor auch nicht die komplette Leittechnikintegration getestet werden konnte, wurde eine weitere Integrationsphase vorgesehen. Dabei standen nicht die funktionalen Tests, sondern die reibungslose Integration im Vordergrund. Im Zusammenspiel mit dem Leitsystem und Fernwirkanlagen inkl. der Simulation der Kundeanlage konnten somit in Zusammenarbeit mit dem AP1 u.a. auch die Steuerbarkeit durch Leitstelle und fehlerfrei Dokumentation von Regelungsmaßnahmen getestet werden.