Trotz wachsender Belastung nicht der schwächste Punkt

Management

Systemsicherheit - Die dezentrale Einspeisung von Strom aus Wind und Sonne wächst weiter. Zugleich wird mehr Intelligenz nötig. Dies stellt eine neue Qualität der Herausforderung für die Netzsicherheit dar. Ob bisher übliche Technologie ausreicht, ist angesichts der Bedrohung durch Cyberkriminalität oder Terrorismus weitgehend unklar.

27. Januar 2015

Die Netze der Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber in Deutschland gelten weltweit als besonders zuverlässig – trotz der seit Jahren immer lauter vorgebrachten Warnungen. Dabei geht es vor allem um die enormen Schwankungen zwischen der Verbrauchsseite und der anliegenden Leistung. Rund 1,5 Millionen Wind- und Sonnenkraftwerke sind bislang mit Vorrangeinspeisung am Netz und verändern die Situation in den Schaltzentralen immer mehr.

»Wir haben an mehr als der Hälfte aller Tage einen Überschuss in unserem Netz, den wir zum vorgelagerten Hochspannungsnetz von 50 Hertz ableiten«, sagt Adolf Schwer, Geschäftsführer Mitnetz Strom. An anderen Tagen hingegen reicht das Angebot aus Wind und Sonne nicht aus oder geht fast gegen null.

Wenn zudem eine Wolkenfront übers Land zieht, verschwinden schon einmal plötzlich innerhalb von Minuten ein paar 100MW, weil die großen Solarparks auf den ehemaligen Militärflächen plötzlich kaum noch Ertrag liefern.

14 mal SSM bis August

Nicht nur die 380-kV-Fernleitungen, auch die regionalen Hoch- und Mittelspannungsleitungen, an denen diese dezentralen Einspeiser angebunden sind, kommen dann schnell an ihr Leistungslimit. Vor allem, weil die Datenübermittlung über die tatsächlich geleisteten Werte nicht vorhanden ist, müssen die Männer in der Mitnetz-Schaltwarte immer wieder überraschend auftauchende rote Linien auf ihrem großen Schaltbild entschärfen: Dann ist eine der Trassen kurzfristig statt nur mit 60 oder 70% mit 90 oder über 100% belastet. Das gefährdet schlimmstenfalls die Sicherheitsregel N-1. Sie besagt, dass der Ausfall eines Übertragungsweges immer durch eine alternative Verbindung abgefangen werden kann.

»Kurzfristig passiert da noch nichts, aber dann müssen wir schnell reagieren und entsprechend Anlagen vom Netz nehmen«, sagt Schwer. Voraussichtlich wird es 2014 mehr als 200 Redispatches bei Mitnetz geben auch, weil 50 Hertz nicht so viel erzeugten Strom abnehmen und nach Süden weiterleiten konnte. Bis August gab es sogar 14 Situationen, bei denen nicht nur einzelne Leitungen entlastet, sondern ›Systemschutzmaßnahmen‹ (SSM) getroffen werden mussten.

»Wir sind bislang immer im sicheren Bereich geblieben, aber wir benötigen trotz der vielen Stilllegungspläne von konventionellen Kraftwerken eine gesicherte Kaltreserve von 7.000MW im Osten«, so Schwer.

Zudem müssen die Netze intelligenter werden, was bisher häufig beschworen, aber noch zu wenig umgesetzt wurde. Zwar lassen sich mittlerweile vor allem die größeren Kraftwerke per BUS-Funk von den Schaltwarten der Netzbetreiber regeln. Doch erst mit einem Breitbandnetz würden auch alle wirklich relevanten Daten an die Schaltzentralen übermittelt werden können – davon ist bislang wenig zu sehen.

Gebraucht und Gefährdet

Würden heute, wie es beispielsweise mit einem Pilotprojekt auf der 110-kV-Leitung zwischen Niebüll/Flensburg geschieht, alle Leitungen mit einem Auslastungs-Monitoring überwacht, ließe sich die sichere Übertragungskapazität um bis zu 50% steigern. Doch die Ausrüstung von Leitungen mit Sensoren, die beispielsweise die Temperatur und damit die Reserven übermitteln, steht erst am Anfang.

Gar nicht zu reden von den Orts-Trafostationen oder gar den intelligenten Zählereinrichtungen. »Vor allem bei den intelligenten Steuermodulen gibt es noch immer keine verlässlichen Rahmenbedingungen, daher hält sich auch die Industrie noch zurück«, sagt Schwer.

Und tarifliche Anreize, die Verbraucher dann einsetzen, wenn die Netze Last benötigen, gibt es ebensowenig. »Wir müssen für ein modernes Stromnetz, das die enormen Einspeisemengen aus der fluktuierenden Erzeugung aufnehmen kann, einen enormen Regelaufwand installieren«, sagte Gunter Scheibner vom Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz auf einer System-Sicherheitstagung im Herbst 2014 in Magdeburg.

Problematisch daran: Um die enormen Datenmengen übertragen zu können, werden schon heute zum Teil öffentliche Netze verwendet. Und kommen erst Millionen Haushalte mit ihren Smart Metern hinzu, werden die neuralgischen Punkte für die mögliche Cyberkriminalität entsprechend vielfältig sein.

Die übliche Abschottung der Informationsnetze in den Schaltzentralen und deren doppelte Auslegung muss daher heute schon für diese Entwicklung vorbereitet werden, mahnt Scheibner. Bisher sei es noch zu wenig gelungen, entsprechende Forschungsthemen zu etablieren.

Bislang mangelt es in Deutschland, das sich viel auf seine Schutzmechanismen beruft, selbst an einfachen Vorkehrungen. Zwar haben sich die Netzbetreiber inzwischen mit Notfall-Plänen für einen flächendeckenden Netzausfall vorbereitet. Doch über Satellitentelefone mit integrierten Rufnummersystemen verfügen längst nicht alle ihre Ansprechpartner.

Manueller Lastabwurf

Die Leitstellen der Polizei etwa, die gerade auf den digitalen Behördenfunk umstellt, wäre bei einem längeren Stromausfall von den Netzzentralen aus nicht mehr erreichbar, ebenso Leitstellen des THW. Es mangele zudem an ausreichend Kraftstoffreserven für Notstrom, auch die Einsatzkräfte müssten für ihre Fahrzeuge besser bevorratet werden, zählt Adolf Schwer einige der Probleme auf.

Inzwischen wird in der Branche auch ein bisheriges Tabu-Thema diskutiert: Der manuelle Lastabwurf in einer Erzeugungsmangelsituation als Anwendungsfall der Kaskade, hatte Lutz Schulze von 50 Hertz seinen Vortrag in Magdeburg betitelt. Natürlich, so stellte der Manager voran, es sei ein zutiefst unwahrscheinliches Szenario, dass in Deutschland alle Regelmechanismen nicht ausreichen sollten, um in einer Ausfall-Situation auch gezielt einzelne Verbraucher vom Netz zu nehmen. Dies wird laut Energiewirtschaftsgesetz (§13.2) übrigens durchaus geregelt.

50 Hertz hat das Szenario für eine Woche am 16. Januar im Zeitraffer simuliert und die anderen ÜNB sowie die unteren Netzebenen einbezogen, deren Zusammenwirken mit Behörden und Krisenstäben virtuell geprobt. In der Simulation wurden 4.000MW Last abgeworfen.

HGÜ auch als Chance

Entscheidend für den Erfolg in einer solchen Situation – also das Beherrschen der Folgewirkungen – sei eine klare Aufgabenverteilung und exakt gemanagte interne Kommunikation zwischen allen Beteiligten, so Schulze. Wie beherrschbar die Lage bei einem längeren Blackout tatsächlich sein würde, sei schwer vorherzusehen. »Wir rechnen in diesem Fall mit einem deutlichen Anstieg der Kriminalität bereits nach fünf Stunden, auch mit einer hohen Panikgefahr«, berichtete Thorsten Hofmann von Advice Partners.

Eine weitere Herausforderung, aber zugleich auch Chance, bieten zudem die geplanten und bis etwa 2024 in Betrieb gehenden ersten Gleichspannungsleitungen (HGÜ). Experten wie Tilmann Ringelband von Amprion gehen davon aus, dass die neuen Korridore nicht nur die Drehstromnetze von der Übertragungsarbeit in Richtung Süden entlasten und damit freie Margen auf diesen Leitungen geschaffen werden.

»Während immer mehr Phasenschieber-Transformatoren im Drehstromnetz zusätzlich die Kapazitätsberechnung schwieriger gestalten, bergen Gleichstromtrassen die Chance, die Lastflusssituation zu optimieren und somit die Netzsicherheit zu verbessern«, prognostiziert Ringelband.

Zugleich bieten die in den Stationen installierten Voltage Source Converter die Möglichkeit, selbst eine nennenswerte induktive und kapazitive Blindleistung zu liefern und so einen Teil der von Großkraftwerken gelieferten Spannungs- und Frequenzhaltung zu übernehmen.

Manfred Schulze

Erschienen in Ausgabe: 01/2015