umwelt-online: TransmissionCode 2007 - Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsbetreiber (2)
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5.2 Sicherstellung und Inanspruchnahme
5.2.1 Allgemeines Vorgehen
(1) Der ÜNB muss für einen sicheren Betrieb die Kontrolle über alle Systemdienstleistungen haben, d. h. der ÜNB legt entsprechend den vertraglichen Vereinbarungen mit den Anbietern fest, wer wann welche Vorleistungen erbringen muss.
(2) Auf Basis von vertraglich vereinbarten Vorleistungen und von Einsatzplanungen der Anschlussnutzer vereinbaren die ÜNB und die entsprechenden Anschlussnehmer / Anschlussnutzer (z.B. Betreiber von Erzeugungseinheiten und von zu diesem Zweck regelfähigen Verbrauchseinheiten) die Bereitstellung der Vorleistungen für die Erbringung der Systemdienstleistungen. Dabei kann die Bereitstellung einiger Leistungen obligatorisch an den Betrieb bestimmter Anlagen gebunden sein (z.B. bei der Spannungshaltung).
5.2.2 Frequenzhaltung
(1) Zum Zweck der Frequenzhaltung setzen die ÜNB
entsprechend den Regeln des UCTE-OH Policy 1 [Q15-1] ein und halten dazu ausreichende Regelleistungen im Rahmen ihrer Systemverantwortung vor.
(2) Die ÜNB berücksichtigen, dass neben der sicheren Übertragung der für dieses Netz prognostizierten Höchstbelastung auch die Übertragung der Primärregel-, Sekundärregel- und Minutenreserveleistung (wobei die Primärregelleistung gemäß UCTE-OH [Q15] sukzessive von Sekundärregel- und Minutenreserveleistung abgelöst wird) sichergestellt ist. Die Vorhaltung von Übertragungskapazität und Infrastruktur im Übertragungsnetz wird demnach bestimmt durch die Aufgaben:
(7) Die ÜNB beschaffen diese Regelenergiearten gemäß den gesetzlichen Regelungen und den Festlegungen der BNetzA.
(8) Die ÜNB veröffentlichen einheitliche Präqualifikationsanforderungen zur Erbringung von Regelenergiearten (siehe Anhang D).
(9) Nähere Bestimmungen zum Verfahren der Ausschreibung und Lieferung der einzelnen Regelenergiearten werden in Rahmenverträgen zwischen den ÜNB und den Anbietern geregelt.
(6) Die ÜNB sind gemäß § 6 Abs. 2 StromNZV [Q2] berechtigt, einen technisch notwendigen Anteil an Regelenergie (Kernanteil) zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit aus technischen Anlagen in ihrer Regelzone auszuschreiben.
(7) Ergebnisse der Ausschreibung werden gemäß § 9 StromNZV [Q2] sowie den Festlegungen der BNetzA veröffentlicht.
5.2.2.1 Primärregelung
(1) Gemäß UCTE-OH [Q15] wird die für das gesamte synchrone Verbundsystem nötige Primärregelleistung von 3.000 MW auf die einzelnen ÜNB aufgeteilt, die für die laufende gesicherte Vorhaltung ihres so ermittelten Anteils an Primärregelleistung für ihre jeweilige Regelzone verantwortlich sind.
(2) Bei der Beschaffung der Primärregelleistung stellen die ÜNB die von der UCTE geforderte homogene Verteilung zur Verringerung des Ausfallrisikos sicher. Dazu dürfen maximal 3% pro Erzeugungseinheit und maximal 6% je Netzknoten bezogen auf die in der UCTE insgesamt vorgehaltene Primärregelleistung erbracht werden.
(3) Jede Erzeugungsanlage (z.B. Kraftwerksblock) ab einer Nennleistung von 100 MW muss gemäß Abschnitt 3.3.7.1 primärregelfähig sein. Primärregelleistung kann ebenfalls über regelbare Lasten erbracht werden.
(4) Jeder Anbieter von Primärregelleistung, der mit ÜNB vertragliche Vereinbarungen gemäß Kapitel 5.2.2 Absätze 3 bis 5 zur Vorhaltung der Primärregelleistung getroffen hat, muss auf Anforderung durch den jeweiligen ÜNB (Vertragspartner) die technischen Einheiten unter Primärregelung gemäß UCTE-OH [Q15] betreiben.
(5) Der ÜNB ist berechtigt, soweit die am Markt beschaffbare Regelleistung zur Erfüllung der zu erbringenden Primärregelleistung nicht ausreichend ist, für in Betrieb befindliche technische Anlagen die Teilnahme an der Primärregelung anzuordnen. Ein finanzieller Ausgleich wird bilateral geregelt.
5.2.2.2 Sekundärregelung
(1) Jede Regelzone innerhalb des gesamten synchronen Verbundsystems stellt das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch unter Berücksichtigung der mit anderen Regelzonen vereinbarten Fahrpläne sicher (siehe UCTE-OH [Q15]). Die für die einzelnen Regelzonen zuständigen ÜNB realisieren dies hauptsächlich durch Einsatz der Sekundärregelung gemäß Kapitel 3.3.7.
(2) Zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit sind die ÜNB berechtigt einen notwendigen Anteil an Sekundärregelleistung aus ihrer Regelzone (Kernanteil) auszuschreiben. Gemäß UCTE-Empfehlung beträgt dieser Kernanteil mindestens 2/3 der insgesamt benötigten Sekundärregelleistung des ÜNB. Dieser Kernanteil kann nur von Anbietern vorgehalten werden, die technische Anlagen innerhalb der jeweiligen Regelzone des ÜNB angeschlossen haben.
(3) Die Sekundärregelleistung wird von den Anbietern erbracht, die mit dem ÜNB vertragliche Vereinbarungen getroffen haben.
(4) Die Einhaltung der technischen Kenngrößen durch die zur Bereitstellung von Sekundärregelleistung vorgesehenen technischen Einheiten (Regelparameter, Regelgeschwindigkeit, etc.) wird im Rahmen der Präqualifikation nachgewiesen.
(5) Welche Anbieter für die jeweiligen Zeitintervalle an der Sekundärregelung beteiligt werden, ist durch die entsprechende Ausschreibung/Beschaffung gemäß Kapitel 5.2.2 Absätze 3 bis 5 festgelegt.
(6) Auf der Basis des aktuellen Bedarfs ruft der ÜNB von den vertraglich verpflichteten Anbietern die nötige Sekundärregelleistung ab. Die Auswahl erfolgt nach den Belangen der betrieblichen Netzsicherheit dem Grundsatz gesicherter Leistungsvorhaltung und minimaler Kosten.
(7) Die aktuelle Anforderung von Sekundärregelleistung erfolgt ggf. erst nach Aktivierung durch den ÜNB direkt durch den automatischen Leistungs-Frequenzregler des ÜNB über die informationstechnische Anbindung der technischen Anlagen zur Erbringung der Sekundärregelung, für die die Erbringung vertraglich vereinbart ist.
(8) Der ÜNB ist berechtigt, soweit die am Markt beschaffbare Sekundärregelleistung nicht ausreichend ist, für in Betrieb befindliche Kraftwerke die Teilnahme an der Sekundärregelung anzuordnen. Ein finanzieller Ausgleich wird bilateral geregelt.
(9) Zur Steuerung des Einsatzes der Sekundärregelleistung muss jede Erzeugungseinheit bzw. Gruppe von Erzeugungseinheiten, die unter dem Sekundärregler eines ÜNB betrieben wird, online in den entsprechenden Sekundärregelkreis eingebunden werden. Die Details werden bilateral zwischen Anbieter und dem ÜNB geregelt.
5.2.2.3 Minutenreserve
(1) Zur Vermeidung größerer, länger andauernder Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch und/oder zur Wiederherstellung eines ausreichenden Sekundärregelbandes setzen die ÜNB Minutenreserveleistung ein.
(2) Zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit sind die ÜNB berechtigt einen notwendigen Anteil an Minutenreserveleistung aus ihrer Regelzone (Kernanteil) auszuschreiben. Gemäß UCTE-Empfehlung ergibt sich dieser Kernanteil als Mindestwert aus der Differenz der halben Summe des Sekundärregelleistungs- und Minutenreservebedarfs abzüglich der regelzonenintern beauftragten Sekundärregelleistung des ÜNB. Dieser Kernanteil kann nur von Anbietern erbracht werden, die technische Anlagen innerhalb der jeweiligen Regelzone des ÜNB angeschlossen haben.
(3) Die Minutenreserve wird von den Anbietern erbracht, die mit ÜNB vertragliche Vereinbarungen getroffen haben.
(4) Welche Anbieter für die jeweiligen Zeitintervalle Minutenreserve vorzuhalten haben, ist durch die entsprechende Ausschreibung/Beschaffung gemäß Kapitel 5.2.2 Absätze 3 bis 5 festgelegt.
(5) Die Anforderung und Lieferung von Minutenreserve erfolgt als fahrplanmäßiger Leistungsaustausch zwischen dem Bilanzkreis für Minutenreserve (siehe auch Kapitel 4.1) des vertraglich verpflichteten Anbieters und dem Bilanzkreis des ÜNB.
(6) Die Anforderung erfolgt unter Berücksichtigung der betrieblichen Netzsicherheit, ausreichender Leistungsvorhaltung und des Grundsatzes minimaler Kosten.
(7) Der volle Umfang der angeforderten Minutenreserveleistung ist innerhalb von 15 Minuten zu erbringen. Zur fahrplantechnischen Abwicklung erfolgt die Anforderung mit einer Vorlaufzeit von mindestens 7 1/2 Minuten zum Beginn der nächsten Viertelstunde. Der Anbieter ist zu einer entsprechenden physikalischen Erbringung der Minutenreserveleistung verpflichtet.
(8) Kann der ÜNB den Bedarf an Minutenreserve im Rahmen der Ausschreibung nicht decken, so ist er berechtigt, Energiegeschäfte zu tätigen. Dieses kann z.B. der gegenseitige Austausch zwischen den ÜNB sein.
5.2.3 Spannungshaltung
(1) Die Spannungshaltung ist Bestandteil der Maßnahmen zur Aufrechterhaltung einer sicheren Versorgung, für die der zuständige Netzbetreiber die Verantwortung trägt. An der Spannungshaltung sind unter Koordination des zuständigen Netzbetreibers beteiligt:
(2) Aus physikalischen Gründen muss die Blindleistung ortsnah bereitgestellt werden.
(3) Die ÜNB sind verpflichtet, ein Gleichgewicht zwischen Blindleistungsbedarf und Blindleistungserzeugung zu gewährleisten. Hierzu stehen dem ÜNB innerhalb von betrieblichen Spannungsbändern unter Anderem zur Verfügung:
Hierzu sind ggf. zwischen den Beteiligten bilaterale Vereinbarungen erforderlich.
(4) Jede Erzeugungseinheit muss deshalb die definierten Mindestanforderungen hinsichtlich des Leistungsfaktors gemäß Abschnitt 3.3.8 erfüllen, um an das Übertragungsnetz angeschlossen zu werden.
(5) Die Auswahl der Erzeugungsanlagen bezüglich Spannungshaltung/Blindleistungseinsatz erfolgt entsprechend den betrieblichen Erfordernissen des Netzbetreibers.
(6) Jeder Lieferant im Übertragungsnetz betreibt nach Vorgabe durch den ÜNB die in Betrieb befindlichen Erzeugungseinheiten mit der angeforderten Blindleistung. Die Bedingungen für Lieferung und Bezug von Blindleistung werden in bilateralen Verträgen festgelegt.
(7) Einschränkungen in der Blindleistungserzeugung werden gemäß den vertraglichen Regelungen dem ÜNB unverzüglich nach Bekannt werden vom jeweiligen Lieferanten mitgeteilt.
(8) Stellt der ÜNB in der täglichen Betriebsplanung fest, dass der Blindleistungshaushalt mit den vorhandenen Mitteln (eigene passive Anlagen und vertraglich zugesicherte Vorleistungen) nicht ausgeglichen werden kann, weist er zusätzliche Erzeugungseinheiten an, Blindleistung zu liefern. Ein finanzieller Ausgleich hierfür wird bilateral geregelt.
5.2.4 Versorgungswiederaufbau aus dem Übertragungsnetz
(1) Die ÜNB koordinieren im Rahmen ihrer Systemverantwortung die Wiederherstellung der Stromversorgung in den von ihnen betriebenen Netzen nach Großstörungen in Zusammenarbeit mit benachbarten ÜNB bzw. den unterlagerten VNB sowie Betreibern von Erzeugungseinheiten.
(2) Die ÜNB vereinbaren Details für präventive Maßnahmen und operative Abläufe eines Versorgungswiederaufbaus unter Berücksichtigung der Netzinfrastruktur mit den Mitwirkungspflichtigen.
(3) Die Erbringer von präventiven Leistungen zum Versorgungswiederaufbau können der ÜNB, Anschlussnehmer/Anschlussnutzer sowie Netzbetreiber angrenzender und unterlagerter Netze sowie Betreiber von Erzeugungseinheiten sein. Je nach Erforderlichkeit müssen die Erbringer technische Maßnahmen zum Versorgungswiederaufbau ergreifen. Die Wirksamkeit dieser Maßnahmen wird gemeinsam überprüft.
(4) Für die Systemdienstleistung "Versorgungswiederaufbau" greift der ÜNB gemäß Abschnitt 3.3.14 auf die Netzinselbetriebsfähigkeit und die Schwarzstartfähigkeit geeigneter Anlagen sowie auf andere ÜNB und Anschlussnehmer/Anschlussnutzer zurück. Der ÜNB vergütet den Anbietern von schwarzstartfähigen Anlagen die kontrahierte Vorhaltung der technischen Einrichtungen. Details werden bilateral vereinbart.
6 Netzausbau
6.1 Aufgaben der Ausbauplanung
(1) Der ÜNB richtet seine Ausbauplanung darauf aus, dass er für die prognostizierten Übertragungsaufgaben ein ausreichend bemessenes Übertragungsnetz vorhält, das einen sicheren, verbraucherfreundlichen, effizienten und umweltverträglichen Betrieb und eine preisgünstige Netznutzung mit einer angemessenen Versorgungsqualität ermöglicht.
(2) Die Bemessung der Netzreserve erfolgt anhand des (n-1)-Kriteriums. Darüber hinaus können probabilistische Methoden verwendet werden. Wegen Prognoseunsicherheiten ist im Planungsstadium die Einhaltung definierter Mindestanforderungen unabdingbar.
(3) Der ÜNB erstellt wirtschaftliche Netzkonzepte unter Berücksichtigung der aktuellen Last- und Erzeugungssituation sowie der prognostizierten Entwicklung auf Basis der bereits angeschlossenen bzw. der Netzanschlussersuchen von Anlagen. Kurzfristig auftretende Netzengpässe durch sich ändernde Ringflüsse und Transite können bei der Netzausbauplanung nicht berücksichtigt werden.
(4) Der ÜNB trägt dafür Verantwortung, dass die zum Ausbau seines Netzes notwendigen öffentlich-rechtlichen Genehmigungsverfahren eingeleitet sowie die baulichen Maßnahmen nach erteilter Genehmigung veranlasst werden.
6.2 Das (n-1)-Kriterium in der Ausbauplanung
(1) Nachfolgend werden in Verbindung mit Anhang C getrennt für das 380-/220-kVÜbertragungsnetz und 110-kV-Netz mit Übertragungsnetzfunktionen Mindestkriterien für die Anwendung des (n-1)-Kriteriums zur Bemessung der Netzreserve und Bestimmung der zulässigen Netzauslastung definiert und die nicht tolerierbaren Einschränkungen und Auswirkungen auf die Versorgung beim einfachen Ausfall angegeben. Die Kriterien stellen den technischen Beurteilungsrahmen für die Ermittlung des Netzanschlusskonzeptes für Kundenanlagen gemäß Kapitel 3 und für den Netzausbau dar.
(2) Mit der Einhaltung des (n-1)-Kriteriums [Q19] wird eine ausreichende Versorgungszuverlässigkeit (Versorgungskontinuität) [Q20] für alle Anschlussnehmer/Anschlussnutzer sowie die sichere Durchführung von Übertragungen und die Bereitstellung von Systemdienstleistungen ermöglicht. Mit dem (n-1)-Kriterium werden sämtliche netztechnischen Fragestellungen behandelt, insbesondere zu erbringende Systemdienstleistungen (z.B. Spannungshaltung inklusive Blindleistungsbereitstellung), Betriebsmittelauslastungen, das Schutzkonzept und bei Bedarf Stabilitätsfragen. Hierzu gelten die nachfolgend beschriebenen Anforderungen.
(3) Der ÜNB legt im Rahmen der Planung sein Netz nach dem (n-1)-Kriterium so aus, dass für die prognostizierten maximalen Übertragungs- und Versorgungsaufgaben bei einer durch ein Ereignis ausgelösten Einfachstörung die Netzfunktionen entsprechend Anhang C erhalten bleiben. Darüber hinaus sind für ausgewählte Übertragungs- und Versorgungsaufgaben Instandhaltungsarbeiten an Kraftwerken und Netzbetriebsmitteln zu berücksichtigen.
(4) Spezielle Regelungen für Übertragungsnetze:
Zur Beurteilung der Sicherheit in einem Netzbereich wird das (n-1)-Kriterium für relevante Zeithorizonte mit dem jeweils dann aus aktueller Sicht zu erwartenden Kraftwerkseinsatz (inklusive Einspeisungen aus Anlagen zur Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung sowie aus Anlagen auf Basis regenerativer Energien) sowie unter Berücksichtigung der Transite angewandt.
Die Anwendung des (n-1)-Kriteriums erfolgt für Netze, in denen der störungsbedingte Stillstand derjenigen Erzeugungseinheit unterstellt ist, der die größten Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit hat.
(7) Das (n-1)-Kriterium ist jeweils erfüllt, wenn bei Ausfall eines Netzbetriebsmittels (ausgenommen Sammelschienenfehler) die gesamte Einspeiseleistung unter Vermeidung der in Anhang C genannten Auswirkungen übertragen werden kann. Hierbei ist die für die unterlagerte Spannungsebene vertraglich vereinbarte bzw. prognostizierte Netzkapazität zu berücksichtigen.
(8) Zur Beurteilung der Versorgungssicherheit von 110-kV-Netzgruppen mit Übertragungsfunktion wird das netztechnische (n-1)-Kriterium auf Netze mit maximalem und minimalem Kraftwerkseinsatz angewandt, entsprechend den Vereinbarungen mit den Kraftwerksbetreibern bzw. dem schwankenden Leistungsangebot.
6.3 Stabilität in Übertragungsnetzen
6.3.1 Allgemeine Erläuterungen zur Stabilität
(1) Ein stabiler Synchronbetrieb der Erzeugungseinheiten ist Voraussetzung für einen sicheren und zuverlässigen Verbundbetrieb sowie die Kundenversorgung. Das dynamische Verhalten eines Elektrizitätsversorgungssystems resultiert aus den physikalischen Wechselwirkungen von Erzeugungseinheiten, dem europäischen, synchron zusammengeschalteten Übertragungsnetz und Anschlussnutzern mit ihren jeweiligen Regeleinrichtungen. Es ist daher erforderlich, dass der ÜNB über eine genaue Kenntnis des dynamischen Verhaltens der an sein Netz angeschlossenen bzw. anzuschließenden Anlagen verfügt. Der Anschlussnehmer/Anschlussnutzer stellt dazu die notwendigen Daten auf Anfrage bereit.
(2) Ein stabiler Betrieb wird für alle betrieblich relevanten Zustände durch geeignete Bemessung bzw. Parametrierung der primär- und sekundärtechnischen Einrichtungen in Kundenanlagen und im Netz sichergestellt. Bei der Beurteilung der Stabilität und der resultierenden netztechnischen Anforderungen ist zu unterscheiden zwischen der statischen und transienten Stabilität.
(3) Im Falle einer wesentlichen Änderung technischer oder betrieblicher Parameter der Kundenanlagen oder im Falle eines Neuanschlusses gibt der ÜNB die zur Aufrechterhaltung der Stabilität notwendigen Maßnahmen vor. Die am Netz angeschlossenen Erzeugungseinheiten müssen hierzu den technischen Mindestanforderungen nach Abschnitt 3.3 entsprechen.
6.3.2 Spezielle Anforderungen aus Sicht der statischen Stabilität
(1) Die statische Stabilität ist notwendige Voraussetzung für den Betrieb eines Elektrizitätsversorgungssystems und muss zu jedem Zeitpunkt und in jedem Betriebspunkt sichergestellt sein. Die statische Stabilität ist dann nicht mehr gegeben, wenn während des ungestörten Systembetriebes durch geringfügige Systemzustandsänderungen (z.B. wechselnde Leistungsübertragungen, Schalthandlungen) der stationäre Betrieb nicht mehr aufrechterhalten bleibt und es zu selbständig aufklingenden Pendelungen kommt, die einen großflächigen Netzzusammenbruch oder Schäden an Kundenanlagen zur Folge haben können.
(2) Die Grenze der statischen Stabilität kann abhängig von der Übertragungsentfernung bereits erreicht werden, obwohl bei einem einfachen Ausfall Strombelastbarkeiten auftreten, die deutlich unterhalb der jeweils maximalen thermischen Strombelastbarkeit liegen.
(3) Als netzseitige Voraussetzungen für die statische Stabilität werden beim Netzausbau folgende Mindestanforderungen erfüllt:
(4) Bezüge, Lieferungen bzw. Transite, wechselnde Last- und Einspeisesituationen (z.B. Schwachlastbetrieb mit untererregten Generatoren) sowie betrieblich relevante Änderungen der Netzschaltung (Ausfall, Umschaltung) dürfen die statische Stabilität nicht gefährden; gegebenenfalls sind Einschränkungen in der Betriebsführung der Erzeugungseinheit geltend zu machen.
6.3.3 Spezielle Anforderungen aus Sicht der transienten Stabilität
(1) Die transiente Stabilität liegt dann nicht mehr vor, wenn nach der Klärung eines Netzkurzschlusses einzelne oder mehrere Erzeugungseinheiten gegenüber dem Übertragungsnetz asynchron werden. Große Frequenz- und Spannungsänderungen sowie hohe Ausgleichsströme zwischen Übertragungsnetz und asynchronen (durchschlüpfenden) Erzeugungseinheiten können den sicheren Betrieb des Elektrizitätsversorgungssystems erheblich beeinträchtigen.
(2) Als Voraussetzungen für die transiente Stabilität werden netzseitig folgende Mindestanforderungen erfüllt:
(3) Werden mehrere Erzeugungseinheiten über die selbe Schnittstelle (Sammelschiene) am Netz betrieben, ist bei der Bestimmung der Mindest-Netzkurzschlussleistung die Summe der Generatornennwirkleistungen zu Grunde zu legen.
(4) Ist das Durchschlüpfen einer Erzeugungseinheit nach Netzkurzschlüssen nicht vermeidbar, muss diese zur Vermeidung gefährdender Auswirkungen auf den allgemeinen Netz- und Kraftwerksbetrieb durch den Generatorschutz (z.B. Polschlupfschutz, Kraftwerksentkupplungsrelais) vom Netz getrennt werden. Die während dieser dynamischen Vorgänge auftretenden Auswirkungen auf das Netz (z.B. 1-maliges Durchschlüpfen des Polrades als Auslösekriterium für den Polschlupfschutz) müssen verkraftet und bei der Auslegung des Kraftwerks als Auslegungsfall berücksichtigt werden.
7 Systembetriebsplanung und Systemführung
7.1 Einführung
(1) Systembetriebsplanung und Systemführung dienen der Wahrnehmung der Systemverantwortung nach § 13 EnWG [Q1]. Die Systembetriebsplanung umfasst die Aufgaben der Planung des Netzeinsatzes und der Systembilanz. Die Systemführung umfasst die Aufgaben der Steuerung und Überwachung des Übertragungsnetzes und die Leistungs-Frequenz-Regelung.
(2) Die Vorgehensweisen bei der Planung der Systembilanz sind im Kapitel 5 beschrieben.
7.2 Systembetriebsplanung
7.2.1 Aufgaben der Systembetriebsplanung
(1) Die Systembetriebsplanung stellt sicher, dass lang-, mittel- und kurzfristig anstehende Ereignisse wie Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten an Betriebsmitteln und Geräten, Baumaßnahmen im Übertragungsnetz etc. und angemeldete Fahrpläne durch Berücksichtigung im täglichen Betriebsgeschehen sicher durch die Systemführung beherrscht werden.
(2) Die Systembetriebsplanung dient der lang-, mittel- und kurzfristigen Planung der Systemführung. Diese umfasst im Wesentlichen:
(3) Am Vorabend des aktuellen Tages übergibt die Systembetriebsplanung die Ergebnisse an die Systemführung.
(4) Eine wesentliche Voraussetzung für die Systembetriebsplanung am Vortag ist das Fahrplanmanagement. Die von den Bilanzkreisen eingereichten Fahrpläne stellen eine wichtige Grundlage zur Planung des ÜNB dar, da sie Aussagen über das Gesamtbeschaffungsportfolio der Regelzone zulassen. Die Regelzonen überschreitenden Austauschfahrpläne sind unabdingbarer Bestandteil zur Berechnung der Austauschsalden zwischen den Regelzonen.
(5) Die eingereichten Fahrpläne stellen mit den Revisionsprogrammen der Kraftwerksbetreiber und aktuellen Netztopologieänderungen wichtige Eingangsgrößen der Engpassanalyse. Diese Engpässe werden durch das vom ÜNB durchzuführende präventive Engpassmanagement beseitigt.
7.2.2 Das (n-1)-Kriterium in der Systembetriebsplanung
(1) Der ÜNB plant den Netzeinsatz nach dem (n-1)-Kriterium so, dass bei einem Einfachausfall der in Anhang C definierten Netzbetriebsmittel seines Netzes sowie derjenigen Erzeugungseinheiten (inklusive HGÜ-Einspeisungen) mit den größten Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit, die Auswirkungen gemäß Anhang C, vermieden werden.
(2) Grundlage der Prüfung für den betrachteten Zeitbereich sind alle zum Zeitpunkt der Planung bekannten Fahrplananmeldungen und die prognostizierten Einspeisungen und Lasten gemäß Kapitel 4 sowie der geplante Netzzustand.
(3) Wenn es für betriebliche Arbeiten und Netzumbauten erforderlich ist, kann der ÜNB vorübergehend von der (n-1)-sicheren Versorgung abweichen. Der europäische Verbundbetrieb darf nicht gefährdet werden. Dies beinhaltet insbesondere die Pflicht der ÜNB zur Einhaltung des (n-1)-Kriteriums im Verbundbetrieb gemäß UCTE-OH Policy 3 [Q15-3]. Die Einschränkung der (n-1)-sicheren Versorgung erfolgt mit angemessener Vorankündigung gegenüber betroffenen Anschlussnehmern/Anschlussnutzern.
(4) Zur Aufrechterhaltung der (n-1)-Sicherheit koordiniert der ÜNB mit den jeweiligen Anschlussnehmern/Anschlussnutzern geplante Abschaltungen von Netzbetriebsmitteln zur Durchführung von betrieblichen Arbeiten und Netzumbauten. Wenn notwendig, kann der ÜNB in Abstimmung mit den jeweiligen Anschlussnehmern/Anschlussnutzern einen veränderten Kraftwerkseinsatz vorab vereinbaren.
7.2.3 Fahrplanmanagement
(1) Fahrplananmeldungen am Vortag sind zur Lastflussberechnung, zur Engpassanalyse und zur Bestimmung der verfügbaren Kapazitäten für den Handel unabdingbar. Die BKV müssen aus diesem Grund für die Systembetriebsplanung je Regelzone belastbare Fahrpläne getrennt für Erzeugung (für jede Erzeugungseinheit größer 100 MW; siehe Tabelle 2.2), Verbrauch sowie Import und Export eines Bilanzkreises für den Regelzonenaustausch und regelzoneninterne Handelsfahrpläne am Vortag bis 14:30 Uhr abgeben. Die Fahrpläne für Erzeugung und Verbrauch sind hierbei für die Abrechnung nicht relevant.
(2) Bis 17:00 Uhr des Vortages teilen die vertraglich gebundenen Anbieter von Primärregelleistung, Sekundärregelleistung und Minutenregelreserveleistung je Regelenergieart dem Anschluss-ÜNB die technischen Anlagen mit, aus denen sie die vertraglich vereinbarte Regelleistung für ihn und ggf. andere ÜNB bereitstellen.
7.2.4 Revisionen von Erzeugungsanlagen
(1) Revisionen und längerfristige Stillstände von Erzeugungsanlagen im Übertragungsnetz müssen zwischen dem Betreiber der Erzeugungsanlage und dem ÜNB koordiniert werden. Der ÜNB koordiniert diese Außerbetriebnahmen mit den geplanten Schaltmaßnahmen im Übertragungsnetz und vereinbart mit dem Betreiber der Erzeugungsanlage verbindliche Termine.
(2) Bei Terminänderungen haben netztechnische Belange (z.B. Netzprojekte der ÜNB, Instandhaltungsarbeiten) Vorrang vor Änderungen der Revisionsplanung. Der Betreiber der Erzeugungsanlage übermittelt seine Revisionsplanung jeweils spätestens bis zum 31. Oktober für das nachfolgende Kalenderjahr an den Anschluss-ÜNB.
7.2.5 Stilllegungsplanung der Kraftwerke
(1) Die Planung für vorübergehende bzw. endgültige Stilllegungen von Erzeugungseinheiten ist frühzeitig, möglichst 2 Jahre vor der geplanten Stilllegung dem ÜNB mitzuteilen, damit rechtzeitig ggf. netztechnische Anpassungsmaßnahmen durchgeführt werden können.
7.3 Operative Systemführung
7.3.1 Aufgaben der Systemführung
(1) Die Systemführung trägt im Rahmen der kontinuierlichen Netzsicherheitsbetrachtung dafür Sorge, dass Störungen mit den augenblicklich verfügbaren betrieblichen Möglichkeiten und Betriebsmitteln in ihren Auswirkungen beherrscht bzw. begrenzt werden.
(2) Die Systemführung dient dem sicheren Betrieb des Gesamtsystems, der Überwachung und Steuerung des Übertragungsnetzes und der angeschlossenen Lasten und Erzeugungseinheiten ("heute für heute").
(3) Diese umfasst im Wesentlichen:
7.3.2 Normalbetrieb
(1) Im Normalbetrieb werden alle betrieblichen Grenzwerte eingehalten, z.B.:
(2) Der ÜNB sorgt dafür, dass die angemeldeten Fahrpläne auch im (n-1)-Fall ohne Einschränkungen (siehe Anhang C) erfüllt werden (firmness of capacity).
(3) Nach Ausfall eines Betriebsmittels wird die (n-1)-Sicherheit durch den ÜNB schnellstmöglich wiederhergestellt.
(4) Der ÜNB ergreift Maßnahmen zur Einhaltung des vereinbarten Spannungsbandes, diese sind u.a.:
7.3.3 Gestörter Betrieb und gefährdeter Betrieb
(1) Alle Zustände, die vom Normalbetrieb abweichen, sind dem gefährdeten oder dem gestörten Betrieb zuzuordnen. Im Rahmen des Störungsmanagements leitet der ÜNB die technisch erforderlichen Maßnahmen zur Verhinderung einer Störungsausweitung, zum effizienten Versorgungswiederaufbau bzw. zur schnellst möglichen Wiederherstellung des Normalbetriebes ein.
(2) Zur Wahrnehmung der Systemverantwortung erstellt der ÜNB in Abstimmung mit den anderen Netzbetreibern (ÜNB/VNB) und Betreibern von Erzeugungseinheiten einen Maßnahmenkatalog für das Störungsmanagement und trägt dafür Sorge, dass er z.B. über ausreichende Erzeugungseinheiten verfügt, die netzinselbetriebs- und schwarzstartfähig sind. Die Details bezüglich des Maßnahmenkatalogs für das Störungsmanagement sind in Kapitel 2 und Anhang A beschrieben.
7.3.4 Der 5-Stufen-Plan
(1) Bei Störungen, die über das (n-1)-Kriterium hinausgehen, kann die Frequenz- und Spannungsstabilität des Gesamtsystems auf Grund von Abweichungen im Wirk- und/oder Blindleistungshaushalt stark beeinträchtigt werden und zu Netzauftrennungen führen. Bei umfangreichen Störungen müssen auch in Kundenanlagen Maßnahmen greifen, die den Umfang der Auswirkungen beschränken. Hier ist insbesondere der frequenzabhängige Lastabwurf zu nennen.
(2) Der 5-Stufen-Plan zur Beherrschung von Großstörungen mit Frequenzeinbruch ist in Tabelle 7.1 beschrieben:
Tabelle 7.1: 5-Stufen-Plan zur Beherrschung von Großstörungen mit Frequenzeinbruch
| Stufe 1: | 49,8 Hz | Alarmierung des Personals und Einsatz der noch nicht mobilisierten Erzeugungsleistung auf Anweisung des ÜNB, Abwurf von Pumpen. |
| Stufe 2: | 49,0 Hz | Unverzögerter Lastabwurf von 10 - 15 % der Netzlast. |
| Stufe 3: | 48,7 Hz | Unverzögerter Lastabwurf von weiteren 10 - 15 % der Netzlast. |
| Stufe 4: | 48,4 Hz | Unverzögerter Lastabwurf von weiteren 15 - 20 % der Netzlast. |
| Stufe 5: | 47,5 Hz | Abtrennen aller Erzeugungsanlagen vom Netz. |
(3) Wenn der zeitliche Ablauf der Störung es zulässt, alarmiert der ÜNB schnellstmöglich in Stufe 1 die direkt angeschlossenen VNB und Betreiber der direkt an das Übertragungsnetz angeschlossenen Erzeugungsanlagen, so dass diese bereit sind, rasch und der Situation entsprechend zu reagieren. Dazu sind im Vorfeld zwischen den Beteiligten abgestimmte Maßnahmen einzuleiten.
(4) Die Stufen 2, 3 und 4 bewirken, dass durch gezielten Lastabwurf die Stufe 5 nicht erreicht und damit die Abtrennung der Erzeugungseinheiten vom Netz vermieden wird. Die hierzu benötigten Frequenzrelais werden durch den direkt angeschlossenen VNB und den relevanten Netzkunden nach vorheriger Abstimmung mit dem ÜNB installiert, parametriert und betrieben. Die VNB ohne direkten Anschluss an das Übertragungsnetz werden in Abstimmung mit ihren vorgelagerten VNB entsprechend benötigte Frequenzrelais installieren, parametrieren und betreiben.
(5) Stufe 5 bewirkt, dass der Eigenbedarf und der Betrieb der Erzeugungseinheiten für eine schnelle Einsetzbarkeit zum Wiederaufbau der Versorgung gesichert bleiben und Schäden an den Kraftwerksanlagen vermieden werden. Die Erzeugungseinheiten sind daher gemäß Abschnitt 3.3 auszulegen.
(6) Der ÜNB stellt durch vertragliche Regelungen mit den Netzkunden die Möglichkeit des Lastabwurfs sicher und gibt die Anforderungen an die erforderlichen technischen Einrichtungen vor, unter Berücksichtigung von [Q21].
8 Allgemeines
8.1 Rechtsbindungswirkung
(1) Diese Regeln wurden vom VDN-Vorstand verabschiedet und bilden die Grundlage für die technischen Mindestanforderungen der deutschen ÜNB und dienen damit als Basis für deren bilaterale Verträge zum Netzzugang und zur Netznutzung.
(2) Die ÜNB legen diese Regeln den bilateralen Vereinbarungen mit den Marktteilnehmern zu Grunde.
(3) Als Übertragungsnetze sind in der Regel die Höchstspannungsnetze (380-/220-kVBetriebsspannung) anzusehen, sofern sie überwiegend dem überregionalen Stromaustausch dienen (nicht nur der ständig einseitig gerichteten Stromübertragung zu den Verbrauchern), ferner Hochspannungsnetze (110-kV-Betriebsspannung), sofern diese ebenfalls überwiegend Übertragungsfunktion haben und insbesondere dem synchronen Parallelbetrieb von Erzeugungseinheiten mit dem Übertragungsnetz dienen.
8.2 Weiterentwicklung und Änderung der Regeln
(1) Folgende Aufgaben koordinieren die ÜNB gemeinsam:
(2) Die Weiterentwicklung der Regeln erfolgt unter Konsultation der Institutionen und Verbände der betroffenen Marktpartner.
8.3 Vertraulichkeit von Daten und Informationen
(1) Die ÜNB werden die Daten und Informationen, die sie von den Marktpartnern erhalten, absolut vertraulich behandeln. Diese Pflicht gilt nicht, wenn Informationen öffentlich bekannt sind, aus eigener Arbeit oder durch Dritte rechtmäßig verfügbar waren oder vom Herausgeber der Daten uneingeschränkt Dritten zur Verfügung gestellt werden. Davon ausgenommen sind Daten, die gemäß gesetzlicher und regulatorischer Pflichten weitergegeben werden müssen.
8.4 Einhaltung
(1) Der ÜNB hat das Recht die Einhaltung der Regeln zu überprüfen und bei begründeten Zweifeln an deren Einhaltung oder bei Missachtung der Regeln weitere Schritte einzuleiten.
8.5 Unvorhergesehenes
(1) Wenn unvorhergesehene Ereignisse auftreten, die nicht in den Bestimmungen der Regeln berücksichtigt sind, wird der ÜNB, nach besten Kräften unter den gegebenen Umständen, alle betroffenen Marktpartner konsultieren, um Übereinstimmung über erforderliche Maßnahmen zu erreichen.
Falls Zeit fehlt, um Übereinstimmung zu erreichen, bestimmt der ÜNB, welche Maßnahmen notwendig sind, wobei der ÜNB Maßgaben der Marktpartner so weit wie möglich berücksichtigt.
In Fällen, in denen der Bundestag einen Spannungsfall feststellt, werden ggf. Bestimmungen des TransmissionCodes dadurch außer Kraft gesetzt.
(2) Jeder Marktpartner muss den Anweisungen des ÜNB folgen, die sich aus den oben beschriebenen Maßnahmen ergeben, vorausgesetzt, die Anweisungen sind übereinstimmend mit den technischen Parametern des Marktpartners.
(3) Sofern Ereignisse gemäß Absätzen 1 und 2 eingetreten sind, werden diese in ihren Auswirkungen in den Gremien des VDN besprochen.
9 Abkürzungen und Definitionen
9.1 Abkürzungen
| ACE | Area Control Error; globale Regelabweichung der Regelzone |
| AWE | Automatische Wiedereinschaltung |
| BKV | Bilanzkreisverantwortlicher |
| cos Φ | Verschiebe- bzw. Leistungsfaktor |
| DACF | Dayahead Congestion Forecast (Vorschau der Lastflussdaten am Vortrag) |
| EEG | Erneuerbare-Energien-Gesetz [xx] |
| EG, EU | Europäische Gemeinschaft, Europäische Union |
| EN | Europäische Norm |
| EnWG | Energiewirtschaftsgesetz [Q1] |
| EVU | Elektrizitätsversorgungsunternehmen |
| FACTS | Flexible-AC-Transmission-System |
| HGÜ | Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung |
| Hz, mHz | Hertz, Millihertz [Einheit der Frequenz] |
| IEC | International Electrotechnical Commission (Normungsgremium für Elektrotechnik) |
| KTE | kurzzeitige Trennung der Erzeugungsanlage |
| KU | Kurzunterbrechung |
| KWK-G | Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz [Q7] |
| MTFS | Multi-Time-Frame-System |
| NTC, ATC, TTC | Net, Avaliable bzw. Total Transfer Capacity (Kategorien der Übertragungskapazität des Übertragungsnetzes) |
| Pmin, Pmax, PN | minimale, maximale Leistung, Nennleistung |
| PSS | Power System Stabilizer |
| S"kN | Netzkurzschlussleistung |
| s, ms | Sekunde, Millisekunde [Einheit der Zeit] |
| StromNZV | Stromnetzzugangsverordnung |
| TAB | Technische Anschlussbedingungen |
| U/Q - | Spannungs- / Blindleistungs - |
| UCTE | Union for the Coordination of Transmission of Electricity (Verband) |
| UCTE - OH policy | Operation Handbook der UCTE (policy = einzelne Regelungen zu bestimmten Themen, siehe http://www.ucte.org/news/e_default.asp |
| ÜNB | Übertragungsnetzbetreiber |
| USV | unabhängige Stromversorgung |
| V, kV | Volt, Kilovolt [Einheit der elektrischen Spannung] |
| VDE | VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.; Frankfurt/Main |
| VDEW | Verband der Elektrizitätswirtschaft e.V.; Frankfurt/Main und Berlin |
| VDN | Verband der Netzbetreiber -VDN- e.V. beim VDEW; Berlin |
| VNB | Verteilungsnetzbetreiber |
| W, kW, MW | Watt, Kilowatt, Megawatt [Einheit der elektrischen Wirkleistung] |
9.2 Definitionen
| (n-1)-Kriterium | Ein Netz erfüllt die Anforderungen dieses Kriteriums, wenn es den störungsbedingten Ausfall eines Komponente (Netzbetriebsmittel, Erzeugungseinheit) ohne unzulässige Einschränkungen seiner eigenen Übertragungs- oder Verteilungsfunktion übersteht. Dabei dürfen die festgelegten technischen Grenzen des Netzes und seiner Betriebsmittel nicht verletzt werden, damit es zu keiner Störungsausweitung kommt. |
| 1:1-Nominierung | Anmeldung von Fahrplänen zwischen zwei gleichnamigen Bilanzkreisen über die Regelzonengrenzen hinweg. Dies gilt auch für grenzüberschreitende Transaktionen. |
| Abfangsicherheit | Abfangsicherheit bedeutet, dass eine Erzeugungseinheit nach einer plötzlichen Trennung vom Netz unverzüglich einen Betriebszustand erreicht, in dem sie ihren Eigenbedarf weiterversorgen kann und für die kurzfristige Wiederzuschaltung zur Verfügung steht. |
| Anbieter von Regelleistung | Durch Präqualifikation und Rahmenvertrag legitimierter Betreiber technischer Einheiten, der Regelleistung zur Verfügung stellen kann. |
| Anfangskurzschlusswechselstromleistung | Diese Größe ( 3 -- * Netznennspannung * Anfangskurzschlusswechselstrom) wird bei dreipoligem Kurzschluss 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. |
| Anschlussnehmer | Ist jede natürliche oder juristische Person, deren elektrische Anlage unmittelbar über einen Anschluss mit dem Netz des Netzbetreibers verbunden ist. |
| Anschlussnutzer | Anschlussnutzer ist diejenige natürliche oder juristische Person, die eine am Verteilungsnetz des Netzbetreibers befindliche Anlage nutzt, in dem sie über einen Netzanschluss elektrische Energie aus dem Netz eines Netzbetreibers bezieht oder in dieses liefert (Einspeiser). (vgl. auch Definition zu Anschlussnehmer). |
| Ausfall | Unter dem Begriff "Ausfall" wird der zufällige störungsbedingte Übergang einer Komponente (Netzbetriebsmittel, Erzeugungseinheit) in den Fehlzustand verstanden. |
| Ausgleichsvorgänge (Polradpendelungen, Netzpendelungen) | Ausgleichsvorgänge sind eine Eigenschaft des Systems. Sie treten beim Übergang von einem Systemzustand in einen neuen Systemzustand auf, z.B. infolge von (auch störungsbedingten) Änderungen von Lasten, Einspeisungen oder der Netztopologie. Solange hierbei keine Grenzwertverletzungen auftreten und der Ausgleichsvorgang hinreichend schnell abklingt, ist der Systembetrieb als Ganzes nicht beeinträchtigt. |
| Automatische Wiedereinschaltung (AWE) | Bei einer KU/AWE wird die Energiezufuhr zu einer Fehlerstelle für kurze Zeit durch Öffnen eines Schalters (bei einseitiger Speisung der Fehlerstelle) oder mehrerer Schalter (bei mehrseitiger Speisung der Fehlerstelle) unterbrochen.
Die Pausenzeit beträgt für einpolige AWE 300 - 2.000 ms und für dreipolige AWE 300 - 500 ms.
Nach dieser spannungslosen Pause wird das fehlerbetroffene Betriebsmittel automatisch wieder eingeschaltet. Ist der Fehler verschwunden (Lichtbogen erloschen), so kann das Betriebsmittel in Betrieb bleiben (erfolgreiche AWE). Besteht der Fehler bei der Einschaltung noch, so wird im Allgemeinen das fehlerbehaftete Betriebsmittel vom Schutz endgültig ausgeschaltet (erfolglose AWE). Einpolige AWE ist die automatische Unterbrechung nur des fehlerbehafteten Leiters bei einem einpoligen Kurzschluss für mindestens die Zeit, die eine sichere Löschung des Kurzschlusslichtbogens ermöglicht. Sie wird nur in Netzen mit niederohmiger Sternpunkterdung ab 110 kV angewendet, da sie Leistungsschalter mit getrennt schaltbaren Polen erfordert. Dreipolige AWE ist die automatische Unterbrechung aller drei Leiter für mindestens die Zeit, die eine sichere Löschung des Kurzschlusslichtbogens ermöglicht. |
| Betrieb | Anforderungsgerechter (Normal-) Betrieb
Last und Erzeugungsausfälle bis 3.000 MW werden beherrscht; (n-1)-Kriterium voll erfüllt; ausreichende Reserven (Regel- und Übertragungsreserven). Gefährdeter Betrieb Reserven ausgeschöpft; leichte (<5%), vereinzelte Grenzwertüberschreitungen; (n-1) nicht mehr erfüllt; aber noch volle Kundenversorgung (mit leichten Qualitätseinbußen: z.B. Spannung am unteren Limit); Übergang auf gestörten Zustand steht bevor. Gestörter Betrieb keine Reserven; (n-1)-Kriterium nicht mehr erfüllt, starke Grenzwertverletzungen (>10%); nicht alle Kunden werden versorgt; aber große Teile des Systems (ggf. mit Einschränkungen) funktionieren noch. |
| Betriebsführung | Zur Betriebsführung als Systemdienstleistung zählen alle Aufgaben des Netzbetreibers im Rahmen des koordinierten Einsatzes der Kraftwerke (z.B. für die Frequenzhaltung) und der Netzführung sowie des nationalen/internationalen Verbundbetriebes durch zentrale, jeweils eigenverantwortliche Leitstellen. Weiterhin werden ihr alle Maßnahmen zur Errichtung und zum Betrieb der Zählertechnik und zur Abrechnung aller erbrachten Leistungen zugerechnet. |
| Bilanzkreis/(Unter-) Bilanzkreis | Ein Bilanzkreis (BK) setzt sich aus einer beliebigen Anzahl von Einspeise- und/oder Entnahmestellen (i.d.R. Zählstellen für Erzeugungseinheiten bzw. Kraftwerke und Lasten) innerhalb einer Regelzone zusammen, die dem zuständigen - d.h. dem für den Netzanschluss verantwortlichen Netzbetreiber benannt werden müssen und dadurch genau definiert sind.
In einem Bilanzkreis soll ein Gleichgewicht zwischen den Einspeisungen aus den zugeordneten Einspeisestellen sowie den Fahrplanlieferungen von anderen Bilanzkreisen einerseits (Beschaffung) und den Entnahmen der zu- geordneten Entnahmestellen sowie den Fahrplanlieferungen zu anderen Bilanzkreisen andererseits (Abgabe) gegeben sein.
Der Unter-Bilanzkreis ist ein Bilanzkreis, der nicht für den Ausgleich der Abweichungen gegenüber dem ÜNB verantwortlich ist. Ansonsten entspricht die Abwicklung eines Unter-Bilanzkreises weitgehend der eines Bilanzkreises. |
| Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) | Der Bilanzkreisverantwortliche ist für eine ausgeglichene Bilanz zwischen Beschaffung (Erzeugung, Importe) und Abgabe (Verbraucher, Exporte) in jeder Viertelstunde verantwortlich. BKV können z.B. Stromhändler oder Vertriebsabteilungen sein, aber auch große Industriebetriebe, die ihre Strombeschaffung in eigener Verantwortung durchführen. Der Betreiber des Unterbilanzkreises muss mit dem BKV eine vertragliche Regelung über den Ausgleich bzw. die Verrechnung der Bilanzabweichungen (z.B. Poolvertrag oder offener Liefervertrag) schließen. Der BKV deckt dann den gesamten über Fahrplanlieferungen hinausgehenden Bedarf des Unterbilanzkreises. |
| Blindleistung | 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 Verschiebeblindleistung bezeichnet.
Darüber hinaus treten in Netzen mit nicht mehr sinusförmigen Spannungen und Strömen Sonderformen der Blindleistung (Verzerrungsblindleistung) auf. |
| Blindleistungsbereitstellung | Blindleistung, die eine Erzeugungseinheit nach den Vorgaben des Netzbetreibers im Teil- oder Volllastbetrieb mit dem Netz auszutauschen hat. |
| Brutto-Leistung | Die Brutto-Leistung einer Erzeugungseinheit ist die abgegebene Leistung an den Klemmen des Generators. |
| DACF | Zur Vorschau von Lastflussszenarien und die Erkennung von kritischen Situationen im Übertragungsnetz, die auch auf internationalen Kuppelleitungen auftreten können, ist ein ständiger Informationsaustausch zwischen den ÜNB notwendig. Bei der Beurteilung von Lastflussszenarien ist die Einbeziehung von Lastflüssen in benachbarten Übertragungsnetzen von großer Bedeutung. Daher erfolgt zwischen den ÜNB innerhalb der UCTE ein definierter Datenaustausch (DACF = Day-Ahead Congestion Forecast). |
| Dauerkurzschlussstrom | Der Dauerkurzschlussstrom ist der Effektivwert des Kurzschlussstromes, der nach dem Abklingen aller Ausgleichsvorgänge bestehen bleibt. Er ist u.a. abhängig von der Erregung und Regelung der Erzeugungsanlage. |
| Dauerleistung | Die Dauerleistung einer Erzeugungseinheit ist die höchste Leistung, die bei einem bestimmungsgemäßen Betrieb ohne zeitliche Einschränkung erbracht wird und ihre Lebensdauer (Betriebszeit) und Sicherheit nicht beeinträchtigt.
Anmerkung: Die Dauerleistung kann z.B. mit den Jahreszeiten (z.B. auf Grund der Kühlwasserbedingungen) schwanken. |
| Eigenbedarf | siehe Eigenverbrauchsleistung |
| Eigenverbrauchsleistung | Die Eigenverbrauchsleistung einer Erzeugungseinheit ist die elektrische Leistung, die für den Betrieb ihrer Neben- und Hilfsanlagen (z.B. zur Wasseraufbereitung, Dampferzeuger-Wasserspeisung, Frischluft- und Brennstoffversorgung, Rauchgasreinigung) benötigt wird, zuzüglich der Verlustleistung der Aufspanntransformatoren (Maschinentransformatoren).
Unterschieden wird zwischen der Eigenverbrauchsleistung im Betrieb und im Stillstand. |
| Einrichtung zur Reduzierung der Einspeiseleistung | Hierzu zählen alle technischen Einrichtungen für eine zeitweilige Reduzierung bis hin zur Abschaltung der Einspeiseleistungen (Wirkleistung). Die technische Ausführung dieser Einrichtungen muss den Anforderungen des Netzbetreibers genügen. Diese werden auch benötigt, um das Erzeugungsmanagement nach EEG durchführen zu können. |
| Einspeise- bzw. Entnahmestelle | Einspeise- und Entnahmestellen sind die vertraglich festzulegenden Übergabestellen, an denen eingespeist bzw. entnommen wird.
Beim Einspeisepunkt kann es sich dabei um die Übergabestelle einer Erzeugungsanlage ins Netz oder um einen festzulegenden, für die Übertragung der Leistung technisch geeigneten Punkt des Einspeisenetzes handeln. |
| Einspeisemanagement | Das Einspeisemanagement ist eine operativ eingeleitete Anpassung der Erzeugung nach § 13 (2) EnWG, die im Fall einer Störung oder Gefährdung der Systemsicherheit angewendet wird. |
| Elektrizitätsversorgungssystem | Ein Elektrizitätsversorgungssystem ist eine nach technischen, wirtschaftlichen oder sonstigen Kriterien abgrenzbare funktionale Einheit innerhalb der Elektrizitätswirtschaft. |
| Elektromagnetische Verträglichkeit; Netzrückwirkungen | Elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) ist der Oberbegriff für eine seit den Anfängen der Elektrotechnik bestehende, seither und insbesondere in den letzten Jahren rasant gewachsene Problematik.
Unter EMV versammeln sich bekannte Phänomene wie Funkstörungen, Netzrückwirkungen, Überspannungen, elektromagnetische Beeinflussungen, Einstreuungen, etc. Die moderne EMV umfasst dabei die Störaussendung und die Störfestigkeit elektrischer Betriebsmittel.
Zur Sicherstellung der EMV dienen Maßnahmen wie Erdung, Potentialausgleich, galvanische Trennung, Schirmung und Filterung.
Eine Verzerrung der Sinus-Kurvenform der Spannung im Versorgungsnetzes als Folge von pulsierender Stromaufnahme des angeschlossenen Verbrauchers wird als Netzrückwirkungen bezeichnet. Solche Rückwirkungen können Spannungsschwankungen, Spannungseinbrüche, Oberschwingungen oder Unsymmetrien im Drehstromsystem sein. |
| Endkunde | Endkunden sind Einspeiser und letztverbrauchende Kunden. |
| Engpass | Ein Engpass besteht, wenn das (n-1)-Kriterium nicht eingehalten wird oder der Netzbetreiber die begründete Erwartung hat, dass bei Akzeptanz aller bereits bekannten oder prognostizierten Fahrplananmeldungen ohne durch ihn veranlasste Sondermaßnahmen das (n-1)-Kriterium nicht eingehalten werden kann. |
| Engpassleistung (Netto, Brutto) | Die Engpassleistung einer Erzeugungseinheit ist diejenige Dauerleistung, die unter Normalbedingungen erreichbar ist. Sie ist durch den leistungsschwächsten Anlageteil (Engpass) begrenzt, wird durch Messungen ermittelt und auf Normalbedingungen umgerechnet.
Bei einer längerfristigen Veränderung (z.B. Änderungen an Einzelaggregaten, Alterungseinflüsse) ist die Engpassleistung entsprechend den neuen Verhältnissen zu bestimmen. Die Engpassleistung kann von der Nennleistung um einen Betrag ± OP abweichen. Kurzfristig nicht einsatzfähige Anlagenteile mindern die Engpassleistung nicht. Die Betriebs-Eigenverbrauchsleistung ist die während des Betriebes einer Erzeugungseinheit für deren Neben- und Hilfsanlagen benötigte elektrische Leistung. Diese Leistung ist die Differenz aus Brutto-Engpassleistung und Netto-Engpassleistung. |
| Engpassmanagement | Summe aller Maßnahmen des Netzbetreibers zur Vermeidung bzw. Behebung eines Engpasses (z.B. Auktionen, Redispatch, Countertrading, Market Splitting). |
| Erzeugungseinheit | Eine Erzeugungseinheit für elektrische Energie ist eine nach bestimmten Kriterien abgrenzbare Anlage eines Kraftwerkes. Es kann sich dabei u.a. um einen Kraftwerksblock, ein Sammelschienen-Kraftwerk, eine GuD-Anlage, eine Windenergieanlage, um den Maschinensatz eines Wasserkraftwerkes, um einen Brennstoffzellenstapel oder um ein Solarmodul handeln. |
| Erzeugungsmanagement | Analog zur dena-Netzstudie wird unterschieden zwischen dem Erzeugungsmanagement (auch als Netzsicherheitsmanagement bezeichnet) nach EEG, das zur Überbrückung bis zur Vollendung des Netzausbaus angewendet wird, und einem Einspeisemanagement nach EnWG, das die Beeinflussung aller Erzeugungsanlagen (einschließlich regenerativer Erzeuger) zur Erhaltung der Systembilanz gewährleistet. |
| Frequenzhaltung | Die Frequenzhaltung bezeichnet die Ausregelung von Frequenzabweichungen infolge von Ungleichgewichten zwischen Einspeisung und Entnahme (Wirkleistungsregelung) und erfolgt durch die Primär- und Sekundärregelung sowie unter Nutzung von Minutenreserve. |
| Gefährdung | Eine Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems liegt vor, wenn örtliche Ausfälle oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität nicht in erforderlichem Maße gewährleistet werden kann. Damit ist eine Gefährdung ein zu besorgender Systemzustand, dem mit präventiven Maßnahmen begegnet wird. |
| Großstörung | Eine Großstörung liegt vor bei Spannungslosigkeit:
im gesamten oder in großen Teilen des Übertragungsnetzes eines ÜNB oder
|
| Inselbetriebsfähigkeit; Netzinselbetriebsfähigkeit | Netzinselbetrieb ist der Betrieb asynchroner Teilnetze, die bei Netzstörungen entstehen können. Im Netzinselbetrieb wird ein Teilnetz von mindestens einer Erzeugungseinheit gespeist. |
| Kraftwerk | Ein Kraftwerk ist eine Anlage, die dazu bestimmt ist, durch Energieumwandlung elektrische Energie zu erzeugen. |
| Kraftwerksbetreiber, Anlagenbetreiber | Betreiber eines Kraftwerks sind natürliche oder juristische Personen sowie Personenvereinigungen, die auf Grund von Eigentum oder Vertrag über Kraftwerksleistung verfügen und deren Einsatz bestimmen. Betreiber des Kraftwerkes kann sowohl der Eigentümer der Anlage als auch die auf Grund schuldrechtlicher Verpflichtung (z.B. Pacht) zum Betrieb der Anlage berechtigte natürliche oder juristische Personen sowie Personenvereinigung sein. |
| Kraftwerksblock | Der Kraftwerksblock ist eine Erzeugungseinheit, die über eine direkte schaltungstechnische Zuordnung zwischen den Hauptanlagenteilen (z.B. in thermischen Kraftwerken zwischen Dampferzeuger, Turbine und Generator) verfügt. |
| Kundenanlage | Eine Kundenanlage ist die elektrische Anlage eines Anschlussnutzers. |
| Kuppelleitung | Eine Kuppelleitung ist ein Stromkreis (ggf. ein Transformator), der die Übertragungsnetze von ÜNB verbindet. |
| Lastabschaltung, automatische frequenzabhängige | Automatische Abschaltung von Last durch im Netz eingebaute Unterfrequenzrelais nach VDN-5-Stufenplan. |
| Lastabschaltung, automatische spannungsabhängige | Automatische Abschaltung von Last durch Unterspannungsauslösung von Schutzrelais zur Vermeidung eines Spannungskollapses bzw. zum Schutz der technischen Einrichtungen der Verbraucher. |
| Leistung, elektrische | Elektrische Leistung im physikalischen Sinne als Produkt von Strom und Spannung ist ein Momentanwert. Üblicherweise werden aber in der Wechselstromanwendung nicht Momentanwerte sondern Effektivwerte, gemittelt über eine Periode (oder kleine Vielfache davon) der Wechselstromfrequenz, verwendet.
In der Elektrizitätswirtschaft werden neben Momentan- und Effektivwerten auch mittlere Leistungen für definierte Zeitspannen (Messzeiten z.B. 1/4 bzw. 1 h) verwendet.
Die Leistung ist dann der Quotient aus der in einer Zeitspanne geleisteten Arbeit W und derselben Zeitspanne T:
P=W / T. |
| Leistungsfaktor | Der Leistungsfaktor ist der Quotient aus Wirkleistung und Scheinleistung.
Der Leistungsfaktor ist ein Maß dafür, in welchem Umfang neben Wirkleistung auch Blindleistung beansprucht wird. |
| Leistungs-Frequenz-Regelung | Die Leistungs-Frequenz-Regelung bezeichnet ein Regelverfahren, womit ÜNB die zwischen ihnen vereinbarten elektrischen Größen an den Grenzen ihrer Regelzonen im Normalbetrieb und insbesondere im Störungsfall einhalten. Hierbei strebt jeder ÜNB an, durch einen entsprechenden Eigenbeitrag seiner Regelzone sowohl die Austauschleistung gegenüber den übrigen Regelzonen im vereinbarten Rahmen als auch die Netzfrequenz in der Nähe des Sollwertes zu halten. |
| Leistungsmittelwert | Die in einer Messperiode ermittelte Energiemenge bezogen auf die Messperiode [kWh/tm]. |
| Leistungsschalter | Ein Leistungsschalter ist ein Schalter zum Schließen und Öffnen von Stromkreisen unter Betriebs- und Fehlerbedingungen. |
| Lieferant | Der Lieferant beliefert Kunden mittels offenem Stromlieferungsvertrag oder Teilbelieferungen. Ein Lieferant kann, muss aber nicht (Unter-) Bilanzkreisverantwortlicher sein. |
| Maschinentransformator | Der Maschinentransformator ist das Verbindungsglied zwischen
Generator und Netz. |
| Minutenreserve | Die Minutenreserve ist die Leistung, bei deren Einsatz die Arbeitspunkte der an der Aufbringung der Sekundärregelleistung beteiligten Maschinen derart verschoben werden, dass eine ausreichende Sekundärregelreserve zur Verfügung steht.
Sie soll so eingesetzt werden, dass sie rechtzeitig ihren Beitrag zur Wiederherstellung des Sekundärregelbandes leisten kann. Diese Wiederherstellung kann bis zu 22 min dauern! Im Bedarfsfall kann diese Leistung zudem eingesetzt werden, um ergänzend zur verfügbaren Sekundärregelleistung den Ausfall von Erzeugungseinheiten innerhalb von min (Anm s. oben) abzudecken. |
| Multi-Time-Frame-System (MTFS) | Das Multi-Time-Frame-System sind die Zeitraster in denen der Leistungsaustausch zwischen den einzelnen ÜNB in der UCTE satt finden kann. Die Zeitraster sind eine Viertelstunde, eine halbe Stunde oder eine Stunde. |
| Nennleistung | Die Nennleistung einer Erzeugungseinheit ist die Dauerleistung, für die sie gemäß den Liefervereinbarungen bestellt ist. Ist die Nennleistung nicht eindeutig nach Bestellunterlagen bestimmbar, so ist für die Neuanlage einmalig ein - bei Normalbedingungen erreichbarer - Leistungswert zu bestimmen. Bei Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen ist die Nennleistung die elektrische Nennleistung. |
| Netto-Leistung | Die Netto-Leistung einer Erzeugungseinheit ist die an das Versorgungssystem abgegebene Leistung. Sie ergibt sich aus der Brutto-Leistung nach Abzug der elektrischen Eigenverbrauchsleistung während des Betriebs, auch wenn diese nicht aus der Erzeugungseinheit selbst, sondern anderweitig bereitgestellt wird. Üblicherweise entspricht diese Leistung der, die tatsächlich am Netzanschlusspunkt bzw. am Zählereinbauort gemessen werden kann. |
| Netzanschluss | Der Netzanschluss bezeichnet die technische Anbindung von Kundenanlagen an ein Energieversorgungsnetz der allgemeinen Versorgung. |
| Netzanschlusspunkt | Der Netzanschlusspunkt ist der Punkt, an dem der Netzanschluss eines Anschlussnutzers mit dem Netz verbunden ist. |
| Netzbetreiber | Ein Netzbetreiber (Betreiber eines Übertragungs- oder Verteilungsnetzes) ist für den sicheren und zuverlässigen Betrieb des jeweiligen Netzes und für die Verbindungen mit anderen Netzen verantwortlich.
Der Betreiber eines Übertragungsnetzes 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. |
| Netzkurzschlussleistung | siehe Anfangskurzschlusswechselstromleistung |
| Netzleistungszahl (λ) | Die Netzleistungszahl (λ) definiert das Frequenzverhalten des gesamten Verbundnetzes sowie der Regelzonen.
Die Netzleistungszahl λu des Verbundnetzes entspricht dem Quotient aus dem Leistungsdefizit (oder Überschuss) ΔPa, das der Störung zu Grunde liegt, und der quasistationären Frequenzabweichung Δf, die durch die Störung verursacht wird. ➣λu = ΔPa /Δ Pa in MW/Hz Die Netzleistungszahl λi für eine Regelzone i kann gemessen werden. Sie entspricht dem Quotient ΔPl(an den Grenzen gemessene Leistungsveränderung in der Regelzone i) durch die Frequenzabweichung Δf als Reaktion auf die Störung (in der Regelzone, wo die Störung eingetreten ist, muss der für die Störung verantwortliche Leistungsüberschuss hinzugefügt bzw. das Leistungsdefizit abgezogen werden). ➣λl =Δ Pl /Δf in MW/Hz Der Sollwert der Netzleistungszahl einer Regelzone ergibt sich durch λio: ➣λio = Ci * λuo. Auf diese Weise wird die Beteiligung einer Regelzone an der Primärregelung bestimmt. ➣Ci: Beteiligungskoeffizient der jeweiligen Regelzone an der Primärregelung ➣λuo: Bezugsnetzleistungszahl für das gesamte synchrone Verbundnetz |
| Netzsicherheit | Die Netzsicherheit im Sinne von "Versorgungssicherheit" und "sicherer Systembetrieb" bezeichnet die Fähigkeit eines elektrischen Versorgungssystems, zu einem bestimmten Zeitpunkt seine Versorgungsaufgabe zu erfüllen.
Die Netzsicherheit ist gewährleistet, wenn im Netz die zulässigen Betriebsparameter sowie das "(n-1)-Kriterium" eingehalten sind. |
| Netzzugang | Der Netzzugang ist die Grundlage für Kraftwerke, Kunden und EVU, um miteinander Lieferverträge schließen zu können, indem er ihnen erlaubt, für ihre Lieferungen und Bezüge das Netz betroffener Netzbetreiber zu nutzen. |
| Power System Stabilizer (PSS) | Ein "Power System Stabilizer" ist ein Pendeldämpfungsgerät, um die Dämpfung von Ausgleichsvorgängen im Frequenzbereich von rd. 0,25 Hz bis 3 Hz zu verbessern. |
| Primärregelband | Das Primärregelband ist der Stellbereich der Primärregelleistung, innerhalb dessen die Primärregler bei einer Frequenzabweichung automatisch in beiden Richtungen einwirken können. Der Begriff Primärregelband ist für jede Maschine, für jede Regelzone und für den gesamten Netzverbund anwendbar. |
| Primärregelreserve | Die Primärregelreserve ist der positive Teil des Primärregelbereichs vom Arbeitspunkt vor der Störung bis zur maximalen Primärregelleistung (unter Berücksichtigung der Begrenzung). Der Begriff Primärregelreserve ist sowohl für Maschinen als auch Regelzonen und den Netzverbund anwendbar. |
| Primärregelung | Die Primärregelung ist die im Sekundenbereich automatisch wirkende stabilisierende Wirkleistungsregelung des gesamten zusammengeschalteten, synchron betriebenen Drehstrom-Verbundnetzes. Sie entsteht aus dem Aktivbeitrag der Kraftwerke bei Änderung der Netzfrequenz und wird unterstützt durch den Passivbeitrag der von der Netzfrequenz abhängigen Lasten (Selbstregeleffekt). |
| Regelzone | 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 Transportes elektrischer Energie" (UCTE) verantwortlich ist.
Jede Regelzone wird physikalisch durch die Orte der Verbundübergabemessungen des Sekundärreglers festgelegt. |
| Scheinleistung | Die Scheinleistung ist die geometrische Summe aus Wirk- und Blindleistung. Sie ist u.a. für die Auslegung elektrischer Anlagen maßgebend. |
| Schnittstelle | Die Schnittstelle zwischen dem Netz des Übertragungsnetzbetreibers und der Anlage eines Anschlussnutzers liegt in der Regel am Leistungsschalter zwischen dem der allgemeinen Versorgung dienenden Netz und der dem Anschlussnutzer direkt zugeordneten Anlage. |
| Schutzeinrichtungen | Einrichtung, die ein oder mehrere Schutzrelais sowie, soweit erforderlich, Logikbausteine enthält, um eine oder mehrere vorgegebene Schutzfunktionen auszuführen.
Anmerkung: Eine Schutzeinrichtung ist Teil eines Schutzsystems (IEC-Wörterbuch 60 050 - 448). |
| Schwarzstartfähigkeit | Schwarzstartfähigkeit ist die Eigenschaft einer Erzeugungseinheit, bei Trennung vom Netz autark mit netzunabhängigen Mitteln zu starten, auf Leerlaufbedingungen hoch laufen und Last übernehmen zu können. Der Startvorgang, die Zuschaltung auf ein Netz und die Lastübernahme können vor Ort oder auch fern steuerbar sein. Das Netz kann ein Teilnetz sein, das vor dem Zuschaltvorgang spannungslos oder unter Spannung ist. Der ÜNB hat in seiner Regelzone Sorge zu tragen, dass eine ausreichende Anzahl von schwarzstartfähigen Erzeugungseinheiten zur Verfügung steht. |
| Sekundärregelband | Das Sekundärregelband ist der Stellbereich der Sekundärregelleistung, innerhalb dessen der Sekundärregler automatisch in beide Richtungen vom Arbeitspunkt der Sekundärregelleistung (Momentanwert) aus einwirken kann. |
| Sekundärregelreserve | Die Sekundärregelreserve ist der positive Teil des Sekundärregelbandes vom Arbeitspunkt bis zum maximalen Wert des Sekundärregelbandes. Der Teil des Sekundärregelbandes, der am Arbeitspunkt bereits eingesetzt ist, heißt Sekundärregelleistung. |
| Sekundärregelung | Die Sekundärregelung ist die gebietsbezogene Beeinflussung von zu einem Versorgungssystem gehörigen Einheiten zur Einhaltung des gewollten Energieaustausches der jeweiligen Regelzonen mit den übrigen Verbundnetzen bei gleichzeitiger, integraler Stützung der Frequenz.
In der europäischen Verbundorganisation "Union für die Koordinierung des Transportes elektrischer Energie" (UCTE) wird die Sekundärregelung durch eine Leistungs-Frequenz-Regelung durchgeführt.
Das für den Sekundärregler gewünschte zeitliche Verhalten wird erreicht, indem die Regelkreisläufe ein proportionalintegrales Verhalten gemäß der nachstehenden Gleichung aufweisen: ΔPdi = - ßi •Gi- (1/Ti) ∫Gidt wobei: ➣Δ Pdi = Stellgröße des Sekundärreglers, die auf die Einheiten der Regelzone i einwirkt, ➣ßi = Proportionalanteil (Verstärkung) des Sekundärreglers der Regelzone i, ➣Ti = Integrationszeitkonstante des Sekundärreglers der Regelzone i Gi = globale Regelabweichung der Regelzone i (ACE Area Control Error) |
| Spannungshaltung | 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. |
| Spannungsstabilität | Wesentlich für die Aufrechterhaltung der Spannungsstabilität ist das rechtzeitige Erkennen kritischer Netzzustände. Ein wichtiges Hilfsmittel dazu ist die Netzsicherheitsrechnung. Sie liefert erste Hinweise auf kritische Spannungszustände durch die Berechnung der Netzverluste, regionaler Blindleistungsbilanzen und Knotenspannungen. In solchen gefährdeten Zuständen können im Normalbetrieb sinnvolle automatische Regelungen, z.B. die Spannungsregelung durch die Stufensteller der Transformatoren, zu einer weiteren Eskalierung führen, da sie zusätzliche Blindleistungsflüsse initiieren und Generatoren an ihre Blindleistungsgrenzen treiben können. Es ist daher sinnvoll, diese Regelungen zeitweise zu blockieren oder niedrigere Sollwerte vorzugeben. Dagegen können die automatischen Regler der Verbraucher, die die nach einem Spannungseinbruch absinkende Leistungsaufnahme innerhalb einiger Minuten wieder auf den ursprünglichen Wert steigen lassen, nicht zentral blockiert werden. Da die Versorgung nun auf einem niedrigeren Spannungsniveau erfolgt, entsteht zusätzlicher Blindleistungsbedarf in den Übertragungsbetriebsmitteln. Weiter verschärfend wirkt, dass die Übertragungskapazität einer Leitung mit größer werdendem Spannungsfall entlang dieser Leitung nur bis zu einer kritischen Grenze ansteigt. Übersteigt der Spannungsfall diese Grenze, ist kein stabiler Betrieb mehr möglich. |
| Spannungswandler | Die Spannungswandler haben die Aufgabe, die Primärgröße "Spannung" nach Betrag und Winkel möglichst genau auf die Sekundärwerte zu übertragen. |
| Stabilität | 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. |
| Stabilität, statische | 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. |
| Stabilität, transiente | 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. |
| Stilllegungsplanung | Planung der endgültigen oder vorübergehenden Stilllegung einer Erzeugungseinheit. |
| Störung | Eine Störung ist ein unvorhergesehener Systemzustand mit Auswirkungen auf die Systemsicherheit, dem mit kurativen Maßnahmen begegnet wird. |
| Stromwandler | Die Stromwandler haben die Aufgabe, die Primärgröße "Strom" nach Betrag und Winkel möglichst genau auf die Sekundärwerte zu übertragen. |
| Systembilanz | Die Systembilanz einer Regelzone ist ausgeglichen, wenn unter Berücksichtigung des Austauschs mit anderen Regelzonen das Leistungsgleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch besteht, so dass die Frequenzstabilität gewährleistet ist. |
| Systemdienstleistungen | Als Systemdienstleistungen werden in der Elektrizitätsversorgung diejenigen für die Funktionstüchtigkeit des Systems erforderlichen Dienstleistungen bezeichnet, die Netzbetreiber für die Netznutzer zusätzlich zur Übertragung und Verteilung elektrischer Energie erbringen und damit die Qualität der Stromversorgung bestimmen:
➣Frequenzhaltung ➣Spannungshaltung ➣Versorgungswiederaufbau ➣Betriebsführung. |
| Systemsicherheit | Die Systemsicherheit ist gegeben, wenn weder die Systembilanz noch die Netzsicherheit gefährdet oder gestört sind. |
| Totband | Das Totband wird bewusst an einem Maschinenregler eingestellt.
Im Unterschied hierzu ist der ungewollte Unempfindlichkeitsbereich durch konstruktive Unvollkommenheiten des Reglers bedingt. |
| Transit | 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 dazwischenliegende Übertragungsnetze abgewickelt. |
| Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB); Anschluss-ÜNB | Der Anschluss-ÜNB ist der ÜNB, in dessen Regelzone die durch den Anbieter zu vermarktenden Technischen Einheiten angeschlossen sind, unabhängig von deren Anschlussnetz- bzw. Spannungsebene. |
| Unempfindlichkeitsbereich | Der Unempfindlichkeitsbereich ist der durch die Grenzwerte der Frequenz definierte Bereich, in dem der Regler nicht anspricht.
Diese Kenngröße beschreibt das Zusammenwirken von Primärregler und Maschine. |
| Verbraucher | Als Verbraucher bezeichnet man Geräte und Anlagen, die elektrische Energie aufnehmen. |
| Versorgungswiederaufbau | Als Versorgungswiederaufbau werden diejenigen technischen und organisatorischen Maßnahmen bezeichnet, die zur Störungseingrenzung und nach Störungseintritt zur Aufrechterhaltung bzw. Wiederherstellung der Versorgungsqualität durchgeführt werden.
Auch Maßnahmen zur Ausrüstung der Erzeugungseinheiten und Netzanlagen im Hinblick auf eventuelle Großstörungen (Wiederaufbaukonzepte) sind dem Versorgungswiederaufbau zuzurechnen. |
| Versorgungszuverlässigkeit | Die Versorgungszuverlässigkeit ist die Fähigkeit eines Elektrizitätsversorgungssystems, seine Versorgungsaufgabe unter vorgegebenen Bedingungen während einer bestimmten Zeitspanne zu erfüllen. |
| Verteilung | Verteilung ist die Übertragung von elektrischer Energie in physikalischtechnisch begrenzten Regionen zur Einspeisung in Verteilungsstationen und Belieferung von Anlagen des Anschlussnutzers.
Die Verteilung wird i. d. R. über das Hoch-, Mittel- und Niederspannungsnetz realisiert. |
| Verteilungsnetz | 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 bestimmt. In Deutschland werden Nieder-, Mittel- und Hochspannungsnetze (< 110 kV) als Verteilungsnetze genutzt; in besonderen Fällen kann auch ein 380- und 220-kV-Netzteil als Verteilungsnetz betrachtet werden. |
| Verteilungsnetzbetreiber (VNB) | Ein VNB ist ein Betreiber eines Verteilungsnetzes. |
| Vorleistungen | Die Vorleistungen sind erbringerseitige Leistungen, die Anschlussnutzer (z.B. Kraftwerksbetreiber) auf Anforderung des ÜNB bereitstellen. Diese Vorleistungen nutzt der ÜNB zur Erbringung von Systemdienstleistungen. |
| Wirkleistung | 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. |
| Zähler | Ein Zähler ist ein Messgerät, das allein oder in Verbindung mit anderen Messeinrichtungen für die Ermittlung und Anzeige einer oder mehrerer Messwerte eingesetzt wird. Für die Energieabrechnung verwendete Zähler müssen den gesetzlichen Anforderungen entsprechen. |
10 Literatur
| Q1 | EnWG | Zweites Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts vom 7. Juli 2005. |
| Q2 | StromNZV | Verordnung über den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzzugangsverordnung - StromNZV) vom 25. Juli 2005 |
| Q3 | 2. EU-RL | Richtlinie 2003/54/EG des europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG |
| Q4 | EG-VO 1228 | Verordnung der EG Nr. 1228/2003 des europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel |
| Q5 | Congestion Management - Guidelines | Beschluss der Kommission vom 9. November 2006 zur Änderung des Anhangs zur Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel |
| Q6 | EEG | Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (ErneuerbareEnergien-Gesetz - EEG) vom 29. März |
| Q7 | KWK-G | Gesetz für die Erhaltung, Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung (Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz - KWK-G) vom 19. März 2002 |
| Q8 | GPKE | Festlegungen der Bundesnetzagentur zu Geschäftsprozessen zur Kundenbelieferung mit Elektrizität vom 11. Juli 2006 |
| Q9 | EN 50160 | Europanorm zu Netzqualitätskriterien; Zweck der EN 50160 Norm ist es, die Netzqualitätskriterien hinsichtlich Höhe, Kurvenform, Frequenz und Symmetrie der drei Leiterspannungen zu definieren und zu beschreiben. |
| Q10 | Grundsätze Netzrück- wirkungen | Technische Regeln zur Beurteilung von Netzrückwirkungen der vier Elektrizitätsverbände aus Österreich (VEÖ), Schweiz (VSE/AES), Tschechien (CSRES) und Deutschland (VDN); März 2005 |
| Q11 | VDE 0105 | VDE 0105: Betrieb von elektrischen Anlagen; Teil 100: Allgemeine Festlegungen |
| Q12 | DC 2007 | DistributionCode 2007 - Regeln für den Zugang zu Verteilungsnetzen, Mai 2003 |
| Q13 | TC 2003 | TransmissionCode 2003 - Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber; August 2003 |
| Q14 | MC 2006 | VDN-Richtlinie: MeteringCode 2006; Juli 2006 |
| Q15 | UCTE-OH | Das UCTE Operation Handbook ist eine umfassende Sammlung der relevanten technischen Standards und Empfehlungen für den Betrieb der Übertragungsnetze innerhalb der UCTE, dazu zählen:
➣P1 Load-Frequency Control and Performance Finalversion 20.07.04 ➣P2 Scheduling and Accounting Finalversion 20.07.04 ➣P3 Operational Security Finalversion 20.07.04 ➣P4 Coordinated Operational Planning Finalversion 03.05.06 ➣P5 Emergency Procedures Finalversion 03.05.06 ➣P6 Communication Infrastructure Finalversion 03.05.06 ➣P7 Data Exchanges 03.05.06 Finalversion 03.05.06 ➣P8 Operational Training in Bearbeitung |
| Q16 | VDN | EEG-Erzeugungsanlagen am Hoch- und Höchstspannungsnetz - Leitfaden für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien an das Hoch- und Höchstspannungsnetz in Ergänzung zu den NetzCodes; August 2004 |
| Q17 | VDN | Richtlinie Datenaustausch und Mengenbilanzierung (DuM) - Ausgestaltung von Clearingprozessen im Rahmen der Bilanzkreisabrechnung; Februar 2007 |
| Q18 | DVG | Das versorgungsgerechte Verhalten der thermischen Kraftwerke; Oktober 1991 |
| Q19 | DVG | Das (n-1)-Kriterium für die Hoch- und Höchstspannungsnetze der DVG-Unternehmen; Mai 1997 |
| Q20 | DVG | Zuverlässigkeit elektrischer Versorgungssysteme, Zusammenstellung der wichtigsten Begriffe; November 1987 |
| Q21 | DVG | Technische Anforderungen an Frequenzrelais für den störungsbedingten Lastabwurf; November 1980 |
11 Anhänge
| Anhang A: | Formularblätter zur Umsetzung der Systemverantwortung |
| Anhang B: | Beispiel für den Inhalt einer technischen Dokumentation, die zwischen Kraftwerksbetreiber und ÜNB auszutauschen ist |
| Anhang C: | Anwendung des (n-1)-Kriteriums |
| Anhang D: | Unterlagen zur Präqualifikation für die Erbringung von Regelleistung für die ÜNB |
Bekanntmachung des "TransmissionCodes 2007 - Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber"
Version 1.1 August 2007 (TransmissionCode 2007)
und
der technischen Richtlinie "Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz", Ausgabe Juni 2008 (Mittelspannungsrichtlinie 2008)
Vom 17. März 2009
(BAnz. Nr. 67a vom 06.05.2009 S. 3)
In Hinblick auf die Verordnung nach § 64 Absatz 1 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 25. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2074) werden der "TransmissionCode 2007 - Netz und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber", Version 1.1 August 2007 (TransmissionCode 2007) und die technische Richtlinie "Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz", Ausgabe 2008 (Mittelspannungsrichtlinie 2008) veröffentlicht.
In der Verordnung nach § 64 Absatz 1 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes wird auf den Transmission Code 2007 und die Mittelspannungsrichtlinie 2008 verwiesen. Vor diesem Hintergrund dient diese Veröffentlichung allein dem Zweck der Sicherstellung einer allgemein zugänglichen Möglichkeit der Kenntnisnahme von Transmission Code 2007 und Mittelspannungsrichtlinie 2008. Es wird klargestellt, dass der Akt der Veröffentlichung ausschließlich der Publizitätsherstellung für die Verweise in der Verordnung nach § 64 Absatz 1 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes dient. Eine rechtliche Prüfung der beiden privatrechtlichen Regelungswerke für Anwendungsgebiete außerhalb der Verordnung nach § 64 Absatz 1 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes bleibt vorbehalten.
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1) Dies gilt sinngemäß für die Regelungen mit den BKV, sofern dies nicht bereits anderweitig geregelt ist.
3) Der Aufteilungsschlüssel ist in der vertraglichen Regelung innerhalb einer Regelzone auf Basis der Onlineübertragung der Last- bzw. Leistungswerte von beeinflussbaren in Betrieb befindlichen Anlagen zwischen den beteiligten Netzbetreibern zu bestimmen. Ersatzweise bilden in der Vergangenheit aufgetretene Höchstlasten bzw. bekannt zu gebende installierte Leistungen die Basis für den Aufteilungsschlüssel.
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