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Freileitungsmonitoring auf Basis meteorologischer Informationen

 
: Dobschinski, Jan; Kanefendt, Thomas

Tagung Zukünftige Stromnetze 2020 : Berlin, 29 - 30 Januar 2020
Pforzheim: Conexio, 2020
ISBN: 978-3-948176-06-8
11 S.
Tagung "Zukünftige Stromnetze" <2020, Berlin>
Deutsch
Konferenzbeitrag
Fraunhofer IEE ()
Freileitungsmonitoring; Prognose; Wetter; Übertragungsnetz

Abstract
Die zunehmende Erzeugung von Strom aus dezentral installierten Photovoltaik- und Windkraftanlagen sorgen für einen immer weiter ansteigenden Bedarf an Transportkapazitäten in den deutschen Übertragungs- und Verteilnetzen. Die derzeit verfügbaren Kapazitäten reichten bereits in den letzten Jahren häufig nicht aus, so dass ein Anstieg der Anzahl kostenintensiver Maßnahmen zur Netzengpassbehebung zu beobachten war. Seit 2015 liegen die Kosten für diese bei weit über 500 Millionen Euro pro Jahr [1].
Mit Bezug auf das von den Netzbetreibern angewandte NOVA-Prinzip (Netzoptimierung und -verstärkung vor Ausbau), können teure Redispatch- und Einspeisemaßnahmen durch den Einsatz eines Freileitungsmonitorings entlang von Stromtrassen verringert werden [2]. Eine höhere Auslastung der bestehenden Infrastruktur ist durch die Einbeziehung der Abhängigkeit der Dauerstrombelastbarkeit bzw. Leiterseiltemperatur von den äußeren meteorologischen Bedingungen möglich. Die Windgeschwindigkeit und die Lufttemperatur sind entscheidende Größen für den Betrieb von Freileitungen, da deren Kühlung stark von ihnen abhängt. Eine vollständige Vermessung der relevanten meteorologischen Bedingungen entlang von Stromkreisen oder gar ganzer Stromnetze ist jedoch mess- und IKT-technisch äußerst aufwendig. Netzbetreiber bedienen sich daher verschiedener Konzepte, um einen witterungsabhängigen Betrieb von Freileitungen zu ermöglichen.
In diesem Beitrag werden zwei Verfahren vorgestellt, die es ermöglichen mit möglichst wenigen Wettermessstationen eine hohe Genauigkeit hinsichtlich der Abschätzung der herrschenden relevanten meteorologischen Parameter entlang aller Stromkreise im Netzgebiet zu erreichen. Ein Ansatz nimmt dabei den einzelnen Stromkreis in den Fokus und bestimmt meteorologisch bedingte Engpässe („Hot-Spots“) entlang des betrachteten Stromkreises, an welchen im Nachgang Wettermessstationen implementiert werden sollten. Bei der anderen Methode wird ein gesamtes Netzgebiet betrachtet und repräsentative Messstandorte gesucht, welche sich für möglichst viele Stromkreise im Netzgebiet eignen, um eine möglichst genaue Abschätzung des vorherrschenden Wetters leisten zu können.
Für die Entwicklung und Validierung der Verfahren standen fünf Jahre der hochaufgelösten Re-Analyse-Datensätze COSMO-REA6 und -REA2 [3], der DWD Windatlas mit einer Auflösung von 200 m [4] und Satellitendaten zur Verfügung.
Mit dem Cigré-Modell [5] wurde zunächst die potentiell mögliche Dauerstrombelastbarkeit bestimmt, um das grundsätzliche Potential zur Mehrauslastung bezogen auf die statischen Worst-Case-Bedingungen (EN 50182) zu ermitteln. Anschließend wird im vorliegenden Beitrag für beide Verfahren veranschaulicht wie hoch der Nutzen eines Freileitungsbetriebs unter Kenntnis der Temperatur und der Windgeschwindigkeit in Abhängigkeit von der Länge der Trasse und der Topographie der Region ist.
Die Ergebnisse zeigen, dass zu vielen Zeiten die Stromkreise mit den vorgestellten Verfahren höher ausgelastet werden können.

: http://publica.fraunhofer.de/dokumente/N-578089.html