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Die Schweiz stand kurz vor einem Blackout

Prognoseabweichung und starker Stromexport führten zu n-1 Verletzungen

Ein regnerisches Wochenende läutete am 20. Mai 2019 einen besonders verregneten Start in die Woche ein. Es ging kaum Wind und auch die Sonne ließ sich nicht blicken. Somit also äußerst ungünstige Bedingungen für die Stromerzeugung durch Erneuerbare. Von knapp 220 GW in Deutschland installierter Erzeugungsleistung waren, laut ENTSO-E, zwischen 06:00 Uhr und 15:00 Uhr rund 26 GW nicht verfügbar, darauf entfielen 0,8 GW Wind. Gründe für die Nichtverfügbarkeiten waren u.a. Revisionen, so war unter anderem auch der grösste deutsche Pumpspeicher Goldisthal zu diesem Zeitpunkt nicht verfügbar

Nach Berichten mehrerer Schweizer Zeitungen und einer Bestätigung der Swissgrid stand die Schweiz an diesem Vormittag kurz vor einem Blackout durch Verletzung der n-1 Sicherheit.

n-1 Regel kurz erklärt

Die n-1 Regel ist eine Sicherheitsregel für den Betrieb des Stromnetzes. Diese Sicherheitsregel besagt, dass bei der durch den Netzbetreiber prognostizierten maximalen Höchstlast die Netzsicherheit auch dann gewährt bleiben muss, wenn eine Netzkomponente ausfällt. So wird z.B. ein Umspannwerk oder Kraftwerk immer über zwei Leitungen (z.B. eine Ringleitung) versorgt. Fällt eine Komponente im Netz aus, also zum Beispiel eine Seite der Ringanspeisung, oder z.B. ein Transformator in einem Umspannwerk, darf es weder zu einer Unterbrechung der Versorgung kommen, noch zu einer Ausweitung der Störung durch einen Kaskadeneffekt.

Hier eine Veranschaulichung des Kaskadeneffekts, nach Auftrennen der Leitung zwischen 14 und 16:Ausfallkaskade in einem simulierten Stromnetz nach IEEE-24

Quelle: netzsin.us

Um den Netzfahrplan für den Folgetag festzulegen, wird ein Rechenmodell herangezogen. Es wird also unter anderem auf Basis von Erfahrungswerten, Wetterbedingungen und planbaren Grossereignissen eine Höchstlast im Netz prognostiziert für den Folgetag und dann die Netztopologie entsprechend festgelegt. Im Bei massiven Abweichungen von dieser Höchstlastprognose, z.B. durch unvorhersehbare Großereignisse, kann es zu n-1 Verletzungen kommen. 

Hintergrund des Beinahe-Blackouts

Aber zurück zur Schweiz: Ausgangspunkt der kritischen Situation war eine massive Abweichung der Lastflüsse zwischen der Schweiz und Deutschland von den Fahrplänen. Nach Veröffentlichungen der Transnet BW stieg die Differenz zu den Prognosen ab ca. 06:45 Uhr sprunghaft an und erreichte in der Spitze zwischen 10:45 und 11:00 Uhr 1780 MW. Diese Leistung entspricht ca. 1,5 Atomkraftwerken. Über den hier betrachteten Zeitraum von 06:00 Uhr bis 15:00 Uhr liegt die Abweichung mit durchschnittlich 1145 MW knapp 75 Prozent über der mittleren Abweichung der ersten vier Mai-Wochen.

Lastflüsse zwischen Swissgrid (CH) und Transnet BW (DE)

 (Daten: Transnet BW)

Ausschlag war jedoch nicht der realisierte deutsche Verbrauch. Dieser wich nicht ungewöhnlich von der Verbrauchsprognose ab, und auch die innerdeutsche Erzeugung lag laut smard.de nur knapp unterm deutschen Verbrauch. Es fehlen netzseitig zwischen der Schweiz und Deutschland aktuell ca. 300 MW der Net Transfer Capacity (also der für den Handel verfügbaren Netzkapazität zwischen den Ländern). Dies ist bedingt durch das Fehlen eines Trafos (-200 MW) wie auch die reduzierte Kapazität einer Leitung (-100 MW). Diese fehlenden 300 MW haben aber vermutlich keinen Einfluss auf die außergewöhnliche Situation zwischen der Schweiz und Deutschland gehabt.

Wie die Swissgrid in ihrer Pressemitteilung berichtet, ist die Abweichung vom Fahrplan insbesondere auf den Handel zurückzuführen. In der Tat zeigt sich ein aussergewöhnlich starker Preisanstieg im deutschen Day-Ahead-Handel von knapp 36 EUR/MWh auf über 63 EUR/MWh zwischen 06:00 Uhr und 08:00 Uhr. Während dieser Preisanstieg im Vorfeld bekannt war, hat v.a. der Preisanstieg im Intraday-Handel überrascht. Zwischen 06:00 Uhr und 09:30 Uhr stieg der Preis von knapp über 30 EUR/MWh auf über 79 EUR/MWh. Der Anstieg im Schweizer Intraday von 36,50 EUR/MWh auf 60 EUR/MWh (epexspot.com) war demgegenüber wesentlich schwächer. Dieser Preisvorteil im schweizer Intraday gegenüber dem deutschen Intraday könnte letztlich den starken Fluss aus der Schweiz nach Deutschland verursacht haben.

Durchschnittspreis im Deutschen Intraday Handel

Die Netzsituation

Eine solche regional begrenzte Ausnahmesituation hat üblicherweise keinen Einfluss auf die Frequenz des Stromnetzes. Wichtig zu wissen: die Frequenz ist im Stromnetz das Maß für ein Leistungsgleich- bzw. ungleichgewicht. Daher wird für die Analyse der außergewöhnlichen Situation im Folgenden der Phasenwinkel zwischen Messstationen um die Schweiz, als Funktion der Frequenz, herangezogen. Die Differenz zwischen den Phasenwinkeln zweier Messstationen ermöglicht Hinweise auf die Lastunterschiede zwischen den jeweiligen Regionen der Messstationen. Um Niveaueinflüsse ausschliessen zu können, wird im Folgenden die Phasenwinkeldifferenz zwischen zwei Messstationen gebildet und die Phasenwinkel zum ersten Betrachtungszeitpunkt auf 0 normiert.

Folgende Abbildung zeigt die normierte Phasenwinkeldifferenz zwischen Rottenburg (Süddeutschland) und Boretto (Norditalien). Üblicherweise ist eine positive Differenz zwischen den Messstationen zu beobachten. Dies bedeutet, dass die Last in Norditalien ist höher als die Last in Süddeutschland, damit ergibt sich ein Lastfluss von Deutschland nach Italien (großteils durch die Schweiz). Die Grafik zeigt für den Betrachtungszeitraum eine umgekehrte Situation. Um etwa 06:45 Uhr sinkt die Phasenwinkeldifferenz schlagartig ab und bleibt dann bis ca. 08:00 Uhr auf diesem Niveau. Anschließend sehen wir ein weiteres, längerfristiges Abgleiten des Phasenwinkels über mehrere Stunden (!). Dies ist eine absolut aussergewöhnliche Situation, da die Phasenwinkeldifferenz üblicherweise schwankt. Die Sprünge bspw. um 08:00 Uhr, um 11:00 Uhr und um 13:00 Uhr deuten auf Handelsgeschäfte hin.

Phasenwinkeldifferenz zwischen Rottenburg (D) und Boretto (I) 

Die Messstation in Rottenburg (Baden-Württemberg) ist vergleichsweise nahe an der Schweizer Grenze gelegen. Auch weiter entfernte deutsche Messstationen zeigen den beobachteten Effekt in der Phasenwinkeldifferenz mit abgeschwächter Ausprägung. Das langfristige Abgleiten der Phasenwinkeldifferenz wird allerdings durch alle deutschen Messstationen bestätigt.

Vergleicht man nur die deutschen Messstationen, zeigt sich ebenfalls ein kontinuierliches Abgleiten von der Messstation in der Nähe des Braunkohlereviers im Westen zu allen anderen deutschen Messstationen über die Zeit und zwar umso stärker, je weiter die Messstationen von der Referenzmessstation entfernt sind. Dies deutet darauf hin, dass v.a. die drei großen Kraftwerke im Westen Deutschlands zur Stabilisierung der Situation beigetragen haben. 

Phasenwinkeldifferenz zwischen Herzogenrath (D) und Boretto (I)

Bildet man die Phasenwinkeldifferenz dieser Messstation zur Messstation in Boretto, zeigt sich, dass die drei westdeutschen Braunkohlekraftwerke in der Region v.a. in den frühen Morgenstunden sehr stark eingespeist haben. Dies deutet darauf hin, dass die Erzeugung der Kraftwerke der Preisentwicklung an der Börse folgen. In der Phase zwischen 08:30 Uhr und 09:00 Uhr, also die mit der grössten Abweichung im Lastfluss wurde relativ weniger Leistung bereitgestellt. Ab 09:00 Uhr, also zum höchsten Intraday-Preis, wurde allerdings wiederum massiv mehr erzeugt. Der Sprung um 10:00 Uhr und die Gegenbewegung vor 11:00 Uhr zeigen die Durchführung eines Redispatch der Kraftwerke Niederaussem und Neurath.

Erkenntnisse aus der Betrachtung

Generell bleibt festzuhalten, dass ein solcher Vorfall gerade in Zeiten mit wenig Erneuerbaren-Erzeugern im System nicht (mehr) ungewöhnlich ist. In seiner Stärke – und damit verbunden in seinem potenziellen Risiko für das Gesamtsystem – ist ein solcher Vorfall allerdings schwer zu prognostizieren. Durch die Prognoseabweichung in Verbindung mit dem starken Exportfluss kam es in der Schweiz zu n-1 Verletzungen. Diese stellen eine Verletzung der Netzsicherheit dar und können zu einem Blackout führen, da dann die Netzstabilität nicht mehr gewährleistet ist. Die in letzter Zeit veröffentlichten Kurzfrist- und Langfristanalysen der Netzfrequenz und der Phasenwinkeldifferenz zwischen unseren europaweit verteilten Messstationen zeigen, dass Sondersituation und grössere Abweichungen von der Normalsituation gerade dann auftreten, wenn die Erneuerbaren im System fehlen. Mit wenigen Erneuerbaren im System wirkt sich das Verhalten von Handelsakteuren offensichtlich besonders stark auf die Netzstabilität aus.

Echtzeitinformationen, wie von Gridradar bereitgestellt, können zwar kurzfristig von Netzstörungen betroffene Industrieunternehmen oder Dienstleister vorwarnen. Um solche Effekte wie dieser Beinahe-Blackout mitten im europäischen Verbundsystem allerdings generell zu verhindern, ist es dringend notwendig, das europäische Gesamtsystem wieder stärker im Blick zu haben. Kurzfristige politische Befindlichkeiten mit langfristigen Konsequenzen sollten möglichst keinen Einfluss auf die erfolgreiche länderübergreifende Kooperation der Übertragungsnetzbetreiber haben dürfen. Daher ist aus unserer Sicht dem Hinweis der Swissgrid dringend zu folgen, dass die Schweiz wieder stärker in die Lastflussberechnungen der Nachbarländer einzubeziehen ist.

Stand 10.06.2019

Switzerland was on the brink of a blackout

Forecast deviation and strong electricity exports led to violation of n-1 criteria

After a rainy weekend, the weather conditions on a particularly rainy Monday, 20 May 2019, were extremely unfavourable for renewable electricity generation. There was hardly any sun and little wind - for mid-May. According to ENTSO-E, 26 GW of the installed generation capacity of almost 220 GW in Germany was not available between 6 a.m. and 3 p.m., 0.8 GW of which was wind. Reasons for the unavailability included revisions, including the unavailability of Goldisthal, Germany's largest pumped storage facility.

According to several Swiss newspaper publications and a confirmation by Swissgrid, that morning Switzerland was on the verge of a blackout due to a violation of n-1 safety.

Background

The starting point of the critical situation was that in particular the load flows from Switzerland to Germany deviated massively from the schedule. According to publications by Transnet BW, the divergence increased sharply from around 06:45 hrs and peaked at 1780 MW between 10:45 and 11:00 hrs. This load corresponds to approx. 1.5 nuclear power plants. Over the period considered here, from 06:00 to 15:00, the average deviation of 1145 MW is almost 75 percent above the average deviation of the first four weeks of May.

scheduled vs. physical load flows between Swissgrid and Germany

 (Data: Transnet BW)

Realized German consumption did not deviate unusually from the consumption forecast, and according to smard.de domestic production was also only slightly below German consumption. On the grid side, Switzerland and Germany currently lack about 300 MW of net transfer capacity (i.e. the network capacity available for trading between the countries). This is due to the lack of a transformer (-200 MW) and the capacity of a line is reduced (-100 MW). However, these missing 300 MW probably had no influence on the extraordinary situation between Switzerland and Germany.

As Swissgrid reports in its press release, the deviation from the schedule is due in particular to trade. In fact, there has been an unusually strong price increase in German day-ahead trading from just under 36 EUR/MWh to over 63 EUR/MWh between 06:00 and 08:00 hours. While this price increase was known in advance, the price increase in intraday trading was particularly surprising. Between 06:00 and 09:30 the price increased from just over 30 EUR/MWh to over 79 EUR/MWh. The rise in the Swiss Intraday from 36,50 EUR/MWh to 60 EUR/MWh (epexspot.com) was in contrast substantially weaker. This price advantage in the Swiss Intraday market compared to the German Intraday market could have caused the strong flow of electricity from Switzerland to Germany.

average price in German intraday trading

The grid situation

Such a regionally limited exceptional situation usually has no influence on the frequency of the electricity grid. It is important to know that the frequency is the measure of a power equilibrium in the electricity grid. In order to be able to analyse the unusual situation nevertheless, we use the phase angle between frequency recorders placed around Switzerland. The frequency data between several recorders is then computed by gridradar.net and yields a called phasor angle difference. The difference between the phase angles of two measuring stations provides information on the load differences and physical flows between the regions of the measuring stations. To be able to exclude level influences, the phase angle difference between two measuring stations is formed in the following and the phase angles are normalized to 0 at the first observation time.

The following figure shows the normalized phase angle difference between Rottenburg (Southern Germany) and Boretto (Northern Italy). Usually a positive difference between the measuring stations can be observed. This means that the load in northern Italy is higher than the load in southern Germany and results is a load flow from Germany to Italy (mostly through Switzerland). The below graph shows a reverse situation for the period under consideration. At about 06:45 the phase angle difference drops abruptly and remains at this level until about 08:00. Then we see a further, long-term slip of the phase angle over several hours (!). This is an absolutely extraordinary situation, since the phase angle difference usually fluctuates. The jumps e.g. at 08:00 o'clock, at 11:00 o'clock and at 13:00 o'clock point to trading transactions.

phase angle difference between Rottenburg (D) and Boretto (I)

The frequency measuring unit in Rottenburg (Baden-Württemberg, Germany) is comparatively close to the Swiss border. More distant German frequency recorders show the observed effect in the phase angle difference with significant attenuation. However, the long-term slip of the phase angle difference is confirmed by all German frequency recorders.

If the German measurement units only are compared to one another, there is also a continuous drift from the measuring station near the lignite mining area in the west compared to all other German measuring stations over time and the further away the measuring stations are from the reference measuring station, the stronger the drift. This indicates that the three large power plants in western Germany have contributed to stabilizing the situation. 

phase angle difference between Herzogenrath (D) and Boretto (I)

If one calculates the phase angle difference of this measuring station to the measuring station in Boretto, it can be seen that the three West German lignite-fired power plants in the region powered through very strongly, especially in the early morning hours. This indicates that the generation of the power plants is following the price development at the trading floor. In the spell between 08:30 a.m. and 09:00 a.m., i.e. the phase with the greatest deviation in the load flow, relatively less power was provided. From 09:00 a.m., i.e. at the highest intraday price, however, production was increased massively. The jump at 10:00 a.m. and the countermovement before 11:00 a.m. show the execution of a redispatch of the Niederaussem and Neurath power plants.

Findings from the observation

In general, it should be noted that such an incident is not (any longer) unusual in the system, especially in times with few renewable producers. In its strength - and thus in its potential risk for the system as a whole - such an incident is, however, difficult to predict. Due to the forecast deviation in connection with the strong export flow, n-1 violations occurred in Switzerland. These represent a violation of grid security code and can lead to a blackout, as grid stability is then no longer guaranteed. The recently published short-term and long-term analyses of the grid frequency and the phase angle difference between our measuring stations distributed throughout Europe show that special situations and major deviations from the normal situation occur precisely when renewables are absent from the system. With few renewables in the system, the behaviour of trading actors obviously has a particularly strong effect on grid stability.

Real-time information, as provided by Gridradar.net, can give short-term warning to industrial companies or service providers affected by grid disturbances. However, in order to generally prevent such effects as this near-blackout in the middle of the European interconnected system, it is urgently necessary to have a closer look at the entire European system again. Short-term political sensitivities with long-term consequences should have as little influence as possible on the successful cross-border cooperation of the transmission system operators. In our view, it is therefore imperative to follow Swissgrid's advice that Switzerland should again be included more strongly in the load flow calculations of neighbouring countries.

Updated 31.05.2019

 

 

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