Am Freitag, den 9. August 2019, kurz vor 17 Uhr, traf ein beispielloser Stromausfall große Teile von England und Wales, der unter anderem massive Auswirkungen auf den landesweiten Schienenverkehr hatte. Einige der verkehrsreichsten Bahnhöfe stellten während des Freitagabend-Berufsverkehrs den Betrieb ein, rund 300.000 Haushalte und Unternehmen, ca. eine Million Menschen, waren ohne Strom. Etwa zwei Stunden später meldete der Netzbetreiber National Grid (NG ESO), dass das Problem behoben sei und sich der Betriebszustand des Netzes wieder normalisiert habe. In diesem Beitrag möchte ich meine Gedanken über die Ereignisse, die sich an diesem Tag im Stromnetz Großbritanniens zugetragen haben, sowie einige der Lehren, die daraus gezogen werden können, mit Ihnen teilen.

Wie es zur Störung kam

Die Störung wurde durch einen Blitzschlag in einer Übertragungs­leitung (Eaton Socon – Wymondley Main) um 16.52 ausgelöst. Zuvor befand sich das Stromnetz in einem normalen Betriebszustand – mit einer ähnlichen Last wie an anderen Sommertagen und einem Anteil von etwa 30% der Gesamterzeugung aus Windkraftanlagen. Weitere wichtige Erzeugungsquellen waren Gas- und Kernkraftwerke sowie Interkonnektoren.

 

Erzeugungsquellen am 9. August 2019 (ESO Technical Report – Appendices_0.pdf)

Laut dem technischen Bericht des Netzbetreiber National Grid zu den Ereignissen funktionierten die Schutzvorrichtungen und Systeme zur verzögerten Wiedereinschaltung der betroffenen Übertra­gungsleitung (,deren Einstellungen ich selbst im Jahr 2015 erarbeitet hatte) korrekt: Sie schalteten den durch den Blitzeinschlag verursachten Fehler ab und stellten den normalen Betriebszustand der Leitung innerhalb der erwarteten Zeit wieder her. Unmittelbar nach dem Blitzeinschlag kam es jedoch zu einer ungeplanten und nahezu gleichzeitigen Auslösung zweier großer Generatoren, die direkt in das Übertragungsnetz von National Grid einspeisen: ein gasgefeuertes Kraftwerk (RWE-Kraftwerk Little Barford) und ein Offshore-Windpark (Orsted-Windpark Hornsea).

Die ausgefallene Erzeugungsleistung dieser an das Übertragungsnetz angeschlossenen Erzeugungs­anlagen (ca. 1,4 GW) entsprach knapp 4% des britischen Strombedarfs zur fraglichen Zeit. Sie überstieg die automatisch zuschaltbare Reserveleistung (z.B. aus Batteriespeicheranlagen), die National Grid zur Beherrschung von Frequenzabweichungen zur Verfügung stand. In der Folge sank die Netzfrequenz (normalerweise 50 Hz) rapide auf unter 48,9 Hz ab und unterschritt damit die akzeptable Frequenzuntergrenze von 49,5 Hz. Dies wiederum führte zu einer automatischen, absichtlichen Trennung eines eingegrenzten Teils (ca. 5%) des Strombedarfs vom Netz, um einen weiteren Frequenzabfall im übrigen Netz zu vermeiden und einen noch größeren Stromausfall zu verhindern.

Gewonnene Erkenntnisse

Offensichtlich spielen bei einem ausgedehnten Stromausfall wie diesem eine ganze Reihe nicht oder nicht gut funktionierender Faktoren eine Rolle. In seinem Abschlussbericht hat der Netzbetreiber eine Liste von Lehren aus diesem Störfall veröffentlicht. Darin heißt es, dass es notwendig sei, die relevanten Prozesse, Verfahren und technischen Standards zu überprüfen, die für die Beherrschung von Ereignissen wie dem vom 9. August (noch nicht) zur Verfügung stehen. Fragen wie das verfügbare Maß an automatisch zuschaltbarer Reserveleistung, Ausfall des Netzschutzes dezentraler Stromerzeugung sowie Kommunikation zwischen den Beteiligten werden im Bericht des Netzbetreibers ausführlich erörtert.

Meine wichtigste Bemerkung bezieht sich auf den Prozess zur Sicherstellung der Einhaltung der Netz­anschlussregeln, die jede neue Stromerzeugungsanlage in Großbritannien vor der Inbetriebnahme durchlaufen muss. Dieser Prozess wird vom Netzbetreiber (ESO) durchgeführt und definiert unter anderem, wie sich der Generator während und nach einer Netzstörung verhalten soll, um einen stabilen Parallelbetrieb mit dem Netz aufrechtzuerhalten. Zu beachten ist hierbei, dass es den Erzeugern selbst obliegt, die Einhaltung der Vorgaben der Netzanschlussregeln durch Nachweise in Form von Netzstudien, Simulationen und Testergebnissen zu belegen.

Schauen wir uns zunächst einmal an, was Orsted im technischen Bericht zu den Ereignissen vom 9. August feststellt, nämlich dass „der Lastabwurf durch eine unerwartete Reaktion der Windparksteuerung auf eine durch das ursprüngliche Ereignis ausgelöste, unzureichend gedämpfte elektrische Resonanz unterhalb der Netzfrequenz verursacht wurde.“

Entsprechend dem Verfahren zur Sicherstellung der Einhaltung der Netzanforderungen wurden die Steuerungssysteme des Windparks Hornsea bereits während der Projektentwicklung modelliert und vor der Inbetriebnahme des Windparks physisch getestet. Dies sollte sicherstellen, dass sie allen spezifizierten Anforderungen, einschließlich der im Netzanschlussvertrag zwischen dem Netzbetreiber und dem Windparkbetreiber vereinbarten standortspezifischen Kriterien entsprechen.

„Unerwartete Reaktionen“ vermeiden

Wollen wir nun einen Zustand erreichen, in dem es nicht zu „unerwarteten“ Reaktionen von Steuerungssystemen netzgekoppelter Erzeugungsanlagen kommt? In diesem Fall sollten wir vielleicht mehr als nur den für die Erzeuger verbindlichen Prozess definieren, um die Einhaltung der Netzanforderungen selbst nachzuweisen.

Während meiner langjährigen Arbeit als Berater für Energieversorgungssysteme ist mir ein Mangel an Konsistenz in den Methoden aufgefallen, die von den verschiedenen Beratern für die diversen Studien zur Einhaltung der Netzanforderungen verwendet werden. Dies kann manchmal zu Versehen, Fehlinterpretationen der Netzanforderungen oder suboptimalen Auslegungsentscheidungen führen.

Darüber hinaus sind die Anforderungen an die dynamische Modellierung und die Genauigkeit der Modelle, die zur Darstellung des Verhaltens des Generators verwendet werden, häufig Gegenstand von Interessenkonflikten zwischen den Netzbetreibern und den Geräteherstellern, insbesondere in Zusammenhang mit Rechten an geistigem Eigentum. Nicht zu vergessen ist auch die Frage, welche Softwarepakete bei den geforderten Untersuchungen zum Einsatz kommen, wobei viele dieser Softwarepakete erhebliche inhärente Schwächen aufweisen, die sich dem Leser eines Untersuchungsberichts nicht ohne weiteres erschließen.

Ein klarer Regelungsrahmen

Alle oben genannten Probleme könnten durch Schaffung eines Regelungsrahmens gemildert werden, der die Aufgaben und Verantwortlichkeiten sowohl des Erzeugers als auch des Netzbetreibers beim Nachweis der Einhaltung der Netzanforderungen ebenso klar definiert wie den Grad der Überwachung durch den Netzbetreiber. Ein gutes Beispiel für einen solchen Rahmen sind die Festlegungen, die National Grid für die Erarbeitung, Anwendung, Verifizierung, Verbreitung, Aufzeichnung und Prüfung von Schutz- und Steuerrelaiseinstellungen im Übertragungsnetz getroffen hat.

Genauer gesagt werden dabei sämtliche Einstellungen für Übertragungsschutzrelais von nach TP141 (einer von National Grid erteilten Autorisierung) geschulten und autorisierten Ingenieuren vorge­nommen. Bei diesem Prozess müssen die TP141-Ingenieure mit den Dutzenden von Grundsatz­erklärungen, technischen Richtlinien, technischen Spezifikationen, Konstruktionshandbüchern, Inbetriebnahme-Handbüchern und Technischen Mitteilungen, die von National Grid ständig für verschiedene Gerätetypen veröffentlicht und gepflegt werden, bestens vertraut sein und diese strikt befolgen. Übrigens wurde die Schaffung des TP141-Regelwerks zu den Relaiseinstellungen nach dem Stromausfall in London 2003 initiiert, der im Wesentlichen durch falsche Relaiseinstellungen verursacht worden war.

Nach dem Vorbild der Einstellungen für den Übertragungsschutz und die Steuerrelais sollte der Übertragungsnetzbetreiber National Grid darauf hinarbeiten, einen strengeren und systematischeren Rahmen für die Durchführung von Studien zur Einhaltung der Netzanforderungen durch die ans Übertragungsnetz angeschlossenen Erzeuger einzuführen und umzusetzen. Ein solcher Rahmen sollte sicherstellen, dass die erforderlichen Untersuchungen von entsprechend geschulten Ingenieuren durchgeführt werden, unter Anwendung einer einheitlichen Methodik und vorab genehmigter Softwarepakete. Der Netzbetreiber sollte auch eine bestimmendere Rolle in der Qualitätssicherung dieser Untersuchungen spielen.

Natürlich ist dies kein einfacher Prozess und erfordert die Zusammenarbeit vieler verschiedener Beteiligter, einschließlich der Gerätehersteller. Der Schwerpunkt des Vormarschs der erneuerbaren Energien in Großbritannien verlagert sich jedoch nach und nach auf große Offshore-Windparks. Ein etablierter Regelungsrahmen für die Prüfung der Einhaltung der Netz­anforderungen für neue Erzeugungsanlagen wird daher in den gemeinsamen Bemühungen um den Schutz des Netzes vor großen Stromausfällen aufgrund von Einzelfehlern immer wichtiger werden.