Der Vorfall, der Anfang Januar das europäische Stromnetz in zwei Regionen trennte, sorgte für Ausfälle im Übertragungsnetz. Damit geht auch ein Abschlussbericht einher, der noch von einem Expertengremium erstellt wird. Dieses wird laut dem europäischen Verband der Übertragungsnetzbetreiber, Entso-E, erstmals am 4. März tagen.
Unmittelbar nach dem Ereignis habe man einen intensiven Prozess gestartet, um Sachdaten zu sammeln und aufzubereiten, teilte Entso-E mit. Der in Zusammenarbeit mit der Europäischen Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) veröffentlichte Zwischenbericht zeigt nun erstmals gesammelte Daten, erste Erkenntnisse zu den Abläufen und Zeitrahmen des Vorfalls.
Hintergrund
Am 8. Januar wurde das kontinentaleuropäische Netzgebiet aufgrund von kaskadierenenden Auslösungen mehrerer Übertragungsnetzelemente in ein Nordwest- und Südostgebiet getrennt. Unmittelbar nach dem Auftreten der Störung um 14:05 Uhr arbeiteten die europäischen Übertragungsnetzbetreiber daran, die Trennung zu beheben und das kontinentaleuropäische Stromsystem bis 15:08 Uhr zu resynchronisieren.
Aufgrund der schnellen und koordinierten Vorgehensweise sei es zu keinen größeren Lastausfällen oder Schäden im System gekommen, so ein Fazit des Berichts.
Wie es zu dem Vorfall kam
Am Nachmittag des 8. Januars sei die Lastsituation besonders gewesen. Dies wurde laut Bericht einerseits durch das warme Wetter auf der Balkanhalbinsel sowie durch die orthodoxen Weihnachtsfeiertage am 6. und 7. Januar verursacht. Somit war in diesen Ländern insgesamt eine geringere Stromnachfrage als üblich zu verzeichnen. Auf der anderen Seite war in den Ländern Mitteleuropas kälteres Wetter und entsprechend höhere Lasten.
Innerhalb des kroatischen Übertragungssystems seien die Stromflüsse angestiegen: So kam es dem Bericht zufolge zu extrem hohen Leistungsflüssen von etwa 6,3 GW aus dem südöstlichen Bereich des Stromnetzes in Richtung des nordwestlichen Bereichs. Vor allem im Umspannwerk Ernestinovo hätten sich die gestiegenen Flüsse bemerkbar gemacht.
Dieses Umspannwerk ist mit zwei Sammelschienen ausgestattet, die mit einen Sammelschienenkoppler verbunden sind. Dieser Koppler führte zum Zeitpunkt des Vorfalls einen relativ hohen Leistungsfluss aus der Einspeisung von zwei Transmissionslinien auf einer der Schienen.
Dominoeffekt nach ausgelöstem Überstromschutz
Schließlich habe ein Überstromschutz die Sammelschienenkupplung im Umspannwerk Ernestinovo ausgelöst. Dadurch wurde der Sammelschienenkopplerstrom durch die 400/110kV-Transformatoren in Ernestinovoa umgeleitet, die daraufhin ebenfalls auslösten und anschließend die Leistungsflüsse auf benachbarte Übertragungsleitungen verschoben.
Dies sorgte wiederum – ebenfalls durch den Überlastungsschutz – für eine weitere Auslösung der serbischen Übertragungsleitung Novi Sad–Subotica. Daraufhin folgte eine Sequenz von weiteren kaskadierenden Abschaltungen aller Übertragungsleitungen von der Grenze zwischen Rumänien und der Ukraine bis hin zum Mittelmeer in der Region Dalmatien durch den Übertragungsnetzschutz – innerhalb von 20 Sekunden.
Gegenmaßnahmen
In Folge dessen wurde das System in zwei synchrone Bereiche geteilt. Wobei der südöstliche Bereich einen Erzeugungsüberschuss und damit eine stark steigende Frequenz aufwies, während der nordwestliche Bereich einen Lastüberschuss und damit eine sinkende Frequenz verzeichnete. In beiden Bereichen reagierten die Systemschutzsysteme und die Frequenzbegrenzungsreserven schnell und wie erwartet, heißt es in dem Bericht. Das Stromsystem habe daher keine weiteren größeren Schäden und Ausfälle erlitten.
Im Bereich Süd-Ost verringerten alle Erzeugungseinheiten in der Primärregelung ihre Erzeugung, während sie im Nord-Westen erhöht wurden. Zusätzliche Unterstützung bei der Frequenzstabilisierung habe man zudem durch 1,7 GW automatisch unterbrechbare Lasten in Frankreich und Italien gewonnen, die entsprechend ihrer vertraglichen Pflichten abgeschaltet wurden. Hinzu kam eine Frequenzunterstützung durch HGÜ-Verbindungen mit 535 MW automatische Unterstützungsleistung aus dem nordischen Synchrongebiet sowie 60 MW aus Großbritannien. Außerdem wurden Erzeugungsanlagen und Haushaltslasten in beiden Gebieten abgeschaltet.
Koodinierung der Übertragungsnetzbetreiber
Als erstes erkannt hatten den Frequenzabfall und die lang anhaltende Frequenzabweichung im Nordwestgebiet um 14:05 Uhr die Koordinierungsstellen Amprion und Swissgrid in ihrer Rolle als SAM (Synchronous Area Monitor). Für das Koordinierungszentrum (CC) Süd rief man daher automatisch den Notfall und die Meldung Frequenzabweichung < 200 mHz aus.
Um 14:06 Uhr starteten beide ÜNB nach einem gemeinsamen Telefonat die ersten gemeinsamen Analysen. Die Koordinierungsstellen REE aus Spanien und IPTO aus Griechenland meldeten sich inzwischen ebenfalls, um weitere Informationen zu erfragen. Terna aus Italien informierte Siwssgrid, dass die Vertragslast automatisch abgeschaltet wurde.
Außerordentliches Verfahren Stufe 2 aktiviert
Um 14:10 Uhr wurde Stufe 1 des Außerordentlichen Verfahrens erreicht. Für den Norden wurde automatisch der Alarm-Statuts und die Meldung Frequenzabfall >100 mHz gesetzt. Daraufhin habe man sich proaktiv entschieden, Stufe 2 des "Außerordentlichen Verfahrens" einzuleiten. Zwei Minuten später aktivierte Amprion das außerordentliche Verfahren Stufe 2 und beriet sich mit den beteiligten Übertragungsnetzbetreibern Amprion, Swissgrid, RTE aus Frankreich, Terna und REE.
RTE und Terna vermeldeten daraufhin eine vertragliche Lastabwurf von 1300 MW in Frankreich und einen vertraglichen Lastabwurf in Italien. Während des Anrufs habe man zudem die wahrscheinliche Systemtrennung erkannt, worauf man entschied, keine weiteren Maßnahmen zur Stabilisierung der Frequenz im Bereich Nord-West abzurufen und sich daher auf die Gründe für die Systemtrennung zu konzentrieren.
Netztrennung vollzogen
Siwssgrid rief daher um 14:29 Uhr IPTO an, der die Netztrennung bestätigte und die Ursache im Netz von Transelectrica vermutete, da der Split durch das Netz von Transelectrica ging. Der rumänische ÜNB sei aber mit der Fehlersuche so sehr beschäftigt gewesen, dass er den Anruf nicht entgegennehmen konnte. EMS aus Serbien bestätigte schließlich die Systemtrennung im Bereich Serbien und Rumänien und meldete die Produktionsdrosselung wegen der Überfrequenz.
Im südöstlich getrennten Gebiet trat daher Serbien als Frequenzführer auf, während Amprion die Aufgabe für den nordwestlichen Bereich übernahm. Jedes der beiden Gebiete ergriff anschließend Maßnahmen, meist auf der Produktionsseite, um seinen Bereich an die 50 Hz anzugleichen.
Um 14:43 hatte sich die Frequenz laut Bericht erholt und lag wieder sehr nahe am 50-Hz-Bereich. RTE und Terna begannen daher mit der Wiederzuschaltung der abgetrennten Vertagslast in 300-MW-Schritten.
Resynchronisierung
Den Prozess der Resynchronisation führte HOPS aus Kroatien an, da Transelectrica mit der Stabilisierung seines Netzes weiterhin stark beschäftigt war. Die weiteren betroffenen Übertragungsnetzbetreiber EMS aus Serbien, NOSBih aus Bosnien und Herzegowina sowie Transelectrica aus Rumänien führten daraufhin gemeinsam Resynchronisierungsaktionen aus.
Zusammen einigten sich die Übertragungsnetzbetreiber im Südosten darauf, abzuwarten, bis die Frequenzdifferenz zwischen den Gebieten einen abnehmenden Trend zeigt. Dann wollte man drei starke Wiederanschlußpunkte bilden, die für die Resynchronisierungssequenz genutzt werden konnten. Zusätzlich wurde der Prozess mit einer Entlastung der Lastflusssituation auf der Gleichstromverbindung Monita zwischen CGES aus Montenegro und Terna aus Italien unterstützt. So erhöhte sich der Stromfluss in Richtung Montegnegro nach Italien von 100 MW auf 600 MW.
Mit der Wiederverbindung der Sammelschienenkupplung in Enestinovo, die außerdem mit einem sogenanntem SynchroCheck-Gerät ausgestattet ist, habe man schließlich dadurch die beiden getrennten Bereiche wieder verbunden. Weitere Wiederanschaltungen wurden dann koordiniert an den anderen abgeschalteten Übertragungsleitungen durchgeführt.
Analyse Marktfahrpläne
Bei der Analyse der Fahrpläne hätten sich bislang keine Auffälligkeiten ergeben: Die Unterschiede zwischen den Day-Ahead-Fahrplänen und tatsächlichen Fahrplänen seien im Vergleich zur Größe der Marktgebiete nicht ungewöhnlich, heißt es. Am 8. Januar habe es hohe Importe nach Kroatien aus Bosnien und Herzegowina sowie Serbien beginnend um 8 Uhr morgens gegeben. Der Nettoaustausch während dieser Zeit sei nahe oder sogar gleich dem vollen Nettoübertragungskapazität(NTC)-Wert. Außerdem exportiert Kroatien in dieser Zeit Energie nach Slowenien. Die Produktion von laufenden Kraftwerken und erneuerbaren Energien entspreche der geplanten Produktion in Kroatien.
Analysiert wurden auch die Day-Ahead-Preise für den 7. und 8. Januar. Daraus ergibt sich aus der Datenentwicklung, dass der Markt weder zum Zeitpunkt des Vorfalls noch danach unterbrochen war und die Preise nicht schwankten. Darüber hinaus betonten die ÜNB der betroffenen, südosteuropäischen Länder (Serbien, Bosnien und Herzegowina, Rumänien sowie Kroatien), dass zum Zeitpunkt des Vorfalls keine Marktaktivitäten unterbrochen waren.
Situation Umspannwerk Ernestinovo
An das Umspannwerk Ernestinovo in Kroatioen selbst ist kein Kraftwerk angeschlossen. Ein in der Nähe angeschlossenes Kraftwerk, das in das 110-kV-Netz speist, war zum Zeitpunkt der Systemtrennung nicht in Betrieb. Gleichzeitig liefen in der Nähe des Umspannwerks etwa 30 MW an dezentralen Erzeugern – hauptsächlich Biomasse oder Gas als Primärenergiequelle.
Vor dem Vorfall wurde zudem kein Ausfall oder eine Störung eines Kraftwerks gemeldet. Der geplante Verbrauch in Kroatien sei dem tatsächlichen Verbrauch zudem sehr nahegekommen, heißt es weiter. Aufgrund des kollektiven Jahresurlaubs während der Weihnachts- und Neujahresfeiertage habe es auch keine Wartungesarbeiten an den Übertragungsanlagen gegeben, so dass keine anderen Leitungen außer Betrieb waren.
Analyse der Alarmbehandlung
Die Abweichung des tatsächlichen Leistungsflusses auf der Sammelschienenkupplung im Vergleich zum prognostizierten Wert war um 13:30 Uhr bei etwa 150 Ampere, so der Bericht. Zwischen 12 und 13 Uhr traten allerdings etwa 50 Alarme im SCADA-System von HOPS aus Kroatien auf, weil der Strom durch den Sammelschienenkoppler um den Wert von 1536 Ampere schwankte. Der letzte Alarm trat um 12:56 auf. Hier kommt der Bericht zu dem Ergebnis, dass man auch die Alarmbehandlung weiter untersuchen müsse.
Klar zu erkennen sei, dass nach 14:00:00 Uhr der Strom durch den Sammelschienenkoppler stetig ansteigt. Um 14:00:59 sprang er von 1736 auf 1931 Ampere und löste Alarm aus. Anschließend fiel der Wert wieder, der Alarm verstummte und schwankte bis 14:04:16 zwischen 1830 und 1920 Ampere, um dann die Alarm-Grenze wieder zu überschreiten. Um 14:04:21 Uhr durchflossen dann laut Analyse 1989 Ampere die Sammelschiene. Aufgrund einer Aktualisierungsrate des SCADA-Systems von vier Sekunden wurde dieser Wert allerdings nicht erfasst, sondern der letzte Wert war 1922 Ampere. So habe man die Dringlichkeit der erforderlichen Maßnahme nicht sofort richtig eingeschätzt, heißt es in dem Bericht.
Überstrom auf Trafos verursacht vollständige Trennung der Sammelschienen
Das Relais, das den Leistungsschalter der Sammelschienenkupplung öffnet, verwendete zudem eine andere Messausrüstung als die für das SCADA-System. So bemerkte die Messung des Relais um 14:04:20 Uhr einen Strom über 2080 Ampere. Ab 1976 Ampere wird hier ein Alarm ausgelöst, falls er eine bestimmte Zeitfrist überschreitet. Da die Messung des Relais nach fünf Sekunden immer noch 2007 A verzeichnete, öffnete der Leistungsschalter des Sammelschienenkopplers um 14:04:26 und verschob dien Stromfluss.
Damit floss der Strom durch den Sammelschienenkoppler nun durch die beiden Transformatoren, die über die darunter liegende 110-kV-Sammelschiene miteinander verbunden waren und ebenso weiterhin mit den beiden 400-kV-Sammelschienen im Umspannwerk Ernestinovo. Durch den dadurch resultierenden Überstrom lösten die beiden Transformatoren um 14:04:28 Uhr aus und sorgten für die vollständige Trennung der beiden Sammelschienen.
Expertengremium als nächster Schritt
Da es sich bei dem Vorfall nach der Incident-Classification-Scale(ICS)-Methodik um das kritischte Kriterium F2 handelt, ist nun ein detaillierter Bericht von einem Expertengremium erforderlich. Das Gremium wird unter anderem von betroffenen und nicht betroffenen ÜNB vertreten. Derzeit ist geplant, dass das Gremium seine Untersuchung in der ersten Märzwoche beginnen wird.
Der Abschlussbericht soll im Sommer 2021 auf der Website von Entso-E folgen. Derzeit bereiten die ÜNB eine Analyse vor, die auf folgenden Fragen fußt: Wie konnte es zu dem Vorfall kommen und wieso ließ er sich nicht verhindern? Welche kritischen Faktoren während der Störung müssen berücksichtigt werden? Den kompletten Zwischenbericht gibt es hier (externer Link). (sg)
Schutzeinrichtungen
Weitere Erkenntnisse
Laut dem Zwischenbericht verhinderte das interne Sonderschutzsystem in der Türkei in der Marmara-Region zudem eine Überlastung des wichtigen Badir-ma-Bursa-Korridors durch einen Abwurf von 975 MW-Stromerzeugung.
Allerdings seien auch leider mehrere automatische Abschaltungen, sehr weit von der Systemtrennlinie entfernt, geschehen, heißt es indem Bericht. Passiert sei dies nur aufgrund von Netzfrequenzabweichungen, die in beiden Gebieten (Südost und Nordwest) außerhalb des normalen Betriebsbereiches von +/- 200 mHz lagen. Aufgrund falscher Schutzeinstellungen hätten weitere 296 MW Erzeugung weit entfernt von der Netztrennungslinie ausgelöst.
So sei der Ausfall der HGÜ-Verbindung zwischen Santa Llogaia in Spanien und Baixas in Frankreich aufgrund einer fehlerhaften Schutzparametrierung geschehen, was wiederum ein koordiniertes Handeln zwischen Frankreich und Spanien erforderte, um den Verlust der Verbindungskapazität zu bewältigen.
