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Großflächige Netzstörung: Chronologie zweier Störfälle

Schon nach gut einer Stunde war die Störung wieder bereinigt: Am 8. Jänner, um 15:08 Uhr, gelang es den europäischen Übertragungsnetzbetreibern („Transmission System Operators“, TSOs), die beiden seit 14:05:08 Uhr getrennten Netzgebiete im nordwestlichen und im südöstlichen Teil des Kontinents erneut zu verbinden. Auslöser der Trennung waren technische Probleme im kroatischen Umspannwerk Ernestinovo etwa 14 Kilometer südlich von Osijek gewesen. 

Hochbetrieb herrschte in den entscheidenden Minuten bei der Austrian Power Grid (APG), die das österreichische überregionale Höchstspannungsübertragungsnetz managt. Der Leiter der Steuerungszentrale der APG, Tahir Kapetanovic, berichtet: „Meine Kollegen in der Warte haben aufgrund von unterschiedlichen Frequenzmesswerten, die im ‚ENTSO-E Awareness System‘ (EAS) bei TSOs im südöstlichen und nordwestlichen Teil angezeigt waren, unmittelbar nach der Trennung den Trennlinienverlauf erkannt. Das ermöglichte dem diensthabenden System Operator – Schichtleiter in unserer Warte –, sofort die richtigen Entscheidungen zu treffen und entsprechend zu reagieren.“ Im kleineren Teil des Netzes im Südosten stieg die Frequenz über den zulässigen Wert, im Nordwesten fiel sie unter diesen Wert. Wie in solchen Fällen vorgesehen, gingen daher im Südosten innerhalb von Sekunden automatisch Kraftwerke vom Netz, im Nordwesten schalteten sich dagegen weitere Erzeugungsanlagen zu und Verbraucher ab. Diese Primärregelung sorgte für eine Stabilisierung und Wiederangleichung der Frequenzen in den Netzgebieten. In der Folge schalteten Kapetanovics Mitarbeiter in der APG-Schaltzentrale im Südosten Wiens sämtliche gerade verfügbaren Erzeugungskapazitäten zu, vorwiegend Wasserkraftwerke, aber auch in geringerem Umfang andere Kraftwerke. So gelang es, die Frequenz in beiden voneinander getrennten Teilen schrittweise wieder an das Band von 49,8 bis 50,2 Hz heranzuführen, innerhalb dessen der normale Netzbetrieb erfolgt.

Ernestinovo, Kroatien
8. 01. 2021, 14:04:25, 9 Uhr 

Ein schwerer Störfall im Umspannwerk legt Hochspannungsleitungen in ganz Südosteuropa lahm.

 

Austin, Texas
15. 02. 2021, 01:25:01,0 Uhr

Ein Kälteeinbruch lässt Gasleitungen, die Kraftwerke speisen, gefrieren.

Zwischen 15. und 22. Februar fielen in Texas landesweit immer mehr Kraftwerke sowie Strom- und Gasleitungen aus, Stromabschaltungen des Netzbetreibers ERCOT sollten den völligen Versorgungsausfall verhindern – doch am Höhepunkt der Blackouts, am 16. Februar, waren etwa 13,5 der 28,3 Millionen Texaner ohne Energieversorgung. Noch bis zum 20. Februar mussten fast 13 Millionen Texaner Leitungswasser abkochen. Der Gouverneur von Texas war mit den Schuldigen für den Beinahe-Black-out rasch zur Hand: Vor allem eingefrorene Windräder sollten diesen verursacht haben. Außerdem habe der Netzbetreiber ERCOT (Electric Reliability Council of Texas) sich als „nicht zuverlässig“ („not reliable“) erwiesen. Fest steht: Zwar sind im ERCOT-Netz zeitweilig rund 18.000 MW an Windkraft ausgefallen, aber es war vor allem der Ausfall von 48.000 MW Erzeugung aus Gaskraftwerken, die durch gefrorene Förderanlagen und Pipelines wegfiel, der das Netz destabilisierte. Der Grund: Die Politik und der Regulator PUCT hatten versäumt, ERCOT zu verpflichten, die Infrastruktur wintersicher zu machen – trotz Warnung des US-amerikanischen Regulators FERC nach einer ähnlichen Misere 2011. An Netzstabilisierung durch höherrangige Netze war übrigens nicht zu denken: Denn der Bundesstaat hat sich 1935 vom US-weiten Stromnetz abgekoppelt, um einer Regulierung durch die FERC zu entgehen. Nur einige schwache Verbindungen mit Nachbarstaaten sowie Mexiko blieben bestehen. Eine sogenannte Netzreserve, also Kraftwerke für die Absicherung des Stromnetzbetriebs, existiert in Texas aus Kostengründen ebenfalls nicht.

Gemäß den entsprechenden Notfallplänen wurde das Vorgehen der TSOs europaweit von der deutschen Amprion und der Schweizer Swissgrid koordiniert. „Eine maßgebliche Rolle spielte das genannte ENTSO-E Awareness System, das uns jederzeit den Überblick über die Lage in den Höchstspannungsnetzen bietet“, erläutert Kapetanovic. Eingerichtet wurde das System nach dem schweren Störfall im europäischen Stromnetz am 4. November 2006, der in weiten Teilen Kontinentaleuropas zum Ausfall der Stromversorgung für mehrere Millionen Kunden führte. „Davon waren wir am 8. Jänner allerdings weit entfernt“, betont Kapetanovic. Mit einem schwerwiegenden Störfall oder gar Blackout ist erst ab Frequenzabweichungen von rund 1.000 Millihertz (mHz) zu rechnen. Zum Vergleich: Die gravierendsten Abweichungen am 8. Jänner beliefen sich für wenige Sekunden auf etwa 600 mHz Überfrequenz im südöstlichen Teil bzw. etwa 270 mHz Unterfrequenz im nordwestlichen Teil und sanken dann innerhalb weniger Sekunden auf etwa 300 mHz Überfrequenz im Südosten und weniger als 100 mHz Unterfrequenz im Nordwesten – laut Kapetanovic eine „sehr ernste Situation, aber wie gesagt von einem Blackout weit entfernt“. Und, so Kapetanovic weiter: „Ich war sehr stolz auf die Reaktion des diensthabenden System Operator und meiner weiteren Kollegen in der Warte. Sie haben die Situation rasch erkannt und – in Koordination mit unseren ausländischen Partnern – richtig reagiert. Außerdem haben die für die Primärregelung kontrahierten Erzeugungsanlagen in Österreich nahezu perfekt funktioniert.“ 

Gerhard Fida
„Regelbare Kraftwerke und Speichermöglich­keiten sind für die Versorgungssicherheit weiterhin unverzichtbar.“ Gerhard Fida Geschäftsführer Wiener Netze

Umfassend informieren

Weil es sich bei der Störung vom 8. Jänner um einen Vorfall der Stufe 2 auf der vierstufigen Incidents Classification Scale (ICS) des europäischen Übertragungsnetzbetreiberverbands ENTSO-E handelte, muss eine Expertenkommission auf europäischer Ebene einen Bericht darüber vorlegen. Den Vorsitz in der Kommission führt ein Vertreter eines Übertragungsnetzbetreibers, der von dem Vorfall nicht betroffen war. Laut Kapetanovic, der auch Vorsitzender des System Operation Committee der ENTSO-E ist, finden derzeit umfangreiche Datenerhebungen statt. Schon im April soll ein erster Bericht vorliegen. Rechtlich wäre dafür zwar bis kommendes Jahr Zeit. Kapetanovic möchte die Öffentlichkeit aber weiterhin „so rasch wie möglich umfassend informieren“. Immerhin wurde die erste Information zum Störfall bereits am Abend des 8. Jänners, gefolgt von weiteren Details am 15. und dann am 26. Jänner 2021, auf den Webseiten der ENTSO-E sowie der APG veröffentlicht. Im Zuge der Energiewende erhalte das Thema Stromversorgung eine entscheidende Bedeutung. Deshalb seien Fragen der Versorgungssicherheit für die Öffentlichkeit von erheblichem Interesse. Behandelt werden in dem Bericht über diese Störung nicht nur die unmittelbar relevanten technischen Fragen, also die des Ausfalls eines wesentlichen Betriebsmittels im Umspannwerk Ernestinovo, sondern auch Faktoren, die sich möglicherweise begünstigend auf den Störfall auswirkten. Dazu gehören etwa weiträumige Energieübertragungen von südöstlichen Ländern Europas in Regionen im Nordwesten. 

Steuerzentrale der APG
Bestens bewährt: Binnen gut einer Stunde bewältigten die europäischen Übertragungsnetzbetreiber, darunter nicht zuletzt die APG, die Netzstörung am 8. Jänner. (C) APG

Bestens vorbereitet

Grundsätzlich ist Österreich auf Störungen im regulären Stromnetzbetrieb bestens vorbereitet. Neben dem ENTSO-E Awareness System, in das die APG einbezogen ist, verfügt das Land über ein „internes“ österreichisches Awareness-System, das auch die an das APG Netz angeschlossenen österreichischen Verteilernetzbetreiber umfasst und als europaweit vorbildlich gilt. Über dieses sehen die österreichischen Verteilernetzbetreiber (DSOs) den Betriebszustand des überregionalen Netzes der APG. Diese wiederum hat den Überblick über die relevante Lage in den Verteilernetzen.

Käme es zu einem Blackout, von dem Österreich betroffen wäre, würde die APG über das österreichische Awareness System den Wiederaufbau der Stromversorgung koordinieren. Die Aufgabe der DSOs bestünde darin, nach den Vorgaben der APG die Anlagen der Endkunden schrittweise wieder zuzuschalten. Kapetanovic erläutert: „Wir würden den DSOs mitteilen, wie viel an Last wir an welcher Übergabestelle zwischen ihren Netzen und unserem Netz übernehmen können. Die Rolle der DSOs wäre eine sehr wichtige für die Wiederherstellung der Kundenversorgung. Denn an ihren Netzen hängt die weitaus überwiegende Zahl der Anlagen der Endkunden.“

Ferner finden alljährlich mehrmals Trainings zur Bewältigung kritischer Situationen im Netzbetrieb statt. Üblicherweise erfolgt dies bei der DUtrain, einer Spezialfirma mit Sitz in Duisburg. Angesichts der COVID-19-Pandemie etablierte die DUtrain auch Möglichkeiten für Online-Schulungen und Simulatortrainings, die bereits sehr gut organisiert sind und seit Mitte 2020 laufen.

Überdies bilden die Netzbetreiber ihre Mitarbeiter ständig weiter. Laut Kapetanovic habe der Vorfall vom 8. Jänner gezeigt: „Unsere Leute sind wirklich gut. Sie haben gelernt, die Ruhe zu bewahren und schnellstmöglich die richtigen Entscheidungen zu treffen. Bei einer kritischen Netzsituation gibt es ja keine Zeit für stundenlange Analysen. Da gilt es, in kürzester Zeit das Richtige zu tun.“

Infografik Resynchronisierung

Keine Selbstverständlichkeit

Der Verbund sei während des Vorfalls selbst und in den Tagen danach auf Managementebene sowie auf Arbeitsebene  „im permanenten Austausch“ mit seiner Netztochter APG gewesen. „Dieser Vorfall hat sehr klar vor Augen geführt, wie wichtig die grenzübergreifende Zusammenarbeit ist. Aber es wurde auch deutlich, dass unser sehr hohes Niveau der Versorgungssicherheit keine Selbstverständlichkeit ist“, heißt es dazu aus dem Unternehmen. Die Kooperation der europäischen TSOs sowie die Zusammenarbeit der Netz- und Kraftwerksbetreiber innerhalb Österreichs sieht der Verbund als „Paradebeispiel für gemeinsames Krisenmanagement“.

Der Verbund selbst verfüge als Unternehmen der kritischen Infrastruktur über „eine fix verankerte Krisenstabsorganisation. Potenzielle Krisenszenarien wie Hochwasser, Cyber Security, Black-out etc. werden mehrmals jährlich geübt, regelmäßig auch gemeinsam mit den Behörden und Einsatzkräften, um sich bestmöglich auf die Realsituation vorzubereiten.“ Bei Stromausfall kann der Verbund nicht zuletzt mit seinen Pumpspeicherkraftwerken dazu beitragen, das Stromnetz wieder in Betrieb zu nehmen.

Wie der Verbund betont, sei Österreich mit einer Ausfallsicherheit von über 99,9 Prozent eines der versorgungssichersten Länder. Klar ist aus seiner Sicht aber: „Gerade in der Zeit der fortschreitenden Transformation des Stromsystems in Richtung Erneuerbare brauchen wir ausreichend Reserven in allen Bereichen des Stromsystems. Flexibilitäts- und Speicheroptionen, Sektorkopplung sowie der dafür notwendige Netzausbau müssen aus einer ganzheitlichen Perspektive gedacht, geplant und umgesetzt werden.“

Wasserkraftwerk Greifenstein
Voll im Einsatz: Die Laufkraftwerke an der Donau spielten eine maßgebliche Rolle beim Krisenmanagement in Österreich. (C) VERBUND AG

Frequenzabsenkung spürbar

Tatsache ist, dass auch manche Verteilernetzbetreiber die Störung zu spüren bekamen. Bei der Netz Niederösterreich beispielsweise hätten sich Großkunden gemeldet, deren „sensible Maschinen die Frequenzabsenkung bereits gespürt haben“, heißt es aus dem Unternehmen. Schwankt die Frequenz zu stark, schalten sich manche Anlagen automatisch ab. Dies kann auch Kraftwerke betreffen. „Und dann wird es kritisch“, warnt die Netz Niederösterreich. Am 8. Jänner habe schnelles Eingreifen der Netzbetreiber, insbesondere der APG, Schlimmeres verhindert.

Und das Bewältigen derartiger Fälle werde „regelmäßig trainiert, um bestmöglich vorbereitet zu sein. Im Ernstfall ist ein gutes Zusammenspiel der Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber, der öffentlichen Stellen sowie der Einsatzorganisationen das Um und Auf.“ Freilich: Trotz noch so guter Vorbereitung lasse sich ein Blackout nie vollständig ausschließen. Daher gelte es, die Kunden vor den Auswirkungen „bestmöglich zu schützen“, vor allem aber, Vorsorge zu treffen, um die Stromversorgung rasch wieder herstellen zu können.

Sekundenprotokoll: Wie ein Blackout in ganz Europa verhindert wurde

Im Umspannwerk Ernestinovo südlich von Osijek in Kroatien schaltet ein Überstromschutzscheine 400-kV-Sammelschienenkupplung ab. In der Folge werden die beiden Sammelschienen in der Station getrenn
was wiederum zur Teilung der dort zusammenkommenden nordwestlichen und südöstlichen Stromflüsse führt.

Die 400-kV-Leitung zwischen Subotica und Novi Sad in Serbien ist überlastet und fällt aus. 
In der Folge werden binnen 19 Sekunden 13 220- bzw. 400-kV-Leitungen in Rumänien und Kroatien sowie zwischen Kroatien und Bosnien-Herzegowina ebenfalls überlastet und fallen aus.

Das europäische Stromnetz wird in einen größeren nordwestlichen und kleineren südöstlichen Teil getrennt. Die Trennlinie verläuft quer durch Kroatien über Serbien und Rumänien bis zur ukrainischen Grenze. 

Die Frequenz im nordwestlichen Teil sinkt binnen 15 Sekunden auf 49,74 Hertz (Hz) und stabilisiert sich infolge der einsetzenden Primärregelung und automatisch abgeschalteten 1700 MW der großen unterbrechbaren Kunden (das sind die Verbraucher, welche gegen Abgeltung eine präventive Abschaltung in solchen Fällen als Dienstleistung anbieten) in Frankreich und Italien anschließend bei etwa 49,84 Hz. Gleichzeitig steigt die Frequenz im südöstlichen Gebiet kurzfristig auf bis zu 50,6 Hz und schwankt, nach automatischer Trennung einiger großer Kraftwerke vom Netz, in der Folge zwischen 50,2 und 50,3 Hz. 

Mit den Maßnahmen ist es gelungen, die Abweichungen der Frequenz vom Normalwert (50 Hz) im nordwestlichen Teil auf 0,1 Hz zu verringern. Bis 14:29 Uhr erreicht die Frequenz in dem südöstlichen Teil einen Wert von 50,2 Hz und schwankt anschließend innerhalb der Sicherheitsmarge zwischen 49,8 und 50,2 Hz. 

Im nordwestlichen Netzgebiet können die Anlagen der Kunden mit den unterbrechbaren 
erträgen wieder ans Netz genommen werden. 

Die Störung ist bewältigt. Das nordwestliche und das südöstliche Netzgebiet werden wieder verbunden. 

Profis in den Warten

Laut Gerhard Fida, dem Geschäftsführer der Wiener Netze, hätten „die meisten Kunden in unserem Versorgungsgebiet den Vorfall kaum oder gar nicht bemerkt“. Die Wiener Netze seien über das AAS mit den anderen österreichischen Netzbetreibern in ständigem Kontakt. Und die automatischen Systeme zur Netzstabilisierung hätten „tadellos funktioniert“, schildert Fida. Die Leitwarten der Wiener Netze seien „rund um die Uhr mit Profis besetzt“. Auch werde die Bewältigung unterschiedlichster Krisensituationen „mehrmals im Jahr“ geprobt. Für den – unwahrscheinlichen – Fall eines Black-outs besteht ein österreichweiter Notfallplan: „Gelingt der österreichweite Aufbau, wird – bildlich gesprochen – der Wiener Stecker wieder in die überregionale Steckdose gesteckt.“ Gelingt der überregionale Wiederaufbau der Stromversorgung vorerst nicht, kann Wien seine eigenen Kraftwerke für die regionale Versorgung nutzen. „Wien ist stabil – und bleibt es auch“, betont Fida und fügt hinzu: „Mit einer Versorgungssicherheit von 99,99 Prozent sind die Wiener Netze weltweit eines der besten und sichersten Energienetze für mehr als zwei Millionen Kunden.“ Insgesamt investiert sein Unternehmen bis 2025 rund 1,5 Milliarden Euro in die Netzinfrastruktur, darunter neue Umspannwerke, stärkere Leitungen und „intelligente“ Trafos. Weiterhin unverzichtbar für die sichere Stromversorgung seien laut Fida aber auch „regelbare Kraftwerke und Speichermöglichkeiten“. Nur damit würden sich die gefürchteten „kalten Dunkelflauten“ sowie kritische Netzzustände bewältigen lassen.

Langfristig sicherstellen

Die Bedeutung der flexiblen Gaskraftwerke zeigte sich bei dem Vorfall am 8. Jänner mehr als deutlich. Die Wien Energie etwa fuhr ihre Kraftwerke Simmering und Donaustadt auf Hochtouren und konnte so einen Beitrag zur Netzstabilisierung leisten, heißt es aus dem Unternehmen. Käme es zu einer noch schwerwiegenderen Störung, im Extremfall einem Blackout, würde die Wien Energie „in enger Zusammenarbeit mit den Wiener Netzen und der APG eine regionale Versorgungsinsel“ aufbauen. Diese würde betrieben, bis die überregionale Stromversorgung wieder hergestellt sei. Und, so heißt es aus dem Unternehmen: „Für Wien Energie ist klar, dass wir Versorgungssicherheit auch langfristig sicherstellen müssen. Dafür ist der Ausbau erneuerbarer Energien, aber auch der Einsatz flexibler und hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen wesentlich.“

Das texanische Szenario

Drei jahrzehntelang bestehende Schwächen im Energiesystem des
US-­Bundesstaates verstärken einander selbst – und wären hierzulande undenkbar.

Fahne der USA
(C) Tony Gutierrez / AP / picturedesk.com

Der teilweise Zusammenbruch der Stromversorgung in Texas hat drei wesentliche Gründe: mangelnde Integration, fehlende Regulierung – und die Vernachlässigung der Infrastruktur. Diese Schwächen können einander verstärken und so die Gesamtlage verschlimmern. Auslöser des Crashs vom Februar war das Gasnetz: Ohne Gas versagten die Kraftwerke, und ohne Strom brach wiederum die Gasversorgung zusammen.

▪ Das texanische Gasnetz hat eine Gesamtlänge von 94.300 Kilometern. Rund 123.000 der 491.200 US-amerikanischen Erdgas-Bohrlöcher befinden sich im „Lone Star State“. Während des Kälteeinbruchs froren etliche davon ein. Auch die Gasspeicher ließen sich nicht mit voller Leistung betreiben. Eine wintersichere Infrastruktur zur Förderung und zum Transport von Erdgas existiert nicht.

▪ Viel zu gering sind auch die wintersicheren Reservekapazitäten für die Deckung erhöhten Strombedarfs. Der Regulator PUCT rechnete mit einem Höchstbedarf von 67 Gigawatt an sicher verfügbarer Kraftwerksleistung. Tatsächlich wären zur Versorgung während der Kältewelle mindestens 75 GW nötig gewesen. Die Folge: Stromausfälle und Stromrechnungen von bis zu 17.000 US-Dollar.

▪ Zudem fehlen nennenswerte Stromleitungsverbindungen mit den übrigen USA. Seit 1935 ist Texas von den großen Netzen im Osten und im Westen der USA abgekoppelt. Damals initiierte Präsident Franklin D. Roosevelt ein US-weites Regulierungssystem, dem sich Texas nicht unterwerfen wollte. Versuche, die Netze zu verbinden, scheiterten regelmäßig. Die neueste Initiative „Tres Amigas“ liegt seit Jahren auf Eis. In Österreich ist ein „texanisches Szenario“ unmöglich. Erstens ist das Land seit langem in den europäischen Übertragungsnetzverbund integriert und kann Strom aus dem Ausland beziehen. Zweitens ist die E-Wirtschaft zum Vorhalten von Kraftwerksreserven verpflichtet. Drittens ist die Erdgas-Infrastrukturwinterfest. Das Gas hat einen genau definierten Feuchtegehalt, die Leitungen sind rund einen Meter tief in der Erde verlegt. Daher sei ihr Einfrieren „grundsätzlich auszuschließen“, betont die Gaswirtschaft.

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