Die FERC-Verordnung 881 verstehen

Dieser Artikel beantwortet die wichtigsten Fragen zu FERC 881: wann sie erlassen wurde, was sie verändert und wie sich Leitungsbemessungen auf die Netzzuverlässigkeit auswirken.

Wann wurde die FERC-Verordnung 881 erlassen: Hintergrund

Die FERC-Verordnung 881 wurde am 16. Dezember 2021 von der Federal Energy Regulatory Commission (FERC) erlassen. Laut der Kommission besteht der Zweck dieser Verordnung darin, das Übertragungsnetz in den Vereinigten Staaten effizient zu nutzen. Dieser Schritt verbessert die Genauigkeit und Transparenz des Bulk Electric System (BES) in ganz Nordamerika.

Die Frage ist, wie diese Verordnung die von FERC prognostizierten Veränderungen tatsächlich bewirken wird. Um dies zu verstehen, muss man wissen, wie sich Leitungsbemessungen im Übertragungsnetz entwickeln. Traditionell wurden konservative, statische Annahmen verwendet. Static Line Ratings, auch als „Typenschildwerte“ (nameplate ratings) bekannt, basieren häufig auf Worst-Case-Szenarien, den höchsten Temperaturen und geringen Windgeschwindigkeiten. Dieser sicherheitsorientierte Ansatz verhindert Überhitzung, die zu Spannungseinbrüchen oder Stromausfällen führen kann, sowie ein übermäßiges Durchhängen der Leitungen, das eine Gefahr für die Öffentlichkeit darstellen könnte.

Die Probleme von Static Line Ratings

Die im vorigen Absatz beschriebenen Probleme des Worst-Case-Szenarios sind dreifacher Natur und berücksichtigen die dynamische Natur des Wetters nicht. Temperaturen schwanken, und der Widerstand sinkt bei kälteren Temperaturen. Dieser geringere Widerstand bedeutet eine höhere elektrische Leitfähigkeit, wodurch der Strom leichter fließen kann. Leitungen dehnen sich bei wärmeren Temperaturen aus und hängen durch; besonders deutlich zeigt sich dieses Durchhängen in Gebieten mit kalten Nächten und heißen Tagen, etwa in Texas, Kalifornien, New Mexico und Arizona. Doch selbst wenn das Durchhängen weniger auffällig ist, erhöht es den Widerstand, da sich die Strecke verlängert, die der Strom zurücklegen muss. Mehr Widerstand bedeutet einen langsameren Energiefluss.

Ein weiteres Problem von Static Line Ratings besteht darin, dass sie den Wind nicht berücksichtigen. Jeder in Oklahoma weiß, dass „when the wind goes sweeping down the plains“ nicht nur eine eingängige Liedzeile ist. Die Menschen in Chicago sind so an den Wind gewöhnt, dass ihre Stadt weltweit als „The Windy City“ bekannt ist. Manchmal wirkt sich der Wind jedoch positiv auf Leitungen aus, indem er die Temperatur senkt. Umgekehrt kann in Wüstengebieten der USA fehlender Wind die Hitze noch drückender machen, wodurch der Widerstand steigt und der Stromfluss langsamer wird.

Das dritte Problem von Static Line Ratings besteht darin, dass sie die Sonneneinstrahlung nicht berücksichtigen – also die Menge an Sonnenenergie, die ein bestimmtes Gebiet zu einem gegebenen Zeitpunkt erhält. Die Intensität der Einstrahlung wird durch den Sonnenwinkel, die Entfernung der Sonne zur Erde sowie atmosphärische Bedingungen wie Wolken und Dunst beeinflusst, die die Sonnenstrahlung streuen und die Einstrahlung verringern können. Im Sommer beeinflussen längere Tage und die Neigung der Erde zur Sonne die Sonneneinstrahlung. Kürzere, sonnenfernere Wintertage weisen eine geringere Sonnenenergie auf.

Nächste Schritte: Seasonal Line Ratings

Etwas dynamischer und in der Lage, saisonale Temperaturschwankungen zu berücksichtigen, sind Seasonal Line Ratings. Dass die Bedingungsannahmen für Sommer und Winter in der Temperatur stark voneinander abweichen, ist ein äußerst naheliegender Weg, um von der konservativeren Worst-Case-Methodik der Static Line Ratings aufzusteigen. Allerdings berücksichtigen Seasonal Line Ratings nur die Temperatur und verwenden konservative Temperaturannahmen, oft 95 Grad Fahrenheit im Sommer und 32 Grad Fahrenheit im Winter. Zudem haben sich Übertragungsnetzbetreiber historisch auf historische Höchst- und Tiefstwerte der letzten 5 bis 10 Jahre für ihre Berechnung gestützt; dies kann angesichts der allgemeinen Erwärmungstrends der letzten Jahre ein Problem darstellen.

Was sind Ambient Adjusted Ratings?

Ambient Adjusted Ratings sind Berechnungen auf Basis von Temperatur und Sonneneinstrahlung (Nacht vs. Tag). Mithilfe von Prognosen zur Umgebungslufttemperatur können Ambient Adjusted Ratings helfen, Angebot und Nachfrage auszugleichen – oft ein zentrales Problem bei extremen Temperaturen. FERC und andere Regulierungsbehörden weltweit haben zusammen mit Elektroingenieuren aus verschiedenen Unternehmen das Konzept der Ambient Adjusted Ratings entwickelt. Zwei Schwachstellen von Static Line Ratings, die Ambient Adjusted Ratings berücksichtigen, sind Temperatur und Sonneneinstrahlung. Ist bekannt, dass die Sonneneinstrahlung geringer ist, ermöglicht dies einen höheren Stromfluss durch die Leitungen. Ambient Adjusted Ratings berücksichtigen, dass bei niedrigeren Temperaturen ein höherer Durchfluss möglich ist. Ambient Adjusted Ratings bieten eine Flexibilität, die die Worst-Case-Einschränkungen von Static Line Ratings nicht zulassen. Diese verbesserte Betrachtung bedeutet mehr Energiefluss durch die Leitungen und eine bessere Netzzuverlässigkeit. Diese Zuverlässigkeit kann zu Kosteneinsparungen führen, da schlechte Netzbedingungen zu höherem Wartungsaufwand und geringerer Kundenzufriedenheit führen.

Die Zukunft der Bemessungswerte: Wie funktionieren Dynamic Line Ratings?

Obwohl sie derzeit keine Pflichtanforderung für Übertragungsnetzbetreiber sind, gehören Dynamic Line Ratings (DLR) die Zukunft. DLR ermöglichen das höchste Maß an Systemkontrolle. Sie funktionieren, indem sie unter anderem Echtzeit-Umgebungsbedingungen wie Lufttemperatur, Windverhältnisse (Richtung und Geschwindigkeit) und die Intensität der Sonneneinstrahlung (nicht nur Tag oder Nacht, sondern auch bewölkt oder klar usw.) nutzen. Sensoren an Übertragungsleitungen erfassen und übermitteln Daten zu Temperatur, Windgeschwindigkeit und -richtung und können auch Sonnenstrahlung erfassen, wodurch häufiger große Datenmengen anfallen (z. B. stündlich oder alle 15 Minuten). Diese Daten können mithilfe fortschrittlicher Algorithmen analysiert werden, um die Kapazität der Leitung zu bestimmen. Diese Analysen ermitteln den maximal sicheren Strom, sodass die Netzbetreiber den Stromfluss anpassen können. Dynamic Line Ratings gleichen im Wesentlichen die zuvor beschriebenen Schwächen von Static Line Ratings aus. DLR-Berechnungen können jedoch kostspielig sein, einschließlich der Kosten für Ausrüstung und Datenmanagement, insbesondere die Datenspeicherung.

Advanced Facility Ratings Technology

Die weitreichenden Änderungen von FERC 881 am Facility Rating Management müssen bis Juli 2025 umgesetzt werden. Nach den neuen Betriebsvorschriften müssen saisonale Bemessungswerte für alle vier Jahreszeiten definiert werden. Da diese Jahreszeiten je nach Klima variieren, sind nicht zwingend drei gleich lange Monate pro Saison erforderlich. Anstatt Bemessungswerte auf historischen Höchst- und Tiefstwerten zu basieren, müssen Ambient Adjusted Ratings (AAR) die statischen Bemessungsannahmen berücksichtigen, die stündlich anhand von Umgebungstemperatur und Sonneneinstrahlung angepasst werden. FERC 881 schreibt vor, dass AAR-Werte immer dann angepasst werden müssen, wenn sich die Temperatur seit der letzten Anpassung um 5 Grad oder mehr ändert.

Mit IPS^® lassen sich die Annahmen für die statischen Bemessungswerte ganz nach Wunsch des Kunden anpassen. Unser System umfasst die vom Schutzsystem vorgegebenen Grenzwerte für sämtlichen Überstrom- und Distanzschutz über unser IPS^® Safe Load Calculation Module. Advanced Facility Ratings Management (AFRM) erfasst Bemessungsinformationen aus Enterprise Asset Management, Network Model Management (NMM) und jedem weiteren zulässigen extern genutzten System. Die Software berechnet und aggregiert Anlagenbemessungswerte anhand des Netzkonnektivitätsmodells Common Information Model (CIM). AFRM berechnet Ambient Adjusted Ratings und saisonale Bemessungswerte auf Basis der Daten des Wetterdienstanbieters und verwaltet und speichert anschließend alle relevanten Bemessungsdaten gemäß internen und regulatorischen Anforderungen. Es kann die Daten in operative Informationssysteme wie SCADA/EMS sowie in Geschäftssysteme, einschließlich der regulatorischen Berichterstattung, integrieren. AFRM wird so zur zentralen Anlaufstelle für Bemessungsinformationen innerhalb des Versorgungsunternehmens.

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