Lexikon > Buchstabe F > Frequenzregelung im Stromnetz

Frequenzregelung im Stromnetz

In Wechselspannungs- bzw. Drehstromnetzen muss die Netzfrequenz innerhalb enger Grenzen gehalten werden. Die Kraftwerke im Stromnetz enthalten weitestgehend Synchrongeneratoren, bei denen eine starre Relation zwischen Drehzahl und Netzfrequenz besteht. Es geht also bei der Frequenzhaltung im Kern darum, die Drehzahl all dieser synchron laufenden Maschinen konstant zu halten.

Der Artikel über die Netzfrequenz erklärt, inwiefern auch andere Arten von Verbrauchen von Änderungen der Netzfrequenz betroffen sind.

Einfluss von Erzeugung und Netzlast auf die Netzfrequenz

Wenn die Netzlast (als der gesamte Stromverbrauch im Netz) unvorhergesehen steigt, also die momentan einspeiste Leistung aller Kraftwerke übersteigt, führt dies zum einem leichten Abbremsen der Generatoren und damit einem Absinken der Netzfrequenz. Gleiches geschieht, wenn die Einspeisung unerwartet abnimmt, z. B. durch den unvorhergesehenen Ausfall eines Kraftwerks. Umgekehrt steigt die Netzfrequenz an, wenn die Einspeisung höher ist als erwartet oder wenn die Last geringer ist.

Natürliche Trägheit des Systems

Durch die rotierenden Massen all der Generatoren und Dampfturbinen der Stromerzeuger hat das System eine gewisse Trägheit. Kurzfristig erzeugt schon dies – ohne gezielte Eingriffe – eine gewisse Stabilisierung der Frequenz. Man spricht hier von der Momentanreserve.

Auch gewisse Verbraucher tragen zu dieser Trägheit bei. Insbesondere nehmen Synchronmotoren bauartbedingt eine geringere Leistung auf, wenn die Netzfrequenz absinkt, oder eine höhere Leistung, wenn sie ansteigt – dies weil die Generatordrehzahl der Netzfrequenz folgt. Diese Trägheit des Systems wirkt als ein stabilisierender Effekt.

Aktive Frequenzstabilisierung im europäischen Verbundnetz

Aus verschiedenen Gründen sind gewisse unvorhersehbare Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch im Netz unvermeidbar. Diese Unsicherheiten sind trotz der ausgleichenden Wirkung durch die Vielzahl der Erzeuger und Verbraucher so groß, dass aktive korrigierende Eingriffe nötig sind, um die Netzfrequenz ausreichend stabil zu halten. Es ist also eine aktive Regelung notwendig, und zwar mit unterschiedlichen Beiträgen entsprechend den jeweiligen Zeitskalen (siehe unten). Für diese Regelung wird Regelenergie benötigt:

• Man benötigt bei zu niedriger Netzfrequenz zusätzliche Einspeisungen oder auch eine Reduktion der Netzlast. Beides wird als positive Regelenergie bezeichnet.
• Bei zu hoher Netzfrequenz muss die Einspeisung reduziert oder die Netzlast erhöht werden (negative Regelenergie).

Die Regelenergie wird so günstig wie jeweils möglich beschafft, wofür je nach der Situation unterschiedliche Quellen in Frage kommen; siehe den Artikel über Regelenergie für weitere Details.

Im Folgenden werden die Verhältnisse im europäischen Verbundsystem (RGCE, früher UCTE) beschrieben, wo eine Netzfrequenz von 50 Hz mit einer Toleranz von ±0,2 Hz eingehalten werden soll. In anderen Netzen können etliche Details anders geregelt sein.

Zuständigkeit

Zuständig für die Netzregelung sind die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Sie beschaffen die benötigte Regelenergie, veranlassen die benötigten technischen Maßnahmen in den Kraftwerken und koordinieren alle diesbezüglichen Aktivitäten. Die ÜNB sind große Firmen, von denen es z. B. in Deutschland nur vier gibt (Stand 2012). Sie sind jeweils zuständig für eine Regelzone (ein gewisses Netzgebiet). Die Zuständigkeiten überschneiden sich allerdings ein Stück weit, insbesondere bei der Primärregelung, da die Netzfrequenz im gesamten Verbundnetz einheitlich ist.

Kraftwerke, die von den ÜNB für die Beschaffung von Regelenergie verwendet werden, müssen ein detailliertes Präqualifikationsverfahren durchlaufen, um ihre technische Eignung und Zuverlässigkeit zu demonstrieren. Für kleine Kraftwerke kann dieses Verfahren zu aufwendig sein. Deswegen wird die Frequenzregelung bisher hauptsächlich mit Großkraftwerken durchgeführt. Sollte deren Anteil an der Stromerzeugung zukünftig stark sinken, müssten zunehmend auch kleinere Kraftwerke einbezogen werden.

Primärregelung

Die Primärregelung (auch Sekundenreserve genannt) muss spätestens eingreifen, wenn eine Frequenzabweichung von mindestens 20 mHz (= 0,02 Hz) auftritt. (Kleinere Frequenzabweichungen innerhalb eines Totbands sollen ignoriert werden, um die Maschinen zu schonen.) Dann erfolgt innerhalb von 30 Sekunden eine Leistungsänderung proportional zur Abweichung der Netzfrequenz, die bei Bedarf mindestens für 15 Minuten durchgehalten werden muss. Eine solche Proportionalregelung reduziert die Frequenzabweichungen, bringt sie aber nicht auf Null, da ohne Abweichung ja auch kein Regelbeitrag erfolgt.

Die Primärregelung erfordert keine Koordination von Kraftwerken, da in jedem Kraftwerk einfach die Netzfrequenz gemessen und entsprechend darauf reagiert werden kann. Dies erfolgt bislang größtenteils in Großkraftwerken (mit mehr als 100 MW Leistung), teilweise auch in kleineren Wasserkraftwerken, während von anderen kleinen Kraftwerken keine Beiträge zur Primärregelung erwartet werden. Verlangt wird von diesen nur Abregeln der Leistung, wenn die Netzfrequenz die obere Grenze des Toleranzbereichs erreicht (also nur selten).

Insgesamt werden im kontinentaleuropäischen Stromnetz ±3000 MW Regelleistung ständig bereitgehalten. Hierzu tragen die einzelnen Regelzonen entsprechend ihrer Jahreserzeugung bei. Die gesamte Regelleistung ist gering im Vergleich zu der, die die teilnehmenden Länder insgesamt ohne den Netzverbund bräuchten, und vor allem auch im Vergleich zur gesamten Kraftwerksleistung.

Technisch kann die Primärregelung in einem Kraftwerk mit Dampfturbinen z. B. so erfolgen, dass die Turbinen zeitweilig mehr oder weniger Dampf erhalten. Hierfür kann der Dampferzeuger als ein Reservoir dienen, da eine Anpassung der Feuerungsleistung meist zu langsam wäre. Bei einer Gasturbine dagegen wirkt sich eine Änderung der Gaszufuhr innerhalb weniger Sekunden auf die produzierte Leistung aus, so dass auf diesem Wege geregelt werden kann.

Sekundärregelung

Die Sekundärregelung erfolgt auf der Ebene der Übertragungsnetze und reagiert wesentlich langsamer; sie setzt innerhalb von maximal 15 Minuten ein. Ein zentraler Regler berücksichtigt nicht nur die Netzfrequenz, sondern auch die Leistungsbilanz der jeweiligen Regelzone (in die der entsprechende Beitrag zur Primärregelleistung eingeht). Es wird jeweils die gesamte in der Regelzone benötigte Regelleistung ermittelt und auf die dafür verwendeten Kraftwerke (die Regelblöcke oder Regelmaschinen) verteilt. An diese Kraftwerke werden dann mit Mitteln der Informationstechnik die Anforderungen von Sekundärregelleistung übertragen.

Bei der Sekundärregelung wird ein Proportional-Integral-Regler verwendet. Der Beitrag des Integralreglers ist proportional zum zeitlichen Integral der Abweichung. Er steigt also beständig an, bis die Regelabweichung völlig verschwindet. Hierdurch wird die Primärregelung schließlich entlastet.

Die Berücksichtigung der Leistungsbilanz der jeweiligen Regelzone erfolgt so, dass Lastabweichungen weitgehend innerhalb der jeweiligen Regelzone kompensiert werden. Man vermeidet also, dass Sekundärregelleistung über weite Strecken transportiert werden muss.

Das Ziel ist im Übrigen nicht unbedingt ein möglichst schnelles Erreichen einer verschwindenden Frequenzabweichung. Vielmehr wird gewünscht, dass der Mittelwert der Frequenz über lange Zeiten sehr genau gehalten wird, um die langfristige Ganggenauigkeit netzsynchron laufender Uhren zu gewährleisten. Eine zeitweilige Frequenzabweichung wird zu späteren Zeiten deswegen durch eine kleine Abweichung in der Gegenrichtung kompensiert. Die Sollfrequenz der Netzregelung weicht also zeitweise vom Nennwert 50 Hz ab, und zwar um maximal 10 mHz.

Geeignet für die Sekundärregelung sind vor allem Wasser-Speicherkraftwerke (auch Pumpspeicherkraftwerke), da ihre Leistung in weiten Bereichen angepasst werden kann, ohne dass der Wirkungsgrad darunter leidet. Es werden auch Gaskraftwerke verwendet, die eine ausreichend hohe Leistungsänderungsgeschwindigkeit ermöglichen, allerdings meist in einem geringeren Leistungsbereich. Nur eingeschränkt geeignet sind Kernkraftwerke, da sie aus wirtschaftlichen Gründen so lange wie möglich mit Volllast betrieben werden und außerdem technisch bedingt meistens relativ träge sind. Es bleibt also keine Reserve für Leistungserhöhungen, und zeitweise Absenkungen der Leistung würden kaum zur Reduktion der Betriebskosten beitragen; die Brennelemente-Kosten sind ohnehin relativ gering, und vermehrter Wartungsaufwand durch Betrieb mit schwankender Leistung, der die Materialermüdung fördert, könnte die Einsparungen wieder zunichte machen. Auch negative Auswirkungen auf die Betriebssicherheit sind nicht auszuschließen. Am ehesten werden Kernkraftwerke im oberen Lastbereich von 80 bis 100 % betrieben, also mit Flexibilität für nur 20 % der maximalen Leistung.

Tertiärregelung

Die Tertiärregelung (Minutenreserve) wird eingesetzt, um die Sekundärregelung zu unterstützen und entlasten. Hierfür werden z. B. Pumpspeicherkraftwerke, Steinkohle- und Gaskraftwerke eingesetzt, die ihre Leistung pro Minute mindestens um 2 % ihrer Nennleistung ändern können. Auch Blockheizkraftwerke und andere kleine Anlagen, meist aggregiert zu einem virtuellen Kraftwerk, können genutzt werden.

Da für die Anforderung von Tertiärregelleistung genug Zeit zur Verfügung steht (rund 15 Minuten), die von der Primär- und Sekundärregelung überbrückt wird, und weil sie seltener benötigt wird, kann diese Anforderung vom Übertragungsnetzbetreiber telefonisch erledigt werden.

Quartärregelung

Die Quartärregelung dient der Stabilisierung der durchschnittlichen Netzfrequenz als Zeitgeber für Synchronuhren. Letzteres sind Uhren z. B. in manchen Radioweckern und Küchengeräten, die keinen eigenen Oszillator enthalten (z. B. einen Quarz-Schwingkreis), sondern in Netzfrequenz dafür verwenden.

Kurzfristig kann die Netzfrequenz deutlich vom Sollwert abweichen, jedoch sorgt die Quartärregelung normalerweise dafür, dass solche Abweichungen immer wieder ausgeglichen werden, sodass die Genauigkeit der Synchronuhren über längere Zeiten recht ordentlich ist. Für diesen Zweck wird ständig die sogenannte Netzzeit (d. h. effektiv die Anzeige einer Synchronuhr, die irgendwann einmal genau gestellt wurde) ständig überwacht. Wenn Sie beispielsweise gegenüber der koordinierten Weltzeit um mehr als 20 Sekunden hinterherhinkt, sorgt die für die Quartärregelung zuständige Instanz (in Europa: Swissgrid) dafür, dass der Sollwert für die Netzfrequenz für eine Zeit lang leicht erhöht wird (um 10 mHz z. B. auf 50,01 Hz), bis der genannte Fehler wieder ausgeglichen ist.

Normalerweise werden auf diese Weise die Gang Abweichungen der Synchronuhren auf weniger als eine Minute begrenzt. Ausnahmsweise kann es zu größeren Abweichungen kommen – beispielsweise bis zu 6 Minuten im März 2018 infolge unzureichender Leistungseinspeisungen im Kosovo (also der Verletzung der Pflichten eines Netzbetreibers) im Zusammenhang mit politischen Spannungen.

Stundenreserve

Für den Ausgleich längerfristiger Ungleichgewichte steht die Stundenreserve innerhalb einer Stunde zur Verfügung. Diese gilt nicht mehr als Regelenergie, sondern als Reserve.

Netzstabilitätsanlagen

Nur unter besonders kritischen Umständen setzen die Netzbetreiber sogenannte Netzstabilitätsanlagen ein – nicht für die alltägliche Frequenzregelung, sondern nur als Notmaßnahme.

Lastabwurf, automatische Kraftwerksabschaltungen und Netzzusammenbruch

Als letztes Mittel kann bei starker Unterfrequenz auch ein ungeplanter Lastabwurf für gewisse Verbraucher erfolgen. Hierfür besteht ein mehrstufiger Plan (in Deutschland mit fünf Stufen). Zunächst werden gewisse Pumpen verzögert abgestellt, und die gewöhnlichen Verbraucher sind zunächst nicht betroffen. Sinkt die Netzfrequenz aber trotzdem weiter ab, kommt es zu sofortigen automatischen Lastabwürfen, um die Netzlast weiter zu reduzieren. Dies betrifft zufällig ausgewählte kleinere Netzgebiete, die dann vom restlichen Netz getrennt werden.

Wenn auch solche Notmaßnahmen nicht mehr ausreichen und die Netzfrequenz stärker vom Sollwert abweicht, erfolgt eine automatische Abschaltung von Kraftwerken. Damit wird z. B. vermieden, dass Anlagen durch falsche Drehzahlen für längere Zeit in gewisse mechanische Resonanzen geraten, die zu ihrer Zerstörung führen könnten. Dies verschärft natürlich die Lage im jeweiligen Netzgebiet und macht einen dortigen Stromausfall noch wahrscheinlicher.

Im Extremfall würde das gesamte europäische Verbundsystem zusammenbrechen. Dieser sehr schwerwiegende Fall ist jedoch sehr unwahrscheinlich bzw. nur unter völlig außergewöhnlichen Umständen (etwa im Falle eines großen Krieges) zu erwarten. Wenn ein solcher Zusammenbruch droht, werden einzelne Netze voneinander getrennt, um wenigstens in solchen Teilnetzen noch eine Versorgung aufrechterhalten zu können. Die Synchronisation dieser Netze muss dann später wieder vorgenommen werden.

Frequenzregelung von Kleinkraftwerken?

Die Frequenzhaltung (als wichtiger Teil der Systemdienstleistungen) wird im Wesentlichen mit Hilfe von Großkraftwerken übernommen. Zumindest bisher tragen kleine Kraftwerke z. B. mit Photovoltaik hierzu nicht bei, außer dass sie sich bei Erreichen einer Frequenz von 50,2 Hz (was selten vorkommt) abschalten müssen. Da das plötzliche Abschalten vieler Anlagen bei 50,2 Hz die Netzstabilität gefährden könnte, werden demnächst Nachrüstungen notwendig, um diese Abregelung sanfter zu gestalten.

Neue große Windenergieanlagen müssen in Deutschland zu den Systemdienstleistungen inklusive Frequenzhaltung beitragen. Dies ist möglich durch entsprechende Erweiterungen der verwendeten Regelelektronik. Bei zu hoch werdender Netzfrequenz ist eine Abregelung (Reduzierung der Einspeisung) nötig, was leider einen Verlust an Energie bedeutet, da der reduzierten Erzeugung anders als bei thermischen Kraftwerken ja keine Einsparung an Brennstoff gegenübersteht. Deswegen wird diese Abregelung erst ab einer Netzfrequenz von 50,2 Hz gefordert, was nicht oft vorkommt.

Zukünftig könnten Kleinkraftwerke zu virtuellen Kraftwerken zusammengeschlossen werden, um als Ganzes Regelenergie bereitzustellen, insbesondere auch an der aktiven Frequenzregelung teilzunehmen. Es ist jedoch bislang nicht klar, in welchem Umfang dies praktikabel sein wird.

Zusammenhang mit der Spannungshaltung

Die elektrische Spannung, die ein typischer Generator liefert, ist genauso wie die Frequenz proportional zu seiner Drehzahl. Trotzdem gibt es für Stromnetze kaum einen Zusammenhang zwischen Frequenzhaltung und Spannungshaltung. Zunächst einmal hängt die von einem Generator gelieferte Spannung auch von der Strombelastung sowie von der Stärke der Erregung (die bei großen Generatoren in der Regel durch den Erregungsstrom beeinflusst werden kann) ab. Zusätzlich kann die Spannung innerhalb von Stromnetzen auch wesentlich variieren – entlang längerer Leitungen können wesentliche Spannungsabfälle auftreten. Bei den üblichen Wechselstromnetzen gibt es außerdem kompliziertere zusätzliche Effekte im Zusammenhang mit Blindstrom. Die Spannungshaltung muss deswegen nicht nur über die Kraftwerke geschehen, sondern auch durch zusätzliche Maßnahmen im Netz, insbesondere im Zusammenhang mit der Erzeugung oder Kompensation von Blindstrom, zum Teil auch mit regelbaren Transformatoren.

Danksagung

Der Autor dankt Mario Sedlak (einem Experten für diese Thematik) für diverse sehr hilfreiche Verbesserungsvorschläge zu diesem und verwandten Artikeln.

Siehe auch: Systemdienstleistungen, Netzfrequenz, Stromnetz, Stromausfall, Übertragungsnetzbetreiber, Spannungshaltung