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Frequenzregelung im Stromnetz

Definition: die Regelung der Netzfrequenz in einem Stromnetz

Englisch: frequency control in an electricity grid

Kategorie: elektrische Energie

Autor:

Wie man zitiert; zusätzliche Literatur vorschlagen

Ursprüngliche Erstellung: 29.11.2012; letzte Änderung: 20.08.2023

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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

Fragen und Kommentare von Lesern

03.09.2018

Die Frequenzregelung und somit die Regelenergie sind entscheidend für die Sicherheit und Stabilität des deutschen Stromnetzes! Realisiert wird dies zu 95 % durch Kohlekraftwerke!

Bevor wir also vom Kohleausstieg reden, sollten wir klären, wer diese sicherheitsentscheidende Aufgabe für 8760 Stunden im Jahr übernimmt.

Antwort vom Autor:

Richtig ist, dass die Bereitstellung von Regelenergie unentbehrlich für die Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit ist und dass sie bisher zum größten Teil durch Großkraftwerke erzeugt wird. Falsch ist aber die Vorstellung, das ginge mit einem abnehmenden Anteil der Großkraftwerke nicht mehr gut. Mit Sicherheit wird die Energiewende nicht an einem Mangel von Regelenergie scheitern.

Übrigens ist der Bedarf an Regelenergie in den letzten Jahren erheblich zurückgegangen – trotz des stark zunehmenden Anteils der erneuerbaren Energien.

26.01.2019

Wer übernimmt die Aufgabe der Großkraftwerke, wenn 2038 alle Großkraftwerke (Kohle, Kern) vom Netz sind? Wie viel Gegenleistung fehlt dann, und wie soll diese kompensiert werden?

Antwort vom Autor:

Bislang wird Regelenergie hauptsächlich in Großkraftwerken erzeugt – einfach deswegen, weil es damit am günstigsten geht. Das heißt aber nicht, dass es anders nicht ginge. Es werden zunehmend auch kleinere Anlagen Regelenergie erzeugen, und zudem arbeitet man ständig an Verfahren, die Menge der benötigten Regelenergie zu reduzieren – etwa durch verbesserte Prognosen von Verbrauch und Erzeugung.

16.02.2019

Welche Probleme bereiten Oberwellen, die durch erneuerbare Energien in das Netz gelangen, bei der Frequenzstabilisierung?

Welche Probleme bereiten zukünftig Über- bzw. Unterkapazitäten bei der Energieerzeugungen durch Wind- und Sonnenenergie?

Wie sicher wird das zukünftig dezentrale, virtuelle Kraftwerk gegenüber Hackern werden?

Antwort vom Autor:

Zu den Oberwellen: Das hat weder mit erneuerbaren Energien noch mit Frequenzstabilisierung wesentlich zu tun.

Zu Über- bzw. Unterkapazitäten: Solche müssen natürlich ausgeglichen werden, wofür es aber viele Möglichkeiten gibt.

Zu virtuellen Kraftwerken: Das kommt darauf an, wie geschickt man das macht! Und diese Problematik gilt natürlich nicht speziell nur für virtuelle Kraftwerke.

11.03.2020

Momentanreserve: Meine Vorstellung ist, dass Frequenzschwankungen zeitgleich Änderungen der Umdrehungen der rotierenden Massen in den Kraftwerken bewirken, also gekoppelt sind. Das scheint wohl nicht so zu sein? Wie darf ich mir die Wirkungsweise der rotierenden Massen als Momentanreserve (bevor die Regelleistungen greifen) vorstellen?

Antwort vom Autor:

Tatsächlich laufen all die großen Generatoren in einem Netz, die ja alle Synchrongeneratoren sind, genau synchron. Wenn die Netzfrequenz sinkt, werden diese Generatoren also alle entsprechend etwas abgebremst. Was sie dabei an Bewegungsenergie verlieren, wird zu fast 100 % in das Stromnetz abgegeben. Dadurch sinkt die Netzfrequenz z. B. bei eine plötzlichen Ausfall einer Einspeisung weniger, als sie es sonst täte. Die rotierenden Massen machen das System träger. Dieser Effekt ist bereits die "erste Verteidigungslinie" gegen Schwankungen der Netzfrequenz.

22.07.2020

Wenn eine zu niedrige Frequenz im Netz herrscht, fährt man dann einen Generator über- oder untereregt? Was bedeutet das bei einem Wasserkraftwerk? Mit welcher Spannung wird dann in das Netz eingespeist?

Antwort vom Autor:

Die Stärke der Erregung des Generators richtet sich nach der gewünschten Blindleistung. Dies hat mit der Netzfrequenz nicht unmittelbar zu tun.

01.10.2020

Wäre es jetzt wünschenswert und sicherer, eine gewisse Zahl von Synchrongeneratoren in Großkraftwerken zu haben, oder doch nicht? Wenn nicht, wie würde dann die Frequenzhaltung genau gemacht?

Antwort vom Autor:

In Deutschland und in vielen anderen Ländern stammt ein Großteil des Stroms aus Großkraftwerken, und dann ist es auch sinnvoll, die Frequenzhaltung größtenteils mit diesen zu erledigen. Grundsätzlich geht es immer darum, Stromerzeugung und Verbrauch miteinander gut auszugleichen. Dazu benötigt man einfach einen genügend hohen Anteil von Kraftwerken mit regelbarer Leistung, soweit nicht Lastmanagement eingesetzt wird.

04.12.2020

Welche Risiken sind mit einer hohen Abweichung der Frequenz von 50 Hz zu erwarten? Was ist das Gefährliche an zu niedriger oder zu hoher Frequenz?

Antwort vom Autor:

Eine Vielzahl von Gefahren würde drohen, wenn eine riesige Zahl von Betriebsmitteln des Stromnetzes und von Verbrauchern mit einer "falschen", weil außerhalb des vereinbarten Bereichs liegenden Netzfrequenz versorgt würden. Im Einzelnen ist schwer abzuschätzen, was genau passieren würde, da man sich mit diesem vereinbarungsgemäß nie eintretenden Fall vielerorts wohl nie beschäftigt hat. Zwar würden die allermeisten Apparate vermutlich keinerlei Probleme verursachen. Denkbar wäre aber beispielsweise, dass mit einer abweichenden Drehzahl rotierende schwere Maschinen mechanische Resonanzen auslösen würden, die massiv überhöhte Schwingungsamplituden zur Folge hätten, also womöglich schwere mechanisch bedingte Schäden.

18.01.2021

Wer ist eigentlich auf die Idee gekommen, ohne die physikalischen Hintergründe nur annähernd zu kennen, Strom als Handelsware an der Börse ohne Rücksicht auf Netzbelastung zu kaufen, zu verkaufen, als wäre Strom ein Spekulationsobjekt. Solche Machenschaften müssen früher oder später zu einem Blackout führen!

Antwort vom Autor:

Wie sind Sie auf die Idee gekommen, das bestehende Stromhandelssystem sei ohne Kenntnis der physikalischen Hintergründe entwickelt worden? Eine ziemlich abenteuerliche Idee. Übrigens funktioniert das bestehende System schon ziemlich lange ganz ordentlich, und zwar in vielen Ländern.

20.01.2021

Wie wird die Netzfrequenz überwacht? Kann man diese Daten selber einsehen? Und wie sehen Sie heute die Gefahr eines europaweiten Blackouts?

Antwort vom Autor:

Die Netzfrequenz lässt sich mit nicht allzu komplizierter Technik überwachen, und das geschieht an vielen Stellen. Es gibt auch Websites (z. B. netzfrequenzmessung.de), wo man die Daten ohne eigene solche Technik abrufen kann.

Ich schätze die Wahrscheinlichkeit eines europaweiten Blackouts als gering ein, während andererseits der potenzielle Schaden sehr groß ist. Es ist allseits bekannt, dass so etwas unbedingt vermieden werden muss und welche Vorkommnisse solche Gefahren verursachen können. Geeignete Gegenmaßnahmen sind vorgesehen, beispielsweise im Notfall die Abtrennung eines Teilnetzes, um einen Blackout auf eine kleinere Region zu begrenzen.

26.01.2021

Sie sagen oben, dass die Regelenergie derzeit hauptsächlich deshalb in Großkraftwerken erzeugt wird, weil es am günstigsten geht, es aber auch anders gehen würde. Können Sie das erläutern? Wie geht es denn anders? Nach meiner Kenntnis ist für die Frequenz und deren Regelung zwingend eine drehende Maschine erforderlich, die eine im Wesentlichen gleiche Umdrehungsgeschwindigkeit bietet. Mit der Abschaltung der AKWs und Kohlekraftwerke existieren dann diese takt-gebenden Kraftwerke nicht mehr. Mit DC wie bei Photovoltaik und auch mit Windenergie ist die Frequenzregelung nicht möglich.

Antwort vom Autor:

Das ist ein Irrtum. Eine drehende Maschine ist keineswegs zwingend erforderlich. Man braucht lediglich irgendeine Art von Energiespeicher, um beispielsweise bei einem Absinken der Frequenz zusätzliche Leistung einbringen zu können. Negative Regelleistung kann man sogar mit Stromverbrauchern erzeugen, beispielsweise mit Elektroheizstäben in einem Fernwärmesystem.

19.08.2021

Wenn ein Stromnetzbetreiber die Frequenz des Stromnetzes erhöht, erhöht dies dann die Stromaufnahme der Verbraucher?

Antwort vom Autor:

Dies trifft für manche Verbraucher (z. B. für Synchronmotoren) zu, für andere (z. B. Heizstäbe) nicht. Das ist aber ohnehin nicht der Punkt im Zusammenhang mit der Frequenzregelung. Vielmehr ist es so, dass eine Erhöhung der Netzfrequenz eine höhere Rotationsfrequenz aller angeschlossenen Synchrongeneratoren erfordert, und dies erfordert eine höhere Antriebsleistung der Generatoren.

13.12.2021

Warum wartet man auf Frequenzabfall und regelt nicht gleich auf kostant 50 Hz?

Antwort vom Autor:

Die Regelung auf eine exakte Frequenz wäre viel aufwendiger. Deswegen lässt man einen gewissen Toleranzbereich zu und setzt die verfügbaren Gegenmaßnahmen bei Frequenzabweichungen abgestuft ein.

22.01.2022

Was ist das Funktionsprinzip der Frequenzregelung in einem konventionellen Kraftwerk?

Antwort vom Autor:

Ein einzelnes Kraftwerk kann alleine die Netzfrequenz gar nicht bestimmen. Es kann nur zur Frequenzregelung beitragen, indem es zu einer ausgeglichenen Ballons zwischen Erzeugung und Verbrauch beiträgt.

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