Momentanreserve und das Ausregeln von Leistungsveränderungen

Von Franz Hein und Tobias Veith (dieser Beitrag befindet sich noch in Bearbeitung)

Was ist die Momentanreserve?

Die Momentanreserve ist die Summe der kinetischen Energie aller im zusammengeschalteten Netz im Einsatz befindlichen Synchrongeneratoren. Unter Synchrongeneratoren versteht man Schwungmassen, die zur Energieerzeugung oder zum Energieverbrauch rotieren. Man kann dies vergleichen mit einem Motor im Auto oder einem Elektromotor einer Maschine. Im Auto rotiert der Motor natürlich auch dann, wenn wir nicht aufs Gaspedal treten und ein Gang eingelegt ist. So funktioniert z. B. die Motorbremse. Genauso wirken Schwungmassen im Stromnetz. Die kinetische Energie „steckt“ in den sich mit einer bestimmten Drehzahl drehenden Rotoren der Synchrongeneratoren. Das gilt genauso für Synchronmaschinen. Die wären dann auch als Schwungmassenspeicher nutzbar, die weder angetrieben werden noch selbst etwas antreiben, sondern „nur“ im Netz als Energiepuffer mitlaufen.

Die Momentanreserve ist ein inhärent vorhandener Energiespeicher, der einen kurzfristig auftretenden Energiebedarf ohne Zeitverzug deckt (also auch bei Kurzschlüssen oder Laststößen). Genauso wird ein Energieüberschuss zwischengepuffert. Beides verändert unverzüglich die Drehzahl der rotierenden Massen und damit die erzeugte Frequenz des Wechselstromes. Deshalb zeigt die an jeder Stelle im Wechselstromnetz messbare Frequenz daher auch immer an, ob ein Leistungsmangel oder ein Leistungsüberschuss im Gesamtsystem vorhanden ist. Über die Messung der Frequenz können so von anderen Einrichtungen unabhängig Regeleingriffe zielgerichtet erfolgen. Auch plötzlich notwendige Lastabwürfe bei extremen Frequenzabfall oder Abschaltungen von Einspeisungen bei extremen Frequenzanstieg sind so frequenzgesteuert möglich. Regeleingriffe und frequenzgesteuerte Abschaltungen können das Gesamtsystem stabil halten, wenn sie rasch genug und entsprechend leistungsstark erfolgen. Die Frequenz ist die für die Gewährleistung der Stabilität des Gesamtsystems wichtigste Kenngröße. Ihre Beibehaltung bestimmt die als Puffer im Gesamtsystem inhärent bevorratete Energiemenge.

Die Energiemenge der Momentanreserve verteilt sich über das Netz automatisch auf alle mitlaufenden rotierenden Massen und soll nur innerhalb sehr enger Grenze schwanken, damit die Stabilität und Transportfähigkeit des Netzes erhalten werden kann. Die aktuell im Netz vorhandene Momentanreserve bestimmt damit auch die maximal zulässigen bzw. bei Netztrennungen oder anderen Störungen beherrschbaren Energietransporte. Da Erzeugungseinheiten unvorhersehbar plötzlich ausfallen können oder auch Belastungen genauso plötzlich entfallen können, bestimmt die Größe der Momentanreserve auch den maximal beherrschbaren Leistungshub und damit die zulässige Größe der Einheiten im Netzverband. Das ist besonders in einer Netzwiederaufbauphase bestimmend für das Gelingen eines solchen Vorganges. Eine Überforderung dieses Pufferungsvermögens muss unter allen Umständen vermieden werden.

Wie wirkt die Momentanreserve im Stromnetz?

Die Momentanreserve und die im Stromnetz vorhandene elektrische Energie bilden die Gesamtenergie im abgeschlossenen System des Netzes. Innerhalb dieses abgeschlossenen Systems bleibt gemäß dem Energieerhaltungssatz die Gesamtenergie konstant.

Wird dem System elektrische Energie entzogen, dann wird diese Energie gleichzeitig (instantan) aus der Momentanreserve (fiktiv) „umgespeichert“, damit die Gesamtenergie konstant bleibt. Fällt also bspw. ein großes Kraftwerk aus, sieht man daher normalerweise kein Wegbrechen der entsprechenden Energie aus diesem Kraftwerk im Netz. Denn die rotierenden Schwungmassen drehen sich im Zeitpunkt des Ausfalls noch mit der Geschwindigkeit wie zuvor. Sie sind damit ein klein wenig schneller als der Durchschnitt aller angeschlossenen Schwungmassen inklusive des ausgefallenen Kraftwerks. Daher fangen sie in diesem ersten Moment den Energieausfall auf. Es kommt zum „Umspeichern“. Das “Umspeichern“ bedeutet real einen Energieentzug aus den drehenden Rotoren. Da allerdings insgesamt weniger Energie eingespeist wird, rotierenden die Schwungmassen immer langsamer – die Drehzahl sinkt. Übertragen auf die Motorbremse wird unser Auto immer langsamer, wenn wir nicht mehr Gas geben, sondern nur den Motor eingekuppelt lassen. Das würde letztlich zum Stillstand führen.

Daher wird positive Regelleistung aktiviert, die Regelenergie einspeist. Sie hat zwei wesentliche Aufgaben: Die Frequency Containment Reserve, auch Primärregelleistung genannt, ist die am schnellsten reagierende Regelleistungsart. Sie ist dazu dar, den Abfall zu stoppen. Wird so viel Energie zusätzlich eingespeist, wie dem System entnommen wird, dann verändert sich der Energiegehalt der Momentanreserve nicht mehr. Die momentane Drehzahl aller angeschlossenen Synchrongeneratoren und -maschinen bleibt dann konstant. Dieser Teil des Ausregelns ist damit abgeschlossen.

Damit die ursprüngliche Drehzahl wieder erreicht wird, muss so viel Energie zusätzlich eingespeist werden, wie aus der Momentanreserve zuvor „umgespeichert“ wurde. Dazu werden automatic Frequency Restoration Reserve, manual Frequency Restoration Reserve und Replacement Reserve aktiviert, im deutschsprachigen Raum Sekundärregelleistung und Minutenreserve. (Im deutschsprachigen Raum gibt es das Produkt Replacement Reserve nicht als separates Regelleistungsprodukt. Aktuell erfolgt gerade eine Vereinheitlichung von Regelleistungsprodukten über alle Regelzonen Zentraleuropas.)

Das oben beschriebene Verhalten bei Energie-Entzug verkehrt sich genau ins Gegenteil, wenn in das System von außen Energie eingespeist wird. Immer ist die Drehzahl der Indikator.

Die Drehgeschwindigkeit und damit die Drehzahl der Synchrongeneratoren und -maschinen bestimmt also die Energie im Gesamtsystem. Die Drehzahl wird auch Frequenz genannt, also Umdrehungen pro Zeiteinheit. Im europäischen Verbundsystem herrscht eine Soll-Frequenz von 50 Hz. Dies entspricht 50 Umdrehungen der angeschlossenen Synchrongeneratoren oder -maschinen pro Sekunde. Damit ist die Frequenz des erzeugten Wechselstromes auch der eindeutige Indikator für ein Leistungsungleichgewicht, durch was dies auch immer verursacht wird. Diese Frequenz wird zusammen mit der elektrischen Energie zu jedem Netzanschluss transportiert und kann im gesamten Netz gemessen werden und auch als Regelgröße herangezogen werden.

Die Änderungsgeschwindigkeit bei der Kenngröße Frequenz ist von der Energiemenge abhängig, welche in der Momentanreserve enthalten ist sowie von der Größe des aufgetretenen Leistungsungleichgewichts. Die Änderungsgeschwindigkeit ist umso größer, je größer das Leistungsungleichgewicht ist, und umso kleiner, je größer der Energievorrat in der Momentanreserve ist. Sind weniger Schwungmassen mit dem System verbunden, wirkt sich dies daher direkt auf die Änderungsgeschwindigkeit aus. Denn gerade Erneuerbare wie PV-Anlagen verfügen über gar keine Schwungmasse. Windkraftanlagen verfügen zwar über Schwungmasse. Diese ist allerdings zumindest individuell viel kleiner. Bei einem Abbau von Momentanreserve oder wenn wenige Synchrongeneratoren z. B. bei geringer Leistungsanforderungen am Netz sind, wird demnach die Änderungsgeschwindigkeit und damit die negative Steigung der Frequenzkurve über die Zeit bei einem Leistungssprung stärker.

Um dies zu verhindern, muss immer genügend Momentan­reserve für die Pufferwirkung im Netz verfügbar sein. Und dann muss eine Frequenzänderung auch noch so rasch erkannt werden, dass die ausregelnden Komponenten die Frequenzauslenkung noch vor einem Eintritt eines Systemkollaps stoppen können. Das gilt im Übrigen für die Energiemangelsituationen und genauso für Energieüberfluss. Letzteres ist nur durch Abschalten von Einspeisungen leichter zu beherrschen als das Abschalten von Stromverbrauchern bei einer Energiemangelsituation.

Synchrongeneratoren

Quelle: www.science-climat-energie.be

Die fortschreitende Transformation des europäischen Stromsystems mit einem stark steigenden Anteil von Erneuerbaren im Produktionsmix bringt viele Herausforderungen mit sich, einschließlich erhöhter Risiken der Versorgungsinstabilität. Diese Herausforderungen werden in einer EDF-Studie (V. Silva et al. „Technisch-wirtschaftliche Analyse eines europäischen Stromsystems mit 60 % erneuerbaren Energien“, REE N°5, 40-53, 2016) ausführlich analysiert. Das Bestreben der EU und der EE-Produzenten, bis 2050 den gesamten Strombedarf zu decken, wird sicherlich Auswirkungen auf die Fähigkeit des Netzes haben, Ungleichgewichten standzuhalten . Die Folgen hinsichtlich Häufigkeit und Umfang der Vorfälle abzuschätzen, ist schwierig. Die folgenden Entwicklungen versuchen darauf bestmöglich zu reagieren.

Abbildung 8 zeigt den Unterschied zwischen einer zentralisierten Produktion mit rotierenden Maschinen und einer dezentralisierten Produktion, die Windturbinen, Photovoltaik-Solarmodule und steuerbare Produktion kombiniert. Das gemeinsam in die Pedale tretende Radlergespann symbolisiert den Gleichlauf des Systems. Diese weist eine beträchtliche Trägheit aufgrund der rotierenden Massen auf, die die Stabilität der Frequenz angesichts von durch einen vorübergehenden Bedarfsüberschuss verursachten Einbrüchen der letzteren garantieren. Thermische und nukleare Anlagen haben die Eigenschaft, das Netz zu bilden. Dies ist bei einer dezentralen Produktion, die diese Trägheit nicht aufweist, nicht der Fall. Kraftübertragung und Gleichlauf erfolgen hier über eine entsprechende Elektronik. Synchronkompensatoren erleichtern die Verbindung, aber insgesamt bildet die dezentrale Erzeugung nicht das Netzwerk, sondern folgt  ihm: Hier liegt ein wesentlicher Unterschied, der zu den Merkmalen der Variabilität und Intermittenz hinzukommt.

Die Erhöhung des EE-Anteils macht das Netz also deutlich fragiler. Versorgungsunterbrechungen – nicht unbedingt Stromausfälle – können häufiger auftreten. Das Management des englischen Blackouts 2019 zeigt, dass ohne eine regelbare Leistungsreserve von 1,92 GW die Rückkehr zur Normalität deutlich länger gedauert hätte. Das schwache Glied von EE in Bezug auf Blackout ist da: Bei höheren EE-Anteilen dürfte die Rückkehr zur Normalität nach einem Vorfall deutlich länger dauern.

Der französische Netzbetreiber RTE und die Internationale Energieagentur (IEA) haben kürzlich eine Analyse der Auswirkungen einer starken Durchdringung erneuerbarer Energien auf die Robustheit des Systems veröffentlicht ( IEA und RTE „ Technische Machbarkeitsbedingungen und Voraussetzungen für ein Stromsystem mit hohem Anteil erneuerbarer Energien bis 2050 – Synthese “, 2021). Vier Punkte standen dabei besonders im Fokus: die Stabilität des Netzes, seine Versorgungssicherheit, die Verfügbarkeit von Regelenergie und die Entwicklung des Übertragungsnetzes.

Bei den ersten beiden Punkten ist der Ton besonders zurückhaltend. Vor allem nimmt der Bericht die Notwendigkeit einer industriellen Demonstration der von den Befürwortern dieser Technologien vorgeschlagenen Lösungen zur Kenntnis. Für die beiden anderen Punkte (Regelreserve und Transport- und Verteilungsmittel) betont er die Bedeutung künftiger Projekte für die Schaffung der notwendigen Infrastrukturen. Der Bericht spricht auch einen besonderen Punkt zur Solar-PV an, die weniger einfach in das Netz zu integrieren ist als Windenergie, was von Bedeutung ist, wenn wir die Rolle betrachten, die PV in Zukunft zukommt, wie wir später sehen werden.

Das vielleicht wichtigste Element ist das Nachfragemanagement . Dieser unscharfe Ausdruck (für Uneingeweihte) bezeichnet absichtliche Unterbrechungen der Versorgung, die von den Übertragungsnetzbetreibern so organisiert werden, dass das Gleichgewicht des Netzes optimal verwaltet und ein vollständiger Zusammenbruch des letzteren vermieden wird.

Somit waren die im August 2020 gemeldeten kalifornischen Stromausfälle nicht ausschließlich Stromausfälle im engeren Sinne, sondern teilweise Lastmanagement; das heißt Versorgungsunterbrechungen, um das Schlimmste in einem Stromnetz an der Grenze seiner Reserven zu vermeiden. In ähnlicher Weise ging der englische Manager ESO angesichts des Stillstands des Standorts Hornsea im August 2019 auf diese Weise vor. Die Beispiele lassen sich vervielfachen: Einige der vielen Stromausfälle in Südaustralien – einer Region mit 51 % EnRI – in den Jahren 2016 und 2017 wurden auf ziemlich ähnliche Weise bewältigt.  

Bedarfsmanagement für elektrische Energie ist eine Notwendigkeit. Es stellt sich jedoch die Frage, ob wir uns blind auf ein elektrisches System einlassen sollten, dessen Management immer mehr freiwillige Abschaltungen beinhalten wird, unter Umständen, die nicht unbedingt außergewöhnlich sind, wenn wir die physikalischen Eigenschaften der intermittierenden berücksichtigen? Der RTE-IEA-Bericht erwähnt in verschleierter Weise die absehbaren kommenden Schwierigkeiten. Die Häufigkeit großer Stromausfälle wird voraussichtlich nicht höher sein als bisher. Aber das Nachfragemanagement wird zu häufigeren Unterbrechungen [Stromunterbrechung?] führen, die ausgewählte Nachfragekomponenten betreffen.