Momentanreserve und das Ausregeln von Leistungsveränderungen

Die einzelnen im Netz verteilten Momentanreserven (die jeder für sich einen rein physikalisch reagierenden Energievorrat infolge der Rotationsenergie in den Schwungmassen darstellen) sind über elektromagnetische „Wellen“ im gesamten elektrischen Netz mehr oder weniger elastisch miteinander verbunden. Diese „verteilten“ Energievorräte bilden somit in ihrer Gesamtheit einen „Schwarm“, in dem sich Auslenkungen infolge von Änderungen im Netz mit Lichtgeschwindigkeit (siehe Maxwellsche Gleichungen) gegenseitig „mitteilen“. Diese Kopplung ist rein physikalisch.

Diese Kopplung wirkt bei jeder Änderung von Einspeisungen, Lasten und auch bei Störungen (z.B. Kurzschlüssen) oder Topologieänderungen durch Schaltungen, insbesondere auch bei Netztrennungen. Dabei gilt der Energieerhaltungssatz im geschlossenen System, also im „Stromversorgungssystem“. Bei Netztrennungen gilt dies für jeden entstandenen Netzabschnitt. Dies führt augenblicklich (d. h. ohne Zeitverzögerung) zu Leistungsänderungen und damit zu Energieflüssen, die den Energieerhaltungssatz erfüllen.

Der Begriff der Trägheit, der einer Masse eine „Eigenschaft“ zuschreibt (als ob sich eine Masse einer Änderung ihrer Bewegung „widersetzt“), wird den Auswirkungen des Energieerhaltungssatzes nicht gerecht, wird aber leider immer noch verwendet. Sollte der Begriff „Trägheit“ für die Wirkung der Momentanreserve nicht aus dem Sprachgebrauch verbannt werden?

Im heutigen Stromversorgungssystem erzeugen die rotierenden Massen über die Induktion den Wechselstrom und prägen diesem Wechselstrom über die Drehzahl eine Frequenz auf. Die Frequenz ist somit der Indikator für eine Änderung der Drehzahl und damit gleichzeitig für einen Energieabfluss aus der Momentanreserve (die Frequenz sinkt) oder eine Erhöhung der Rotationsenergie (die Frequenz steigt). Die Geschwindigkeit, mit der sich die Frequenz ändert, hängt von der Menge der rotierenden Masse und der Höhe des aufgetretenen Leistungsdefizits oder -überschusses ab. Dies ist jedoch keine „Eigenschaft“ der Masse, also kein „Trägheitseffekt“.

Die Festlegung einer Normfrequenz ist daher gleichbedeutend mit der Festlegung einer bestimmten Höhe des Energievorrats in den rotierenden Massen. Dieser Energievorrat in der Momentanreserve ist der verfügbare Puffer, um auftretende Leistungsdefizite ausgleichen zu können. Ein zu tiefes Absinken der Drehzahlen (und damit der Frequenz) ist zu vermeiden. Die Drehzahlen der rotierenden Einheiten dürfen aber auch nicht zu hoch werden. Auf diese Weise puffert die Momentanreserve auch einen Leistungsüberschuss ab. Die Höhe der Leistungsreserve (siehe Normfrequenz) und die Größe des Pufferbereichs sind das Ergebnis einer Vereinbarung. Je mehr rotierende Masse vorhanden ist, desto langsamer ändert sich die Frequenz als Regelgröße bei gleichem Leistungssprung. Ein Wegfall von rotierender Masse (also auch ein geringerer Einsatz von z.B. Synchronmaschinen) macht das Gesamtsystem daher empfindlicher gegenüber Leistungsänderungen.

Solange im Energieversorgungssystem nicht auf die Frequenzänderung reagiert wird, setzt sich eine durch Leistungsänderung hervorgerufene Drehzahl- und damit Frequenzänderung ungehindert fort. Die Frequenzänderung muss durch Regeleingriffe über Leistungsänderungen bei der Einspeisung und/oder Entnahme gestoppt werden. Dies geschieht derzeit durch die Messung der Frequenz und die Reaktion auf Frequenzänderungen durch Regeleinrichtungen. Dies ist ein rein technischer Vorgang, der auf physikalischen Gesetzmäßigkeiten beruht.

Auf der zweiten Ebene muss eine Änderung der Regelgröße „Frequenz“ erkannt und darauf reagiert werden. Das Erkennen erfordert Zeit für die Messung und das Erkennen einer (signifikanten) Änderung. Diese Zeit ist endlich groß und während dieser Zeit setzt sich eine Änderung in der ersten Ebene unverändert fort. Erst nach Ablauf dieser Zeit kann eine Regelung eingreifen. Diese Zeit wirkt wie eine „Totzeit“, in der das Gesamtsystem von außen nicht beeinflusst wird.

Die Primärregelung wirkt also immer zeitverzögert. Der dafür „produzierte“ Leistungshub der Primärregelung ist entscheidend dafür, wie viel Zeit vergeht, bis die Wirkung der Momentanreserve durch den Regeleingriff abgelöst wird. Im Falle eines zuvor festgestellten Leistungsdefizits wird dann die Talsohle der Frequenz erreicht. Lag dagegen ein Leistungsüberschuss vor, wird ein Frequenzmaximum erreicht.

Der Beitrag der Primärregelung beendet schließlich den Energiefluss aus der Momentanreserve in das Netz bzw. aus dem Netz in die Momentanreserve. Die aktuelle Frequenz hat dann in ihrem zeitlichen Verlauf einen „Endpunkt“ erreicht. Die Sekundärregelung versucht dann, die Frequenz innerhalb einer vereinbarten Zeit wieder auf den aktuellen Sollwert zu bringen. Dies geschieht teilweise automatisch oder durch manuelle Eingriffe des Personals in den Leitwarten der Übertragungsnetzbetreiber. In der Regel wird die Sollfrequenz innerhalb einer Viertelstunde wieder erreicht. Eine Unterstützung bei der Primärregelung und auch bei dieser Systemdienstleistung ist in den nachgelagerten Netzebenen bisher nicht realisiert.

Während in der ersten Ebene das System an sich nach rein physikalischen Gesetzmäßigkeiten reagiert, um die Stabilität der Stromversorgung zu gewährleisten, reagieren in der zweiten Ebene in der Regel Automaten aufgrund ihrer technischen Fähigkeiten und der Fähigkeiten der ihnen zur Verfügung stehenden Komponenten. Von entscheidender Bedeutung für die Stabilität des Systems ist dabei die Zeit bis zum Eingreifen der Primärregelung und die dann tatsächlich zur Verfügung stehende regelbare Leistung. Je schneller und je stärker die Primärregelung eingreifen kann, desto eher kann die Entfernung aus dem dynamischen Gleichgewicht gestoppt und damit die Stabilität gewährleistet werden.

Batteriespeicher verfügen über einen Energievorrat, der in kurzer Zeit abgerufen oder erhöht werden kann. Diese Fähigkeiten von Batterien in Kombination mit entsprechend programmierten Wechselrichtern einschließlich der zugehörigen Messeinrichtungen ermöglichen ein wesentlich schnelleres Reaktionsverhalten auf Änderungen der Regelgröße „Frequenz“ gegenüber den bisher eingesetzten Regelkraftwerken. Dies gilt auch für Pumpspeicherkraftwerke und nicht nur für thermische Kraftwerke, bei denen nur bei der Dampferzeugung eingegriffen werden muss. Durch neue Techniken (Batteriespeicher in Kombination mit Wechselrichtern) wird der Zeitbereich, in dem die Momentanreserve allein die Stabilität des Gesamtsystems gewährleisten muss, deutlich reduziert. Die Momentanreserve wird also nicht durch neuere technische Anlagen ersetzt. Sie wird aber weniger lange benötigt.

Die Pufferwirkung der Momentanreserve bestimmt also zusammen mit dem Leistungssprung im ersten Moment einer Auslenkung aus dem dynamischen Gleichgewichtszustand des Gesamtsystems dessen Fähigkeit zur Aufrechterhaltung der Stabilität. Dies muss zukünftig bei der zulässigen Größenordnung eines Leistungssprungs stärker berücksichtigt werden. Dies begrenzt die Leistung der an das Netz angeschlossenen Komponenten. Damit wird aber auch der noch zulässige Leistungstransport begrenzt, denn bei einer Netztrennung (durch was auch immer verursacht) müssen die entstehenden Teilsysteme mit den in ihnen verbliebenen Momentanreserven in jedem Fall das zwangsläufig auftretende Leistungsdefizit und in gleichem Maße auch den Leistungsüberschuss beherrschen können. Netztrennungen stellen daher die größere Gefahr für die Systemstabilität dar als andere Leistungsänderungen (abgesehen von Störungen wie Kurzschlüssen, die extrem belastend sind).

Eine oben erwähnte Leistungsbegrenzung könnte sich automatisch von selbst einstellen, wenn durch ein flächendeckendes Energiemanagement bereits vor Ort und bei jedem Stromkunden selbst ein Ausgleich zwischen Energiezufluss (z.B. auch über PV-Dächer) und Energiebedarf (z.B. auch durch Rückspeisung ins Netz) möglichst durch Energieassistenzsysteme erfolgt. Die dafür notwendigen Speicher könnten zudem immer auch als Notreserve bei Störungen in vorgelagerten Netzebenen genutzt werden. Für den dann notwendigen Inselbetrieb sind dringend Standards und Regelwerke zu etablieren. Wir brauchen eine Blackout-Fitness als Rückfallebene nicht nur in der untersten Netzebene, sondern in jeder Netzebene. Diese Eignung sollte dann auch regelmäßig getestet werden. Während dies in den oberen Netzebenen mehr Verantwortung für die Stabilität des Gesamtsystems bedeutet, kommt es in den unteren Netzebenen vor allem auf das Durchhaltevermögen (z.B. im Inselbetrieb) an. Dieses Zusammenspiel schafft die dringend notwendige Resilienz der Energieinfrastruktur.

Auf der dritten Ebene verursachen menschliche Eingriffe durch ihr Verhalten ein Leistungsdefizit oder ein Leistungsplus. Dieses Verhalten wird auch durch äußere Einflüsse (z.B. Umgebungstemperatur, vor allem aber durch lokale Energiespeicher) bestimmt. Dies erfordert vor allem eine gute Prognose des zukünftigen Energiebedarfs und eine rechtzeitige Vorsorge für mehr lokale Speichermöglichkeiten. Dies reduziert dann auch den Transportbedarf und sorgt so für geringere, ad hoc auftretende, überörtliche Leistungsflüsse. Warum nicht neben der Wetterprognose auch eine regelmäßige Energieprognose, um den Umgang mit der wertvollen Energie in das Bewusstsein der Bevölkerung einzuprägen.

Dabei geht es keineswegs um mehr Autarkie, sondern um Autonomie. Damit werden die zweifellos bestehenden Herausforderungen besser beherrschbar. Energieassistenzsysteme würden hier zu mehr Selbstorganisation beitragen. Dies wiederum erhöht die Resilienz der Bevölkerung und stärkt gleichzeitig die Zuversicht, auch zukünftige Herausforderungen meistern zu können. Das so wichtige Miteinander kann sich hier das Prinzip der Subsidiarität zu eigen machen. Auch das Miteinander von städtischeren und ländlicheren Gebieten wirkt sich hier sehr positiv aus. Ein stärker zentralistischer, dirigistischer Ansatz, etwa durch Eingriffe von Netzbetreibern oder Behörden, würde dem völlig zuwiderlaufen.

Die dritte Ebene umfasst den Energieaustausch möglichst schon auf lokaler Ebene, aber auch den Energiehandel im gesamten Netzgebiet und zwar auf jeder Netzebene. Hier können Energieassistenzsysteme mit Istwertaufschaltung sowohl den Energieaustausch als auch die Abrechnung unterstützen. Auch der Beitrag zum Gemeinwohl durch rechtzeitige Vorsorge und bedarfsgerechte Beteiligung an Systemdienstleistungen kann damit erfasst, dokumentiert und honoriert werden. Generell spielt das Energiemanagement eine sehr wichtige Rolle. Ohne Energiemanagement kann die Energiewende und der zukünftige Betrieb der Energieinfrastruktur nicht gelingen. Auch auf der dritten Ebene der Sicherstellung der Versorgungsstabilität sollte der monetäre Aspekt allenfalls eine untergeordnete Rolle spielen, denn die Nutzung von Energie ist ein Grundbedürfnis von uns allen. Energie ist ein „Lebensmittel“!

Alle Komponenten der Energieinfrastruktur müssen geplant, gebaut, in Betrieb genommen, überwacht, gewartet, bei Bedarf repariert und zu gegebener Zeit erneuert werden. Ohne Investitionen ist dies nicht möglich. Dieser Aspekt der Daseinsvorsorge gehört unzweifelhaft zur Gewährleistung einer stabilen Stromversorgung. Deshalb sind auch hier staatliche Eingriffe notwendig, damit über demokratisch gestaltete Prozesse das Gemeinwohl angemessen und vor allem langfristig berücksichtigt wird.

Anmerkungen zur Gewährleistung der Stabilität der Stromversorgung

Die einzelnen „Momentanreserven“ reagieren aufgrund der jeweiligen rotierenden Massen und der jeweiligen Leistungsabgabe nach meinem Verständnis zeitlich unterschiedlich schnell. Auch die elektrische „Nähe“ der Primärregelkreise an allen geeigneten Standorten zueinander bewirkt ein „Atmen“ der unterschiedlichen Leistungsbeiträge. Damit entsteht eine Struktur, in der nach meinem Verständnis Schwingungen auftreten müssen. Das sind Schwingungen im Gesamtsystem. Die darin enthaltene Schwingungsenergie wird letztlich über Wirkleistungsverluste u.a. in Transformatoren und Leitungen „entsorgt“. Damit werden diese Schwingungen automatisch gedämpft. Aus meiner Sicht ist durch den Kraftwerksrückbau ein stetig zunehmender Verlust an Momentanreserve und auch an primärgeregelten Kraftwerken zu beklagen. Durch die unterschiedliche „Ausdünnung“ dieser Komponenten in der Fläche werden die Auslenkungen vermutlich größer und damit die Schwingungen deutlicher. Dies führt zu zusätzlichen Belastungen. Das Gesamtnetz wird also durch den derzeitigen Kraftwerksrückbau immer fragiler und reagiert empfindlicher auf die letztlich unvermeidbaren, ständig auftretenden Leistungsschwankungen.

Eine gegenläufige Entwicklung kann ich noch nicht erkennen, obwohl sie längst im Gange sein müsste. Neue Technologien in der Primärregelung (Wechselrichter in Kombination mit Batteriespeichern) spielen offensichtlich bisher nur eine verschwindend geringe Rolle hinsichtlich der erforderlichen Dimensionierung. Ob in den DC-Verbindungen zwischen den europäischen Netzregelblöcken Schwingungsdämpfer eingebaut sind und entsprechend wirken, entzieht sich meiner Kenntnis.

Die bisherige, aus meiner Sicht übertriebene Hoffnung, dass Energiemärkte und Regulierung die Stabilität der Stromversorgung „garantieren“, ist wohl eine Art Selbstbetrug. Dies gilt in gleichem Maße für die Meinung, dass zentrale Eingriffe Stabilität in diese so enorm wichtige Energieinfrastruktur bringen. Die „Erneuerungszyklen“ durch Wahlen von Volksvertretern und damit auch Regierungsbildungen passen einfach nicht zu den wesentlich längerfristigen Erneuerungszyklen der Energieinfrastruktur. Zudem lassen sich physikalische Gesetzmäßigkeiten, ja Naturgesetze nicht durch menschengemachte Gesetze „ändern“.

In der letzten Woche (April/Mai 2025) hat Gökhan KaradağGökhan Karadağ, Dispatch Manager at Vattenfall, nach den jüngsten Ereignissen viele Fragen zu Batterien, Wechselrichtern und Trägheit erhalten.
Deshalb hat er seine Meinung mit den wichtigsten einfachen Fragen und ihren ausführlichen technischen Antworten geteilt.
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F1: Wenn wir viele erneuerbare Energien und Batterien haben, warum brauchen wir dann noch Wärmekraftwerke?

➔ Weil erneuerbare Energien und Batterien keine physikalische Trägheit bieten können, die die stabilisierende Kraft von schweren, sich drehenden Turbinen ist.
Die Trägheit verlangsamt die Frequenzänderungen nach einer Störung. Batterien reagieren schnell, aber erst, wenn eine Abweichung beginnt, und sie hängen von Softwaregrenzen ab, nicht von der Physik.
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F2: Können Batterien bei einem Stromausfall helfen?

➔ Ja, aber nur bis zu einem bestimmten Punkt.
Denn wenn die Batterien voll sind, können sie keinen Strom mehr aufnehmen. Ihre Reaktion wird durch die Grenzen des Wechselrichters und des Ladezustands begrenzt.
Noch kritischer ist, dass sie unter extremen Bedingungen keinen Fehlerstrom liefern können, der zum Auslösen von Schutzsystemen unbedingt erforderlich ist. Wechselrichter können sich bei Spannungsabfällen abschalten, während thermische Einheiten natürlich Fehler und Spannungsstärken unterstützen.
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F3: Können netzbildende Wechselrichter hier Abhilfe schaffen?

➔ Ja, sie können sicherlich helfen, aber sie sind kein vollständiger Ersatz.
Netzbildende Wechselrichter ahmen nur(!) Spinnmaschinen in der Software nach. Aber sie haben keine wirkliche Masse, eine begrenzte Stromkapazität und können bei Netzfehlern immer noch offline gehen.
Nützlich, aber nicht kugelsicher.

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F4: Was ist mit Kalifornien? Es läuft viele Stunden mit 100% erneuerbaren Energien?

➔ Stimmt, aber Kalifornien erreicht das mit einer soliden Hilfe.
Kalifornien importiert Strom, hält Gaskraftwerke in Bereitschaft und verwendet Synchronkondensatoren (rotierende Maschinen, die die Spannung stabilisieren).
Es handelt sich also nicht um ein vollständig auf Wechselrichtern basierendes Netz, sondern um ein straff geführtes System mit versteckten Stabilisatoren.
Was in Kalifornien funktioniert, gilt nicht überall!
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F5: Können synchrone Kondensatoren Wärmekraftwerke ersetzen?

➔ Sie sind großartig für die Trägheit und die Spannungsstützung, aber sie liefern keine Energie oder Rampen.
Sie erzeugen keinen Strom, daher brauchen wir weiterhin Wärme- oder Wasserkraftwerke, um sowohl die Systemstärke als auch die Versorgung zu gewährleisten.
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Schließlich haben wir mit Batterien, Wechselrichtern und neuen Technologien einen langen Weg zurückgelegt.
Diese Batteriesysteme spielen eine wichtige Rolle bei der Frequenzbegrenzung, der schnellen Frequenzreaktion, dem Spitzenausgleich und dem Ausgleich intermittierender Erzeugung. Ihre Reaktionsgeschwindigkeit im Millisekundenbereich und ihre Steuerbarkeit sind unschätzbare Werkzeuge für den modernen Netzbetrieb.
Aber echte Trägheit, Fehlerfestigkeit und Netzstabilität hängen nach wie vor von Synchronmaschinen ab, egal ob es sich um thermische, hydroelektrische oder schwungradbasierte Kondensatoren handelt.

Es geht nicht um eine Entweder-Oder-Lösung, sondern letztlich um eine Partnerschaft. Ein widerstandsfähiges 50-Hz-Netz wird von der Kombination schnell reagierender elektronischer Lösungen mit dem stabilen Rückgrat rotierender Maschinen abhängen.