Netzträgheit: warum das Netz auf drehendem Stahl läuft
Die Netzfrequenz ist die am genauesten beobachtete Zahl jedes Stromsystems, und sie ist eine mechanische Größe, bevor sie eine elektrische ist. Bei 50 oder 60 Hertz ist sie buchstäblich die Drehzahl jedes großen angeschlossenen Generators, die sich alle gemeinsam drehen. Was diese Zahl in den ersten Sekunden nach einer Störung stabil hält, ist keine Regelung. Es ist Schwung.
Die Frequenz ist ein Tachometer
Ein herkömmliches Kraftwerk wandelt Wärme oder Wasserdruck in Drehung, und die Drehung der Generatorwelle erzeugt Wechselstrom. Dessen Frequenz ist der Drehzahl unmittelbar proportional. Schließt man einen zweiten Generator an dasselbe Netz an, zwingt die Physik beide in den Gleichlauf: sie rasten ein und drehen als eine Maschine.
Über ein Verbundnetz hinweg heißt das: tausende Generatoren, vom größten Kernkraftblock bis zur kleinsten Wasserturbine, drehen im Takt. Die vom Betreiber gemeldete Frequenz ist die Drehzahl dieses einen riesigen Verbundes.
Diese Drehzahl spiegelt das Gleichgewicht von Angebot und Nachfrage augenblicklich. Übersteigt der Verbrauch die Erzeugung, muss die fehlende Energie irgendwoher kommen, und sie kommt aus der Drehung: die Maschinen werden geringfügig langsamer, die Frequenz sinkt. Übersteigt die Erzeugung die Nachfrage, beschleunigt der Überschuss sie und die Frequenz steigt. Dafür braucht es kein Messgerät; das ist Mechanik.
Betreiber halten die Frequenz in einem engen Band - typisch wenige Zehntel Hertz - weil die angeschlossenen Geräte es so erwarten. Motoren laufen mit Drehzahlen, die die Frequenz vorgibt, und Schutzrelais an Generatoren trennen diese ab, wenn die Frequenz weit genug abweicht, um Schaden zu riskieren. Genau dieses letzte Verhalten macht aus einem Frequenzproblem ein kaskadierendes.
Was Trägheit erkauft
Ein großer Turbosatz wiegt hunderte Tonnen und dreht mit dreitausend Umdrehungen je Minute. Die darin gespeicherte Bewegungsenergie ist beträchtlich, und über ein Netz hinweg ist die Summe gewaltig. Fällt Erzeugung plötzlich weg, wird diese gespeicherte Energie beim Abbremsen der Maschinen selbsttätig frei und deckt einen Teil des Defizits, bevor irgendeine Regelung reagiert hat.
Die entscheidende Größe ist die Änderungsgeschwindigkeit der Frequenz, als RoCoF abgekürzt und in Hertz je Sekunde angegeben. Hohe Trägheit bedeutet einen langsamen, flachen Abfall. Geringe Trägheit einen steilen. Dieser Unterschied entscheidet, ob das System einen Vorfall übersteht.
Der Ablauf nach dem Ausfall eines großen Kraftwerks ist ein Wettlauf. Die Trägheit wirkt sofort und erkauft vielleicht einige Sekunden. Die Primärreserve - Regler, die an anderen Anlagen Ventile öffnen, oder Batterien, die einspeisen - kommt binnen Sekunden. Die Sekundärreserve folgt in Minuten und führt die Frequenz zurück. Ist der anfängliche Abfall zu steil, trennen Schutzrelais weitere Generatoren ab, bevor die Reserven da sind, und jede Abtrennung vertieft das Defizit.
Reicht auch das nicht, wird Last abgeworfen: ganze Bezirke werden absichtlich abgeschaltet, um das System auszugleichen. Das ist die letzte selbsttätige Verteidigung, und sie funktioniert - der Grund, warum vollständige Netzzusammenbrüche selten sind, obwohl Frequenzvorfälle es nicht sind.
Warum Umrichter das Problem verändert haben
Solarmodule erzeugen Gleichstrom. Moderne Windturbinen erzeugen Wechselstrom mit veränderlicher Frequenz. Batterien speichern Gleichstrom. Alle drei erreichen das Netz über einen Umrichter, der Wechselstrom elektronisch nachbildet.
Ein Umrichter hat keine rotierende Masse und keine eingebaute physikalische Kopplung an die Netzfrequenz. In seiner üblichen Form - netzfolgende Regelung - misst er die Frequenz des Netzes und speist im Takt dazu ein. Das funktioniert gut, solange etwas anderes die Frequenz überhaupt erst aufspannt. Ein Netz allein aus netzfolgenden Umrichtern hat nichts, was die Referenz setzt.
Mit dem Rückbau thermischer Kraftwerke und dem Wachstum umrichtergekoppelter Erzeugung sahen die Betreiber die Trägheit sinken und die RoCoF-Grenzen enger werden. Irland, mit kleinem Netz und sehr hohem Windanteil, erreichte diese Grenze zuerst und deckelte jahrelang den momentanen Anteil nicht-synchroner Erzeugung aus Stabilitäts- und nicht aus Kostengründen. Großbritannien, Südaustralien und Texas trafen je eigene Fassungen derselben Beschränkung.
Die Beschränkung ist echt und lohnt eine genaue Formulierung, weil sie oft entweder abgetan oder übertrieben wird. Es ist nicht so, dass erneuerbare Energie Netze destabilisiert. Es ist so, dass eine bestimmte Leistung, die zuvor als Nebenprodukt drehender Maschinen kostenlos anfiel, nun ausdrücklich beschafft werden muss, sobald diese Maschinen fehlen.
Wie die Leistung heute erbracht wird
Die erste Antwort war, die Masse ohne den Brennstoff zu behalten. Ein Phasenschieber ist eine große rotierende Maschine am Netz, die keine Leistung erzeugt, frei mitdreht und Trägheit sowie Kurzschlussleistung beisteuert. Mehrere Betreiber haben solche Maschinen an stillgelegten Kohlestandorten aufgestellt, teils unter Weiterverwendung des vorhandenen Generators.
Die zweite Antwort ist Regelungssoftware. Ein netzbildender Umrichter verhält sich als Spannungsquelle, die ihre eigene Frequenzreferenz setzt statt einer zu folgen, und lässt sich so programmieren, dass er das Verhalten einer rotierenden Maschine nachbildet - er gibt binnen Millisekunden gespeicherte Energie ab, wenn die Frequenz fällt. Weil die Antwort elektronisch ist, ist sie schneller als mechanische Trägheit, begrenzt jedoch durch die Energie, die hinter dem Umrichter steht.
Batterien eignen sich dafür besonders, weil sie ebenso aufnehmen wie abgeben können und ihre Reaktionszeit in Millisekunden gemessen wird. Die Anlage in Hornsdale in Südaustralien führte das öffentlich vor: sie reagierte auf Frequenzvorfälle schneller als das thermische Kraftwerk daneben und veränderte, wie Regulierer diese Leistung bewerteten.
Mehrere Systeme sind inzwischen zeitweise mit sehr hohen Umrichteranteilen gelaufen und haben die Frequenz stabil gehalten, womit feststand, dass die Frage eine der Technik und nicht der Physik ist. Praktisch verlangt das, netzbildende Fähigkeit von Anfang an in den Anschlussbedingungen vorzuschreiben, denn das Nachrüsten von Regelungsverhalten über einen installierten Bestand hinweg ist weit teurer, als es beim Anschluss zu fordern. In diese Richtung gehen die Netzanschlussregeln in Europa, Australien und Teilen Nordamerikas.
Häufige Fragen
Was ist Netzträgheit?
Die in den rotierenden Massen der angeschlossenen Synchrongeneratoren gespeicherte Bewegungsenergie. Weil alle im Gleichtakt mit der Netzfrequenz drehen, widersetzt sich ihr gemeinsamer Schwung plötzlichen Frequenzänderungen und dämpft das System in den ersten Sekunden nach einem Erzeugungsausfall selbsttätig ab.
Warum ist die Netzfrequenz so wichtig?
Weil sie das Gleichgewicht von Angebot und Nachfrage unmittelbar anzeigt. Die angeschlossenen Geräte sind darauf ausgelegt, und Schutzrelais trennen Generatoren ab, wenn die Frequenz weit genug abweicht, um Schaden zu riskieren. Jede solche Abtrennung verschärft das Ungleichgewicht - so wird aus einer einzelnen Störung eine Kaskade.
Was ist RoCoF?
Die Änderungsgeschwindigkeit der Frequenz in Hertz je Sekunde. Sie misst, wie steil die Frequenz nach einem Erzeugungsausfall fällt. Hohe Trägheit erzeugt einen langsamen Abfall, der den Reserven Zeit lässt; geringe Trägheit einen steilen, der Schutzeinrichtungen auslösen kann, bevor Hilfe eintrifft.
Liefern Wind und Photovoltaik Trägheit?
Von sich aus nicht. Sie hängen über Umrichter am Netz, die keine mit der Netzfrequenz gekoppelte rotierende Masse haben. Übliche netzfolgende Umrichter messen die Frequenz und folgen ihr. Netzbildende Umrichter setzen eine eigene Referenz und lassen sich so programmieren, dass sie eine gleichwertige, schnellere Antwort liefern.
Wie ersetzen Betreiber fehlende Trägheit?
Mit Phasenschiebern - großen frei mitlaufenden Maschinen, die Trägheit ohne Stromerzeugung liefern, teils unter Weiterverwendung von Generatoren stillgelegter Kohlekraftwerke - und mit netzbildenden Umrichtern, besonders an Batterien, deren Millisekundenantwort mechanische Trägheit übertreffen kann. Netzanschlussregeln fordern netzbildende Fähigkeit zunehmend beim Anschluss.
