Netzfrequenzmessung

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Aktuelle Informationen

EEX Intraday Handel stagniert, 15-Minuten Produkte wachsen weiter

Seit Beginn des Intraday Handels am EEX Spotmarkt zeigte dieser ein stetiges Wachstum mit deutlichen saisonalen Unterschieden. Folgende Abbildung zeigt das monatliche Volumen des gesamten Intraday Handels (schwarze Linie) sowie der Viertelstundenprodukte.

Bis Januar 2016 ist ein kontinuierliches Wachstum des Intraday Handels zu sehen, was auch aus der fortwährenden Aufnahme neuer Länder in den Handel resultierte. Seit Anfang 2016 zeigt der Intraday Handel eine Stagnation - dies kann als Zeichen gewertet werden, dass die meisten Märkte nun ausreichend abgedeckt sind.

Monatlicher Handel Intraday und 15-Minuten Produkte am Spotmarkt der EEX
Quelle der Daten: www.epexspot.com/de/presse/press-archive

Der Viertelstundenhandel zeigt seit dem Start in Deutschland im Dezember 2011 auch ein fortwährendes Wachstum. Mit dem Handel von 15-Minuten Produkten in der Schweiz ab Juni 2013 (erst ab Mai 2015 getrennte Ausweisung vom deutschen Markt für 15-Minuten Produkte) und in Österreich ab Oktober 2015 konnten weitere Märkte erschlossen werden. Die österreichische Strombörse EXAA veröffentlicht keine Zahlen zum Viertelstundenhandel, entsprechend bilden die Daten der EEX nicht den gesamten Markt für 15-Minuten Produkte ab.

Die intraday gehandelten 15-Minuten Kontrakte zeigten bis zur Einführung der am Vortag um 15 Uhr gehandelten 15-Minuten Auktion ein Wachstum. Danach spaltet sich der im Gesamten weiterhin wachsende Markt auf. Die intraday gehandelten 15-Minuten Kontrakte pendeln sich bei ca. 300 GWh/Monat ein, während die am Vortag gehandelten 15-Minuten Auktion ein stetiges Wachstum zeigt. Für viele Händler hat die Auktion den Vorteil, dass keine extra Intraday Handelslizenz benötigt wird. So kann am Vortag nach Abschluss des Handels mit Stundenprodukten gleich mit dem Feintuning mit Viertelstundenprodukten begonnen werden. Besonders für Strom aus PV-Anlagen ist dies interessant, da die Erzeugung am Vortag gut eingeschätzt werden kann, und stetige langsame Leistungsänderungen zeigt, die sich allein mit Stundenprodukten nicht ausreichend abbilden lassen.

27.09.2016



Kurzfristiger Frequenzeinbruch am 26.04.2016

Um 21:29 Uhr Ortszeit (19:29 UTC) gab es einen kurzfristigen Frequenzeinbruch im Stromnetz. Innerhalb von 9 Sekunden fiel die Netzfrequenz um 98 mHz. Dabei traten ungewöhnlich hohe Gradienten von 32 mHz/Sekunde auf. Der gesamte Vorgang dauerte bis zur Wiederherstellung der ursprünglichen Frequenz ca. 34 Sekunden.

Bei Betrachtung eines längeren Zeitraums in folgendem Bild ist der Frequenzeinbruch wegen der kurzen Dauer kaum zu erkennen. Erst in dem nächsten Bild mit höherer zeitlicher Auflösung tritt er deutlich hervor.

Aenderung des Sollwertes der Netzfrequenz ueber meherere Wochen mit Netzzeitabweichung

Die erste Analyse des Frequenzgangs zeigt, dass die ausgefallene Erzeugerleistung größer als 1 GW gewesen sein muss. Nach dem größten Frequenzabfall gibt es eine kurze Erholung. Die Frequenz steigt wieder, was neben einer Wiedereinschaltung auf die bereits aktivierte Primärregelleistung schließen läßt. Dann wird die Erzeugereinheit wieder vom Netz genommen, die Frequenz sinkt wieder. Diesmal ist der Gradient geringer, da schon ein Teil der Primärregelleistung aktiviert ist. Schließlich wird die Erzeugungseinheit wieder ans Netz angeschlossen, die Frequenz steigt. Bei der zweiten Wiedereinschaltung steigt die Frequenz stärker als bei der ersten, da mittlerweile mehr Primärregelleistung aktiviert ist. Dies führt dazu, dass zu viel Leistung im Netz ist, und die Frequenz ansteigt. Mit steigender Frequenz wird die Primärregelleisung zurück gefahren, allerdings nicht schnell genug um ein geringes Überschwingen zu vermeiden.

Aenderung des Sollwertes der Netzfrequenz ueber meherere Wochen mit Netzzeitabweichung

Zeitlicher Ablauf:

19:29:20 Ausfall einer Kraftwerkseinheit (> 1 GW) und Beginn des Frequenzabfalls
19:29:23 Frequenzabfall stagniert bei -80 mHz, steigt wieder, wahrscheinlich durch automatische
         Wiedereinschaltung 
19:29:25 Frequenz stagniert nach Anstieg um 7mHz und fällt wieder ab (wieder Netztrennung)
19:29:28 Minimum der Frequenz bei -98 mHz, danach Anstieg der Frequenz durch Wiedereinschaltung
19:29:31 Kurze Stagnation, wahrscheinlich durch sehr kurze Netztrennung mit Wiedereinschaltung
19:29:38 Frequenz erreicht wieder ursprünglichen Wert und steigt weiter
19:29:53 Frequenz erreicht nach einem Überschwinger auf +13 mHz wieder den ursprünglichen Wert 
         und bleibt stabil

Dieser Ausfall zeigt deutlich die Funktion der Primärregelleistung sowie deren zeitliche Komponente der Aktivierungszeit. Er zeigt aber auch die Empfinglichkeit des Stromnetzes beim Ausfall großer Erzeugungseinheiten. In diesem Fall hat der Ausfall einer Einheit ca. 50 % des Regelbereichs der PRL beansprucht. Bis zum Abwurf von Verbrauchern hätte der Frequenzabfall ca. 9  mal so groß sein müssen.

04.05.2016



 



Ersatzstromversorgung bei Ortsnetzen mit PV-Einspeisung

Ortsnetztransformatoren (Mittelspannung auf Niederspannung) werden regelmäßig gewartet, ab und an fällt auch eine Reinigung des Traforaums von z.B. Spinnweben, Insekten, Laub und Staub an. Aus Sicherheitsgründen wird der Trafo hierzu abgeschaltet, die angeschlossenen Kunden werden mit einem Notstromaggregat versorgt.

Die einfachste Vorgehensweise wäre, den Trafo abzuschalten, den Stromerzeuger am Abgang zum Ortsnetz anzuklemmen, und einschalten. Zum Ende der Wartungsarbeiten würde das Prozedere umgekehrt durchlaufen, somit hätten die Kunden zweimal Stromausfall im zeitlichen Rahmen von jeweils 5 Minuten bis 45 Minuten.

Im Netz von Bayernwerk (ehemals Tennet) konnte mit einem Messgerät der Netzfrequenzmessung eine Wartung des Ortsnetztransformators ohne Unterbrechung der Spannungsversorgung beobachtet werden. Einige Tage vor der Wartung erhielten die Haushalte mit PV-Anlagen ein Schreiben mit der Bitte, die PV-Anlage an diesem Tag abzuschalten.

Die Ersatzstromversorgung wurde ab ca. 7:30 Uhr installiert und gestartet. Augenscheinlich wurde die Leistung des Aggregats so weit erhöht, dass über den Trafo kaum mehr Strom floss. Um 7:51 Uhr fand die Abschaltung des Trafos mit Netztrennung statt. Innerhalb von 3 Sekunden regelt das Notstromaggregat die Frequenz auf 52 Hz, nach 10 Sekunden wird die Frequenz auf 50,8  geregelt, nach weiteren ca. 30  Sekunden regelt das Aggregat auf 51,16 Hz. Diese Frequenz wird ca. 5 Stunden bis zur Wiederverbindung mit dem Netz gehalten. Die erste Abbildung zeigt die Umschaltung von Netz- auf Ersatzstrombetrieb.

Umschalten auf Ersatzstromversorgung

Die Frequenz wird während der gesamten Zeit der Ersatzstromversorgung deutlich über 50,2 Hz gehalten, damit keine Einspeiser wie BHKWs oder PV-Anlagen den Generatorbetrieb stören. Dies könnte auch problematisch werden, wenn mehr PV-Strom in das Inselnetz eingespeist wird, als die Verbraucher aufnehmen. Die überschüssige Energie würde den Generator antreiben bzw. beschleunigen, bis dieser wegen Überfrequenz vom Netz geht.

In längerfristig als Inselnetz betriebenen Netzen wäre für eine ausgeglichene Leistungsbilanz entweder als zentrale Lösung eine Kommunikation zwischen Generator und Einspeiser notwendig, oder als dezentrale Lösung eine spezielle Konfiguration der PV-Anlagen, damit diese bei steigender Frequenz immer mehr Leistung zurück nehmen. In Verbindung mit einem Batteriespeicher, welcher auch zentral geregelt oder dezentral über die Frequenz gesteuert wird, liessen sich weitere Optimierungen vornehmen. Das zweite Bild zeigt den Frequenzverlauf des gesamten Vorgangs.

Gesamter Vorgang, Frequenz der Ersatzstromversorgung 51,16 Hz

Deutlich sind die gegenüber dem Verbundnetz stärkeren Frequenzschwankungen des temporären Inselnetzes zu erkennen. Die Frequenzgradienten erreichen bis zu 350 mHz Frequenzänderung pro Sekunde, ca. das 20-fache der im Verbundnetz vorkommenden Frequenzgradienten. Die sichtbaren Schwingungen sind typisch für das Regelverhalten von Generator beim Lastwechsel, ein Verbund mehrerer Generatoren benötigt daher eine übergeordnete Steuerung.

Wiederverbindung mit dem Stromnetz

Mit einem Batteriespeicher könnten diese Schwankungen deutlich reduziert werden, wenn dessen Frequenzumrichter eine schnelle Nachregelung der Leistung auf Basis der Frequenz hat.

Die letzte Darstellung zeigt die Wiederverbindung mit dem Netz innerhalb von 10 Sekunden. Die Reduktion der Frequenz von ca. 50,16  auf die Netzfrequenz (49,98 Hz) erfolgt in drei Sekunden, der Einschwingvorgang bis zur Synchronisierung dauert ca. sieben Sekunden. Danach ist das Ortsnetz wieder mit dem Verbundnetz gekoppelt.

Wiederverbindung mit dem Stromnetz

Die Kunden haben bei diesem Vorgang den Vorteil einer unterbrechungsfreien Stromversorgung. Nur alte Uhren, welche das Stromnetz als Referenzzeitquelle nutzen, haben durch die erhöhte Frequenz eine um 7 Minuten 15 Sekunden vorauseilende Uhrzeit. Die Netzzeit des Verbundnetzes hat sich in dem Zeitraum um ca. 1,5 Sekunden geändert.

04.02.2016



Sollwert der Netzfrequenz und die Netzzeit

Der Sollwert der Netzfrequenz kann um ±10 mHz geändert werden, um die Netzzeit konstant zu halten. Dies ist jedoch nur für die Sekungärregelleistung als Integralregler ein Sollwert, die Primärregelleistung als Proportionalregler arbeitet unverändert mit ihrem Totband um ±10 mHz weiter.

Die nachfolgende Darstellung zeigt die Netzzeitabweichung und den Sollwert der Netzfrequenz über mehrere Wochen. Es zeigt sich, dass der Sollwert immer mitternachts geändert wird.

Aenderung des Sollwertes der Netzfrequenz ueber meherere Wochen mit Netzzeitabweichung

In dem Zeitraum vom 12.02.2015 bis zu 04.04.2015 gab es nur negative Netzzeitabweichungen, entsprechend variierte der Sollwert der Netzfrequenz immer nur zwischen 50,000 Hz und 50,010 Hz. Es scheint mehr bzw. längere negative Abweichungen vom Fahrplan (z.B. Kraftwerksausfall) als positive Abweichungen (z.B. Ausfall von Verbrauchern) zu geben.

05.04.2015



 



Partielle Sonnenfinsternis am 20. März 2015 - Ergebnisse

Die partielle Sonnenfinsternis vom 20.03.2015 wurde von dem Verbundnetz ohne Auffälligkeiten aufgenommen. Die Lastgradienten lagen im oberen Bereich der Berechnungen, da nur wenige Wolken die PV-Leistung verringerten (siehe auch Wikipedia Einfluss auf die Solarstromerzeugung und Netzlastregelung).

Die Übertragungsnetzbetreiber erstellen für den Vortag eine Prognose der erneuerbaren Energien (Wind, PV, Wasserkraft, ...) und vermarkten die prognostizierte Energie an der Strombörse EEX. Werden im Laufe des Tages Prognosefehler festgestellt, dann werden diese an Intraday-Märkten ausgeglichen. Dadurch werden planbare bzw. vorauszusehende Ereignisse wie z.B. die Sonnenfinsternis nicht von der Regelleistung abgefangen, sondern nur durch eine Änderung des Erzeugungsparks. Dies ist auch der Grund dafür, dass die Netzfrequenz an dem Tag keine Auffälligkeiten zeigt (Bild zum vergrößern anklicken).
Verlauf der Netzfrequenz am 20. Maerz 2015 waehrend der Sonnenfinsternis von 8:35 bis 10:58 Uhr

Somit hat die Sonnenfinsternis hautpsächlich Auswirkungen auf die Strompreise, da die Kraftwerke, welche die fehlende PV-Leistung ersetzen, nur für wenige Stunden laufen müssen, und die Startkosten entsprechend einpreisen. Hier zeigte sich der Vorteil des erst kürzlich eingeführten Viertelstundenhandels am Vortrag. Gegenüber einem Stundenhandel konnten die Gradienten hier deutlich besser bzw. mit kleineren Sprüngen abgebildet werden. Wegen der unerwartet hohen Mengen wurde eine zweite Handelsrunde einberufen, in der dann die für den 20. März notwendigen Viertelstundenprodukte gekauft werden konnten.

Die Sekundenwerte vom 19.03.2015 bis zum 20.03.2015 stehen für eigene Untersuchungen hier zum download bereit.

29.03.2015



Partielle Sonnenfinsternis am 20. März 2015

Bis vor ein paar Jahren war eine Sonnenfinsternis eher bedeutungslos für die Energiewirtschaft. Lediglich das kurzfristige Einschalten zusätzlicher Beleuchtung musste beachtet werden. Heute liefert die Photovoltaik an sonnigen Tagen einen bedeutenden Teil der Leistung (über 19 GW), wodurch selbst die partielle Sonnenfinsternis am 20. März 2015 bedacht werden muss.

Eine gute Zusammenfassung des Themas ist im Artikel "Sonnenfinsternis - Härtetest für die Stromversorgung" der Süddeutschen Zeitung zu finden, für den ich einen Interviewbeitrag lieferte.

Detailliertere Informationen sind in der Studie "Einfluss der Sonnenfinsternis im März 2015 auf die Solarstromerzeugung in Deutschland" der Hochschule für Technik und Wirtschaft Berlin (htw) dargestellt. Es wurde berechnet, dass der Bedeckungsgrad durch den Mond im Norden Deutschlands bis zu 80 % erreicht, im Süden bis zu 68 %, entsprechend sinkt an einem wolkenlosen Tag auch die PV-Erzeugung. Dabei können kurzfristig Gradienten von ca. 350 MW/min auftreten. Ist der Tag jedoch bewölkt, dann sind weitaus geringere Auswirkungen sind zu erwarten.

Die Sonnenfinsternis ist sicher ein außergewöhnliches Ereignis für die Energiewirtschaft, sie zeigt die heutige Bedeutung der Photovoltaik. Durch die detaillierte Beschäftigung mit dem Thema wissen die Netzbetreiber um die Auswirkungen, und können dem entgegenwirken (z.B. durch mehr Regelleistungsbeschaffung).

19.02.2015



 



Netzfrequenz Messgeräte gehen in den Verkauf

Will man die von den vier deutschen ÜNBs vorgestellten Freiheitsgrade bei der Erbringung der Primärregelleistung nutzen (Quelle), dann ist eine Genauigkeit von ±1 mHz ein Vorteil gegenüber den bisher notwendigen ±10 mHz, da der Unterschied zwischen erlaubter Messungenauigkeit und der Messungenauigkeit des Gerätes z.B. bei Batteriespeichern für ein Lademanagement genutzt werden kann.

Daher wurden die Messgeräte für die Netzfrequenzmessung von den anfänglichen Prototypen für wissenschaftliche Auswertungen zu einem Produkt weiterentwickelt. Die Messgeräte sind in einer einfachen Version und in einer Version mit Zeitsynchronisation über GPS erhältlich. Die Genauigkeit ist besser als ±1 mHz, die Auflösung beträgt 0,1 mHz.
→ Mehr unter Messgeräte.

19.01.2015



Retrofit von regenerativen Erzeugern geplant

Die ENTSO-E Mitgliedsländer sollen bis Ende 2015 einen Plan zum Retrofit der regenerativen Energieerzeuger aufstellen, um das tolerierte Frequenzband bei regenerativen Energieerzeugern wie Wind- und PV-Anlagen auf 47,5 Hz bis 51,5 Hz zu erweitern.

Die ENTSO-E hat im November 2014 ein Positionspapier veröffentlicht (DISPERSED GENERATION IMPACT ON CONTINENTAL EUROPE REGION SECURITY). Darin wird beschrieben, dass beim Aufkommen der ersten regenerativen Erzeuger bezüglich der Netzfrequenz enge Abschaltkriterien gesetzt wurden, um bei Störungen im Netzbetrieb möglichst schnell definierte Verhältnisse zu erhalten. Der folgende starke Ausbau der regenerativen Stromerzeugung führt nun dazu, dass die Grenzen deutlich erweitert werden sollen - auf 47,5 Hz bis 51,5 Hz.

Eine Umfrage bei Stromerzeugern ergab, dass heute bei Überschreiben von 50,5 Hz und bei Unterschreiten von 49,5 Hz über 30 GW regenerative Erzeugerleistung schlagartig wegfallen können. Wenn nun in einem Fehlerfall wie dem Verlust der Stromerzeugung von 3 GW oder der Abschaltung einer 2 GW Exportleitung die resultierende zu Frequenzabweichungen über diese Werte hinaus führt, dann wird der bestehende Fehler durch das Abschalten der regenerativen Erzeuger um ein Vielfaches verstärkt, die Wahrscheinlichkeit für Lastabwürfe nimmt zu. Zur Vermeidung der Problematik soll bis Ende 2015 von den Ländern mit viel regenerativer Einspeisung ein Retrofit Programm entworfen werden, um die Frequenzgrenzen zu erweitern. Dies wird als deutlich günstiger als ein Blackout angenommen, und auch günstiger als die Erhöhung der bereitgestellten Regelleistung.

In Deutschland wurde in den letzten Jahren bei vielen PV-Anlagen bereits eine Anpassung zur Entschärfung eines ähnlichen Szenarios, der 50,2 Hz Problematik, vorgenommen.

19.01.2015



 



EEX Spot führt Handel von 15-Minuten Kontrakten am Vortag ein

Am 09.12.2014 startete die EEX Spot mit dem Handel von Viertelstundenprodukten am Vortag. Der Handel startet nach Abschluss des day ahead Handels um 15 Uhr, weshalb er trotz Handelsmöglichkeit am Vortag als Intraday Handel bezeichnet wird. Bisher konnten Viertelstundenprodukte nur zwei Stunden bis 45 Minunten vor Leistungserbringung gehandelt werden.

Die EEX folgt mit diesem Schritt der österreichischen Strombörse EXAA. Es ist zu erwarten, dass durch diesen Schritt, der hauptsächlich der Vermarktung regenerativer Energien dient, auch der Regelleistungsbedarf zum Stundenwechsel sinkt, da nun kleinere Zeiteinheiten als Stundenwerte auch schon am Vortag handelbar sind. → Pressemeldung

13.01.2015



15-Minuten-Kontrakte weiterhin auf hohem Niveau

Der Ende 2011 gestartete Handel mit Fünfzehn-Minuten-Kontrakten hat im Juni, Juni und August 2014 jeweils neue Rekordmarken erreicht. Danach ist in der Aktualisierung der Darstellung wie in den Vorjahren der winterliche Rückgang zu beobachten. Weitere Infos im Beitrag vom Juli 2014.

Monatliches Handelsvolumen mit 15-Minuten Kontrakten Juli 2012 bis Dezember 2014
Quelle der Daten: www.epexspot.com/de/presse/press-archive

03.07.2014



 



15-Minuten Produkte am Spotmarkt

An der Strombörse EXAA (Energy Exchange Austria) wurde am 3. September 2014 der Handel mit Viertelstundenprodukten im Spotmarkt eingeführt. Hierzu wurde kein eigenes Produkt generiert, sonder das bisherige Stundeprodukt wurde zum Blockprodukt auf vier Viertelstundenprodukte aufgeweitet. Damit ist wie bisher der Stundenhandel möglich, die Stundenwerte werden im System wie ein Band aus vier Viertelstunden behandelt. Bisherige Handelssysteme können weiter genutzt werden, mit Schnittstellenanpassung können die 15-Minuten Produkte gehandelt werden. → Pressemeldung

23.09.2014



5 MW Batteriespeicher von Younicos liefert Primärregelleistung

Am 16.09.2014 ging deutschlands erstes Batteriekraftwerk zur Erbringung von Primärregelleistung an das Netz. Der 5 MW Lithium-Ionen Speicher wurde von Younicos für den Schweriner Ökostromanbieter WEMAG aufgebaut. Motivation ist die Bereitstellung von Regelleistung ohne gleichzeitig ein konventionelles Kraftwerk in Betrieb halten zu müssen.

Bei einem weiteren Ausbau der regenerativen Energien sinkt der Anteil der konventionellen Kraftwerke, welche kontinuierlich laufen, und damit sinkt auch die von diesen Kraftwerken erbringbare Primärregelleistung. Um die schnellen positiven und negativen Leistungsgradienten der Primärregellung erfüllen zu können, können konventionelle Kraftwerke nur ca. 10 % ihrer Leistung als PRL vermarkten. Ein Batteriespeicher kann hingegen seine gesamte Leistung nutzen,da die Umrichter keine thermische oder mechanische Trägheit haben.

Vereinfacht ausgedrückt kann ein 5 MW Batteriespeicher damit genauso viel PRL anbieten wie ein konventionelles 50 MW Kraftwerk. Damit stellen Batteriespeicherkraftwerke eine elegante Möglichkeit dar, um auch in Zeiten hoher regenerativer Einspeisung genug Regelleistung bereitstellen zu können.

Mehr in der Pressemitteilung von Younicos und in der Pressemitteilung von WEMAG.

17.09.2014



 



1 MW Batteriespeicher liefert Primärregelleistung

Die Elektrizitätswerke des Kantons Zürich (EKZ) betreiben seit über zwei Jahren einen 1-MW-Batteriespeicher. Nach dieser Testphase haben sie das Präqualifikationsverfahren von Swissgrid durchlaufen und wurden ohne Ausnahmen für Primärregelleistung präqualifiziert (Pressemeldung).

Der Speicher hat eine Kapaziät von 500 kWh und kann für 15  Minuten eine Leistung von 250 kW bereitstellen. Damit soll er der Speicher mit dem geringsten Verhältnis zwischen Kapazität und Leistung sein. Dies wird durch eine speziell für diese Anwendung aufgebaute Regelung ermöglicht.

Weitere Informationen zum Batteriespeicher der EKZ.

04.07.2014



15-Minuten-Kontrakte erreichen Rekordhandelsvolumen im Juni 2014

Der Ende 2011 gestartete Handel mit Fünfzehn-Minuten-Kontrakten hat im Juni 2014 eine weitere Rekordmarke erreicht. Gegenüber Juni 2013 entspricht dies einer Steigerung um ca. 70 %. Neben dem Ausgleich des bisher überwiegenden Stundenhandels und den damit verbundenen Problemen zum Stundenwechsel ist ein weiterer Treiber die Vermarktung von PV-Strom, da hier fortwährend Leistungsgradienten entsprechend der Änderung der solaren Einstrahlung auftreten.

Die Abbildung zeigt das Handelsvolumen mit 15-Minuten Kontrakten als rote Balken, der Anteil der 15-Minuten Produkte am gesamten Intraday-Markt ist als blaue Linie dargestellt. Dabei zeigt sich auch, dass dass der Anteil der 15-Minuten Produkte am Intraday-Markt hauptsächlich von kurzfristigen Produkten, und weniger von den Studenprodukten abhängig ist.

Monatliches Handelsvolumen mit 15-Minuten Kontrakten Juli 2012 bis Juni 2014
Quelle der Daten: www.epexspot.com/de/presse/press-archive

03.07.2014



 



Qualität der Frequenzhaltung

Die Versorgungssicherheit wird im Rahmen der Energiewende und der damit verbundenen Änderung der Kraftwerksstruktur vermehrt diskutiert. Ein Indikator für die Versorgungssicherheit ist die Stabilität der Netzfrequenz. Hohe und lang andauernde Abweichungen wären ein Zeichen dafür, dass das System an seinen Grenzen betrieben wird.

Die folgende Abbildung zeigt in wöchentlicher Auflösung, wie viele Minuten die Netzfrequenz 75 mHz bzw. 100 mHz positive oder negative Abweichung von 50 Hz hatte (Juli 2011 bis Juni 2014). Positive Minutenwerte zeigen die Summe der in der jeweiligen Woche aufgetretenen Überfrequenzen, negative Minutenwerte die Summe der Zeiträume, in denen die Frequenz unter dem Sollwert lag.

Dauer der Abweichungen der Netzfrequenz von 50 Hz

In mehreren Wochen lag an ca. 80 Minuten eine Abweichung von über 75 mHz vor. Bezogen auf den Zeitraum einer Woche sind dies ca. 0,8 %. Die Kältewelle in Europa im Februar 2012 ist deutlich durch die großen Abweichungen erkennbar. Die höchsten Abweichungen ergeben sich eher in den Wintermonaten, wobei der Winter 2013/2014 als scheinbar positives Beispiel deutlich besser liegt. Es ist unklar, ob das Fehlen der hohen Abweichungen in dem sehr milden Winter begründet liegt, oder ob es eine tatsächliche Verbesserung gibt.

Ein Grund für eine Verbesserung könnte der zunehmende Viertelstundenhandel sein, wodurch die Frequenzabweichungen zum Stundenwechsel geringer werden. Eine weitere Möglichkeit könnte auch der Anstieg der Direktvermarktung von Windstrom sein, bzw. eine damit einhergehende Verbesserung der Prognosen der Windeinspeisung.

Auch wenn eine Verbesserung bisher erst augenscheinlich, aber noch nicht direkt nachweisbar ist, ist auf jeden Fall keine Verschlechterung zu erkennen. Somit kann angenommen werden, dass die verschiedenen Maßnahmen zur Sicherung der Versorgungsqualität trotz rämlicher Erweiterung des Verbundnetzes, steigender elektronisch geregelter Lasten und höherem Anteil regenerativer Energieerzeugung, ihre Wirkung entfalten.

20.06.2014



Aktualisierung des Rasterdiagrammes der Netzfrequenzabweichung

Das Rasterdiagramm der Netzfrequenzabweichung zeigt, wann die Netzfrequenz systematisch von den 50,0 Hz abweicht. Dabei zeigt sich deutlich, dass der Sonnenuntergang in der Winterzeit zu Abweichungen der Netzfrequenz führt. Dies kann daran liegen, dass der zusätzliche Beleuchtungsbedarf noch in den abendlichen Verbrauch fällt, womit eine Abendspitze im Stromverbrauch generiert wird. Nach der Zeitumstellung verschwindet diese Abendspitze.

Rasterdiagramm der Netzfrequenzabweichung Juli 2011 bis Maerz 2014

Zudem zeigt sich auch das Problem des Stundenhandels unvermindert. Interessant ist auch, dass tagsüber deutlich weniger Frequenzabweichungen zu sehen sind als abends. Daraus kann man schießen, dass die tägliche PV-Einspeisung keine Probleme im Netz generiert.

09.05.2014



 



Netzzeitabweichung der Jahre 2012 und 2013

Die Netzfrequenz wird nicht nur kurzfristig auf 50,0 Hz geregelt, sondern auch langfristig, so dass die Netzfrequenz auch im längeren Mittel 50,0 Hz beträgt. Hierzu wird vom schweizer Regelzonenbetreiber swissgrid gemessen, wie viele Schwingungen das Verbundnetz hat. Dieser Messwert wird über 50 Schwingungen pro Sekunde in Sekunden umgerechnet, so dass sich eine Netzzeit ergibt. Liegt die Netzfrequenz z.B. für 1000 s bei 49,950 Hz, dann fehlen 50 Schwingungen gegenüber den 50 Hz, was einer Netzzeitabweichung von -1 s entspricht. Wenn die Netzzeit um mehr als 20 Sekunden von der UTC-Zeit abweicht, wird der Sollwert der Netzfrequenz um 10mHz nach oben oder unten geändert, um längerfristig wieder auf die durchschnittlichen 50,000 Hz zu kommen.

Synchronuhren nutzen dies, um langfristig die korrekte Uhrzeit anzuzeigen. Dies Uhren können zeitweise ein wenig vor- oder nachgehen, doch sobald die Netzzeit wieder korrigiert wurde, gehen die Uhren wieder richtig. In dem oben angegebenen Link auf swissgrid wird die aktuelle Netzzeitabweichung dargestellt.

Die folgenden Abbildungen zeigen die Netzzeitabweichungen für die Jahre 2012 und 2013. Man sieht schön das Pendeln um 0s Netzzeitabweichung. Trotz Abweichungen von bis zu -160 s im Juni 2013 kommt die Netzzeit in beiden Jahren zum Jahresende wieder auf einen Fehler von 0 Sekunden zurück.

Verlauf der Abweichung der Netzzeit in den Jahren 2012 und 2013

Bei der Betrachtung einzelner Moante fällt auf, dass es immer scheinbar eine Schwingung mit ca. 7 Tagen Periode gibt. Hier zeigt sich wahrscheinlich die Korrekur der Netzzeit (siehe Auswertung zur Synchronous Time correction der swissgrid).

Verlauf der Abweichung der Netzzeit im Juli der Jahre 2012 und 2013

02.05.2014



Türkei und Albanien werden Mitglied der ENTSO-E

Nachdem Albanien seit 1986 synchron mit dem Verbundnetz ist, wurde jetzt der Beschluss gefasst, auch Mitglied der ENTSO-E zu werden (Pressemeldung).

Die Türkei ist seit dem Jahr 2010 synchron, hier lief der Prozess etwas schneller ab. Mit der Türkei nimmt die West-Ost Ausdehnung des ENTSO-E Netzes um ca. 1.500 km auf ca. 4.700 km zu. In der Testphase der letzten Jahre hat dies aber zu keinen Problemen mit vermehrten Spannungspendelungen geführt.

06.05.2014



 



EEX Spot prüft Einführung von 15-Minuten Kontrakten am Vortag

Eine Eigenvermarktung von PV- oder Windstrom am Spotmarkt ergibt bei starken Leistungsgradienten innerhalb einer Stunde das Problem, dass diese Gradienten mit den konstanten Stundenleistungen im Stundenhandel nicht abgebildet werden können. Für eine ausgeglichene Bilanz bei hohen Gradienten gibt es zur Zeit nur die Viertelstundenprodukte im Intradayhandel. Hierzu ist an der Strombörse eine weitere Handelsberechtigung erforderlich, welche für Händlern mit kleinen Mengen teurer als der Regelleistungsbezug zum Bilanzausgleich sein kann.

In der aktuellen Sitzung des EPEX SPOT-Börsenrates stimmte dieser zu, zukünftig 15-Minutenprodukte zu handeln. Damit solle Händlern, die nicht intraday handeln, der Zugang zu Viertelstundenkontrakten schon am Nachmittag des Vortages ermöglicht werden. Die EPEX SPOT will nun eine Studie durchführen um zu prüfen, ob ein Markt vorhanden ist, und wie ein Handel ausgestaltet sein sollte.

Es wird spannend zu sehen, ob die EEX Spot oder die EXAA schneller bei der Einführung von day ahead 15-Minuten Kontrakten sein wird.

Nachtrag:
Es wird eine Nachmittagsauktion für 15-Minuten-Kontrakte im deutschen Marktgebiet geben. Die Auktion soll täglich ab 15 Uhr im Anschluss an den Day-Ahead Markt öffnen.

14.04.2014 und 20.06.2014



Viertelstundenhandel schon am Vortag

Die Energie&Management online meldet in einem Interview, dass die österreichische Strombörse EXAA ab Sommer 2014 den Handel mit Viertelstundenprodukten schon am Vortag erlauben will, um den Handel zu vereinfachen. Zur Zeit geht dies erst zwei Stunden vorher.

25.02.2014



 



Bereitstellung von Regelleistung mit regenerativen Energieerzeugern

Die bisherige Bereitstellung von Regelenergie mit konventionellen Kraftwerken und Wasserkraftwerken ist hauptsächlich historisch bedingt. Mit einem steigenden Anteil regenerativer Energieerzeuger kann auch ein Teil der Verantwortung für einen sicheren Netzbetrieb auf die regenerativen Energieerzeuger abgegeben werden.

Das Fraunhofer IWES hat mit dem Kombikraftwerk 2 demonstriert, dass eine zuverlässige Energieversorgung mit rein erneuerbaren Energiequellen möglich ist (Artikel bei BINE Informationsdienst). Hierzu wurden auch die Regenerativen in die Regelleistungsbereitstellung miteinbezogen.

Die Marktgestaltung der Bereitstellung von Regelenergie ist für die meisten regenerativen Energieerzeuger heute noch ungeeignet, doch es ist mit einer Vereinfachung des Markteintritts zu rechnen. Wenn immer die gerade laufenden Energieerzeuger auch Regelenergie bereit stellen, dann stellt auch die fluktuierende Einspeisecharakteristik regenerativer Erzeuger kein großes Problem dar.

08.11.2013



15-Minuten-Kontrakte erreichen Rekordhandelsvolumen im Juli 2013

Der Handel mit Stundenprodukten führt immer zum Stundenwechsel zu Frequenzabweichungen. Diese sind bei großen Unterschieden zwischen den einzelnen Stunden besonders ausgeprägt (morgens und abends bei hohen Lastgradienten). Der Ende 2011 gestartete Handel mit Fünfzehn-Minuten-Kontrakten sollte das Problem entschärfen, da Stromhändler damit den Lastgang ihrer Kunden zeitlich feiner aufgelöst, und damit zum Stundenwechsel mit geringeren Sprüngen einkaufen können. Im Jahr 2013 ist das Handelsvolumen dieser Produkte wieder stark gestiegen.

Das Bild zeigt das monatliche Handelsvolumen mit 15-Minuten Kontrakten für den Handelsbereich Österreich mit Deutschland als Balken, mit dem Rekordergebnis von 307 GWh im Monat Juli. Der Anteil der 15-Minuten Kontrakte am gesamten Intraday-Markt ist als Linie dargestellt.
Monatliches Handelsvolumen mit 15-Minuten Kontrakten Juli 2012 bis Oktober 2013

Auffallend ist die starke Korrelation zwischen dem Handelsvolumen und dessen Anteil am Intraday-Markt. Es scheint, als ob das Handelsvolumen der Viertelstundenkontrakte kaum eine Abhängigkeit zum Handelsvolumen Intraday mit Stundenkontrakten hat.

Das Rekordergebnis kann mit dem Start des Schweizer Intraday-Marktes im Juni 2013 zusammenhängen, da ab dem Zeitpunkt auch 15-Minuten Kontrakte auch zwischen den Ländern handelbar sind.

07.11.2013



 



Minimale und maximale Netzfrequenz

Um die Frage "wie stabil ist die Netzfrequenz" zu klären wurden die Messdaten der letzen 13 Monate analysiert (Juli 2011 bis Juli 2012). Die größten Schwankungen traten regelmäßig zum Stundenwechsel auf, was durch den Einsatz von Stundenprodukten verursacht wird. Die Grenzen des im normalen Betrieb erlaubten Frequenzbereichs von 49,8 Hz bis 50,2 Hz wurden in diesem Zeitraum nie erreicht oder überschritten:

 * Maximale Netzfrequenz: 50,164 Hz am Dienstag den 13.12.2011 um 23:52:54 Uhr
 * Minimale Netzfrequenz: 49,849 Hz am Dienstag den 17.01.2012 um 23:02:08 Uhr

Die folgende Abbildung zeigt den Frequenzverlauf (Sekundenmittelwerte) jeweils mehrere Stunden vor- und nachher.

Minimale und Maximale Netzfrequenz im Zeitraum Juli 2011 bis Juli 2012, maximal am 13.12.2011 mit 50,164 Hz, minimal am 17.01.2012 mit 49,849 Hz.

Sowohl der höchste als auch der niedrigste Messwert traten in der späten Nacht auf. Um dies genauer betrachten zu können, wurden die Messwerte (Minutenmittelwerte) in einem Streudiagramm auf die Uhrzeit aufgetragen. Dabei zeigt sich, dass Frequenzen unterhalb von 49,90 Hz nur in den Nachtstunden auftreten. In den Zeiten zwischen den Stundenwechseln ist ein Band der Frequenzabweichung von ca. ±60 mHz zu sehen, welches durch Prognosefehler sowie unerwartete Änderungen in der Einspeisung oder der Last entsteht. Zum Stundenwechsel sind deutlich höhere Abweichungen zu bemerken.

Streudiagramm der Netzfrequenz auf die Tageszeit von Juli 2011 bis Juli 2012

Das Rasterdiagramm (Erklärung siehe Eintrag "Rasterdiagramm der Frequenzabweichungen" vom 10.02.2012) für diesen Zeitraum zeigt dieselben Zusammenhänge. Zusätzlich ist in den Monaten August bis April abends zwischen 18 und 21 Uhr sowie morgens eine Veränderung in den Lastschwankungen zum Stundenwechsel zu erkennen. Dies entsteht durch die im Winter auftretende Abendspitze in der Verbraucherlast (Beleuchtung), welche sich mit der Dämmerung verschiebt.

Rasterdiagramm der Netzfrequenz auf die Zeit von Juli 2011 bis Juli 2012

06.09.2012



Bundesregierung beschließt PV-Nachrüstpflicht für PV-Anlagen

Die Bundesregierung verabschiedete am 18. Juli 2012 die Systemstabilitätsverordnung (SysStabV, auch Verordnung zum Erlass der Systemstabilitätsverordnung und zur Änderung der Anreizregulierungsverordnung).

Darin ist für PV-Anlagen mit einer maximalen Leistung von über 10 kW geregelt, dass sie die vom BdEW vorgegebenen Kennline "Frequenzabhängige Wirkleistungsreduktion“ einhalten müssen, oder falls dies nicht möglich ist, die obere Abschaltfrequenz auf einen Wert zwischen 50,3 Hz und 51 Hz einstellen müssen. Die untere Abschaltfrequenz ist auf 47,5 Hz zu setzen. Anlagen mit einer maximalen Leistung von unter 10 kW sind von der Nachrüstpflicht befreit.

Die Übertragungsnetzbetreiber müssen bis KW37 die Daten über die betroffenen Anlagen erheben und den Verteilnetzbetreibern zur Verfügung zu stellen. Andere Interessierte können die Daten z.B. aus der EEG-Datenbank der Forschungsstelle für Energiewirtschaft erhalten. Betroffene Wechselrichter mit über 100 kW maximaler Leistung müssen bis 31. August 2013 umstellen, über 30 kW bis 31. Mai 2014. Anlagen über 10 kW haben bis 31. Dezember 2014 Zeit.

Die Anlagenbetreiber haben die Pflicht, den Verteilnetzbetreibern Daten zu ihren Umrichtern zur Verfügung zu stellen, und die Nachrüstung durch eine vom Verteilnetzbetreiber beauftragte Person durchführen zu lassen. Gezahlt wird die Umstellung von den Übertragungsnetzbetreibern; diese dürfen 50 % davon über die Netzentgelte abzurechnen.

20.07.2011



 



Windkraftanlagen zur Regelleistungsbereitstellung

Der BINE Informationsdienst berichtet in dem Artikel Windstrom soll Netze stabilisieren von einem Forschungsprojekt zur Bereitstellung von Regelleistung durch Windkraftanlagen. Das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) will mit den Partnern ENERCON, Energiequelle, TenneT und Amprion ein neues Nachweisverfahren fü die Präqualifikation von regenerativen Energieerzeugern entwickeln, und Regelungsalgorithmen entwerfen um mehrere Windparks zur Bereitstellung von Regelleistung zu koppeln.

24.05.2012



Rasterdiagramm der Frequenzabweichungen

Prognosefehler entstehen durch unerwartetes Verbraucherverhalten, Netzabschaltungen sowie Ausfall oder verminderte Einspeisung von konventionellen und regenerativen Kraftwerken. Würden die Prognosefehler bei Stromverbrauch und -erzeugung zufällig auftreten, dann müsste ein gleichmäßiges Rauschen bei der Auswertung der Frequenzabweichungen gegenüber 50,0 Hz zu sehen sein. Stattdessen fallen in dem Rasterdiagramm systematische Frequenzabweichungen zum Stundenwechsel auf. Je größer die Laständerung, desto stärker ist die Abweichung.
Rasterdiagramm der Abweichungen der Netzfrequenz Juli 2011 bis Januar 2012

Dieser Effekt entsteht durch den systematischen Fehler zwischen dem von den Stromhändlern prognostizierte 15-Minuten Fahrplan des Stromverbrauchs und dem von den Händlern an der Strombörse EEX gekauften Stundenblöcken. Bei steigender Last (z.B. morgens) werden die an der Börse als Stundenprodukte gekauften Erzeugungskapazitäten nicht kontinuierlich, sondern erst zum Stundenwechsel zugeschaltet. Dies führt beim Aktivieren der Leistung zu einer Überversorgung, wodurch die Netzfrequenz bis zum Einsetzen der Sekundärregelleistung kurzzeitig steigt. Bei der abendlichen Lastreduktion ist dies umgekehrt zu beobachten.

Wegen der Trägheit der thermischen Kraftwerke wäre es erlaubt, die Laständerung als Rampe innerhalb von 15 Minuten abfahren. Die Frequenzabweichung zeigt, dass die Rampen viel schneller gefahren werden. Wegen des Einsetzens der Sekundärregelleistung kann die Zeit nicht genau bestimmt werden, augenscheinlich wird die Leistung innerhalb von ca. 4 Minuten aktiviert bzw. zurückgenommen.

Das linke Bild zeigt die Frequenzabweichung der morgendlichen Stunden von 5 Uhr bis 10 Uhr, das rechte Bild den Abend (19 Uhr bis Mitternacht). Entsprechend dem morgendlichen Lastanstieg und der abendlichen Lastreduktion zeigt sich dabei das entgegengesetzte Bild der Frequenzabweichungen.
Rasterdiagramm der Frequenzabweichungen Juni 2011 bis Januar 2012 Morgens   Rasterdiagramm der Frequenzabweichungen Juni 2011 bis Januar 2012 Abends

Dieser systematische Fehler beansprucht zum Stundenwechsel häufig mehr als 50 % der Primärregelleistung, wodurch diese während dieser Zeit nicht mehr zum Ausgleich anderer Fehler zur Verfügung steht. Erst wenn die Mehrzahl der Stromhädler diese Bilanzfehler am neu geschaffenen Markt für 15-Minuten Produkte ausgleicht, dann wird der Effekt deutlich abgeschwächt.

10.02.2012



 



EEX startet Handel von Viertelstundenprodukten

Die EEX hat am 14.12.2011 den Handel mit Fünfzehn-Minuten-Kontrakten gestartet. Die 15-Minuten Kontrakte können intraday im Zeitfenster von zwei Stunden bis 45 Minunten vor Leistungserbringung der jeweiligen Stunde gehandelt werden (Pressemeldung der EEX zu Viertelstunden-Handel). Es ist zu erwarten, dass damit die durch die Stundenprodukte generierten Netzfrequenzabweichungen und die Kosten für die Regelleistung zum Ausgleich dieser Bilanzfehler sinken.

21.12.2011



Das 50,2 Hz Problem

Um bei Netzstörungen die Wiederherstellung des ungestörten Betriebs nicht durch ungesteuerte Erzeugungsanlagen zu gefährden, dürfen regenerative Erzeugungsanalgen (z.B. Windkraft oder Photovoltaik) sowie dezentrale Erzeuger wie BHKWs nur einspeisen, wenn für mindestens eine Minute die Netzspannung und die Netzfrequenz in einem zulässigen Bereich liegen.

Durch den Zubau der regenerativen Energieerzeuger sind die Leistungen, die beim Auftreten einer Überfrequenz abschalten würden so groß, dass die dann im Netz fehlende Leistung nicht durch die Primärregelleistung aufgefangen werden könnte, was dann zu einer Unterspeisung des Netzes und im schlimmsten Fall zu einem Blackout führen kann. Zur Vermeidung dieses Problems wird die Abschaltung im Falle einer Überfrequenz neu geregelt, indem die gleichzeitige Abschaltung verhindert wird. So sollen die Hersteller bei neuen Anlagen die Abschaltfrequenz gleichverteilt zwischen 50,3 Hz und 50,5 Hz in 0,1 Hz Schritten einstellen. Damit schalten die Anlagen nicht mehr in einem durch Messfehler entstehenden schmalen Band um 50,2 Hz ab, sondern in einem Bereich zwischen 50,3 Hz und 50,5 Hz. Somit steigt die Chance, dass sich das System bei Überfrequenz selbst stabilisiert, und stabilisierende Maßnahmen erhalten mehr Zeit. Für Bestandsanlagen wird derzeit diskutiert, ob eine Nachrüstung durchgeführt werden muss, und falls ja, ab welcher Anlagengröße und mit welchem vertretbaren Aufwand.

Beschreibung der Probematik vom VDE

Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN): Rahmenbedingungen für eine Übergangsregelung zur frequenzabhängigen Wirkleistungssteuerung von PV-Anlagen am NS-Netz

26.11.2011



Blackout in Hannover

Am 13. Juli 2011 gegen 22:34 (Pressemeldung), kam es im gesamten Stadtgebiet von Hannover zu einem Stromausfall. Verursacht wurde er durch den Ausfall eines Kohleblocks und eines Umspannwerks (n-2), was zu einer lokalen Unterversorgung der Stadt und damit zu einem Lastabwurf führte. Innerhalb von ca. 20 Minuten konnte das Stadtgebiet wieder komplett versorgt werden.

Der Lastabwurf hat kaum sichbare Auswirkungen auf die Netzfrequenz, wie die folgende Abbildung zeigt. Stärker wirkt sich der Beginn eines neuen Stundenblocks an der EEX um 23:00 Uhr aus. Da zwischen 23:00 Uhr und 24:00 Uhr die Last geringer als in der vorherigen Stunde ist, reduzieren viele Kraftwerke beim Stundenwechsel ihre Leistung von der vorherigen auf die neue Stundenleistung. Diese aprupte Leistungsreduktion führt zu einer Verringerung der Netzfrequenz, welche nach wenigen Sekunden von der Primärregelleistung gestoppt und danach von der Sekundärregelleistung wieder ausgeglichen wird. Dieser Effekt und mögliche Lösungen sind in der Dissertation von Tobias Weißbach beschrieben.

Netzfrequenz waehrend des Stromausfalls in Hannover am 13.07.2011

15.07.2011



Pendelungen im Verbundnetz

Am 19. und 24. Februar 2011 kam es zu starken Pendelungen im europäischen Verbundnetz, welche mit ±100 mHz so stark waren, dass swissgrid aktiv in die Netzfrequenzregelung eingreifen musste (Analysis of CE Inter-Area Oscillations of 19 and 24 February 2011). Beide Male traten kurz nach dem Stundenwechsel auf. Diese Pendelungen treten seit vielen Jahren auf, waren jedoch noch nie so stark. Zur Messung der Pendelungen existiert ein Messnetz (Wide Area Monitoring), welches mit sog. Synchrophasoren mittels der GPS-Zeit synchron Netzfrequenz und Phasenwinkel misst.

Das Auftreten und die Gründe für die Netzpendelungen sind in dem Vortrag Überwachung der Netzdynamik im europäischen Verbundnetz von Walter Sattinger schön beschrieben.

2011