Stromausfall in Spanien: Was weiß man über die beobachteten weiträumigen Oszillationen im Netz?

„Bei Inter-Area-Oscillations, auf Deutsch Netzpendelungen, schwingen die Polräder von Generatoren (die sich drehenden Bauteile im Inneren von Generatoren, auf der Permanent- oder Elektromagnete montiert werden; Anm. d. Red.) in verschiedenen Regionen eines Netzes gegeneinander, so wie in diesem Falle die auf der iberischen Halbinsel und die im Baltikum. Während die einen Generatoren beschleunigen und dabei ihre Drehzahl und die lokale Netzfrequenz erhöhen, bremsen die andere Generotoren und reduzieren dabei ihre Drehzahl und lokale Netzfrequenz. Dann kehrt der Vorgang sich um, um anschließend erneut zu beginnen. Man beobachtet ein Auf und Ab der Netzfrequenz und damit verknüpft ein Auf und Ab der Stromflüsse. Sollten aufgrund dieser Netzpendelungen zulässige Werte von Frequenzen oder Strömen verletzt werden, kann das zu Schutzabschaltungen von Anlagen beziehungsweise Leitungen führen. Das Phänomen ist bekannt und kann durch Störungen im Netz angeregt werden. Sogenannte Pendeldämpfungsgeräte in der Regelung der Kraftwerke sollten diese Netzpendelungen aber schnell abklingen lassen beziehungsweise verhindern.“

„Die rotierenden Massen von Synchrongeneratoren einschließlich ihrer Turbinen, wie sie in Dampf- und Wasserkraftwerken zum Einsatz kommen, stabilisieren das Netz. Man spricht von Trägheit des Netzes. Über Umrichter angebundene Anlagen, wie Photovoltaik (PV)-, Windenergie- und Batterieanlagen haben keine rotierenden Massen. Das System wird dadurch grundsätzlich dynamischer. Es gibt Technologien, diese Trägheit auch anders bereit zu stellen: Zum Beispiel über rotierende Phasenschieber, oder auch über Umrichter angeschlossene, besonders ausgelegte Netzanlagen (STATCOM (Static Synchronous Compensator, eine Anlage, mit der die Spannung im Stromnetz stabilisiert werden kann, Anm. d. Red.)) beziehungsweise Erzeugungs- und Batterieanlagen. Man spricht hier von netzbildenden Umrichtern in Abgrenzung zu den bisher üblichen netzfolgenden Umrichtern. In Deutschland werden im Rahmen der Roadmap Systemstabilität die erforderlichen technischen Maßnahmen identifiziert, die eine Systemstabilität auch bei zunehmender Durchdringung von Umrichtern sicher zu stellen.“

„Inter-Area-Oscillations sind niederfrequente Schwingungen im Verbundstromnetz, bei denen große Gruppen von Erzeugern in einer Region gegen Erzeuger in einer anderen Region gegenphasig schwingen. Zum Verständnis von Inter-Area-Oscillations kann ein vereinfachtes mechanisches Modell herangezogen werden. In diesem können die Kraftwerke auf der iberischen Halbinsel zu einem Kraftwerk mit jeweils einer großen rotierende Masse zusammengefasst werden, äquivalent die Kraftwerke in der Region Zentral-Europa und Region Ost-Europa (Türkei). Diese drei rotierenden Massen entsprechen der gebündelten Trägheit der vielen Generatoren innerhalb der jeweiligen Region. Die elektrischen Verbindungen zwischen den Regionen (Interkonnektoren) sind deutlich schwächer ausgeprägt als die innerregionalen Netze und können daher mechanisch als Gummibänder interpretiert werden. Wenn nun eine dieser Regionen durch eine Störung in ihrer Frequenz oder Leistungsausgabe leicht aus der Balance gerät, beginnt die betroffene Masse gegenüber den anderen zu pendeln, sodass alle Regionen gegenphasig umeinander schwingen, ähnlich gekoppelten Pendeln. Solche Schwingungen treten besonders dann auf, wenn Regionen mit hoher Erzeugung und solche mit hoher Last durch relativ schwache Übertragungsleitungen (Interkonnektoren) verbunden sind und beispielsweise eine Störung wie ein Leitungsausfall oder plötzliche Leistungsänderung auftritt.“

Bild 1: Dominanten Schwingungsmodi im Verbundnetz ([1])

„Diese Oszillationen sind per se erstmal eine zwingende Eigenschaft des Systems, seit Jahrzenten bekannt und typischerweise so stark gedämpft, dass sie innerhalb von einer Periode abklingen. Im Europäischen Netz sind verschiedene Schwingungsmodi bekannt, so zum Beispiel ein Ost-West-Modus mit einer Frequenz von 0,1 Hertz. Das Problem liegt dabei jedoch nicht in den Oszillationen an sich, sondern darin, dass durch einen Systemausfall – wie zum Beispiel im Jahr 2016, bedingt durch den vorherigen Ausfall eines Interkonnektors zwischen Frankreich und Spanien – die Kopplung so weit beeinflusst wird, dass keine ausreichende Dämpfung mehr vorhanden ist. Durch das Eingreifen der Netzbetreiber und eine Reduktion des Leistungsflusses konnte diese Situation gehandhabt werden, ohne dass es zu einer Netztrennung oder einem Stromausfall kam [III]. Wenn durch eine zu geringe Dämpfung die Frequenzänderungen zu stark werden, könnten dadurch theoretisch Überlastungen der Generatoren entstehen, diese würden aber in der Realität vorher durch Schutzvorrichtungen und Notabschaltungen sicher vom Netz getrennt werden.“

Bild 2: Inter-Area-Oszillationen im Jahr 2016 ([III])

„In jedem größeren Kraftwerk befinden sich Regler, welche darauf ausgelegt sind, die Netzfrequenz auf 50 Hertz zu halten. Diese gleichen Leistungsschwankungen aus, welche durch die zufällig auftretenden Laständerungen im Netz entstehen. Es ist nun möglich, dass durch diese Laständerungen die Eigenfrequenzen des Verbundnetzes angeregt werden. Deswegen besitzen große Kraftwerke zum Beispiel Pendeldämpfungsgeräte (im Englischen Power System Stabilizer (PSS)), welche wie eine Art Vorfilter diese Frequenzbereiche aus der Regelgröße ausfilterten. Dadurch kann eine Anregung dieser Frequenzen verhindert werden und die Oszillationen werden stark gedämpft (siehe Tabelle). Eine Dämpfung kann auch durch Leistungselektronische Komponenten wie beispielsweise durch die großen Konverter von Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs-Leitungen oder STATCOMs (Static Synchronous Compensator, eine Anlage, mit der die Spannung im Stromnetz stabilisiert werden kann, Anm. d. Red.) bereitgestellt werden.“

Tabelle 1: Charakterisierung der Schwingungsmodi ([1])

Auf die Frage, ob durch zunehmende Wechselrichter-Anschlüsse von Stromerzeugern (Wind, PV, Batterien) Oszillationen verstärkt werden:
„Das gestiegene Interesse an Inter-Area-Oscillations hängt mit grundlegenden Veränderungen im europäischen Stromnetz zusammen: Aufgrund der Energiewende werden zunehmend konventionelle Großkraftwerke (große Generatoren mit rotierenden Massen) durch viele kleine dezentrale Energieanlagen ersetzt, die mittels leistungselektronischer Wechselrichter ans Netz angebunden sind. Diese Wechselrichter besitzen keine klassische rotierende Masse und liefern damit oft weniger natürliche Trägheit und systemseitige Dämpfung, wodurch die vorhandenen Inter-Area-Oscillations im Fehlerfall schlechter gedämpft werden könnten. Es gibt jedoch auch prinzipiell die Möglichkeit mit Wechselrichtern sogenannte virtuelle Trägheit bereitzustellen und ein netzdienlicheres Verhalten zu gewährleisten.“

„Ein elektrisches Energiesystem ist ein dynamisches System, in dem die rotierenden Massen der Kraftwerksgeneratoren und -turbinen über das Netz gekoppelt sind. Normalerweise rotieren alle Kraftwerke exakt im Gleichklang und man kann überall im Netz 50 Hertz als Frequenz messen. Überlagert können die Kraftwerke aber Leistung austauschen, was zu überlagerten langsamen Oszillationen beziehungsweise Pendelungen von einem Hertz oder weniger führt. Das bedeutet, dass einzelne Gruppen von Kraftwerken mehr Leistung abgeben und abgebremst werden und in anderen Bereich des Netzes Gruppen von Kraftwerken durch die aufgenommene Leistung beschleunigt werden und umgekehrt. Je räumlich ausgedehnter eine Energiesystem, sprich Stromnetz, ist, desto empfindlicher ist es gegenüber diesen Leistungspendelungen. Im sehr ausgedehnten europäischen Verbundsystem kann man unterschiedliche Pendelungen dieser Art zwischen zum Beispiel Nord und Süd oder insbesondere Ost (Polen) und West (iberische Halbinsel) beobachten. Mit GPS-gestützten zeitsynchronisierten Messungen – sogenannten Phasor Measurement Units (PMU) – können diese Phänomene seit etwa dem Jahr 2000 gemessen und ausgewertet werden. Mit der Erweiterung des Netzes um die Türkei, die Ukraine und letztlich das Baltikum verändert sich die Pendeleigenschaft, genauso durch eine verringerte Anzahl konventioneller Kraftwerke mit deren rotierenden Massen. Bislang wurden jedoch keine kritischen Werte gemessen.“

„Welchen Einfluss Regelungen von leistungelektronischen Umrichtern vieler eher kleiner Photovoltaik (PV)- und Windkraftanlagen hierauf haben, ist bislang unbekannt. Geeignete Regler in Kraftwerken oder großen Umrichtern von Hochspannungsgleichstromübertragungen (HGÜ) oder Batteriespeichern können aber auch dämpfend auf derartige Phänomene einwirken.“

„Man kann seit Jahren beobachten, dass die beschriebenen Oszillationen im Tagesverlauf manchmal für ein paar Minuten auftreten und dann auch wieder verschwinden. Diese können durch vollzählige Umschaltvorgänge im Netz bei sich stetig ändernden Lasten und Einspeisern angeregt werden.“

„Wenn diese Oszillationen beziehungsweise Pendelungen zu stark und zu wenig gedämpft sind, dann können Schutzeinrichtungen im Netz diese als Fehler, wie zum Beispiel einen Kurzschluss, fehldeuten und Leitungen abschalten. Umgekehrt können aber auch Leitungsabschaltungen bei zum Beispiel Fehlern oder Überlastungen diese Pendelungen auslösen. Im Falle des aktuellen Blackouts lässt sich noch nicht sagen, was Ursache und was Wirkung war.“

„Auch Umrichter, die sich auf die Netzfrequenz synchronisieren, können gegebenenfalls durch diese Oszillationen gestört werden, wozu jedoch aktuell keine Erkenntnisse vorliegen.“

„Beim Blackout 1996 des westamerikanischen Stromnetz-Systems, das von Kanada bis Kalifornien reicht, spielten nach Leitungsausfällen auftretenden Oszillationen eine wesentliche Rolle, die zu Folgeabschaltungen und zum Blackout geführt haben.“

„Sind die Frequenzen und Eigenschaften der Oszillationen bekannt, dann können geeignete Regler in Kraftwerken auf diese dämpfend einwirken. Begrenzungen von Leistungsflüssen, das heißt geringere Netzauslastungen, können ebenfalls stabilisierend wirken. Auch Hochspannungsgleichstromübertragungen können mit entsprechenden Regelungen stabilisierend wirken. Insgesamt ist die Auslegung von Reglern hierzu aber aufwändig und schwierig, da ein robustes Verhalten im sich stetig im Tages- und Jahresverlauf verändernden Energiesystem erforderlich ist.“

„Inter-Area-Oscillations sind niederfrequente Schwingungen im Stromnetz, bei denen große Regionen – etwa ganze Länder – gegeneinander pendeln. Solche Schwingungen entstehen, wenn Generatorgruppen in unterschiedlichen Regionen infolge einer Störung oder Netzreaktion aus dem Gleichgewicht geraten und mit einer leichten Phasenverschiebung zueinander arbeiten. Dabei wirken die rotierenden Massen der Generatoren wie gekoppelte Pendel, die über das Übertragungsnetz miteinander verbunden sind.“

„Typischerweise treten diese Oszillationen mit Frequenzen zwischen 0,1 und 0,3 Hertz auf. Je größer das Netz und je weiter die Regionen voneinander entfernt sind, desto geringer ist die resultierende Schwingungsfrequenz – ein Effekt, der aus der physikalischen Kopplung vieler rotierender Massen bei endlicher Übertragungsgeschwindigkeit resultiert. In Freiburg konnten wir im Vorfeld der Abtrennung der iberischen Halbinsel eine markante Schwingung mit 0,217 Hertz messen.“

„Die Ursachen für das Auftreten oder die Verstärkung von Inter-Area-Oscillations können vielfältig sein, zum Beispiel Netzstörungen wie der Ausfall einer Leitung oder eines Transformators, die den Leistungsfluss ändern und Ungleichgewichte zwischen Regionen erzeugen. Weitere Ursachen können verzögerte oder unzureichend koordinierte Regelungen – etwa bei Generatoren oder Wechselrichtern – sein. Auch können durch Änderungen in der Netzstruktur, wie neue Leitungskopplungen – etwa die jüngste Synchronisation der baltischen Staaten mit dem kontinentaleuropäischen Netz – neue Schwingungsmodi entstehen oder bestehende verändert werden. Schließlich können substanzielle Änderungen im Erzeugungsmix ebenfalls neue Moden entstehen lassen, da die Regelcharakteristik des Systems sich verändert. Dann kann eine Anpassung der Systemdämpfung erforderlich werden.“

„Ein konkretes Beispiel ereignete sich am 1. Dezember 2016: Nach dem Ausfall einer Leitung zwischen Spanien und Frankreich kam es zu einer Oszillation mit etwa 0,15 Hertz, bei der die iberische Halbinsel gegen den Rest des europäischen Netzes schwang. Dieses Muster ist seit Jahren bekannt. Zwar konnte das Netz damals stabilisiert werden, aber solche Oszillationen können automatische Schutzmechanismen auslösen und damit selbst zum Auslöser von Störungen werden.“

„Solche Instabilitäten sind nicht neu. Schon in den 1940er Jahren wurde erkannt, dass auch klassische Kraftwerke mit Synchrongeneratoren ohne geeignete Regelung Schwingungen verstärken können. Entscheidend ist also nicht allein die Technologie, sondern wie gut ihre Regelung in das Gesamtsystem eingebettet ist.“

„Heute verändert sich das Stromsystem stark: Immer mehr Anlagen wie Photovoltaik, Windkraft, Speicher, Elektroautos, Wärmepumpen oder andere Verbraucher sind über Leistungselektronik ans Stromnetz angebunden. Deshalb gewinnen netzbildende Wechselrichter zunehmend an Bedeutung, denn diese können dazu verwendet werden, aktiv zur Frequenz- und Spannungshaltung beizutragen.“

„Um solche Schwingungen frühzeitig zu erkennen, nutzen Netzbetreiber Messsysteme, die Frequenz und Spannungsverläufe in hoher zeitlicher Auflösung erfassen. In Zukunft wird es immer wichtiger, nicht nur auf statische Sicherheitsgrenzen zu achten, sondern auch die dynamische Stabilität im laufenden Betrieb zu überwachen und gezielt zu steuern. Technologien wie gezielt eingesetzte Regler in Kraftwerken, steuerbare Stromleitungen oder moderne Wechselrichter spielen dabei eine Schlüsselrolle.“