Was ist eigentlich Regelleistung? - Teil 2

2 Das europäische Verbundnetz

Tritt nun an einem Ort im Netz der Fall der Fälle ein, so fällt er durch die peinlich genaue Überwachung der Frequenz auch überall im Netz sofort auf. Eines gesonderten Systems für die nachrichtentechnische Übertragung bedarf es dazu nicht. Bereits das Absinken der Frequenz im Stromnetz signalisiert eine negative Leistungsbilanz: Es zeigt an, dass zu diesem Zeitpunkt aus der kinetischen Energie der rotierenden Massen „zugebuttert“ wird – umso mehr, je schneller die Frequenz fällt. Fällt umgekehrt ein großer Teil der Last plötzlich und unerwartet aus, steigt die Frequenz gefährlich schnell an. Kein solcher „Ruck“ in der Last darf jemals dazu führen, dass die Frequenz „durch die Decke geht“, denn dann würden sich reihenweise Kraftwerke vom Netz trennen, und die Frequenz fiele ins Bodenlose. In Sekundenschnelle käme es in beiden Situationen zu einem totalen Stromausfall.

Aus diesen Betrachtungen folgt aber auch: Fällt von der gesamten in das europäische Verbundnetz eingespeisten Leistung auch nur 1 ‰ (in Worten: Ein Promille!) plötzlich außerplanmäßig aus, so fällt die Frequenz innerhalb von nur etwa 12 s vom oberen (Abb. 4) zum unteren Krisenrand (Abb. 5). Das größte Kraftwerk im Verbund deckt aber eher 1 % als 1 ‰ der aus dem europäischen Verbundnetz normaler Weise entnommenen Leistung. Dies zeigt, wie schnell die Regelleistungs-Kraftwerke reagieren müssen, damit nichts passiert, falls denn doch einmal etwas passiert.

2.1 Mit Schwung: Sekunden-Reserve

Absolut gesehen, beherbergt die Vielzahl rotierender Maschinen insgesamt eine ganze Menge mechanischer Energie. In der Tat ist es so, dass im ersten Moment nach dem Ausfall eines großen Kraftwerksblocks (Abb. 7 bis 9) oder eines großen Verbrauchers die fehlende Leistung aus der Rotationsenergie der immensen Zahl in Betrieb verbleibender Maschinen ersetzt wird bzw. die überschüssige Leistung dort hinein gespeist wird. Relativ gesehen – im Verhältnis zur in jedem beliebigen Moment gelieferten gesamten Leistung – enthält das Netz dennoch sehr wenig kinetische Energie. Der Handlungsbedarf im Fall der Fälle ist also entsprechend dringlich.

Bislang ist gerade noch ausreichend träge Masse im Netz vorhanden, um beim Wegfall eines großen Kraftwerks oder einer sehr großen Last im ersten Moment, ehe ein Regler wirksam werden kann, die Frequenz – also die Drehzahl der anderen Generatoren – im Rahmen zu halten und am „Weglaufen“ zu hindern. Dies genau wird im Netzbetrieb als Sekunden-Reserve oder auch Momentan-Reserve bezeichnet – und stellt eben noch keinen Eingriff irgendeines Reglers dar.

2.2 Primär-Regelung

Abb. 9: Ausfall eines Kraftwerksblocks von 776 MW in der Türkei (29.9.2010) – nach 5 s auch in Spanien registriert (Amprion) [4]Dieser aber folgt sogleich. Im Bereich von 49,99 Hz bis 50,01 Hz passiert noch nichts. Wird dieses Band aber verlassen, wird die Primär-Regelleistung „FCR“ (frequency containment reserve) aktiviert. Dies bedeutet, dass alle Kraftwerke im Netz, die

• sich hierfür präqualifiziert haben
• im Moment laufen
• aber nicht ihre volle Leistung liefern
• und in der Lage sind, ihre Abgabeleistung entsprechend schnell zu ändern, also typischerweise Gaskraftwerke und Stauwasserkraftwerke bzw. natürlich Pumpspeicherkraftwerke

ihre Leistung unverzüglich automatisch so weit steigern bzw. reduzieren, dass die Frequenz aufhört zu fallen bzw. zu steigen. Die Daten zu Regelleistung und Regelenergie findet man bei der Bundesnetzagentur [5] bzw. im Original bei der ENTSO-E [6]. Die vertraglich zugesicherte Primär-Regelleistung sollte nach 5 s einsetzen und muss innerhalb von 30 s in voller Höhe verfügbar sein. Die augenblickliche Höhe muss dabei je nach Frequenz im Bereich von 49,8 Hz bis 50,2 Hz linear zwischen 100 % und -100 % eingestellt werden. Das ist eine der Bedingungen zur Präqualifikation. Hierzu haben sich alle UCTE-Mitglieder verpflichtet, wo und wann auch immer der Fehler aufgetreten sein mag [7]: „Im Fall von Frequenzabweichungen wird die Primärregelung solidarisch von technischen Einheiten aus dem gesamten Verbundnetz abgerufen.“ Alle Nachbarn helfen mit; danach sollte die erzeugte Leistung wieder gleich dem Verbrauch sein, und dem Anstieg bzw. Abfall der Frequenz sollte somit Einhalt geboten worden sein.

Flexible Unternehmen können negative Regelenergie dem Netz entnehmen und Stromschwankungen ausgleichen

Dabei ist dieses Verfahren nicht auf Erzeuger begrenzt. Auch Verbraucher, die sich nach Belieben zu- und abschalten lassen, können sich für den Regelleistungsmarkt präqualifizieren – daher der negative Bereich, der auch abgedeckt sein muss. Er bedeutet nicht notwendiger Weise die Rücknahme einer laufenden Einspeisung, sondern lässt sich ebenso gut durch die Zuschaltung zusätzlicher Lasten umsetzen. Voraussetzung ist in beiden Fällen, dass eine Leistung von mindestens 1 MW (1 Million Watt) angeboten werden kann, was mindestens 2 % der Bemessungsleistung der entsprechenden Einrichtung ausmachen muss. Die Leistung muss mindestens 15 min lang abgegeben bzw. abgenommen werden können – und dies ist der Punkt, an dem die Sache für Galvanik-Anlagen interessant werden könnte:

• Zu prüfen wäre, wie schnell eine solche Anlage für wie lange vom Netz genommen werden könnte bzw. um welchen Betrag sich die Leistungsaufnahme für einen bestimmten Zeitraum senken ließe. Diese Differenz in der Leistungsaufnahme ließe sich dann als positive Regelleistung auf dem Markt anbieten.
• Galvanisier-Prozesse, die „irgendwann mal“ ablaufen müssen, also nicht an einen bestimmten Zeitraum noch Zeitpunkt (des Einschaltens) gebunden sind, könnten gezielt bei Leistungs-Überschuss im Netz als negative Regelleistung angeboten werden.

Abb. 10: In Deutschland bereit gestellte Primär-Regelleistung und die dafür gezahlten Preise 2019Die Wirtschaftlichkeit solcher Angebote ist im Einzelnen zu prüfen. Im ersten Halbjahr 2019 wurden die Preise noch wochenweise ausgeschrieben. Die bereit gehaltene Leistung veränderte sich kaum, fast ein halbes Jahr lang hielt sie sich für Deutschland bei genau 600 MW (Abb. 10). Man sieht auf Anhieb, dass dies zum Abfangen des Ausfalls eines 1300-MW-Blocks nicht ausreicht, daher springt hier das gesamte Verbundnetz ein. Hierfür wurde es aufgebaut. Darin werden, wie erwähnt, insgesamt etwa 3000 MW Primär-Regelleistung für solche Fälle vorgehalten.

Seit dem 1. Juli 2019 liegen die Werte tageweise vor. Offenbar wurde hier ein effektiveres Ausschreibungsverfahren eingeführt. Die Höhe sowohl der verfügbar gemachten Leistung als auch der dafür gezahlten Preise gerät nun in etwas heftigere Bewegung, am mittleren Niveau ändert sich jedoch wenig (Abb. 10). Bezahlt wird den Anbietern hier nur die Leistung, nicht die gegebenenfalls gelieferte Energie. Der Handel erfolgt auf einer geeigneten Plattform – in Deutschland der vier Übertragungsnetz-Betreiber, entsprechend den vier Regelzonen – nach festen Regeln.

Die Ventile einer laufenden Gas-, Dampf- oder Wasserturbine etwas weiter zu öffnen oder zu schließen dauert dabei aber selbst im besten Fall immer noch einige Sekunden. Seit den Fortschritten der Akkumulatoren-Technik durch die Lithium-Ionen-Zellen kommen vermehrt auch große Akkumulatoren-Anlagen zur Erbringung solcher Netzdienstleistungen zum Einsatz [8]. Die darin eingebauten Umrichter, die zum Aufladen als Gleichrichter und zur Rückspeisung ins Netz als Wechselrichter arbeiten, lassen sich im Prinzip so auslegen, dass sie innerhalb von Milli- sekunden von dem einen Modus in den anderen wechseln können. Eigentlich ist es genau dies, was das Verbundnetz benötigt – heute im Zeichen der Energiewende in deutlich größerem Umfang als in den vergangenen Jahrzehnten. Dies hat mit dem vermehrten Einsatz von Elektronik zu tun:

• Da immer mehr Windkraftanlagen über einen Umrichter Drehzahl-variabel einspeisen können und die träge Masse des Generators und des Windrades daher nicht zur Sekunden-Reserve (Abschnitt 2.1) beitragen, geht die System-immanente Stabilität zurück.
• Die Solaranlagen, die stets über elektronische Wechselrichter ohne jede Mechanik und Massenträgheit ins Netz einspeisen, tragen ebenfalls zu diesem Effekt bei, und die Systemstabilität geht noch weiter zurück.
• Gleichzeitig steigt der Bedarf nach Systemstabilität, da sich Wolkenfelder mit Sonnenschein, Winde mit Flauten völlig willkürlich – jedenfalls unabhängig vom Strombedarf – abwechseln.

Galvanik-Anlagen sind nun aber elektrochemische Elemente. Akkumulatoren und Galvanik-Gleichrichter sind mit jenen zur Ladung von Akkumulatoren vergleichbar und können ähnlich schnell reagieren wie Solar-Wechselrichter.

Bemerkenswert ist (Abb. 10), dass nur positive Leistungen und Preise vorkommen, also offensichtlich für positive wie negative Primär-Regelleistung immer die gleichen Sätze bezahlt werden. Derweil kann aber ein auf 100 % laufendes Kraftwerk nur negative Regelleistung anbieten, ebenso wie ein leerer Akkumulator. Das kann die Galvanik auch! Strafzahlungen für das Regeln in die falsche Richtung scheinen nicht vorgesehen zu sein (im Gegensatz zu Abschnitt 2.3.2). – wird fortgesetzt –

Literatur

[1] www.ucte.org (nicht mehr verfügbar)
[2] R. Grebe: Von wachsender Bedeutung: Netzstabilität in großen Verbundnetzen, etz Elektrotechnik-Zeitschrift 6/1998, 35
[3] Friedhelm Noack: Einführung in die elektrische Energietechnik, Leipzig 2003
[4] Veröffentlicht in: ETG Mitgliederinformation 2/2011, 11
[5] www.smard.de
[6] https://transparency.entsoe.eu
[7] Präqualifikationsverfahren für Reservenanbieter (FCR, aFRR, mFRR) in Deutschland – Entwurf zur Konsultation – Stand: 10.04.2018, www.regelleistung.net
[8] Petra Hannen: 11,5-Megawatt-Speicher in Varel in Betrieb genommen, https://www.pv-magazine.de/2018/11/01/115-megawatt-speicher-in-varel-in-betrieb-genommen