Red Eléctrica (REE) hat am 7. Oktober der Nationalen Kommission für Märkte und Wettbewerb (CNMC) ein Schreiben vorgelegt, in dem sie vor abrupten Spannungsschwankungen im Netz der spanischen Halbinsel warnt. Der spanische Netzbetreiber bringt diese Schwankungen mit plötzlichen Programmänderungen in Verbindung, insbesondere bei erneuerbaren Erzeugungsanlagen, sowie mit der Reaktionszeit der Erzeuger, die dynamische Spannungsregelung liefern.
Obwohl diese Schwankungen innerhalb der gesetzlich zulässigen Grenzen bleiben, warnt der Netzbetreiber, dass sie Trennungen von Erzeugung oder Lasten hervorrufen könnten, die die Stabilität der Versorgung beeinträchtigen. Aus diesem Grund fordert er dringend und zeitlich befristet Änderungen an mehreren Betriebsverfahren zur Verstärkung der Spannungsregelung und der Reaktionsfähigkeit. Konkret handelt es sich um Änderungen in den Verfahren:
- 3.1 Prozess der Planung
- 3.2 Technische Beschränkungen
- 7.2 Sekundärregelung
- 7.4 Ergänzender Dienst der Spannungsregelung im Übertragungsnetz
In diesem Rahmen ist vorgesehen: Die Anforderung an Stichproben bei der Einhaltung der Spannungsregelung auf 90 Prozent zu erhöhen. Im Beobachtungszeitraum 60 Werte pro Periode als Stichprobe zu verlangen. Die programmierten Anlagen zu verpflichten, ihre Reservekapazität für die Ausgleichsmärkte vorzuhalten und damit ihre Exposition gegenüber Intraday-Märkten zu reduzieren.
Als Vorsichtsmaßnahme und mit der Absicht, Überspannungen im Netz zu vermeiden, hat REE bereits damit begonnen, vorübergehend den Einspeiseanteil erneuerbarer Energie zu begrenzen, bis die neuen Verfahren eingeführt werden.
Einige Medien haben daraufhin erneut vor einem Risiko eines Stromausfalls gewarnt, was REE über soziale Medien zurückgewiesen hat. „Angesichts der veröffentlichten Informationen wollen wir eine beruhigende Botschaft aussenden“, erklärt der Netzbetreiber und weist darauf hin:
- Wir haben nicht von einem Abschaltungsrisiko gesprochen, weder unmittelbar noch generell.
- Wir haben in letzter Zeit Spannungsschwankungen beobachtet, die vermieden werden sollten, die aber keinen Versorgungsrisiken entsprachen, da sie innerhalb zulässiger Grenzen lagen.
- Aus diesem Grund hat der Systembetreiber wie üblich in den letzten Tagen die Maßnahmen vorgeschlagen, die wir für notwendig erachten, um die Robustheit des Stromnetzes zu stärken.
- Ziel dieser konkreten Maßnahmen ist es, jene Dynamiken zu verringern, die angesichts der Entwicklungen im System in den letzten Tagen zu erscheinen begonnen haben.
Darüber hinaus erklärt REE, dass die Entwicklung des Systems in den letzten Jahren dazu geführt habe, dass diese Dynamiken nun zu Tage treten. Zu den relevantesten Faktoren zählen:
- Ein signifikanter Zuwachs an Anlagen, die via Leistungselektronik ans Netz angeschlossen sind, und eine hohe Konzentration an bestimmten Netzpunkten. Diese Anlagen können ihre Leistung innerhalb von Sekundenbruchteilen ändern, praktisch sprunghaft.
- Die aktive Teilnahme dieser Technologien in verschiedenen Marktsegmenten erhöht die Wahrscheinlichkeit, dass ihre Produktion größere Variation erfährt.
- Diese Technologien regeln die Spannung nicht kontinuierlich.
- Es wird beobachtet, dass einige der angeschlossenen Anlagen, die über eine kontinuierliche Spannungsregelung verfügen, nicht über die notwendige Reaktionsgeschwindigkeit verfügen, die das System angesichts der zuletzt beobachteten Parameterdynamik erfordert.
- Genauso wie der Zuwachs großer Anlagen stark war, gab es auch ein starkes Wachstum von kleineren Anlagen in Niederspannungsebenen, viele davon im Zusammenhang mit Eigenverbrauch. Der Systembetreiber hat keine Beobachtbarkeit dieser Anlagen, sodass ihr Verhalten nicht vorhersehbar ist.
- Zudem hat die Zunahme des Eigenverbrauchs in der Verteilung dazu geführt, dass die Nettolast im Übertragungsnetz bei hoher Photovoltaik-Erzeugung deutlich geringer ist. Das führt zu entlasteten Übertragungsnetzen und bringt das System an einen Betriebspunkt, an dem aktive Leistungsänderungen einen größeren Einfluss auf die Variabilität der Systemparameter haben — allen voran auf die Netzspannung.
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„Der Systembetreiber hat keine Beobachtbarkeit dieser Anlagen, sodass ihr Verhalten nicht vorhersehbar ist.“
Das liegt aber nicht an den Anlagen oder den fehlenden „smarten“ Zählern, sondern daran, dass die Netzbetreiber ihre Netz quasi im Blindflug mit dem angeleckten Finger im Wind betreiben. Dies ist ein von REE verursachtes Problem. Wenn die Netzbetreiber in Echtzeit den Zustand ihrer eigenen Netze kennen würden, dann wäre das anders.
Allerdings würde das dann auch gnadenlos offen legen, wie ineffizient de Netze betrieben werden. Daher wird ein entsprechendes Netzmonitoring gescheut wie vom Teufel das Weihwasser.
dem stimme ich zu. Sie wissen zu wenig über ihr Netz und das mit dem „Blindflug“ finde ich treffend.
Überall bemerkte ich das PV-Einspeisen erst einmal als „ich werde ja die Leistung im Netz los“ ohne richtige, installierte Regelalgorithmen in den Wechselrichtern.
Und – es ist nicht viel besser geworden.
Die sollten mal alle ein Semester Regelungstechnik belegen.
Das ist nämlich kein triviales Unterfangen bei so vielen Akteuren.
Nachtrag: vielleicht erinnert sich noch jemand an das 50,2 Herz Problem bei den WR. Das ist / war so ein Fall des „nicht nachdenkens“
Wenn solche Parameter implementiert sind, kommt es zu einer sprunghaften Leistungsänderung und das mag ein Regelsystem überhaupt nicht. Es kommt zu einer Sprungantwort und es werden Oberwellen generiert, welche dann durch das System laufen, sehr schnell. Sich aufaddieren auf vorhandene Parameter, gemessen werden und wieder zu einem sofortigen Handeln führen könnten. Es bedarf einer fundierten Systemanalyse und dann die Umsetzung in alle angeschlossenen Gerätschaften.
@Schiller
Vor 15 Jahren war es schlicht nicht notwendig jeden Netzverknüpfung zu überwachen. Ist es übrigens auch heute noch nicht. Wenn ein Netzbetreiber eine saubere Netzplannung erstellt, gibts im Normalfall keine Überraschungen. Dazu gibts bewährte Programme wie Neplan. Jetzt machts natürlich Sinn heikle Stellen zusätzlich zu überwachen. Wird auch gemacht, kostet jedoch auch Geld, was über die Netzentgelte finaziert wird.
Sie schreiben: Das Netz wird gnadenlos ineffiezient betrieben.
Meinen Sie weil die max. Netzlast nicht permanet genutzt wird? Ein Netz wird auf die max. Spitzenlast im Bezug und Lieferung ausgelegt mit Reserve für künftige Verbraucher, z.B mit Neplan. Da ist es klar das die max. Belastung selten bis gar nicht erreicht wird.
Jetzt könnte man das Netz so auslegen, das es in wenigen Stunden pro Jahr überlastet wird. z.B mit einer Überbauung von PV-Anlagen oder Ladestationen,usw. Dazu müsste der Netzbetreiber jedoch die Erlaubnis haben Verbraucher und Erzeuger zu regeln. Dies würde enorm Kupfer und Geld einsparen.
Ich wette jedoch Sie wären der erste, der reklamiert weil er sein E-Auto um 19.00Uhr nur mit 4 kW anstelle von 22kW laden kann.
Und kommen Sie mir nicht damit, die Netzbetreiber sollen die Daten von Verteilkabine und Ortsnetztrafo den Kunde zur Verfügung stellen , damit der Kunde selber regeln kann. Wer trägt dann die Verantwortung bei Überlast? Und Sabotage wär auch wesentlich einfacher.
( „Daten von Verteilkabine und Ortsnetztrafo den Kunde zur Verfügung stellen , damit der Kunde selber regeln kann. Wer trägt dann die Verantwortung bei Überlast? Und Sabotage wär auch wesentlich einfacher.“
Was macht die ‚Verteilnetzbetreiber‘ bzw. deren Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter vertrauenswürdiger als normale Stromkundinnen und Haushaltstromkunden?
Wer sind die ‚Profis‘ in dieser Branche, die (Verteil)Stromnetzbetreiber oder die Kundinnen und Kunden?
Wenn Sie dann von einer (grundsätzlichen) Kompetenz der Verteilstromnetz-(bzw. Übertragungsnetz-)betreiber schreiben, entstehen mittlerweile (meistens) grundlegende Zweifel, nach Jahren bis Jahrzehnten Netzausbau, Normierung und Politikberatung(?) )
Also hätten die Netzbetreiber nicht zu viel Solar und Wind im Netz zulassen dürfen.
Kohle und AKW halten das System stabil.
niranbunmi.mt meinte:
„Kohle und AKW halten das System stabil.“
Naja, fast. Das hätten diese tun sollen. Haben sie aber nicht.
Zum einen können nur synchronisierte Generatoren dazu führen, dass sich die Frequenz aus dem zulässigen Bereich verschiebt, also Kohle und Nuklear (und Gas).
Zum anderen ist es auch so, dass derzeit diese synchronisierten Generatoren mit der Spannungshaltung beauftragt sind, da diese über eine Regelungsmöglichkeit verfügen, die den Generator sogar in einen Motor umwandeln kann. Aber schon in den anfänglichen Ermittlungen war gesagt worden, dass da wohl genau dieser Aufgabe nicht nachgekommen worden war. Also auch hier wieder Totalversagen von Kohle, Gas und Nuklear.
Als es dann zum Crash kam, war von Gas und Kohle und Nuklear teils auf Tage keine Spur zu sehen. Hier hast du recht, durch ihre Abwesenheit haben die thermischen Erzeuger das Netz stabilisiert im Anfahrbetrieb.
Aber abgesehen davon, dass Kohle, Nuklear und Gas das Netz nicht nur nicht stabilisieren, speziell wenn sie das sollten, sondern auch die physikalischen Grundlagen für die Destabilisierung überhaupt erst einmal bereitstellen (Rotationsenergie Frequenz Trägheit), hast du fast recht.
Warten wir doch den abschließenden Bericht ab bevor wir zu eilig Schlüsse ziehen, es ist gerade in der Anfangszeit viel gesagt worden, von Vielen. Und Vieles hat sich widersprochen und war Fingerzeigen. Wenn ich mich recht erinnere, hatte sich beim Fingerzeigen Red Eléctrica besonders hervorgetan.
Zum Beispiel in der Financial Times: „Beatriz Corredor, chair of grid operator Red Eléctrica’s parent company, said power plants fell short in controlling the voltage of the electricity system.“, auf Deutsch „Beatriz Corredor, Vorsitzende der Muttergesellschaft des Netzbetreibers Red Eléctrica, sagte, die Kraftwerke seien nicht in der Lage gewesen, die Spannung des Stromnetzes zu kontrollieren.“
Unsinn, es sind die drehenden Massen, welche zu einer Totzeit führen, Inder man dann eingreifen könnte.
BotU, die Zahlen sind bekannt. Mach dir mal den Spass, die MJ (MWs) in kWh umzurechnen. Dann rechne mal aus, wie lang (oder eher extrem kurz) diese „Totzeit“ tatsächlich ist, bevor ein Segment abgetrennt werden muss, weil Phasenlage und Frequenz nicht mehr beherrschbar sind.
Wie eigentlich kommt die Frequenzänderung deiner Meinung nach zustande?
Hast du die Effekte auf Spannung, Phasenlage und Frequenz auf dem Schirm, wenn die Erregerleistung variiert wird?
@Herr Schiller
Ist wiedermal Märchenstunde angesagt bei Ihnen?
BotU hat natürlich recht mit der Totzeit von rotierenden Massen. AKW Leibstadt hat als Beispiel einen rund 600t schweren Turbogenerator. Natürlich ein Synchrongenerator.
Die Trägheit durch die rotierenden Massen verschafft der Primärregelung wenige Sekunden für die Reaktion. Dabei wird Wirkleistung reguliert um die Frequenz stabil zu halten
Synchrongeneratoren sind aktuell essenziell für die Blindleistungskompensation induktiv und kapazitiv. Dadurch kann die Spannung im Übertragungsnetz geregelt werden. Dies hat nichts mit der Frequenz zu tun. Diese ist von dem Gleichgewicht der WIRKLEISTUNG abhängig.
Warum lässt man nicht die megaschweren Generatoren in alten, abzureißenden fossielen und nuklearen Kraftwerken zur Netzstabilität einfach weiter mitlaufen? Die könnten einen großen Beitrag zur Netzstabilität beitragen. 30 Sekunden können die allemal Energie speichern und alles wegdrücken, was an Zappelstrom im Netz so rumgeistert.
Thorsten fragte:
„Warum lässt man nicht die megaschweren Generatoren in alten, abzureißenden fossielen und nuklearen Kraftwerken zur Netzstabilität einfach weiter mitlaufen?“
Die Generatoren haben eine geradezu winzige nutzbare kinetische Energie im kWh Bereich, selbst die 1GW Generatoren in Nukes. Erst die Turbinen bringen halbwegs Inertia mit, aber die Turbinen mitlaufen zu lassen, dazu müsste ein Vakuum erzeugt werden, ansonsten werden diese zu massiven Luftpumpen.
Ich habe keine Ahnung, warum sich das Märchen von der angeblichen Netzstabilisierung durch drehende Massen hält. Mal abgesehen davon, dass sich damit der Netzeinstieg/-ausstieg von anderen drehenden Massen stabilisieren lässt, sind diese ansonsten ziemlich nutzlos.
Es werden ja schon teilweise alte Generatoren „mitlaufen“ gelassen. Diese Aufgabe können allerdings netzbildende Inverter und Kondensatorbänke (künstliche Inertia) genauso oder besser erfüllen. Und zwar ganz ohne die Frequenz zu zerschießen, ganz im Gegenteil. Genaugenommen tut dies konstruktionsbedingt auch jeder Inverter, teils, weil das Zulassungsbedingung ist.
Es ist nicht so, dass Synchron-Maschinen gar keinen Einfluss haben, dieser ist nur extrem winzig. Die angebliche Stabilisierung beruht meist hauptsächlich darauf, dass der Dampfkreislauf eine eigene Regelung und Speicherkapazität hat, welche außerhalb des Subwellenbereiches tatsächlich messbare Effekte bringt.
Das ist auch der Grund, warum nicht überall drehende Massen das Netz stabilisieren. Schlicht weil diese das nicht können.
Es fängt schon damit an, dass in der Regel schon ein Abfall der Frequenz vorliegt. Das heißt, da ist quasi bereits fast Null Spielraum nach unten vorhanden, bevor Abschaltung droht. Spätestens bei 47.5Hz würde alles abgeworfen werden, was kein Kraftwerk ist. Genaugenommen wird aber schon ab 49Hz abgeworfen, was Last bedeutet. Dieser winzige Spielraum heißt nichts anderes als dass sich die Drehzahl kaum ändern kann und dadurch ist die nutzbare Inertia für etwas anderes als Phasenkorrektur im Bereich von 0 (Null).
@Thorsten
In diesem Atikel wird es ziemlich gut beschrieben.
Ein Phsenschieber ist im Prinzip ein Synchrongenerator ohne Turbine. Meistens mit Schwungrad ergänzt.
https://www.windbranche.de/news/nachrichten/artikel-38727-stabile-stromnetze-amprion-nimmt-ersten-rotierenden-phasenschieber-in-baden-wurttemberg-in-betrieb
@Herr Schiller
Ein weiteres Märchen …..
( auch GuD-Kw bzw. rotierende Massen können Nachteile aufweisen
1987:
„Am 31. Dezember 1987 kam es zu einem schweren Zwischenfall in Block 2, als die Turbine nach zehntägigem Stillstand kalt gestartet werden sollte. Sie hatte bereits 58.000 Betriebsstunden hinter sich und war 838 Starts unterzogen worden, davon 110 Kaltstarts. Während des Anfahrens zerbarst eins der Niederdruckteile in weniger als einer hundertstel Sekunde und schleuderte Trümmerteile bis in eine Entfernung von 1,3 Kilometern um das Kraftwerk.“ )