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Ausgewählte Ausgabe: 9-2017 Ansicht: Modernes Layout
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Auswirkungen von Schnellabschaltungen auf das Verbundnetz

VERSORGUNGSSICHERHEIT | In diesem Beitrag wird empirisch untersucht, wie sich kurzfristige Nichtverfügbarkeiten großer Erzeugungsanlagen auf die Netzfrequenz auswirken. Die Ergebnisse zeigen einen statistisch signifikanten positiven Zusammenhang zwischen dem Umfang eines Leistungsausfalls und der Stärke der resultierenden Frequenzabweichung sowie zwischen der Stärke der Frequenzabweichung und der Geschwindigkeit des Frequenzabfalls.


Im Zuge des Erneuerbare-Energien-Ausbaus findet ein fortschreitender Umbau der Kraftwerksinfrastruktur in Zentraleuropa statt. Großkraftwerke mit entsprechenden rotierenden Massen werden durch eine Vielzahl dezentraler, dargebotsabhängiger Erzeugungsanlagen verdrängt. Die Herausforderung hinsichtlich der Systemstabilität besteht in der aktuellen Übergangsphase darin, ungeplanten Nichtverfügbarkeiten gerade von großen Erzeugungsanlagen kurzfristig entgegenwirken zu können.
In diesem Beitrag wird empirisch untersucht, wie sich kurzfristige Nichtverfügbarkeiten großer Erzeugungsanlagen auf die Netzfrequenz auswirken. Hierzu wurden Informationen zu Schnellabschaltungen im zentraleuropäischen Verbundnetz recherchiert und statistisch analysiert.

Allgemeiner Hintergrund

Bei sicherheitsrelevanten Betriebsstörungen muss ein Kraftwerksblock sofort heruntergefahren oder zumindest abgeregelt werden. Diese Regulierung bezeichnet man bei Kernkraftwerken als ReSa (Reaktor-Schnellabschaltung; engl. Scram) [1 bis 3]. Solche Schnellabschaltungen treten vergleichsweise häufig auf. Für das Jahr 2015 konnten allein für die in diesem Beitrag betrachteten vier Länder Deutschland, Frankreich, Belgien und Schweiz knapp 30 ReSa identifiziert werden.
Der Vorgang selbst hat durch die hohe, kurzfristig vom Netz genommene elektrische Leistung Auswirkungen auf die Netzfrequenz [4]. Daher wird in diesem Beitrag untersucht, welche Effekte Schnellabschaltungen auf die Systemstabilität haben 1). Frequenzdaten erlauben hierfür eine globale Aussage zur Auswirkung von Schnellabschaltungen auf den Netzzustand.

Ausgangspunkt der Untersuchung: Fallbeispiel Gundremmingen

Bild 1  Einfluss des Ausfalls des Kraftwerksblocks (KRB) Gundremmingen C am 25. März 2015 auf die Netzfrequenz (Δf = 47 mHz, Δt = 1 min 16 s); Quelle: Entso-E.

Bild 1
 Einfluss des Ausfalls des Kraftwerksblocks (KRB) Gundremmingen C am 25. März 2015 auf die Netzfrequenz (Δf = 47 mHz, Δt = 1 min 16 s); Quelle: Entso-E.

Der Ausfall des Kraftwerksblocks Gundremmingen C (KRB-C) am 25. März 2015 zeigt den typischen Frequenzverlauf einer kurzfristigen, unerwarteten Nichtverfügbarkeit einer großen Erzeugungsleistung (Bild 1). Das Kraftwerk mit einer marktverfügbaren Erzeugungsleistung von 1 290 MW ging aufgrund einer Störung bei der Druckluftversorgung schlagartig mit einer ReSa vom Netz.

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Autoren

 Christian Krämer

Jahrgang 1979. Von 1999 bis 2004 freiberuflicher IT-Administrator und Consultant in München; Schwerpunkte: Systemintegration und Datenbanken. Von 2004 bis 2007 freiberuflich im technischen Vertrieb bei SWS Solar GmbH, Schondorf; Schwerpunkte: technischer Vertrieb von PV- und BHKW-Anlagen. Seit 2007 Geschäftsführender Gesellschafter der MagnaGen GmbH, Schondorf; Schwerpunkte: erneuerbare Energien, Ersatzversorgungen von Verbrauchern und Netzüberwachung.

Prof. Dr. rer. pol. Tobias Veith

Jahrgang 1980. Von 2006 bis 2011 Projektleiter und Forscher am Zentrum für Europäische Wirtschaftsforschung (ZEW), Mannheim; Bereiche: Energiemarktintegration, Kapazitätsbewertung.
Von 2011 bis 2014 Senior Consultant, E-Bridge Consulting, Bonn; Projektschwerpunkte: europäische Markt- und Systemintegration, Systemsicherheit, Market Design, Wettbewerb und Regulierung. Seit 2014 Professor für Energiewirtschaft, Hochschule Rottenburg; Arbeitsschwerpunkte: erneuerbare Energien, europäische Markt- und Systemintegration, Wettbewerb und Regulierung.
veith@hs-rottenburg.de

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