Europäisches Verbundsystem

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Das europäische Verbundsystem ist ein europaweites engmaschiges Stromnetz aus Hoch- und Höchstspannungs-Leitungen zur Verteilung von elektrischer Energie. Es existieren zwar in Europa aufgrund der räumlichen Aufteilung mehrere voneinander getrennte Verbundsysteme, im Allgemeinen wird unter dem europäischen Verbundsystem das zentraleuropäische Verbundnetz jener Länder verstanden, welche die ehemalige Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (UCTE) umfassen („UCTE-Verbundnetz“).

Das europäische Verbundsystem wird mit Dreiphasenwechselstrom in Form der Drehstrom-Hochspannungs-Übertragung betrieben, der Austausch von elektrischer Energie erfolgt auf Transportnetzebene mit Hochspannung von 220 kV und 400 kV zwischen den verschiedenen Netzbetreibern. Der Vorteil eines solchen Netzes ist, dass Schwankungen im Verbrauch und in der Erzeugung erheblich besser ausgeglichen werden können, als wenn jedes Land oder Region ein alleinstehendes Stromversorgungsnetz hätte.

Allgemeines[Bearbeiten]

Europäische Verbundsysteme, farblich markiert die Verbundnetze. Der räumliche Bereich des kontinentaleuropäischen Netzes (ehem. UCTE) ist blau.

Neben dem kontinentaleuropäischen Verbundnetz (ehemals UCTE) existieren in Europa das Verbundnetz der nordeuropäischen Staaten NORDEL und in Großbritannien das UKTSOA. Die räumlich größte Ausdehnung weist das russische Verbundsystems IPS/UPS auf. Es erstreckt sich von Estland, Lettland und der Ukraine bis in den asiatischen Raum. Alle genannten Netze sind mittels Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) miteinander verbunden. Nur Inseln wie Island, Malta und Zypern besitzen ein eigenes Inselnetz ohne Anschluss an das Europäische Verbundsystem.

Die Stromnetze der nordafrikanischen Länder Marokko, Algerien, Tunesien und Westsahara sind technisch über eine Wechselspannungsverbindung zwischen Spanien und Marokko synchron an das kontinentaleuropäische Verbundnetz gekoppelt.

Dass Großbritannien und die nordeuropäischen Staaten eigene (nicht synchrone) Verbundnetze haben, hat seinen technischen Grund darin, dass sich Dreiphasenwechselstrom größerer Leistung nicht über die notwendigen längeren Seekabel übertragen lässt. Dazu muss Gleichstrom in Form der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) verwendet werden. Beispiele solcher Seekabelverbindungen sind die HGÜ Konti-Skan, HGÜ Cross-Skagerrak, BritNed oder die NorNed.

Ein kleines, eigenständiges Verbundsystem, das aus historischen Gründen mit einer Netzfrequenz von 16,7 Hz exklusiv für den Bahnbetrieb verwendet wird, existiert zwischen den Bahnstromnetzen Deutschlands, Österreichs und der Schweiz. In anderen Ländern wird der elektrische Strom für den Bahnbetrieb direkt dem allgemeinen Verbundnetz entnommen. Dies ist möglich, da die dortigen Eisenbahnen entweder mit Gleichstrom oder Wechselstrom von 50 Hz betrieben werden, welcher mit sehr viel weniger technischem Aufwand aus dem Verbundnetz umzuformen ist.

Eigenschaften[Bearbeiten]

Variation der Netzfrequenz über 48 Stunden in verschiedenen 50-Hz-Verbundnetzen, europäisches Verbundnetz in Grün

Jedes Verbundsystem ist dadurch gekennzeichnet, dass darin alle Erzeuger wie Kraftwerke synchron, also mit identischer Netzfrequenz und entsprechender Phasenlage, arbeiten. Dadurch können sie über Umspannwerke direkt elektrisch zusammengeschaltet werden. Wäre bei Wechselspannung die Frequenz bzw. Phasenlage nicht bei allen Erzeugern exakt gleich, wären Kurzschlüsse die Folge. Benachbarte Verbundnetze können zwar mit nominal gleicher Netzfrequenz von beispielsweise 50 Hz ausgestattet sein, durch laufende geringe Schwankungen der Nennfrequenz sind die konkreten Werte allerdings nicht identisch, womit kein direkter elektrischer Verbund hergestellt werden kann.

Jedes Verbundsystem ist in mehrere Regelzonen aufgeteilt. Deutschland umfasst beispielsweise vier Regelzonen, Österreich[1] und die Schweiz[2] je eine Regelzone mit je einem Übertragungsnetzbetreiber, welcher als Regelzonenführer auftritt. Aufgabe der Regelzonenführung ist unter anderem, die von den Netzbetreibern vorzuhaltende Regelleistung zu koordinieren. Der Grund liegt darin, dass elektrische Stromnetze, und auch Verbundnetze, elektrische Energie nicht speichern können. Es muss zu jedem Zeitpunkt die erzeugte elektrische Leistung dem nachgefragten elektrischen Verbrauch entsprechen, andernfalls weicht die Netzfrequenz im gesamten Verbundnetz nach oben (zu geringe Nachfrage), bzw. nach unten (zu hohe Nachfrage) ab.

Diese Abweichungen sind auf der Transportnetzebene durch entsprechende Leistungsflüsse als Ausgleich gekennzeichnet und können in Extremfällen zur Überlastung der Leitungen und Transformatoren führen. Kommt es daher zu einer Abweichung, die bestimmte Toleranzschwellen über- oder unterschreitet, muss dies in Rahmen der Netzregelung und über Regelleistung ausgeglichen werden, wobei zwischen den Regelzonen auch elektrische Energie zwecks Bilanzausgleich ausgetauscht werden kann. Damit kann in einem Verbundnetz die vorgehaltene Regelleistung geringer als in kleinen Inselnetzen sein. Im Jahr 2010 wurden beispielsweise im Mittel im gesamten UCTE-Verbundnetz ca. 3 GW Primärregelleistung vorgehalten, der Frequenzgradient der Regelleistung beträgt im europäischen Verbundsystem ca. 20 GW pro Hz Abweichung der Netzfrequenz. Kommt es aufgrund von Bilanzdefiziten zu einer starken Abweichung der Netzfrequenz von der Nennfrequenz, wie beispielsweise bei Unterfrequenz, werden Notmaßnahmen ergriffen, welche in Extremfällen neben Stromausfällen zum temporären Auftrennen des Verbundnetzes in mehrere eigenständige Teilnetze führen kann.

In nachfolgender Tabelle sind einige wesentliche Kennzahlen zu den in Europa vorhandenen Verbundnetzen zusammengefasst:

Transportleistungen[3]
Verbundnetz Installierte Leistung in GW Spitzenlast in GW Verbrauch in TWh/a Bevölkerung in Mio.
UCTE 631 390 2530 450
NORDEL 94 66 405 24
UKTSOA 85 66 400 65
IPS/UPS 337 215 1285 280

Störungen[Bearbeiten]

Auch wenn ein großflächiges Verbundnetz existiert, lassen sich auch größere Zwischenfälle nie ganz ausschließen. Die Versorgungsqualität im europäischen Verbundsystem ist im Vergleich zu anderen Verbundnetzen hoch, wie in nebenstehender Abbildung an dem Verlauf der Netzfrequenz über 48 Stunden dargestellt ist. Große Abweichungen der Netzfrequenz vom Nennwert von 50 Hz nach unten oder nach oben deuten auf größere Differenzen beim Ausgleich von Angebot und Nachfrage hin. Über genauere Analysen, beispielsweise ob die Abweichungen eher niederfrequente Anteile wie im NORDEL-Verbundnetz oder eher hochfrequente Anteile wie im UKTSOA-Verbundnetz aufweisen, lassen sich Rückschlüsse auf die Regeleigenschaften des jeweiligen Verbundnetzes und auf das Verhalten in Störfällen ziehen.

Beispiele von größeren Störungen im UCTE-Verbundnetz:

  • Am 28. September 2003 fiel nahezu im gesamten italienischen Raum über teilweise mehr als 15 Stunden der Strom aus. Auch Teile von Frankreich, der Schweiz und Österreich waren kurzzeitig betroffen. Die Ursache war ein Kurzschluss gegen 3 Uhr auf der Lukmanierleitung im Gebiet zwischen der Schweiz und Italien.[4] Da innerhalb von Italien nicht schnell genug entsprechende Lasten vom Netz genommen wurden, scheiterte eine Wiederinbetriebnahme der Leitung und in einer Kettenreaktion wurden alle anderen Verbindungsleitungen zwischen Italien und seinen Nachbarn wegen Überlastung abgeschaltet. Italien, welches von Stromimporten abhängig ist, konnte nach der Abtrennung vom europäischen Verbundnetz das landeseigene Stromnetz nicht mehr aufrechterhalten. Der Wiederaufbau des Netzes dauerte – gestaffelt nach Regionen – zwischen 5 und 18 Stunden.
  • Beim Stromausfall am 4. November 2006 fielen Teile des Verbundnetzes in Westeuropa für ca. 1 Stunde aus. Die Ursache steht im Zusammenhang mit einer vorübergehenden, planmäßig erfolgten Abschaltung einer 400-kV-Hochspannungsleitung über die Ems bei Papenburg. Dies führte im weiteren Verlauf zu einer Überlast von mehreren Verbindungsleitungen.[5][6]

Mögliches Zukunftskonzept[Bearbeiten]

Konzeptplanung eines fiktiven Supergrids zur Verknüpfung der Erzeugungsregionen erneuerbarer Energien in Nordafrika mit den Verbrauchsstellen in Europa (DESERTEC)

Als europäisches Supergrid wird ein fiktives europaweites Weitverkehrs-Höchstspannungsnetz bezeichnet[7][8]. Dieses könnte insbesondere zum Austausch von fluktuierenden, erneuerbaren Energien über weite Entfernungen dienen. So soll es dazu beitragen die regional wetterbedingt unterschiedliche Erzeugung auszugleichen.

Der Begriff Supergrid bezeichnet ein großräumiges Übertragungsnetz hoher Kapazität, z. B. zur Anbindung der Offshore-Windkraft in der Nordsee an die Anrainerstaaten (Offshore-Grid)[9][10].

Technisch sind vermaschte Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungen (HGÜ) hoher Kapazität mit Stand 2011 nicht realisierbar, und beschränken sich, bis auf wenige Anlagen mit einfachen Abzweigungen, auf Endpunktverbindungen zwischen zwei Stromrichterstationen. In den üblichen vermaschten Wechselspannungsnetzen basierend mit Drehstrom-Hochspannungs-Übertragung steht neben dem Parameter der Knotenspannungen auch davon unabhängig die Phasenlage und damit verknüpft die Parameter der Wirkleistung und Blindleistung zur Verfügung. Allerdings wurde im November 2012 eines der grundsätzlichen Probleme der HGÜ gelöst: Die Firma ABB hat die Entwicklung eines Schalters für Hochspannungs-Gleichstrom bekannt gegeben [11][12]. Dadurch werden vermaschte HGÜ zukünftig realisierbar.

Literatur[Bearbeiten]

Weblinks[Bearbeiten]

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. [1] Zusammenlegung Regelzonen zu einer einzigen in Österreichs S.3 und 4
  2. [2] Netzregelung in der Schweiz: Von sieben zu einer Regelzone mit grenzüberschreitender Leistungsvorhaltung
  3. EU – Russland Energiedialog, Vortrag, abgefragt 7. September 2011
  4. Abschlussbericht der UCTE zum Stromausfall in Italien (PDF; 2,3 MB; eng.)
  5. Abschlussbericht der UCTE zum Stromausfall in Westeuropa (PDF; 2,7 MB; eng.)
  6. Präsentation zum Abschlussbericht der UCTE zum Stromausfall in Westeuropa (PDF; 145 kB; eng.)
  7. Burkhard Straßmann: Verkabelt Europa! Zeit.de, 13. April 2011, S. 2, abgerufen am 5. September 2011.
  8.  Michael Sterner: Netzausbau vs. Speicher vs. Energiemanagement?. 2010, S. 6 (Vortrag auf der Fraunhofer IWES Jahreskonferenz EE10, Berlin, 26. Oktober 2010, Vortragsfolien als PDF).
  9.  Thomas Klaus et.al.: Energieziel 2050: 100 % Strom aus erneuerbaren Quellen. 2010, S. 132 (Herausgeber: Umweltbundesamt, Projektbroschüre als PDF).
  10. Homepage: The North Seas Countries Offshore Grid Initiative
  11. Thomas Schmidt, Antonio Ligi: ABB löst 100 Jahre altes zentrales Rätsel der Elektrotechnik. ABB, 7. November 2012, abgerufen am 15. November 2012.
  12. Wolfgang Koydl, Christopher Schrader: Schalter für 320.000 Volt. Süddeutsche.de, 8. November 2012, abgerufen am 15. November 2012.