Netzfrequenz

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Mit Netzfrequenz wird in einem Stromnetz die Frequenz der elektrischen Energieversorgung mittels Wechselspannung bezeichnet. Die Netzfrequenz ist in einem Stromversorgungsnetz einheitlich und, bis auf kleinere regeltechnische Abweichungen vom Nennwert, zeitlich konstant. Die Netzfrequenz wird in Hertz angegeben.

Spannungsverlauf bei 230 V/50 Hz (blau) und bei 110 V/60 Hz (rot)

Netzfrequenzen und Netze[Bearbeiten]

Netzfrequenzen weltweit

In Europa wird für das allgemeine Stromnetz, das so genannte Verbundnetz, eine Netzfrequenz von 50 Hz verwendet. Einige Eisenbahnen verwenden davon abweichende Netzfrequenzen. So nutzen beispielsweise die ÖBB, SBB und die Deutsche Bahn für ihre Bahnstromversorgung eine nominale Frequenz von 16,7 Hz. Früher betrug die nominale Bahnnetzfrequenz 162/3 Hz, was genau einem Drittel der im Verbundnetz verwendeten 50 Hz entspricht. Mit den früher bei rotierenden Umformern üblichen Drehstrom-Synchronmaschinen konnte diese Frequenz exakt eingehalten werden. Durch den vermehrten Einsatz von leistungsfähigeren und wartungsärmeren asynchronen Umformern wurde aus regeltechnischen Gründen die nominale Bahnfrequenz auf 16,7 Hz geändert [1][2].

In Nordamerika verwendet man im Allgemeinen ein Stromnetz mit einer Netzfrequenz von 60 Hz. Für Eisenbahnen und industrielle Abnehmer findet man dort auch eine Netzfrequenz von 25 Hz vor. Der Netzfrequenz kann auch eine Tonhöhe zugeordnet werden, 50 Hz entsprechen fast einem Kontra-G (‚G). Der Ton, welcher beispielsweise aus einer örtlichen Umspannstation als Brummton wahrzunehmen ist, hat wegen der Magnetostriktion des Eisenkerns die doppelte Netzfrequenz, nämlich 100 Hz, und entspricht dem um eine Oktave höheren G.

Die vor allem im Bahnbereich vergleichsweise niedrigen Netzfrequenzen resultieren aus der technologischen Entwicklung der ersten elektrischen Maschinen: Anfang des 20. Jahrhunderts konnte man elektrische Maschinen größerer Leistung nur mit diesen niedrigen Frequenzen bauen. Das ist zwar seit Mitte des 20. Jahrhunderts keine technologische Beschränkung mehr und es wäre möglich, im Bahnbereich höhere Frequenzen - also auch 50 Hz - einzusetzen, was eine leichtere Stromversorgung aus dem Verbundnetz ermöglichen würde. Wegen des großen Umstellungsaufwandes werden jedoch die damals eingeführten niedrigen Netzfrequenzen im Bahnbereich auch noch heute beibehalten.

In speziellen Bereichen, z. B. im Bordnetz von Flugzeugen, sind höhere Netzfrequenzen üblich, z. B. 400 Hz, da sich dafür kleinere und leichtere Transformatoren bauen lassen und die Leitungslängen kurz sind.

Qualitätsindikator[Bearbeiten]

Verlauf der Netzfrequenz in Westeuropa vom 4. November 2006, als es durch eine Abfolge von Fehlern zu dem bisher größten Stromausfall im europäischen Verbundnetz kam.

Die Netzfrequenz und deren Abweichung vom Nennwert ist ein direkter Qualitätsindikator über die Relation der über Erzeuger wie Kraftwerke angebotenen elektrischen Momentanleistung und der Abnahme der elektrischen Momentanleistung durch Verbraucher. Elektrische Energie kann in Verbundnetzen kaum gespeichert, sondern nur zwischen Erzeuger und Verbraucher verteilt werden. Der abgegebenen Leistung muss, bis auf die Blindleistung bei Wechselstrom, zu jedem Zeitpunkt eine gleich große Leistungsaufnahme gegenüberstehen.

Kommt es zu Abweichungen, führt das in Wechselspannungsnetzen zu einer Veränderung der Netzfrequenz: Bei einem Überangebot von elektrischer Leistung kommt es zu einer Steigerung der Netzfrequenz, bei einem Unterangebot zu einer Absenkung. Im Normalfall sind diese Abweichungen im westeuropäischen Verbundnetz minimal und bewegen sich unter 0,2 Hz. Die Aufgabe der Leistungsregelung in Verbundnetzen ist es, die zeitlichen Schwankungen auszugleichen und so die Netzfrequenz auf konstantem Nennwert zu halten. Je kleiner ein Stromversorgungsnetz ist und je schlechter die Netzregelung funktioniert, desto stärkere Schwankungen treten bei der Netzfrequenz auf.

Kommt es durch nicht kompensierbare Fehler zu einem massiven Ungleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage von elektrischer Leistung, sind entsprechend starke Netzfrequenzschwankungen die Folge, wie es nebenstehende Abbildung für den Stromausfall in Europa im November 2006 darstellt. Dargestellt ist der Verlauf der Netzfrequenz für einen Teil des westeuropäischen Verbundnetzes: Zum Zeitpunkt des Ausfalles kam es zu einem massiven Unterangebot an elektrischer Leistung und damit zu einer Unterfrequenz. Im gleichen Zeitrahmen kam es im osteuropäischen Teil des Verbundnetzes zu einem Überangebot und einer Steigerung der Netzfrequenz. Im Zeitbereich des Ausfalls wurde das Verbundnetz durch Schutzeinrichtungen automatisch in mehrere autonome Segmente aufgeteilt, welche asynchron zueinander arbeiteten. Durch Lastabwurf konnten diese Netzsegemente wieder stufenweise synchron zusammengeschaltet werden [3].

Maßnahmen der Stromerzeuger zum Netzmanagement[Bearbeiten]

Primärregelung[Bearbeiten]

Wird dem Netz mehr Leistung entnommen, als über die Generatoren eingespeist wird, dann wird die fehlende Leistung aus der Rotationsenergie der Generatoren entnommen, wodurch diese langsamer werden und die Netzfrequenz sinkt. Bei zu geringer Leistungsentnahme oder zu hoher Einspeisung steigt die Frequenz. Bei einer zwischengeschalteten Kette aus Gleichrichter und Wechselrichter tritt dieser Effekt jedoch nicht in diesem Maße auf bzw. kann leichter gesteuert werden.

Die Primärregelung hat die Aufgabe, den Abfall der Netzfrequenz zu begrenzen.[4] Als schneller Proportionalregler speist sie eine Leistung in das Netz, die proportional zur Frequenzabweichung vom Sollwert ist.

Sekundär- und Minutenreserve[Bearbeiten]

Die Sekundärregelung hat die Aufgabe, die Frequenz wieder auf den Sollwert zurückzuführen. Sie ist als Integralregler ausgeführt. Sobald die Sekundärregelung aktiv wird und mit ihrer Leistung den Frequenzfehler verringert, nimmt die Primärregelung Leistung zurück und wird damit wieder für den nächsten Einsatz frei. Wenn absehbar ist, dass die Sekundärregelleistung länger aktiv bleiben müsste (z.B. Prognosefehler im Verbrauch, Kraftwerksausfall oder Windprognosefehler), dann wird die Minutenreserve (auch Tertiärregelung) manuell aktiviert, wodurch die Leistung der Sekundärregelleistung automatisch zurückgeht. Damit wird die Sekundärregelleistung wieder für den nächsten Einsatz frei.

Quartärregelung[Bearbeiten]

Die Netzfrequenz im europäischen Verbundnetz eignet sich wegen der geringen Abweichungen von der Nennfrequenz als Zeitgeber für Synchronuhren. Trotz der geringen Abweichungen können sich dabei Fehler von einigen Sekunden pro Tag ergeben. Um den Zeitfehler gering zu halten, wird die Netzzeitabweichung als Differenz zwischen Koordinierter Weltzeit und der auf Basis der Netzfrequenz ermittelten Zeit zentral[5] erfasst und mithilfe der Regelleistung korrigiert. Dies wird auch als Quartärregelung bezeichnet. Überschreitet die Netzzeitabweichung +/-20 Sekunden, dann wird die Nennfrequenz für die Frequenzregler bei vorauseilender Netzzeit um 10 mHz auf 49,990 Hz reduziert, bei nacheilender Netzzeit um 10 mHz auf 50,010 Hz erhöht[6]. Dadurch passt sich die Netzzeit langsam wieder an die Koordinierte Weltzeit an. Die Netzzeit stellt damit eine langfristig sehr genaue Zeitbasis mit kurzfristigen Schwankungen im Sekundenbereich dar.

In Europa erfasst Swissgrid im Auftrage des Stromverbundes UCTE die Abweichungen und koordiniert die Korrekturen.

Kriterien zur Wahl der Netzfrequenz[Bearbeiten]

Die Wahl der Netzfrequenz ist ein Kompromiss aus verschiedenen technischen Randbedingungen. Die Festlegung erfolgte in der Anfangszeit der Elektrifizierung, also um die Jahrhundertwende zwischen dem 19. und dem 20. Jahrhundert. Die maßgeblichen Randbedingungen waren also diejenigen, die sich zu jenem Zeitpunkt ergaben. Hier sind einige davon:

  • Im Gegensatz zu Gleichstrom kann man Wechselstrom durch Transformatoren in der Spannung umsetzen. Dadurch wird ermöglicht, dass man verhältnismäßig niedrige und damit relativ ungefährliche Spannungen zum Endverbraucher führt, während man hohe Spannungen für die Minimierung von Verlusten in Überlandleitungen einsetzen kann.
  • Höhere Frequenzen erlauben es, kleinere Transformatorkerne zu verwenden. Die Transformatoren werden dadurch bei gleicher Leistung kleiner, leichter und billiger.
  • Höhere Frequenzen erzeugen größere Verluste in Leitungen durch den Skin-Effekt. Dadurch wird in der Praxis die maximale wirtschaftliche Dicke einer Leitung festgelegt.
  • Die Netzfrequenz in einem Verbundsystem muss überall gleich und synchronisiert sein.
  • Höheren Frequenzen entsprechen kürzere Wellenlängen. In räumlich weit verteilten Verbundsystemen machen sich dadurch eher Phasenverschiebungen bemerkbar, wodurch die Synchronisation erschwert wird.
  • Die Netzfrequenz steht in direktem Bezug zur Drehzahl und zur Polzahl von Generatoren und von Motoren. Eine Steigerung der Frequenz erfordert entweder eine Steigerung der Drehzahl (mögliche Probleme mit Fliehkräften und/oder Lagern) oder eine Vergrößerung der Polzahl (größerer technischer Aufwand und dadurch höhere Kosten).
  • Eine Frequenzumsetzung ist aufwendig. Man setzt dafür Stromrichter ein. Zu Beginn der Elektrifizierung stand als Umsetzer nur eine Kopplung aus Motor und Generator zur Verfügung. Transformatoren sind nicht in der Lage, die Frequenz umzusetzen. Heute werden dafür Wechselrichter und geeignete Leistungselektronik eingesetzt. Im Bereich der Energieversorgung und zur Kopplung asynchroner Stromnetze finden die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) und die HGÜ-Kurzkopplung Anwendung.
  • Wechselstrom besitzt im Gegensatz zu Gleichstrom einen natürlichen Nulldurchgang, der das Schalten großer Ströme vereinfacht bzw. für die Löschung eines Lichtbogens sorgt.
  • Wechselstrom bietet als Bestandteil eines Drehstromsystems die Möglichkeit, ein Drehfeld zu generieren. Dafür sind mindestens zwei Phasen notwendig.

Messung[Bearbeiten]

Zungenfrequenzmesser

Da Abweichungen von der korrekten Netzfrequenz oft zu Problemen führen, vor allem in Verbundnetzen oder bei der Parallelschaltung mehrerer Stromerzeuger, ist es von immenser Wichtigkeit, die Netzfrequenz zu überwachen. So können bei Problemen Maßnahmen zum Schutz des Netzes eingeleitet werden, zum Beispiel Lastabwurf.

Zur Messung der Netzfrequenz gibt es mehrere verschiedene Bauarten von Instrumenten. Klassischerweise und primär für die manuelle Ablesung werden Zungenfrequenzmesser eingesetzt. In größeren Netzen wird die Netzfrequenz an mehreren Punkten automatisch mittels digitaler Messtechnik und elektronischen Frequenzmessern gemessen und der Verlauf aufgezeichnet.

Siehe auch[Bearbeiten]

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. Bahnstromsysteme: Umstellung der Bahnnetzfrequenz von 16 2/3 auf 16,70 Hz
  2.  C. Linder: Umstellung der Sollfrequenz im zentralen Bahnstromnetz von 16 2/3 Hz auf 16,70 Hz. In: Elektrische Bahnen. Heft 12, Oldenbourg-Industrieverlag, München 2002, ISSN 0013-5437.
  3.  UCTE: Final Report on the disturbances of 4. November 2006. (https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/ce/otherreports/Final-Report-20070130.pdf PDF).
  4. Netzfrequenzmessung und Infos zur Primärregelleistung
  5. swissgrid: Messung der Netzzeit im Auftrag der UCTE
  6. swissgrid zu Netzzeitabweichung

Literatur[Bearbeiten]

  •  Gerhard Neidhöfer: Der Weg zur Normfrequenz 50 Hz - Wie aus einem Wirrwarr von Periodenzahlen die Standardfrequenz 50 Hz hervorging. VDE-Verlag, 2008 (Bulletin SEV/AES 17, Online (PDF; 1,8 MB)).
  •  CENELEC: EN 60196:2009-07 IEC-Normfrequenzen. Beuth-Verlag.

Weblinks[Bearbeiten]