Kraftwerksmanagement

aus Wikipedia, der freien Enzyklopädie
Zur Navigation springen Zur Suche springen
Dieser Artikel bedarf einer Überarbeitung. Näheres ist auf der Diskussionsseite im Abschnitt Strombörsen und Regelleistung angegeben. Hilf mit, ihn zu verbessern, und entferne anschließend diese Markierung.

Kraftwerksmanagement bezeichnet den ökologisch und ökonomisch sinnvollen Einsatz eines bestehenden Kraftwerkparks sowie die Planung eventuell benötigter neuer Kraftwerke orientiert an der Verbrauchslast.

In Deutschland wurde diese Aufgabe mit dem EnWG 1998[1] durch die wirtschaftliche Optimierung des Kraftwerkseinsatzes auf Basis der erzielbaren Preise im Energiehandel und an der EEX ersetzt (Kraftwerkseinsatzoptimierung). Für die Systemsicherheit im Sinne des Kapitels Grundlagen sind seither die Übertragungsnetzbetreiber zuständig, die hierfür eine Auktion[2] zur Beschaffung von Regelleistung betreiben und netzseitige Steuerungsmaßnahmen (z. B. Netzschaltungen) wahrnehmen. Eine ähnliche Organisation der Energiewirtschaft findet man nunmehr auch in Europa[3] und den USA vor.

In vielen Ländern werden Kraftwerke jedoch nach wie vor lastgesteuert gefahren. Die Auslegung der Kraftwerkskapazitäten und der Verteilernetze erfolgt dann durch ein Verbundunternehmen, das innerhalb eines geeignet definierten Verbundnetzes die Erzeugung so weit dominiert, dass es die Verantwortung für die Systemsicherheit übernehmen kann. [4]

Grundlagen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

In ein elektrisches Verteilernetz muss beständig soviel elektrische Energie eingespeist werden, wie gerade von den Verbrauchern benötigt wird. (Siehe auch Regelleistung (Stromnetz)). Kleinere Abweichungen führen zur Änderung der Netzfrequenz und der Netzspannung, größere können großräumige Stromausfälle verursachen.[5]

Große Mengen elektrische Energie können nur durch verlustbehaftete Umwandlung in andere Energieformen gespeichert werden. Zur Spitzenlastabdeckung wird deshalb in Pumpspeicherkraftwerken oder Druckluftspeicherkraftwerken elektrische Energie in andere Energieformen umgewandelt und zwischengespeichert. Da diese Speicherung elektrischer Energie in großen Mengen unwirtschaftlich ist und nur für den Spitzenbedarf dienen sollte, müssen gewisse Kraftwerkskapazitäten jederzeit bereitstehen, um diese Spitzenlast zu decken.

Die Hauptaufgabe des Kraftwerksmanagements besteht somit darin, Einspeisung und Bezug von Elektrischer Energie im Gleichgewicht zu halten. Steuerungsmaßnahmen erfolgen vorrangig auf Seiten der Einspeisung, es gibt jedoch auch begrenzte Möglichkeiten der Laststeuerung.

Um das Gleichgewicht garantieren zu können, muss

  • im Voraus abgeschätzt werden, zu welchem Zeitpunkt wie viel Energie bereitzustellen sein wird,
  • auf unvorhergesehenen Mehr- oder Minderverbrauch reagiert werden können,
  • auf Probleme im Stromnetz, bei den Kraftwerken und bei den Verbrauchern reagiert werden können.

Hierzu benötigt man

  • einen breit gefächerten Kraftwerkspark, der unterschiedliche Aufgaben erfüllen kann und im Optimalfall kostengünstig arbeitet,
  • Mess- und Regeleinrichtungen, die den aktuellen Zustand im Stromnetz aufnehmen, steuernd eingreifen können und Statistiken über den Stromverbrauch erzeugen können,
  • geregelte Beziehungen zu Nachbarnetzen, um im Notfall auf die Reserven dieser Netze zurückgreifen zu können.

Merkmale der Erzeugung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Dynamische Merkmale thermischer Kraftwerke[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Die Leistungsabgabe von Kraftwerken kann nicht beliebig schnell geändert werden. Je nach Bauart sind gewisse Grenzen einzuhalten.[6]

  • Die Leistung von Braunkohlenkraftwerken kann etwa um 3 % der Nennleistung je Minute geändert werden, die von Steinkohlekraftwerken um etwa 4 %.[7] Die Leistung kann je nach Bauart zwischen 40–60 % und 100 % geändert werden. Die Anfahrzeiten nach Stillstand und die anschließende Mindestbetriebszeit liegen jeweils über zwei Stunden.
  • Gasturbinenkraftwerke erreichen Änderungsgeschwindigkeiten bis zu 20 % der Nennleistung pro Minute und eignen sich deshalb besonders gut zur Deckung von schnellen Lastschwankungen. Außerdem zeichnen sie sich durch sehr kurze Anfahrzeiten von wenigen Minuten aus. Die Leistung kann zwischen 20 % und 100 % geändert werden. Deshalb ist dieser Typ sehr gut für Spitzenlastkraftwerke geeignet.
  • Bei Kernkraftwerken muss man unterscheiden:
    • Moderne Druckwasserreaktoren erreichen Änderungsgeschwindigkeiten bis zu 5 % der Nennleistung pro Minute. Die Leistung kann zwischen 20 % und 100 % geändert werden.
    • Bei Siedewasserreaktoren liegt die Mindestleistung bei 60 % der Nennleistung, die Änderungsgeschwindigkeit beträgt 4–6 % pro Minute.
    • Oberhalb von 80 % der Nennleistung können bei beiden Reaktortypen Änderungsgeschwindigkeiten von bis zu 10 % der Nennleistung pro Minute erreicht werden.
    • Ältere, vor allem auf Grundlastbetrieb optimierte Kernkraftwerke, wie beispielsweise der britische AGR oder der russische WWER-440 weisen eine deutlich geringere Flexibilität auf.
    • Auch bei den flexiblen deutschen und französischen Kernkraftwerken werden im Normalbetrieb zur Vermeidung übermäßigen Verschleißes selten Änderungsgeschwindigkeiten von mehr als 1,5 % der Nennleistung pro Minute gefahren.[7]

Kraftwerkstypen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Lastdeckung im Stromnetz

Kraftwerke werden anhand ihrer Leistungsänderungsgeschwindigkeit und ihrer Betriebskosten pro Kilowattstunde in drei Kategorien eingeteilt:

  • Grundlast: Kraftwerke die als Grundlastkraftwerke betrieben werden, stellen Energie preisgünstig zur Verfügung oder haben eine geringe Leistungsänderungsgeschwindigkeit. Sie werden nach Möglichkeit rund um die Uhr mit nahezu voller Leistung betrieben. Die Leistung von Grundlastkraftwerken muss sich nicht unbedingt leicht regeln lassen.
    • Laufwasserkraftwerke werden bevorzugt zur Erzeugung von Grundlast verwendet. Mit ihnen ist eine sehr gute Leistungsregelung mit hohen Lastgradienten möglich, da kein aufwendiger verfahrenstechnischer Prozess wie bei thermischen Kraftwerken vorgelagert ist. Diese Fähigkeit qualifiziert sie zwar als Spitzenlastkraftwerke, allerdings würde man bei einer Drosselung Energie, in Form von vorbei strömendem Wasser, verschenken. Gleiches gilt für andere Kraftwerke bei denen der Energieträger flüchtig ist. (Wind, Erdwärme- und Fotovoltaikkraftwerke)
    • Braunkohlekraftwerke können pro Minute um durchschnittlich etwa 3 % geregelt werden und müssen mit mindestens 40–50 % der Maximalleistung betrieben werden.[8][9][7]
    • Deutsche Kernkraftwerke können pro Minute je nach Bauart und Leistungsbereich um 3,8–10 % geregelt werden und müssen mit mindestens 50–60 % der Maximalleistung betrieben werden.[8] Bei Nutzung der Mindestlast unter Kondensatorwärmeabfuhr sinkt die Mindestleistung auf 0 %.[9][7] In französischen Druckwasserreaktoren wurden Minimalleistungen von unter 30 % ohne Kondensatoröffnung erzielt.
    • Steinkohlekraftwerke können pro Minute im Schnitt um 4 % geregelt werden, die modernsten Einheiten müssen mit mindestens 38 % der Maximalleistung betrieben werden, ältere Blöcke weisen höhere Werte auf.[8][9][7] Sie werden auch im Mittellastbereich eingesetzt.
    • Erdwärmekraftwerke können durch das konstant zu Verfügung stehende Energieangebot ebenfalls Grundlast decken.
  • Mittellast: Kraftwerke, die als Mittellastkraftwerke betrieben werden, haben mittlere Stromgestehungskosten. Sie lassen sich über einen weiten Leistungsbereich regeln, die Regelung wirkt allerdings mit einer gewissen Trägheit, wobei hohe Lastgradienten von Spitzenlastkraftwerken abgefahren werden und eine hohe Dynamik daher nicht notwendig ist. Mittellastkraftwerke variieren ihre Leistung entsprechend der Tagesgangkurve nach einem vorher festgelegten Programm, dem sogenannten Fahrplan. Vor allem Steinkohlekraftwerke werden als Mittellastkraftwerke eingesetzt. Auch Braunkohlekraftwerke und Kernkraftwerke könnten Mittellast bedienen, tun dies aber aus ökonomischen Gründen kaum.[8][9][7]
  • Spitzenlast: Kraftwerke, die als Spitzenlastkraftwerke betrieben werden, müssen jeder Leistungsveränderung im Netz folgen können und somit eine sehr hohe Dynamik besitzen. Spitzenlastkraftwerke werden meist nur wenige Stunden pro Tag eingesetzt, nämlich zu den absoluten Verbrauchsspitzen und bei ungeplanten Schwankungen des Stromverbrauchs, insbesondere bei Ausfällen anderer Kraftwerke. Als Spitzenlastkraftwerke werden vor allem Gasturbinenkraftwerke sowie Pumpspeicherkraftwerke eingesetzt, da sie extrem schnell reagieren können. Kernkraftwerke, die mit mindestens 80 % ihrer Nennleistung betrieben werden, könnten im Bereich von 80 % bis 100 % ihrer Leistung zur Spitzenlast beitragen.[8][9][7]

Einsatzfahrplan der Kraftwerke[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Last, Solar und Windeinspeisung und Restlast (rot) im Juni 2016 in Deutschland (Daten ENTSO-E)

Im Rahmen der geltenden technischen Restriktionen können viele Kraftwerke nach Bedarf gesteuert werden. Unplanbare Abweichungen entstehen durch Ausfälle und technische Störungen sowie bei der Einspeisung von Solar- und Windkraftanlagen. Die Einspeisung von windabhängiger Windenergie und sonnenabhängiger Photovoltaik wird über Prognosesysteme (siehe z. B. Windleistungsvorhersage und Solarstromprognose) für Kurz- und Mittelfristzeiträume vorhergesagt. Die Aufgabe des regelbaren Kraftwerksparks besteht dann darin, die Restlast zu liefern.

Von Großkraftwerken kann durch etablierte Marktmechanismen oder über den Dispatch des Verbundunternehmens eine markt- oder bedarfsgerechte Steuerung und Einspeisung erwartet werden. Bei kleiner dezentraler Erzeugung ist dies nicht unbedingt der Fall. Eine Lösung sind hier sogenannte virtuelle Kraftwerke. Dies sind Kopplungen vieler dezentraler Erzeugungseinheiten, auf deren Flexibilität über geeignete Kommunikations-Infrastrukturen zugegriffen wird, um auch diese Einheiten bedarfsgerecht zu steuern. Zum Beispiel können Blockheizkraftwerke kurzfristig ein- und ausgeschaltet werden (Mini-Blockheizkraftwerke).

Kaltreserve[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Kraftwerkskonservierungen werden an Kraftwerken durchgeführt, die für eine unbestimmte Zeit nicht eingesetzt werden, jedoch später noch einmal betrieben werden sollen, man nennt diese Kraftwerke auch Kaltreserve.[10]

Da die Strompreise an den europäischen Strombörsen 2008, 2009 und 2010 relativ niedrig waren, gab es wenig Veranlassung, konservierte Kraftwerke zu reaktivieren. In Deutschland beispielsweise waren viele Kernkraftwerke in Revision, und zusätzlich wurden ab März 2011 wegen des Atom-Moratoriums weitere alte Kernkraftwerke stillgelegt, daher waren dort im Mai 2011 nur wenige Kernkraftwerke am Netz. So etwas kann ein Grund dafür sein, konservierte Kraftwerke zu reaktivieren.

Merkmale der Last[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Planbares Lastverhalten[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Aufgrund von Gewohnheiten der Kunden wie der Nahrungszubereitung zu bestimmten Uhrzeiten, der Nutzung von elektrischem Licht, sowie von Produktionsabläufen der Industrie ergeben sich Schwankungen im Stromverbrauch, die statistisch erfasst werden. Diese Statistiken werden zur Lastprognose verwendet.

Der Energiebedarf ist nicht nur abhängig von der Tageszeit, sondern auch vom Wochentag (Werktag/Wochenende), von Ferien, Feiertagen, Jahreszeiten, Außentemperaturen, Windstärken, Schlechtwetter, Wirtschaftsdaten, Absatzprognosen usw. Je genauer man die Abhängigkeiten des Stromverbrauchs erfassen kann, desto genauere Prognosen für den Energiebedarf können in das Kraftwerksmanagement eingebracht werden.

Nicht planbare Lastabweichungen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Das Verhalten der Kunden kann zu bestimmten Zeitpunkten (z. B. ungewöhnliche Wetterlagen, Großereignisse) erheblich von der Prognose abweichen. Das Kraftwerksmanagement muss hierauf relativ kurzfristig reagieren. Auf Ausfälle von Großverbrauchern muss eventuell sofort reagiert werden.

Laststeuerung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Eine Lastregelung wird in gewissen Grenzen auch durch die Steuerung des Verbrauchs erreicht, und zwar über:

  • Rundsteueranlagen: Hierdurch können Verbraucher (Verbrauchsmittel) nach den Erfordernissen des Energieerzeugungsunternehmens an- oder ausgeschaltet werden. Benutzt wird dies für industrielle Größtverbraucher wie Aluminium- und Elektrostahlwerke. Gegen eine gewisse Vergünstigung im Strompreis kann vom Stromversorger die Leistungsaufnahme dieser Industrien reduziert oder gesteigert werden. Benutzt wird dies auch für Nachtspeicherheizungen. Diese können geladen werden, wenn sich ansonsten kein Verbraucher für die momentane Kraftwerksleistung findet. Dadurch kann auch nachts eine gewisse Grundlast im Stromnetz erzeugt, und so der Anteil von Grundlastkraftwerken wie beispielsweise den Kernkraftwerken am Kraftwerkspark erhöht werden. Laut Verband der Elektrotechnik liegt das Potenzial zur Lastverschiebung zur Hälfte bei energieintensiven Unternehmen und zur Hälfte bei Privathaushalten, Gewerbe und Handel sowie Dienstleistungen. Lastmanagement kann die Nachfrage ausgleichen und die Kosten der Energiewende deutlich senken.[11]
  • Speicherkraftwerke: Pumpspeicherkraftwerke zum Beispiel können immer dann, wenn sich kein Verbraucher für die momentane Kraftwerksleistung findet, in den Pumpbetrieb übergehen, um Wasser in ein höher gelegenes Speicherbecken zu fördern. Sie werden vornehmlich nachts betrieben, um die Grundlastkraftwerke besser auslasten zu können. Sie dienen auch zur kurzzeitigen Stützung der Frequenz bei Last- bzw. Erzeugungsschwankungen. Problematisch sind die sehr hohen Kosten der Anlagen und die Bindung an geeignete geografische Bedingungen.
  • In Zukunft wird es vermehrt möglich sein, die Nachfrage bestimmter Verbraucher zu steuern (siehe Forschungsprojekt E-Energy des BMWi). Zum Beispiel kann man Nachtspeicherheizungen über Mobilfunknetze fernsteuern und beim Auftreten einer Nachfragespitze ausschalten. Zudem hofft man mithilfe von Stromzählern (z. B. mit Fernauslesung) das Nachfrageverhalten der daran angeschlossenen Stromkunden zu beeinflussen.

Bedeutung des Netzes[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Nachbarnetze[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Zusätzlich werden auch Parallelnetze in das Management des Stromnetzes einbezogen, um Grundlast-, Mittellast-, oder Spitzenlast-Strom zu beziehen oder zu liefern. Im Störungsfall können Nachbarnetze helfen, die Frequenz des Gesamtnetzes zu stabilisieren, indem sie in erhöhtem Maße Leistung bereitstellen oder abnehmen. In Europa ist die UCTE für die Koordinierung des Betriebes und die Erweiterung des europäischen Netzverbundes zuständig.

Netzsteuerung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Die Steuerung des Netzes mit Lastflussberechnungen, Querreglern, Transformatoren und Netzschaltungen[12] hat eine wichtige Funktion bei der Erreichung und Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit (siehe Netzleittechnik). Ziel ist dabei die Vermeidung von Ringflüssen und der Belastungsausgleich im Netz. Unter dem Schlagwort Intelligentes Stromnetz (Smart Grid) wurden in neuerer Zeit Infrastrukturverbesserungen (Transformatoren, Batteriespeicher, Querregler) und Regelungstechnik auch auf Niederspannungsebene entwickelt, um Einspeisungen auf der untersten Spannungsebene besser zu steuern.[13]

Kraftwerksmanagement[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Management planbarer Lasten[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Aufgrund der Prognose über den Strombedarf sowie der Prognosen für die nicht regelbaren Einspeisungen (i.w. Photovoltaik und Windenergie) für die Erzeugung wird ein Tagesgang-Plan für alle beteiligten Kraftwerke erstellt. Die Aufteilung der erwarteten Tagesleistung auf Grund-, Mittel- und Spitzenlastkraftwerke erfolgt dann auf Basis einer kostenbasierten Optimierung unter Berücksichtigung der technischen Restriktionen aller Kraftwerke.

Management nicht planbarer Schwankungen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Treten nicht vorhergesehene Schwankungen des Strombedarfs auf, so wird über die Regelung der Kraftwerksleistung (nicht der erneuerbaren Kraftwerksleistung: Wind und Photovoltaik können nur herunterregeln. Deshalb benötigen solche Kraftwerke sogenannte Schattenkraftwerke) versucht, auf diese Schwankungen zu reagieren. Treten die Änderungen gegenüber der Vorhersage nur langsam ein, lassen sich durch Anpassungen der „Fahrpläne“ für die Mittellastkraftwerke die Änderungen abfangen. Treten die zusätzlichen Änderungen schnell ein, müssen ggf. Spitzenlastkraftwerke einspringen, um entsprechend schnell auf die Änderungen reagieren zu können.

Bei Ausfällen von Kraftwerken muss in sehr kurzer Zeit eine hohe Leistung ersetzt werden. Dann werden schnell reagierende Kraftwerkstypen, wie Pumpspeicherkraftwerke aktiviert. Gleichzeitig werden Leistungserhöhungen in etwas langsamer reagierenden Gaskraftwerken und in Mittellastkraftwerken angefordert und ggf. auch ein zusätzliches Kraftwerk aus der sog. Warmreserve hochgefahren. Parallel zum Hochfahren der Leistung in den Mittellastkraftwerken und im Ersatzkraftwerk wird die Leistung in den Spitzenlastkraftwerken reduziert.

Bei Ausfall eines Großverbrauchers muss die Steuerung des Netzes andersherum verlaufen: Herunterfahren der Leistung von Mittellastkraftwerken. Da dieses nicht sofort wirkt, müssen schnell Ersatzverbraucher eingeschaltet werden (z. B. Pumpspeicherkraftwerke) oder eventuell aktive Spitzenlastkraftwerke schnell heruntergefahren werden. Die Ersatzverbraucher können abgeschaltet werden, wenn die Mittellastkraftwerke ihre Leistung reduziert haben.

Technische Zusammenhänge[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Zusammenhänge am System Turbine/Generator[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Die mechanische Leistung, die eine Kraftwerksturbine bereitstellen muss, um eine konstante Drehzahl des Synchrongenerators einzuhalten, hängt von der elektrischen Wirklast der Verbraucher ab, die angeschlossen sind. Das benötigte Drehmoment und die Drehzahl der Turbine sind proportional dem Produkt aus Drehmoment und Drehzahl (Umdrehungen pro Sekunde).

Das Drehmoment, das eine Turbine mit Generatorsatz liefern muss, hängt hierbei von dem Strom ab, der dem Generator entnommen wird, und damit von der elektrischen Leistung, die dem Generator entnommen wird. Durch die Stromentnahme wird im Generator ein gegenläufiges Drehmoment erzeugt.

Sind mechanische Leistungseinspeisung in der Turbine und elektrische Leistungsentnahme im Generator im Gleichgewicht, hat das Drehmoment der Turbine die gleiche Größe wie das vom Generator erzeugte „Gegen“-Drehmoment. Der Turbosatz (Turbine und Generator) läuft mit konstanter Drehzahl.

Überlast[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Wird dem Generator nun zusätzliche Leistung entnommen, führt dies dazu, dass der Strom im Generator steigt. Dies wiederum führt dazu, dass ein erhöhtes „Gegen“-Drehmoment vom Generator erzeugt wird. Kann dieses Drehmoment nicht durch eine simultane Leistungssteigerung auf der Turbinenseite aufgefangen werden, wird durch die Differenz der Drehmomente das gesamte mechanische System Generator/Turbine abgebremst. Die Differenz zwischen mechanisch bereitgestellter Leistung und elektrisch entnommener Leistung wird dann der Rotationsenergie des mechanischen Systems Generator/Turbine entnommen.

Es stellt sich nun ein neues Gleichgewicht bei niedrigerer Drehzahl ein: Die dabei verminderte Gegeninduktion erhöht die Stromentnahme aus dem Netz. Wird bei gleicher mechanischer Leistung ein höheres Drehmoment gefordert, so kann dieses nur bei geringerer Drehzahl bereitgestellt werden. Das heißt, elektrische Überlast im Netz führt zu Unterfrequenz, falls nicht, z. B. durch mehr Gaszuführung in die Gas- und Dampfturbine, deren Leistung erhöht wird. Die geringere Drehzahl führt wiederum dazu, dass eine geringere Spannung im Generator induziert wird, so dass sich hierdurch auch auf der elektrischen Seite die entnommene Leistung verringert.

Unterlast[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Im umgekehrten Fall, wenn weniger elektrische Leistung abgenommen wird, als mechanisch bereitgestellt wird, verringert der geringere Strom auf der Abnahmeseite das „Gegen“-Drehmoment im Generatorsatz und das System Generator/Turbine wird beschleunigt. Die Leistungsdifferenz wird in zusätzliche Rotationsenergie umgewandelt, falls man nicht die Brennstoff- beziehungsweise Dampfzufuhr an der Turbine verringert. Schließlich stellt sich ein neues Gleichgewicht ein, bei dem dieses geringere Drehmoment bei höherer Drehzahl geliefert wird. Das heißt, elektrische Unterlast im Netz führt zu Überfrequenz, falls nicht z. B. der Energiezufluss gedrosselt wird.

Ebenso wird durch eine höhere Drehzahl eine höhere Spannung im Generator induziert, die bei elektrischen Verbrauchern eine unter Umständen unerwünschte höhere Leistung verursacht. Deshalb muss bei allen Turbinenarten die zugeführte mechanische Leistung ständig entsprechend der elektrischen Last geregelt werden.

Maßnahmen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Die Aufgabe des Kraftwerksmanagements ist es, Netzüberlast oder Netzunterlast rechtzeitig zu erkennen. Hierzu dient auch die sehr genaue Messung der Netzfrequenz. Schon bei minimalen Abweichungen von wenigen Promille der Netzfrequenz werden Maßnahmen ergriffen, um die so entdeckte Über- oder Unterlast im Netz auszugleichen. Eine Abweichung der Netzfrequenz um mehr als 2 % löst bereits einschneidende Maßnahmen zur Netzstabilisierung aus, wie z. B. Lastabwürfe in Kraftwerken (bei Unterlast) oder im Stromnetz (bei Überlast). Bei einer Abweichung der Netzfrequenz um mehr als 5 % vom Sollwert ist das Netz nicht mehr stabil betreibbar, Kraftwerke schalten sich zum Schutz der Anlagen automatisch ab.

Literatur[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  • Valentin Crastan: Elektrische Energieversorgung 1–3. 3 Bde., Berlin – Heidelberg 2012.
  • René Flosdorff, Günther Hilgarth: Elektrische Energieverteilung, Wiesbaden 2005, ISBN 3-519-36424-7.
  • Klaus Heuck/Klaus-Dieter Dettmann/Detlef Schulz: Elektrische Energieversorgung. Erzeugung, Übertragung und elektrischer Energie für Studium und Praxis, 8. überarbeitete und aktualisierte Auflage, Wiesbaden 2010, ISBN 978-3-8348-0736-6.
  • Wilfried Knies, Klaus Schierack: Elektrische Anlagentechnik. Kraftwerke, Netze, Schaltanlagen, Schutzeinrichtungen, München 2012, ISBN 978-3-446-43357-1.
  • Panos Konstantin: Praxishandbuch Energiewirtschaft. Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt. Berlin – Heidelberg 2009, ISBN 978-3-540-78591-0.

Weblinks[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Fußnoten[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  1. EnWG 1998. Abgerufen am 14. August 2016.
  2. regelleistung.net Internetplattform zur Vergabe von Regelleistung. Abgerufen am 14. August 2016.
  3. THE HARMONISED ELECTRICITY MARKET ROLE MODEL. entso European Network of Transmission System Operators for Electricity, abgerufen am 14. August 2016 (PDF).
  4. Udo Leuschner: Dreistufiges System der Stromversorgung. Abgerufen am 26. August 2016.
  5. Udo Leuschner: Strom muß im selben Augenblick erzeugt werden, in dem er gebraucht wird. Abgerufen am 26. August 2016.
  6. Flexibilität von Kernkraftwerken / Regelenergie.
  7. a b c d e f g [1] (PDF; 5,0 MB) Verträglichkeit von erneuerbaren Energien und Kernenergie im Erzeugungsportfolio.
  8. a b c d e http://www.bdi.eu/download_content/EnergieUndRohstoffe/Hundt16022010.pdf
  9. a b c d e http://www.et-energie-online.de/index.php?option=com_content&view=article&id=326:kernkraftwerke-und-erneuerbare-energien-die-maer-vom-systemkonflikt&catid=21:kernenergie&Itemid=27
  10. Vgl. Seite 8 f.
  11. Intelligente Netze können Strombedarf drastisch senken, Spiegel Online, 8. Juni 2012
  12. § 13 EnWG § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen. Abgerufen am 30. August 2016.
  13. Siemens: Regelungstechnik für Smart Grids. Abgerufen am 30. August 2016.