Bereitstellung synthetischer Schwungmasse durch Wasserkraftwerke

Mit dem Voranschreiten dezentraler und regenerativer Erzeugung in den europäischen Netzen sind auch die sogenannten Systemdienstleistungen immer mehr in Vordergrund gerückt. Darunter versteht man Maßnahmen, welche zusätzlich zum eigentlichen Energietransport ergriffen werden müssen, damit das Energienetz „funktioniert“. Wichtige Beispiele dafür sind die Frequenzhaltung, die Spannungshaltung sowie die Sicherstellung des erlaubten Ausnutzungsgrads der Betriebsmittel. Die Verantwortung für den stabilen Netzbetrieb liegt beim Übertragungsnetzbetreiber (TSO, transmission system operator). Die physikalische Bereitstellung vieler Systemdienstleistungen geschieht jedoch durch Erzeugungsanlagen, auf welche der TSO seit der Strommarktliberalisierung keinen direkten Zugriff mehr hat. Die Erzeugungseinheiten stellen als wichtigste Systemdienstleistung Regelleistung zur Sicherstellung der Frequenzhaltung sowie Blindleistung für die Spannungshaltung zur Verfügung, wobei Regelleistung bzw. Regelenergie seit längerem auf einem entsprechendem Markt gehandelt wird, Blindleistung wie andere Systemdienstleistungen auch jedoch bisher in den meisten Ländern noch nicht abgegolten werden.

Wir beschäftigen uns im Folgenden mit einer weiteren wichtigen Systemdienstleistung, welche der Frequenzhaltung dient, die aber im Gegensatz zur Regelleistung (Primär-, Sekundär-, Tertiärreserve) noch nicht gehandelt oder abgegolten wird: der Schwungmasse als Lieferant von Momentanreserve. Im Falle eines plötzlichen Leistungsungleichgewichts ist es die Schwungmasse, d. h. die in den rotierenden Massen der direkt mit dem Netz verbundenen Maschinen gespeicherte Rotationsenergie, welche einer unmittelbaren Frequenzänderung entgegenwirkt. Dies ist in Abb. 1 veranschaulicht: In den ersten Sekunden nach einem Leistungsdefizit, z. B. verursacht durch den Ausfall eines Kraftwerksblocks, sinkt die Netzfrequenz zunächst ab. Nach einigen Sekunden greift die Primärregelung, es wird zusätzliche Leistung ins Netz gespeist und ein weiteres Absinken der Frequenz verhindert. Die Sekundärregelung führt die Frequenz danach wieder auf ihren Sollwert von 50 Hz zurück und wird in weiterer Folge noch von der Tertiärregelung abgelöst, welche die Sekundärregelreserven wieder freigibt. Die prinzipielle Abhängigkeit des Verlaufs der Netzfrequenz von der Schwungmasse ist ebenfalls dargestellt: Umso größer die im Netz vorhandene Schwungmasse ist, Als Maß für die Schwungmasse wird in Abb. 1 und im Folgenden die Trägheitskonstante \(H\), gemessen in Sekunden s bzw. in MJ/MVA, verwendet. Diese ist definiert als mit dem Trägheitsmoment \(J\) in kg m², der mechanischen Winkelgeschwindigkeit \(\omega_{\mathrm{mech},\mathrm{r}} = 2\pi n/60\) in \(\mbox{s}^{-1}\) mit der Bemessungsdrehzahl \(n\) in Upm und der Bemessungsscheinleistung \(S_{\mathrm{r}}\) der Maschine in VA. \(H\) besitzt somit die Einheit Sekunden und entspricht der auf die Bemessungsscheinleistung bezogenen Rotationsenergie des Systems. Damit zeigt sich auch der Vorteil der Einheitenbezeichnung MJ/MVA, da hier klar ersichtlich ist, dass es sich um ein elektrisches Maß für die Schwungmasse handelt. Somit sind Verwechslungen mit der mechanischen Trägheitskonstante, welche auf die Wellenleistung bezogen ist, ausgeschlossen. Mit der in der Literatur ebenfalls vielfach verwendeten Anlaufzeitkonstante \(T_{\mathrm{A}}\) besteht der Zusammenhang \(H=\frac{T _{\mathrm{A}}}{2}\), wobei hier ebenfalls vorausgesetzt wird, dass die Rotationsenergie auf die Bemessungsscheinleistung bezogen ist.

Abbildung 1 zeigt den deutlichen Einfluss der Trägheitskonstante auf das Systemverhalten bei Störungen. Das Frequenzband für einen unbeeinflussten Netzbetrieb liegt zwischen 49 Hz und 51,5 Hz, darunter kommt es zu Lastabwürfen bzw. darüber zur Netztrennung von Maschinensätzen [1, 2]. Würde nicht entsprechend reagiert, so besteht die Gefahr einer Instabilität, d. h. weicht die Netzfrequenz zu weit vom Nennwert ab, so existiert kein stabiler Betriebspunkt mehr und das System kollabiert. Für den Frequenzgradienten findet man in der Literatur Werte im Bereich von 0,5 Hz/s bis 4 Hz/s, wobei der größere Wert für schwächere Netze gültig ist (z. B. Irland, Großbritannien, Türkei ohne Anbindung ans kontinentaleuropäische Verbundnetz). Die ausreichende Verfügbarkeit von Momentanreserve ist also essentiell für die Aufrechterhaltung der elektrischen Energieversorgung im Falle von Großstörungen.

Die wirksame Trägheitskonstante des Netzes hängt von der Summe der am Netz angeschlossenen rotierenden Massen ab, \(H= \sum_{i=1}^{N} H_{i} \frac{S_{i}}{S_{\mathrm{gesamt}}}\). Hierin ist \(H\) die wirksame Gesamtträgheitskonstante, \(N\) bezeichnet die Anzahl der angeschlossenen rotierenden Einheiten, \(H_{i}\) und \(S_{i}\) bezeichnen die Werte der Einheit \(i\) und \(S_{\mathrm{gesamt}}\) ist die Summe der Scheinleistungen aller in die Summe eingehenden Einheiten [3]. Es handelt sich also um eine gewichtete Summe der Einzelträgheitskonstanten mit der auf die Gesamtscheinleistung bezogenen Scheinleistung als Gewichtungskoeffizient. Eine Voraussetzung für diese Näherung ist ein gut vermaschtes Netz, wie es im europäischen Verbundsystem vorhanden ist. Der Zusammenhang zwischen Leistungsbilanz und Netzfrequenz ist durch den Drallsatz gegeben, der im Zusammenhang mit Stabilitätsuntersuchungen im Netz üblicherweise in der genäherten Form dargestellt wird. Darin bedeuten \(\mathrm{ROCOF} = \mathrm{d}f/\mathrm{d}t\) den Frequenzgradienten (rate of change of frequency) mit der Einheit Hz/s, \(\Delta P = P_{\mathrm{mech}} - P_{\mathrm{el}}\) das Leistungsbilanzdefizit zwischen Erzeugung und Verbrauch, \(S_{\mathrm{gesamt}}\) die Summe aller angeschlossenen Scheinleistungen und \(H\) die Gesamtträgheitskonstante des Systems. Hierbei wurde der Selbstregeleffekt der Last vernachlässigt sowie eine Linearisierung um den Punkt \(f = 50~\mbox{Hz}\) vorgenommen. Um einen Überblick über die Größenordnung der Trägheitskonstante verschiedener Erzeuger zu bekommen, betrachten wir zunächst die einzelnen Einheiten in Abhängigkeit vom Kraftwerkstypdargestellt in Abb. 2. Hier ist auf der Abszisse der typische Bereich der Bemessungsscheinleistung aufgetragen und auf der Ordinate ein üblicher Bereich der dazugehörigen Trägheitskonstanten. Es ist ersichtlich, dass größere, direkt über Synchronmaschinen ans Netz gekoppelte Einheiten eine Trägheitskonstante von etwa 3…6 s besitzen. Die relativ hohe Trägheitskonstante von Wasserkraftwerken rührt zum Großteil vom hohen Trägheitsmoment der als Schenkelpolmaschinen ausgeführten Generatoren her. Diese tragen etwa 90 % zur Trägheitskonstante bei (der Rest verteilt sich auf Turbine, Welle und der im Laufrad mitrotierenden Wassermasse). Im Gegensatz dazu verhalten sich umrichtergekoppelte Erzeugungseinheiten, also hauptsächlich Windkraftanlagen und Photovoltaikanlagen, wie Anlagen mit Trägheitskonstante Null. Der Grund ist im Umrichter zu sehen, welcher die Erzeugungseinheit vom Netz entkoppelt und so die Änderungsrate der Drehzahl des Maschinensatzes von der Änderungsrate der Netzfrequenz unabhängig macht. PV-Anlagen verfügen inhärent über keine Schwungmasse. Für eine schwungmassenähnliche Reaktion müssen die Erzeugungseinheiten eine angepasste Regelung und einen ausreichend großen Energiespeicher besitzen, siehe Abb. 3 und Abschn. 2.1. Windkraftanlagen besitzen zwar Schwungmasse, diese reagiert üblicherweise wegen der Netzanbindung über Umrichter nicht auf Netzfrequenzänderungen. Damit kann folgender Schluss für die Systemträgheitskonstante gezogen werden: Je mehr konventionelle, direkt über Synchronmaschinen ans Netz gekoppelte Erzeugungseinheiten durch umrichtergekoppelte Einheiten ersetzt werden, desto geringer wird die Gesamtträgheitskonstante des Systems. Durch die Volatilität dieser Einheiten wird diese auch stark zeitabhängig und schwankt in einem relativ großen Bereich, für Deutschland beispielsweise etwa zwischen 3 s und 6 s [4]. Nun ist im europäischen Verbundnetz aller Voraussicht nach auch mittelfristig in Summe genügend Momentanreserve vorhanden, um einen zu großen Frequenzgradienten zu verhindern [5]. Dabei muss allerdings festgestellt werden, dass dies auf Eigenschaften der speisenden konventionellen Erzeugungsanlagen basiert, die derzeit nicht regulatorisch eingefordert werden und auch nicht vergütet werden. Die Stabilität des Systems wäre nicht in allen Betriebszuständen gewährleistet, wenn ausschließlich die derzeitigen regulatorischen Mindestanforderungen eingehalten würden. Besonders kritisch ist die Situation im Fall von Großstörungen wie im Jahr 2006, bei der das ENTSO-E Continental Europe-Netz in 3 Teilnetze zerfallen ist [6]. Wenn in einem dieser Teilnetze zu wenig Momentanreserve vorhanden ist (z. B. bei hohem Anteil an Erzeugung durch Windkraft oder Photovoltaik), so läuft dieses in Gefahr, seine Stabilität zu verlieren.

Wie in Abschn. 1.2 dargelegt ist bei umrichtergekoppelten Anlagen die Kopplung von Frequenzgradient und eingespeister Leistung aufgehoben. Die Grundidee bei der Bereitstellung synthetischer Schwungmasse ist es nun, diese Kopplung mit Hilfe einer entsprechend entworfenen Regelung wiederherzustellen. Die Regelung reagiert also auf den Verlauf der Netzfrequenz und fordert davon abgeleitet elektrische Leistung an. Diese kann vom Umrichter sehr rasch bereitgestellt werden. Die Leistungsänderung auf der Netzseite muss energetisch durch eine entsprechende Energieänderung auf der Erzeugerseite gedeckt sein. Dies bedeutet, dass Systeme, welche synthetische Schwungmasse bereitstellen sollen, zusätzlich zur passenden Regelung zwingend einen Energiespeicher enthalten müssen. Im Falle von Wasserkraftanlagen und Windenergieanlagen ist der Energiespeicher die rotierende Masse, es sind aber auch andere Formen der Speicherung denkbar, etwa Batterien oder Kondensatoren. Für eine Abschätzung der Energiemenge, welche in einer Wasserkraftanlage in Form von Rotationsenergie ein- bzw. ausgelagert werden kann, nehmen wir eine zulässige Drehzahlabweichung um 15 % von der Nenndrehzahl an. Damit stehen bei einer typischen 25 MVA Maschine eines Laufkraftwerks etwa 10..30 MJ und bei einem 250 MVA Speicherkraftwerk etwa 300 MJ an Rotationsenergie zur Verfügung, welche zur Bereitstellung synthetischer Schwungmasse genutzt werden kann.

Ein Vorteil von umrichtergekoppelten Anlagen, welche synthetische Schwungmasse bereitstellen, ist, dass man hier nicht an die durch die rotierenden Massen definierte Trägheit gebunden ist. Vielmehr kann man im Rahmen der anlagenbedingten Grenzen einen beliebigen, passenden, zeitlichen Verlauf der Trägheitskonstante vorgeben. So ist es beispielsweise möglich, die Schwungmasse größer als die reale Schwungmasse erscheinen zu lassen oder die Trägheitskonstante zeitlich in Abhängigkeit von Frequenzabweichung, Frequenzgradient oder deren Vorzeichen einzustellen. Ein Schema des beschriebenen Prinzips ist in Abb. 4 dargestellt.

In welchem Maß die Erzeugungseinheiten durch synthetische Schwungmasse zur Bereitstellung von Momentanreserve beitragen können, hängt von den systemtechnischen Rahmenbedingungen ab. Es gilt verschiedene technische Grenzen der Anlage nicht zu verletzen. Von elektrischer Seite betrifft dies vor allem den Umrichter, welcher im Gegensatz zu elektrischen Maschinen kaum überlastfähig ist. Als Richtwert für die maximale Leistung kann die Bemessungsleistung des Umrichters angenommen werden, je nach Auslegung ist eine Überlast um etwa den Faktor 1,5 für ein bis zwei Sekunden denkbar. Die elektrische Leistungsreserve des aktuellen Arbeitspunkts gegenüber dem Bemessungspunkt sowie die kurzfristige Überlastfähigkeit des Umrichters bestimmen also das zulässige Maß an synthetischer Schwungmasse. Nehmen wir beispielsweise einen Faktor 3 für die synthetische Schwungmasse gegenüber der realen Schwungmasse einer synchronen Einheit mit einer Trägheitskonstanten \(H\) von 5 MJ/MVA sowie einen Frequenzgradienten von 0,5 Hz/s an, so ergibt sich gemäß Gl. (1) eine zusätzliche Leistungseinspeisung von \(\Delta p= {\frac{\Delta P}{S_{r}}} = \frac{2\cdot 3\cdot H \dot{f}}{f} =0{,}3~\mbox{pu}\). Weitere Einschränkungen existieren auf der mechanischen bzw. der hydraulischen/aerodynamischen Seite. Eine plötzliche Änderung der elektrischen Leistung bewirkt einen Momentenstoß, welcher vom mechanischen System beherrscht werden muss. Bei Wasserkraftanlagen hat dies auch einen Druckstoß im hydraulischen System zur Folge, auch dieser muss innerhalb der Auslegungswerte der Anlage bleiben. Bei Windkraftanlagen ist vor allem das Schwingungsverhalten der Anlage bei solch einer Anregung zu untersuchen. Diese grundsätzlichen Überlegungen zeigen, dass die Bereitstellung synthetischer Schwungmasse je nach Ausführung und Arbeitspunkt unterschiedliche Auswirkungen auf den Antriebsstrang sowie die Mechanik der Erzeugungsanlage hat und jedenfalls zu untersuchen ist.

Wasserkraftanlagen können in verschiedener Weise als Quellen synthetischer Schwungmasse dienen. Zurzeit existieren nur wenige Anlagen, welche über einen Umrichter ans Netz gekoppelt sind. Es handelt sich hierbei vor allem um große Pumpspeicherkraftwerke, der Umrichter dient zur Drehzahleinstellung, was Vorteile beim Anlagenbetrieb bringt. Hauptsächlich wird durch eine variable Drehzahl die Flexibilität der Anlage bezüglich ihres Arbeitsbereiches stark erhöht sowie ihre dynamische Reaktion verbessert. Prinzipiell existieren, ähnlich wie bei Windkraftanlagen, zwei verschiedene Konzepte drehzahlvariabler Pumpspeicher: Anlagen mit Vollumrichter sowie solche mit doppelspeisendem Motor-Generator. Für die Bereitstellung synthetischer Schwungmasse sind Vollumrichteranlagen wesentlich besser geeignet, da Anlagen mit doppelspeisendem Motor-Generator bedingt durch den Umrichter im Rotorkreis harte Drehzahlgrenzen besitzen, welche zwingend eingehalten werden müssen. Dadurch ist arbeitspunktanhängig eine Beschränkung der zusätzlich zur Verfügung stehenden Rotationsenergie gegeben. Anlagen mit Vollumrichter erlauben den Betrieb in einem weiten Drehzahlbereich, von der elektrischen Seite her sind dabei praktisch keine Einschränkungen vorhanden. Auch auf der hydraulischen Seite kann eine große Drehzahlvarianz ausgenutzt werden. Es existieren zwar Einschränkungen auf der hydraulischen Seite, aber ein kurzfristiger Betrieb im Sekundenbereich außerhalb des stationären Arbeitsbereichs bedeutet keine wesentliche Belastung für die Maschine und bewirkt im Wesentlichen einen etwas erhöhten Verschleiß. Da es sich bei der Bereitstellung von synthetischer Schwungmasse in hohem Ausmaß jedoch um einen seltenen Betriebszustand handelt, ist hierbei keine relevante Verringerung der Maschinenlebensdauer zu erwarten.

Die Vollumrichterlösung wäre auch die geeignete Variante, um bestehende Laufkraftwerke umzurüsten, damit diese synthetische Schwungmasse als Systemdienstleistung anzubieten können. Laufkraftwerke werden meistens sehr nahe am Dauerbetrieb gefahren, die zusätzlich verfügbare Momentanreserve steht daher verlässlich zur Verfügung. Wird der Umrichter nicht benötigt, so kann ein Bypassschalter vorgesehen werden, um in diesem Fall keinen Wirkungsgradverlust durch den Umrichter zu erleiden. In Abb. 5 sind die verschiedenen erwähnten Varianten als Übersicht dargestellt.

Durch die großen vorhandenen Drehzahlreserven von Wasserkraftanlagen ist also bei geeigneter Auslegung des Umrichters eine große synthetische Schwungmasse realisierbar, sie sind somit vorteilhaft für die Bereitstellung dieser Systemdienstleistung geeignet.

Als Stellgrößen für eine drehzahlvariable Wasserkraftanlage sind das elektrische Moment des Generators und die Stellung(en) des Turbinen-Leitapparats günstig, um die beiden Systemgrößen Drehzahl und elektrische Leistung am Netzübergabepunkt zu regeln. Im Prinzip können beide Stellgrößen beide Systemgrößen beeinflussen, daher gibt es keine vorgegebene Zuordnung der Stellgrößen in der Regelungsstruktur. Um einen möglichst dynamischen Verlauf der elektrischen Leistung zu gewährleisten, ist die Zuordnung des Generatordrehmoments als Ausgang des Leistungsreglers erforderlich. Die Drehzahl wird somit über den Turbinen-Stellapparat eingeregelt. Abbildung 6 zeigt die Struktur eines solchen Konzepts.

Die Bereitstellung von synthetischer Schwungmasse erfolgt in dieser Regelungsstruktur, indem zu dem betriebsmäßig vorgegebenen Leistungssollwert zusätzlich der Leistungsanteil der synthetischen Schwungmasse, berechnet anhand der Netzfrequenz, der Netzfrequenzänderung und der Schwungmassenskalierung, über die Drehmomentregelung des Generators eingeregelt wird.

Die wesentlichen Parameter, die auf das Systemverhalten Einfluss nehmen, sind der Skalierungsfaktor der Schwungmasse und die stationäre Drehzahl. Zusätzlich ist der Abstand des stationären Arbeitspunktes von den Systemgrenzen von Belang, daraus leitet sich die Obergrenze der verfügbaren Stützleistung bzw. Stützenergie ab. In Abb. 8 wird exemplarisch der Leistungsverlauf für die Schwungmassenskalierungen 1, 2 und 5 bei einem aus Geradenstücken zusammengesetzten Netzfrequenzverlauf (Abb. 7) gezeigt. Eine Schwungmassenskalierung bedeutet in diesem Zusammenhang eine gegenüber der inhärent vorhandenen Schwungmasse (Abb. 2) eine um den Skalierungsfaktor erhöhte synthetische Schwungmasse. Der stationäre Arbeitspunkt ist bei 90 % der Nennleistung angenommen, die Grenze der Netzleistung mit 100 %. Es zeigt sich, dass bei der Schwungmassenskalierung 5 die Netzleistungsgrenze überschritten würde und daher der gewünschte Wert der Netzleistung nicht eingeregelt werden kann.

Der Kurzzeitspeicher zur Implementierung der synthetischen Schwungmasse ist die physikalische Schwungmasse des Wasserkraftwerks. Dementsprechend bildet sich eine Netzfrequenzänderung mit dem jeweiligen Skalierungsfaktor umgerechnet als Drehzahländerung ab, also wird bei einer Frequenzabsenkung um 1 % bei einem Skalierungsfaktor 1 auch die Drehzahl um 1 % absinken, analog zu einer Anlage ohne Drehzahlregelmöglichkeit. Ein höherer Skalierungsfaktor bewirkt natürlich eine entsprechenden höhere Folgereaktion. Diese Überlegung ist in Abb. 9 quantitativ dargestellt, sie zeigt den zum Leistungsverlauf in Abb. 8 gehörenden Verlauf der Drehzahl. Die Auswirkungen dieser Drehzahlvariation auf das mechanische und hydraulische System sind gesondert zu untersuchen und zu bewerten [7].