Übertragung elektrischer Energie: Im Verbund läuft es rund

»Wie kommt es eigentlich, dass in der Steckdose immer sofort Strom ist, wenn man welchen braucht?« fragte die 14-jährige Tochter. Zunächst einmal gab es ein dickes Lob für diese überaus kluge Frage – und für das hiermit eingegangene Risiko, denn Papas ausführliche Erklärungen sind allgemein gefürchtet.

In der Tat ist es überhaupt nicht selbstverständlich, dass Strom stets unverzüglich verfügbar ist. Alle anderen auf irgendwelchen Märkten zum Verkauf angebotenen Waren lassen sich mehr oder weniger lange, in größeren oder kleineren Mengen bevorraten. Elektrische Energie ist das einzige Produkt, das immer im selben Moment erzeugt werden muss, in dem es verbraucht wird. Ein Stromnetz verhält sich wie die im Physik-Unterricht so genannte »gleicharmige Balkenwaage«: Diese muss sich stets im Gleichgewicht befinden. Liegt vormittags eine Masse von 1 kg auf der linken und nachmittags 1 kg auf der rechten Waagschale, ist die Waage dann im Gleichgewicht? Weit gefehlt! Liegt gleichzeitig je 1 kg auf der linken und der rechten Waagschale, so besteht zwar Gleichgewicht. Legt man jedoch nur 1 g – also ein Promille – mehr auf eine der Waagschalen, so wird sich diese innerhalb einer Sekunde oder höchstenfalls weniger Sekunden bis zum Anschlag senken.

Alles im Lot? Gleichgewicht von Erzeugung und Verbrauch

Bild 0: Alles im Lot im Verbundnetz?
Bild 0: Alles im Lot im Verbundnetz?

So verhält es sich auch mit einem Stromnetz: Die rotierende Masse des Generators in einem großen Kraftwerk enthält ungefähr so viel Energie wie der Generator in einer Sekunde in das Netz speist (Abschnitt 5). Gilt dieses Verhältnis für einen Generator und dessen Leistung, so gilt dies in erster Näherung auch für die gesamte in das Netz eingespeiste Leistung und die Summe der trägen Massen aller in dieses Netz speisenden Generatoren: Eine Sekunde ohne Antrieb – und alle Generatoren stünden still.

Zum Glück ist eine solche Situation ausgeschlossen. Unsere Erwartungen an die elektrische Energieversorgung sind aber – selbst im Vergleich zu unseren sonstigen Erwartungen – ungewöhnlich hoch. Bei Dienstleistungen muss man entweder warten, wie etwa in der Gaststätte. Selbst im Schnellrestaurant sind es einige Minuten. Soll es etwas Besseres sein, so dauert es gleich deutlich länger und darf ohne weiteres für die ganze Familie so viel kosten wie die Stromrechnung derselben Familie für einen ganzen Monat. Nicht etwa, dass irgendein Familienmitglied hiernach einen ganzen Monat lang satt wäre. Oder der Zeitpunkt des Angebots der Leistung richtet sich nicht nach dem Zeitpunkt der Inanspruchnahme, sondern umgekehrt, wie etwa bei öffentlichen Verkehrsleistungen. Passt der persönliche Zeitplan nicht ganz genau zum angebotenen Fahrplan, so ist wieder Warten angesagt.

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Alles ist relativ – auch der Strompreis

Bild 1: Zähler-Vorsicherung einer durchschnittlichen deutschen Wohnung: Der Hausanschluss ist im Mittel nur zu 2% oder mit knapp 200 Jahres-Volllaststunden ausgelastet (Zählernachsicherung mit 3 * 35 A)
Bild 1: Zähler-Vorsicherung einer durchschnittlichen deutschen Wohnung: Der Hausanschluss ist im Mittel nur zu 2% oder mit knapp 200 Jahres-Volllaststunden ausgelastet (Zählernachsicherung mit 3 * 35 A)

Einzig und allein von elektrischer Energie erwartet man, dass sie zu jedem beliebigen Zeitpunkt unverzüglich zur Verfügung steht, ob sie nun in Anspruch genommen wird oder nicht – und wenn, dann möge sie bitte auch sofort wirksam werden! Wenn eine Leuchtstofflampe zu Gunsten ihres längeren Lebens zwei Sekunden lang vorgeglüht werden soll, ehe sie leuchtet, verlieren wir schon die Geduld und reden von einem betrieblichen Nachteil. Dem Dieselmotor ging es ebenso, bis er endlich das Vorglühen in Rekordzeit gelernt hatte.

Selbst der größte Vielfraß im häuslichen Netz, ein elektrischer Durchlauferhitzer, wo vorhanden, soll uns zu jeder Tages- und Nachtzeit sofort bedienen, ohne dass wir etwa das warme Wasser erst eine halbe Stunde oder auch nur einige Minuten im Voraus bestellen müssen. Diesen Anspruch zu erfüllen ist also keineswegs trivial. Dies spiegelt sich schon allein im Preisgeschehen deutlich wider. Ein Techniker aus einem Kernkraftwerk berichtete noch 2009: »Wir speisen unseren Strom (rund um die Uhr, rund um das Jahr konstant fließende Grundlast) für 2,9 Cent je Kilowattstunde in das Netz ein«. Dem gegenüber kann der Preis an den Strombörsen in Situationen extremer Knappheit auch stundenweise auf gut 2 Euro steigen. Einige Stunden im Jahr aber ist er negativ – obwohl sich auch Windenergie- und Solaranlagen abschalten ließen – da eine gesetzliche Verpflichtung zur Aufnahme regenerativ erzeugten Stroms in das Netz besteht. Der Haushaltskunde dagegen zahlt einen fixen Preis von z. B. 25 Cent, ein Großkunde mit einem vergleichsweise hohen, annähernd konstanten Verbrauch nur etwa 5 Cent. Schon wittert die Tagespresse wieder Ausbeuter, Kartelle und Lobbyisten unter den Stromversorgern am Werk: »Mit den kleinen Leuten kann man es ja machen!«

In Wirklichkeit zahlt der mit z. B. 3*35 A abgesicherte Privatkunde, der an seinem Drehstrom-Anschluss also gut 23 kW abnehmen könnte (Bild 1), etwa 5 Cent für die verbrauchte Kilowattstunde plus 20 Cent für die Möglichkeit, diese Kilowattstunde zu jeder beliebigen Tages- und Jahreszeit innerhalb von gut 2 Minuten aus dem Netz »herunter laden« zu können. Wenn man das nicht prompte Bedienung nennen kann, was denn dann? Die Bereithaltung einer technischen Infrastruktur, die dazu in der Lage ist, ist gar nicht so selbstverständlich wie wir sie immer nehmen, sondern stellt einen gewaltigen Komfort dar, und Komfort kostet Geld. Wäre diese Last von z. B. 23 kW – im Vorhinein nachweisbar oder durch Erfahrung belegt – bei einem Kunden ständig am Netz, so gewährte der Anbieter diesem Kunden selbstverständlich einen Preis um 5 Cent (3 Cent für die Energie – hier in der Grundlast immer noch Kernenergie und Braunkohle – plus 2 Cent für die Nutzung des Netzes), denn der Umsatz mit diesem Kunden beliefe sich selbst zu diesem Preis noch auf rund 10 000 Euro im Jahr. Tatsächlich verbraucht ein typischer Haushalt aber jährlich nur um 4 000 kWh, was eine Jahresrechnung von gerade einmal 1 000 Euro nach sich zieht und einer mittleren Leistung von lediglich 400 W entspricht – also nur 1/50 oder 2% dessen, was man entnehmen könnte.

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Smart!

Das gleicht dem Betrieb eines Linienbusses mit 50 Sitzplätzen, der im Jahresmittel nur einen Fahrgast befördert – also auch oft genug gar keinen, um auf das Jahresmittel von einem Fahrgast zu kommen. Irgendwann im Jahr jedoch kommen auf einmal 50 Leute. Dafür das ganze Jahr über den großen Bus zu betreiben ist unwirtschaftlich, doch was will man tun, wenn man nicht im Vorhinein weiß, wann und wo die Bedarfsspitze eintreten wird?

Man könnte lenkend eingreifen, einen Teil der Fahrgäste stehen lassen und auf den nächsten Bus vertrösten. Dann hat man ein »Smart Grid«. Die Frage ist, wie bei dieser – z. B. im Gesundheitswesen oftmals sehr gescholtenen – »Zwei-Klassen-Gesellschaft« die Auswahl zu treffen wäre. Dies müsste auf Freiwilligkeit beruhen und würde somit finanzielle Anreize erfordern: »Im nächsten Bus kostet die Fahrkarte nur die Hälfte!« Wenn denn der halbierte Umsatz die Finanzierung eines zweiten Busses trägt. Und die nächste Frage ist, wie viele hoffnungsvolle Fahrgäste für diese Ersparnis gern im Regen stehen blieben. Ja, ein »Smart« würde zu deren Beförderung vermutlich ausreichen. Mit Busfahrer; im Vergleich für die erforderliche Steuer- und Regelungstechnik stehend. Eine Reihe von Studien und Feldversuchen aus Deutschland und der Schweiz mit »Smart Grid« Projekten aus letzter Zeit führte zu genau diesen ernüchternden Ergebnissen. Welche Überraschung aber auch. Allein die in diesem Absatz durchgeführten Überlegungen hätten dazu schon gereicht; irgendwelcher Studien hätte es eher nicht bedurft. Selbst die Bundesregierung hat das inzwischen eingesehen. Unser Stromnetz leistet also – d. h. auch schon ohne dies – geradezu Fantastisches »für ’n Appel und ’n Ei«. Wie ist das technisch möglich?

Gemeinsamkeit macht stark

Umsetzen lässt sich dies nur durch einen Paradefall internationaler Zusammenarbeit – zunächst einmal in technischer Hinsicht, indem über eine Fläche von fast ganz Europa eine extreme Vielzahl von Maschinen, räumlich weit getrennt, dennoch extrem eng zusammen arbeiten. Bei sämtlichen Generatoren der großen Erzeugungsanlagen handelt es sich um Synchronmaschinen. Diese laufen also allesamt synchron zueinander, wie über Zahnräder, Kardanwellen und Ketten gekuppelt. Nur eine – wenn auch zunehmende – Anzahl kleinerer rotierender Erzeuger sind über Keilriemen eingebunden, die einen gewissen Schlupf zulassen. Diese entsprechen den Asynchrongeneratoren der dezentralen Erzeugungsanlagen. Die »Kardanwellen« stellen die transnationalen Drehstrom-Höchstspannungsnetze dar. Transformatoren entsprechen Zahnradgetrieben, die das Verhältnis von Drehzahl zu Drehmoment stets den Anforderungen (große Leistung / kleine Leistung; lange Strecken / kurze Strecken) anpassen. Ein leistungselektronischer Umrichter lässt sich mit einem stufenlos veränderbaren Getriebe, z. B. mit einem über zwei Kegel verschiebbaren »Gummiband«, vergleichen: Er kann die verbraucherseitige Frequenz verändern und außerdem geringe Mengen Energie speichern. Er bringt so deutlich mehr »Elastizität« in den »Antriebsstrang« ein als etwa die Torsionselastizität der Kardanwellen. Der einzige Punkt, an dem der Vergleich »hakt«, ist, dass das mechanische System mit »Wechselkraft betrieben«, also oszillieren statt mit konstanter Drehzahl rotieren müsste, um Wechsel-/Drehstromsysteme abbilden zu können. Dann fänden auch Eigenheiten wie Blindleistung ihre Entsprechung, aber lassen wir es hiermit gut sein.

Natürlich muss normalerweise die gesamte aus dem System entnommene Leistung (plus dessen innere Verluste – in Deutschland nur etwa 4,6% vom Kraftwerk bis zur Steckdose) zu jedem Augenblick gleich der gesamten Antriebsleistung sein. Trotzdem bricht das System nicht zusammen, wenn plötzlich und unerwartet eine der großen Antriebsmaschinen »aussteigt«, was vorkommt, da in der Technik nichts vollkommen ist. Woher kommt denn die fehlende Leistung im ersten Moment nach dem Ausfall, wenn diesen noch kein Regelsystem erkannt und entsprechend eingegriffen haben kann?

Die Vielzahl rotierender Maschinen beherbergt insgesamt eine ganze Menge mechanischer Energie. In der Tat ist es so, dass im ersten Moment nach dem Ausfall eines großen Kraftwerksblocks (Bild 3, Bild 4, Bild 5) die fehlende Leistung aus der rotierenden Energie der immensen Zahl in Betrieb verbleibender Maschinen ersetzt wird. Die meisten von ihnen laufen – als zweipolige oder vierpolige Synchronmaschinen – für solch große Maschinen ungeheuer schnell, und die in einer rotierenden Masse gespeicherte Energie steigt immerhin im Quadrat zu ihrem Durchmesser und im Quadrat zur Drehzahl. Einerseits, um die Fliehkräfte noch beherrschen zu können, andererseits aber auch, weil die Wickelköpfe ohnehin nicht zum aktiven Magnetfeld beitragen, sind die Rotoren im Verhältnis zu ihrem Durchmesser sehr lang gestreckt. Dies schränkt die Rotationsenergie wiederum ein. Also wie viel kinetische Energie ist nun eigentlich erforderlich, und wie viel ist vorhanden?

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Das klappt nur im Verbund

Ein weiterer einschränkender Faktor ist nämlich die immense Leistungsdichte der Kraftwerksgeneratoren. Ist sie naturgemäß schon bei großen elektrischen Maschinen höher als bei kleinen, so wird sie durch den für Maschinen dieser Größe ungewöhnlich schnellen Lauf und die schlanke Bauform noch einmal gesteigert. Als Beispiel finden sich im Internet Daten des wahrscheinlich größten Generators Europas für den derzeit im Bau befindlichen Block 3 des Kernkraftwerks Olkiluoto in Finnland. Die Masse des Generators wird mit 900 t angegeben, die Bemessungsleistung beträgt 1793 MW (Spitze 1972 MW), und der Rotor allein bringt es auf 250 t und 16,8 m Länge. Damit erzeugt in einer solchen Maschine jede Tonne Material eine Leistung von 2 MW. Ein Kilogramm Kupfer zeichnet für grob 10 kW verantwortlich, während ein keiner Drehstrommotor von nur 1,1 kW schon über ein Kilogramm Kupfer enthält.

Nun haben Stahl und Dynamoblech eine Dichte von 7,85 kg/l (oder 7,85 t/m³, wie man hier schon angemessener sagen könnte). Kupfer hat 8,9 t/m³. Die Komponenten sind sehr kompakt gebaut; Hohlraum gibt es wenig, und Isolierstoff macht am gesamten Volumen auch nicht viel aus. Nimmt man für den Rotor eine homogene Struktur, also eine gleichmäßig verteilte Masse m mit einer durchschnittlichen Dichte von 5,8 t/m³ an, dann muss der Rotor einen Durchmesser von etwa 1,8 m (Radius r  = 0,9 m) haben. Das Trägheitsmoment J errechnet sich hieraus zu:

Kennt man die Drehzahl bzw. die Kreisfrequenz ω = 2πf, was hier bei dieser vierpoligen Synchronmaschine der Fall ist, lässt sich die darin enthaltene kinetische Rotationsenergie Wkin berechnen:

Die beiden Formeln lassen sich zur direkten Berechnung auch zusammenfassen:

wobei f hier die Drehzahl (Rotationsfrequenz, nicht die Netzfrequenz) darstellt. Das Ergebnis ist ernüchternd: Setzt man die kinetische Energie ins Verhältnis zur Leistung, so zeigt sich, dass die Frequenz im Auslauf des Generators, wenn er ohne Antrieb die volle Leistung abgeben müsste (und könnte, was nur im Inselbetrieb, nicht im Verbund ginge), in nur 12,5 ms die Frequenz von z. B. 50,2 Hz auf 49,8 Hz fiele.

Die gesamte Rotationsenergie in dem Kraftwerksrotor liegt bei 350 kWh. Ebenso viel benötigt man, um einen ICE2-Triebzug aus dem Stand auf seine Höchstgeschwindigkeit von 280 km/h zu beschleunigen. Ließe sich die volle Bemessungsleistung im Auslauf des Generators nahezu bis zum Stillstand ausnutzen, was etwa durch Einsatz eines Frequenzumrichters theoretisch möglich wäre, wäre immer noch nach knapp 1 s Schluss. So schnell wäre der Generator – ungeachtet seiner immensen Masse und Abmessungen – herunter gebremst. So viel zu der Idee, das »Grid« mit Schwungradspeichern »smarter« machen zu wollen.

Und wenn wir schon dabei sind: Der Wirkungsgrad der Maschine wird mit fast 99% angegeben. Nichtsdestoweniger ist die Kühlung aufwändig. Das eine Prozent Verlustwärme entspricht immerhin der maximalen Gesamt-Leistungsaufnahme eines ICE3-Doppelzuges bei 330 km/h! Auch die angegebene Masse des gesamten Generators entspricht zufällig genau jener eines voll besetzten ICE3-Doppelzuges.

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Regelzonen

Bild 2: Das UCTE-Netz: Alle an diesem Netz betriebenen Synchronmaschinen laufen tatsächlich synchron zueinander
Bild 2: Das UCTE-Netz: Alle an diesem Netz betriebenen Synchronmaschinen laufen tatsächlich synchron zueinander

Im Fall der Fälle knickt die Frequenz im westeuropäischen Verbundnetz (UCTE-Netz, Bild 2) aber nur äußerst geringfügig ein, wie beim plötzlichen Ausfall eines 776 MW starken Kohlekraftwerks in der Türkei (Bild 5, veröffentlicht in ETG Mitgliederinformation 2/2011, S. 11): Zwar war der Ausfall auch in Portugal noch messtechnisch nachweisbar, doch dazu bedurfte es schon hochwertiger Messausrüstung. Vor Ort fiel die Frequenz innerhalb von 1 s von 50,005 Hz auf 49,960 Hz, war nach weiteren 2 s übergeschwungen auf 50,015 Hz und wieder herunter auf 49,965 Hz, ehe sie sich bei 49,975 Hz stabilisierte. Solche Abweichungen nimmt der Verbraucher natürlich nicht wahr, wohl aber die feinen Messgeräte der Kraftwerke! Möglicherweise beobachten die Kunden in unmittelbarer Nähe der Störung einen leichten Einbruch der Spannung, der jedoch über die Stufenschaltwerke der Großtransformatoren und die Erregerströme der am Netz verbliebenen Synchrongeneratoren innerhalb einiger Sekunden ausgeregelt wird. Allen anderen Kunden fällt überhaupt nichts auf.

Bild 3: Ausfall eines großen Kraftwerksblocks von 900 WM in Spanien 1997 und die relativ geringen Folgen
Bild 3: Ausfall eines großen Kraftwerksblocks von 900 WM in Spanien 1997 und die relativ geringen Folgen

Was aber bei dieser Betrachtung der Praxis gegenüber dem voran gegangenen Gedanken-Experiment sehr wohl auffällt, ist: Der Einbruch der Frequenz beträgt nur etwa 0,035 Hz statt 0,4 Hz und zieht sich über 1 s statt über nur 12,5 ms, wie für das (irreale) Insel-KKW errechnet. Dies legt beredtes Zeugnis davon ab, wie viele Generatoren mit ihren Trägheitsmomenten hier »zusammenlegen« – einer für alle, alle für einen – und die drohende Lücke gar nicht erst aufkommen lassen.

Bild 4: Weiterer Ausfall eines großen Kraftwerksblocks, hier von 1300 MW (2002), und die immer noch relativ geringen Folgen
Bild 4: Weiterer Ausfall eines großen Kraftwerksblocks, hier von 1300 MW (2002), und die immer noch relativ geringen Folgen

Damit die Technik über ein so großes Gebiet und doch so eng vermascht funktioniert, müssen auch die hiermit befassten Menschen europaweit eng zusammen arbeiten. Hierzu wurde 1951 – zunächst nur zwischen Deutschland, Frankreich und der Schweiz – zum Betrieb des ersten Verbundnetzes die UCPTE (Union pour la coordination de la production et du transport de l’électricité) gegründet. 1991 wurde der Netzbetrieb von der Erzeugung abgespalten, und es blieb nur noch die UCTE übrig. Mehr noch als das: Aus demselben Grund wurde sie 2009 wieder aufgelöst und mit 4 weiteren Verbundnetz-Gesellschaften (Bild 6) zur ENTSO-E (Bild 7) zusammengefasst. Deren Ziel ist es zu vermeiden, dass aus Vorkommnissen wie den in Bild 3 bis Bild 5 dargestellten ein großflächiger Total-Ausfall wird. Mehr noch: Nicht ein einziger Kunde soll hierdurch auch nur eine einzige Sekunde lang von der Versorgung getrennt werden müssen.

Die UCTE hatte sich dereinst zum Ziel gesetzt, ein Netz zu schaffen, das den spontanen unvorhergesehenen Wegfall von nicht weniger als 3 GW ohne Versorgungsunterbrechungen irgendwelcher Kunden verkraftet. Dabei bleibt es auch nach der Fusion, und obwohl die UCTE als Organisation nicht mehr existiert, ist es nach wie vor richtig, vom UCTE-Netz zu sprechen, da dieses physisch weiterhin als ein einziges, synchron laufendes Netz besteht, das jedoch in Regelzonen aufgeteilt ist. Deutschland umfasst z. B. 4 Regelzonen, die im Prinzip den Versorgungsgebieten der 4 großen Übertragungsnetz-Betreiber entsprechen. Eine Regelzone ist dadurch gekennzeichnet, dass der Leistungsfluss an ihren sämtlichen Kuppelstellen zu benachbarten Regelzonen ständig gemessen wird, also zu jedem Zeitpunkt – auch in der Summe – bekannt ist.

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Primär-Regelleistung (Sekunden-Reserve)

Bild 5: Ausfall eines Kraftwerksblocks von 776 MW in der Türkei (29.09.2010) – nach 5 s auch in Spanien registriert (Amprion)
Bild 5: Ausfall eines Kraftwerksblocks von 776 MW in der Türkei (29.09.2010) – nach 5 s auch in Spanien registriert (Amprion)

Tritt nun an einem Ort im Netz der Fall der Fälle ein, so fällt er durch die peinlich genaue Überwachung der Frequenz auch überall im Netz sofort auf. Das Absinken der Frequenz bedeutet eine negative Leistungsbilanz: Es ist das Signal, dass zu diesem Zeitpunkt aus der kinetischen Energie der rotierenden Massen zugebuttert wird – umso mehr, je schneller die Frequenz fällt. Auf dieses Signal hin wird die Primär-Regelleistung aktiviert. Dies bedeutet, dass alle Kraftwerke im Netz, die erstens im Moment nicht ihre volle Leistung fahren und zweitens in der Lage sind, ihre Abgabeleistung sehr schnell zu ändern, also typischerweise Gasturbinen- und Stauwasserkraftwerke, ihre Leistung unverzüglich so weit herauf setzen, dass die Frequenz aufhört zu fallen.

Bild 6: Diese 5 Netzbetreiber-Gesellschaften…
Bild 6: Diese 5 Netzbetreiber-Gesellschaften…

Interessant ist in diesem Zusammenhang die Schweiz mit ihrem großen Stauwasserkraft-Anteil. Zwar tendiert die Stromhandelsbilanz der Schweiz in den letzten Jahren deutlich von »ausgeglichen« nach »negativ«, also hin zum Strom-Importstaat, jedoch importiert die Schweiz Grundlast und exportiert die teure Spitzenlast! Stauwasserkraft lässt sich hervorragend in der Spitzenlast einsetzen und ist damit besonders wertvoll. Hiermit leistet die Schweiz auch noch einen an der Fläche und der Bevölkerungszahl gemessen weit überproportionalen Beitrag zur Stabilisierung des UCTE-Netzes – von dem die Schweiz natürlich auch selbst profitiert, wie alle Mitgliedsländer.

Bild 7: … bildeten die ENTSO-E
Bild 7: … bildeten die ENTSO-E

Je größer nun ein Verbundnetz ist, desto stabiler läuft es und umso besser ist es gegen unvorhergesehene Ereignisse gerüstet. Dies gilt zumindest innerhalb gewisser, wenn auch sehr weiter Grenzen, doch einige Fachleute meinen, das heutige UCTE-Netz habe eine Größe erreicht, bei der die Stabilität des Betriebs schon wieder etwas nachließe. So ist das Interessante an der Geschichte des Ausfalls in Spanien (Bild 3) und der Punkt, um den es in der Dokumentation eigentlich ging, die Art der Fortpflanzung dieser minimalen Frequenz-Abweichung und was daraus hätte werden können: Zwar war an der deutsch-französischen Grenze so gut wie kein Schwingen zu verzeichnen, sondern nur ein nahezu asymptotischer Abfall der Frequenz von 50,005 Hz auf 49,975 Hz, aber in Polen trat die Schwingung der Frequenz mit ihrer Periodendauer von etwa 4 s wieder auf, herab auf 49,965 Hz und wieder hinauf auf 49,995 Hz! Danach schwang die Frequenz ein zweites Mal, überlagert von aperiodischen Spitzen zu beiden Seiten, und das Ganze zeitlich um fast genau eine halbe Periode dieser Frequenz-Pendelung gegenüber ihrem Ursprung in Spanien verzögert. Das heißt: Die Störung der Netzfrequenz kommt in Polen (durch »Verwindung« der »Kardanwellen«) erst 2 s nach dem störenden Ereignis an und hat dort somit eine gegenüber dem Ursprung umgekehrte Phasenlage. Die mechanische Phasenlage der Maschinen in Ost und West muss sich also zueinander in einem Rhythmus von etwa 0,25 Hz verändern, und der Knoten dieser Schwingung liegt irgendwo an der Grenze zwischen Frankreich und Deutschland. Folglich pendelt auch der ebenfalls aufgezeichnete Leistungsfluss an einer 380-kV-Kuppelstelle zwischen Deutschland und Frankreich im gleichen Rhythmus – gerade dort, wo die Frequenz nicht pendelt. Das, zusammen mit dem beobachteten zackigen Verlauf der Frequenz in Polen, relativiert die Aussage der für die Stabilität günstigen Größe wieder ein wenig. Zumindest erklärt dies, wie es sein kann, dass durch die Abschaltung einer 380-kV-Leitung über die Weser am 04.11.2006 zu einem ungeeigneten Zeitpunkt in Westdeutschland, Paris und Teilen Spaniens die Lichter ausgingen, aber in Norddeutschland weiter brannten. Möglicherweise war es daher eine weise Entscheidung, die Stromversorgung der USA nicht als ein einziges, synchron laufendes Netz aufzubauen, wie es sich vielleicht angeboten hätte, sondern es in 3 Zonen einzuteilen, die über teure, so genannte HGÜ-Kurzkupplungen (Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung) verbunden sind. So sind auch die 6 nun in der ENTSO-E organisatorisch zusammengeschlossenen Verbundgesellschaften zögerlich, wenn es darum geht, die Netze auch physikalisch zu synchronisieren. Überlegungen dazu laufen derzeit in der ENTSO-E (denn dafür wurde sie gegründet), doch eine endgültige Entscheidung wird noch einige Jahre auf sich warten lassen. Davon abgesehen müssen zwischen den Netzen der ehemaligen Verbundgesellschaften ohnehin vielfach Seekabel eingesetzt werden, was nur mit HGÜ möglich ist, da bei einem Drehstrom-Seekabel der erforderlichen Länge der kapazitive Blindstrom den Bemessungsstrom überstiege.

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Sekundär-Regelleistung (Minuten-Reserve)

Das Absinken der Frequenz muss also rechtzeitig abgefangen werden. Hierzu haben sich alle UCTE-Mitglieder verpflichtet, wo und wann auch immer der Fehler aufgetreten sein mag; zu mehr aber auch nicht. Mit Gründung der ENTSO-E lassen sich benachbarte Verbundgesellschaften, zu denen HGÜ-Verbindungen bestehen, indirekt am Abfangen der Folgen des Fehlers beteiligen. Da man die Schuld an dem Ausfall derjenigen Regelzone zuschreibt, in der er sich ereignet hat, ist es nun Aufgabe allein dieser Regelzone, dafür zu sorgen, dass die Frequenz wieder stimmt. Dazu muss die eingespeiste Leistung innerhalb dieser Zone weiter angehoben werden, bis die innerhalb der Zone erzeugte Leistung deutlich größer ist als der Verbrauch. Diese Spanne nennt man Sekundär-Regelleistung. Damit ist es nun aber nicht mehr so eilig, denn der Ausfall der Versorgung ist bereits sicher vermieden. Wer wann wie viel beitragen muss, ist aber im Einzelnen genau geregelt. Die Überproduktion dieser Regelzone muss entsprechend groß sein und entsprechend lange andauern, dass die ausgefallene Energieproduktion wieder ausgeglichen wird. Dann müsste auch die Frequenz wieder stimmen.

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Tertiär-Regelleistung (Stunden-Reserve)

Das ist aber noch nicht alles. Die Frequenz wird danach für eine entsprechende Zeit sogar etwas angehoben, damit am Ende eines Tages stets gleich viele Perioden erfolgt sind. Sollte dies eines Tages wegen unerwartet hohen Verbrauchs, etwa bei plötzlichem Kälte-Einbruch, nicht möglich sein, so wird am nächsten Tag die Frequenz etwas höher gefahren, und die fehlenden Perioden werden »nachgeholt«, so dass im Jahresmittel eine Netz-Synchronuhr am UCTE-Netz immer richtig geht und bei ordnungsgemäßem Netzbetrieb von einem Tag auf den anderen nicht mehr als eine Minute abweicht. Andere Verbundnetze laufen weit weniger stabil, doch unterdessen weitet sich das UCTE-Netz ähnlich wie die EU immer weiter nach Osten aus und drängt das osteuropäische Verbundnetz zurück – das allerdings auch noch kein ENTSO-E-Mitglied ist. Einst verlief die Grenze entlang der innerdeutschen Demarkationslinie – wogegen sie sich heute schon sehr weit nach Osten zurückgezogen hat (Bild 2) – und West-Berlin war eine Strominsel. Westdeutschen Studenten der elektrischen Energietechnik wurde 1984 noch geraten: »Schenken Sie Ihren Freunden in der DDR keine Netzsynchronuhren! Die haben keine Freude daran.« Ein Strom-Austausch zwischen den Netzen fand wohl auch damals schon statt, jedoch nur über HGÜ-Kurzkupplungen, denn die Netze laufen nicht synchron, da die Frequenzhaltung im Osten nach wie vor ziemlich schlecht ist.

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Und wenn das mal nicht klappt?

Durch den Balkan-Krieg, in dessen Verlauf der Staat Jugoslawien zerbrach, zerbrach auch das UCTE-Netz in zwei Teile. 2004 wurden diese wieder vereint. 14 Jahre später erlebte die Stromwelt ein Déjà-vu: Alle europäischen Nutzer von Netz-Synchronuhren bemerkten seit Mitte Januar 2018, dass ihre Uhren anfingen nachzugehen. Ende Februar bis Anfang März 2018 hatte sich die Abweichung auf 6 Minuten angehäuft. Was war denn nun hier passiert? Letztlich war die Regelzone Serbien – Mazedonien – Montenegro aus politischen Gründen ihren Verpflichtungen nicht nachgekommen. 113 GWh sollen dort weniger ins Netz gespeist worden sein als entnommen wurden. Dies ist um Größenordnungen mehr als an Rotationsenergie in den Kraftwerken rotiert. Gäbe es keine Regelleistungs-Kraftwerke, hätte das Defizit innerhalb einiger Minuten zum Stillstand des gesamten Verbundnetzes geführt. Genau das passiert in einem Verbundnetz eben nicht! Offensichtlich jedoch muss man sich den Regel-Algorithmus (in Beispielzahlen!) etwa so vorstellen:

  • f = 50,00 Hz: Regelleistungs-Kraftwerk liefert 50% seiner Nennleistung;
  • f = 49,95 Hz: Regelleistungs-Kraftwerk liefert 60% seiner Nennleistung;
  • f = 50,05 Hz: Regelleistungs-Kraftwerk liefert 40% seiner Nennleistung.

Fehlen beharrlich summa summarum z. B. 100 MW im Netz, so pegeln sich die Regelleistungs-Kraftwerke z. B. bei 60% ihrer Nennleistung ein und gleichen so das energetische Defizit aus. Die Leistung stimmt: Eingangsleistung gleich Ausgangsleistung. Die Netzfrequenz ist hierdurch jedoch auf 49,95 Hz stabilisiert, weil der Sollwert der Frequenz nun nicht mehr in der Mitte des Regelbereichs steht. Regelungstechnisch gesprochen, fehlt dem Regel-Algorithmus ein Integral-Anteil, der die Abweichung zwischen Soll- und Istwert über die Zeit integriert und somit das Eingreifen des Reglers immer mehr »verschärft«, je länger die Abweichung andauert, um wieder auf genau 50,00 Hz zu kommen. Dieser Integral-Anteil ist im UCTE-Netz normaler Weise eben dadurch realisiert, dass die Regelzone im Integral über der Zeit ihre Energiebilanz auf 0 hält. Dadurch mittelt sich die Frequenz »wie von selbst« auf genau 50,00 Hz – es sei denn, eine Regelzone tanzt aus der Reihe.

So wurde von Fachleuten auch vorhergesagt, dass die fehlende Energie nachgeliefert werden würde – und mit ihr die fehlenden Perioden. Tatsächlich gingen die Netz-Synchronuhren Anfang April 2018 wieder richtig – es sei denn, jemand habe sie manuell »korrigiert«, als sie falsch gingen. Das sollte man eben nicht tun, sondern einfach nur abwarten, sonst gehen sie anschließend vor. Schließlich ist ein solches Vorkommnis bislang einzigartig.

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Normen und Netze

Die Augen reiben muss man sich aber in Anbetracht der zulässigen Abweichungen der Netzfrequenz von deren Nennwert in der Norm EN 50160 für die Spannungsqualität in den einzelnen europäischen Verbundnetzen. Der Wert muss – allerdings nur »unter normalen Betriebsbedingungen« – bei synchroner Verbindung mit einem Verbundnetz

  • während 99,5% eines Jahres eine Toleranz von ±1% einhalten,
  • also zwischen 49,5 Hz und 50,5 Hz liegen, und
  • während 100% eines Jahres eine Toleranz von +4% und -6% einhalten,
  • also zwischen 47 Hz und 52 Hz liegen.

Das ist gerade so, als wolle man einen Autofahrer, der von einer hohen Autobahnbrücke gestürzt ist, posthum auch noch dafür belangen, dass er im freien Fall die höchstzulässige Geschwindigkeit überschritten hat. Wenn die Frequenz auf 49,8 Hz absackt oder auf 50,2 Hz ansteigt, herrscht bereits in allen Leitzentralen schreiende Panik und akuter Katastrophenalarm. Man denke nur an das heute viel zitierte »50,2-Hz-Problem«, das bis 2012 besagte, bei dieser Frequenz müssten sich sämtliche Solar-Wechselrichter abschalten – alle auf einmal. Die Abschaltung aber wäre bei der heutigen Einspeiseleistung für den Netzbetrieb mindestens so gefährlich wie tatenloses Zusehen, wenn Solaranlagen lustig weiter Strom in ein Netz einspeisen, in das im Moment mehr hinein fließt als entnommen wird. Nachher hätte man nämlich mit einiger Wahrscheinlichkeit das umgekehrte Problem, und das Netz würde halt »nach unten wegsacken«, statt »durch die Decke zu gehen«. Je nach Größe des Ungleichgewichts wäre es in beiden Fällen eine Frage von Minuten oder Sekunden, bis dieser Zustand in einem vollständigen Zusammenbruch des Betriebs enden würde. Deswegen wurden große Solaranlagen von diesem abrupten Abschalten zu einer Rampen-Lösung umgerüstet. Sollte diese jemals zum Tragen kommen, kann also von »normalen Betriebsbedingungen« schon lange keine Rede mehr sein, denn dazu kommt es nur in den extremsten Ausnahmesituationen, um das Allerschlimmste zu verhindern – wohlgemerkt: Bei 50,2 Hz; nicht etwa erst bei 52 Hz, mithin schon bei nur 10% der normativ zulässigen Abweichung! In Grenzsituationen ist also die EN 50160 das erste, was sich selbst »abschaltet«. Erst danach sind die Solar-Wechselrichter an der Reihe.

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Vergleich mit dem Alltag

Tabelle 1: Bilanz von Bild 8
Tabelle 1: Bilanz von Bild 8

Wie sich der Verlauf der Frequenz an einem (fast) gewöhnlichen Tag darstellt, zeigt Bild 8. Um überhaupt etwas zu erkennen, benötigt man schon ein Messgerät, das die Frequenz mit mindestens drei Kommastellen angibt – was bei Netzanalysatoren bis in gehobene Preisklassen hinein noch lange nicht selbstverständlich ist! Das hier eingesetzte Gerät schaffte vier Stellen hinter dem Komma. In Zahlen stellt sich das Ergebnis so dar (Tabelle 1):

Bild 8: Verlauf der Netzfrequenz im europäischen Verbundnetz und der Spannung in einem Wohngebiet am 26.12.2013
Bild 8: Verlauf der Netzfrequenz im europäischen Verbundnetz und der Spannung in einem Wohngebiet am 26.12.2013

Schnelle »Frequenz-Transienten« im Bereich deutlich unter 5 s kamen also nicht einmal ansatzweise vor. Offen ist allerdings, wie sich dies darstellen wird, wenn immer mehr Leistung über eine künstlich und trägheitsfrei elektronisch erzeugte Netzfrequenz (»Gummiriemen«) eingespeist wird. Dann steht möglicherweise ein 50,2-Hz-Problem ebenso wie ein 49,8-Hz-Problem vor der Tür.

Nebenbei wurde interessehalber auch die Netzspannung (in einem Wohngebäude) aufgezeichnet. Daran erkennt man, dass um 12 Uhr der Festtagsbraten schmort, gegen 16:30 die Festtagsbeleuchtung ans Netz geht und um 18 Uhr heftiger Medienkonsum herrscht. Stärker noch als dieser ziehen jedoch vermutlich jene Nachbarn die Spannung herunter, die den Braten erst am Abend servieren. Dass die Spannung im Mittel des Tages unter Nennwert bleibt (228,625 V), ist an dieser Stelle des Netzes eher ungewöhnlich und steht im Widerspruch zu vielen anderen Messungen. Normalerweise misst man hier eher 2 V über Soll. Dies könnte mit der windstillen, dabei aber sehr trüben Witterung zusammenhängen (18 Stunden Dunkelheit und 6 Stunden Dämmerung), die keinen »Rückwärts-Betrieb« des Netzes durch dezentrale regenerative Einspeisung in der näheren und weiteren Umgebung aufkommen ließ.

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Vergleich mit dem praktischen Störfall

An der Frequenz dagegen lassen sich die Aktivitäten der Nachbarn nicht ablesen! Große Ereignisse jedoch, die in beträchtlicher Entfernung vom Ort des Geschehens an der Spannung keinerlei Spuren mehr hinterlassen, erkennt man europaweit an der Frequenz. Mit Mühe findet man vereinzelt Aufzeichnungen davon, wie das Netz reagiert, falls sich einmal ein großer Kraftwerksblock unvorhergesehen wegen eines Störfalls »verabschiedet« – und wenn, dann nur als Grafik und in minderer Qualität. Laut UCTE-Richtlinien muss das Netz drei solcher Ausfälle gleichzeitig verkraften können, und wenn man sich die Verläufe der Frequenz in solchen Fällen ansieht, möchte man keine Zweifel daran hegen, dass das Netz das schafft (Bild 3, Bild 4, Bild 5)! Als es die UCTE als Organisation noch gab, bot sie eine Echtzeit-Anzeige der Netzfrequenz als Startseite ihres Internet-Auftritts. Heute bieten verschiedene Dienste ein solches Anschauungsmaterial.

Besonders staunt die Elektrofachkraft, dass sich in der EN 50160 für die drei Spannungsebenen drei Abschnitte 4.2.1, 5.2.1 bzw. 6.2.1 finden, in denen sich – wohlgemerkt inmitten desselben Verbundnetzes – für die jeweilige Spannungsebene jeweils ein Abschnitt mit Toleranzwerten für die Frequenz findet. Mit der gleichen Berechtigung könnte man in jeden Abschnitt auch noch drei Grenzwerte für die Frequenz in den drei Außenleitern einsetzen. Aber immerhin sind die Werte in jedem Abschnitt die gleichen. Eine einzige Tabelle mit zwei Verweisen hierauf hätte fraglos nicht nur Papier, sondern auch Verwirrung gespart – spätestens dann, wenn die Grenzen doch irgendwann einmal auf relevante Werte geändert werden sollten. Es ist doch schon vorherzusehen, dass in solch einem Fall z. B. die Hochspannungstechniker »ihren« Abschnitt ändern und die Existenz der zweimaligen Wiederholung dieser Werte auf Mittel- und Niederspannungsebene vergessen – und schon haben wir verschiedene Toleranzwerte für die Frequenz an verschiedenen Stellen desselben Netzes in derselben Norm. Dies würde dann sehr an die alte Dame im Altenheim erinnern, die über Herzrasen klagte. Die Pflegerin tastete den Puls der Bewohnerin am rechten Handgelenk und stellte fest: Alles in Ordnung. Daraufhin streckte ihr die alte Dame auch den linken Arm noch hin und meinte, dann solle die Pflegerin aber mal dort zählen.

Nicht nur die Inhalte, auch die Struktur der EN 50160 könnten also eine Revision vertragen. Es möchte gute Gründe haben, dass sich keine Klassifizierung der DIN EN 50160 als VDE-Norm findet. In der Ausgabe August 2002 der VDE 0100-100 fand sich hierzu vormals der Hinweis: »Die in DIN EN 50160:2000-03 angegebenen Merkmale der Spannung geben Extrem-Situationen wieder, beschreiben aber nicht die übliche Situation im Netz. Für die Planung von elektrischen Anlagen mit einer normalen Gebrauchstauglichkeit ist es ausreichend, die mit hoher Wahrscheinlichkeit typische Situation im Netz am jeweiligen Anschlusspunkt zu berücksichtigen.« Deutlicher darf eine Norm nicht über eine Norm urteilen, und offensichtlich war auch dieser Satz schon zu scharf, da er weichen musste.

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Dennoch kommt es zu Ausfällen…

Dass innerhalb weniger Sekunden, ehe die Primärregelung greifen kann, mehr als 3 GW Erzeugungsleistung ungeplant vom Netz gehen, ist so extrem unwahrscheinlich, dass es bis jetzt noch nie vorgekommen ist. In Bild 3 ist zu erkennen, dass nach dem Ausfall des 900-MW-Kraftwerks nur 10 s vergehen, bis der Abfall der Frequenz zum Stillstand kommt. Dann kann sofort das »Aufräumen« durch die Primär-, Sekundär- und Tertiär-Regelleistung beginnen.

… nicht nur bei der Bahn …

Dennoch kommt es zu weiträumigen Ausfällen, wie vor allem Erfahrungen aus neuerer Zeit gezeigt haben. Die Ursachen sind dann nicht in einer insgesamt zu knappen Einspeisung in das Netz, sondern in Schwächen bei der Verteilung, oftmals in deren Steuerung und Logistik und im Informationsfluss, zu suchen. So wird z. B. vom Bahnstromausfall in der Schweiz vom 22. Juni 2005 (hier schon stark vereinfacht dargestellt) berichtet, Leistung sei im Netz insgesamt ausreichend – aber auch nicht im Überfluss, was nahezu ebenso wichtig ist – vorhanden gewesen. Das Netz gliedert sich in zwei Hauptgruppen, die auseinander fielen, weil eine der Kuppelstellen wegen Wartungsarbeiten außer Betrieb war und die zweite sich wegen eines Fehlers öffnete. Zu diesem Zeitpunkt wäre ein Zuschalten der frisch gewarteten Leitung bereits wieder möglich gewesen – ja, wäre, wenn nicht der eine Teil nun zu viel und der andere zu wenig Leistung gehabt hätte, weswegen die Frequenzen auseinander liefen und ein Synchronisieren nicht mehr möglich war. Die Bildschirme in der Leitstelle wurden mit Fehlermeldungen in rein chronologischer Reihenfolge ohne Gewichtung überflutet, von denen jede noch so triviale vom Personal einzeln quittiert werden musste, bevor die Leute von der Leitstelle an die entscheidenden Meldungen heran kamen. Während dessen liefen in dem unterversorgten Teil zwei Umrichterwerke, die Überschüsse vom Bahnnetz in das öffentliche Netz speisen können und umgekehrt, im vollen Speisebetrieb, also heraus aus dem Bahnnetz. Es fehlte an der Logik und Logistik, die plötzlich aufgetretene Mangelsituation zu erkennen und die Speisung unverzüglich umzukehren, was technisch innerhalb ganz weniger Minuten möglich gewesen wäre. So aber wurden zwei Kuppelstellen zum Netz der DB AG überlastet, das mit der gleichen Frequenz und – mehr noch als das – synchron zum SBB-Netz und daher normalerweise mit diesem gekuppelt läuft, so dass auch noch die 150 MW ausfielen, die bis dahin aus Deutschland bezogen wurden. Als die Spannung in der Oberleitung von 15 kV auf 12 kV abgesunken war, reagierte das Netz mit Abschaltungen.

Bemerkenswert ist hieran vielleicht noch, dass die Einphasen-Bahnnetze in Westdeutschland, Österreich, der Schweiz, Norwegen und Schweden historisch mit einer Nennfrequenz von 162/3 Hz liefen. Das ist genau ein Drittel von 50 Hz, und diese krumme Zahl wurde mit Bedacht so angegeben, denn diese Netze wurden synchron zum öffentlichen Netz betrieben, obwohl es sich im Prinzip um eigenständige Netze – oder besser gesagt ein einziges Netz – mit eigenen Kraftwerken oder separaten Generatoren in bestehenden Kraftwerken handelte. Daneben gibt es Kuppelstellen zum öffentlichen Netz, früher als mechanische Umformersätze eines 6-poligen Drehstrom-Synchronmotors auf einen 2-poligen Einphasen-Synchrongenerator auf einer gemeinsamen Welle, heute als leistungselektronische Umrichter aufgebaut. Die bahneigenen Kraftwerke sind ein Auslaufmodell und werden ebenfalls durch Umrichterwerke ersetzt.

Das Bahnnetz läuft heute nicht mehr synchron zum Verbundnetz. Der Nennwert der Frequenz wurde auf 16,7 Hz geändert. In Ostdeutschland gibt es zwar noch immer einige mechanische Umformerwerke, doch diese speisen jeweils auf ein 15-kV-Inselnetz – mit den folgerichtigen Schwierigkeiten beim Durchfahren einer Übergangsstelle, mit denen der Lokführer fertig werden muss.

… sondern auch im öffentlichen Netz

Während bei der Bahn die Fahrdrahtspannung zumindest ein Ausschlag gebendes Kriterium für eventuelle Abschaltungen darstellt, richtet man sich im UCTE-Netz streng und praktisch ausschließlich nach der Frequenz, da die Spannung in einem sehr weiten Bereich automatisch nachgeregelt wird und daher keine geeignete Leitgröße abgibt. Nach einem automatischen Stufenplan werden im größten Krisenfall Lastabwürfe nach bestimmten Kundengruppen durchgeführt (Tabelle 2).

Wer in welcher Gruppe ist, wird den Kunden allerdings nicht verraten. Man sieht jedoch, dass erst eine Abweichung von 0,2 Hz erste Eingriffe erfolgen lässt und erst eine Abweichung von 1 Hz zu Abschaltungen führt. Dagegen führte der Ausfall von 900 MW nach Bild 3 nur zu einem Fall der Frequenz um 0,045 Hz. Bei dem Ausfall von 1300 MW nach Bild 4 waren es in erwartungsgemäßer linearer Entsprechung etwa 0,06 Hz. Das sieht für den 3-GW-Super-GAU beruhigend aus.

Tabelle 2: Gestaffelter Notfallplan der ENTSO-E für Engpässe in Verbundnetzen zur Vermeidung eines vollständigen Zusammenbruchs
Tabelle 2: Gestaffelter Notfallplan der ENTSO-E für Engpässe in Verbundnetzen zur Vermeidung eines vollständigen Zusammenbruchs

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Abfangen im Eigenbedarf

Beim Einleiten der letzten Stufe ebenso wie beim unvorhergesehenen Abtrennen eines Kraftwerks auf Grund einer lokalen Störung hofft man, dass sich das Kraftwerk »im Eigenbedarf abfängt«, also weiter läuft und so viel Strom erzeugt, wie es zur Aufrecht-Erhaltung des eigenen Betriebs benötigt. Ein thermisches Kraftwerk verbraucht etwa 7% des soeben frisch erzeugten Stroms selbst (und sollte man sich tatsächlich entschließen, zur Rettung des Klimas das CO2 unter der Erde einzulagern, so hüpft dieser Anteil sogleich auf mindestens 30%, was jede Menge Kohle kostet). Den größten Teil hiervon benötigen die Kesselspeisewasserpumpen, die das Wasser gegen den Dampfdruck in den Kessel pumpen müssen. Nur weil der entweichende Dampf etwa das 20-fache Volumen hat wie das eingepumpte Wasser lässt sich auf diese Art überhaupt mechanische Energie gewinnen.

Im Falle eines Schadens z. B. am Generator oder an der Turbine ist ein »Abfangen im Eigenbedarf« natürlich nicht möglich, doch die meisten Störungen kommen von außen. Der Vorgang ist schwierig genug zu beherrschen. Man muss sich das so vorstellen, als wenn man mit einem Seil einen Wagen zieht und das Seil unerwartet reißt. Ist der Wagen leicht zu ziehen, so kann man sich aller Wahrscheinlichkeit nach abfangen, doch zieht man mit aller Kraft, und die Last fällt dann auf einmal ab, legt man sich doch sehr leicht »auf die Nase«.

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Schwarzstart

Um das Kraftwerk danach wieder »hoch zu kriegen«, muss Strom aus dem Netz bezogen werden – und wehe, wehe, wenn dieses dann »weg« ist! Nur die wenigsten Kraftwerke sind zu einem so genannten Schwarzstart fähig. Dies ist nichts Illegales, sondern bezeichnet den Vorgang des Starts aus eigener Kraft, ohne auf Strom aus dem Netz angewiesen zu sein. Sollten wirklich einmal in ganz Europa die Kraftwerke still stehen, so würde es sehr, sehr lange dauern, bis diese wenigen Kraftwerke wieder angelaufen wären und von dort aus mit deren Hilfe zunächst in der näheren Umgebung die »normalen« Kraftwerke wieder angefahren würden, um dann auch die entlegeneren zu speisen, bis diese selbst wieder produzieren könnten, und so fort. Schließlich würde dies umfangreiche Schalthandlungen erfordern, da nur die Kraftwerke untereinander zu verbinden wären, ohne dass ihnen die Kunden schon jetzt den »Saft« wieder »wegziehen«. Wehe, wenn dann in den Schaltstationen die Druckluftspeicher und die Akkumulatoren leer sind! Dann hat sich was mit Schalthandlungen. Ohne Strom läuft also auch die Stromversorgung nicht. Laufen die abgetrennten Erzeugungsanlagen jedoch »im Eigenbedarf« weiter, so fällt der Wiederaufbau des Netzes deutlich leichter. Aber die ENTSO-E möge verhindern, dass dies jemals notwendig wird.

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Schummeln mit der Statistik

Tabelle 3: Ausfallzeiten der Stromnetze in verschiedenen EU-Staaten
Tabelle 3: Ausfallzeiten der Stromnetze in verschiedenen EU-Staaten

Bei alledem ist die lückenlose Verfügbarkeit elektrischer Energie für die heutigen komplexen Produktions- und Dienstleistungsprozesse viel wichtiger als im privaten Haushalt oder einem einfachen Gewerbebetrieb, etwa im Handwerk. Fällt der Strom hier für eine Stunde aus, so ruht die Tätigkeit für eine Stunde. Ist es eine Minute dunkel, ruht sie für eine Minute; das ist alles. In einer Papierfabrik, in der Halbleiter-Fertigung oder z. B. in einem Rechenzentrum sieht das ganz anders aus. Eine Versorgungs-Unterbrechung von nur 100 ms kann zu einem mehrere Stunden dauernden Ausfall, Datenverlust, Materialverlust und Schäden an Produktionsmitteln führen. Mag auch jede an einen Großkunden gelieferte Kilowattstunde nur 3 Cent kosten, so kann jede nicht gelieferte einige Euro Schaden und Verlust hinterlassen. Deswegen ist die Größe der so genannten Verfügbarkeit der Versorgung heute von entscheidender Bedeutung für viele Stromkunden. Die Zuverlässigkeit der Stromversorgung in Deutschland nimmt hierbei die Spitzenstellung in Europa und wahrscheinlich weltweit ein; lässt sie doch fast alle anderen hoch entwickelten Industrienationen hinter sich, etwa das fragwürdige Netz der USA. Nicht einmal die Schweiz, die letzte Bastion der industrialisierten Welt, in der Gründlichkeit noch vor Eile steht, kann hier mithalten. Nur für 15 Minuten im Jahr muss der deutsche Stromkunde im Durchschnitt auf die Versorgung verzichten (Tabelle 3), was einer Verfügbarkeit von 99,997% der Gesamtzeit entspricht. »Wir wissen schon nicht mehr, wo unsere Kerzen liegen«, wie ein Referent es in einem Vortrag zu diesem Thema ausdrückte.

So jedenfalls wiesen es die Statistiken zunächst des VDEW, dann des VDN, jetzt des BDEW über viele Jahre hinweg aus. Die bittere Pille dabei ist: Ausfälle von weniger als einer Minute Dauer zählen im Sinne dieser Statistik nicht als Ausfall – auch nicht für die o. g. Betriebe.

Und Statistiken sind bekanntlich flexibel und anpassungsfähig. Als sich am 25. November 2005 der große, langfristige Ausfall im Münsterland ereignete, bei dem einige tausend Stromkunden mehrere Tage unversorgt blieben, hätte dies den statistischen Mittelwert eigentlich auf etwa 30 Minuten Unterbrechung im Jahr erhöhen müssen. Tatsächlich war der Wert aber noch einmal gefallen und lag in jenem Jahr bei nur noch 13 Minuten, denn man hatte flugs den Erhebungsmodus dahin gehend geändert, dass »ungewöhnliche Witterungsbedingungen« nicht mehr zum Durchschnitt gerechnet werden, und schon war das Problem gelöst. Zumindest in der Statistik hatte man die Daten damit »extra poliert«. Wann die Witterungsbedingungen »ungewöhnlich« sind, wird im Einzelfall entschieden.

Dabei wäre das überhaupt nicht nötig gewesen, denn Deutschland hätte seinen Spitzenplatz ohne dies gehalten, und außerdem machen andere Länder ähnlichen statistischen Schmu und verzeichnen – in echten Zahlen – ebenfalls steigende Ausfallraten. Das ist das Ergebnis einer Privatisierung, die mehr auf den Preis als auf die Kosten, geschweige denn den Wert der elektrischen Energie sieht. Aber das ist Markt, und Geiz ist geil.