Kraftwerksmanagement

Kraftwerksmanagement ist der ökologisch und ökonomisch sinnvolle Einsatz eines bestehenden Kraftwerkparks sowie die Planung eventuell benötigter neuer Kraftwerke.

Die Auslegung der Kraftwerkskapazitäten und der Verteilernetze muss immer auch unter der Berücksichtigung des Spitzenbedarfs erfolgen.

Grundlagen

In ein elektrisches Verteilernetz darf nur soviel elektrische Energie eingespeist werden, wie gerade von den Verbrauchern benötigt wird. Kleinere Abweichungen führen zur Änderung der Netzfrequenz, größere können großräumige Stromausfälle verursachen.

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. Geeignet dafür sind nur Kraftwerkstypen mit kurzen Anfahrzeiten, vor allem Gasturbinenkraftwerke. (Anfahrzeiten von Kohlekraftwerken siehe Kohlekraftwerk#Anfahrverhalten)

Die Hauptaufgabe des Kraftwerksmanagements besteht darin, Abgabe und Bezug von Elektrischer Energie im Gleichgewicht zu halten. In der Vergangenheit steuerte das Kraftwerksmanagement bis auf wenige Ausnahmen nur die Abgabeseite (gleich Angebotsseite). Es gibt Bestrebungen (siehe Ende des Artikels), in naher Zukunft auch die Nachfrageseite verstärkt zu steuern.

Aufgaben

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.

Schwankungen bei Bedarf und Erzeugung

Planbare Schwankungen

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 können zur Vorhersage des Energiebedarfs verwendet werden.

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. Gleiches gilt auf der Erzeugerseite.

Bei schwankendem Energieangebot (v.a. von windabhängiger Windenergie und sonnenabhängiger Photovoltaik) wird über Prognosesysteme (siehe z.B. Windleistungsvorhersage und Solarstromprognose) die Einspeiseleistung für Kurz- und Mittelfristzeiträume vorhergesagt.

Nicht planbare Schwankungen

Das Verhalten der Kunden kann zu bestimmten Zeitpunkten erheblich von der Prognose abweichen, z. B. durch besondere Ereignisse oder das Wetter. Das Kraftwerksmanagement muss hierauf relativ kurzfristig reagieren. Außerdem kann es zu Ausfällen in Kraftwerken, im Stromnetz und bei Großverbrauchern kommen, auf die sofort reagiert werden muss. Auf Erzeugerseite muss die unstetige Einspeisung beispielsweise von Windparks ausgeglichen werden.

Lastregelung

Steuerung der Leistungsbereitstellung

Verlauf des Stromverbrauchs (Prinzip)

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. Dieses 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 3% geregelt werden und müssen mit mindestens 40% der Maximalleistung betrieben werden.^[1][2][3]
  • Kernkraftwerke können pro Minute um 3,8-5,2% geregelt werden und müssen mit mindestens 50-60% der Maximalleistung betrieben werden.^[1] Bei Nutzung der Mindestlast unter Kondensatorwärmeabfuhr sinkt die Mindestleistung auf 0%.^[2][3]
  • Steinkohlekraftwerke können pro Minute um 4% geregelt werden und müssen mit mindestens 38% der Maximalleistung betrieben werden.^[1][2][3] 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 so 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.^[1][2][3]

Verlauf des Stromverbrauchs nach Energieträgern (2004)

• 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 Gaskraftwerke sowie Pumpspeicherkraftwerke eingesetzt, da sie extrem schnell reagieren können. Atomkraftwerke, die mit mindestens 80% ihrer Nennleistung betrieben werden, könnten im Bereich von 80% bis 100% ihrer Leistung zur Spitzenlast beitragen.^[1][2][3]
• Stromeinspeisung: Hierunter fallen alle Kraftwerke für die Abnahmezwang besteht, also solche, die von Dritten nach eigenen Kriterien betrieben werden und nicht von den Netzbetreibern gesteuert werden können. Hierzu zählen externe Kraftwerke der Industrie, die nicht in die Netzregelung integriert sind, sowie wärmegeführte Blockheizkraftwerke, Windenergieanlagen, Solaranlagen und weitere ungesteuerte regenerative Energiequellen. Vom Netzverhalten entsprechen diese Kraftwerke eher Stromverbrauchern mit umgekehrtem Vorzeichen. Es gibt auch ferngesteuerte Blockheizkraftwerksverbünde und Windparks die nicht in diese Kategorie fallen.

Dynamische Merkmale thermischer Kraftwerke

Die Leistungsabgabe von Kraftwerken kann nicht beliebig schnell geändert werden. Je nach Bauart sind gewisse Grenzen einzuhalten^[4].

• Die Leistung von Braunkohlenkraftwerken kann etwa um 3 % der Nennleistung je Minute geändert werden, die von Steinkohlenkraftwerken um etwa 4 %^[3]. Die Leistung kann zwischen 40 % 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:

• Druckwasserreaktoren erreichen Änderungsgeschwindigkeiten bis zu 2 % der Nennleistung pro Minute. Die Leistung kann zwischen 20 % und 100 % geändert werden^[3].
• Bei Siedewasserreaktoren liegt die Mindestleistung bei 60 % der Nennleistung, dafür ist die Änderungsgeschwindigkeit doppelt so hoch und liegt bei 4 % pro Minute.

Steuerung des Energiebezuges

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.

• 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.

Nachbarnetze

Zusätzlich können auch Parallelnetze in das Management des Stromnetzes einbezogen werden, 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.

Management des Strombedarfs

Management planbarer Schwankungen

Aufgrund der Prognose über den Strombedarf wird ein Tagesgang-Plan für alle beteiligten Kraftwerke erstellt. Die Aufteilung der erwarteten Tagesleistung auf Grund-, Mittel- und Spitzenlastkraftwerke erfolgt einerseits nach den technischen Möglichkeiten, andererseits aber so, dass die Kosten der Stromerzeugung möglichst gering gehalten werden.

Management nicht planbarer Schwankungen

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 herunter gefahren werden. Die Ersatzverbraucher können abgeschaltet werden, wenn die Mittellastkraftwerke ihre Leistung reduziert haben.

Einflüsse auf die Netzfrequenz

Zusammenhänge am System Turbine/Generator

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 M und Drehzahl n (Umdrehungen pro Sekunde).

$P = 2 \pi \cdot M \cdot n$

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

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 erniedrigt.

Unterlast

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

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.

Ausblick

Das sogenannte Intelligente Stromnetz (engl. Smart Grid) wird voraussichtlich das Kraftwerksmanagement stark verändern und seine Bedeutung verringern. 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 Handynetze fernsteuern und beim Auftreten einer Nachfragespitze ausschalten. Ebenfalls kann man kurzfristig ferngesteuert Blockheizkraftwerke ein- und ausschalten (u. a. bei manchen Mini-Blockheizkraftwerken).

Zudem werden innovative Stromzähler (z. B. mit Fernauslesung) das Nachfrageverhalten der daran angeschlossenen Stromkunden beeinflussen.

Kaltreserve

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.^[5] Da die Strompreise an den europäischen Strombörsen in 2008, 2009 und 2010 relativ niedrig waren, gab es wenig Veranlassung, konservierte Kraftwerke zu reaktivieren.

Da viele Atomkraftwerke in Revision waren und zusätzlich ab März 2011 wegen des Atom-Moratoriums weitere alte Atomkraftwerke stillgelegt wurden, waren im Mai 2011 nur wenige Atomkraftwerke am Netz. Dies kann ein Grund dafür sein, konservierte Kraftwerke zu reaktivieren.

Fachliteratur

Fachbücher

• Prof. Dr. Günter Springer, Fachkunde Elektrotechnik 18.Auflage 1989 Verlag - Europa - Lehrmittel ISBN 3-8085-3018-9
• Dipl. Ing. Rene Flosdorff / Dr. Ing. Günther Hilgarth, Elektrische Energieverteilung, B.G. Teubner Verlag, Stuttgart, ISBN 3-519-36411-5
• A. Senner, Fachkunde Elektrotechnik 4.Auflage 1965 Verlag - Europa - Lehrmittel
• Dipl. Ing. Wilfried Knies / Dipl. Ing. Klaus Schierack, Elektrische Anlagentechnik - Kraftwerke, Netze, Schaltanlagen, Schutzeinrichtungen, Carl Hanser Verlag, München / Wien, ISBN 3-446-15712-3
• Elektrotechnik Prüfungsbuch 1970 Verlag - Europa - Lehrmittel

Fachaufsätze und Fachartikel

• Modul Stromverteilung, DEXA MCP
• Walter Castor, Grundlagen der elektrischen Energieversorgung, HAAG Fachbibliothek, HAAG Elektronische Messgeräte GmbH, Waldbrunn
• Gary Marshall, Leitfaden Netzqualität: Ausfallsicherheit, Zuverlässigkeit und Redundanz, Deutsches Kupferinstitut Leonardo Power Quality Initiative
• Prof. Dr. Ing. Kathrin Lehmann, Elektrische Energietechnik, Hochschule Lausitz
• Fred Prillawitz / Manfred Krüger, Netzrückwirkungen nach Großstörungen, Universität Rostock
• Dipl. Ing. Tobias Braunsberger, Grundlagen der elektrischen Energietechnik, TU - Braunschweig

Weblinks

• Energiewissen - Kraftwerke
• Kraftwerksmanagement in der Energiewirtschaft

Fußnoten

1. ↑ ^{a b c d e} http://www.bdi.eu/download_content/EnergieUndRohstoffe/Hundt16022010.pdf
2. ↑ ^{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
3. ↑ ^{a b c d e f g} [1] Verträglichkeit von erneuerbaren Energien und Kernenergie im Erzeugungsportfolio
4. ↑ [2] Flexibilität von Kernkraftwerken / Regelenergie
5. ↑ Vgl. Seite 8 f.