Hintergrundwissen! PV ? Blackout ? Spanien? Kohlekraftwerke? Synchronmaschinen ?

Holger Roswandowicz
1. Mai
23 Min. Lesezeit

Netzträgheit und Regelungsdynamik: Ein Technischer Vergleich zwischen Synchronmaschinen und Photovoltaikanlagen und Implikationen für die Netzstabilität

Einleitung

Kontext: Die globale Energiewende ist durch einen massiven Ausbau erneuerbarer Energien gekennzeichnet, allen voran der Photovoltaik (PV). PV-Anlagen ersetzen zunehmend konventionelle Kraftwerke, die auf großen Synchronmaschinen (SM) basieren, um Strom zu erzeugen.1 Diese tiefgreifende Veränderung der Erzeugungslandschaft führt zu einer fundamentalen Transformation der physikalischen und dynamischen Eigenschaften elektrischer Stromnetze.

Problemstellung: Eine der zentralen Herausforderungen dieses Wandels ist die Reduzierung der Netzträgheit.1 Synchronmaschinen tragen durch ihre rotierenden Massen inhärent zur Trägheit des Systems bei, eine Eigenschaft, die PV-Anlagen aufgrund ihrer Anbindung über Leistungselektronik fehlt.8 Diese Reduzierung der physikalischen Trägheit hat direkte Auswirkungen auf die Frequenzstabilität des Netzes, insbesondere auf die Frequenzänderungsgeschwindigkeit (Rate of Change of Frequency, RoCoF) nach Störungen wie Kraftwerks- oder Leitungsausfällen.1 Gleichzeitig unterscheiden sich die Regelungsmechanismen und Reaktionsgeschwindigkeiten von SM und PV-Wechselrichtern grundlegend.16 Während SM über vergleichsweise langsame mechanische Regler (Governors) verfügen, ermöglichen PV-Wechselrichter extrem schnelle Eingriffe über ihre Leistungselektronik. Diese Unterschiede werfen kritische Fragen hinsichtlich der Netzstabilität und der Notwendigkeit neuer Regelungsstrategien und Kompensationstechnologien auf.

Zielsetzung und Struktur: Dieser Bericht verfolgt das Ziel, die technischen Unterschiede zwischen großen Synchronmaschinen und Photovoltaikanlagen in Bezug auf Netzträgheit und Regelungsdynamik detailliert zu untersuchen. Aufbauend auf dieser Analyse werden die daraus resultierenden Auswirkungen auf die Netzstabilität, insbesondere die RoCoF-Problematik, beleuchtet. Schließlich werden verschiedene Technologien zur Kompensation fehlender Trägheit und zur Verbesserung der Stabilität vorgestellt und bewertet. Der Bericht orientiert sich dabei eng an den spezifischen Fragestellungen des Nutzers und gliedert sich entsprechend.

1. Das Konzept der Netzträgheit und der Beitrag von Synchronmaschinen

Definition der (rotatorischen) Trägheit: Die Trägheit in einem Stromnetz, oft auch als rotatorische Trägheit bezeichnet, ist ein Maß für den Widerstand des Systems gegen Änderungen seiner Frequenz. Sie resultiert aus der kinetischen Energie, die in den rotierenden Massen aller direkt mit dem Netz synchronisierten Synchronmaschinen gespeichert ist.3 Diese Maschinen umfassen sowohl Generatoren in Kraftwerken als auch große industrielle Synchronmotoren. Die gespeicherte kinetische Energie wirkt wie ein mechanischer Puffer, der plötzliche Ungleichgewichte zwischen Stromerzeugung und -verbrauch kurzzeitig ausgleichen kann.

Beitrag von SM zur Trägheit: Synchronmaschinen sind über ihre Rotorwelle elektromechanisch starr mit der Netzfrequenz gekoppelt. Ihre Drehzahl ist direkt proportional zur Netzfrequenz (unter Berücksichtigung der Polpaarzahl). Tritt im Netz ein plötzliches Leistungsungleichgewicht auf, beispielsweise durch den Ausfall eines großen Kraftwerks (wodurch die Erzeugung sinkt) oder einen Lastabwurf (wodurch der Verbrauch sinkt), ändert sich die Netzfrequenz. Die mit dem Netz synchron laufenden SM reagieren darauf unmittelbar: Bei einem Leistungsdefizit (Frequenzabfall) geben sie einen Teil ihrer gespeicherten Rotationsenergie an das Netz ab, indem sie leicht abgebremst werden. Bei einem Leistungsüberschuss (Frequenzanstieg) nehmen sie Energie auf und werden leicht beschleunigt.1 Dieser Energieaustausch ist eine direkte Folge der physikalischen Gesetze der Mechanik (Trägheitsmoment) und der Elektrodynamik (Synchronismus) und erfolgt automatisch, ohne dass im ersten Moment eine aktive Regelung eingreifen muss.1 Es handelt sich um eine inhärente, passive Eigenschaft der Maschine.

Bedeutung für Frequenzstabilität (RoCoF): Die wichtigste Funktion der Netzträgheit ist die Begrenzung der initialen Frequenzänderungsgeschwindigkeit (RoCoF, df/dt) unmittelbar nach einer Störung.1 Je höher die im System gespeicherte kinetische Energie (also je höher die Trägheit), desto langsamer ändert sich die Frequenz bei einem gegebenen Leistungsungleichgewicht (ΔP). Dies lässt sich durch die vereinfachte Schwingungsgleichung für das gesamte Netz beschreiben 4:

$$ \frac{df}{dt} \approx \frac{\Delta P \cdot f_0}{2 \cdot E_{kin,ges}} = \frac{\Delta P \cdot f_0}{2 \cdot H_{sys} \cdot S_{sys}} $$

wobei f0 die Nennfrequenz, Ekin,ges die gesamte kinetische Energie im System, Hsys die äquivalente Systemträgheitskonstante und Ssys die Systemleistung ist. Eine geringere RoCoF ist entscheidend für die Netzstabilität, da sie den langsameren primären Regelungssystemen (Governors der Kraftwerke) mehr Zeit verschafft, um auf die Frequenzabweichung zu reagieren, ihre Leistung anzupassen und die Frequenz zu stabilisieren, bevor kritische Frequenzschwellen (z.B. für den Lastabwurf) erreicht werden.7 In traditionellen Stromnetzen mit einem hohen Anteil an SM war die Trägheit üblicherweise so hoch, dass RoCoF selten ein limitierender Faktor war und die Stabilität als gegeben betrachtet wurde.7

Die Trägheit, bereitgestellt durch Synchronmaschinen, ist somit eine fundamentale, passive und physikalische Eigenschaft, die sofort und automatisch auf Frequenzänderungen reagiert. Dies unterscheidet sie grundlegend von den aktiven, regelungsbasierten Antworten, die von leistungselektronischen Schnittstellen wie PV-Wechselrichtern bereitgestellt werden können. Die physikalische Masse der SM wirkt als natürlicher Dämpfer gegen schnelle Frequenzänderungen, eine Eigenschaft, die Wechselrichtern inhärent fehlt.1

2. Fehlende Inhärente Trägheit von PV-Anlagen

Entkopplung durch Leistungselektronik: Photovoltaikanlagen erzeugen Gleichstrom (DC), der für die Einspeisung in das Wechselstromnetz (AC) umgewandelt werden muss. Diese Umwandlung erfolgt durch Leistungselektronik, primär durch Wechselrichter.2 Der Wechselrichter fungiert als Schnittstelle zwischen dem PV-Generator (DC-Seite) und dem Stromnetz (AC-Seite). Diese Schnittstelle ist rein elektronisch und entkoppelt die physikalischen Eigenschaften der PV-Module vollständig von den dynamischen Vorgängen im AC-Netz, insbesondere von der Netzfrequenz.8 Anders als bei Synchronmaschinen gibt es keine direkte mechanische oder elektromechanische Kopplung zwischen der Energiequelle (Sonne) und der Frequenz des Netzes.

Kein Beitrag zur physikalischen Trägheit: PV-Module selbst besitzen keine rotierenden Teile und speichern daher keine kinetische Energie in der Form, wie es Synchronmaschinen tun.8 Auch die Wechselrichter und andere Komponenten der Anlage haben keine signifikanten rotierenden Massen, die zur Systemträgheit beitragen könnten. Die geringe im DC-Zwischenkreis des Wechselrichters gespeicherte Energie ist im Vergleich zur kinetischen Energie großer SM vernachlässigbar.9 Folglich können PV-Anlagen inhärent keine physikalische Trägheit zur Verfügung stellen und reagieren nicht automatisch durch Energieabgabe oder -aufnahme auf Frequenzänderungen, wie es SM tun.7 Jede Reaktion einer PV-Anlage auf Frequenzänderungen muss aktiv durch die Regelung des Wechselrichters erfolgen.9

Konsequenz: Der fortschreitende Ersatz von konventionellen Kraftwerken mit Synchronmaschinen durch PV-Anlagen (und andere wechselrichterbasierte Ressourcen wie Windkraftanlagen oder Batteriespeicher) führt zwangsläufig zu einer Abnahme der gesamten physikalischen Trägheit im Stromnetz.1 Dieser Trend ist eine der zentralen technischen Herausforderungen der Energiewende im Hinblick auf die Netzstabilität.

Es ist wichtig zu verstehen, dass die fehlende physikalische Trägheit von PV-Anlagen kein technischer Mangel der Photovoltaik-Technologie selbst ist, sondern eine direkte Konsequenz der für die Netzanbindung notwendigen Schnittstellentechnologie – des Wechselrichters.2 Die leistungselektronische Entkopplung ist funktionsnotwendig, um den erzeugten Gleichstrom in einen netzkonformen Wechselstrom umzuwandeln und die Einspeisung präzise zu steuern. Diese Entkopplung verhindert jedoch gleichzeitig den automatischen, physikalischen Energieaustausch bei Frequenzänderungen, der die Trägheit von SM charakterisiert.9

3. Vergleich des Trägheitsbeitrags

Die Trägheitskonstante H: Um den Beitrag verschiedener Erzeugungsanlagen zur Netzträgheit quantitativ vergleichen zu können, wird häufig die Trägheitskonstante H verwendet.9 Sie ist definiert als das Verhältnis der im rotierenden Teil der Maschine bei Nenndrehzahl gespeicherten kinetischen Energie (Wkin) zur Nennscheinleistung (SN) der Maschine:

H=SNWkin

Die Einheit von H ist typischerweise Sekunden (s). Eine höhere Trägheitskonstante bedeutet, dass die Maschine im Verhältnis zu ihrer Nennleistung mehr kinetische Energie speichern kann und somit einen größeren Beitrag zur Netzträgheit leistet.

Typische H-Werte für SM: Große Synchronmaschinen in konventionellen Kraftwerken weisen signifikante Trägheitskonstanten auf. Die genauen Werte hängen vom Kraftwerkstyp, der Bauart und Größe der Turbine und des Generators ab. Typische Wertebereiche, die in der Literatur genannt werden, sind 12:

Gasturbinenkraftwerke: H≈5 s
Kohlekraftwerke: H≈3.5 s
Kernkraftwerke: H≈4 s
Wasserkraftwerke (je nach Typ): H≈3 s

Andere Quellen geben allgemeinere Bereiche von H=2−10 s an, wobei H=6 s als typischer Wert für Turbogeneratoren genannt wird.12 Diese Werte verdeutlichen, dass konventionelle Kraftwerke erhebliche Mengen an kinetischer Energie speichern.

H-Wert von PV-Anlagen: Da PV-Anlagen, wie in Kapitel 2 erläutert, keine rotierenden Massen besitzen, die direkt mit dem Netz synchronisiert sind, ist ihr Beitrag zur physikalischen, inhärenten Trägheit praktisch null. Ohne spezielle Regelungsfunktionen zur Emulation von Trägheit gilt für PV-Anlagen: H≈0 s.12

Quantitativer Vergleich: Der Vergleich der H-Werte zeigt den drastischen Unterschied im Trägheitsbeitrag. Eine einzelne große Synchronmaschine kann eine Trägheit von 3 bis 6 Sekunden oder mehr aufweisen, während eine PV-Anlage gleicher Nennleistung physikalisch keinen Beitrag leistet. Der Ersatz von SM durch PV führt somit zu einer direkten und proportionalen Reduktion der mittleren Systemträgheit, wenn keine kompensierenden Maßnahmen ergriffen werden.1

Tabelle 1: Typische Trägheitskonstanten (H) im Vergleich

Erzeugungstyp	Typische H-Werte (s)	Anmerkungen
Kohlekraftwerk (Turbogenerator)	3.5 28	Wert kann je nach Größe/Bauart variieren
Gaskraftwerk (Turbogenerator)	5 28	Wert kann je nach Größe/Bauart variieren
Kernkraftwerk (Turbogenerator)	4 28	Wert kann je nach Größe/Bauart variieren
Wasserkraftwerk (Hydrogenerator)	3 28	Stark abhängig von Turbinentyp und Größe
Synchronkondensator (SynCon)	1 - 1.25 25	Kann durch Schwungmasse erhöht werden
PV-Anlage (inhärent)	≈ 0 12	Kein physikalischer Trägheitsbeitrag
Windkraftanlage (Typ 3/4, inhärent)	≈ 0 10	Entkoppelt durch Umrichter

Die Tabelle verdeutlicht, dass der Verlust an Systemträgheit beim Ersatz konventioneller Kraftwerke durch PV-Anlagen nicht nur vom Anteil der ersetzten Leistung abhängt, sondern auch vom Typ des ersetzten Kraftwerks. Der Ersatz eines Gaskraftwerks ($H \approx 5$s) durch PV führt zu einem größeren Trägheitsverlust pro Megawatt als der Ersatz eines Wasserkraftwerks ($H \approx 3$s). Diese Differenzierung ist wichtig für die Bewertung der Stabilitätsauswirkungen in spezifischen Netzszenarien.

4. Vergleich der Regelungsdynamik

Die Fähigkeit von Erzeugungseinheiten, auf Änderungen der Netzfrequenz und -spannung zu reagieren, ist entscheidend für die Netzstabilität. Synchronmaschinen und PV-Wechselrichter weisen hier fundamental unterschiedliche Mechanismen und Reaktionszeiten auf.

4.a) Synchronmaschinen (SM)

Primärregelung (Governor/Drehzahlregler): Die Hauptaufgabe der Primärregelung ist es, die Netzfrequenz nach einer Störung zu stabilisieren, indem die eingespeiste Wirkleistung an den Bedarf angepasst wird. Der Governor misst die Drehzahl des Generators (die direkt mit der Netzfrequenz korreliert) und vergleicht sie mit dem Sollwert (Nennfrequenz). Bei einer Abweichung passt er die Energiezufuhr zur antreibenden Turbine an (z.B. Öffnen/Schließen von Dampfventilen bei thermischen Kraftwerken oder Leitschaufeln bei Wasserturbinen), um die Generatorleistung zu ändern.16 Dieser Regelungsprozess ist typischerweise mechanisch-hydraulisch oder elektro-hydraulisch und daher relativ langsam.16 Die vollständige Aktivierung der Primärregelleistung dauert typischerweise mehrere Sekunden bis zu 30 Sekunden.16 Die Kennlinie dieser Regelung wird durch die Statik (Droop) beschrieben, die angibt, welche Frequenzänderung zu einer 100%igen Änderung der Leistungsabgabe führt (typ. 4-5% in Europa).16 Um ständige Reaktionen auf kleine, unvermeidliche Frequenzschwankungen im Normalbetrieb zu vermeiden, wird oft ein Totband (Deadband) von z.B. ±10-20 mHz verwendet, innerhalb dessen der Regler nicht anspricht.16
Erregersystem (Spannungsregelung): Das Erregersystem ist für die Regelung der Generatorspannung verantwortlich. Es misst die Klemmenspannung des Generators und passt den Erregerstrom im Rotor an, um die Spannung auf einem vorgegebenen Sollwert zu halten oder Blindleistung entsprechend einer Kennlinie (z.B. Q(V)-Regelung) bereitzustellen. Dies trägt maßgeblich zur Spannungsstabilität im Netz bei. Die Reaktionszeiten von modernen Erregersystemen sind deutlich schneller als die der Primärregelung und liegen typischerweise im Bereich von Hunderten von Millisekunden bis wenigen Sekunden.31 Sie können bei Spannungseinbrüchen durch kurzzeitige Übererregung (Field Forcing) die Spannung stützen.

4.b) PV-Wechselrichter

Leistungselektronische Regelung: PV-Wechselrichter basieren auf Halbleiterschaltern (wie IGBTs), die mit hohen Frequenzen getaktet werden (kHz-Bereich). Gesteuert durch schnelle digitale Signalprozessoren und Regelalgorithmen können sie die Amplitude und den Phasenwinkel des eingespeisten Stroms relativ zur Netzspannung sehr präzise und schnell anpassen.6 Dadurch können sowohl die Wirkleistung (P) als auch die Blindleistung (Q) nahezu unabhängig voneinander und sehr dynamisch geregelt werden.
Reaktionszeiten: Die inhärente Geschwindigkeit der Leistungselektronik ermöglicht extrem kurze Reaktionszeiten. Moderne PV-Wechselrichter können auf Regelbefehle oder gemessene Netzänderungen (Frequenz, Spannung) innerhalb von Millisekunden reagieren.16 Studien und Feldtests zeigen, dass Wirkleistungsänderungen für Frequenzstützung innerhalb weniger Netzperioden (z.B. 2-5 Zyklen bei 50 Hz, entsprechend 40-100 ms) eingeleitet und abgeschlossen werden können.17 Diese Fähigkeit wird als "Fast Frequency Response" (FFR) bezeichnet und ist deutlich schneller als die Primärregelung von SM.11 Auch die Blindleistungsregelung zur Spannungsstützung kann im Millisekundenbereich erfolgen.
"Hochdynamisch abregeln" (Schnelles Curtailment): Dieser Begriff beschreibt die Fähigkeit von PV-Anlagen (und anderen IBRs), ihre aktuelle Wirkleistungseinspeisung auf Anforderung des Netzbetreibers (z.B. über Fernwirktechnik) oder aufgrund lokaler Messungen (z.B. bei Netzüberlastung oder Überspannung) sehr schnell zu reduzieren.38 "Curtailment" bezeichnet allgemein die absichtliche Reduzierung der Einspeisung unterhalb des aktuell möglichen Maximums.39 Die "hochdynamische" Abregelung betont die Geschwindigkeit, mit der dies erfolgen kann – wiederum im Millisekunden- bis Sekundenbereich – dank der schnellen Leistungselektronik.17 Diese schnelle Reduzierbarkeit ist eine wichtige Funktion zur Vermeidung von Netzengpässen oder Instabilitäten bei hoher Einspeisung aus erneuerbaren Energien.

Tabelle 2: Vergleich der Regelungsmechanismen und Reaktionszeiten

Regelungsart	Synchronmaschine (SM)	PV-Wechselrichter
Frequenzregelung (Wirkleistung)	Primärregelung (Governor): Mechanisch/hydraulisch, passt Turbinenleistung an.	Leistungselektronische Regelung (z.B. FFR, Frequenz-Watt): Passt P-Einspeisung an.
Mechanismus	Drehzahlmessung -> Ventil-/Schaufelstellung	Frequenz-/RoCoF-Messung -> Stromregelung
Typ. Reaktionszeit	Sekunden (z.B. 2-30 s für volle Aktivierung) 16	Millisekunden (z.B. < 100 ms für volle Aktivierung) 17
Spannungsregelung (Blindleistung)	Erregersystem: Passt Generator-Erregerstrom an.	Leistungselektronische Regelung (z.B. Volt-Var, Q-Regelung): Passt Q-Einspeisung an.
Mechanismus	Spannungsmessung -> Erregerstromänderung	Spannungsmessung -> Stromregelung (Phasenwinkel/Amplitude)
Typ. Reaktionszeit	Hunderte ms bis Sekunden 31	Millisekunden 17
"Abregeln" (Curtailment)	Langsames Herunterfahren der Turbine (Minuten bis Stunden)	Hochdynamisch: Schnelle Reduzierung der P-Einspeisung (ms bis s) 38

Die hohe Regelgeschwindigkeit von PV-Wechselrichtern ist einerseits ein großer Vorteil, da sie potenziell sehr schnelle Netzdienstleistungen wie FFR oder synthetische Trägheit ermöglicht, die zur Kompensation der wegfallenden physikalischen Trägheit beitragen können.17 Andererseits birgt diese Geschwindigkeit auch Risiken. Schnelle Regelkreise können mit anderen schnellen Komponenten im Netz (z.B. andere Wechselrichter, Kompensationsanlagen) oder mit Netzresonanzen interagieren und unerwünschte Oszillationen oder Instabilitäten verursachen, wenn sie nicht sorgfältig ausgelegt und koordiniert werden.4 Die träge mechanische Natur der Synchronmaschinen wirkt hier systembedingt dämpfend auf solche schnellen elektrischen Phänomene.18 Daher erfordern netzstützende Regelungen von PV-Anlagen eine genaue Kenntnis der Netzimpedanz und eine sorgfältige Stabilitätsanalyse, insbesondere in Netzen mit geringer Kurzschlussleistung ("schwache Netze").

5. Auswirkungen des Trägheitsverlusts auf die Netzstabilität

Reduzierte Systemträgheit: Wie in den Kapiteln 2 und 3 dargelegt, führt der Ersatz von Synchronmaschinen durch PV-Anlagen und andere wechselrichterbasierte Ressourcen (IBRs) zu einer Verringerung der im Netz gespeicherten kinetischen Energie und damit zu einer geringeren Gesamtsystemträgheit.1 Dieser Effekt verstärkt sich mit zunehmendem Anteil von IBRs an der momentanen Stromerzeugung.

Erhöhte RoCoF: Die direkte und physikalisch unvermeidbare Folge einer geringeren Trägheit ist eine höhere Frequenzänderungsgeschwindigkeit (RoCoF) nach einem plötzlichen Leistungsungleichgewicht im Netz.1 Das System wird "steifer" oder "nervöser" gegenüber Störungen – die gleiche Störung (z.B. Ausfall eines 1 GW Kraftwerks) führt in einem trägheitsarmen System zu einer schnelleren Frequenzänderung als in einem trägheitsreichen System.

Risiken für die Netzstabilität: Eine hohe RoCoF stellt eine ernsthafte Bedrohung für die Stabilität und Sicherheit des Stromnetzes dar:

Ungewollte Auslösung von Schutzrelais: Viele Schutzrelais, insbesondere solche, die an dezentralen Erzeugungsanlagen zum Schutz vor Inselbetrieb (Loss of Mains, LoM) eingesetzt werden, verwenden RoCoF als Auslösekriterium.4 Wenn die RoCoF nach einer Netzstörung einen kritischen Schwellenwert überschreitet (z.B. 0.5 Hz/s oder 1 Hz/s, je nach Einstellung und Netzgebiet), können diese Relais ungewollt auslösen und weitere Erzeugungsanlagen vom Netz trennen. Dies verschärft das ursprüngliche Leistungsungleichgewicht und kann zu Kaskadeneffekten führen.4 Auch Schutzeinrichtungen von Synchronmaschinen selbst können auf zu hohe RoCoF-Werte ansprechen.15
Frequenzinstabilität und tiefere Nadirwerte: Eine schnellere Frequenzänderung bedeutet auch, dass die Frequenz nach einer Störung tiefer fällt (Frequenz-Nadir), bevor die Primärregelung wirksam wird.1 Erreicht der Frequenz-Nadir die Auslöseschwelle für den automatischen Lastabwurf (Underfrequency Load Shedding, UFLS), werden Verbraucher gezielt abgeschaltet, um einen vollständigen Zusammenbruch zu verhindern. In trägheitsarmen Systemen steigt die Wahrscheinlichkeit, dass UFLS-Stufen aktiviert werden müssen.4 Zudem verkürzt sich die Zeitspanne, in der die Frequenzregelung eingreifen muss, was die Anforderungen an deren Geschwindigkeit erhöht.
Kaskadeneffekte und Blackout-Gefahr: Die Kombination aus ungewollten Schutzrelaisauslösungen, tieferen Frequenz-Nadirwerten und der Aktivierung von Lastabwurf kann im ungünstigsten Fall zu unkontrollierbaren Kaskadeneffekten führen, bei denen immer weitere Teile des Netzes ausfallen, bis hin zu einem großflächigen Stromausfall (Blackout).4 Mehrere große Netzstörungen der letzten Jahre, wie der Blackout in Südaustralien 2016 4 und der Vorfall in Großbritannien 2019 4, wurden in Untersuchungsberichten mit den Herausforderungen niedriger Systemträgheit und hoher RoCoF-Werte in Verbindung gebracht. Auch der großflächige Blackout auf der Iberischen Halbinsel im April 2025 50, dessen primäre Ursache laut ersten Berichten 51 ein plötzlicher, massiver Verlust von (möglicherweise solarer) Erzeugungsleistung war, ereignete sich in einem System mit hohem Anteil erneuerbarer Energien und wirft Fragen bezüglich der Robustheit bei geringer Trägheit auf, auch wenn die genauen Ursachen und Kausalitäten noch untersucht werden.

RoCoF-Grenzwerte in Netzanschlussregeln: Aufgrund der wachsenden Bedeutung der RoCoF für die Netzstabilität fordern Netzbetreiber und Regulierungsbehörden zunehmend, dass neue Erzeugungsanlagen (insbesondere IBRs) in der Lage sein müssen, bestimmten RoCoF-Werten standzuhalten, ohne sich vom Netz zu trennen (RoCoF withstand capability).14 Die europäischen Netzkodizes (z.B. NC RfG, NC HVDC) legen hierfür Rahmenbedingungen fest, die von den nationalen Netzbetreibern spezifiziert werden müssen.14 Typische geforderte RoCoF-Festigkeiten liegen im Bereich von 0.5 Hz/s bis 2.5 Hz/s, wobei die Messung oft über ein gleitendes Zeitfenster von 500 ms oder 1 Sekunde erfolgt.14 Diese Anforderungen sollen sicherstellen, dass IBRs auch bei schnellen Frequenzänderungen am Netz bleiben und zur Stabilisierung beitragen können.

Der Verlust an Systemträgheit durch den Zubau von PV und anderen IBR führt somit zu einer Verschiebung der kritischen Engpässe für die Netzstabilität. Während in der Vergangenheit oft thermische Grenzen von Leitungen und Transformatoren oder die Spannungsstabilität die limitierenden Faktoren für den Netzbetrieb waren, rücken in IBR-dominierten Systemen zunehmend die dynamischen Aspekte der Frequenzhaltung in den Vordergrund.4 Die Einhaltung von Grenzwerten für RoCoF und den Frequenz-Nadir wird zu einer zentralen betrieblichen Herausforderung, die neue Technologien und Regelungskonzepte erfordert. Dies unterstreicht die Notwendigkeit, die fehlende physikalische Trägheit aktiv zu kompensieren oder durch andere schnelle Systemdienstleistungen zu ersetzen.

6. Kompensationstechnologien und Stabilitätsverbesserung

Angesichts der Herausforderungen, die sich aus der reduzierten Systemträgheit ergeben, werden verschiedene Technologien und Strategien untersucht und zunehmend eingesetzt, um die Netzstabilität in Systemen mit hohem IBR-Anteil zu gewährleisten.

6.a) Rotierende Phasenschieber (Synchronous Condensers - SynCons)

Funktionsweise: Ein Synchronkondensator (SynCon) ist im Grunde eine Synchronmaschine (Generator oder Motor), die ohne mechanischen Antrieb (Prime Mover) oder mechanische Last betrieben wird und synchron mit dem Netz rotiert.20 Er läuft quasi im Leerlauf am Netz.
Trägheitsbeitrag: Als rotierende Maschine besitzt der SynCon eine inhärente physikalische Trägheit aufgrund seiner Masse.20 Durch die Kopplung an das Netz trägt diese rotierende Masse direkt zur gesamten Systemträgheit bei und hilft somit, die RoCoF nach Störungen zu begrenzen. Die Trägheitskonstante H liegt typischerweise bei 1-1.25 s 25, kann aber durch das Ankoppeln zusätzlicher Schwungmassen (Flywheels) signifikant erhöht werden, um Werte zu erreichen, die denen großer Dampfturbinen ähneln.99
Blindleistungskompensation und Spannungsregelung: Durch die Steuerung des Erregerstroms kann ein SynCon sehr flexibel und dynamisch Blindleistung in das Netz einspeisen (kapazitiver Betrieb) oder aufnehmen (induktiver Betrieb).20 Diese Fähigkeit wird zur Spannungsregelung im Netz genutzt. SynCons können kurzzeitig deutlich über ihre Nennleistung hinaus Blindleistung liefern (typ. 2-2.5-fache Nennleistung für bis zu 10 Sekunden), um die Spannung bei Netzfehlern zu stützen und Spannungseinbrüche zu mildern (Dynamic Voltage Support).20
Kurzschlussleistung: SynCons erhöhen die Kurzschlussleistung am Anschlusspunkt.20 Dies ist besonders in "schwachen" Netzen mit geringer Kurzschlussleistung und hohem IBR-Anteil wichtig, da es die Spannung stabiler macht und die korrekte Funktion von Schutzsystemen unterstützt. IBRs tragen im Vergleich zu SM nur begrenzt zur Kurzschlussleistung bei.
Anwendung: SynCons erleben derzeit eine Renaissance als Mittel zur Netzstabilisierung in Regionen mit hoher Einspeisung aus erneuerbaren Energien. Sie werden neu installiert oder durch Umrüstung von stillgelegten konventionellen Generatoren realisiert, wobei die Turbine entfernt wird.99 Sie bieten eine bewährte Technologie, um die durch den Wegfall von SM verlorengegangenen Eigenschaften (Trägheit, Blindleistungsregelung, Kurzschlussleistung) zu kompensieren.

6.b) Alternative und Ergänzende Technologien

Synthetische Trägheit (Synthetic/Virtual Inertia - SI/VI): Dies ist ein regelungstechnisches Konzept, bei dem die Wechselrichter von IBRs (PV, Wind, BESS) so gesteuert werden, dass sie das träge Verhalten von Synchronmaschinen emulieren.5 Die Regelung misst die Netzfrequenz und/oder deren Änderungsrate (RoCoF) und passt die Wirkleistungseinspeisung des Wechselrichters proportional zu diesen Größen schnell an.5 Bei einem Frequenzabfall wird kurzzeitig mehr Leistung eingespeist, bei einem Frequenzanstieg weniger. Dies erfordert eine kurzfristig verfügbare Energiereserve, z.B. aus dem DC-Zwischenkreiskondensator des Wechselrichters, durch temporäres Extrahieren kinetischer Energie aus Windturbinenrotoren oder durch Betrieb der Anlage unterhalb des Maximum Power Points (Deloading), oder aus einem gekoppelten Batteriespeicher.9 Die Implementierung erfolgt primär durch Softwareanpassungen in der Wechselrichtersteuerung.24 Es gibt verschiedene Algorithmen und Ansätze, die sowohl in Grid-Following (GFL) als auch in Grid-Forming (GFM) Wechselrichtern realisiert werden können.24
Netzbildende Wechselrichter (Grid-Forming Inverters - GFM): GFM-Wechselrichter stellen einen Paradigmenwechsel gegenüber den heute dominierenden Grid-Following (GFL) Wechselrichtern dar. Während GFL-Wechselrichter sich wie eine gesteuerte Stromquelle verhalten, die sich mittels einer Phasenregelschleife (Phase-Locked Loop, PLL) an die Spannung und Frequenz des bestehenden Netzes synchronisiert und den gewünschten Strom einspeist, agieren GFM-Wechselrichter wie eine Spannungsquelle.6 Sie prägen aktiv die Spannung und Frequenz an ihrem Anschlusspunkt und benötigen kein externes starkes Netzsignal zur Synchronisation.6 Dadurch können sie Inselnetze stabil betreiben oder sogar ein Netz nach einem Blackout wiederaufbauen (Schwarzstartfähigkeit).6 In netzgekoppelten Anwendungen tragen sie inhärent zur Spannungs- und Frequenzstabilität bei, ähnlich wie Synchronmaschinen, und können Trägheit emulieren sowie schnelle Frequenz- und Spannungsstützung leisten.109 GFM-Wechselrichter gelten als Schlüsseltechnologie für den stabilen Betrieb zukünftiger Stromnetze mit sehr hohen oder sogar 100% IBR-Anteilen.6 Aktuelle Herausforderungen betreffen die Standardisierung, die Modellierung, das Schutzverhalten bei Fehlern und die optimale Koordination vieler GFM-Einheiten.6
Batteriespeichersysteme (BESS) für Fast Frequency Response (FFR): BESS zeichnen sich durch ihre extrem schnellen Reaktionszeiten aus, die im Millisekundenbereich liegen.16 Diese Fähigkeit prädestiniert sie für die Bereitstellung von Fast Frequency Response (FFR). Bei einem Frequenzabfall können BESS nahezu verzögerungsfrei Wirkleistung in das Netz einspeisen; bei einem Frequenzanstieg können sie Wirkleistung aufnehmen (laden).33 Diese sehr schnelle Leistungsanpassung wirkt dem initialen Frequenzabfall bzw. -anstieg entgegen, begrenzt den Frequenz-Nadir bzw. -Zenit und reduziert die RoCoF.19 FFR durch BESS ersetzt nicht direkt die physikalische Trägheit, reduziert aber deren Notwendigkeit, indem sie die Frequenzänderung sehr schnell aktiv bekämpft und so die Zeit überbrückt, die sonst durch die Trägheit gewonnen werden müsste.19 BESS können darüber hinaus auch synthetische Trägheit bereitstellen 35 und mit GFM-Steuerungen ausgestattet werden, um netzbildende Fähigkeiten zu erlangen.32

Die verschiedenen Kompensationstechnologien verfolgen unterschiedliche Ansätze zur Stabilisierung des Netzes. Synchronkondensatoren liefern physikalische Trägheit und Kurzschlussleistung, ähnlich den ersetzten SM. Synthetische Trägheit und netzbildende Wechselrichter emulieren das Verhalten von SM durch hochentwickelte Regelungsstrategien oder ersetzen die Notwendigkeit durch ein Spannungsquellenverhalten. FFR durch BESS hingegen zielt darauf ab, die Notwendigkeit für Trägheit zu reduzieren, indem Frequenzabweichungen extrem schnell durch Leistungsanpassung korrigiert werden. In der Praxis wird wahrscheinlich eine Kombination dieser Technologien, angepasst an die spezifischen Netzbedingungen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen, die robusteste und kosteneffizienteste Lösung für die Stabilität zukünftiger, IBR-dominierter Stromnetze darstellen.

Tabelle 3: Vergleich der Kompensationstechnologien für Netzstabilität

Technologie	Funktionsprinzip	Trägheitsbeitrag	Typ. Reaktionszeit	Hauptnutzen	Energiereserve Nötig?
Synchronkondensator (SynCon)	Physikalisch (rot. Masse)	Ja (inhärent)	Sofort (Trägheit)	Trägheit, Kurzschlussleistung, dyn. Blindleistung/Spannungsregelung 99	Nein (nur Anlauf)
Synthetische Trägheit (SI/VI)	Regelung (Emulation)	Emuliert	Millisekunden	RoCoF-Reduktion, Frequenzstützung 8	Ja (implizit)
Netzbildender Wechselrichter (GFM)	Regelung (Spannungsquelle)	Emuliert/Implizit	Millisekunden	Netzbildung, Spannungs-/Frequenzstabilität, Trägheitsemulation, Schwarzstartfähigkeit 6	Ja (implizit)
BESS für FFR	Regelung (Leistung)	Nein (direkt)	Millisekunden	Sehr schnelle Frequenzregelung, Reduktion RoCoF/Nadir, Reduziert Trägheitsbedarf 16	Ja (explizit)

7. Zusammenfassung und Schlussfolgerungen

Die Transformation der Stromerzeugung hin zu einem System mit hohen Anteilen an Photovoltaik und anderen wechselrichterbasierten Ressourcen (IBRs) stellt das elektrische Netz vor neue Herausforderungen in Bezug auf Stabilität und Regelung. Dieser Bericht hat die wesentlichen Unterschiede zwischen traditionellen Synchronmaschinen (SM) und modernen PV-Anlagen in diesen Aspekten beleuchtet:

Kernunterschiede bei Trägheit und Regelung: Der fundamentale Unterschied liegt in der Netzankopplung. SM sind elektromechanisch direkt mit dem Netz synchronisiert und stellen durch ihre rotierende Masse eine signifikante physikalische Trägheit (H≈3−6 s) bereit, die Frequenzänderungen passiv und sofort dämpft. Ihre Wirkleistungsregelung über Governors ist jedoch relativ langsam (Sekundenbereich). PV-Anlagen hingegen sind über Leistungselektronik angebunden, besitzen keine inhärente physikalische Trägheit (H≈0 s), können aber ihre Wirk- und Blindleistung durch schnelle elektronische Regelung extrem schnell (Millisekundenbereich) anpassen.
Auswirkungen auf die Netzstabilität: Der Ersatz von SM durch PV führt zu einer Reduktion der Systemträgheit. Dies hat zur Folge, dass die Frequenzänderungsgeschwindigkeit (RoCoF) nach Störungen ansteigt. Hohe RoCoF-Werte gefährden die Netzstabilität, da sie zum ungewollten Auslösen von Schutzrelais (insbesondere RoCoF-basierter LoM-Schutz) führen, die Frequenz-Nadirwerte vertiefen und das Risiko von Kaskadeneffekten bis hin zu Blackouts erhöhen können. Die Frequenzstabilität, insbesondere die Beherrschung der RoCoF, wird somit zu einem kritischen Faktor in IBR-dominierten Netzen.
Kompensationstechnologien: Um die Stabilität zu gewährleisten, müssen die fehlenden Eigenschaften der SM kompensiert werden.
Rotierende Phasenschieber (Synchronkondensatoren) bieten eine direkte Kompensation durch Bereitstellung physikalischer Trägheit, dynamischer Blindleistung und Kurzschlussleistung.
Synthetische/Virtuelle Trägheit nutzt die schnelle Regelung von Wechselrichtern (PV, Wind, BESS), um das träge Verhalten von SM zu emulieren und die RoCoF zu dämpfen.
Netzbildende Wechselrichter (GFM) agieren als Spannungsquellen, prägen aktiv Frequenz und Spannung und können Netze auch ohne SM stabil betreiben. Sie gelten als Schlüsseltechnologie für zukünftige Systeme.
Batteriespeichersysteme (BESS) können durch ihre extrem schnelle Reaktionsfähigkeit Fast Frequency Response (FFR) bereitstellen, Frequenzabweichungen aktiv bekämpfen und so den Bedarf an physikalischer Trägheit reduzieren.

Beantwortung der Nutzerpunkte: Der Bericht hat das Konzept der Trägheit und den Beitrag von SM definiert (Punkt 1), die fehlende inhärente Trägheit von PV-Anlagen aufgrund der leistungselektronischen Entkopplung erläutert (Punkt 2) und den Trägheitsbeitrag quantitativ verglichen (Punkt 3, Tabelle 1). Die unterschiedliche Regelungsdynamik und Reaktionszeiten von SM (Governor/Erregung) und PV (schnelle P/Q-Regelung, "hochdynamisch abregeln") wurden gegenübergestellt (Punkt 4, Tabelle 2). Die Auswirkungen des Trägheitsverlusts auf die Netzstabilität, insbesondere die erhöhte RoCoF und deren Risiken, wurden analysiert (Punkt 5). Schließlich wurden Kompensationstechnologien wie rotierende Phasenschieber (SynCons), synthetische Trägheit, netzbildende Wechselrichter und BESS für FFR untersucht (Punkt 6, Tabelle 3).

Ausblick: Der Übergang zu einem Stromsystem mit dominierenden Anteilen von PV und anderen IBR erfordert einen Paradigmenwechsel im Netzbetrieb und in der Systemplanung. Die Stabilität kann nicht länger allein auf der inhärenten physikalischen Trägheit konventioneller Generatoren beruhen. Stattdessen müssen Systemdienstleistungen wie Frequenzhaltung (inkl. Trägheitsantwort/FFR) und Spannungsregelung aktiv und koordiniert durch die IBRs selbst und durch Speicher bereitgestellt werden. Netzbildende Wechselrichter (GFM) werden dabei eine zentrale Rolle spielen, um die grundlegende Stabilität auch in Netzen ohne SM zu gewährleisten. Die Entwicklung robuster Regelungsstrategien, genauer Modelle, angepasster Schutzkonzepte und neuer Marktmechanismen für diese Dienstleistungen sind entscheidend für eine erfolgreiche und sichere Energiewende. Die optimale Kombination aus physikalischer Trägheit (durch verbleibende SM oder SynCons) und regelungsbasierten Lösungen (GFM, SI, FFR) wird von den spezifischen Anforderungen und Gegebenheiten des jeweiligen Stromnetzes abhängen.