Anmerkung: Es kann hier keine vollständige Dokumentation der Ereignisse garantiert werden.

17. November 2024: Ausfall Kernkraftwerk FI ➔ 🚨 NORDIC: 49,59 Hz 

Am 17. November, um 15:25:51 Uhr, hatte Olkiluoto 3 einen weiteren Turbinenausfall, der zum Ausfall von 1.600 MW Erzeugungsleistung führte. In Folge sank die Frequenz des nordischen Systems auf 49,59 Hz. Es wird erwartet, dass der Fehler mehrere Tage andauern wird.

• Am 3. September erlitt Olkiluoto 3 einen Fehler, der dazu führte, dass die Frequenz um 640 MW abfiel, was dazu führte, dass die nordische Frequenz auf 49,77 Hz fiel.
• Am 10. Juni kam es bei Forsmark Block 3 zu einem Reaktorauslöser von 1172 MW, wodurch die Frequenz des nordischen Systems auf 49,61 Hz abfiel.
• Am 3. Juni 2024 löste Olkiluoto 3 mit 1600 MW aufgrund einer Fehlfunktion der Turbine plötzlich aus. Die Frequenz des nordischen Systems sank auf 49,58 Hz.
• Am 13. Mai 2024 löste das Kernkraftwerk Forsmark Block 1 in Schweden mit einer Leistung von 1 GW aufgrund eines Netzausfalls aus.
• Am 25. November 2023 kam es im schwedischen Forsmark-Reaktor zu einer Störung, die Block 3 mit einer Kapazität von 1,2 GW auslöste. Daraus resultiert ein ähnlicher Frequenzabfall von 49,6 Hz.
• Am 26. April 2023 wurden die beiden Blöcke (1 und 2) des Kraftwerks Forsmark ausgelöst, was zu einem Produktionsausfall von 1,0 GW bzw. 1,1 GW führte.

Hybrid Greentech – Energy Storage Intelligence unterstützte das nordische Stromsystem während dieser Störung mit seinem Portfolio an netzgekoppelten Batteriesystemen und Elektrofahrzeugen.

28. Oktober 2024: Ausfall Interconnector ➔ 🚨 UK: 49,75 Hz 

Am 28. Oktober kam es erneut um 08:18 Uhr (UTC) zum Ausfall des Viking Interconnectors, ein 1.400-MW-HGÜ-Seekabel, das Großbritannien und Dänemark verbindet, was zu einem Abfall der Systemfrequenz auf knapp unter 49,75 Hz führte.

Aufschlüsselung des Ereignisses:

1. Viking Link Import: Stieg von 963 MW auf 1,183 GW, bevor er plötzlich auf 868 MW und schließlich auf 0 MW fiel.

2. Frequenzgang: Die Betreiber des GB-Systems hatten die Auswirkungen effektiv im Griff, da robuste Reserven nur eine geringe Frequenzabweichung zuließen. Diese Reaktion zeigt eine starke Koordination und unterstreicht die Widerstandsfähigkeit des Systembetriebs bei der Bewältigung von Ereignissen mit großen Auswirkungen.

3. Pumpspeicher: Die unmittelbare Reaktion der Pumpspeicher war von entscheidender Bedeutung, was ihre Rolle als stabilisierender Faktor bei Ereignissen mit großen Auswirkungen unterstreicht. Batterie-Energiespeichersysteme (BESS) spielen zweifellos auch eine entscheidende Rolle, obwohl ich keinen Zugang zu Daten über ihre Reaktion habe.

Mit dem Hinzufügen weiterer HGÜ-Verbindungsleitungen wird der Bedarf an einem effektiven Frequenzstabilitätsmanagement steigen. Jede zusätzliche Verbindungsleitung bringt Komplexität und Potenzial für Frequenzstörungen mit sich, was die Bedeutung kontinuierlicher Fortschritte beim Frequenzmanagement und bei der Netzstabilität unterstreicht.

08. Oktober 2024: Ausfall Interconnector ➔ 🚨 UK: 49,59 Hz 🚨 NORDIC 50,42 Hz 🚨

Am 8. Oktober um 09:47:58 MEZ kam es aus bisher ungeklärter Ursache zu einem Totalausfall der HGÜ-Verbindung North Sea Link (NSL) zwischen NO2 und GB mit einem Verlust von 1.400 MW.

Dies war der erste Ausfall im GW-Maßstab im nordischen Netz, der nicht durch die HGÜ-Verbindung North Sea Link verursacht wurde (im Gegensatz zu den letzten 8 Fällen). Im nordischen Netz kam es zu einer Überfrequenz von 50,42 Hz, die mehr als 80 % der nordischen Störungsreserve aktivierte, und es dauerte einige Minuten, bis die Frequenz wieder in den normalen Betriebsbereich zurückkehrte. Im GB-Netz führte der entsprechende Erzeugungsausfall zu einer Unterfrequenz von 49,59 Hz, womit nur knapp die nächste kritische Grenze von 49,50 Hz verfehlt wurde. Großbatteriespeicher haben wohl Schlimmeres verhindern können.

Die Netzfrequenz fiel in weniger als 15 Sekunden von einem stabilen Wert von 49,9 Hz auf einen Tiefstwert von 49,6 Hz. Dank des schnellen Eingreifens der Systemdienste konnte die Frequenz innerhalb von drei Minuten wieder auf 49,8 Hz gebracht werden, was die Widerstandsfähigkeit des GB-Stromnetzes und die Kompetenz des Netzbetreibers bei der Bewältigung solcher großflächigen Störungen unter Beweis stellt. Die Systemnachfrage sank von 32,4 GW auf 31,3 GW, was einer Verringerung um 1 GW entspricht, die möglicherweise auf die Nachfragesteuerung zurückzuführen ist.

Die Häufigkeit der Ausfälle von HGÜ-Verbindungsleitungen nimmt zu. Da die Verbundnetze immer komplexer werden und der Anteil der erneuerbaren Energien am Energiemix zunimmt, ist mit weiteren Ereignissen wie diesem zu rechnen. Um die Stabilität künftiger Netze aufrechtzuerhalten, muss sichergestellt werden, dass die Systemdienste und Verbindungsleitungen flexibel und reaktionsfähig bleiben.

Die unglaublichen 1,5 GW an Batterien, die auf dem britischen Strommarkt betrieben werden, spielten eine große Rolle in diesem Prozess und griffen sofort ein, um die Systemfrequenz zu stabilisieren.

25. September 2024: Ausfall Interconnector ➔ 49,74 Hz 🚨

Die ElecLink HVDC-Verbindung zwischen Großbritannien (GB) und Frankreich fiel aus, während 1 GW Strom nach Großbritannien importiert wurde. Dadurch sank die Frequenz im britischen Netz von 50 Hz auf 49,74 Hz.

Dank des schnellen Eingreifens der Systemdienste konnte die Frequenz in weniger als zwei Minuten innerhalb der Betriebsgrenzen von 49,8 Hz wiederhergestellt werden! Diese schnelle Wiederherstellung mit nur einem geringen Frequenzabfall zeigt die Widerstandsfähigkeit des GB-Systems und den effektiven Umgang des Systembetreibers mit einem so großen Leistungsverlust.

Während des Vorfalls sank die Systemnachfrage von 30.909 MW auf 30.261 MW, was einem Rückgang von rund 650 MW entspricht, möglicherweise aufgrund von Demand-Response-Maßnahmen.

Wie haben die Generatoren reagiert?

Windkraft: Zu diesem Zeitpunkt betrug die Winderzeugung rund 575 MW.

Gasturbinen mit offenem Kreislauf (OCGTs), die in der Regel für eine schnelle Reaktion eingesetzt werden, wurden zwar hochgefahren, wenn auch relativ gering.

Pumpspeichersysteme: Sie spielten eine entscheidende Rolle, da sie die Leistung um etwa 400 MW erhöhten, um das Netz zu stabilisieren. Selbst kleine Beiträge wie dieser können eine wesentliche Rolle beim Netzausgleich spielen.

Die Moyle-Verbindungsleitung mit Nordirland, die 75 MW in Reserve hält, reagierte effektiv und spielte eine Schlüsselrolle bei der Unterstützung des britischen Netzes.

Zunehmende Häufigkeit von Verbindungsleitungsauslösungen:

Wir beobachten, dass solche Auslösungen von HGÜ-Verbindungsleitungen immer häufiger werden. Angesichts der zunehmenden Komplexität der vernetzten Stromnetze und der steigenden Abhängigkeit von erneuerbaren Energien ist in Zukunft mit weiteren Ereignissen dieser Art zu rechnen. Für die Aufrechterhaltung der Netzstabilität wird es entscheidend sein, dass die Systemdienstleistungen und Verbindungsleitungen flexibel und reaktionsfähig sind.

05. September 2024: Ausfall Interconnector ➔ 49,74 Hz 🚨

Gridradar: Am 05.09.2024 um 11:54 (UTC) wurde von Gridradar.net erneut ein Ausfall des Interconnectors IFA2 detektiert, der zu einem Frequenzeinbruch im britischen Netz um 300 mHz auf ca. 49,74 Hz führte.

03. September 2024: Ausfall KKW ➔ 49,77 Hz 🚨

Gridradar: Am 03.09.2024 um 08:16 (UTC) wurde von Gridradar.net der Ausfall eines Kernkraftwerks in Schweden detektiert, der zu einem Frequenzeinbruch im nordischen Netz um 295 mHz auf ca. 49,77 Hz führte. Der ROCOF lag bei etwa 33 mHz/s bei einer Dauer von etwa 9 s.

Der Frequenzeffekt, den ein SCRAM eines Kernkraftwerks auf das Netz verursacht, ist vergleichbar mit einem Interkonnektor, der zuvor Strom in ein Netz eingespeist hat und dann plötzlich seinen Betrieb einstellt – er verursacht ein Ungleichgewicht von Erzeugung und Verbrauch. Ein Ungleichgewicht, in diesem Fall der plötzliche Mangel an Erzeugung, führt zu einer raschen Änderung der Frequenz. Im Falle einer Unterversorgung, wie bei dem oben genannten SCRAM, sinkt die Frequenz.

28. August 2024: Interconnector Split ➔ 49,7 Hz 🚨

Gridradar: Am 28.08.24 um 08:02 (UTC) wurde von Gridradar.net erneut der Ausfall des Interconnectors IFA2 detektiert, der zu einem Frequenzeinbruch im britischen Netz auf ca. 49,7 Hz führte. Auf der anderen Seite bewegte sich die CE-Frequenz nur leicht nach oben.

Bewertung Steve Sommerville:

1. Die Anzahl der HGÜ-Auslösungen, die auf der IFA auftreten, wird etwas hoch – die HGÜ-Technologie ist immer etwas anfälliger für Auslösungen als gleichwertige HLK, aber sie kommt häufiger vor, als ich erwarten würde.
2. Der Frequenzabfall in Großbritannien ist nicht allzu besorgniserregend, ein Abfall auf -0,3 Hz für einen Verlust von 1 GW ist nicht allzu besorgniserregend. Die Geschwindigkeit des Frequenzabfalls ist interessant, ich kann nicht direkt anhand des verfügbaren Diagramms messen, aber sie scheint ziemlich nahe an der 0,5Hz/s ROCOF-Grenze zu liegen
3. Die Frequenz in Großbritannien erholt sich nicht schnell. Die Anforderungen der NG ESO bestehen darin, die Frequenz auf 50,2 bis 49,8 Hz zu begrenzen, daher hätte ich erwartet, dass sie durch DR / DM-Dienste schnell auf 49,8 Hz zurückkehrt, und obwohl sie sich auf dieses Niveau erholt, ist dies ziemlich langsam.
4. Das UTCE-System verlangsamt eine leichte entsprechende Erhöhung, was normal ist, da sie ein Lastabweisungsereignis haben, aber eine viel höhere Systemträgheit. Interessant ist jedoch, eine milde Reflexion in den nordischen Ländern zu sehen.

22. August 2024: Interconnector Split ➔ 50,3 Hz 🚨

Gridradar: Netzfrequenzsprünge über 50,2 Hz UK und 50,3 Hz Skandinavien!

Unser Gridradar.net Monitoring-System zeichnete zwei überraschend große Frequenzsprünge von zwei getrennten Netzen in kurzer Folge auf, nämlich dem Vereinigten Königreich und den nordischen Ländern.

Das britische Stromnetz stieg am 21. August 2024 um, 23:16 (UTC) steil auf 50,236 Hz an und brauchte zwei Minuten, um wieder unter 50,2 Hz zu fallen. Nach der jüngsten Veröffentlichung von Elexon hat der Ausfall des Interkonnektors IFA2 in Großbritannien zu einem Überangebot von 1 GW Windstrom geführt, der nicht exportiert werden konnte. 

Noch überraschender ist, dass das nordische Netz einen noch höheren Anstieg auf 50,328 Hz verzeichnete! Die Überfrequenz ereignete sich am 22. August 2024 um 0305 (UTC). Auch hier war die Ursache ein Ausfall des Interconnectors Nordlink.

05. Juli 2024: Interconnector Split NO-GE, +388 mHz (!) in the Nordics ➔ 50,3 Hz 🚨

Um 19:13 Uhr kam es erneut zu einem Ausfall eines Interconnectors, diesmal wieder zwischen DE und NO, wodurch die Frequenz im nordischen System auf über 50,3 Hz anstieg.
Das Gridradar-System zeigte einen außergewöhnlichen nordischen Frequenzsprung von +388 mHz an, während unsere Rekorder in Mitteleuropa einen steilen Sprung in die entgegengesetzte Richtung zeigten.

GB, 02. Juli 2024 ➔ 49,69 Hz 🚨

Um 07:06 Uhr kam es erneut zu einem Ausfall eines Interconnectors, diesmal zwischen GB und FR, wodurch die Frequenz unter 49,7 Hz fiel.

⚠️ IFA2 (die 2. GB-Frankreich-Verbindung) sollte ~1 GW liefern, fiel aber auf 0 GW.

⚡ Die Frequenz fiel in GB innerhalb weniger Sekunden von 49,9 Hz auf 49,69 Hz.

🔋 In den nächsten 3 Minuten brachte der Frequenzgang (wie Dx und SFFR) die Frequenz wieder innerhalb der Betriebsgrenzen (49,8-50,2 Hz).

💡 Dies ist die 2. Interkonnektor-Ausfall in dieser Woche und der 3. große Ausfall in diesem Jahr! IFA1 fiel zuvor am 24. Juni von 2 GW auf 1 GW.

EPEX Market Incident of 25 June 2024  🚨

🚨 EPEX-Spot-Markt-Entkopplung führt zu Strompreischaos
Die Entkopplung der europäischen Day-Ahead-Strommärkte hat am Dienstag zu enormen Preisunterschieden zwischen den Märkten und Börsen geführt. Der deutsche Day-Ahead erreichte an der Epex Spot, die die Auktion wegen technischer Probleme verschieben musste, 492,04 EUR/MWh, das höchste Niveau seit dem 1. September 2022. 

Die TSOs (ÜNB) übermittelt ihre eigenen Netzmodelle, die sogenannten IGMs (individual grid models) an die EPEX. Diese werden dann zentral zu einem Gesamtmodell CGM (common grid model) zusammengefügt (=merge). Dieser Vorgang hat nicht geklappt und so konnte die Berechnung der Flow Based Parameter nicht erfolgen. Kann man das Problem bis zu einer critical deadline nicht lösen, werden Fallback Parameter angewendet. Was dieses Mal offensichtlich nicht sogut gepasst hat.

Update 10.07.24

www.epexspot.com

• Am 25. Juni 2024 kam es an der EPEX SPOT zu einer technischen Störung, die zu einer Entkopplung der EPEX SPOT-Märkte von der europäischen Kopplung (Single Day Ahead Coupling, SDAC) führte.
• Die in den Verträgen der NEMOs und ÜNBs festgelegten und durch den regionalen Regulierungsrahmen geregelten Betriebsverfahren für die Marktkopplung sowie die Marktregeln der EPEX SPOT wurden ordnungsgemäß und in Übereinstimmung mit den Nominierungs- und Zahlungsfristen angewandt, wodurch das physische Stromsystem erhalten blieb.
• Die Marktergebnisse (Preise), die sich aus den gekoppelten und entkoppelten SDAC-Sitzungen ergaben, wichen erheblich voneinander ab, insbesondere in Deutschland, Österreich und Frankreich. Es ist wichtig, darauf hinzuweisen, dass die berechneten gekoppelten und entkoppelten Preise durch die teilweise Entkopplung an diesem Tag (und insbesondere durch den Zuteilungsmechanismus der zur Verfügung gestellten Verbindungskapazität) beeinflusst wurden.
• Dennoch wurden die EPEX SPOT-Preise in Übereinstimmung mit den Regeln und Verfahren ermittelt und entsprechen den eingegangenen Aufträgen. Die damit verbundenen geclearten Marktvolumina entsprachen den Beträgen der vorangegangenen Tage.

Anfängliches technisches Problem

Um 10:08 Uhr trat ein technisches Problem im EPEX-Auktionshandelssystem ETS auf, nachdem ein Funktions-Upgrade durchgeführt wurde, das die Verfügbarkeit von ETS beeinträchtigte. Infolgedessen war ETS für EPEX SPOT-Kunden nicht mehr zugänglich. Das problematische Feature-Upgrade wurde daraufhin deaktiviert, um eine weitere Nichtverfügbarkeit des ETS-Servers zu verhindern.

Nach technischen Problemen

Später wurde ein Konnektivitätsproblem festgestellt, das den Zugang der Marktteilnehmer zum Handelssystem beeinträchtigte. Trotz der Behebungsmaßnahmen litt das Handelssystem immer noch unter einer geringen Reaktionsfähigkeit, was die effektive Verbindung der Marktteilnehmer zum ETS verhinderte.

Marktentkopplung und Ende der technischen Störung im ETS

Um 13:05 Uhr war die Zeit für die EPEX SPOT abgelaufen, mit ihrem Orderbuch am SDAC teilzunehmen. Gemäß den Verfahren war die EPEX SPOT verpflichtet, die teilweise Entkopplung des SDAC zu erklären.

Ab 13:38 Uhr, nach weiteren Auflösungsoperationen, wurde das ETS wieder schneller und reaktionsschneller und ermöglichte den Kunden, sich mit dem Handelssystem zu verbinden. Das Orderbuch blieb etwa eine Stunde vor Schließung der entkoppelten Auktionen der EPEX SPOT CORE geöffnet, wobei die Anzahl der angeschlossenen ETS-Nutzer der Anzahl der normalen Tagesnutzer entsprach.

Status as of today

Das anfängliche technische Problem wurde behoben, und es wurden Maßnahmen ergriffen, um die Konnektivitätsleistung der ETS zu verbessern.

Update 26.07.24

Als die europäischen Strommärkte kürzlich 24 Stunden lang verrückt spielten, verlor eine Gruppe hochfliegender Hedgefonds Geld. Haben Sie etwas Mitgefühl; Die nächsten Verlierer könnten wir selbst sein, da die Regeln nicht mit der modernen Realität des Strommarktes übereinstimmen.

„Es ist klar, dass die europäischen Strompreise vom 25. Juni zumindest verzerrt waren – aber waren sie falsch? Die EPEX Spot befolgte ihre Regeln – Vorschriften, die für jeden auf dem Markt klar sind, nicht zuletzt für große Hedgefonds. Die EEX sah sich somit mit Preisen konfrontiert, die in der Form knapp richtig, aber in der Natur völlig falsch waren. Waren die Preise „ungewöhnlich“? Ja. „Künstlich?“ Auch das. „Unlogisch?“ Sicher. Aber waren sie formal „falsch“? Unabhängig davon, wie sie sich entscheiden würde, würde die EEX mit formellen Beschwerden und vielleicht sogar rechtlichen Anfechtungen konfrontiert sein. Also entschied man sich für den weniger riskanten Ansatz.“

„Letztendlich haben alle versucht, das Richtige zu tun, aber trotzdem ein schlechtes Ergebnis erzielt. Beide Börsen können sich hinter ihren Regeln verstecken und sagen, dass sie alles nach Vorschrift gemacht haben. Aber es ist klar, dass die Handbücher nicht mehr zweckmäßig sind. Auch die EEX hat einen Interessenkonflikt: Ihr Besitz an der EPEX Spot schafft einen realen oder vermeintlichen Anreiz, alles zu akzeptieren, was ihre Tochtergesellschaft sagt. Eine konkurrierende Börse der EPEX Spot, Nord Pool AS, hatte an diesem Tag keine technischen Schwierigkeiten und ihre Preise waren normal. In Zukunft sollte die EEX auch auf Nord Pool-Daten zurückgreifen, wenn die EPEX-Spotdaten offensichtlich nicht mit dem breiteren Markt übereinstimmen. Darüber hinaus sollte die Börse bereit sein, sogenannte „Schattenauktionen“ zu nutzen, um grenzüberschreitende Ströme auch dann zu berechnen, wenn sich die Märkte entkoppeln.“

GB, 24. Juni 2024 ➔ 49,66 Hz 🚨

Gridradar: Um 193:2 (MESZ) gab es durch den Ausfall eines Interconnectors (1.000 MW) einen steilen Abfall der britischen Netzfrequenz. Der Gridradar.net-Rekorder hat mit 49,66 Hz einen neuen Tiefstand gemessen! Abends herrscht meist eine hohe Nachfrage, was eine schnelle Abwicklung erschwert. Die Maßnahmen zur Frequenzwiederherstellung dauerten etwa sieben Minuten, um das Netz wieder auf ein sicheres und stabiles Niveau über 49,8 Hz zu bringen. 

Balkan, 21. Juni 2024, 12:24 MESZ, 🚨 Blackout 🚨

🚨⚠ Blackout: Massive Stromausfälle ⚠⚡🚨 an der Adriaküste:

In Albanien, Montenegro, Bosnien und dem größten Teil der kroatischen Adriaküste kam es am Freitagmittag, 21.06.24 ab ca. 12:24 MESZ zu einem großflächigen Stromausfall. Erstmeldungen: Kleine Zeitung, MSN

Ursache war eine Überlastung im Übertragungsnetz zwischen Montenegro und Bosnien und Herzegowina. Ein ähnliches Szenario ereignete sich am 20. Juni dieses Jahres, als ein Problem im Netz von Griechenland, Nordmazedonien, Albanien und Montenegro auftrat. Die rechtzeitige Lokalisierung und Intervention an der Grenze zu Montenegro verhinderte ein Übergreifen des Stromausfalls auf Bosnien und Herzegowina. Unter den heutigen Umständen breitete sich die Störung jedoch auf Kroatien, Bosnien und Herzegowina und Albanien aus. Durch die internationale Zusammenarbeit im Verbundnetz konnte die Störung jedoch nach rund zwei Stunden behoben werden. 

Update ENTSO-E: On 21 June 2024 around 12:20, a major grid incident occurred in the South-Eastern part of the Continental Europe power system. The incident resulted in a blackout in the electricity grids of Albania, Montenegro, Bosnia-Herzegovina and a partial blackout in Croatia. The affected TSOs, with the support of the neighbouring TSOs, restored the power on their grids within approximately 2 hours aiming at minimizing the impact of the disruption on the consumers.

Update Montel: übermäßige Importe inmitten einer Hitzewelle von 40 Grad Celsius und Ausfälle von Verbindungsleitungen werden als wahrscheinliche Auslöser angesehen.

Ein auf dem Balkan ansässiger Händler teilte Montel mit, dass eine mögliche Ursache für den Zusammenbruch übermäßige Stromimporte nach Südosteuropa sein könnten, die in den letzten Tagen durchschnittlich 4-6 GW betrugen.

Gleichzeitig gibt es anhaltende Kapazitätskürzungen an der ungarisch-serbischen und österreichisch-slowenischen Grenze, wobei die Verbindungsleitung an letzterer bis zum 28. Juni abgeschaltet bleiben soll.

Obwohl erste Medienberichte darauf hindeuteten, dass die Störung ihren Ursprung in Montenegro hatte, konnte eine Quelle des ÜNB CGES dies für Montel nicht bestätigen.

👉 Stell dir vor, es gibt ein Blackout, und keiner merkt es

Deutschland, 18. Juni 2024

🚨 Allein im Spree-Neiße Kreis gab es durch einen Orkan Schäden an sechs Mastfeldern der 380-Kilovolt-Leitung. In Summe wurden wohl 17 Masten zerstört. Für die nächsten Wochen wird mit hohen Redispatchmaßnahmen bei 50 Hertz gerechnet, um das 380 kV-Netz maximal vor Überlastung zu schützen. In der Spitze waren etwa 7.500 Mittelspannungskunden unversorgt.

NORDIC, 10. Juni 2024 ➔ 49,60 Hz 🚨

Heute, 10. Juni 2024 um 08:20 Uhr (UTC) wurde in den nordischen Ländern von gridradar ein weiterer Frequenzabfall auf etwa 49,6 Hz registriert.

Zum dritten Mal kam es innerhalb von vier Wochen zu einer Notabschaltung in einem Kernkraftwerk. Diesmal kam es in Forsmark Block 3 zu einer Reaktorstörung und Notabschaltung mit einer Leistung von 1.172 MW, woraufhin die Frequenz des nordischen Netzes auf 49,61 Hz absackte. Die genaue Ursache ist noch unbekannt und der Block ist weiterhin nicht verfügbar.

• Am 3. Juni 2024 wurde Olkiluoto 3 (OL3) mit 1600 MW wegen einer Turbinenstörung plötzlich abgeschaltet. Die Frequenz des nordischen Systems fiel auf 49,58 Hz.
• Am 13. Mai 2024 fiel das schwedische Kernkraftwerk Forsmark Block 1 mit einer Leistung von 1 GW wegen eines Netzausfalls aus.
• Am 25. November 2023 kam es im schwedischen Reaktor Forsmark zu einer Störung, die Block 3 mit einer Leistung von 1,2 GW auslöste. Dies führte zu einem ähnlichen Frequenzabfall auf 49,6 Hz.
• Anfang 2023, am 26. April, wurden die beiden Blöcke (1 und 2) des Kraftwerks Forsmark ausgelöst, was zu einem Produktionsausfall von 1,0 GW bzw. 1,1 GW führte.

NORDIC, 03. Juni 2024 ➔ 49,58 Hz 🚨

Heute, 03.06. um 08:42 Uhr (UTC), fiel die Frequenz des nordischen Systems auf unter 49,6 Hz (!). Nach einer kurzen Stabilisierungsphase brachten Gegenmaßnahmen das System wieder über 49,9 Hz.

Update 04.06.: Das finnische Kernkraftwerk Olkiluoto 3 (OL3) wurde am 3. Juni 2024 um 10:41:44 Uhr MESZ aufgrund einer Turbinenfehlfunktion plötzlich mit systemweiten Folgen ausgelöst. Die Frequenz des nordischen Systems fiel auf 49,58 Hz.

OL3 ist ein EPR-Kraftwerksblock (European Pressurized Water Reactor) mit einer elektrischen Nettoleistung von ca. 1.600 MW. Er ist der größte Kernreaktor Europas und deckt 14 % des finnischen Strombedarfs.

Es ist erst zwei Wochen her, dass es zum letzten Mal zu einer kritischen nuklearen Verwerfung im nordischen Stromnetz gekommen ist.

• Am 13. Mai 2024 löste das schwedische Kernkraftwerk Forsmark Block 1 mit einer Leistung von 1 GW aufgrund eines Netzausfalls aus.
• Am 25. November 2023 kam es im schwedischen Forsmark-Reaktor zu einem Defekt, der Block 3 mit einer Kapazität von 1,2 GW auslöste. Dies führt zu einem ähnlichen Frequenzabfall von 49,6 Hz.
• Anfang 2023, am 26. April, wurden die beiden Blöcke (1 und 2) des Forsmark-Kraftwerks ausgelöst, was zu einem Gesamtproduktionsverlust von 1,0 GW bzw. 1,1 GW führte.

Wenn man die Störungen durch HGÜs hinzurechnet, kommt es fast alle zwei Monate zu Störungen im GW-Bereich im nordischen Netz.

🚨 Spanien, 22. Mai 2024: kritische Kaskade und Lastabwurf 🚨

REE hat gestern Abend die Stromversorgung der Großindustrie eingestellt, um einen größeren Stromausfall in ganz Spanien zu vermeiden.

Red Eléctrica musste die Stromzufuhr zur Großindustrie unterbrechen, um das System auszugleichen. Laut der unternehmenseigenen Website schaltete der Betreiber um 21:14 Uhr insgesamt 609 MW ab, d. h. die maximale Kapazität des so genannten Active Demand Response System, SRAD, um die Versorgung der Haushalte weiterhin gewährleisten zu können.

Die Entscheidung, die Stromlieferungen an die Industrie zu drosseln, kam nach Angaben dieser Zeitung durch das Zusammentreffen mehrerer Faktoren zustande. Zum einen eine geringere Windstromproduktion mit einer Abweichung von 1.800 MW und ein Mangel an Wasserkraftreserven.

Hinzu kam die Abschaltung von zwei Kernkraftwerken, die wegen des starken Preisverfalls auf dem Stromgroßhandelsmarkt, und das Kernkraftwerk Ascó I (Tarragona) meldete um 20:58 Uhr eine außerplanmäßige Abschaltung. Diese Situation führte dazu, dass die verfügbare Tertiärenergie weniger als 1.000 MW betrug, was nicht ausreicht, um den Ausfall eines Kernkraftwerkskonzerns zu verkraften.

siehe weiter

GB, 22. Mai 2024: Kraftwerksausfall ➔ 49,75 Hz 🚨

🚨 22. Mai 2024, 08:13 (UTC): Starker Frequenzabfall unter 49,75 Hz in Großbritannien durch den Ausfall des 820-MW-Kraftwerkblocks Keadby. Die Erholungszeit war mit 1,5 Minuten recht kurz, um die Frequenz wieder auf 49,8 Hz zu bringen.

Irland, 14. Mai 2024: Ausfall von zwei Interconnectoren ➔ 49,57 Hz 🚨

🚨 14. Mai 2024, 01:00 – Kaskadiertes Frequenzereignis im irischen Stromnetz durch den Ausfall von zwei HGÜ-Interconnectoren, die eine Nettoleistung von 912 MW aus Großbritannien importierten.

Die anfängliche Auslösung führte zu einem Abfall der Systemfrequenz von 49,96 Hz auf 49,7 Hz. Anschließend senkte die zweite Reise die Systemfrequenz weiter auf 49,572 Hz.

Hier sind die wichtigsten Details zum Systemstatus während dieses Ereignisses:

1) Nachfrage: 3,6 GW
2) Windkraft: plötzlich von 0,534 GW auf 0,627 GW gestiegen
3) Netto-HGÜ-Import: 0,912 GW
4) Moyle-Import: 381 MW
5) EWIC-Import: 530 MW
6) System Non-Synchronous Penetration (SNSP): Von 36,6 % auf 17,8 % gesunken

NORDIC, 13. Mai 2024: Ausfall eines schwedischen Kernkraftwerkes ➔ 49,62 Hz 🚨

🚨 13. Mai 2024, 05:13 (UTC)  Um 05:13 (UTC) verzeichnete gridradar einen extremen Abfall der Netzfrequenz mit einem Tiefstwert von fast 49,62 Hz! In den nordischen Ländern scheint in letzter Zeit viel los zu sein, aber so etwas Schlimmes haben wir noch nicht erlebt.

Update: Ist das Auslösen eines Kernkraftwerks ein unwahrscheinlicher Vorfall?

Heute Morgen den 13. Mai um 07:13:29 Uhr ist das schwedische Kernkraftwerk Forsmark Block 1 mit einer Leistung von 1 GW aufgrund eines Netzausfalls ausgefallen. Die Stromrampe begann um 8:15 Uhr und wird heute Abend gegen 22:00 Uhr die volle Leistung erreichen. Block 2 könnte auch ausgelöst worden sein, wenn er nicht bereits bis Ende der Woche wegen Wartungsarbeiten ausgefallen wäre.

Am 25. November 2023 kam es im schwedischen Forsmark-Reaktor zu einem Defekt, der Block 3 mit einer Kapazität von 1,2 GW auslöste. Dies führt zu einem ähnlichen Frequenzabfall von 49,6 Hz.

Anfang 2023, am 26. April, waren es die beiden Blöcke (1 und 2) des Forsmark-Kraftwerks, die ausgelöst wurden, was zu einem Gesamtproduktionsverlust von 1,0 GW bzw. 1,1 GW führte.

Wenn man die Störungen durch HGÜs hinzurechnet, kommt es fast alle zwei Monate zu Störungen im GW-Bereich im nordischen Netz.

Hybrid Greentech – Energy Storage Intelligenceunterstützte das nordische Stromsystem während dieser Störung mit unserem Portfolio an netzgekoppelten Batteriesystemen und Elektrofahrzeugen.

GB, 12. Mai 2024: Erneuter Ausfall eines Interconnectors ➔ 49,76 Hz 🚨

🚨 12. Mai 2024, 11:18 Uhr, Unterbrechung IFA2

Sonniger Sonntagmittag, wenig Wind, aber Sonne in Großbritannien, in den nordischen Ländern und in Kontinentaleuropa. 11.00 bis 12.00 Uhr (UTC) DA-Auktionspreise: Deutschland, Frankreich, Niederlande und Belgien: leicht unter 0,00 EUR/MWh, Skandinavien leicht über 0,00 EUR/MWh, Großbritannien: 69,30 GBP/MWh.

Im Gegensatz dazu: ID-Auktionspreise in Skandinavien, Frankreich, den Niederlanden und Belgien: rund 0,00 EUR/MWh und rund -95,33 EUR/MWh in Deutschland (kontinuierlicher ID-Handel), Großbritannien: rund -20,92 GBP/MWh. Infolgedessen sahen wir einen starken Export aus Kontinentaleuropa nach Großbritannien.

Dann stoppte die IFA2-Verbindungsleitung ihren 1000-MW-Export nach Großbritannien gegen 11:18 Uhr. Dies führte zu einem Abfall von 372 mHz im britischen System. Glücklicherweise war das britische System lang! Kontinentaleuropa sprang in zwei Schritten um 38 mHz nach oben.

Wir haben keine Erklärung dafür, ob die nordische Frequenz kurz nach dem Ereignis in Großbritannien abnimmt. Könnte es sein, dass es einen stärkeren kurzfristigen Export von Norwegen nach Großbritannien gab? Es sollte keine solche Art von Unterstützungsmechanismus zwischen zwei getrennten Synchrongebieten geben. War das Zufall oder haben wir etwas übersehen?

NORDIC, 5. Mai 2024: Erneuter Ausfall eines Interconnectors ➔ 50,35 Hz 🚨

🚨 Am 05.05.2024 um 03:21:40 Uhr reduzierte die 1,4-GW-Nordlink-Verbindungsleitung zwischen Deutschland und Norwegen die Exporte aus der nordischen Region plötzlich um 1234 MW – mit systemweiten Auswirkungen in der nordischen Region. Dies ist besonders besorgniserregend, da das Nordlink-Kabel zuvor die Richtung geändert hat und möglicherweise ein N-1-Ungleichgewicht von 2,8 GW verursachen kann.

Es ist das vierte Mal, dass Nordlink im vergangenen Jahr einen signifikanten Ausfall erlebt hat:

• Am 17. Februar 2023 verursachte das NordLink-Kabel eine gegenteilige Störung von 1,8 GW, als es den Stromfluss vom Import zum Export umkehrte
• Am 25. Juni 2023 fiel NordLink erneut aus und senkte einen Export von 1,4 GW auf Null.
• Am 6. September 2023 ging Nordlink von 1400 MW auf 600 MW zurück.

Diesmal verursachte der Ausfall eine Überfrequenz von 50,35 Hz, wodurch 62 % der nordischen FCR-D-Down-Reserve aktiviert wurden.

Wenn ein Fehler zu einem Verbrauchsverlust führt, liegt es an der FCR-D-Down-Reserve, den Verbrauch schnell zu ersetzen, um die Frequenzspitze zu stoppen und das Leistungsgleichgewicht wiederherzustellen.

Die FCR-D-Up-Reserve wird aufgrund des weitverbreiteten Einsatzes von HGÜ-Verbindungsleitungen im GW-Maßstab immer wichtiger für die Rettung des Stromsystems

Angesichts der steigenden Anzahl von Interkonnektoren und DC-gekoppelten Offshore-Windkraftanlagen in Kombination mit der Verringerung der Trägheit in den jeweiligen Stromsystemen ist dies ein Schlüsselthema für einen stabilen Systembetrieb in der Zukunft.

Schweiz, 22. April 2024: Fehlprognose

⚠ Am 22.04.2024 kam es zu einer Fehlprognose beim Solarstrom: Plötzlich fehlte der Schweiz die Produktion eines großen Kernkraftwerkes

Die Netzgesellschaft Swissgrid konnte für einen Ausgleich sorgen – zu horrenden Kosten von schätzungsweise 30 Millionen Franken. In der Spitze wurden astronomische 12.000 Euro für eine Megawattstunde bezahlt – an der Strombörse kostet eine Megawattstunde an normalen Tagen um die 70 Euro. 

Nach sehr warmen Apriltagen mit Temperaturen von 25 Grad kam es ab Monatsmitte zu einem Wintereinbruch. Am Montag schneite es bis in die Niederungen. Die Solarmodule waren schneebedeckt. Damit ging die Produktion von Solarstrom entgegen den Erwartungen auf praktisch null zurück. Mittlerweile beträgt die in der Schweiz installierte Leistung von Solarstrom über 6 Gigawatt. 

Das Problem sei dabei aber nicht der Solarstrom an sich, sondern die Prognosen und Daten, betont Swissgrid. Auch der Ompex-Spezialist Schledermann bemängelt, dass die Solarproduktion heute per Daumenregel vorausgesagt werde.

NORDIC, 16. April 2024: Frequenzsprung ➔ 49,79 Hz 🚨

🚨 Am 16.04.2024 kam es um 11:02 Uhr (UTC) zu einem Frequenzeinbruch auf 49,79 Hertz im NORDIC System (Finnland, Norwegen, Schweden). Es sind keine Hintergründe bekannt. 

GB, 16. April 2024: Frequenzsprung ➔ 50,22 Hz 🚨

🚨 Am 16.04.2024, 03:42:18 (UTC) gab es eine weitere Aufspaltung des kommerziellen Viking Interkonnektors zwischen Großbritannien und Dänemark.

Diesmal wurde der Strom aus Großbritannien exportiert. Die britischen Windparks erzeugten zum Zeitpunkt der Aufspaltung rund 13,4 GW, mit einem Anteil von etwa 55 % des Verbrauchs von 24 GW im Vereinigten Königreich (inkl. Exporte). Da sich der Ausfall in den frühen Morgenstunden des 16. April ereignete, wurde der plötzliche Stromüberschuss zu dieser Tageszeit erwartungsgemäß mit einer geringen Last konfrontiert. Der beobachtete Frequenzsprung nach oben betrug fast 240 mHz, aufgezeichnet vom Londoner Recorder des Gridradar.net-Netzwerks. Es gab keine sichtbaren Frequenzeffekte im UCTE-Netzwerk, was mit Daten einer unserer PMUs in Bremen, Deutschland, verifiziert wurde.

Zu unserem Erstaunen scheint das Frequenzdiagramm keine Verwendung von Batterien anzuzeigen, die negative Steuerleistung liefern. Tatsächlich dauerte es mehr als 2 Minuten, bis die (vermutlich) konventionelle Frequenzbegrenzungsreserve wirksam wurde und die Frequenz langsam aber kontinuierlich in die Nähe des Nennbereichs zurückkehrte.

GB, 11. März 2024: Frequenzsprung ➔ 49,65 Hz 🚨

🚨 Am 11.03.2024 kam es um 09:56 Uhr (UTC) zu einem erneuten Ausfall eines Interconnectors. Die neue Viking-Verbindung zwischen DK1 und England hat plötzlich ihren Betrieb um die Hälfte reduziert. D.h. der UK-Import wurde um 728 MW reduziert, was der Produktionsmenge eines größeren Braunkohlekraftwerksblocks entspricht. Diese Unterbrechung führte zu einem Frequenzabfall im britischen System auf unter 49,65 Hz (!), als die Frequenz bereits niedrig war (etwa -250 mHz). Im Gegensatz zu früheren Ereignissen (z. B. am 22.12.) konnte das britische System offenbar nicht schnell auf die Frequenz reagieren, da die Frequenz fast eine Minute lang um den Tiefpunkt herum blieb, bis die Standard-Frequenzregelungsmechanismen begannen, das System wieder in Gang zu bringen. Glücklicherweise fiel diese Unterbrechung in eine Zeit, in der morgens viel Strom produziert wurde.

NORDIC, 17. Februar 2024: Frequenzsprung

🚨 Am 17.02.2024 registrierte das Gridradar-System ein seltsames Ereignis zwischen den nordischen Ländern und Kontinentaleuropa. Um 13:41:33 Uhr (UTC) schoss die Frequenz in Südwest-Norwegen innerhalb einer halben Sekunde um 80 mHz nach oben, gefolgt von Stockholm. Mit dem Anstieg in Stockholm sank die Frequenz in Kontinentaleuropa.

Dies ist das typische Verhalten bei einem unerwarteten Interkonnektor-Split. Insgesamt stieg die Frequenz in den nordischen Ländern um 128 mHz. In Kontinentaleuropa sank sie im gleichen Zeitraum um 12 mHz. Der Unterschied ist typisch für diesen Zeitraum an einem warmen Winterwochenende. Zu diesem Zeitpunkt betrug die Netzlast in den nordischen Ländern 48 GW und in Kontinentaleuropa 262 GW.

Tatsächlich exportierten die nordischen Länder in der fraglichen Viertelstunde laut Nordpoolspot rund 4.700 MW nach Kontinentaleuropa.

Transparency ENTSO-E hat jedoch keine Unterdeckung veröffentlicht. Auch die veröffentlichten Regelenergieabrufe auf Transparency ENTSO-E und die Intraday-Daten von Nordpoolsot lassen kein ungewöhnliches Netzverhalten erkennen. Allerdings ist die insgesamt abgerechnete Regelleistung in den Niederlanden mit rund 65 MWh in der folgenden Viertelstunde relativ hoch. Dies könnte auf einen Split oder eine unerwartete Verringerung der Kapazität der NorNed-Verbindungsleitung hindeuten, was der Beobachtung der Gridradar-Daten entspricht.

GB, 8. Januar 2024: Frequenzsprung ➔ 50,24 Hz  

🚨 08.01.24: Um 1700 Uhr (UTC) stieg die Netzfrequenz im Vereinigten Königreich plötzlich um 150 MHz an und kletterte weiter auf > 50,24 Hz!

Update 09.01.24:

Gestern Nachmittag kam es in Großbritannien zu einem Überfrequenzereignis, bei dem die Netzfrequenz einen Spitzenwert von 50,23 Hz erreichte. Wie in den nachstehenden Abbildungen dargestellt, wurde das Ereignis in erster Linie auf die Stromeinfuhren aus Belgien über die HGÜ-Verbindung zurückgeführt.

1. Bei der über die HGÜ-Verbindungsleitung Moyle durch Nordirland exportierten Energie traten von 16:00 bis 17:15 Uhr Schwingungen auf, bevor sie sich schließlich stabilisierten.
2. Gegen 17:00 Uhr lag die Netzfrequenz zunächst innerhalb akzeptabler Grenzen. Eine deutliche Erhöhung des Exports auf 750 MW über die HGÜ-Verbindungsleitung mit Frankreich führte jedoch zu einem starken Abfall der Frequenz. Zwar lag die Frequenz noch im stabilen Bereich, doch hatte die beträchtliche exportierte Leistung das Potenzial, die Frequenz weiter zu senken.
3. Um dem entgegenzuwirken, begann die Verbindungsleitung mit Belgien, fast 140 MW zu importieren, was zu einem raschen Anstieg der Netzfrequenz führte, die schließlich 50,23 Hz erreichte. Das Gleichgewicht wurde wiederhergestellt, indem einige der anderen HGÜ-Verbindungsleitungen reduziert wurden.

Im breiteren Kontext gibt es möglicherweise noch andere Faktoren, die zu solchen Ereignissen beitragen, so dass für ihre Analyse und ihr Verständnis fein aufgelöste Daten erforderlich sind, um das Stromsystem aus verschiedenen Blickwinkeln zu untersuchen, einschließlich der Netzwinkelabweichungen.

Es ist erwähnenswert, dass Probleme mit der Stabilität des Stromnetzes immer häufiger auftreten, insbesondere im Zuge der Umstellung auf Net Zero und des zunehmenden Einsatzes von umrichterbasierten Ressourcen (IBR) weltweit. Wir gehen davon aus, dass die Zahl der Warnungen in den Stromnetzen weltweit zunehmen wird.

GB, 2. Januar 2024: Erneuter Ausfall eins Interconnectors

02.01.24: Der heutige Interconnector-Split fand statt, als sowohl das Vereinigte Königreich als auch Kontinentaleuropa noch ausgelastet waren, was zu einem geringeren Abfall/Sprung in der Frequenz führte. 

Siehe auch Ausfälle 2023.