Letzte Aktualisierung am 11. Juli 2024.
05. Juli 2024: Interconnector Split NO-GE, +388 mHz (!) in the Nordicsโ 50,3 Hz ๐จ
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 รผber 50,3 Hz anstieg.
Das Gridradar-System zeigte einen auรergewรถhnlichen nordischen Frequenzsprung von +388 mHz an, wรคhrend unsere Rekorder in Mitteleuropa einen steilen Sprung in die entgegengesetzte Richtung zeigten.
GB, 02. Juli 2024 โ 49,69 Hz ๐จ
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.
โ ๏ธ IFA2 (die 2. GB-Frankreich-Verbindung) sollte ~1 GW liefern, fiel aber auf 0 GW.
โก Die Frequenz fiel in GB innerhalb weniger Sekunden von 49,9 Hz auf 49,69 Hz.
๐ In den nรคchsten 3 Minuten brachte der Frequenzgang (wie Dx und SFFR) die Frequenz wieder innerhalb der Betriebsgrenzen (49,8-50,2 Hz).
๐ก Dies ist die 2. Interkonnektor-Ausfall in dieser Woche und der 3. groรe Ausfall in diesem Jahr! IFA1 fiel zuvor am 24. Juni von 2 GW auf 1 GW.
EPEX Market Incident of 25 June 2024 ๐จ
๐จ EPEX-Spot-Markt-Entkopplung fรผhrt zu Strompreischaos
Die Entkopplung der europรคischen Day-Ahead-Strommรคrkte hat am Dienstag zu enormen Preisunterschieden zwischen den Mรคrkten und Bรถrsen gefรผhrt. Der deutsche Day-Ahead erreichte an der Epex Spot, die die Auktion wegen technischer Probleme verschieben musste, 492,04 EUR/MWh, das hรถchste Niveau seit dem 1. September 2022.
Die TSOs (รNB) รผbermittelt ihre eigenen Netzmodelle, die sogenannten IGMs (individual grid models) an die EPEX. Diese werden dann zentral zu einem Gesamtmodell CGM (common grid model) zusammengefรผgt (=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 lรถsen, werden Fallback Parameter angewendet. Was dieses Mal offensichtlich nicht sogut gepasst hat.
Update 10.07.24
- Am 25. Juni 2024 kam es an der EPEX SPOT zu einer technischen Stรถrung, die zu einer Entkopplung der EPEX SPOT-Mรคrkte von der europรคischen Kopplung (Single Day Ahead Coupling, SDAC) fรผhrte.
- Die in den Vertrรคgen der NEMOs und รNBs festgelegten und durch den regionalen Regulierungsrahmen geregelten Betriebsverfahren fรผr die Marktkopplung sowie die Marktregeln der EPEX SPOT wurden ordnungsgemรคร und in รbereinstimmung 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, รsterreich 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 Verfรผgung gestellten Verbindungskapazitรคt) beeinflusst wurden.
- Dennoch wurden die EPEX SPOT-Preise in รbereinstimmung mit den Regeln und Verfahren ermittelt und entsprechen den eingegangenen Auftrรคgen. Die damit verbundenen geclearten Marktvolumina entsprachen den Betrรคgen der vorangegangenen Tage.
Anfรคngliches technisches Problem
Um 10:08 Uhr trat ein technisches Problem im EPEX-Auktionshandelssystem ETS auf, nachdem ein Funktions-Upgrade durchgefรผhrt wurde, das die Verfรผgbarkeit von ETS beeintrรคchtigte. Infolgedessen war ETS fรผr EPEX SPOT-Kunden nicht mehr zugรคnglich. Das problematische Feature-Upgrade wurde daraufhin deaktiviert, um eine weitere Nichtverfรผgbarkeit des ETS-Servers zu verhindern.
Nach technischen Problemen
Spรคter wurde ein Konnektivitรคtsproblem festgestellt, das den Zugang der Marktteilnehmer zum Handelssystem beeintrรคchtigte. Trotz der Behebungsmaรnahmen litt das Handelssystem immer noch unter einer geringen Reaktionsfรคhigkeit, was die effektive Verbindung der Marktteilnehmer zum ETS verhinderte.
Marktentkopplung und Ende der technischen Stรถrung im ETS
Um 13:05 Uhr war die Zeit fรผr die EPEX SPOT abgelaufen, mit ihrem Orderbuch am SDAC teilzunehmen. Gemรคร den Verfahren war die EPEX SPOT verpflichtet, die teilweise Entkopplung des SDAC zu erklรคren.
Ab 13:38 Uhr, nach weiteren Auflรถsungsoperationen, wurde das ETS wieder schneller und reaktionsschneller und ermรถglichte den Kunden, sich mit dem Handelssystem zu verbinden. Das Orderbuch blieb etwa eine Stunde vor Schlieรung der entkoppelten Auktionen der EPEX SPOT CORE geรถffnet, wobei die Anzahl der angeschlossenen ETS-Nutzer der Anzahl der normalen Tagesnutzer entsprach.
Status as of today
Das anfรคngliche technische Problem wurde behoben, und es wurden Maรnahmen ergriffen, um die Konnektivitรคtsleistung der ETS zu verbessern.
GB, 24. Juni 2024 โ 49,66 Hz ๐จ
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 Maรnahmen zur Frequenzwiederherstellung dauerten etwa sieben Minuten, um das Netz wieder auf ein sicheres und stabiles Niveau รผber 49,8 Hz zu bringen.
Balkan, 21. Juni 2024, 12:24 MESZ, ๐จ Blackout ๐จ
๐จโ Blackout: Massive Stromausfรคlle โ โก๐จ an der Adriakรผste:
In Albanien, Montenegro, Bosnien und dem grรถรten Teil der kroatischen Adriakรผste kam es am Freitagmittag, 21.06.24 ab ca. 12:24 MESZ zu einem groรflรคchigen Stromausfall. Erstmeldungen: Kleine Zeitung, MSN
Ursache war eine รberlastung im รbertragungsnetz zwischen Montenegro und Bosnien und Herzegowina. Ein รคhnliches 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 รbergreifen des Stromausfalls auf Bosnien und Herzegowina. Unter den heutigen Umstรคnden breitete sich die Stรถrung jedoch auf Kroatien, Bosnien und Herzegowina und Albanien aus. Durch die internationale Zusammenarbeit im Verbundnetz konnte die Stรถrung 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: รผbermรครige Importe inmitten einer Hitzewelle von 40 Grad Celsius und Ausfรคlle von Verbindungsleitungen werden als wahrscheinliche Auslรถser angesehen.
Ein auf dem Balkan ansรคssiger Hรคndler teilte Montel mit, dass eine mรถgliche Ursache fรผr den Zusammenbruch รผbermรครige Stromimporte nach Sรผdosteuropa sein kรถnnten, die in den letzten Tagen durchschnittlich 4-6 GW betrugen.
Gleichzeitig gibt es anhaltende Kapazitรคtskรผrzungen an der ungarisch-serbischen und รถsterreichisch-slowenischen Grenze, wobei die Verbindungsleitung an letzterer bis zum 28. Juni abgeschaltet bleiben soll.
Obwohl erste Medienberichte darauf hindeuteten, dass die Stรถrung ihren Ursprung in Montenegro hatte, konnte eine Quelle des รNB CGES dies fรผr Montel nicht bestรคtigen.
๐ Stell dir vor, es gibt ein Blackout, und keiner merkt es
Deutschland, 18. Juni 2024
๐จ Allein im Spree-Neiรe Kreis gab es durch einen Orkan Schรคden an sechs Mastfeldern der 380-Kilovolt-Leitung. In Summe wurden wohl 17 Masten zerstรถrt. Fรผr die nรคchsten Wochen wird mit hohen Redispatchmaรnahmen bei 50 Hertz gerechnet, um das 380 kV-Netz maximal vor รberlastung zu schรผtzen. In der Spitze waren etwa 7.500 Mittelspannungskunden unversorgt.
NORDIC, 10. Juni 2024 โ 49,60 Hz ๐จ
Heute, 10. Juni 2024 um 08:20 Uhr (UTC) wurde in den nordischen Lรคndern 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 Reaktorstรถrung 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 verfรผgbar.
- Am 3. Juni 2024 wurde Olkiluoto 3 (OL3) mit 1600 MW wegen einer Turbinenstรถrung plรถtzlich 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 Stรถrung, die Block 3 mit einer Leistung von 1,2 GW auslรถste. Dies fรผhrte zu einem รคhnlichen Frequenzabfall auf 49,6 Hz.
- Anfang 2023, am 26. April, wurden die beiden Blรถcke (1 und 2) des Kraftwerks Forsmark ausgelรถst, was zu einem Produktionsausfall von 1,0 GW bzw. 1,1 GW fรผhrte.
NORDIC, 03. Juni 2024 โ 49,58 Hz ๐จ
Heute, 03.06. um 08:42 Uhr (UTC), fiel die Frequenz des nordischen Systems auf unter 49,6 Hz (!). Nach einer kurzen Stabilisierungsphase brachten Gegenmaรnahmen das System wieder รผber 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 plรถtzlich mit systemweiten Folgen ausgelรถst. 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 grรถรte 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 lรถste 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 Kapazitรคt von 1,2 GW auslรถste. Dies fรผhrt zu einem รคhnlichen Frequenzabfall von 49,6 Hz.
- Anfang 2023, am 26. April, wurden die beiden Blรถcke (1 und 2) des Forsmark-Kraftwerks ausgelรถst, was zu einem Gesamtproduktionsverlust von 1,0 GW bzw. 1,1 GW fรผhrte.
Wenn man die Stรถrungen durch HGรs hinzurechnet, kommt es fast alle zwei Monate zu Stรถrungen im GW-Bereich im nordischen Netz.
๐จ Spanien, 22. Mai 2024: kritische Kaskade und Lastabwurf ๐จ
Red Elรฉctrica musste die Stromzufuhr zur Groรindustrie unterbrechen, um das System auszugleichen. Laut der unternehmenseigenen Website schaltete der Betreiber um 21:14 Uhr insgesamt 609 MW ab, d. h. die maximale Kapazitรคt des so genannten Active Demand Response System, SRAD, um die Versorgung der Haushalte weiterhin gewรคhrleisten zu kรถnnen.
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 Stromgroรhandelsmarkt, und das Kernkraftwerk Ascรณ I (Tarragona) meldete um 20:58 Uhr eine auรerplanmรครige Abschaltung. Diese Situation fรผhrte dazu, dass die verfรผgbare Tertiรคrenergie weniger als 1.000 MW betrug, was nicht ausreicht, um den Ausfall eines Kernkraftwerkskonzerns zu verkraften.
GB, 22. Mai 2024: Kraftwerksausfall โ 49,75 Hz ๐จ
๐จ 22. Mai 2024, 08:13 (UTC): Starker Frequenzabfall unter 49,75 Hz in Groรbritannien 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 โ 49,57 Hz ๐จ
๐จ 14. Mai 2024, 01:00 โ Kaskadiertes Frequenzereignis im irischen Stromnetz durch den Ausfall von zwei HGร-Interconnectoren, die eine Nettoleistung von 912 MW aus Groรbritannien importierten.
Die anfรคngliche Auslรถsung fรผhrte zu einem Abfall der Systemfrequenz von 49,96 Hz auf 49,7 Hz. Anschlieรend senkte die zweite Reise die Systemfrequenz weiter auf 49,572 Hz.
Hier sind die wichtigsten Details zum Systemstatus wรคhrend dieses Ereignisses:
1) Nachfrage: 3,6 GW
2) Windkraft: plรถtzlich von 0,534 GW auf 0,627 GW gestiegen
3) Netto-HGร-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 โ 49,62 Hz ๐จ
๐จ 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 Lรคndern scheint in letzter Zeit viel los zu sein, aber so etwas Schlimmes haben wir noch nicht erlebt.
Update: Ist das Auslรถsen 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 kรถnnte auch ausgelรถst worden sein, wenn er nicht bereits bis Ende der Woche wegen Wartungsarbeiten ausgefallen wรคre.
Am 25. November 2023 kam es im schwedischen Forsmark-Reaktor zu einem Defekt, der Block 3 mit einer Kapazitรคt von 1,2 GW auslรถste. Dies fรผhrt zu einem รคhnlichen Frequenzabfall von 49,6 Hz.
Anfang 2023, am 26. April, waren es die beiden Blรถcke (1 und 2) des Forsmark-Kraftwerks, die ausgelรถst wurden, was zu einem Gesamtproduktionsverlust von 1,0 GW bzw. 1,1 GW fรผhrte.
Wenn man die Stรถrungen durch HGรs hinzurechnet, kommt es fast alle zwei Monate zu Stรถrungen im GW-Bereich im nordischen Netz.
Hybrid Greentech โ Energy Storage Intelligenceunterstรผtzte das nordische Stromsystem wรคhrend dieser Stรถrung mit unserem Portfolio an netzgekoppelten Batteriesystemen und Elektrofahrzeugen.
GB, 12. Mai 2024: Erneuter Ausfall eines Interconnectors โ 49,76 Hz ๐จ
๐จ 12. Mai 2024, 11:18 Uhr, Unterbrechung IFA2
Sonniger Sonntagmittag, wenig Wind, aber Sonne in Groรbritannien, in den nordischen Lรคndern 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 รผber 0,00 EUR/MWh, Groรbritannien: 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), Groรbritannien: rund -20,92 GBP/MWh. Infolgedessen sahen wir einen starken Export aus Kontinentaleuropa nach Groรbritannien.
Dann stoppte die IFA2-Verbindungsleitung ihren 1000-MW-Export nach Groรbritannien gegen 11:18 Uhr. Dies fรผhrte zu einem Abfall von 372 mHz im britischen System. Glรผcklicherweise war das britische System lang! Kontinentaleuropa sprang in zwei Schritten um 38 mHz nach oben.
Wir haben keine Erklรคrung dafรผr, ob die nordische Frequenz kurz nach dem Ereignis in Groรbritannien abnimmt. Kรถnnte es sein, dass es einen stรคrkeren kurzfristigen Export von Norwegen nach Groรbritannien gab? Es sollte keine solche Art von Unterstรผtzungsmechanismus zwischen zwei getrennten Synchrongebieten geben. War das Zufall oder haben wir etwas รผbersehen?
NORDIC, 5. Mai 2024: Erneuter Ausfall eines Interconnectors โ 50,35 Hz ๐จ
๐จ 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 plรถtzlich um 1234 MW โ mit systemweiten Auswirkungen in der nordischen Region. Dies ist besonders besorgniserregend, da das Nordlink-Kabel zuvor die Richtung geรคndert hat und mรถglicherweise 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 Stรถrung 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 zurรผck.
Diesmal verursachte der Ausfall eine รberfrequenz von 50,35 Hz, wodurch 62 % der nordischen FCR-D-Down-Reserve aktiviert wurden.
Wenn ein Fehler zu einem Verbrauchsverlust fรผhrt, 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 HGร-Verbindungsleitungen im GW-Maรstab immer wichtiger fรผr die Rettung des Stromsystems
Angesichts der steigenden Anzahl von Interkonnektoren und DC-gekoppelten Offshore-Windkraftanlagen in Kombination mit der Verringerung der Trรคgheit in den jeweiligen Stromsystemen ist dies ein Schlรผsselthema fรผr einen stabilen Systembetrieb in der Zukunft.
Schweiz, 22. April 2024: Fehlprognose
โ Am 22.04.2024 kam es zu einer Fehlprognose beim Solarstrom: Plรถtzlich fehlte der Schweiz die Produktion eines groรen Kernkraftwerkes
Die Netzgesellschaft Swissgrid konnte fรผr einen Ausgleich sorgen โ zu horrenden Kosten von schรคtzungsweise 30 Millionen Franken. In der Spitze wurden astronomische 12.000 Euro fรผr eine Megawattstunde bezahlt โ an der Strombรถrse 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 zurรผck. Mittlerweile betrรคgt die in der Schweiz installierte Leistung von Solarstrom รผber 6 Gigawatt.
Das Problem sei dabei aber nicht der Solarstrom an sich, sondern die Prognosen und Daten, betont Swissgrid. Auch der Ompex-Spezialist Schledermann bemรคngelt, dass die Solarproduktion heute per Daumenregel vorausgesagt werde.
NORDIC, 16. April 2024: Frequenzsprung โ 49,79 Hz ๐จ
๐จ 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 Hintergrรผnde bekannt.
GB, 16. April 2024: Frequenzsprung โ 50,22 Hz ๐จ
๐จ Am 16.04.2024, 03:42:18 (UTC) gab es eine weitere Aufspaltung des kommerziellen Viking Interkonnektors zwischen Groรbritannien und Dรคnemark.
Diesmal wurde der Strom aus Groรbritannien 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 Kรถnigreich (inkl. Exporte). Da sich der Ausfall in den frรผhen Morgenstunden des 16. April ereignete, wurde der plรถtzliche Stromรผberschuss zu dieser Tageszeit erwartungsgemรคร 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. Tatsรคchlich dauerte es mehr als 2 Minuten, bis die (vermutlich) konventionelle Frequenzbegrenzungsreserve wirksam wurde und die Frequenz langsam aber kontinuierlich in die Nรคhe des Nennbereichs zurรผckkehrte.
GB, 11. Mรคrz 2024: Frequenzsprung โ 49,65 Hz ๐จ
๐จ 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 plรถtzlich ihren Betrieb um die Hรคlfte reduziert. D.h. der UK-Import wurde um 728 MW reduziert, was der Produktionsmenge eines grรถรeren Braunkohlekraftwerksblocks entspricht. Diese Unterbrechung fรผhrte zu einem Frequenzabfall im britischen System auf unter 49,65 Hz (!), als die Frequenz bereits niedrig war (etwa -250 mHz). Im Gegensatz zu frรผheren 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. Glรผcklicherweise fiel diese Unterbrechung in eine Zeit, in der morgens viel Strom produziert wurde.
NORDIC, 17. Februar 2024: Frequenzsprung
๐จ Am 17.02.2024 registrierte das Gridradar-System ein seltsames Ereignis zwischen den nordischen Lรคndern und Kontinentaleuropa. Um 13:41:33 Uhr (UTC) schoss die Frequenz in Sรผdwest-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 Lรคndern um 128 mHz. In Kontinentaleuropa sank sie im gleichen Zeitraum um 12 mHz. Der Unterschied ist typisch fรผr diesen Zeitraum an einem warmen Winterwochenende. Zu diesem Zeitpunkt betrug die Netzlast in den nordischen Lรคndern 48 GW und in Kontinentaleuropa 262 GW.
Tatsรคchlich exportierten die nordischen Lรคnder in der fraglichen Viertelstunde laut Nordpoolspot rund 4.700 MW nach Kontinentaleuropa.
Transparency ENTSO-E hat jedoch keine Unterdeckung verรถffentlicht. Auch die verรถffentlichten Regelenergieabrufe auf Transparency ENTSO-E und die Intraday-Daten von Nordpoolsot lassen kein ungewรถhnliches Netzverhalten erkennen. Allerdings ist die insgesamt abgerechnete Regelleistung in den Niederlanden mit rund 65 MWh in der folgenden Viertelstunde relativ hoch. Dies kรถnnte auf einen Split oder eine unerwartete Verringerung der Kapazitรคt der NorNed-Verbindungsleitung hindeuten, was der Beobachtung der Gridradar-Daten entspricht.
GB, 8. Januar 2024: Frequenzsprung โ 50,24 Hz
๐จ 08.01.24: Um 1700 Uhr (UTC) stieg die Netzfrequenz im Vereinigten Kรถnigreich plรถtzlich um 150 MHz an und kletterte weiter auf > 50,24 Hz!
Gestern Nachmittag kam es in Groรbritannien zu einem รberfrequenzereignis, 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 รผber die HGร-Verbindung zurรผckgefรผhrt.
- Bei der รผber die HGร-Verbindungsleitung Moyle durch Nordirland exportierten Energie traten von 16:00 bis 17:15 Uhr Schwingungen auf, bevor sie sich schlieรlich stabilisierten.
- Gegen 17:00 Uhr lag die Netzfrequenz zunรคchst innerhalb akzeptabler Grenzen. Eine deutliche Erhรถhung des Exports auf 750 MW รผber die HGร-Verbindungsleitung mit Frankreich fรผhrte jedoch zu einem starken Abfall der Frequenz. Zwar lag die Frequenz noch im stabilen Bereich, doch hatte die betrรคchtliche exportierte Leistung das Potenzial, die Frequenz weiter zu senken.
- Um dem entgegenzuwirken, begann die Verbindungsleitung mit Belgien, fast 140 MW zu importieren, was zu einem raschen Anstieg der Netzfrequenz fรผhrte, die schlieรlich 50,23 Hz erreichte. Das Gleichgewicht wurde wiederhergestellt, indem einige der anderen HGร-Verbindungsleitungen reduziert wurden.
Im breiteren Kontext gibt es mรถglicherweise noch andere Faktoren, die zu solchen Ereignissen beitragen, so dass fรผr ihre Analyse und ihr Verstรคndnis fein aufgelรถste Daten erforderlich sind, um das Stromsystem aus verschiedenen Blickwinkeln zu untersuchen, einschlieรlich der Netzwinkelabweichungen.
Es ist erwรคhnenswert, dass Probleme mit der Stabilitรคt des Stromnetzes immer hรคufiger 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 Kรถnigreich als auch Kontinentaleuropa noch ausgelastet waren, was zu einem geringeren Abfall/Sprung in der Frequenz fรผhrte.
Siehe auch Ausfรคlle 2023.
Ereigniss in der Schweiz
Fehlprognose beim Solarstrom: Plรถtzlich fehlte der Schweiz die Produktion eines grossen Kernkraftwerkes
https://www.nzz.ch/wirtschaft/fehlprognose-beim-solarstrom-ploetzlich-fehlte-der-schweiz-die-produktion-eines-grossen-kernkraftwerkes-ld.1828058
Fehlprognosen bei Wind und PV, sowie Ausfall von Interkonnektoren mit ihren Freequenzsprรผngen ermรผden hier wohl auch alte Hardware in konventionellen Kraftwerken.
Das ergibt zusammen einen gefรคhrlichen Mix mit weiteren Dominosteinen zur Groรstรถrung.
Bei 49,5 Hz steigen viele Erzeuger und auch einige Verbraucher mit Defekt oder Schutzschaltung aus.
Das fรผhrt auch schnell zu 49 Hz und weniger mit ihren Folgen.
Stromausfall als Lastabwurf wie in der Ukraine ist da das kleinste รbel zur Stabilisation.
Ist dann die Groรstรถrung noch zu verhindern fรผr ungeรผbte Techniker abseits der Ukraine?
Zu rotierenden Massen: in Dresden Demonstrator mit 500 kW und 500 kWh seit 2021
https://pro-physik.de/nachrichten/grosser-rotationskinetischer-speicher-im-erstbetrieb
Wieviele solcher Speicher fรผr welche Leistung und Kapazitรคt sind denn nรถtig, neben Aktivierung von Windkraft- mit den Erdgaskraftwerken nach dem Ausstieg aus Kohlekraftwerken, sowie dem deutschen Atomausstieg?
Wo sollten sie stehen? Logisch sind Erzeugerstandorte und Transformatorenstandorte der Netzebenen, sowie Groรverbraucher.
Sollten es besser viele sein und nur wenige groรe oder gemischt?