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In der ersten Regelstufe reagieren Kraftwerke unmittelbar auf Abweichungen

der gemessenen Frequenz von der Sollfrequenz durch Anpassung ihrer Leis-

tung. Ein Regler berechnet anhand der aktuellen Frequenzabweichung ∆f

die notwendige Primärregelleistung und addiert diese zur geplanten Produk-

tion gemäss Fahrplan. Das Stellsignal wirkt auf das Turbinenventil, welches

mehr oder weniger Wasser, Dampf, etc. auf die Turbine lässt. Die verän-

derte Leistungszufuhr wirkt sich auf die Drehzahl ω des Maschinensatzes

aus. Abbildung 7.5 zeigt eine schematische Darstellung dieses Prinzips. Die

Primärregelung wird im europäischen Kontext neu Frequenzhaltungsreserve

oder engl. Frequency Containment Reserve (FCR) genannt [6].

Die Implementierung einer linearen Statik entspricht einer Proportional-

Regelung (P-Regler). Diese hat die Eigenschaft einer bleibenden Rege-

labweichung. Die Anpassung der Leistung anhand der aktuellen Frequenz

gemäss der Statik kann das Abfallen oder Ansteigen der Frequenz bremsen

oder stoppen, jedoch wird mit der Primärregelung die Frequenz nicht am

Sollwert gehalten oder nach einer Abweichung dorthin zurückgeführt. Dafür

sorgt eine zweite Regelstufe, nämlich die Sekundärregelung.

Eine wichtige Eigenschaft der Primärregelung ist, dass sie lokal und ohne

Kommunikation mit einer Zentrale oder Leitstelle ausserhalb des Kraftwerkes

funktioniert. Die Drehzahl-/Frequenzmessung ndet vor Ort in der Anlage

statt. Die Statik ist im Turbinenregler implementiert. Die einzige Informati-

on, die von aussen kommen muss, ist ob und wie stark (Statik) das Kraftwerk

an der Primärregelung teilnehmen soll.

Mit der Sekundärregelung (SRL) wird die Leistungsbilanz einer Regelzone

ausgeglichen. Eine Regelzone ist ein Teil eines Synchronnetzes, der ausge-

glichen betrieben werden muss. Für eine Regelzone ist eine Netzgesellschaft

zuständig. Die meisten Regelzonen entsprechen Ländern. Das schweizerische

Übertragungsnetz ist eine Regelzone, die Verantwortung dafür liegt bei der

Nationalen Netzgesellschaft Swissgrid AG. Die Sekundärregelung wird im eu-

ropäische Kontext automatische Frequenzwiederherstellungsreserve bzw. au-

tomatic Frequency Restoration Reserves (aFRR) genannt.

Die Sekundärregelung stellt sicher, dass die Regelzone genau soviel Leis-

tung importiert oder exportiert, wie dies für den entsprechenden Zeitpunkt

geplant wurde. Zudem wird durch die Sekundärregelung nach einem Ereig-

nis die Frequenz wieder an ihren Sollwert geführt. Dabei ist wichtig, dass die

Sekundärregelung nicht die Funktion der Primärregelung beeinträchtigt.

Das Ziel der Sekundärregelung besteht darin, den sogenannten Area Con-

trol Error (ACE) zu minimieren:

ACE = (Pmess - Pprog) + Ki * (fm-f0)

Term Ain Gleichung (7.6) entspricht der Unausgeglichenheit der Regelzo-

ne. Mit Term B wird im ACE die Aktivierung der Primärregelung und der

Selbstregeleekt der Lasten berücksichtigt. Aufgrund einer aktuellen Fre-

quenzabweichung kann durch die Aktivierung der PRL und den Selbstre-

geleekt eine Abweichung vom Programm entstehen, die jedoch gewünscht

ist. Damit die Sekundärregelung diese gewünschten Eekte nicht neutrali-

siert, muss dieser Term im ACE berücksichtigt

Der PI-Regler hat einen Proportionalfaktor β und eine Integrationszeitkon-

stante T. Im Sekundärregler der Schweiz sind derzeit folgende Parameter

eingestellt: β = 0.3, T = 75 Sekunden. Die Stellgrösse ∆P wird in Echtzeit

an ausgewählte Kraftwerke übertragen, welche ihre Produktion entsprechend

anpassen.

Im Gegensatz zur PRL hat die SRL dank des integrierenden Anteils ein

Gedächtnis. Eine Unterdeckung der Regelzone wird später nachgeholt. Im

stationären Zustand verschwindet die Regelabweichung. Genau diese Eigen-

schaft führt dazu, dass die Frequenz nach einer Abweichung wieder an den

Sollwert geführt und die Synchronzeit korrigiert wird.

Um den Sekundärregler bei länger andauernden Abweichungen der Regelzo-

nenbilanz zu entlasten, d.h. ∆P zu reduzieren, kann im Rahmen der Tertiär-

regelung (TRL) durch einen manuellen Abruf die Leistung von Kraftwerken

angepasst werden. Der Abruf erfolgt per Telefon aus der Netzleitstelle des

Übertragungsnetzbetreibers mit anschliessender elektronischer Bestätigung.

Die Tertiärregelung heisst auch manuelle Frequenzwiederherstellungsreser-

ve oder manual Frequency Restoration Reserves (mFRR). In der Schweiz

werden ca. +600/-400 MW TRL vorgehalten. Der Einsatz der TRL erfolgt

stufenweise, die Kapazitäten in den verschiedenen Kraftwerken werden der

Reihe nach aktiviert.

Mittels Vergleich der Synchronzeit mit einer präzisen Atomuhr stellt Swiss-

grid die aktuelle Abweichung der Synchronzeit fest. Diese Synchronzeitab-

weichung entspricht dem Integral der Frequenzabweichungen in der Vergan-

genheit. Sie sollte gemäss [7] unter 30 Sekunden bleiben. Wird diese Schwelle

überschritten, wird die Synchronzeit korrigiert. Die Korrektur erfolgt durch

Anpassung der Sollfrequenz f0 am Sekundärregler für einen bestimmten Zeit-

raum:

Eilt die Synchronzeit vor, wird f0 = 49.99 Hz gesetzt.

Eilt die Synchronzeit nach, wird f0 = 50.01 Hz gewählt.

Mit der Anpassung der Sollfrequenz um nur 10 mHz wird sichergestellt, dass

die Primärregelung nicht darauf reagiert (Totband).

Die Spannungsregelung erfolgt hauptsächlich durch Kraftwerke, welche an-

hand von Sollspannungsvorgaben ihren Blindleistungsaustausch mit dem

Netz manuell oder automatisch anpassen. Im Übertragungsnetz der Schweiz

können auch direkt angeschlossene, unterlagerte Netze an der Spannungshal-

tung teilnehmen. Kraftwerke mit Synchrongeneratoren passen ihren Blind-

leistungsaustausch innerhalb der betrieblich zulässigen Grenzen (Betriebs-

diagramm der Synchronmaschine) an, indem sie die Erregung verändern.

Für das schweizerische Übertragungsnetz werden die Sollspannungsvor-

gaben in Form eines Spannungsplans an die Kraftwerke übermittelt. Dieser

enthält in stündlicher Auösung individuelle Spannungsvorgaben pro Netz-

knoten. Die Spannungsvorgaben werden so berechnet, dass einerseits die Ver-

luste im Netz gering ausfallen, und andererseits die Kosten für die Blindleis-

tung aus den Kraftwerken nicht überhand nehmen. Abbildung 7.10 zeigt den

Blindleistungsaustausch eines Wasserkraftwerkes für die Spannungshaltung

über 24 Stunden.

Die Anpassung der Blindleistung an die aktuelle Netzspannung im Kraft-

werk erfolgt üblicherweise anhand einer linearen Kennlinie. Abbildung 7.11

zeigt ein Beispiel einer solchen Spannungs-Blindleistungs-Statik von einem

grossen Kraftwerk in der Schweiz. Die parallelen Punktewolken repräsentie-

ren unterschiedliche Sollspannungsvorgaben. Bei Abweichung der gemesse-

nen Spannung vom vorgegebenen Sollwert, z.B. 412 kV, wird der Blindleis-

tungsaustausch angepasst:

-Bei zu hoher Spannung wird die Blindleistungsabgabe der Synchronmaschine reduziert (weniger Erregerstrom)

-Bei zu tiefer Spannung wird die Erregung erhöht (mehr Erregerstrom).

Die Wirkung der Blindleistung auf die Spannung am Einspeiseknoten des

Kraftwerkes, d.h. die Steilheit der Punktewolken, wird gemäss Gleichung

(7.2) durch die Kurzschlussleistung am Netzknoten bestimmt.

Die Implementierung der Spannungshaltung ist in Europa nicht einheit-

lich sondern national unterschiedlich. Einen Überblick über verschiedene

Spannungshaltungskonzepte in Europa gibt Quelle [11].

Das heisst also, dass die verschiedenen Spannungsniveaus in einem Ener-

gieverteilungssystem gekoppelt bzw. umgewandelt werden müssen. Dies ist

nur unter Verwendung von Transformatoren möglich (Abbildung 8.1). In

seinem Weg vom Erzeuger, also dem Generator, bis zum Verbraucher wird

die elektrische Energie im Mittel etwa 4 5 mal mit Hilfe eines Transformators umgewandelt [20].

Transformatoren werden aber auch für andere Zwecke eingesetzt: zum

Beispiel zur galvanischen Trennung von Wechselstromkreisen (z.B. die

Rasiersteckdose mit integriertem Trenntransformator), oder als Übertra-

ger in der Nachrichtentechnik. Bei diesen Hochfrequenzanwendungen müssen

zusätzliche Eekte, wie zum Beispiel der Einuss von Kapazitäten, mitbe-

rücksichtigt werden. Andere Anwendungsgebiete sind die Messtechnik, z.B.

als sogenannte Impedanzwandler, und die Tontechnik.

In diesem Skriptum beschäftigen wir uns mit der Anwendung des Trans-

formators als Leistungstransformator (Abbildung 8.2) in der Energieer-

zeugung, -Übertragung und -Verteilung.

Spule 1 erfährt somit einen

Spannungsabfall aufgrund des Ohm'schen Widerstandes, einen Spannungs-

abfall aufgrund der Streuinduktivität (Streuuss ϕ1σ), eine Spannungsinduk-

tion aufgrund der Selbstinduktivität (Hauptuss-Eigenanteil ϕ1) und eine

Spannungsinduktion aufgrund der Gegeninduktivität von Spule 2.

Tatsächlich kann im

Prinzip jedes Übersetzungsverhältnis festgelegt werden, die Wahl von γ ent-

scheidet die Aufteilung der primär- und sekundärseitigen Streuinduktivitä-

ten.

Art der Kühlung:

n Bezug auf die Kühlung der Transformatoren unterscheiden wir zwi-

schen Trockentransformatoren und ölgefüllten Transformatoren. Bei Trock-

entransformatoren (siehe Abbildung 8.12) ist die oberspannungsseitige

Wicklung meist in Giessharz eingegossen, die Unterspannungsseite besteht

aus konventioneller Isolierung. Die Wärmeabfuhr der Transformatorverlus-

te erfolgt hier durch Luft, diese wird entweder durch freie Konvektion von 

selbst gefördert, oder mit Hilfe von Ventilatoren zugeführt. Bei einem Öl-

transformator sind Eisenkern und Wicklungen in einen ölgefüllten Behälter

oder Kessel eingebaut (Abbildung 8.13). Dieses Öl sorgt hierbei einerseits

in Kombination mit dem verwendeten Isolierpapier für eine gute Isolation

der Wicklungsteile, auf der anderen Seite vermittelt dieses den Abtransport

der Verlustwärme von Blechpaket und Wicklungen. Damit ist es notwen

dig, das Transformatorenöl über angebaute Öl-Luft- oder Öl-Wasser-Kühler

ebenfalls zu kühlen. Dazu wird das Öl bei grösseren Leistungstransforma-

toren im Kessel umgewälzt. Ein zusätzliches Ölausgleichsgefäss gleicht die

thermische Ausdehnung des Öls aufgrund der Erwärmung im Betrieb aus

(Abbildung 8.14).

Aufgrund der dreiphasigen Ausführung können Drehstromtransformato-

ren primär- und sekundärseitig auf unterschiedliche Art und Weise zusam-

mengeschaltet werden: Somit ist es zum Beispiel möglich, mit einer Stern-

schaltung auf der Primärseite (Klemmen U, V und W) und einer Dreieck-

schaltung auf der Sekundärseite (Klemmen u, v und w) eine Phasenverschie-

bung zwischen Primär- und Sekundärnetz zu erhalten. Dies wird als Schalt-

gruppe des Transformators bezeichnet. Dabei werden Kombinationen aus

folgenden möglichen Schaltungen berücksichtigt:

Sternschaltung mit Y oder YN (primär) bzw. y oder YN (sekundär) be-

zeichnet: hier werden die drei Wicklungen an einem gemeinsamen Stern-

punkt zusammengeschaltet. Dieser Sternpunkt kann als Klemme aus

dem Transformator herausgeführt werden, was mit dem zusätzlichen

Buchstaben N bzw. n für Nullleiter angedeutet wird.

Dreieckschaltung mit D (primär) bzw. d (sekundär) bezeichnet: hier wer-

den die drei Wicklungen im Dreieck geschaltet, es existiert kein Stern-

punkt.

Zickzack-Schaltung mit Z oder ZN (primär) bzw. z oder zn (sekundär) be-

zeichnet: diese Schaltung vermeidet, wie noch später erläutert werden

wird, einen Zusammenbruch der Spannung bei unsymmetrischer Belas-

tung. Auch hier be

Die Schaltgruppe des Transformators wird nun über zwei Buchstabengrup-

pen und eine Zahl dargestellt: die erste Gruppe beschreibt die Schaltung auf

der Primärseite (Grossbuchstaben D, Y, YN, Z oder ZN), die zweite Buchsta-

bengruppe diejenige der Sekundärseite (Kleinbuchstaben d, y, yn, z oder zn)

und die abschliessende Zahl zwischen 1 und 12 die Phasenverschiebung zwi-

schen Primär- und Sekundärseite, wobei die Zahl ähnlich dem Stundenzeiger

einer Uhr das Vielfache von 30◦ausdrückt. Abbildung 8.15 stellt verschiede-

ne Schaltgruppen und deren Bezeichnungen als Beispiele dar. Zu beachten ist

hierbei, dass das Übersetzungsverhältnis γaufgrund der Phasenverschiebung

zwischen Primär- und Sekundärseite im allgemeinen eine komplexe Zahl γ

darstellt. Verschiedene Schaltgruppen werden beispielsweise für folgende An-

ordnungen verwendet:

 idealen Transformator der primär-

seitige Strom I1 von einem sekundärseitigen Strom I′2 ≈−I1 kompensiert

(Durchutungsausgleich), der Magnetisierungsstrom ist Im ≈0

Wir ordnen jetzt jeweils die Primär- und Sekundärwicklung einer Phase kon-

zentrisch übereinander an einem Schenkel des Transformatorkerns an und da

die Summe der drei Magnetüsse immer gleich null ist, können wir die Schen-

kel aller drei Phasen mit Jochen verbinden, es entsteht ein Kerntransfor-

mator, also ein Dreischenkel-Transformator (Abbildung 8.10). Dieser Trans-

formator verhält sich in Bezug auf die drei Phasen nicht ganz symmetrisch

(der mittlere Schenkel hat etwas andere magnetische Bedingungen als die

beiden Randschenkel), die konstruktiven Vorteile überwiegen hier aber bei

weitem diese kleine Unsymmetrie.

Eine weitere Ausführung ist der sogenannte Manteltransformator (Abbil-

dung 8.11) in Ausführung mit fünf Schenkel. Dieser Typ zeichnet sich durch

eine geringere Bauhöhe aus, da die beiden Querjoche oben und unten mit

geringerem Querschnitt ausgeführt werden können sie werden hier durch

die beiden Randschenkel magnetisch entlastet.

Bei konzentrischer Anordnung der Primär- und Sekundärwicklungen liegt

die Wicklung mit niedriger Spannung oftmals innen, da diese einfacher zum

Kern isoliert werden kann. Andererseits kann es wiederum Sinn machen,

die Niederspannungswicklung aussen anzuordnen, da diese mit ihren höhe-

ren Strömen massive Ableitungen braucht, die aussen konstruktiv leichter

ausgeführt werden können.

-Einfluss Kraftwerksausfall

-Art der Kraftwerke (Trägheitsmoment bei PV gering, was zu schnellerem Einfluss auf Frequenz führt)

-Wenig Generatoren deshalb schwieriger Frequenz zu halten

-Andere Art wie Frequenz geregelt wird (Toleranzbereich anders +- 1Hz)

Je grösser das Netz desto genauer Frequenzregelung (Welle länger oder kürzer). Grosses System träge und empfindlicher.

Nur ein Schweizer Netz würde mit jetziger Regelung nicht funktionieren.

Spitzenlast um Mittag + morgen und Abend werden Kraftwerke angeschalten später abgeschalten. Zur Vollenstunde werden die Spitzen durch Kraftwerke erhöht, da diese Sprunghaft sind. Zuerst mehr Leistung und danach mehr Last. Deshalb steigt die Frequenz stark und dann flacht diese ab. Deterministische Frequenzabweichung.

Die Kraftwerke müssen langsam die Leistung hochfahren. Führt zu weniger starken Spitzen in de Frequenz finanzieller anreiz.

Rotor (Eisenbleche und Aluminum). 

Stator (Eisenbleche mit dreiphasige Wicklung)

-Dreht sich mit 50 Herz also einfach wie die Frequenz

-Magnertischer Fluss ist immer gleich

Am Anfang wo steht ist die Induktion hoch danach mit Magnetfeld und Leiterschleife drehen selbst. Maximum wenn rotor gleich schnell wie Magnetfeld.

Asychron weil der Rotor immer einwenig langsamer als Magnetfeld

Das Verhältnis von U = R*I ist nicht linear.

Auch UL = I * di/dt nicht mehr linear

Eine Diode welche durch eine Impuls leitfähig wird