Einführung in die Netzträgheit und Frequenzregelung – Wenn die rotierende Masse verschwindet, wer schützt dann die Frequenz?
September 4, 2026 · 10 Min. Lesezeit
Contents — find the section you need
Die Frequenz eines Wechselstromnetzes bleibt nur dann konstant, wenn Erzeugung und Verbrauch exakt im Gleichgewicht sind. Reicht die Erzeugung nicht aus, um den Bedarf zu decken, sinkt die Frequenz; übersteigt sie den Bedarf, steigt sie. Die Trägheit bestimmt, wie viel Spielraum das Netz hat, um auf dieses Ungleichgewicht zu reagieren. In Wasser-, Wärme- und Kernkraftwerken dient der massive, rotierende Körper des Synchrongenerators selbst als Speicher kinetischer Energie und dämpft so den plötzlichen Frequenzabfall oder -anstieg in den ersten Sekunden nach dem Auftreten eines Ungleichgewichts zwischen Angebot und Nachfrage. Solar-, Wind- und Batteriespeicher hingegen sind über Leistungselektronik (Wechselrichter) an das Netz angeschlossen und verfügen daher nicht über diesen natürlichen Puffereffekt. Die Grundlagen der Synchrongeneratorträgheit und der Schwingungsgleichung wurden im Power Systems Primer erläutert. Dieser Artikel geht näher darauf ein, was diese Gleichung in der Praxis bedeutet und wie die Frequenz in einem Netz geschützt werden kann, in dem wechselrichtergekoppelte Energiequellen die Hauptrolle spielen.
Die wichtigsten Punkte in 30 Sekunden
Die Trägheit ist die Eigenschaft, durch die die kinetische Energie des rotierenden Körpers (Turbine plus Rotor) eines Synchrongenerators bei plötzlichen Schwankungen zwischen Angebot und Nachfrage auf natürliche Weise Energie aufnimmt und wieder abgibt. Dadurch wird die resultierende Frequenzänderung abgemildert. Je größer die Trägheit, desto geringer die Frequenzänderungsrate (RoCoF) bei einer gegebenen Angebots-Nachfrage-Differenz.
Solar-, Wind- und Batteriespeicher, die über Wechselrichter angeschlossen sind, besitzen keinen rotierenden Körper und tragen daher nicht von Natur aus zur Trägheit bei. Mit steigendem Anteil am Energiemix und dem relativen Rückgang der Synchrongeneratoren sinkt die Gesamtträgheit des Netzes, und die Frequenzänderungsrate (RoCoF) steigt bei gleichem Erzeugungsausfall.
Die Frequenzhaltung lässt sich in drei Phasen mit unterschiedlichen Zeiträumen unterteilen. Auf dem japanischen Regelenergiemarkt wird Regelleistung über Produktkategorien beschafft: primäre Regelleistung (Reaktionszeit innerhalb von 10 Sekunden), sekundäre Regelleistung I und II (Reaktionszeit innerhalb von 5 Minuten), tertiäre Regelleistung I (Reaktionszeit innerhalb von 15 Minuten) und tertiäre Regelleistung II (Reaktionszeit innerhalb von 60 Minuten).
– Synthetische Trägheit (virtuelle Trägheit) ist eine Technologie, bei der ein Wechselrichter die Frequenzänderungsrate df/dt erfasst und verzögerungsfrei Leistung aus einer Batterie oder einer ähnlichen Quelle lädt oder entlädt, um die Reaktion eines Synchrongenerators nachzuahmen und so künstlich einen trägheitsähnlichen Effekt zu erzeugen. Die netzbildende Regelung wird als Weiterentwicklung dieses Konzepts erforscht.
– Der Stromausfall in Südaustralien 2016 und der Stromausfall in Großbritannien 2019 sind reale, gründlich untersuchte Ereignisse. Als Faktoren, die den Schaden vergrößerten, wurden eine geringe Netzträgheit und ein hoher Anteil an wechselrichtergekoppelten Anlagen genannt.
Auch in Japan wird mit dem Ausbau erneuerbarer Energien die Sicherung der systemweiten Trägheit in den Beratungsgremien der Agentur für natürliche Ressourcen und Energie als Studienthema behandelt.
1. Was ist Trägheit – ein Energiespeicher in einer rotierenden Masse?
Ein Synchrongenerator ist ein massiver, rotierender Körper, bei dem sich Turbine und Generatorrotor auf derselben Welle drehen. Eine rotierende Masse speichert kinetische Energie von
E_{kin}=\frac{1}{2}J\omega^2
wobei J das Trägheitsmoment des Rotors und \omega die Winkelgeschwindigkeit ist. Übersteigt der Bedarf plötzlich die Erzeugung, wird ein Teil der in diesem rotierenden Körper gespeicherten kinetischen Energie zunächst als elektrische Energie in das Netz eingespeist, und die Drehzahl des Rotors – also die Frequenz – sinkt entsprechend. Übersteigt die Erzeugung hingegen den Bedarf, beschleunigt ein Teil der überschüssigen Energie den Rotor, und die Frequenz steigt langsam an.
Dank dieses „physikalischen Puffers eines rotierenden Körpers“ springt die Frequenz selbst bei einem Ungleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage nicht sofort auf Null – sie ändert sich mit einem Spielraum von einigen Sekunden. Dieser Spielraum verschafft genau die Zeit, bis Schutzrelais und Regelleistung eingreifen.
Δf = f − f₀ wird in Hz angegeben und x = Δf/f₀ ist die relative Abweichung. Pm/Pe verwenden eine gemeinsame Leistungsbasis, H wird in Sekunden auf dieser Basis angegeben und D ist die relative Leistung pro relativer Frequenz. Somit gilt 2H dx/dt = Pm − Pe − Dx, was der Frequenzanalyse entspricht.
Dabei ist P_m die mechanische Eingangsleistung, P_e die elektrische Ausgangsleistung und D ein Dämpfungsterm, der sich aus den Frequenzeigenschaften der Last ergibt. Die Trägheitskonstante H gibt an, wie viele Sekunden der Nennausgangsleistung des Generators die gespeicherte kinetische Energie entspricht. im rotierenden Körper entspricht (die Einheit ist Sekunden); bei großen thermischen und hydrodynamischen Synchronmaschinen beträgt die Laufzeit typischerweise etwa 2–8 Sekunden.
Vereinfacht man die Darstellung, indem man den Term D\Delta f/f_0 ignoriert, lässt sich die Frequenzänderungsrate unmittelbar nach dem Auftreten einer Angebots-Nachfrage-Lücke \Delta P=P_m-P_e – also RoCoF – näherungsweise als umgekehrt proportional zur Trägheitskonstante H beschreiben:
(wobei f_0 die Nennfrequenz ist). Je größer die Trägheit eines Netzes ist, desto geringer ist seine RoCoF bei einer gegebenen Generatorverlustgröße. Umgekehrt wird die RoCoF bei gleichem \Delta P schneller, wenn der Anteil der Synchrongeneratoren sinkt und die effektive Trägheit des Netzes abnimmt. Dadurch steigt das Risiko, dass die Frequenz auf ein gefährliches Niveau absinkt, bevor Schutzeinrichtungen oder Regelleistung reagieren können.
Solarmodule liefern Gleichstrom, und Windkraftanlagen drehen sich mit variabler Drehzahl. Daher entspricht die Ausgangsfrequenz in beiden Fällen nicht der Netzfrequenz. Beide erzeugen Wechselstrom, der durch die Leistungsumwandlung mittels eines Wechselrichters an die Netzfrequenz angepasst ist. Dieser Wechselrichter formt Spannungs- und Stromwellenformen durch Halbleiterschaltungen und besitzt, anders als ein Synchrongenerator, keinen rotierenden Körper. Selbst bei Änderungen der Netzfrequenz laden oder entladen die Solarzellen oder Batteriezellen auf der Gleichstromseite des Wechselrichters keine kinetische Energie.
Viele Wechselrichter nutzen ein Regelungsverfahren namens „Netzfolgebetrieb“. Dabei werden Spannung und Frequenz des Netzes als externe Referenzwerte nachgeführt, ohne selbst Frequenz zu erzeugen oder zu stützen. Mit steigendem Anteil wechselrichtergekoppelter Energiequellen und sinkendem Anteil von Synchrongeneratoren verringert sich die dem Netz zur Verfügung stehende natürliche Trägheit. Dies reduziert die Widerstandsfähigkeit des Netzes gegenüber Erzeugungsausfällen oder plötzlichen Laständerungen. Dieses Problem wird als „Problem der abnehmenden Trägheit“ bezeichnet. Auch in Japan wurde dieses Thema in den Beratungsgremien der Agentur für natürliche Ressourcen und Energie als Herausforderung im Zusammenhang mit dem verstärkten Ausbau erneuerbarer Energien aufgegriffen.
4. Die drei Stufen der Frequenzhaltung – Primär-, Sekundär- und Tertiärregelleistung
Die drei im Power Systems Primer dargestellten Zeiträume – „sofort bis wenige Sekunden“, „Sekunden bis Minuten“ und „Zehn Minuten bis zu einem Tag“ – sind im japanischen Regelenergiemarkt als konkrete Produktkategorien institutionalisiert.
Produktkategorie
Reaktionszeit
Dauer
Rolle
Primärregelleistung
Innerhalb von 10 Sekunden
5 Minuten oder länger
Sofortige Frequenzstützung durch drehzahlreglerfreien Betrieb von Synchrongeneratoren
Sekundärregelleistung ①/②
Innerhalb von 5 Minuten
30 Minuten
Ausgleich von Angebots-Nachfrage-Lücken durch Lastfrequenzregelung (LFC)
Tertiäre Regelleistung ① | Innerhalb von 15 Minuten | 30 Minuten | Mittelfristige Anpassung von Angebot und Nachfrage mittels wirtschaftlicher Lastverteilung (EDC) |
Tertiäre Regelleistung ② | Innerhalb von 60 Minuten | 30 Minuten | Längerfristige Anpassung von Angebot und Nachfrage, z. B. bei Prognosefehlern erneuerbarer Energien |
Die primäre Regelleistung dient der Frequenzstützung während eines Zeitfensters von wenigen bis einigen zehn Sekunden, in dem die Trägheitswirkung noch wirkt. Dies geschieht durch die autonome Leistungsanpassung der Synchrongeneratoren mittels Reglern. Wenn die Trägheit als „Puffer, der Zeit bis zur Reaktion verschafft“ verstanden werden kann, ist die primäre Regelleistung „die erste tatsächliche Maßnahme innerhalb dieses Zeitraums“. Sekundäre und tertiäre Regelleistung gleichen Angebot und Nachfrage über einen längeren Zeitraum aus. In welcher Produktkategorie ein virtuelles Kraftwerk (VPP), das Batterien und Elektrofahrzeuge bündelt, teilnehmen kann, hängt von der Reaktionsgeschwindigkeit seiner Ressourcen ab (siehe [VPP (Virtuelles Kraftwerk)]). Einführung](/de/blog/posts/power-vpp.html)).
5. Synthetische und virtuelle Trägheit – Pseudo-Trägheit für Wechselrichter
Eine Lösung zur Stabilisierung des Stromnetzes bei zunehmender Anzahl von Wechselrichter-gekoppelten Energiequellen ist die sogenannte synthetische (oder virtuelle) Trägheit. Dabei misst ein Wechselrichter die Frequenzänderungsrate df/dt in Echtzeit und passt die Leistung einer Batterie oder Solaranlage entsprechend an. So wird künstlich eine Leistungsänderung erzeugt, als würde der Rotor eines Synchrongenerators kinetische Energie laden und entladen.
Diese Regelung verfolgt zwei Hauptziele: Erstens soll die anfängliche Frequenzänderungsrate (RoCoF) unmittelbar nach einem Erzeugungsausfall in einem Bereich gehalten werden, den die Schutzeinrichtungen des Netzes und andere Generatoren sicher erfassen können. Zweitens soll der Frequenztiefpunkt (Frequenznadir) verhindert werden, bevor er den Schwellenwert für Lastabwurf oder Generatorabschaltung erreicht.
Die Regelungsalgorithmen reichen von einfachen Erweiterungen bis hin zu komplexen Methoden. Von der netzfolgenden Regelung, bei der die Leistung in Abhängigkeit von Frequenzänderungen angepasst wird, bis hin zu netzbildenden Verfahren, bei denen der Wechselrichter selbst als Spannungsquelle fungiert und die Dynamik eines Synchrongenerators auf Ebene der Regelgleichungen nachbildet, einschließlich der VSG-Regelung (Virtual Synchronous Generator), die insbesondere die Bewegungsgleichung der Synchronmaschine explizit simuliert. Die netzbildende Regelung wird aufgrund ihres Potenzials zur Aufrechterhaltung stabiler Spannung und Frequenz auch in Netzen mit geringer Netzträgheit oder auf abgelegenen Inseln und Offshore-Plattformen ohne Synchrongeneratoren erforscht und weiterentwickelt.
6. Lehren aus realen Frequenzvorfällen
Das Risiko, das mit abnehmender Netzträgheit einhergeht, ist nicht rein theoretischer Natur – es gibt reale, gründlich untersuchte großflächige Stromausfälle.
Stromausfall in Südaustralien am 28. September 2016: Eine Reihe von Übertragungsleitungsfehlern, ausgelöst durch einen schweren Sturm, führte dazu, dass mehrere Windparks aufgrund von Schutzeinstellungen, die auf Spannungsstörungen reagierten, nacheinander ihre Leistung reduzierten. (Einstellungen, die einen Neustart nach mehreren Stromausfällen innerhalb eines festgelegten Zeitraums verhindern). Dies führte zu einer Überlastung der Verbindungsleitung (der überregionalen Übertragungsleitung), die daraufhin unterbrochen wurde und fast den gesamten Bundesstaat – rund 850.000 Kunden – ohne Strom ließ. Der Abschlussbericht von AEMO, dem australischen Netzbetreiber, kam zu dem Schluss, dass in Südaustralien, wo zu diesem Zeitpunkt nur wenige Synchrongeneratoren in Betrieb waren und die Netzträgheit gering war, der Frequenzabfall aufgrund des Erzeugungsausfalls schneller erfolgte, als die Einstellungen zur Unterfrequenz-Lastabwurfsteuerung (UFLS) den Frequenzabfall über 47 Hz hätten begrenzen können. Daraufhin empfahl AEMO, dass Netze mit einem wachsenden Anteil asynchroner Energiequellen (Wind und Sonne) so konzipiert sein sollten, dass sie nicht allein auf Synchrongeneratoren für die Trägheit und Frequenzregelung angewiesen sind.
9. August 2019, Stromausfall in Großbritannien: Ausgelöst durch einen Blitzeinschlag, wurden der Offshore-Windpark Hornsea (ca. 737 MW) und das Gaskraftwerk Little Barford (ca. 244 MW) lahmgelegt. Nahezu zeitgleich wurden die Anlagen vom Netz getrennt. Zusätzlich zu diesem primären Ausfall fielen durch dezentrale, eingebettete Erzeugungsanlagen, die Frequenzänderungen (RoCoF) erkennen und sich zum Schutz abschalten, weitere rund 350 MW aus. Der Gesamtausfall im System belief sich somit auf 1.878 MW. Die Netzfrequenz sank auf 48,8 Hz, was die erste Stufe der Niederfrequenz-Lastabschaltung (LFDD) auslöste und automatisch rund 973 MW sowie über eine Million Kunden vom Netz trennte. Die Netzfrequenz erholte sich innerhalb von 4 Minuten und 42 Sekunden nach dem Blitzeinschlag wieder im Normalbereich, und fast alle betroffenen Kunden waren innerhalb von 45 Minuten wieder mit Strom versorgt. Der Vorfall – bei dem ein relativ häufiges Ereignis, ein einzelner Blitzeinschlag, durch den gleichzeitigen Ausfall mehrerer Erzeugungsanlagen und Schutzmaßnahmen einen großflächigen Stromausfall auslöste – wurde von den britischen Regulierungsbehörden und National Grid ESO eingehend untersucht.
Beide Vorfälle haben gemeinsam, dass der einzelne Auslöser (eine Schutzfunktion eines Windparks in Südaustralien, ein Blitzeinschlag in Großbritannien) weniger entscheidend war als die unzureichende Kapazität des Netzes. Trägheit und Regelleistungsreserve, um die darauffolgende Kettenreaktion zu stoppen – oder dass eine Kaskade von Schutzvorrichtungen den Schaden noch vergrößerte. Beide Berichte kommen zu demselben Schluss: Trägheit ist kein Mechanismus, der ein Ereignis verhindert – sie schafft den nötigen Zeitspielraum, um zu verhindern, dass ein Ereignis, sobald es eintritt, katastrophale Ausmaße annimmt.
7. Aktuelle Technologie- und Forschungsschwerpunkte
Messung und Visualisierung von Trägheit: Es wird daran geforscht, die effektive, systemweite Trägheit eines Stromnetzes in Echtzeit zu schätzen. Da sich die Trägheit mit dem Betrieb der Generatoren ständig ändert, kann sie nicht als fester Wert betrachtet werden.
Standardisierung netzbildender Wechselrichter: Verschiedene Länder prüfen Netzanschlussbedingungen, die vorschreiben würden, dass Batterien, Offshore-Windkraftanlagen und Solarwechselrichter eine Steuerung verwenden, die sich wie eine Spannungsquelle verhält.
Neubewertung von Synchrongeneratoren: Es gibt Bestrebungen, Synchrongeneratoren zu installieren, die Trägheit und Kurzschlussfestigkeit bereitstellen, ohne dass... Stromerzeugung an Standorten stillgelegter Wärmekraftwerke.
Überprüfung des Produktdesigns für den Regelenergiemarkt: Institutionelle Konzepte zur Beschaffung von Trägheit und Frequenzstützungskapazität als eigenständiges Marktprodukt werden in verschiedenen Ländern, darunter Japan, diskutiert.
Neugestaltung der Schutzkoordination: Der Vorfall in Großbritannien 2019 zeigte, dass Schutzeinstellungen dezentraler Erzeugungsanlagen, die bei Erkennung von RoCoF auslösen, selbst Kaskadenausfälle verursachen können. Verschiedene Länder überprüfen daher derzeit ihre Schutzeinstellungen.
Zusammenfassung: Trägheit als „unsichtbare Reserve“
Die Netzträgheit ist keine sichtbare Erzeugungsanlage – sie ist eine „unsichtbare Reserve“ kinetischer Energie in den rotierenden Körpern von Synchrongeneratoren. Wie die Frequenz geschützt werden kann, wenn diese Reserve schrumpft, hängt sowohl von institutionellen, zeitabhängigen Konzepten über die primär- bis tertiäre Regelleistung als auch von technischen Alternativen wie synthetischer Trägheit und netzbildender Regelung ab.
Beim Lesen von Nachrichten über ein Stromnetz oder einen Vorfall sollten Sie Folgendes überprüfen:
Wie war der Zustand von Betrieb des Synchrongenerators (≈ Netzträgheit) zu diesem Zeitpunkt?
Um wie viel fielen RoCoF und der Frequenztiefstwert im Verhältnis zum Erzeugungsausfall?
Welche der beiden Regelleistungsarten (primär bis tertiär) bzw. welche synthetische Trägheit/Netzformung reagierten tatsächlich?
Führte eine Kaskade von Schutzmaßnahmen zu einer Verschärfung des Schadens?
Wenn Sie diese vier Punkte berücksichtigen, können Sie die vage Aussage, dass „mehr erneuerbare Energien das Netz instabil machen“, in konkrete Elemente zerlegen: Trägheit, Regelleistung und Schutzkoordination.
Überprüfen Sie Ihr Verständnis
Stellt mehr Trägheit die Nennfrequenz automatisch wieder her?
Trägheit verlangsamt schnelle Änderungen, beseitigt aber kein anhaltendes Leistungsungleichgewicht. Zur Frequenzwiederherstellung sind zusätzliche Regelungsmaßnahmen erforderlich.
Kommentare
Bitte zuerst anmelden.
Noch keine Einträge.