Stromnetz

Allgemeiner Aufbau von Stromnetzen. Die Spannungen und Darstellungen der elektrischen Leitungen sind typisch für Deutschland und andere europäische Systeme. ⓘ

Ein Stromnetz ist ein zusammenhängendes Netz für die Lieferung von Strom vom Erzeuger zum Verbraucher. Stromnetze sind unterschiedlich groß und können ganze Länder oder Kontinente abdecken. Es besteht aus:

• Kraftwerken: häufig in der Nähe von Energiequellen und fern von dicht besiedelten Gebieten
• Umspannwerke, um die Spannung zu erhöhen oder zu senken
• Stromübertragung, um Strom über große Entfernungen zu transportieren
• Stromverteilung an die einzelnen Kunden, wo die Spannung wieder auf die erforderliche(n) Betriebsspannung(en) herabgesetzt wird. ⓘ

Die Netze sind fast immer synchron, d. h. alle Verteilungsgebiete arbeiten mit synchronisierten Drehstromfrequenzen (so dass Spannungsschwankungen fast zur gleichen Zeit auftreten). Dies ermöglicht die Übertragung von Wechselstrom im gesamten Gebiet, wodurch eine große Zahl von Stromerzeugern und -verbrauchern miteinander verbunden wird und potenziell effizientere Strommärkte und eine redundante Erzeugung ermöglicht werden. ⓘ

Das kombinierte Übertragungs- und Verteilungsnetz ist Teil des Stromversorgungsnetzes, das in Nordamerika als "Power Grid" oder einfach als "Grid" bezeichnet wird. Im Vereinigten Königreich, in Indien, Tansania, Myanmar, Malaysia und Neuseeland wird das Netz als National Grid bezeichnet. ⓘ

Obwohl Stromnetze weit verbreitet sind, waren im Jahr 2016 weltweit 1,4 Milliarden Menschen nicht an ein Stromnetz angeschlossen. Mit zunehmender Elektrifizierung wächst die Zahl der Menschen, die Zugang zum Stromnetz haben. Im Jahr 2017 hatten etwa 840 Millionen Menschen (vor allem in Afrika) keinen Zugang zum Stromnetz, 2010 waren es noch 1,2 Milliarden. ⓘ

Stromnetze können anfällig für böswillige Eingriffe oder Angriffe sein; daher besteht ein Bedarf an Stromnetzsicherheit. Mit der Modernisierung der Stromnetze und der Einführung von Computertechnologie werden auch Cyber-Bedrohungen zu einem Sicherheitsrisiko. Besondere Sorgen bereiten die komplexeren Computersysteme, die für die Verwaltung der Stromnetze benötigt werden. ⓘ

Grobe Struktur eines Stromnetzes ⓘ

Geschichte

Früher wurde elektrische Energie in der Nähe der Geräte oder Dienste erzeugt, die diese Energie benötigten. In den 1880er Jahren konkurrierte die Elektrizität mit Dampf, Hydraulik und vor allem mit Kohlegas. Kohlengas wurde zunächst beim Kunden vor Ort erzeugt, später aber in Vergasungsanlagen, die Größenvorteile boten. In den Industrieländern verfügten die Städte über Gasleitungsnetze, die für die Beleuchtung genutzt wurden. Gaslampen erzeugten jedoch schlechtes Licht, verschwendeten Wärme, machten die Räume heiß und rauchig und sonderten Wasserstoff und Kohlenmonoxid ab. Außerdem stellten sie eine Brandgefahr dar. In den 1880er Jahren erwies sich die elektrische Beleuchtung gegenüber der Gasbeleuchtung bald als vorteilhaft. ⓘ

Die Elektrizitätsversorgungsunternehmen richteten Zentralstationen ein, um Größenvorteile zu nutzen, und gingen zu einer zentralisierten Stromerzeugung, -verteilung und -verwaltung über. Nachdem der Krieg der Ströme zugunsten des Wechselstroms entschieden war, wurde es mit der Stromübertragung über große Entfernungen möglich, Stationen miteinander zu verbinden, um die Lasten auszugleichen und den Auslastungsgrad zu verbessern. In der Vergangenheit waren Übertragungs- und Verteilungsleitungen im Besitz desselben Unternehmens, aber seit den 1990er Jahren haben viele Länder die Regulierung des Strommarktes in einer Weise liberalisiert, die zur Trennung des Stromübertragungsgeschäfts vom Verteilungsgeschäft geführt hat. ⓘ

Im Vereinigten Königreich baute Charles Merz von der Beratungsgesellschaft Merz & McLellan 1901 das Kraftwerk Neptune Bank in der Nähe von Newcastle upon Tyne, das sich bis 1912 zum größten integrierten Stromversorgungssystem in Europa entwickelte. Merz wurde zum Leiter eines parlamentarischen Ausschusses ernannt, und seine Erkenntnisse führten zum Williamson-Bericht von 1918, der wiederum den Electricity (Supply) Act 1919 hervorbrachte. Das Gesetz war der erste Schritt in Richtung eines integrierten Elektrizitätssystems. Der Electricity (Supply) Act 1926 führte zur Einrichtung des nationalen Stromnetzes. Das Central Electricity Board vereinheitlichte die Stromversorgung des Landes und errichtete das erste synchronisierte Wechselstromnetz, das mit 132 Kilovolt und 50 Hertz arbeitete. Dieses wurde 1938 als nationales System, das National Grid, in Betrieb genommen. ⓘ

In den Vereinigten Staaten schlossen sich in den 1920er Jahren Versorgungsunternehmen zusammen, um gemeinsam Spitzenlasten abzudecken und Reservestrom bereitzustellen. Mit der Verabschiedung des Public Utility Holding Company Act (USA) im Jahr 1934 wurden die Stromversorgungsunternehmen als wichtige öffentliche Güter anerkannt und erhielten einen Rahmen für Beschränkungen und die behördliche Aufsicht über ihren Betrieb. Der Energy Policy Act von 1992 verpflichtete die Eigentümer von Übertragungsleitungen, Stromerzeugungsunternehmen freien Zugang zu ihrem Netz zu gewähren, und führte zu einer Umstrukturierung der Funktionsweise der Stromwirtschaft, um Wettbewerb in der Stromerzeugung zu schaffen. Die Stromversorgungsunternehmen wurden nicht mehr als vertikale Monopole aufgebaut, bei denen Erzeugung, Übertragung und Verteilung von einem einzigen Unternehmen übernommen wurden. Nun konnten die drei Stufen auf verschiedene Unternehmen aufgeteilt werden, um einen fairen Zugang zur Hochspannungsübertragung zu gewährleisten. Der Energy Policy Act von 2005 ermöglichte Anreize und Kreditbürgschaften für die alternative Energieerzeugung und die Förderung innovativer Technologien zur Vermeidung von Treibhausgasemissionen. ⓘ

In Frankreich begann die Elektrifizierung in den 1900er Jahren, mit 700 Gemeinden im Jahr 1919 und 36.528 im Jahr 1938. Zur gleichen Zeit begann man, diese engen Netze miteinander zu verbinden: Paris im Jahr 1907 mit 12 kV, die Pyrenäen im Jahr 1923 mit 150 kV und schließlich fast das gesamte Land im Jahr 1938 mit 220 kV miteinander verbunden. Im Jahr 1946 war das Netz das dichteste der Welt. In diesem Jahr verstaatlichte der Staat die Branche, indem er die privaten Unternehmen in der Électricité de France zusammenfasste. Die Frequenz wurde auf 50 Hz vereinheitlicht, und das 225-kV-Netz ersetzte 110 kV und 120 kV. Seit 1956 ist die Betriebsspannung auf 220/380 V vereinheitlicht und ersetzt die früheren 127/220 V. In den 1970er Jahren wurde das 400-kV-Netz, der neue europäische Standard, eingeführt. ⓘ

In China begann die Elektrifizierung in den 1950er Jahren. Im August 1961 wurde die Elektrifizierung des Abschnitts Baoji-Fengzhou der Baocheng-Eisenbahn fertiggestellt und in Betrieb genommen, die erste elektrifizierte Eisenbahn Chinas. Von 1958 bis 1998 erreichte Chinas elektrifiziertes Schienennetz eine Länge von 10.000 Kilometern (6.200 Meilen). Ende 2017 waren es bereits 54.000 Meilen (87.000 Kilometer). Die State Grid Corporation of China ist ein wichtiger Stromlieferant für das derzeitige Elektrifizierungssystem der chinesischen Bahn. Im Jahr 2019 schloss sie das Stromversorgungsprojekt für Chinas wichtige elektrifizierte Eisenbahnen in ihren Betriebsgebieten ab, wie z. B. die Jingtong-Eisenbahn, die Haoji-Eisenbahn, die Hochgeschwindigkeits-Eisenbahnstrecke Zhengzhou-Wanzhou usw., und stellte die Stromversorgung für 110 Traktionsstationen sicher, und ihre kumulative Stromleitungsbaulänge erreichte 6.586 Kilometer. ⓘ

Der Stromkrieg war um 1890 ein Streit, ob die von Thomas Alva Edison favorisierte Gleichspannung oder die von George Westinghouse favorisierte Wechselspannung die geeignetere Technik für die großflächige Versorgung der Vereinigten Staaten von Amerika mit elektrischer Energie und den Aufbau von Stromnetzen sei. ⓘ

Bestandteile

Erzeugung

Turbogenerator ⓘ

Schema eines Stromnetzes, Erzeugungssystem in rot ⓘ

Stromerzeugung ist der Prozess der Erzeugung elektrischer Energie aus Primärenergiequellen, typischerweise in Kraftwerken. In der Regel geschieht dies mit elektromechanischen Generatoren, die durch Wärmekraftmaschinen oder die kinetische Energie von Wasser oder Wind angetrieben werden. Andere Energiequellen sind die Photovoltaik und die Geothermie. ⓘ

Die Summe der von den Generatoren im Netz abgegebenen Leistung ist die Erzeugung des Netzes, die in der Regel in Gigawatt (GW) gemessen wird. ⓘ

Übertragung

500-kV-Dreiphasen-Stromübertragungsleitungen am Grand-Coulee-Damm; vier Stromkreise sind abgebildet; zwei weitere Stromkreise sind durch Bäume auf der rechten Seite verdeckt; die gesamte Erzeugungskapazität des Staudamms von 7079 MW wird von diesen sechs Stromkreisen aufgenommen. ⓘ

Unter Stromübertragung versteht man den Transport von elektrischer Energie in großen Mengen von einem Erzeugungsstandort über ein Netz miteinander verbundener Leitungen zu einem Umspannwerk, von dem aus der Anschluss an das Verteilernetz erfolgt. Dieses vernetzte System von Verbindungen unterscheidet sich von der lokalen Verkabelung zwischen Hochspannungsschaltanlagen und Kunden. ⓘ

Da der Strom oft weit entfernt vom Ort des Verbrauchs erzeugt wird, kann das Übertragungsnetz große Entfernungen überwinden. Bei einer bestimmten Strommenge ist die Übertragungseffizienz bei höheren Spannungen und niedrigeren Stromstärken größer. Daher werden die Spannungen im Kraftwerk erhöht und in den örtlichen Umspannwerken zur Verteilung an die Kunden gesenkt. ⓘ

Die meisten Übertragungen sind dreiphasig. Dreiphasige Netze können im Vergleich zu einphasigen Netzen viel mehr Strom für eine bestimmte Leitungslänge liefern, da der Nullleiter und der Erdleiter gemeinsam genutzt werden. Außerdem sind dreiphasige Generatoren und Motoren effizienter als ihre einphasigen Gegenstücke. ⓘ

Bei konventionellen Leitern sind die Hauptverluste jedoch Widerstandsverluste, die ein quadratisches Gesetz über den Strom sind und von der Entfernung abhängen. Bei Hochspannungs-Wechselstrom-Übertragungsleitungen kann der Verlust 1-4 % pro hundert Kilometer betragen. Bei Hochspannungs-Gleichstrom sind die Verluste jedoch nur halb so hoch wie bei Wechselstrom. Bei sehr großen Entfernungen kann dieser Wirkungsgrad die zusätzlichen Kosten für die erforderlichen AC/DC-Wandlerstationen an jedem Ende ausgleichen. ⓘ

Netzdiagramm eines Hochspannungs-Übertragungssystems, das die Verbindung zwischen den verschiedenen Spannungsebenen zeigt. Dieses Diagramm zeigt die elektrische Struktur des Netzes und nicht seine physische Geografie. ⓘ

Übertragungsnetze sind komplex und weisen redundante Pfade auf. Der physische Aufbau wird oft durch das verfügbare Land und die Geologie bestimmt. Die meisten Übertragungsnetze bieten die Zuverlässigkeit, die komplexere Maschennetze bieten. Dank der Redundanz kann es zu Leitungsausfällen kommen, und der Strom wird einfach umgeleitet, während die Reparaturen durchgeführt werden. ⓘ

Umspannwerke

Umspannwerke können viele verschiedene Funktionen erfüllen, transformieren aber in der Regel die Spannung von niedrig auf hoch (step up) und von hoch auf niedrig (step down). Zwischen dem Generator und dem Endverbraucher kann die Spannung mehrmals transformiert werden. ⓘ

Die drei Haupttypen von Umspannwerken nach Funktion sind

• Hochspannungstransformatoren: Sie verwenden Transformatoren, um die von den Generatoren und Kraftwerken kommende Spannung zu erhöhen, so dass der Strom über große Entfernungen effizienter und mit geringeren Strömen übertragen werden kann.
• Abwärts-Schaltanlage: Diese Transformatoren senken die von den Übertragungsleitungen kommende Spannung ab, die dann in der Industrie verwendet oder an eine Verteilungs-Schaltanlage weitergeleitet werden kann.
• Verteilerstationen: Diese transformieren die Spannung für die Verteilung an die Endverbraucher wieder herunter. ⓘ

Abgesehen von den Transformatoren gehören zu den wichtigsten Komponenten oder Funktionen von Umspannwerken auch

• Leistungsschalter: Sie dienen zur automatischen Unterbrechung eines Stromkreises und zur Isolierung eines Fehlers im System.
• Schalter: zur Steuerung des Stromflusses und zum Trennen von Geräten.
• Die Sammelschiene des Umspannwerks: in der Regel ein Satz von drei Leitern, einer für jede Phase des Stroms. Das Umspannwerk ist um die Sammelschienen herum organisiert, die mit den ankommenden Leitungen, Transformatoren, Schutzeinrichtungen, Schaltern und den abgehenden Leitungen verbunden sind.
• Blitzableiter
• Kondensatoren zur Korrektur des Leistungsfaktors ⓘ

Verteilung der elektrischen Energie

Die Verteilung ist die letzte Stufe der Energieversorgung; sie transportiert den Strom vom Übertragungsnetz zu den einzelnen Verbrauchern. Umspannwerke schließen an das Übertragungsnetz an und senken die Übertragungsspannung auf eine Mittelspannung zwischen 2 kV und 35 kV ab. Primäre Verteilungsleitungen transportieren diese Mittelspannung zu Verteilertransformatoren, die sich in der Nähe der Kunden befinden. Die Verteilertransformatoren senken die Spannung wiederum auf die Nutzungsspannung ab. Kunden, die eine wesentlich größere Strommenge benötigen, können direkt an die Primärverteilungsebene oder die Unterverteilungsebene angeschlossen werden. ⓘ

Die Verteilungsnetze werden in zwei Arten unterteilt: Radial- und Netznetze. ⓘ

In den Städten und Gemeinden Nordamerikas ist das Netz in der Regel klassisch radial aufgebaut. Ein Umspannwerk erhält seinen Strom aus dem Übertragungsnetz, der Strom wird mit einem Transformator heruntertransformiert und an eine Sammelschiene weitergeleitet, von der aus sich Einspeiser in alle Richtungen über das Land verteilen. Diese Einspeisungen führen dreiphasigen Strom und folgen in der Regel den Hauptstraßen in der Nähe des Umspannwerks. Mit zunehmender Entfernung vom Umspannwerk setzt sich die Auffächerung fort, indem sich kleinere Seitenleitungen ausbreiten, um Gebiete abzudecken, die von den Einspeisungen nicht erfasst werden. Diese baumartige Struktur wächst vom Umspannwerk aus nach außen, enthält aber aus Gründen der Zuverlässigkeit in der Regel mindestens eine ungenutzte Ersatzverbindung zu einem nahe gelegenen Umspannwerk. Diese Verbindung kann im Notfall aktiviert werden, so dass ein Teil des Versorgungsgebiets eines Umspannwerks alternativ von einem anderen Umspannwerk versorgt werden kann. ⓘ

Speicherung

Vereinfachtes elektrisches Netz mit Energiespeicherung ⓘ

Vereinfachter Netzenergiefluss mit und ohne idealisierte Energiespeicherung für den Verlauf eines Tages ⓘ

Netzenergiespeicherung (auch großtechnische Energiespeicherung genannt) ist eine Sammlung von Methoden zur Energiespeicherung in großem Maßstab innerhalb eines elektrischen Stromnetzes. Elektrische Energie wird in Zeiten gespeichert, in denen Strom im Überfluss vorhanden und günstig ist (insbesondere aus intermittierenden Energiequellen wie erneuerbarem Strom aus Windkraft, Gezeitenkraft und Solarenergie) oder wenn die Nachfrage gering ist, und später wieder ins Netz eingespeist, wenn die Nachfrage hoch ist und die Strompreise tendenziell höher sind. ⓘ

Ab 2020 wird die größte Form der Energiespeicherung im Netz die aufgestaute Wasserkraft sein, und zwar sowohl die konventionelle Wasserkrafterzeugung als auch die Pumpspeicherkraft. ⓘ

Die Entwicklungen im Bereich der Batteriespeicherung haben es möglich gemacht, kommerziell tragfähige Projekte zur Speicherung von Energie während der Produktionsspitzen und zur Freisetzung während der Nachfragespitzen sowie zur Verwendung bei einem unerwarteten Produktionsrückgang zu entwickeln, um Zeit zu gewinnen, in der langsamere Ressourcen ans Netz gebracht werden können. ⓘ

Zwei Alternativen zur Netzspeicherung sind der Einsatz von Spitzenlastkraftwerken zur Überbrückung von Versorgungslücken und die Nachfragesteuerung zur Verlagerung der Last auf andere Zeiten. ⓘ

Funktionalitäten

Nachfrage

Die Nachfrage oder Last in einem Stromnetz ist die gesamte elektrische Leistung, die von den Nutzern des Netzes abgenommen wird. ⓘ

Das Diagramm der Nachfrage über die Zeit wird als Nachfragekurve bezeichnet. ⓘ

Grundlast ist die minimale Belastung des Netzes in einem bestimmten Zeitraum, Spitzenlast ist die maximale Belastung. In der Vergangenheit wurde die Grundlast in der Regel durch Anlagen gedeckt, die relativ billig waren und wochen- oder monatelang ununterbrochen liefen, was aber weltweit immer seltener der Fall ist. Der zusätzliche Bedarf an Spitzenlast wird manchmal durch teure Spitzenlastkraftwerke gedeckt, die so optimiert sind, dass sie schnell in Betrieb gehen können, aber auch diese werden immer seltener eingesetzt. ⓘ

Spannung

Die Netze sind so ausgelegt, dass sie ihre Kunden mit weitgehend konstanten Spannungen versorgen. Dies muss bei schwankender Nachfrage, variablen Blindlasten und sogar nichtlinearen Lasten erreicht werden, wobei der Strom von Erzeugern und Verteilungs- und Übertragungsanlagen geliefert wird, die nicht vollkommen zuverlässig sind. Häufig werden in den Netzen Stufenschalter an verbrauchernahen Transformatoren eingesetzt, um die Spannung anzupassen und innerhalb der Spezifikationen zu halten. ⓘ

Frequenz

In einem synchronen Netz müssen alle Generatoren mit der gleichen Frequenz laufen und untereinander und mit dem Netz nahezu in Phase bleiben. Erzeugung und Verbrauch müssen sich im gesamten Netz die Waage halten, da die Energie verbraucht wird, wenn sie erzeugt wird. Bei rotierenden Generatoren regelt ein lokaler Regler das Antriebsmoment und hält die Drehzahl bei wechselnder Belastung nahezu konstant. Die Energie wird kurzfristig durch die kinetische Rotationsenergie der Generatoren gespeichert. ⓘ

Obwohl die Drehzahl weitgehend konstant gehalten wird, sind kleine Abweichungen von der Nennfrequenz des Netzes für die Regelung einzelner Generatoren sehr wichtig und werden zur Beurteilung des Gleichgewichts des gesamten Netzes herangezogen. Bei geringer Netzbelastung liegt die Netzfrequenz über der Nennfrequenz, und dies wird von den automatischen Erzeugungssteuerungssystemen im gesamten Netz als Hinweis darauf verstanden, dass die Erzeuger ihre Leistung verringern sollten. Ist das Netz dagegen stark belastet, sinkt die Frequenz naturgemäß, und die Regler stellen ihre Generatoren so ein, dass mehr Leistung abgegeben wird (Pannendrehzahlregelung). Wenn die Generatoren identische Einstellungen für die Pannendrehzahlregelung haben, wird sichergestellt, dass mehrere parallele Generatoren mit den gleichen Einstellungen die Last im Verhältnis zu ihrer Leistung teilen. ⓘ

Darüber hinaus gibt es häufig eine zentrale Steuerung, die die Parameter der AGC-Systeme in Zeiträumen von einer Minute oder länger ändern kann, um die regionalen Netzströme und die Betriebsfrequenz des Netzes weiter anzupassen. ⓘ

Zu Zwecken der Zeitmessung darf die Nennfrequenz kurzfristig schwanken, wird aber so angepasst, dass die netzbetriebenen Uhren im Laufe eines 24-Stunden-Zeitraums nicht erheblich an Zeit gewinnen oder verlieren. ⓘ

Ein ganzes synchrones Netz läuft mit der gleichen Frequenz, benachbarte Netze wären nicht synchronisiert, selbst wenn sie mit der gleichen Nennfrequenz laufen. Mit Hilfe von Hochspannungs-Gleichstromleitungen oder Transformatoren mit variabler Frequenz können zwei Wechselstrom-Verbundnetze miteinander verbunden werden, die nicht synchronisiert sind. Dies bietet den Vorteil der Zusammenschaltung, ohne dass ein noch größeres Gebiet synchronisiert werden muss. Vergleichen Sie zum Beispiel die Karte der weiträumigen Synchronnetze in Europa mit der Karte der HGÜ-Leitungen. ⓘ

Kapazität und feste Kapazität

Die Summe der maximalen Leistungsabgabe (Nennleistung) der an ein Stromnetz angeschlossenen Generatoren könnte als die Kapazität des Netzes angesehen werden. ⓘ

In der Praxis werden sie jedoch nie gleichzeitig mit voller Leistung betrieben. In der Regel werden einige Generatoren mit geringerer Leistung betrieben (Spinning-Reserve), um Ausfälle und Nachfrageschwankungen aufzufangen. Außerdem können Generatoren wegen Wartungsarbeiten oder aus anderen Gründen, wie z. B. der Verfügbarkeit von Energieträgern (Brennstoff, Wasser, Wind, Sonne usw.) oder Umweltverschmutzung, außer Betrieb sein. ⓘ

Die feste Kapazität ist die maximale Leistung eines Netzes, die in einem bestimmten Zeitraum sofort verfügbar ist, und ist eine weitaus nützlichere Zahl. ⓘ

Produktion

In den meisten Netzkodizes ist festgelegt, dass die Last zwischen den Erzeugern in der Reihenfolge ihrer Grenzkosten (d. h. die billigsten zuerst) und manchmal auch ihrer Umweltauswirkungen aufgeteilt wird. Daher werden die billigen Stromerzeuger fast immer voll ausgelastet, während die teureren Erzeuger nur bei Bedarf eingesetzt werden. ⓘ

Umgang mit Ausfällen

Ausfälle sind in der Regel damit verbunden, dass Generatoren oder Stromübertragungsleitungen aufgrund von Fehlern Leistungsschalter auslösen, was zu einem Verlust an Erzeugungskapazität für die Kunden oder zu einem Nachfrageüberschuss führt. Dies führt häufig zu einer Verringerung der Frequenz, woraufhin die verbleibenden Erzeuger reagieren und gemeinsam versuchen, die Frequenz über dem Minimum zu stabilisieren. Wenn dies nicht möglich ist, kann eine Reihe von Szenarien eintreten. ⓘ

Ein großer Ausfall in einem Teil des Netzes kann - sofern er nicht schnell kompensiert wird - dazu führen, dass der Strom von den verbleibenden Erzeugern über Übertragungsleitungen mit unzureichender Kapazität zu den Verbrauchern fließt und weitere Ausfälle verursacht. Ein Nachteil eines weit verzweigten Netzes ist daher die Möglichkeit eines kaskadenartigen Ausfalls und eines weit verbreiteten Stromausfalls. In der Regel wird eine zentrale Behörde damit beauftragt, die Kommunikation zu erleichtern und Protokolle zur Aufrechterhaltung eines stabilen Netzes zu entwickeln. Die North American Electric Reliability Corporation beispielsweise erhielt 2006 verbindliche Befugnisse in den Vereinigten Staaten und hat beratende Befugnisse in den entsprechenden Teilen Kanadas und Mexikos. Die US-Regierung hat außerdem Korridore von nationalem Interesse für die Stromübertragung ausgewiesen, in denen sich ihrer Meinung nach Engpässe bei der Stromübertragung ergeben haben. ⓘ

Stromausfall

Ein Stromausfall in der Nähe des Tokyo Tower in Tokio, Japan ⓘ

Ein Brownout ist ein gewollter oder ungewollter Spannungsabfall in einem Stromversorgungssystem. Absichtlich herbeigeführte Spannungsabfälle werden zur Lastreduzierung in Notfällen genutzt. Der Spannungsabfall dauert Minuten oder Stunden, im Gegensatz zu einem kurzfristigen Spannungsabfall (oder -einbruch). Der Begriff "Brownout" leitet sich von der Dimmung ab, die bei Glühbirnen auftritt, wenn die Spannung absinkt. Eine Spannungsreduzierung kann die Folge einer Unterbrechung des Stromnetzes sein oder wird gelegentlich angeordnet, um die Last zu reduzieren und einen Stromausfall zu verhindern, der als Blackout bezeichnet wird. ⓘ

Stromausfall

Ein Stromausfall (auch Stromunterbrechung, Stromausfall, Blackout, Stromausfall oder Blackout genannt) ist ein Verlust der elektrischen Energie in einem bestimmten Gebiet. ⓘ

Stromausfälle können durch Störungen in Kraftwerken, Schäden an Stromübertragungsleitungen, Umspannwerken oder anderen Teilen des Verteilungssystems, Kurzschlüsse, Kaskadenausfälle, Fehlfunktionen von Sicherungen oder Leistungsschaltern sowie menschliches Versagen verursacht werden. ⓘ

Stromausfälle sind besonders kritisch an Standorten, an denen die Umwelt und die öffentliche Sicherheit gefährdet sind. Einrichtungen wie Krankenhäuser, Kläranlagen, Bergwerke, Notunterkünfte und dergleichen verfügen in der Regel über Notstromquellen wie Notstromgeneratoren, die bei einem Stromausfall automatisch anspringen. Auch andere kritische Systeme, wie z. B. die Telekommunikation, müssen über eine Notstromversorgung verfügen. Der Batterieraum einer Telefonzentrale verfügt in der Regel über eine Reihe von Blei-Säure-Batterien für die Notstromversorgung sowie über eine Steckdose für den Anschluss eines Generators während längerer Stromausfälle. ⓘ

Lastabwurf

Die Stromerzeugungs- und -übertragungssysteme sind nicht immer in der Lage, die Spitzennachfrage zu befriedigen, d. h. die größte Menge an Strom, die von allen Kunden eines Versorgungsunternehmens in einer bestimmten Region benötigt wird. In solchen Situationen muss die Gesamtnachfrage gesenkt werden, indem entweder einige Geräte abgeschaltet oder die Versorgungsspannung gesenkt wird (Brownouts), um unkontrollierte Versorgungsunterbrechungen wie Stromausfälle (großflächige Blackouts) oder Geräteschäden zu verhindern. Versorgungsunternehmen können Lastabwürfe in Versorgungsgebieten durch gezielte Blackouts, rollende Blackouts oder durch Vereinbarungen mit bestimmten industriellen Großverbrauchern über die Abschaltung von Geräten zu Zeiten der systemweiten Spitzennachfrage durchsetzen. ⓘ

Schwarzstart

Toronto während des Stromausfalls im Nordosten des Landes im Jahr 2003, der einen Schwarzstart von Kraftwerken erforderlich machte. ⓘ

Unter einem Schwarzstart versteht man die Wiederherstellung des Betriebs eines Kraftwerks oder eines Teils eines Stromnetzes, ohne auf das externe Stromübertragungsnetz zurückgreifen zu müssen, um sich von einer vollständigen oder teilweisen Abschaltung zu erholen. ⓘ

Normalerweise wird die im Kraftwerk verbrauchte elektrische Energie von den eigenen Generatoren des Kraftwerks geliefert. Wenn alle Hauptgeneratoren des Kraftwerks abgeschaltet sind, wird der Strom für den Stationsbetrieb über die Übertragungsleitung des Kraftwerks aus dem Netz bezogen. Bei einem flächendeckenden Stromausfall ist jedoch keine externe Stromversorgung aus dem Netz verfügbar. Bei fehlendem Netzstrom muss ein so genannter Schwarzstart durchgeführt werden, um das Stromnetz wieder in Gang zu bringen. ⓘ

Um einen Schwarzstart zu ermöglichen, verfügen einige Kraftwerke über kleine Dieselgeneratoren, die normalerweise als Schwarzstart-Dieselgenerator (BSDG) bezeichnet werden und zum Starten größerer Generatoren (mit einer Leistung von mehreren Megawatt) verwendet werden können, die wiederum zum Starten der Hauptgeneratoren des Kraftwerks verwendet werden können. Kraftwerke mit Dampfturbinen benötigen für Kesselspeisewasserpumpen, Verbrennungsluftgebläse und die Brennstoffaufbereitung eine Stationsleistung von bis zu 10 % ihrer Leistung. Da es unwirtschaftlich ist, in jedem Kraftwerk eine so große Reservekapazität bereitzustellen, muss die Schwarzstartleistung über bestimmte Verbindungsleitungen von einem anderen Kraftwerk bereitgestellt werden. Häufig werden Wasserkraftwerke als Schwarzstartquellen für die Wiederherstellung von Netzverbindungen eingesetzt. Ein Wasserkraftwerk benötigt zum Anfahren nur sehr wenig Energie (gerade genug, um die Einlauftore zu öffnen und die Feldspulen des Generators mit Erregerstrom zu versorgen) und kann sehr schnell einen großen Stromblock ans Netz bringen, um das Anfahren von Kraftwerken mit fossilen Brennstoffen oder Kernkraftwerken zu ermöglichen. Bestimmte Arten von Verbrennungsturbinen können für den Schwarzstart konfiguriert werden, was eine weitere Option an Orten ohne geeignete Wasserkraftwerke darstellt. Im Jahr 2017 hat ein Versorgungsunternehmen in Südkalifornien erfolgreich den Einsatz eines Batteriespeichersystems für einen Schwarzstart demonstriert, mit dem eine Gas- und Dampfturbine aus dem Leerlauf in Betrieb genommen werden kann. ⓘ

Kraftwerk und Leitungen ⓘ

Maßstab

Microgrid

Ein Mikronetz ist ein lokales Netz, das in der Regel Teil des regionalen Weitbereichs-Synchronnetzes ist, sich aber abkoppeln und autonom arbeiten kann. Es kann dies in Zeiten tun, in denen das Hauptnetz von Ausfällen betroffen ist. Dies wird als Inselbetrieb bezeichnet, und das Netz kann unbegrenzt mit seinen eigenen Ressourcen betrieben werden. ⓘ

Im Vergleich zu größeren Netzen verwenden Microgrids in der Regel ein Verteilungsnetz mit niedrigerer Spannung und dezentrale Generatoren. Microgrids sind nicht nur widerstandsfähiger, sondern können in abgelegenen Gebieten auch kostengünstiger implementiert werden. ⓘ

Ziel ist es, dass ein lokales Gebiet die gesamte Energie, die es verbraucht, selbst erzeugt. ⓘ

Beispiele für Implementierungen sind:

• Hajjah und Lahj, Jemen: gemeindeeigene Solar-Microgrids.
• Pilotprogramm auf der Île d'Yeu: vierundsechzig Solarmodule mit einer Spitzenleistung von 23,7 kW auf fünf Häusern und eine Batterie mit einer Speicherkapazität von 15 kWh.
• Les Anglais, Haiti: umfasst die Erkennung von Energiediebstahl.
• Mpeketoni, Kenia: ein gemeindebasiertes dieselbetriebenes Mikronetzsystem.
• Stone Edge Farm Winery: Mikroturbine, Brennstoffzelle, Mehrfachbatterie, Wasserstoff-Elektrolyseur und Photovoltaikanlage für ein Weingut in Sonoma, Kalifornien. ⓘ

Weiträumiges synchrones Netz

Ein Weitbereichssynchronnetz, in Nordamerika auch als "Interconnection" bezeichnet, verbindet direkt viele Generatoren, die Wechselstrom mit derselben relativen Frequenz an viele Verbraucher liefern. In Nordamerika gibt es beispielsweise vier große Verbundnetze (die Western Interconnection, die Eastern Interconnection, die Quebec Interconnection und die Texas Interconnection). In Europa verbindet ein großes Netz fast ganz Kontinentaleuropa. ⓘ

Ein weiträumiges synchrones Netz (in Nordamerika auch "Interconnection" genannt) ist ein regionales oder größeres Stromnetz, das mit einer synchronisierten Frequenz arbeitet und unter normalen Systembedingungen elektrisch miteinander verbunden ist. Sie werden auch als Synchronzonen bezeichnet, von denen die größte das Synchronnetz Kontinentaleuropas (ENTSO-E) mit 667 Gigawatt (GW) Erzeugungskapazität ist, während die größte Region das IPS/UPS-System ist, das die Länder der ehemaligen Sowjetunion versorgt. Synchronnetze mit ausreichender Kapazität erleichtern den Stromhandel in weiten Gebieten. Im Jahr 2008 wurden im ENTSO-E über 350 000 Megawattstunden pro Tag an der Europäischen Energiebörse (EEX) verkauft. ⓘ

Jede der Verbindungsleitungen in Nordamerika wird mit einer Nennfrequenz von 60 Hz betrieben, während die europäischen Leitungen mit 50 Hz betrieben werden. Benachbarte Verbundnetze mit der gleichen Frequenz und den gleichen Standards können synchronisiert und direkt miteinander verbunden werden, um einen größeren Verbund zu bilden, oder sie können Strom ohne Synchronisierung über Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (DC-Ties) oder mit frequenzvariablen Transformatoren (VFTs) gemeinsam nutzen, die einen kontrollierten Energiefluss ermöglichen und gleichzeitig die unabhängigen Wechselstromfrequenzen jeder Seite funktional isolieren. ⓘ

Zu den Vorteilen von Synchronzonen gehören die Bündelung der Erzeugung, die zu niedrigeren Erzeugungskosten führt, die Bündelung der Last, die zu erheblichen Ausgleichseffekten führt, die gemeinsame Bereitstellung von Reserven, die zu niedrigeren Kosten für Primär- und Sekundärreserveleistung führt, die Öffnung des Marktes, die zur Möglichkeit langfristiger Verträge und kurzfristiger Strombörsen führt, und die gegenseitige Unterstützung im Falle von Störungen. ⓘ

Ein Nachteil eines flächendeckenden Synchronnetzes ist, dass sich Probleme in einem Teil auf das gesamte Netz auswirken können. Zum Beispiel verbrauchte der Kosovo 2018 aufgrund eines Streits mit Serbien mehr Strom als er erzeugte, was dazu führte, dass die Phase im gesamten kontinentaleuropäischen Synchronnetz hinter dem zurückblieb, was sie hätte sein sollen. Die Frequenz fiel auf 49,996 Hz. Dies führte dazu, dass bestimmte Uhren sechs Minuten langsamer gingen. ⓘ

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  Die synchronen Netze in Europa

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  Die zwei großen und drei kleinen Verbundnetze Nordamerikas

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  Die großen WASGs auf der ganzen Welt ⓘ

Supernetz

Ein Konzept für ein Supernetz, das erneuerbare Energiequellen in Nordafrika, dem Nahen Osten und Europa miteinander verbindet. (DESERTEC) ⓘ

Ein Supernetz oder Supergrid ist ein weiträumiges Übertragungsnetz, das den Handel mit großen Strommengen über große Entfernungen ermöglichen soll. Manchmal wird es auch als Megagrid bezeichnet. Supernetze können die globale Energiewende unterstützen, indem sie lokale Schwankungen der Wind- und Sonnenenergie ausgleichen. In diesem Zusammenhang gelten sie als eine Schlüsseltechnologie zur Eindämmung der globalen Erwärmung. Supernetze nutzen in der Regel Hochspannungsgleichstrom (HGÜ), um Strom über große Entfernungen zu übertragen. Die neueste Generation von HGÜ-Stromleitungen kann Energie mit Verlusten von nur 1,6 % pro 1000 km übertragen. ⓘ

Stromversorgungsunternehmen zwischen Regionen sind häufig miteinander verbunden, um die Wirtschaftlichkeit und Zuverlässigkeit zu verbessern. Elektrische Verbindungsleitungen ermöglichen Größenvorteile, so dass Energie aus großen, effizienten Quellen bezogen werden kann. Versorgungsunternehmen können Strom aus Generatorreserven aus einer anderen Region beziehen, um eine kontinuierliche, zuverlässige Stromversorgung zu gewährleisten und ihre Lasten zu diversifizieren. Die Zusammenschaltung ermöglicht den Regionen auch den Zugang zu billiger Massenenergie, da sie Strom aus verschiedenen Quellen beziehen können. So kann zum Beispiel eine Region während der Hochwassersaison billigen Strom aus Wasserkraft erzeugen, während ein anderes Gebiet in der Niedrigwassersaison billigeren Strom aus Windkraft erzeugt, so dass beide Regionen zu unterschiedlichen Zeiten des Jahres Zugang zu günstigeren Energiequellen haben. Benachbarte Versorgungsunternehmen helfen sich auch gegenseitig bei der Aufrechterhaltung der Gesamtnetzfrequenz und bei der Bewältigung von Übertragungen zwischen Versorgungsregionen. ⓘ

Der Verbundgrad (Electricity Interconnection Level, EIL) eines Netzes ist das Verhältnis zwischen der Gesamtleistung der Verbindungsleitung zum Netz und der installierten Erzeugungskapazität des Netzes. Die EU hat sich zum Ziel gesetzt, dass die nationalen Netze bis 2020 einen Verbundgrad von 10 % und bis 2030 von 15 % erreichen. ⓘ

Trends

Reaktion auf die Nachfrage

Demand Response ist eine Netzmanagementtechnik, bei der Einzel- oder Großhandelskunden entweder elektronisch oder manuell aufgefordert oder angereizt werden, ihre Last zu reduzieren. Derzeit nutzen die Übertragungsnetzbetreiber die Nachfragesteuerung, um von großen Energieverbrauchern wie Industrieanlagen eine Lastreduzierung zu verlangen. Technologien wie intelligente Zähler können die Kunden dazu bewegen, Strom zu verbrauchen, wenn er im Überfluss vorhanden ist, indem sie eine variable Preisgestaltung ermöglichen. ⓘ

Überalterte Infrastruktur

Trotz der neuartigen institutionellen Arrangements und Netzwerkdesigns des Stromnetzes sind die Stromversorgungsinfrastrukturen in den Industrieländern in die Jahre gekommen. Zu den Faktoren, die zum derzeitigen Zustand des Stromnetzes und seinen Folgen beitragen, gehören:

• Veraltete Anlagen - ältere Anlagen haben eine höhere Ausfallrate, was zu Unterbrechungen bei den Kunden führt, die sich auf die Wirtschaft und die Gesellschaft auswirken; außerdem führen ältere Anlagen und Einrichtungen zu höheren Inspektions- und Wartungskosten sowie zu weiteren Reparatur- und Wiederherstellungskosten.
• Veraltetes Systemlayout - in älteren Gebieten werden zusätzliche Standorte für Umspannwerke und Wegerechte benötigt, die im aktuellen Gebiet nicht verfügbar sind, so dass man gezwungen ist, bestehende, unzureichende Einrichtungen zu nutzen.
• Veraltete Technik - die traditionellen Werkzeuge für die Planung und Konstruktion von Stromversorgungssystemen sind unwirksam, wenn es darum geht, die aktuellen Probleme mit veralteten Anlagen, veralteten Systemlayouts und modernen deregulierten Lastniveaus zu lösen.
• Alte kulturelle Werte - Planung, Konstruktion und Betrieb von Systemen mit Konzepten und Verfahren, die in der vertikal integrierten Industrie funktionierten, verschärfen das Problem in einer deregulierten Industrie. ⓘ

Verteilte Erzeugung

In einer freien Marktwirtschaft, in der alles miteinander verbunden ist und ein offener Wettbewerb herrscht, ist es sinnvoll, die dezentrale Erzeugung zuzulassen und sogar zu fördern. Kleinere Stromerzeuger, die in der Regel nicht dem Versorgungsunternehmen gehören, können in Betrieb genommen werden, um den Strombedarf zu decken. Bei der kleineren Erzeugungsanlage kann es sich um einen Hauseigentümer handeln, der überschüssigen Strom aus seiner Solaranlage oder Windturbine erzeugt. Es könnte sich auch um ein kleines Büro mit einem Dieselgenerator handeln. Diese Ressourcen können entweder auf Geheiß des Energieversorgers oder des Eigentümers der Erzeugungsanlage in Betrieb genommen werden, um Strom zu verkaufen. Viele kleine Stromerzeuger dürfen den Strom zum gleichen Preis an das Netz zurückverkaufen, den sie für den Einkauf zahlen würden. ⓘ

Im 21. Jahrhundert ist die Stromversorgungsbranche bestrebt, die Vorteile neuartiger Ansätze zur Deckung des wachsenden Energiebedarfs zu nutzen. Die Versorgungsunternehmen stehen unter dem Druck, ihre klassischen Topologien für die dezentrale Stromerzeugung weiterzuentwickeln. Mit der zunehmenden Nutzung von Solar- und Windkraftanlagen auf den Dächern werden die Unterschiede zwischen Verteilungs- und Übertragungsnetzen immer mehr verschwimmen. Im Juli 2017 sagte der Vorstandsvorsitzende von Mercedes-Benz, dass die Energiebranche besser mit Unternehmen aus anderen Branchen zusammenarbeiten muss, um ein "Gesamtökosystem" zu bilden, das zentrale und dezentrale Energieressourcen (DER) integriert, um den Kunden das zu bieten, was sie wollen. Das Stromnetz war ursprünglich so aufgebaut, dass der Strom von den Stromversorgern zu den Verbrauchern fließt. Mit der Einführung der dezentralen Energiequellen muss der Strom jedoch in beide Richtungen fließen, da die Kunden über Stromquellen wie z. B. Sonnenkollektoren verfügen können. ⓘ

Intelligentes Netz

Das intelligente Stromnetz wäre eine Weiterentwicklung des Stromnetzes aus dem 20. Jahrhundert, das auf Zwei-Wege-Kommunikation und verteilte, so genannte intelligente Geräte setzt. Der Strom- und Informationsfluss in beide Richtungen könnte das Versorgungsnetz verbessern. Die Forschung konzentriert sich hauptsächlich auf drei Systeme eines intelligenten Netzes - das Infrastruktursystem, das Managementsystem und das Schutzsystem. ⓘ

Das Infrastruktursystem ist die Energie-, Informations- und Kommunikationsinfrastruktur, die dem intelligenten Netz zugrunde liegt und es unterstützt:

• Moderne Stromerzeugung, -lieferung und -verbrauch
• Fortschrittliche Informationsmessung, Überwachung und Verwaltung
• Fortschrittliche Kommunikationstechnologien ⓘ

Ein intelligentes Netz würde es der Energiewirtschaft ermöglichen, Teile des Systems in höherer zeitlicher und räumlicher Auflösung zu beobachten und zu steuern. Eines der Ziele des intelligenten Netzes ist der Informationsaustausch in Echtzeit, um den Betrieb so effizient wie möglich zu gestalten. Es würde die Verwaltung des Netzes auf allen Zeitebenen ermöglichen, von Hochfrequenz-Schaltgeräten im Mikrosekundenbereich über Schwankungen der Wind- und Solarleistung im Minutenbereich bis hin zu den künftigen Auswirkungen der durch die Stromerzeugung verursachten Kohlenstoffemissionen im Jahrzehntbereich. ⓘ

Das Managementsystem ist das Teilsystem des intelligenten Netzes, das fortschrittliche Management- und Kontrolldienste bereitstellt. Die meisten der vorhandenen Arbeiten zielen darauf ab, die Energieeffizienz, das Nachfrageprofil, den Nutzen, die Kosten und die Emissionen auf der Grundlage der Infrastruktur zu verbessern, indem Optimierung, maschinelles Lernen und Spieltheorie eingesetzt werden. Es wird erwartet, dass im Rahmen der fortschrittlichen Infrastruktur des intelligenten Stromnetzes immer mehr neue Verwaltungsdienste und Anwendungen entstehen, die schließlich das tägliche Leben der Verbraucher revolutionieren werden. ⓘ

Das Schutzsystem eines intelligenten Stromnetzes bietet eine Analyse der Netzzuverlässigkeit, Schutz vor Ausfällen sowie Dienste zum Schutz der Sicherheit und der Privatsphäre. Die zusätzliche Kommunikationsinfrastruktur eines intelligenten Netzes bietet zwar zusätzliche Schutz- und Sicherheitsmechanismen, birgt aber auch das Risiko externer Angriffe und interner Ausfälle. In einem Bericht über die Cybersicherheit von Smart-Grid-Technologien, der erstmals 2010 erstellt und später 2014 aktualisiert wurde, wies das US National Institute of Standards and Technology darauf hin, dass die Möglichkeit, mehr Daten über den Energieverbrauch von intelligenten Zählern zu sammeln, auch große Bedenken hinsichtlich des Datenschutzes aufwirft, da die im Zähler gespeicherten Informationen, die potenziell anfällig für Datenschutzverletzungen sind, für persönliche Angaben über die Kunden ausgewertet werden können. ⓘ

In den USA stellen der Energy Policy Act von 2005 und Titel XIII des Energy Independence and Security Act von 2007 Mittel zur Verfügung, um die Entwicklung intelligenter Netze zu fördern. Ziel ist es, die Versorgungsunternehmen in die Lage zu versetzen, ihren Bedarf besser vorherzusagen und in einigen Fällen die Verbraucher in einen verbrauchsabhängigen Tarif einzubinden. Außerdem wurden Mittel für die Entwicklung robusterer Energiekontrolltechnologien bereitgestellt. ⓘ

Netzüberwindung

Da es im Stromversorgungssektor einen gewissen Widerstand gegen die Konzepte der dezentralen Erzeugung mit verschiedenen erneuerbaren Energiequellen und mikroskaligen KWK-Anlagen gibt, haben mehrere Autoren davor gewarnt, dass ein massenhafter Netzausfall möglich ist, weil die Verbraucher Strom mit netzunabhängigen Systemen erzeugen können, die in erster Linie aus Solar-Photovoltaik-Technologie bestehen. ⓘ

Das Rocky Mountain Institute hat vorgeschlagen, dass es zu einer weitreichenden Netzabschaltung kommen könnte. Dies wird durch Studien im Mittleren Westen untermauert. In dem Papier wird jedoch darauf hingewiesen, dass Netzausfälle in Ländern wie Deutschland, die im Winter einen höheren Strombedarf haben, weniger wahrscheinlich sind. ⓘ

Aufgaben

Stromnetze dienen der Versorgung der Verbraucher mit elektrischer Energie und verbinden die Kraftwerke und andere Energie-Umwandler zum Beispiel Windenergie- und Photovoltaikanlagen. Dies geschieht auf unterschiedlichen Spannungsebenen, um die Netzverluste zu verringern. Durch Anheben der Spannung sinkt der erforderliche Querschnitt der Stromleitungen und der Aufwand für die Leistungsschalteinrichtungen, andererseits steigt der Aufwand und die Kosten für die Isolierung und Trennung das heißt der Schutz vor Überschlag und Kriechströmen. Das Stromversorgungsnetz wird mit Dreiphasenwechselstrom betrieben und umfasst üblicherweise vier Spannungsebenen, um einerseits weite Entfernungen zu überwinden und andererseits anwenderfreundliche Spannungen anzubieten. Die Netzfrequenz beträgt in Europa 50 Hertz (Hz), in Nordamerika 60 Hz. Hierdurch werden Umspann-Transformatoren möglich, gleichzeitig sind diese Frequenzen gut in rotierenden elektrischen Maschinen zu erzeugen und zu nutzen. Hierfür dient auch das dreiphasige Drehstromnetz, welches für einen Teil der Endverbraucher und einen Großteil der Elektrogeräte in Einphasenwechselstrom („Haushaltsstrom“) aufgeteilt werden kann. ⓘ

Das Bahnstromnetz verschiedener Länder wird mit Einphasenwechselstrom bei einer Frequenz von 16,7 Hz betrieben. Der Grund ist, dass Elektroantriebe für Lokomotiven Reihenschlussmotoren waren und oft auch noch sind. Die Funkenbildung an deren Kommutator kann nur dadurch begrenzt werden, dass der Betrieb bei niedriger Frequenz erfolgt. ⓘ

Freileitungsnetze zur Verteilung von Elektroenergie werden auch zur Nachrichtenübertragung eingesetzt, früher mittels Trägerfrequenzverfahren auf den Leiterseilen, über die Erdseile oder über mitverlegte Nachrichtenkabel (meist Glasfaserkabel). Die Nachrichtenübertragung wird von den Energieversorgern selbst verwendet oder auch anderen Nutzern angeboten. ⓘ

Spannungsebenen

Die vier Spannungsebenen im deutschen Stromnetz ⓘ

Stromnetze werden nach der Betriebsspannung eingeteilt, bei der sie elektrische Energie übertragen. Hinsichtlich der Netznutzungsentgelte existiert in einigen Ländern eine Einteilung nach der Netzebene, aus der Strom entnommen wird.

• Höchstspannung: In Westeuropa in der Regel 220 kV oder 380 kV. In Kanada und in den USA werden 735 kV und 765 kV verwendet. In Russland existiert ein ausgedehntes 750-kV-Netz, von dem einzelne Leitungen auch nach Polen, Ungarn, Rumänien und Bulgarien führen. Eine 1150-kV-Leitung führt vom Kraftwerk Ekibastus (Kasachstan) zur Stadt Elektrostal (Russland). Sie wird heute jedoch nur noch mit 500 kV betrieben.
• Hochspannung: 60 kV bis 150 kV. In Deutschland und Österreich wird fast durchgängig 110 kV verwendet. Daneben existieren noch in Schleswig-Holstein, bei Winsen (Aller), in der Nähe von Landesbergen, bei Philippsthal und im alten Netz der Städtischen Werke Kassel Leitungen mit 60 kV Betriebsspannung. Im Saarland wird ein Netz an 65-kV-Leitungen betrieben. In der Schweiz existiert kein einheitlicher Wert im Hochspannungsnetz.
• Mittelspannung: 1 kV bis 35 kV. Für Netze mit hohem Freileitungsanteil, ausgedehnten ländlichen Regionen und bei neuen Installationen sind 20 kV bis 25 kV üblich. In städtischen Regionen, wo teilweise noch ältere Erdkabel in Papier-Blei-Ausführung mit Aluminium oder als Massekabel ausgeführt sind, wird eine niedrigere Mittelspannung mit 10 kV eingesetzt.
• Niederspannung: 230 V/400 V. In der Industrie sind auch andere Niederspannungen üblich, zum Beispiel 500 V oder 690 V. ⓘ

Die Höchst-, Hoch- und Niederspannungen sind für Westeuropa weitgehend standardisiert. Bei der Mittelspannung kann eine nachträgliche Anpassung an Standardspannungen zu aufwändig sein, da man sehr viele alte Erdkabel uneinheitlicher Maximalbetriebsspannung austauschen müsste. Der Großteil der Investitionskosten fällt in der Mittel- und Niederspannungsebene an, in der etwa 70 % der gesamten Stromnetzkosten gebunden sind. Auf die Hochspannungsebene (110 kV) entfallen etwa 20 %, auf die Höchstspannungsebene (220/380 kV) 10 %. ⓘ

Funktion der einzelnen Netze

Funktion der einzelnen Netzebenen ⓘ

• Das Übertragungsnetz bedient sich der Drehstrom-Hochspannungs-Übertragung (DHÜ, engl. HVAC). Es verteilt die von Kraftwerken erzeugte und ins Netz eingespeiste Energie landesweit an Leistungstransformatoren, die nahe an den Verbrauchsschwerpunkten liegen. Auch ist es über sogenannte Kuppelleitungen an das internationale Verbundnetz angeschlossen.
• Das in Europa üblicherweise mit 110 kV betriebene Verteilnetz sorgt für die Grobverteilung elektrischer Energie. Leitungen führen hier in verschiedene Regionen, Ballungszentren zu deren Umspannwerken oder große Industriebetriebe. Abgedeckt wird ein Leistungsbedarf von 10 bis 100 MW.
• Das Mittelspannungsnetz verteilt die elektrische Energie an die regional verteilten Transformatorenstationen oder größere Einrichtungen wie zum Beispiel Krankenhäuser oder Fabriken. Stadtwerke, die ebenfalls kleinere Kraftwerke oft auch mit Kraft-Wärme-Kopplung betreiben, speisen ihren Strom in das Mittelspannungsnetz.
• Die Niederspannungsnetze sind für die Feinverteilung zuständig. Die Niederspannung wird in Europa auf die üblichen 230 V/400 V transformiert und damit werden private Haushalte, kleinere Industriebetriebe, Gewerbe und Verwaltungen versorgt. Diese Leitungen werden auch als die letzte Meile bezeichnet. Kleine – etwa private – Photovoltaikanlagen speisen Überschussleistung auf dieser Niederspannungsebene ein. ⓘ

Spannungsregelung

Die Verteiltransformatoren im Mittelspannungsnetz haben im Allgemeinen ein festes Übersetzungsverhältnis. Um trotz der im Laufe eines Tages auftretenden großen Lastschwankungen die Netzspannung beim Verbraucher in etwa konstant halten zu können, kann das Übersetzungsverhältnis der Leistungstransformatoren zwischen Hoch- und Mittelspannungsnetz (z. B. 110 kV/20 kV) in Grenzen variiert werden. Dazu werden von der Primärwicklung mehrere Anzapfungen nach außen geführt. Ein extra dafür gebauter Schalter, ein sogenannter Stufenschalter, erlaubt das Umschalten zwischen den Anzapfungen, ohne den Transformator dazu abschalten zu müssen. Dieser Vorgang wird Spannungsregelung genannt. Für die einwandfreie Funktion vieler Geräte muss die Netzspannung innerhalb enger Grenzen gehalten werden. Zu hohe oder zu niedrige Spannungen können durch Störungen verursacht werden. ⓘ

Gleichstromtrassen

Daneben gibt es auch Leitungen mit hochgespanntem Gleichstrom für Übertragung über weite Strecken, insbesondere Seekabel in Form der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ). ⓘ

Verbundnetz

In einem Verbundnetz werden mehrere Kraftwerke und Abnehmerzentren zusammengefasst, da so der lokale Unterschied zwischen Angebot und Nachfrage von Momentanleistung innerhalb des Netzes besser ausgeglichen werden kann. Verbundnetze stellen somit den Gegenpol zu Inselnetzen dar. ⓘ

Durch ein Verbundnetz ergeben sich folgende Vorteile:

• das Energiesystem wird stabiler, da so Über- und Unterkapazitäten abgefangen werden bzw. sich ausgleichen können,
• durch Leistungsaustausch können Lastschwankungen kurzfristig besser ausgeregelt werden als nur durch Regelung der Kraftwerke, und
• die Betriebszuverlässigkeit des Netzes wird gesteigert. ⓘ

Innerhalb eines Verbundsystems müssen alle Erzeuger synchron arbeiten. Dreiphasenwechselstrom führt zu höheren Übertragungsverlusten in den Kabeln, so dass er zum Beispiel bei Seekabeln von über 30 km Länge nicht verwendet wird. In Mittel- und Westeuropa wird auf dem Gebiet der Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (UCTE) ein europäisches Verbundsystem betrieben; die organisatorischen Belange wurden im Jahr 2009 durch die ENTSO-E übernommen. ⓘ

Einspeisenetz

Ein Einspeisenetz ist ein speziell für die Aufnahme und Weiterleitung von Strom aus erneuerbaren Energien ausgelegtes Stromnetz, welches mit dem Versorgungsnetz, häufig auch mit dem Übertragungsnetz verbunden ist und nicht durch den Netzbetreiber, sondern durch den Betreiber der Energieanlagen errichtet und betrieben wird. In der deutschen Regelzone 50hertz sind zwei Umspannwerke als Pilotprojekte ausgewiesen. Im Umspannwerk Altentreptow-Nord und Wessin wird nur Windenergie in das Übertragungsnetz eingespeist. Im Unterschied zum öffentlichen Versorgungsnetz sind Einspeisenetze weniger redundant und für geringere Volllaststunden ausgelegt und somit schnell und kostengünstig zu errichten. Einspeisenetze dienen insbesondere der Verbesserung der Systemintegration der erneuerbaren Energien im Strombereich. Ein Beispiel ist das Einspeisenetz von Enertrag in der Uckermark. ⓘ

Verteilung

110-kV-, 220-kV- und 380-kV-Leitungen in Himberg, Österreich ⓘ

Die elektrische Energie kann in diesen Mengen nur drahtgebunden über Hochspannungsleitungen – Freileitungen und Erdkabel – übertragen werden. Beide Systeme haben Vor- und Nachteile. ⓘ

Für den Einsatz von Freileitungen sprechen die geringeren Kosten sowie leichtere Lokalisierbarkeit und Behebbarkeit von Fehlern. Freileitungen sind Umwelteinflüssen (z. B. Stürmen) ausgesetzt, können das Landschaftsbild beeinträchtigen und können in seltenen Fällen Menschen, Tiere und Sachgüter gefährden. ⓘ

Es gibt verschiedene Typen von Freileitungsmasten. Zu speziellen Problemen im Leitungsbau bei der Überquerung von Hindernissen siehe Freileitungskreuzungen. ⓘ

Erdkabel haben einen geringeren Platzbedarf, sind vor Umwelteinflüssen besser geschützt und bei der Bevölkerung akzeptierter. Ihr Bau ist aber deutlich teurer; der Wartungsaufwand bei Defekten ist hoch und es gibt technische Probleme, wenn unterirdische Hochspannungsleitungen gewisse Kabellängen überschreiten. Beispielsweise ist die Wärmeabfuhr bei Freileitungen durch die umgebende Luft gewährleistet, bei Erdkabeln nicht. Weitere Probleme entstehen durch die enorme Blindleistung, die wiederum durch die hohe Kapazität des Kabels bedingt ist. ⓘ

Das deutsche Stromnetz ist etwa 1,8 Millionen Kilometer lang (Stand 2014). Die Netzkilometer verteilen sich wie folgt auf die verschiedenen Netzspannungen:

• 1.156.800 km Niederspannungsebene
• 0.509.900 km Mittelspannung
• 0.096.300 km Hochspannungsebene
• 0.035.000 km Höchstspannungsnetze ⓘ

Im Jahr 2003 waren etwa 71 % unterirdisch verlegt. Ein Vergleich zu dem Wert für 1993 – etwa 64 % – zeigt die Tendenz, infolge des Leitungsausbaus im Bereich der Niederspannungsnetze und teilweise Mittelspannung, die unterirdische Stromverteilung auszubauen. Im Hoch- und insbesondere Höchstspannungsbereich spielen die unterirdisch verlegten Erdkabelsysteme bezüglich Längenanteil kaum eine Rolle. ⓘ

Das Stromnetz muss fortlaufend an den Ausbau erneuerbarer Energien und die sich dadurch ändernde regionale Verteilung von Energieanlagen angepasst werden. In Zusammenhang mit Verzögerungen im Netzausbau führt das zu Netzbelastungen, zu deren Behebung die Netzbetreiber stabilisierend eingreifen müssen. Das betrifft das Übertragungsnetz und in geringerem Maß auch das Verteilnetz. Die dazu notwendigen Redispatch- und Einspeisemanagement-Maßnahmen kosteten im Jahr 2017 etwa 1,4 Milliarden Euro (2016 rund 880 Millionen Euro, 2015 rund 1,1 Milliarden Euro). Diese Kosten sind Teil der Netzentgelte. ⓘ

Netztopologien

Stromnetze werden in ihrer Struktur verschiedenartig aufgebaut. Die Topologie richtet sich nach verschiedenen Kriterien wie der Spannungsebene, räumlichen Randbedingungen, Betriebskosten oder der Versorgungssicherheit. Die wichtigsten Netzformen sind: ⓘ

Strahlennetz

Das Netz wird von einer zentralen Speisestelle aus versorgt, die einzelnen Leitungen, als Stichleitung bezeichnet, laufen strahlenförmig zu den einzelnen Verbrauchsstellen. In dieser Topologie sind oft Niederspannungsnetze gestaltet. Der Vorteil besteht in geringem Planungsaufwand, einfacher Fehlersuche und geringen Anforderungen an den Netzschutz. Nachteilig ist eine geringe Versorgungssicherheit, da bei Ausfall einer Stichleitung alle daran angeschlossenen Verbraucher einen Stromausfall erleiden. ⓘ

Ringnetz

Ringnetze werden von einer oder mehreren Stellen aus gespeist, die Versorgung der einzelnen Verbraucher erfolgt in Form einer Ringleitung: Ein Verbraucher kann also von zwei Seiten über den Ring versorgt werden. Bei einem technischen Defekt kann der Ring um die Fehlerstelle herum geöffnet werden, womit die Verbraucher abseits der Fehlerstelle weiter versorgt werden können. Der Vorteil ist eine erhöhte Versorgungssicherheit, der Nachteil die höhere Qualifikation des Wartungspersonals, da das Freischalten eines Netzabschnittes im Ring das Betätigen mehrerer Schaltstellen bedingt. Eine Sonderform, mit erhöhter Ausfallsicherheit, stellt ein doppeltes Ringnetz dar, bei dem zwei Ringnetze räumlich parallel ausgeführt werden: Jeder Verbraucher kann dann wahlweise von einem der beiden Ringnetze versorgt werden. Anwendung finden Ringnetze bei größeren Niederspannungsnetzen, insbesondere in städtischen Bereichen, in Mittelspannungsnetzen und auf der 110-kV-Verteilnetzebene wo üblicherweise doppelte Ringleitungen mehrere untergeordnete Umspannwerke versorgen. ⓘ

Maschennetz

Maschennetze stellen verallgemeinerte Ringnetze dar, werden üblicherweise an mehreren Punkten gespeist und die Verbraucher verteilen sich in einem Netz, welches über mehrere Knoten und Zweige verfügt. Die Speisung einzelner Verbrauchspunkte erfolgt üblicherweise über zwei oder mehr Leitungen, die konkrete Form richtet sich primär nach den Leistungsanforderungen und räumlichen Bedingungen. Ein Maschennetz bietet bei entsprechender Auslegung die höchste Versorgungssicherheit, erfordert aber einen deutlichen komplexeren Netzschutz. Auch müssen Methoden zur Steuerung der einzelnen Leistungsflüsse auf einzelnen Zweigen, den Verbindungsleitungen innerhalb des Netzwerkes, bestehen, da jede Leitung nur eine beschränkte Transportleistung aufweist. Anwendung finden Maschennetze unter anderem in den Übertragungsnetzen mit Hoch- und Höchstspannung, wie der 380-kV-Ebene. Verbundnetze sind im Regelfall eine räumliche Kombination mehrerer Maschennetze. ⓘ

Netzzustände

Im Rahmen des Netzbetriebs wird zwischen verschiedenen Netzzuständen unterschieden, welche Auskunft darüber geben, ob das Versorgungsnetz seiner Aufgabe zur elektrischen Energieverteilung nachkommen kann. In den Regeln zum Netzbetrieb von Übertragungsnetzen wird zwischen vier verschiedenen Netzzuständen unterschieden, welche im Falle von Störungen von oben nach unten durchlaufen werden:

1. Der sichere Netzzustand ist der erwünschte Normalfall und dadurch gekennzeichnet, dass die zulässigen elektrischen Grenzwerte eingehalten werden, das N-1-Kriterium im gesamten Netz erfüllt ist, ausreichend Regelleistung zur Verfügung steht, um Lastschwankungen ausgleichen zu können, und alle Verbraucher versorgt werden können.
2. Der gefährdete Netzzustand bedeutet, dass zwar alle Verbraucher versorgt werden können, aber weitere Kriterien wie Einhaltung des N-1-Kriteriums oder die Verfügbarkeit von ausreichend Regelleistung nicht sichergestellt ist.
3. Der gestörte Netzzustand ist zusätzlich dadurch gekennzeichnet, dass nicht mehr alle Verbraucher versorgt werden können. Es kommt zu regionalen Stromausfällen.
4. Der kritische Netzzustand ist dadurch gekennzeichnet, dass ein hohes Eintrittsrisiko für weitreichende Stromausfälle besteht und unmittelbare Handlungen wie beispielsweise das Trennen des Verbundnetzes in einzelne Teilnetze nötig sind. ⓘ

Netzbetreiber

Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB)

Im Bereich der Höchstspannungsnetze sind die Netze der einzelnen Übertragungsnetzbetreiber über Hochspannungsleitungen zum nationalen Verbundnetz zusammengeschlossen. ⓘ

Deutschland

Deutsche Übertragungsnetze von 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW ⓘ

In Deutschland sind vier Netzbetreiber (TSO, Transmission System Operator) tätig; sie haben sich zum deutschen Netzregelverbund zusammengeschlossen: Amprion, TransnetBW, Tennet TSO und 50Hertz Transmission. ⓘ

Schweiz

Das Schweizer Stromnetz ist von großer Bedeutung für den westeuropäischen Stromhandel; es dient traditionell als Drehscheibe für den Ausgleich von Spitzenbedarf und Spitzenproduktion der großen kontinentaleuropäischen Länder. Das Netz im engeren Sinne wurde 2009 aus den einzelnen Energieversorgungsunternehmen (EVU) in sogenannte Grid-Gesellschaften ausgegliedert und wurde in den landesweiten Transportnetzbetreiber (TSO) Swissgrid überführt. ⓘ

Österreich

In Österreich wird das nationale Übertragungsnetz von der Austrian Power Grid (APG) betrieben. ⓘ

Europäische Zusammenarbeit

Am 16. April 1958 wurden beim schweizerischen Laufenburg am Rhein unter der Kontrolle von EGL erstmals die Stromnetze Deutschlands, Frankreichs und der Schweiz zusammengeschaltet. ⓘ

2007 haben sich die europäischen Übertragungsnetzbetreiber, die für den Betrieb des Höchstspannungs-Verbundnetzes zuständig sind, im Verband ENTSO-E formiert; davor gab es sechs alte Verbände („ETSO“). Sie reagierten damit auf das dritte Energie-Binnenmarktpaket der Europäischen Kommission; dieses wurde 2009 verabschiedet. ENTSO-E vertritt auch die Netzbetreiber gegenüber der Kommission. ⓘ

Verteilnetzbetreiber (VNB)

Neben den Übertragungsnetzbetreibern gibt es eine Vielzahl Verteilnetze. In Deutschland gibt es etwa 900 kleinere Verteilnetzbetreiber, die Strom zu den Endverbrauchern liefern. ⓘ

Die Netzbetreiber erhalten Netznutzungsentgelte für die Dienstleistung „Durchleiten von Strom vom Stromproduzenten zum Verbraucher“. Preise für diese Dienstleistung setzt in Deutschland die Bundesnetzagentur fest. ⓘ

Stromnetze der Eisenbahnen

Ein weiteres Energieversorgungsnetz in Deutschland, der Schweiz und Österreich betreiben die Bahnunternehmen. Die DB Energie betreibt das größte zusammengeschaltete 110-kV-Netz in Deutschland. Es verwendet Einphasenwechselstrom. Das Freileitungsnetz hat eine Länge von ca. 7.600 km an Bahnstromleitungen. Anders als im nationalen Verbundnetz beträgt im Bahnstromnetz die Netzfrequenz 16,7 Hz. Die Rübelandbahn verwendet 50 Hz Netzfrequenz und wird direkt aus dem öffentlichen Stromnetz versorgt. ⓘ

Daneben existieren noch kleine regionale Stromnetze wie die mit Einphasenwechselstrom und mit einer Frequenz von 25 Hz betriebene Mariazeller Bahn in Österreich. Diese Bahn verfügt über ein kleines eigenes 27-kV-Netz. ⓘ

In den übrigen Ländern erfolgt die Energieversorgung elektrischer Bahnen aus dem öffentlichen Stromnetz. Bei Gleichstrombahnen durch Gleichrichter in den Unterwerken, bei mit Einphasenwechselstrom mit einer Frequenz von 50 Hz betriebenen Bahnen werden die Phasen des Drehstromsystems im Unterwerk getrennt und in jeweils verschiedene Streckenabschnitte einzeln gespeist. ⓘ

Offshorenetz, Anschluss an das Verbundnetz an Land

Die schnell wachsende Stromversorgung der Offshore-Windindustrie mit den drei Einspeisestationen Büttel, Dörpen und Dörpen West ist aus der Karte der Offshore-Windkraftanlagen ersichtlich. ⓘ

Lage von DanTysk innerhalb der Windparks in der Deutschen Bucht ⓘ