Frequenzstabilität im AC-DC-System

Abstract

Mit dem wachsenden Anteil der erneuerbaren Erzeugung sinkt die im Übertragungsnetz wirksame Momentanreserve, da umrichterbasierte Anlagen keine inhärente Trägheit bereitstellen. Dies führt zu höheren Frequenzgradienten (RoCoF) und tieferen Frequenznadiren und gefährdet die Frequenzstabilität, während die Netzanschlussregeln (VDE-AR-N 4130) das Durchfahren eines Frequenzbereichs von 47,5–51,5 Hz und von RoCoF-Werten bis ±2 Hz/s fordern. Das Teilvorhaben untersuchte daher, wie HGÜ-Umrichter und minimale DC-seitige Energiespeicher zur Frequenzstabilität im hybriden AC-DC-System beitragen können. Hierzu wurde ein Studienmodell (17 Generatoren, drei Regelzonen, eingebettetes MTDC-Netz mit acht Umrichterstationen) zu einem dynamischen Netzmodell ausgebaut. Die HGÜ-Umrichter wurden über ein Averaged Value Model (Typ 5) nachgebildet und mit netzfolgenden (Grid-Following) sowie netzbildenden (Grid-Forming) Regelungen ausgestattet. Als Störung diente der Ausfall eines Generators. Die Bewertung erfolgte anhand der Center-of-Inertia-Frequenz. Untersucht wurden der Einfluss sinkender Momentanreserve, der Beitrag der Umrichterregelungen, die erforderliche DC-Kapazität sowie die DC-seitigen Regelungsstrukturen. Eine sinkende Trägheit verschlechtert RoCoF und Frequenznadir, nicht jedoch die quasistationäre Frequenz. Den stärksten Beitrag liefern netzbildende Umrichter. Die hierfür benötigte Energie stammt aus der DC-Kapazität, deren Wirkung ab einer bestimmten Grenze in Sättigung übergeht. Die bleibende Frequenzabweichung lässt sich durch die HGÜ nicht verringern. Netzbildende VSC-HGÜ mit begrenzten DC-Speichern können somit das transiente Frequenzverhalten trägheitsarmer Netze wirksam stützen; die stationäre Frequenzhaltung bleibt Aufgabe frequenzregelnder Erzeugungseinheiten.