Home Navigationspfeil News und Blog Navigationspfeil 48,8 Hz - Januar 2019

Der 49,8 Hz Vorfall am 10.01.2019 um 21 Uhr im europäischen Stromnetz

Vielerorts wird über den Vorfall im europäischen Stromnetz am 10.01.2019 berichtet. Aber was genau ist da eigentlich passiert? Mit Sicherheit kann man im Moment nur sagen, daß die Netzfrequenz um 21:02 Uhr auf 49,80 Hz abgesunken ist, also deutlich außerhalb des Normbereichs lag. Die Sollfrequenz beträgt 50 Hz, mit einem Reglertotband von +/- 10 mHz. Das bedeutet, es gibt einen Unempfindlichkeitsbereich von 49,99 Hz bis 50,01 Hz in dem keine Frequenzregelung erfolgt.

Nun war aber vermutlich von Frankreich (Meldung der französischen Energieaufsicht) ausgehend eine Störung des Stromnetzes aufgetreten. Hier kam es zu einer Unterversorgung der Verbraucher, was sich in der Netzfrequenz des gesamten europäischen Stromnetzes zeigte. In Folge der Unterfrequenz bzw. Unterversorgung des  Stromnetzes wurde ein automatischer Lastabwurf von Industriebetrieben in Frankreich notwendig, um die Netzfrequenz zu stabilisieren. Grundsätzlich breiten sich Frequenzstörungen sehr schnell aus und treten daher über Europa hinweg nahezu synchron auf. Die Stärke der Ausprägung ist jedoch regional unterschiedlich verteilt. So war in Spanien die Frequenzabweichung von der 50 Hz Nennfrequenz mit 49,789 Hz (-211 mHz) deutlich stärker, als bspw. in Süddeutschland mit 49,802 Hz (-198 mHz).

Darstellung des Unterfrequenzereignisses mit 10/s Auflösung mit Messort Lleida (Spanien) und Donauwörth (Deutschland)

Klicken für Großansicht der Darstellung des Unterfrequenzereignisses mit 1/10 s Auflösung (Legende: grün - Lleida, Spanien; orange - Donauwörth, Deutschland)

Nun fragen Sie sich sicher, warum zeigt sich das in der Frequenz?

Erzeugung und Verbrauch von elektrischem Strom müssen sich stets die Waage halten. Das heißt, der Strom der gerade in diesem Moment verbraucht wird, muss auch genau zu diesem Zeitpunkt erzeugt werden. Die Sollfrequenz in Europa beträgt wie oben geschrieben 50 Hz. Kommt es jedoch zu einem Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch, weicht die Frequenz vom Soll ab. In diesem konkreten Fall lag in der Spitze der Störung die Frequenz bei 49,789 Hz, also 211 mHz unter Nennfrequenz von 50 Hz. Das wiederum heißt, die Einspeisung durch Kraftwerke war deutlich niedriger als die von Verbrauchern aufgenommene Leistung. Dieser Einspeiseunterschuss hatte ein Absacken der Frequenz zur Folge, was sich aufgrund der hohen Vermaschung in Europa sofort in allen Teilen des europäischen Stromnetzes zeigte (die Ausbreitungsgeschwindigkeit von Störungen beträgt ca. 1100 km/s).

Da der Frequenzeinbruch kurz nach dem Stundenwechsel nahe dem ENTSO-E Auslegungsfall von +/-200 mHz (Kapitel A-D3.1.) war, kam es als Gegenreaktion zur Netzstabilisierung zu dem vorgenannten automatischen Lastabwurf, bei dem durch den französischen Stromnetzbetreiber RTE automatisiert Industrieverbraucher mit ca. 1500 MW abgeworfen wurden.

Im Vorlauf zum Stundenwechsel begann die Frequenz aufgrund des Stromhandels langsam abzusinken, was aber in den Abendstunden kein ungewöhnliches Verhalten ist. Hintergrund für diesen stündlichen Frequenzeinbruch ist, daß ein Übergang von Kraftwerk A nach Kraftwerk B stattfindet. So hat z.B. Kraftwerk A für die Zeit von 20:00 bis 21:00 eine bestimmte Leistung verkauft und Kraftwerk B übernimmt ab 21:00 die Versorgung. Da eine solche Übergabe nicht ganz einfach zu bewerkstelligen ist, kommt es zu einem kurzen Absinken der Frequenz. Dieses Phänomen wiederholt sich jede Stunde und zeigt sich in einem typischen Muster eines Frequenzverlaufs innerhalb eines Tages. Kurz nach dem Stundenbruch um ca. 21:01 Uhr am 10.01.2019 begann die Frequenz jedoch unter 49,9 Hz zu fallen, um dann um 21:02 den Tiefstand von 49,78 Hz zu erreichen. Da vermutlich die zu diesem Zeitpunkt aktivierte Primärregelleistung nicht ausreichte, um die Frequenz wieder zu stabilisieren, mussten große Verbraucher aus der Industrie von RTE vom Netz getrennt werden. Ein solcher Lastabwurf wirkt ähnlich einer Adrenalinspritze (schlagartiges Freiwerden von Erzeugerkapazitäten) auf das Stromnetz und hat zusammen mit der Einspeisung von Primärregelleistung einen Netzzusammenbruch verhindert. In der weiteren Folge stabilisierte sich das Stromnetz wieder und die Frequenz kehrte kurz darauf wieder ins normale Frequenzband zurück. Der Blackout wurde abgewendet.

Aussagekraft des Phasenwinkels - was können wir daraus ablesen?

Der Phasenwinkel, auch Spannungswinkel genannt, ist ein Instrument um Leistungsflüsse von A nach B sichtbar zu machen. Mit unserem WAMS zeichnen wir über Europa hinweg die Frequenz und den Phasenwinkel auf, so daß Lastflüsse zwischen Stationen oder auch Leitungsumschaltungen sichtbar werden. Im nachfolgenden Diagramm des Phasenwinkels lassen sich nicht nur länderübergreifende Lastflüsse, sondern auch Primärregelleistungsausschläge erkennen.

Phasenwinkel Spanien-Deutschland zum Zeitpunkt der Störung am 10.01.2019

Klicken Sie auf das Bild für eine Großansicht 

In dem Schaubild sehen wir, daß im Vorlauf zum Stundenwechsel die Station in Lleida (Spanien) gegenüber Schondorf (Süddeutschland) erst eine Verringerung des Phasenwinkels zeigt, also die Winkeldifferenz zwischen der Meßstation in Süddeutschland und Spanien fällt. Im weiteren Verlauf ab ca. 20:55 Uhr, kurz vor dem Stundenbruch, steigert sich die Winkeldifferenz jedoch massiv um fast 50°. Das bedeutet, daß sich die Lastflüsse geändert haben und Spanien nach dem Stundenwechsel Leistung aufnahm. Grund für eine solche Winkeländerung könnte zum einen sein, daß das Kohlekraftwerk Litoral 1 um 21:00 Uhr ausfiel, aber wohl auch der grenzüberschreitende Stromhandel. 

Bei einer Betrachtung der Import- und Exportbilanz des französischen Netzbetreiber RTE lässt sich gut erkennen, daß Frankreich am 10.01.2019 um 20:00 Uhr netto 4261 MW importierte und um 21:00 nur noch 947 MW netto bezog, also die vom Ausland importierte Leistung mit dem Stundenwechsel um 3314 MW sank (eine Leistung, die in der Größenordnung von ca. 3 AKW bzw. 4 Steinkohlekraftwerken liegt). 

Wie sich in der Grafik der französischen RTE erkennen lässt, wurden um 20:00 Uhr noch 2246 MW aus Spanien importiert, aber mit dem Stundenwechsel um 21:00 kehrte sich der Stromfluß um und es wurden 2117 MW nach Spanien exportiert, also ein Hub von über 4,3 GW! Daher auch die Änderung im  Phasenwinkeldiagramm bei dem in lila eingezeichneten Phasenwinkel der Station in Nordspanien. Der in grün eingezeichnete Phasenwinkel der Meßstation in Südfrankreich (Aufstellort nahe Toulouse und des dortigen AKW Golfech) lässt kurz nach 21:00 bis 21:02 Uhr die Gegenreaktion zum Frequenzeinbruch erkennen, da vermutlich vom nahen AKW massiv Primärregelleistung aufgewandt wurde, um das Netz zu stabilisieren. Der Phasen- oder Spannungswinkel ist also neben der Frequenz ein interessantes Instrument, um Lastflüsse oder Ausfälle sichtbar zu machen und diese zu verorten.

Im Gegensatz zum Vorfall im November 2006 haben diesmal die Schutzmechanismen gut funktioniert und es kam zu keinen größeren oder gar flächendeckenden Versorgungsunterbrechungen.

Stand 20.01.2019

The 49.8 Hz incident on 10/01/2019 um 21h00 hours in the European electric grid

There are several reports on the near blackout on the 10/01/2019. Now what did actually happen? It is safe to say that the grid frequency dropped to 49.80 Hz around 2102 CET, way outside its normal range. The nominal frequency in the European UCTE-grid is 50 Hz, with a +/- 10 mHz droop. Within this dead band ranging from 49.99 to 50.01 Hz no power controllers are activated.

A serious incident on the 10/01/2019 however led to a deviation from the nominal frequency, see a press release of the French Energy Regulatory Commission CRE. The seriousness of the disturbance becomes clear in that the frequency started to drop severly, i.e. demand outstripped supply. The underfrequency caused by lack of supply made automated load shedding of industrial entities necessary to stabilize the grid’s frequency. As frequency disturbances spread extremely fast (at around 1100 km/s) the effect is felt near instantaneously all over Europe. The severity of the frequency drop may vary regionally though! In Spain the frequency drop was much more distinctive at 49.789 Hz (-211 mHz), compared to Southern Germany at 49.802 Hz (-198 mHz).

high resolution plot of 49.8 Hz frequency drop 10/01/2019

Click to view a larger plot of the underfrequency event, temporal resolution 1/10 s, green - Lleida, Spanien; orange - Donauwörth, Germany

You might ask yourself, why do disturbances show in the grid’s frequency?

Generation and consumption of electric energy always have to match. This means electric power consumed at this very moment was also generated at the same moment. The nominal frequency of the European electric grid is 50 Hz. In case of an imbalance between supply and demand it will show in the frequency and the scale of the deviation. During this underfrequency incident the grid’s frequency dropped to as low as 49.789 Hz, i.e. 211 mHz below the nominal frequency of 50 Hz. This means that the demand side dramatically outweighed the supply side with an inherent frequency drop as a consequence.

As the frequency drop surpassed the maximum permissible frequency deviation of +/- 200 mHz reference incident for the UCTE SYNCHRONOUS AREA (chapter A-D3.1.), the French transport system operator RTE was forced to stabilize the grid via load shedding. This practice is fully automated and allowed about 1500 MW of industrial loads to be dropped for about 25-45 minutes in order to regain control and stability of the grid.

In the run up to the full hour the grids frequency started to lower due as a result of electricity trading, which is no unusual behavior in the evening hours. Background to this hourly frequency drop is the handover from power station A to power station B. For example power station A sold a certain power for the time from 2000 to 2100 hours and power station B takes over the supply from 2100 hours onwards from station A. Since such handovers are not without difficulty the frequency always drops a little. This phenomenon repeats itself every hour and appears as a typical (quarter-)hourly grid frequency pattern. Just after the full hour at around 2101 on the 10/01/2019 the frequency dropped by 100 mHz  to reach a low of 49.79 Hz one minute later at around 2102. Since fully activated Frequency Containment Reserves were not sufficient to stabilise the frequency, large industrial consumption units had to be taken offline by the French RTE. A controlled load shedding has similarity to an adrenalin injection (immediate availability of free production capacity) which together with the Frequency Containment Reserve helped avert a breakdown of the electric grid. In the followup to the event the grid stabilized and the frequency soon reached normal levels again. A blackout event was averted.

Significance of the phase angle - so what does it tell us?

The phase angle, sometimes called voltage angle, allows us to make energy flows visible in the electric grid. With our WAMS we record not only the frequency, but also the phase angle at every measurement site. This makes not only cross border power flows visible, but also shows primary control swings affecting the phase angle.

phase angle difference Spain and France vs. Germany during frequency drop in electric grid

Click to enlarge

In the above diagram you will notice that before the full hour the phase angle difference between our phasor measurement unit in Lleida, Spain and Schondorf, Germany decreases. As the full hour approaches, at around 2055 the phase angle difference starts to expand by nearly 50°. This tells us that the physical energy flows have reversed and now Spain is importing electricity. The underlying reasons might be the forced outage of the coal fired power station Litoral 1 as well as trading electricity. When taking a closer look at the import and export balance of French grid operator RTE it becomes apparent that France imported 4261 MW at 2000 hours on the 10/01/2019 which was reduced to only 947 MW of net imports at 2100. This means the import from neighboring countries dropped by 3314 MW (in the range of the production capacity of 3 nuclear power stations). 

To be specific, RTE’s diagram shows that around 2000 hours 2246 MW were imported from Spain, after the turn of the hour the power flow reversed however and 2117 MW were exported to Spain from France, resulting in a net difference of over 4,3 GW! This would explain the change in the purple line in the phase angle diagram. The green line represents the phase angle of a phasor measurement unit in southern France, close to Toulouse and the nuclear power plant Golfech. The spike of the green line just after 2100 up to around 2102 shows the massive counter reaction to the frequency drop by supplying vital primary control power to the grid in order to maintain the frequency. Hence the phase angle or voltage angle is a valuable tool to gain insight into various proceedings in the electric grid. As there were no major outages or even blackouts, opposed to the incident during November 2006 the safeguards have proven their worth and prevented serious ramifications.

Updated 20.01.2019 

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