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How much do renewables impact frequency fluctuations?

The power grid in Germany and all of Europe operates at a grid frequency of 50 Hz. This frequency is mostly generated by turbines, e.g. in water or coal power plants, that rotate 50 times a second. If a consumer draws additional energy from the grid, for example because an aluminium factory starts a shift, the grid frequency drops briefly until additional power is provided by the generators. The deviations of the frequency from the reference of 50 Hz must never be too large since sensitive electronic devices may be damaged otherwise.

In addition to consumer behaviour, renewable generators also cause fluctuations of the grid frequency. For example, wind generation can only be as steady as the unpredictable wind and photovoltaic generation is fluctuating due to moving clouds. The international team of scientists asked: Do renewables impact the grid frequency as negatively as sometimes claimed by critics? How likely are large and therefore risky deviations from the reference frequency?

Two surprises in one analysis

To answer these questions, the researchers collected data from Germany, France, Great Britain, Finland, Mallorca, Japan and the USA. Note that Germany is not isolated but connected to most European countries via a joint European transmission grid. Similarly, Finland is part of the Nordic grid. Lastly, the USA is split into multiple synchronous regions and measurements from the largest region, the “Eastern Interconnection”, which also includes parts of Canada, were used.

A systematic analysis of the data revealed two surprises for the scientists. Firstly, the European grid displayed particular large fluctuations every 15 minutes. This is exactly the time period during which power plant operators agree on a new power dispatch via an energy spot market. Hence, the results point out that trading significantly impacts the fluctuations of the European grid.

Secondly, the stochastic deviations from 50 Hz do not follow a normal  (Gaussian) distribution. Instead, extreme fluctuations are much more likely than expected based on a normal distribution. In order to understand these observations and potentially support the planning of a fully renewable power grid, the scientists formulated a mathematical model for the power grid. Using their model, they computed how large fluctuations are to be expected dependent on the size of synchronous region. Thereby, the impact of renewable generation should be made clearer.

Frequency fluctuations larger in small grids than in larger ones?

Small grids, in particular the one of Mallorca but also the British grid, displayed larger frequency deviations than larger grids, like the Continental European grid. "Our study indicates that splitting a large grid, like the European grid,  into small microgrids will lead to larger frequency deviations. Microgrids are therefore only an option, if current frequency regulations are made less strict."  says Benjamin Schäfer, first author of the study. Before making a definitive statement, the researchers are collecting additional data, e.g. in Ireland and Iceland. In addition, the scientists are already planning experiments in microgrids.

Comparing different regions showed that regions with larger frequency deviations often also had a larger share of renewable generation. Britain, for example, has a much larger share of wind and solar generation compared to the USA. Similarly, frequency deviations in Britain are much larger than in the USA. To incorporate additional renewable generators anyway, the scientists recommend increased primary control and demand response, i.e., smart adaptation of producers and consumers following the grid frequency. (see also http://www.ds.mpg.de/2715432/smart_grid).

"Interestingly, frequency fluctuations caused by trading seem to be more relevant than fluctuations caused by renewables." summarizes Prof. Marc Timme the study.


Figure 1: Frequency measurements from Germany for a typical day
in 2015 (Data source: 50Hertz)

The power grid frequency fluctuates around 50 Hz in the European power grid. It displays large jumps every 15 minutes, i.e. at the trading interval. The frequency stays mostly close to the grid reference frequency (yellow). However, large deviations (gray) are very likely every 15 minutes.
https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Fentonwindpark1.jpg

https://en.wikipedia.org/wiki/File:Mount_Komekura_Photovoltaic_power_plant_Jan2012.JPG
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Original publication:
The publication "Non-Gaussian power grid frequency fluctuations, characterized by Lévy-stable laws and superstatistics" will be published in Nature Energy on January 8, 2018, 17:00 CET. The DOI for the above paper will be 10.1038_s41560-017-0058-z. Once the paper is published electronically, this link can be used to retrieve the abstract and full text from the Nature website: http://dx.doi.org/10.1038_s41560-017-0058-z

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Prof. Marc Timme
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Matthias Hahndorf
cfaed, Head of Communications
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DEUTSCHE VERSION

Presseinformation vom 08.01.2018

Veröffentlicht von: MAX PLANCK INSTITUTE FOR DYNAMICS UND SELF-ORGANIZATION
Co-Herausgeber: TECHNISCHE UNIVERSITÄT DRESDEN / CFAED – CENTER FOR ADVANCING ELECTRONICS DRESDEN

Gehüpft wie gesprungen!

Fluktuationen im Stromnetz hängen gleichermaßen von erneuerbaren Energiequellen und Stromhandel ab
Unser Alltag hängt mehr denn je von einer sicheren und zuverlässigen Versorgung mit elektrischer Energie ab. Die voranschreitende Energiewende stellt dabei Stromerzeuger und Stromnetzbetreiber vor neue Herausforderungen. Um zusätzliche erneuerbare Energieerzeuger in das Stromnetz zu integrieren wird oftmals vorgeschlagen, das Netz in kleine autonome Zellen aufzuteilen, sogenannte „Microgrids“. Damit könnte beispielsweise eine Gemeinde mit einem Blockheizkraftwerk und ihrer eigenen Wind- und Photovoltaik-Erzeugung weitestgehend energieautonom operieren. Wie wirken sich die Aufteilung in kleine Zellen und zusätzliche erneuerbare Erzeuger auf das Stromnetz aus? Um diese Frage zu beantworten haben Benjamin Schäfer und Marc Timme, Wissenschaftler am Göttinger Max-Planck-Institut für Dynamik und Selbstorganisation (MPIDS) sowie am Center for Advancing Electronics Dresden (cfaed) an der Technischen Universität Dresden, zusammen mit Kollegen in Jülich, London und Tokio die Schwankungen der Netzfrequenz in Stromnetzen in verschiedenen Regionen der Welt analysiert und mit Hilfe mathematischer Modelle Vorhersagen über mögliche Anfälligkeiten und Ursachen erstellt. Die Ergebnisse sind jetzt als Fachartikel „Non-Gaussian Power Grid Frequency Fluctuations Characterized by Lévy-stable Laws and Superstatistics“ in der Zeitschrift Nature Energy erschienen.

Wie groß sind die Schwankungen im Netz durch erneuerbare Energien?

Unser Stromnetz in Deutschland und in ganz Europa funktioniert mit einer Netzfrequenz von 50 Hertz. Diese Frequenz wird meist mittels Turbinen erzeugt (zum Beispiel in Wasser- und Kohlekraftwerken), die mit 50 Umdrehungen pro Sekunde rotieren. Entzieht ein Verbraucher dem Stromnetz nun mehr elektrische Energie, beispielsweise weil ein Aluminiumwerk den Betrieb aufnimmt, so sinkt die Netzfrequenz leicht ab, bevor eine gesteigerte Energieeinspeisung die vorherige Frequenz wiederherstellt. Die Abweichungen von dem Sollwert 50 Hertz dürfen niemals zu groß werden, da sonst empfindliche elektrische Geräte beschädigt werden können.

Aber auch erneuerbare Energieerzeuger verursachen Schwankungen der Netzfrequenz, da der Wind nicht immer mit der gleichen Stärke weht oder Wolken für eine ständig schwankende Einspeisung durch Photovoltaikanlagen sorgen. Die Frage, der das internationale Forscherteam nachgegangen ist: Beeinflussen die erneuerbaren Energien die Netzfrequenz und damit die Versorgungssicherheit so dramatisch wie oftmals behauptet wird? Und wie wahrscheinlich sind gefährliche Abweichungen von der Sollfrequenz eigentlich?

Zwei Überraschungen in einer Analyse

Um eine Antwort zu finden, haben die Forscher zunächst Messungen aus Deutschland, Frankreich, Großbritannien, Finnland, Mallorca, Japan und den USA zusammengetragen. Dabei ist zu beachten, dass Deutschland nicht isoliert Strom erzeugt und verbraucht, sondern über das europäische Verbundsystem Strom mit den meisten Ländern Kontinentaleuropas und darüber hinaus austauscht. Ebenso ist Finnland Teil des Nordischen Verbunds, während die USA in mehrere Regionen aufgeteilt sind und Messungen der „Eastern Interconnection“ verwendet wurden, dem größten Verbund, der auch Teile Kanadas umfasst.

Eine systematische Analyse der Daten offenbarte gleich zwei Überraschungen für die Wissenschaftler vom Göttinger MPIDS. Erstens zeigt das europäische Netz alle 15 Minuten besonders starke Schwankungen. Dies ist genau der Zeitraum in dem sich Erzeuger auf dem Strommarkt in Europa auf eine neue Verteilung für die Erzeugung einigen und sich damit auch ändert, wo wie viel Strom in das Netz eingespeist wird. Damit wurde nachgewiesen, dass mindestens in Europa der Stromhandel einen wesentlichen Beitrag zu den Schwankungen der Netzfrequenz liefert.

Zweitens folgen die statistischen Schwankungen des Netzes um den Sollwert von 50 Hertz nicht einer Gauß-Verteilung; stattdessen sind extreme Schwankungen viel wahrscheinlicher als nach Gauß vorhergesagt. Um die Beobachtungen besser erklären zu können und die Planung eines zukünftigen, vollständig von erneuerbaren Energieerzeugern unterstützten Stromnetzes durchzuspielen, formulierten die Forscher ein mathematisches Modell für die Fluktuationen im Stromnetz. Mit Hilfe dieses Modells berechneten sie die erwarteten Schwankungen je nach Netzgröße und schätzen ab, wie sehr die Störungen von erneuerbaren Energien abhängen.

Frequenzschwankungen in kleinen Stromnetzen stärker als in großen?

In der Untersuchung zeigen kleinere Netze, insbesondere das von Mallorca, aber auch das britische Stromnetz stärkere Schwankungen als die größeren Netze, beispielsweise das Netz in Kontinentaleuropa. „Unsere Studie weist darauf hin, dass eine Aufteilung eines großen und damit sehr trägen Netzes, wie des kontinentaleuropäischen Netzes, in viele kleine Netze (Microgrids) zu größeren Frequenzschwankungen in diesen kleinen Netzen führt als es in dem gemeinsamen europäischen Verbundnetz der Fall ist. Technisch sind Microgrids daher nur eine Option, wenn die heutigen sehr strikten Frequenz-Standards aufgeweicht würden.“, sagt Benjamin Schäfer vom MPIDS, Erstautor der Studie. Für eine abschließende Empfehlung sammeln die Forscher zusätzliche Daten, unter anderem in Irland und Island, und planen Experimente in Microgrids.

Ein Vergleich der Regionen zeigt, dass größere Schwankungen in der Frequenz in Netzen mit einem größerer Anteil an erneuerbaren Energien auftreten. So ist beispielsweise der Anteil der Wind- und Solarerzeugung in Großbritannien um ein vielfaches höher und auch die Schwankungen der Netzfrequenz sind deutlich größer als in den USA. Um trotzdem den Anteil der erneuerbaren Energie zu erhöhen, empfehlen die Forscher eine verstärkte Investition in sogenannte Primärregelung und Demand Control, d.h. eine intelligente Anpassung der Erzeuger und Verbraucher an die Frequenz.
(siehe http://www.ds.mpg.de/2714042/news_publication_8913465?c=148849)

"Interessanterweise erscheinen die durch Stromhandel hervorgerufenen Frequenzschwankungen im Netz bedeutender als solche aufgrund der Einspeisung erneuerbarer Energien“, fasst Prof. Marc Timme vom MPIDS die Studie zusammen.

Bild 1: Frequenzmessungen in Deutschland aus dem Jahr 2015 (Daten: 50Hertz)
Die Stromnetzfrequenz schwankt um 50Hz im europäischen Stromnetz und zeigt große Sprünge insbesondere bei den Handels-Intervallen von 15 Minuten. Meist bleibt die Netzfrequenz innerhalb des gelben Bereichs, doch Ausreißer nach oben und unten (grau) sind vor allem alle 15 Minuten sehr wahrscheinlich.

https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Fentonwindpark1.jpg

https://en.wikipedia.org/wiki/File:Mount_Komekura_Photovoltaic_power_plant_Jan2012.JPG

© CC-3.0-BY-SA by wikimedia

Originalveröffentlichung:
Die Publikation "Non-Gaussian power grid frequency fluctuations, characterized by Lévy-stable laws and superstatistics" wird in Nature Energy am 8.1. 2018, 17:00 MEZ veröffentlicht. Der DOI für das Papier ist 10.1038_s41560-017-0058-z. Sobald das Papier elektronisch veröffentlicht ist, kann folgender Link verwendet werden, um Abstract und Volltext von der Nature-Website abzurufen: http://dx.doi.org/10.1038_s41560-017-0058-z

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