Stromnetze mit sehr hohen PV-Anteilen

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1 Stromnetze mit sehr hohen PV-Anteilen Messungen und Analysen Franz Baumgartner, ZHAW Fabian Carigiet, ZHAW Markus Niedrist, EKS AG F. Carigiet, et.al. EUPVSEC 2015, J. Prog. of PV 2015

2 Projektauftrag ZHAW Projektziel, Rahmenbedingungen Projektauftrag: Messen und Analysieren der Netzverhältnisse eines real ländlichen Netzes mit sehr hohem Solaranteil. - Die Erkenntnisse sollen für die Umsetzung möglicher Massnahmen eines möglichst kostengünstigen Netzbetriebes herangezogen werden. - Die Resultate sollen wertvolle Hinweise zur Planung von zukünftigen Netzausbauten liefern. Rahmenbedingungen: - Deutsches Gebiet Deutsche Gesetze - Anreizregulierung seit EEG Umlage 2014: 6.37ct/kWh (CH KEV 0.64Rp/kWh) - PV Anlage <30kW Peak, muss in D auf Kosten VNB erschlossen werden 06 November

3 Agenda Fachgruppe PV Vergleich PV Leistungen CH/D Messgebiet in Deutschland Was und wie wurde gemessen Analysen Mögliche Massnahmen Netzverluste Kostenvergleiche Erkenntnisse und Fazit 3

4 Unsere Kundinnen und Kunden Das Versorgungsgebiet Wo wurde gemessen 4

5 Anteil PV Energie am Gesamtenergieverbrauch Vergleich Dettighofen, Baden-Württemberg, DE, CH 46% 5.7% Dettighofen Baden- Württemberg 821 kwp MWp 1.55 kwp/einw kwp/einw. Deutschland Schweiz MWp 756 MWp 0.44 kwp/einw kwp/einw. 5.5% 1.2% Bevölkerungszahlen: /Bevoelkerungsstand.html Installierte PV Leistung und Anteile am Bruttostromverbrauch: Erneuerbare Energien in Baden-Württemberg Fraunhofer ISE: Aktuelle Fakten zu Photovoltaik in Deutschland Swissolar Faktenblatt: Strom von der Sonne Die verschwundene Hälfte; Photon, 2014, 4 5

6 Niederspannungsnetz Ortschaft Dettighofen 535.5kWp 33 PV-Anlagen 96 HAS 285.8kWp 35 PV-Anlagen 98 HAS West Ost Messung Einstrahlung 6

7 Messperiode und Analyse Die interessanten Tage Messdauer: Analyse: Spannung, Wirk- und Blindlastflüsse, Flicker, Einstrahlung Starke Fluktuationen Klarer Tag Einstrahlung GHI [W/m 2 ]

8 Niederspannungsnetz West Netz an Trafostation Dorf TS-Dorf: S = 400kVA U1/U2 = 16kV/0.4kV uk = 4% Sk = 9.9MVA 8

9 Vorschriften zur Spannungshaltung Fachgruppe PV EN50160 Frequency 50Hz ±1% (99.5% of time) Frequency 50Hz +4/-6% (100% of time) Voltage 230V ±10% (95% of time) Voltage 230V +10/-15% (100% of time) Long term flicker < 1 (95% of time) Voltage unbalance <2% (95% of time) Technical rules for the assessment of network disturbances (D-A-CH-CZ) Guidelines to satisfy the standards Voltage rise due to decentralised power generation < 3% at any point of common coupling (PCC). 9

10 Analyse Trafostation Dorf Wirkleistung Netto-Energiefluss ins MS-Netz 45MWh (Messperiode) Kaum Tage an denen nicht ins MS-Netz gespeist wird min Maximalwerte Pmin: -423kW (Produktion) Pmax: 150kW

11 Analyse Trafostation Dorf Tagesverlauf Wirkleistung [kw] und Blindleistung [kvar] Wirkleistung Blindleistung Spannung Einstrahlung Um = 105% ΔU = 2% rel. Spannung Einstrahlung [W/m 2 ] :00 04:00 08:00 12:00 16:00 20: :

12 Analyse Trafostation Dorf Tagesverlauf Wirkleistung [kw] und Blindleistung [kvar] Wirkleistung Blindleistung Spannung Einstrahlung 12:50 +43kW rel. Spannung Einstrahlung [W/m 2 ] :30 10:30 11:30 12:30 13:30 14:30 15:30 16:30 17: :25-358kW

13 Analyse Trafostation Dorf Spannung Spannung schwankt zwischen 101% und 107%, Durchschnitt bei 104% bis 105%. EN50160 wird eingehalten Unsymmetrie (IEEE * Approx.) < 2% Spannungsunsymmetrie [%] * IEEE (Institut of electrical und electronics Engineers) 13

14 Niederspannungsnetz Ost Entferntester Netzausläufer VK Eichbergstr: Sk = 2.8MVA 2 Stichleitungen: 35.7kWp 63.6kWp ~100kWp 14

15 Niederspannungsnetz Ost Entferntester Netzausläufer Installierte PV Leistung Kurzschlussleistung 2.81MVA 30kW 0.98MVA 20.5kW 1.33MVA 1.4kW, 3.84kW 2kW, 5.84kW 2.20MVA 35.7kW 1.16MVA 15

16 Analyse Verteilkasten Eichbergstr Wirkleistung Netto-Energiefluss Richtung Trafo 6.9MWh (Messperiode) Kaum Tage an denen die Energie nicht Richtung Trafo fliesst 10min Maximalwerte Pmin: -89kW (Produktion) Pmax: 40kW 16

17 Analyse Verteilkasten Eichbergstr Spannung Spannungsunsymmetrie [%] Spannung schwankt zwischen 101% und 110%, Durchschnitt bei 104% bis 105%. EN50160 wird an einem Tag nicht eingehalten Unsymmetrie (IEEE Approx.) < 2%

18 Analyse Verteilkasten Eichbergstr Tagesverlauf Wirkleistung [kw] und Blindleistung [kvar] Wirkleistung Blindleistung Spannung Einstrahlung U = 109.5% ΔU = 4.5% (DACHCZ 3%) U = 105% rel. Spannung Einstrahlung [W/m 2 ] :00 04:00 08:00 12:00 16:00 20: :

19 Analyse Verteilkasten Eichbergstr Tagesverlauf Wirkleistung [kw] und Blindleistung [kvar] Wirkleistung Blindleistung Spannung Einstrahlung U = 110% rel. Spannung Einstrahlung [W/m 2 ] :00 04:00 08:00 12:00 16:00 20: :

20 Analyse und Massnahmen zur Spannungsreduktion Simulationen am Rahmenbedingungen der Simulation mit NEPLAN*: - Standardlastprofil H0 E.ON Westfalen Weser kWh/a - cos(φ)= PV: 30 Süd Einstrahlung GHI [W/m 2 ] Untersuchte mögliche Massnahmen zur Spannungsreduktion: Wirkleistungsbegrenzung der WR auf 70% P N Blindleistungsmanagement mit cos(φ)=0.9 (ab 13.8kVA) Blindleistungsmanagement mit cos(φ)=0.95 Peak Shifting Speicher HAS ab 30 bis 60% P N Peak Shifting Speicher Trafo ab 50% P N Kombination * Simulation mit Neplan

21 Massnahmen zur Spannungsreduktion Spannung am entferntesten Hausanschluss Reduktion der Spannungserhöhung um 3% möglich durch Wirkleistungsbegrenzung und Blindleistungsmanagement (Einspeisung) relative Spannung (%) % D-A-CH-CZ* PV + Last P 70% 105.0% 102.7% 105.6% 103.7% 103.0% Cos( )= Cos( )=0.95/0.9 P 70% + Cos( )=0.95/ :00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 00:00 18 Mai 2014 *Technische Regeln zur Beurteilung von Netzrückwirkungen (D-A-CH-CZ). Betrachtung ohne Last 21

22 Massnahmen zur Spannungsreduktion Spannung am entferntesten Hausanschluss Peak Shifting ab 40% Nennleistung reduziert die Spannungserhöhung auch um 3% Zentraler Speicher senkt die Spannung kaum (<0.5%) relative Spannung (%) % 105.6% 105.2% 104.4% 103.6% 102.8% 101 D-A-CH-CZ PV + Last 102.0% 100 P-Shift ab P 60% P-Shift ab P 50% 99 P-Shift ab P 40% P-Shift ab P 30% P-Shift Trafo ab P 50% 98 00:00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 00:00 18 Mai

23 Massnahmen zur Spannungsreduktion Spannung am entferntesten Hausanschluss Installierte PV Leistung Ohne Massnahmen Wirkleistungsbegrenzung 70% und Blindleistung cos(φ) = 0.95/0.9 Peak Shifting ab 40% P N 30kW 105.6% 102.6% 102.7% 20.5kW 104.9% 101.9% 102.4% 1.4kW, 3.84kW 2kW, 5.84kW 103.8% 101.2% 101.8% 35.7kW 105.1% 102.2% 102.5% 103.6% 101.0% 101.7% 23

24 Auswirkungen der Spannungsreduktion Wirk-/Blindleistung am Trafo Wirkleistung (kw) PV + Last P 70% P-Shift ab P 60% P-Shift ab P 50% P-Shift ab P 40% P-Shift ab P 30% P-Shift Trafo ab P 50% :00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 00:00 18 Mai 2014 Speicher helfen die Last am Trafo zu reduzieren Blindleistung (kvar) Blindleistungsmanagement erhöht die Trafobelastung. Wirkleistungsbegrenzung senkt die Blindleistung um 30kvar PV + Last Cos( )=0.95 Cos( )=0.95/0.9 P 70% + Cos( )=0.95/ :00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 00:00 18 Mai

25 Reduktion Erhöhung Fachgruppe PV Netzverluste am Massnahmen zum Vergleich 40 Erhöhung Netzverluste: Blindleistungseinspeisung Reduktion Netzverluste: Wirkleistungsbegrenzung Lokales Peak Shifting Zentrales Peak Shifting Relative Änderungen der Wirkund Blindleistungsverluste (%) P 70% Cos( )=0.95 Cos( )=0.95/0.9 P 70% + Cos( )=0.95/0.9 P-Shift ab P 60% P-Shift ab P 50% P-Shift ab P 40% P-Shift ab P 30% P-Shift Trafo ab P 50% Wirkleistungsverluste Blindleistungsverluste 25

26 Kostenvergleich exkl. Netzverluste Spannungsreduktion um 3% bei beiden Massnahmen Wirkleistungsbegr. 70% (Ertragsverlust 4.4% 1) ) und Blindleistungsmanagement cos(φ)=0.95/0.9 Durchschnittliche Kosten für 4.4% PV- Ertragsverlust EEG in Dettighofen (Anlagen-IBN ) 32.86ct/kWh 1.45ct/kWh Kosten 4.4% PV-Ertragsverluste für Neuanlagen <10kW 2014 (20 Jahre, Zins 4%, Betriebskosten 2%, Inv /kwp) 14.96ct/kWh 0.66ct/kWh Peak Shifting ab 40% P N Peak Energie: 2.3kWh/kWp Jahresenergie >40% P N : 280kWh/kWp 1) Nettozyklen: 280kWh/2.3kWh = 123 Kosten Blei-Gel Batterie (10 Jahre, Zins 4%, Betriebskost. 1%, Inv /kwh netto 2) ) C: 2.3kWh netto/kwp (total Inv ) η: ) DoD: 50% 2) 4917 *1.33/(2800kWh*0.75) = 311ct/kWh Bei 200 Speicherzyklen/a bewegen sich die Speicherkosten zwischen 49ct und 190ct/kWh 2) 1) F. Carigiet et al; Verification of measured PV energy yield versus forecast and loss analysis; 28th EUPVSEC Paris, October, ) Leipziger Institut für Energie GmbH; Kurzexpertise: Wirtschaftlichkeit Batteriespeicher 26

27 Erkenntnisse, Fazit Fachgruppe PV Das Niederspannungsnetz in Dettighofen mit einem PV-Anteil von 46% wurde bis anhin ohne grössere Massnahmen betrieben. Hohe Sekundärspannung führt zu Spannungsmaxima von 110% an Ausläufern. (z. B Transformator Stufenschalter umstellen oder Netzregler einbauen). Hohes Potential mit Blindleistungsmanagement und Wirkleistungsbegrenzung vorhanden (Reduktion der Spannung um 3% möglich). Dabei ist bei der Planung auf die Mehrbelastung der Netze zu achten. Batteriespeicher reduzieren die Spannungspeaks, sind aber noch sehr teuer. PV Anlagen symmetrisch so gut wie möglich auf die Phasen verteilen. Netzbetreiber müssen mehr über die Einstellungen der installierten Wechselrichter wissen, z.b. Abschaltverhalten, Blindleistungsverhalten, Phasenbelegung etc. Vorschriften über Wechselrichterbetrieb müssen genauer definiert werden. Es lohnt sich zu prüfen, wie weit die bestehenden Netze «ausgereizt» werden können. 27

28 Vielen Dank für s zuhören!

29 Klimaschutzpreis 2015 Autonome Solarstromwand Bachelorarbeit 2015 Daniel Lantschner, Raphael Knecht Betreuer: Prof. Dr. Franz Baumgartner, ZHAW, SoE, IEFE Winterthur 9. Juli 2015,

30 Wer sind wir Steckbrief Firma Elektrizitätswerk des Kantons Schaffhausen AG Gründungsjahr 1908 Firmensitz Eigentümer Besonderheit Schaffhausen 75 % Kanton Schaffhausen, 25 % Axpo Holding AG Netze in der Schweiz und in Deutschland Stromverkauf (GWH) 609 Höchstlast (MW) 101 Anzahl Kunden

31 Massnahmen zur Spannungsreduktion Spannung Trafo relative Spannung (%) :00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 00:00 18 Mai 2014 D-A-CH-CZ PV + Last P 70% Cos( )=0.95 Cos( )=0.95/0.9 P 70% + Cos( )=0.95/0.9 Blindleistungsmanagement senkt die Spannung unter 100% relative Spannung (%) Weniger starke Spannungsschwankungen mit Batteriespeicher :00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 00:00 18 Mai 2014 D-A-CH-CZ PV + Last P-Shift ab P 60% P-Shift ab P 50% P-Shift ab P 40% P-Shift ab P 30% P-Shift Trafo ab P 50% 31