Dezentrale Netzstützung durch PV Wechselrichtern im NS-Netz. SMA Solar Technology AG Workshop zur Dezentralen Netzstützung Goslar

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1 Dezentrale Netzstützung durch PV Wechselrichtern im NS-Netz Dr -Ing Karel De Brabandere Dr.-Ing. Karel De Brabandere SMA Solar Technology AG Workshop zur Dezentralen Netzstützung Goslar

2 Übersicht Vortrag 1. Wie ist der Energiemix i mit Erneuerbare Energien (EE) in 2020? 2. Netzintegration der Erneuerbaren Energien 3. Leistungsflussumkehr ein technisches Problem? 4. Spannungshaltung durch Blindleistung 5. Erzeugungsmanagement 6. Systemdienstleistungen der BDEW-Richtlinie 7. Ausblick: Offene Fragen 8. Zusammenfassung 2

3 Erneuerbare Energien (EE) in Deutschland 2020: Prognosen BMU, EPIA und BEE > 2007 > 35 GW el EE = 14,2 % von Bruttostromerzeugung (BSE) > 4 GW p PV = 0,5 % BSE > 2020 (Leitstudie BMU) > 68 GW el EE = 30 % BSE > 18 GW p PV = 3 % BSE (Zubau 1 GW p /a) Strom aus Photovoltaik deckt vorrangig den Spitzenbedarf! > Tatsächliche Zubau > 2008: 1,5 GW p PV > 2009: > 2 GW p PV Wind- und Solarenergie ergänzen sich optimal über die vier Jahreszeiten! > 2020 (BEE) > 111 GW el EE = 47 % BSE > 40 GW p PV = 7 % BSE > 2020 (Epia) > GW p PV = 12 % BSE 3

4 Preis-Reduktions-Potenziale Photovoltaik > Kostensplit PV >Kristalline 59% 8% 4% 5% 17% 5% 2% Wechselrichter Gestell Montage DC&AC- Montagematerial Transport Betriebskosten Module > Dünnschicht-Module Modul/Zelle/Silizium PM : First Solar unterschreitet erstmals Produktionskosten von 1 US$/Wp wird jährliche Kapazität verdoppelt auf 1 GWp... First Solar ist zuversichtlich, dass weitere Kostensenkung noch möglich sind... > Spätestens 2014 wird Netzparität ( grid parity ) erreicht (Preis des verbrauchten Stroms gleich dem eingespeisten Strom) 4

5 Integration der EE in die Struktur der Netze > Die meisten EE-Erzeugungsanlagen speisen in 400 V-Ebene (Großteil PV) oder MS-Ebene (PV, Biogas, Geothermie, kleine Windparks) > Zitat Dr. Staschus (ehem. VDN-GF, jetzt BDEW) in Erfurt: Da wird der Stromfluss auf den Kopf gestellt. > Paradigmenwechsel notwendig in elektrischer Energieversorgung: > Von Top-Down-Struktur zu fluktuierenden bidirektionalen Leistungsflüssen > Vom dummen Verteilnetzen zu smart grids 5

6 Leistungsflussumkehr ein technisches Problem? > Beispiel: 400 V Versorgung eines entfernten Verbrauchers unter Einhaltung der Netzqualitätskriterien nach EN

7 Leistungsflussumkehr ein technisches Problem? > Beispiel: Zweiter Verbraucher kommt hinzu. Zur Kompensation des Spannungsfalls entlang der Leitung muss Spannung am Transformator der Netzstation verstellt werden. Netzstation t ti 20 kv 0,4 kv Leitung HAS 1 HAS 2 Trafo P U 1,1 p.u. = 253 V Last 1 P P Last 2 1,0 p.u. = 230 V Länge 0,9 p.u. = 207 V Max. Last (Mit Spannungsstellung an Netzstation) Max. Last (Ohne Spannungsstellung an Netzstation) 7

8 Leistungsflussumkehr ein technisches Problem? > Beispiel: Auf zweiten Verbraucher wird PV-Anlage installiert. In den lastarmen Vormittagsstunden kommt es zu Leistungsflussumkehr. Dadurch wird auch das Spannungskriterium bei Verbraucher 1 verletzt. 8

9 Leistungsflussumkehr ein technisches Problem? > Möglichkeiten zur Lösung: > Netzausbau (größere Transformatoren, dickere Leitungen) > Anderer Netzverknüpfungspunkt (auch andere Spannungsebene) > Erzeugungsmanagement > Spannungshaltung durch Blindleistungseinspeisung > Spannungsstellung z.b. in der Netzstation (On-Load Tap-Changers, FACTS Geräte) > Lastmanagement > Einsatz von Energiespeichern zum Peak-Shaving (Vergleichmäßigung der Spitzen) 9

10 Spannungshaltung durch Blindleistungseinspeisung > Typische Kurzschlussleistungen und > Ersatzschaltbild Netzimpedanzwinkel 110 kv S k = 600 MVA 20 kv S k = 128 MVA, Ψ k = 88 Freileitung Sk = 112 MVA, Ψ k = 77 > Zeigerdiagramme 0,4 kv S k = 9,6 MVA, Ψ k = 66 > Einspeisung bei cos φ = 1 Kabel S k = 1,5 MVA, Ψ k = 20 > Einspeisung bei cos φ = 0,95 (ind.) Ψ k = arctan (X k /R k ) 10

11 Spannungshaltung durch Blindleistungseinspeisung > Beispiel: Durch induktiven/untererregten Betrieb des PV-Wechselrichters (Aufnahme von Blindleistung) kann die Spannungsanhebung auf einen akzeptablen Wert reduziert werden. 11

12 Spannungshaltung durch Blindleistungseinspeisung > Neue Netzanschluss-Richtlinien: Erzeugungsanlagen müssen im Normalbetrieb Blindleistung bereitstellen > Netzbetreiber gibt Q Soll, cosϕ Soll oder Kennlinie vor > MS-Richtlinie: Bei Wirkleistungsabgabe g Betrieb mit Verschiebungsfaktor im Bereich cos ϕ =095 0,95 induktiv bis 0,95 kapazitiv Quelle: Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. BDEW, Entwurf April 2008 > Entwurf NS-Richtlinie: Bei Wirkleistungsabgabe Betrieb mit Verschiebungsfaktor im Bereich cos ϕ = 0,90 induktiv bis 0,90 kapazitiv 12

13 Erzeugungsmanagement / Netzsicherheitsmanagement (NSM) > Rechtliche Basis: > 6 Abs. 1 EEG 2009 ab 100 kw > 13 EnWG: Gewährleistung der Netzsicherheit durch den ÜNB > Wird bereits von ersten Netzbetreibern gefordert > Erzeugungsmanagement als Überbrückung bis zum Netzausbau >Bewährte Abstufung: Begrenzung auf 100%, 60%, 30%, 0% P NENN 13

14 Neue BDEW-Richtlinie Erzeugungsanlagen am MS-Netz > Basis: Transmission Code 2007 (TC 2007) des VDN > BDEW-Richtlinie Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz > Erzeugungsanlagen müssen > im Normalbetrieb Blindleistung bereitstellen > bei Frequenzerhöhung die Wirkleistungseinspeisung reduzieren > bei Störungen am Netz bleiben > einen Beitrag zum Kurzschlussstrom liefern > Gültig ab > Dynamische Anforderungen ab > Für Biogas, Brennstoffzellen und PV weitere Übergangsfristen (bis ) * German Association of Energy and Water Industries (BDEW) 14

15 Frequenzabhängige Wirkleistungs-Reduktion > Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung in Abhängigkeit von der Frequenz > im Störungsfall > bei einem Leistungsüberangebot b t > zur Vermeidung von Instabilität > Anwendungsbeispiel: UCTE-Störung im November 2006 Quelle: Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. BDEW, Entwurf Dezember

16 Dynamische Netzstützung: Fault Ride Through (FRT) > Erzeugungsanlagen sollen sich im Fehlerfall grundsätzlich nicht vom Netz trennen! > Gefordertes Verhalten: > oberhalb Grenzlinie 1: Stabiler Betrieb > zwischen Grenzlinie 1 und 2: Instabilität zulässig > unterhalb Grenzlinie 2/30 % U Nenn : Sofortige Trennung zulässig > Während eines Fehlers im Netz ist die Netzspannung durch Einspeisung eines kapazitiven Blindstroms in das Netz zu stützen. (Statik: Nennstrom (kap.) bei U N /2) U/U c 100% 70% 45% Grenzkurven Spannungsverlauf 30% 15% Grenzlinie 1 Grenzlinie 2 unterer Wert des Spannungsbandes Unterhalb der blauen Kennlinie bestehen keine Anforderungen hinsichtlich des Verbleibens am Netz Zeit in ms Zeitpunkt eines Störungseintritts Quelle: Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. BDEW, Entwurf Dezember

17 Dynamische Netzstützung: Fault Ride Through (FRT) > Erzeugungsanlagen sollen sich im Fehlerfall grundsätzlich nicht vom Netz trennen! > Gefordertes Verhalten: > oberhalb Grenzlinie 1: Stabiler Betrieb > zwischen Grenzlinie 1 und 2: Instabilität zulässig > unterhalb Grenzlinie 2/30 % U Nenn : Sofortige Trennung zulässig > Während eines Fehlers im Netz ist die Netzspannung durch Einspeisung eines kapazitiven Blindstroms in das Netz zu stützen. U/U c 100% 70% 45% Grenzkurven Spannungsverlauf 30% 15% Grenzlinie 1 Grenzlinie 2 unterer Wert des Spannungsbandes Unterhalb der blauen Kennlinie bestehen keine Anforderungen hinsichtlich des Verbleibens am Netz Zeit in ms Zeitpunkt eines Störungseintritts Quelle: Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. BDEW, Entwurf Dezember

18 Ausblick: Offene Fragen (1) > Netzregelung traditionell im HS-Netz > NS-Netz ist aber anders > Fehlende Datenlage > Transformatoren ohne OLTC > Kein Abstandsrelais > Spannungsunsymmetrie > R/X Verhältnis 18

19 Ausblick: Offene Fragen (2) > Wie wird das NS-Netz effektiv gestützt? > Blindleistung ist kein Selbstzweck! > Netzstützung auch durch kleine Wechselrichtern (< 5 kw)? > Spannungsstützung bei hohem R/X Verhältnis? > Dynamische Spannungsstützung auch in NS-Netze? > Kurzschlussleistung, dezentral oder zentral? > Spannungsunsymmetrie? > Neutralleiter? > Weiterhin Inselnetzerkennung? > Frequenzregelung durch Wechselrichter in NS-Netze?! > Zusammenspiel NS-Netze verbunden durch ein MS- und HS-Netz > Geht s auch ohne rotierende Trägheitsmasse? > Einführung von OLTC? > Verbesserung Datenlage? > Kommunikation? > Noch sehr viele Unsicherheiten! 19

20 Zusammenfassung > Zur stetigen Erhöhung des Anteils Erneuerbarer Energien (EE) müssen wir > alle EE in die Netzregelung integrieren > EE ins Erzeugungsmanagement einbinden > intelligente Lastmanagementsysteme aufbauen > Zentrale und dezentrale Speicher ausbauen > Wir brauchen einen vernünftigen Energiemix aller EE, KWK und konventioneller Kraftwerke (>50 % EE möglich!) > Schlüssel für eine massivere dezentrale Erzeugung: Paradigmenwechsel bei den Verteilnetzen ( Einsammelnetze ) mit Ermöglichen einer Lastflussumkehr durch intelligente Netzstationen mit automatischer Spannungsstellung und Einbindung in die übergeordnete Kommunikation ( smart grids ) > Wir haben noch nicht mal angefangen! 20

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