Verbundnetzes nicht maßgeblich war. Demzufolge wurde von diesen Erzeugungsanlagen

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1 Bild: Nordex Die Integration der Windenergie in die Energieversorgung und der gleichzeitige Um- und Ausbau der Stromnetze erfordern neue Strategien. Das Ziel ist die Gewährleistung der Netzzuverlässigkeit und damit der Qualität der Energieversorgung. Entsprechende Richtlinien müssen erfüllt und nachgewiesen werden. Im Folgenden werden die notwendigen Messungen, das Zertifizierungsverfahren und die Planungen zur Vermessung von Windenergieanlagen näher betrachtet. Bis zum Jahr 001 wurde die dezentrale Energieerzeugung als additive Option angesehen, deren Anteil an der Erzeugung elektrischer Energie in Deutschland so gering war, dass sie sowohl für die öffentliche Versorgung als auch die Stabilität des europäischen Autoren Dipl.-Ing. Thomas Smolka, Dr.-Ing. Karl-Heinz Weck, Zertifizierungsstelle der FGH e.v., Mannheim, sowie Dipl.- Ing. (FH) Matthias Bartsch, Enercon GmbH, Aurich. Netzanschluss von Windenergieanlagen Erfahrungen aus Messungen sowie Stand der Zertifizierungsverfahren Verbundnetzes nicht maßgeblich war. Demzufolge wurde von diesen Erzeugungsanlagen bei Netzstörungen erwartet, dass sie sich so schnell wie möglich vom Netz trennten, um so die Störung mit den gewohnten Methoden beheben zu können. Die dezentralen Energieerzeuger wurden daher mit Schutzrelais versehen, die sie bei unzulässigen Spannungs- oder Frequenzänderungen in Schnellzeit vom Netz trennten. Die Technik der dezentralen Erzeugungsanlagen (DEA) wurde dementsprechend entwickelt. In der Zwischenzeit war die Stromerzeugung aus Windenergie aber insbesondere im Netzgebiet der E.on Netz GmbH mit Sitz in Bayreuth so weit fortgeschritten, dass bei Fehlern im Hochspannungsnetz soviel Erzeugung ausfiel, dass die Stabilität des europäischen Verbundnetzes gefährdet war. Im Jahr 003 enthielten die neuen Netzanschlussregeln von E.on Netz die Vorgabe, dass auch dezentrale Erzeugungseinheiten bei Netzstörungen ihre Stromeinspeisung bei Fehlern im Netz aufrecht erhalten sollten [1]. Es wurden von diesen Anlagen Eigenschaften verlangt, wie sie von konventionellen Kraftwerken mit Synchrongeneratoren geboten werden. Die neu geforderten Kraftwerks- eigenschaften der dezentralen Erzeugungsanlagen waren nicht einfach zu realisieren, insbesondere wenn die Anlagen nicht über konventionelle Synchrongeneratoren ans Netz geschaltet waren. Dies traf besonders auf Windenergieanlagen (WEA) zu, deren Erzeugungstechnik sich von den ursprünglichen direkt ans Netz gekoppelten Asynchrongeneratoren zu doppeltgespeisten Asynchrongeneratoren oder Generatoren mit Vollumrichtern entwickelt hatte. Bei beiden Anlagentypen wird die Stromeinspeisung in das Netz von digital gespeicherten Rechnerbausteinen gesteuert, deren Ausführung das Verhalten der Anlagen maßgeblich bestimmt. Heutzutage erfordert die Integration von Windenergieanlagen in die Energieversorgung und der gleichzeitige Umund Ausbau der Netze neue Strategien, um die Systemstabilität zu gewährleisten. In der Hoch- und Höchstspannungsebene sind dazu bereits Richtlinien verabschiedet worden [1; ] die jetzt auch Einzug in die Mittelspannungsebene finden werden [3]. Ziel der neuen Strategien ist die Gewährleistung der Zuverlässigkeit der Netze und damit der Qualität der Energieversorgung. 1 ebwk Bd. 60 (008) Nr. 4

2 ,8,8 Leistung [MW, MVAr],4,0 1,6 1, 0,8 0,4 0,0 Wirkeistung Blindleistung Leistung [MW, MVAr],4,0 1,6 1, 0,8 0,4 0,0 Wirkeistung Blindleistung 0, , Zeit [s] Zeit [s] Die Erbringung von Nachweisen, dass die in diesen Richtlinien gestellten Forderungen tatsächlich erfüllt werden, gehört dabei zu den wesentlichen Punkten. Im Besonderen sollen in diesem Beitrag die dafür notwendigen Messungen, das Zertifizierungsverfahren und die Planungen zum Vermessen der WEA näher betrachtet werden. Anforderungen und Verhalten von Windenergieanlagen bei Netzfehlern Mit der zunehmenden dezentralen Einspeisung aus den Verteilnetzen muss ein zu großer Rückgang der Einspeiseleistung durch unselektive Entkopplungen bei Netzfehlern vermieden werden. Eine wichtige Aufgabe ist es, dass diese Anlagen einen Beitrag zur Stabilität des Netzes leisten. Dabei sind Wirkleistungsregelungen zur Frequenzhaltung als auch Blindleistungslieferung Aufgaben, die moderne Windenergieanlagen bereits heute im Hoch- und Höchstspannungsnetz erbringen. Dazu gehört auch, dass diese Anlagen bei Netzfehlern und den damit verbundenen Spannungseinbrüchen am Netz verbleiben. Für Hoch- und Höchstspannung ist dies Dynamische Regelung Leistung Dynamisches Abregeln Leistung/Zeit Statische Regelung Leistung Statische Kennlinie Bild 1 Durchfahren eines Spannungseinbruchs auf 5 % U N mit Blindleistungseinspeisung (links) und mit kurzzeitiger Abschaltung (rechts) und erfolgreichem Hochfahren nach Spannungswiederkehr [5]. seit einigen Jahren Bestandteil von Netzanschlussverträgen [4]. Bleiben die Erzeugungsanlagen während eines Netzfehlers am Netz, muss außerdem sichergestellt werden, dass sie in diesem Betriebszustand keine zusätzliche Blindleistung aufnehmen und damit das Netz nicht zusätzlich belasten. Moderne Windenergieanlagen können sowohl am Netz bleiben und einen Blindstrom im Fehlerfall liefern als auch in kritischen Situationen, in der die Stabilität des Netzes durch Einspeisung gefährdet würde, keinen Strom einspeisen und trotzdem am Netz verbleiben (Bild 1). Wird der Fehler geklärt und die Spannung kehrt zurück, wird die Leistung innerhalb weniger Perioden wieder auf 100 % der verfügbaren Leistung erhöht ( Zero Power Mode für Undervoltage Ride Through). Diese Möglichkeit kann ausgewählt werden, wenn sich innerhalb der Planungen und Berechnungen zum Beispiel beim Anschluss eine extrem niedrige Kurzschlussleistung ergibt. Die Windenergieanlagen sind mit ihrem Spannungsschutz an der Niederspannungsklemme (400 V) auf die Verhältnisse, wie sie am Anschlusspunkt erforderlich sind, in den Verzögerungszeiten und Spannungswerten für Unterund Überspannung im Dauerbetrieb als auch für die kurzzeitigen Über- und Unterspannungen bei Störungen (Netzfehlern) zu parametrieren. Die Frequenzstützung kann bei Überfrequenz durch ein Zurücknehmen der Leistung ab einer Frequenz wie 50,5 Hz (Anschlussbedingungen der Vattenfall Europe Transmission) dynamisch erfolgen oder zum Beispiel ab 50,5 Hz (Anschlussbedingungen der E.on Netz) nach einer statischen Kennlinie in Abhängigkeit der aktuellen Frequenz die Leistung reduzieren (maßgeblich ist die Leistung, die vor der Störung angestanden hat). Bild zeigt einen Vergleich [7; 8]. Anforderungen an die Wirk- und Blindleistungsbereitstellung von Windenergieanlagen Netzanschlussregeln für die Hochund Höchstspannungsebene fordern einen großen Blindleistungsstellbereich. Dieser ist nur durch entsprechendes Planen und Projektieren von Umrichtern in den Windenergieanlagen oder anderen Geräten zur Lieferung oder zum Bezug 47, ,5 51,5 Frequenz [Hz] 47, ,5 51,5 Frequenz [Hz] Bild Unterschiedliche Verfahren zur Frequenzstützung bei Unter- und Überfrequenz [6]. ebwk Bd. 60 (008) Nr. 4

3 von Blindleistung erreichbar. Insbesondere bei ausgedehnten Windparknetzen sind die Anlagentransformatoren, die Windparkverkabelung und die Umspanner am Hoch- oder Höchstspannungsnetz für die Berechnung des Grenzleistungsdiagramms am Netzverknüpfungspunkt für unterschiedliche Lastfälle mit einzubeziehen. Insbesondere bei Leistungen unter 0 % der Nennleistung können sich die Blindleistungsverluste in größeren Windparks sehr stark auswirken, da die Betriebsspannung des Windparks quadratisch in die Berechnung der kapazitiven Beläge einfließt. Es ist in vielen Netzanschlussverträgen üblich, für den unteren Leistungsbereich und auch für den Bezug von Leistung nahe des Leerlaufs einen Bereich für Blindleistungsaufnahme und -abgabe anzugeben, statt einen Leistungsfaktor zu benennen (Bild 3). Die Wirkleistungsgradienten sind für den Normalbetrieb, den Start und das Verhalten nach Spannungslosigkeit einzustellen. Messungen an Windenergieanlagen und deren Zertifizierung WEA-Betreiber Beurteiliung Zertifikat Experten Zertifikat Lenkungsausschuss Verfahren zur Beurteilung der WEA-Eigenschaften 3 1 Wirkleistung P Blindleistung Q + Blindleistung Q 1 3 Empfehlung Bereich mit Q max für Windpark definieren anstelle PF nahe Leerlauf (auch Leistungsbezug) Negativer Verbraucher (früher: PF) International üblicher in Ländern mit hoher Windeinspeisung Nicht empfohlen für Standardbetrieb, eventuell zusätzliche Systemdienstleistung Eine zentrale aktuelle Aufgabe ist die Harmonisierung der unterschiedlichen Anforderungen aus existierenden und geplanten Netzanschlussregeln für verschiedene Regelzonen und Netzebenen. Dies gilt sowohl für die grundlegenden Konzepte der Schutz- und Leittechnik als auch für die Planung von Netzanschlüssen. Bei der Planung werden sowohl Simulationsverfahren zur Bestimmung des dynamischen Verhaltens bei Fehlern als auch stationäre Lastflussund Kurzschlussrechnungen erforderlich sein, um die Verletzung von Schutzgrenzen bei der Projektierung auszuschließen oder konkurrierende Anforderungen zu erkennen. Auch die Konzeption von (zu wiederholenden) Prüfungen der neuartigen Schutzkonzepte, bei denen das Zusammenwirken vom Schutz der Erzeugungseinrichtung mit dem Netzschutz den sicheren Betrieb gewährleistet, ist notwendig. Der Wunsch, eine Stelle zur Verfügung zu haben, die die Konformität der Windenergieanlagen mit den Anforderungen des Netzbetreibers zuverlässig bestätigen konnte, wurde von einem Hersteller von Windenergieanlagen an die Zertifizierungsstelle der Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.v. (FGH), Mannheim, Experten WEA-Hersteller Bild 3 Vergleich von Anforderungen an das Blindleistungsdiagramm von Windenergieanlagen. herangetragen. Die FGH hielt es für sinnvoll, eine Stelle zu schaffen, die über die DATech (Deutsche Akkreditierungsstelle Technik GmbH) vom Deutschen Akkreditierungsrat (DAR) nach EN akkreditiert ist. Die Akkreditierung als Zertifizierungsstelle erfolgte im Dezember 004. Die Aufgabe der Zertifizierungsstelle der FGH umfasst die Bestätigung von Zertifikaten zur Konformität der Kraftwerkseigenschaften einer dezentralen Erzeugungsanlage gemäß den Anforderungen eines Netzbetreibers. Die beteiligten Akteure im Prozess der Zertifizierung von Windenergieanlagen sind in Bild 4 dargestellt. Diskussionen und stetigen Verbesserungsbedarf gibt es für die Überprüfung des Verhaltens von dezentralen Erzeugungsanlagen bei Fehlern im Versorgungsnetz. Hierzu hat die FGH im Jahr 003 ein Verfahren entwickelt, das in der Zwischenzeit weltweit anerkannt ist und in Form eines Prüf- und Messcontainers von der FGH Test Systems GmbH vertrieben wird (Bild 5). Das Verfahren simuliert den Zusammenbruch der Netzspannung aufgrund des Fehlers, wobei das Versorgungsnetz, an dem diese Überprüfung messtechnisch durchgeführt wird, soweit wie möglich unbeeinflusst bleibt. Das Verfahren beinhaltet alle auch bei tatsäch- Betreiber des Anschlussnetzes Zertifizierer Zertifikat über WEA-Eigenschaften Prüfzertifikate akkreditierter Prüfinstitute Bild 4 Akteure im Prozess der Zertifizierung von Windenergieanlagen. 3 ebwk Bd. 60 (008) Nr. 4

4 Mittelspannungsnetz X 1 DEA X Leistungsschalter DEA: Dezentrale Erzeugungsanlage lich anfallenden Beanspruchungen wie steiler Spannungszusammenbruch, Transformatorrush und transiente Überspannung bei Spannungswiederkehr. Nahezu alle Betreiber von Übertragungsnetzen fordern das Verbleiben der Erzeugungsanlagen am Netz bei Fehlern im Netz. Einige Netzbetreiber fordern zusätzlich Spannungsstützung während des Fehlers durch Einspeisung induktiven Blindstroms. Diese Forderung bewirkt, dass die Erzeugungsanlage die Spannung im Netz beeinflusst, was sowohl ihr eigenes Verhalten, aber auch das Verhalten anderer Anlagen beeinflussen kann. Die Zertifizierung umfasst folgende zwei Bereiche: Produktzertifikat Das Produktzertifikat wird für den Typ einer dezentralen Erzeugungseinheit erstellt und stellt die aktuell angewandte Praxis von Zertifikaten von Windenergieanlagen in der Zertifizierungsstelle der FGH dar. Das Zertifikat bestätigt, dass dieser Typ die Anforderungen erfüllt, wenn die Anlage allein am Netz betrieben wird. Das ausgegebene Zertifikat beruht auf Messergebnissen, die aus dem Betrieb der Erzeugungseinheit am Netz gewonnen wurden. Das Produktzertifikat gilt für alle Erzeugungseinheiten dieses Typs. Entsprechend dem zurzeit geltenden Zertifizierungsverfahren beinhaltet ein Produktzertifikat die Beurteilung der folgenden Eigenschaften: > Wirkleistungserzeugung, > Blindleistungserzeugung, > Bereiche der Schutzeinstellungen, > Verhalten bei Fehlern im Netz, > Netzrückwirkungen. Bild 5 Prüfung des Verhaltens im Fehlerfall nach Prüfnorm Z501 der Zertifizierungsstelle der FGH e.v. Anlagen-/Parkzertifikat (geplant) Auf Basis eines bestehenden Produktzertifikats einer Windenergieanlage sollen in Zukunft auch Zertifikate für Windparks mit mehreren Windenergieanlagen gleichen Typs erstellt werden. Ein mögliches Verfahren zur Windparkzertifizierung wird im Lenkungsauschuss der Zertifizierungsstelle der FGH (siehe Bild 3) gerade erarbeitet. Im Gegensatz zum Produktzertifikat für eine Erzeugungseinheit steht die Erstellung eines Anlagenzertifikats zum Beispiel für einen großen Windpark an einem bestimmten Netzanschlusspunkt noch in den Anfängen (Bild 6). Ein Anlagen-/Parkzertifikat soll für eine bestimmte Erzeugungsanlage im Netz unter Berücksichtigung von bereits vorhandenen Anlagen erstellt werden. Für die Wirk- und Blindleistungserzeugung sowie für die Schutzeinstellungen werden keine besonderen Schwierigkeiten gesehen. Für die Netzrückwirkungen stehen ausreichende Berechnungsverfahren und messtechnische Verfahren Durch ein Zertifikat muss bestätigt werden, dass eine dezentrale Erzeugungsanlage die Anforderungen eines Netzbetreibers an die Kraftwerkseigenschaften dieser Anlage erfüllt. Als Typ einer Einzelanlage Erstellung eines Typ- oder Produktzertifikats zur Überprüfung einer großen Erzeugungsanlage während des Betriebs zur Verfügung. Für die Vorhersage des Verhaltens einer großen Erzeugungsanlage bei Fehlern im Netz gibt es noch beträchtlichen Entwicklungsbedarf. Eine messtechnische Überprüfung während des Betriebs der Anlage muss ausfallen, da ein Kurzschluss im Hochspannungsnetz kaum durchsetzbar ist. Es verbleibt als einzige Möglichkeit die Berechnung unter Verwendung von Modellen, deren Eignung durch eine messtechnische Prüfung validiert ist. Das Anlagen-/Parkzertifikat gilt nur für diese Anlagen-/Windparkkonfiguration an einem ausgewählten Netzanschlusspunkt. Die Erstellung solcher Modelle für Anlagen mit Asynchron- oder Synchrongeneratoren ist möglich, da das Verhalten dieser Generatoren in der Literatur ausreichend beschrieben ist. Für Erzeugungsanlagen, deren Stromeinspeisung rechnergesteuert ist hierzu zählen heute alle Windenergieanlagen ist die geeignete Modellbildung im Lenkungsausschuss der Zertifizierungsstelle der FGH noch in der Diskussion. Es liegt nahe, dass nur Software-Modelle in Frage kommen können. Die Fragen einer einheitlichen Rechensprache und der Sicherung der Software eines Herstellers sind noch ungeklärt. In Zusammenschaltung mehrerer Anlagen, z.b. im Windpark Erstellung eines Parkzertifikats (geplant) Bild 6 Zielsetzungen zur Zertifizierung der Zertifizierungsstelle der FGH e.v. ebwk Bd. 60 (008) Nr. 4 4

5 Spannung [% Bild ,5 0,0 0,5 1,0 1,5,0,5 3,0 3,5 Grenzkurven von Netzbetreibern für den Spannungsverlauf bei Fehlern im Netz [9]. Bisher wurden ausnahmslos Produktzertifikate für einen Hersteller von Windenergieanlagen ausgestellt. Der wesentliche Grund für die vergleichsweise geringe Anzahl von Zertifikaten liegt darin, dass Bestätigungen der Kraftwerkseigenschaften von den Netzbetreibern nicht durchgängig gefordert werden. Hier ist in der Zukunft mit einer Änderung dieses Verhaltens zu rechnen. Stand internationaler Netzanschlussregeln und Zertifizierung von Windenergieanlagen Kurzschlussdauer [s] Grid Code (Großbritannien) Eon (Deutschland) Vattenfall, VDN (Deutschland) TF 3..5, TF 3..6 (Dänemark) P.O (Spanien) Awea (USA) und Aeso (Kanada) Hydro-Quebec (Kanada) Die Netzanschlussregeln der europäischen und auch außereuropäischen Netzbetreiber hinsichtlich des Verhaltens von Windenergieanlagen bei Fehlerfällen im Netz sind teilweise deutlich unterschiedlich definiert. Neben unterschiedlichen Anforderungen zum Verhalten der Anlage bei der Trennung vom Netz (Frequenz-Kriterium), dem erforderlichen Blindleistungsaustausch, der Spannungsstabilisierung sind auch die Anforderungen an das Durchfahren der Anlage bei einem Spannungseinbruch, wie in Bild 7 dargestellt, deutlich unterschiedlich. Dies hat zur Folge, dass Zertifikate für Windenergieanlagen nur auf eine bestimmte Netzanschlussregel eines Netzbetreibers ausgestellt werden können. Eine Anerkennung eines ausgestellten Zertifikats durch einen anderen Netzbetreiber war zu Beginn der Zertifizierungsbestrebungen in Europa nicht möglich. Aufgrund der guten Erfahrungen mit den bestehenden Zertifikaten hat allerdings ein Umdenken eingesetzt. Nach aktuellen Erfahrungen der Firma Enercon wurde ein auf die Netzanschlussregel des Netzbetreibers E.on für Deutschland ausgestelltes Zertifikat der Zertifizierungsstelle der FGH, bereits bei den Netzbetreibern NGET (England und Schottland), ESB (Irland) sowie IESO (Kanada, Ontario) hinsichtlich der dortigen Anforderungen an die Windenergieanlage während des Spannungseinbruchs (LVFRT) anerkannt. Zusammenfassung und Ausblick Die Integration von Windenergieanlagen in die Energieversorgung und der gleichzeitige Um- und Ausbau der Stromversorgungsnetze erfordert neue Strategien, um die Systemstabilität zu gewährleisten. In der Hoch- und Höchstspannungsebene sind dazu bereits seit einigen Jahren Netzanschlussregeln verabschiedet worden, die auch in der Mittelspannungsebene eingeführt werden. Ziel der neuen Strategien ist die Gewährleistung der Zuverlässigkeit der Stromversorgungsnetze und damit der Qualität der Energieversorgung. Die Erbringung von Nachweisen, dass die in diesen Richtlinien gestellten Forderungen tatsächlich erfüllt werden, gehört dabei zu den wesentlichen Punkten. Nach Beginn der Zertifikatserstellung von Windenergieanlagen im Jahr 004 sind die bislang gemachten Erfahrungen aller am Zertifizierungsprozess beteiligten Einrichtungen als überaus positiv zu bewerten. Die erhöhte Nachfrage aus dem In- und Ausland nach Zertifikaten für Windenergieanlagen sowie erste positive Erfahrungen mit der Anerkennung von Zertifikaten im Ausland, was das Verhalten der Windenergieanlage im Fehlerfall betrifft, unterstreichen dies. Infolge der steigenden Anlagenleistung bzw. dem Repowering und dem bevorstehenden Ausbau von Offshore- Windparks rückt die Notwendigkeit zur Erstellung eines Anlagen-/ Windparkzertifikats immer stärker in den Vordergrund. Hier ist ein gemeinsames Vorgehen von Herstellern, Netzbetreibern und Zertifizierungsstellen notwendig, um auch in Zukunft eine vereinfachte Zertifizierung von Windparks zu ermöglichen und damit einen gesicherten Netzbetrieb bei weiter steigender Stromerzeugung aus Windenergie realisieren zu können. Literatur [1] Netzanschlussregeln. Hoch- und Höchstspannung. E.on Netz GmbH, Bayreuth, 1. August 003 und 1. April 006. [] Netzanschluss- und Netznutzungsregeln der Vattenfall Europe Transmission GmbH, B erlin, Januar 004. [3] Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz (Entwurf). Verband der Netzbetreiber (VDN) e.v., Berlin, 007. [4] Arnold, J.; Hartge, S.: Auswirkungen der zukünftigen Netzanschlussrichtlinien auf die Primär- und Sekundärtechnik dezentraler Einspeisungen im Mittelspannungsnetz. VDN / ETG Fachtagung Tutorial Schutz- und Leittechnik, 0. bis 1. März 007, Dortmund. [5] Hartge, S.; Fischer, F.: Kraftwerksverhalten von Windenergieanlagen hinsichtlich Kurzschlussverhalten, Engpass- und Blindleistungsmanagement sowie Spannungsregelung. e&i, Heft 4, 004. [6] Hartge, S.; Fischer, F.; Bartsch, M.: Enercon Transmission Windenergieanlagen Technische Lösungen zur Erfüllung aktueller Netzanschlussregeln. Internationaler ETG-Kongress 005, 14. bis 16. September 005, Dresden. [7] Arnold, J., Kühn, H.: Anforderungen an die Schutztechnik und Lösungen bei Anschluss von dezentralen Energieerzeugungsanlagen an das Hochspannungsnetz. EW 105 (006), Heft 15/16, S [8] Erlich, I.; Winter, W.; Löwen, J.: Systemautomatiken bei Störungen im Netz Verbesserungen des Systemverhaltens dezentraler Energieerzeugungsanlagen. EW 104 (005), Heft 4, S [9] Koschinsky, M. et al.: LVFRT-Kriterien in Netzanschlussregeln für Windenergieanlagen. EW 105 (006), Heft 5, S ebwk Bd. 60 (008) Nr. 4