Netzintegration von Photovoltaikanlagen - eine gesamtwirtschaftliche Sicht

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1 Netzintegration von Photovoltaikanlagen - eine gesamtwirtschaftliche Sicht 7. Fachtagung Photovoltaik und Netzintegration Karlsruhe, 19. Oktober 2010 Juniorprofessor Smart Power Grids an der Universität Stuttgart Leiter Dezentrale Netzdienstleistungen am Fraunhofer IWES in Kassel 1

2 Wachstum der Erneuerbaren Energien in Deutschland bereits > 15 GWp PV Installierte EE-Leistung [GWel] 40 Minimale Last Jahr PV (9 GWp) 85% < 100 kwp und im Niederspannungsnetz > PV-Anlagen Wind (26 GW) Biomasse (4 GW) Wasser (5 GW) Datenquelle: BMU, March

3 Photovoltaik-Strom zeitweise > 10 GW Quelle: SMA 3

4 Weitere Entwicklung Erneuerbaren Energien BEE-Szenario: 111 GW 47% des Stroms mit EE 120 Installierte EE-Leistung [GWel] Last Jahr PV (40 GWp) Wind (55 GW) Biomasse (9 GW) Wasser (7 GW) Datenquelle: BMU, March

5 Paradigmenwechsel in der Energieversorgung Energiebilanz zum Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch: Bisher: regelbare Erzeugung folgt dem Verbrauch Zukünftig auch: Verbraucher folgen nicht-regelbarer Erzeugung Energiemanagement mit Erzeuger, Speicher und Lasten Netzdienstleistungen für sicheren und wirtschaftlichen Netzbetrieb: Bisher: Zukünftig: Netzdienstleistungen werden durch konventionelle Kraftwerke bereitgestellt auch Erneuerbare Energien (+ Speicher + Lasten) müssen Netzdienstleistungen bereitstellen Aktive Verteilnetze zur Nutzung der lokalen Regelmöglichkeiten: Bisher: Auslegung nach lokalem Verbrauch (passiv) Zukünftig: aktive Regelung von Verteilnetzen notwendig (lokale Erzeugung/Speicher: z.b. PV-Anlagen, Elektrofahrzeuge) 5

6 Struktur 1. Energiewirtschaftliche Betrachtung mit BEE-Szenario 2. Multi-Talent Photovoltaik Multi-PV Sol-ion 3. Optimierte Bereitstellung von Blindleistung Technische Betrachtung Wirtschaftliche Betrachtung 4. Netzstabilität 6

7 Struktur 1. Energiewirtschaftliche Betrachtung mit BEE-Szenario 2. Multi-Talent Photovoltaik Multi-PV Sol-ion 3. Optimierte Bereitstellung von Blindleistung Technische Betrachtung Wirtschaftliche Betrachtung 4. Netzstabilität 7

8 BEE-Szenario (2020) mit 47% EE inkl. 39,5 GWp Photovoltaik EE-Einspeisung zu jeder Zeit! Quelle: Y.-M. Saint-Drenan et al

9 Leistungsverlauf (2020): Woche der max. EE-Einspeisung PV ersetzt vor allem Spitzen- und Mittellastkraftwerke Quelle: Y.-M. Saint-Drenan et al

10 Summenganglinie (2020) Grundlast wird durch EE stark reduziert Quelle: Y.-M. Saint-Drenan et al

11 Struktur 1. Energiewirtschaftliche Betrachtung mit BEE-Szenario 2. Multi-Talent Photovoltaik Multi-PV Sol-ion 3. Optimierte Bereitstellung von Blindleistung Technische Betrachtung Wirtschaftliche Betrachtung 4. Netzstabilität 11

12 Multi-Talent Photovoltaik Multifunktionaler Wechselrichter + Batterie Quelle: T. Stetz, K. Büdenbender, M. Braun (IWES) 12

13 Multi-PV System Quelle: Dominik Geibel (IWES) 13

14 Prototypen-Test bei Hübner GmbH in Kassel 100 kwp PV-Anlage + Container mit Bleibatterien Projektpartner: Quelle: IWES 14

15 Französisch-Deutsches Eurogia-Projekt Sol-ion ( ) 8 Partner: Industrie Forschung Ziel: Erhöhung des Eigenverbrauchs von PV-Strom + Backup + Leistungsregelung 15 Quelle: K. Büdenbender (IWES)

16 Struktur 1. Energiewirtschaftliche Betrachtung mit BEE-Szenario 2. Multi-Talent Photovoltaik Multi-PV Sol-ion 3. Optimierte Bereitstellung von Blindleistung Technische Betrachtung Wirtschaftliche Betrachtung 4. Netzstabilität 16

17 Modelle realer Niederspannungsnetze Netz A: 54 Hausanschlüsse 220 kwp PV 250 kva Trafo Netz B: 151 Hausanschlüsse 234 kwp PV 630 kva Trafo Source: K. Büdenbender, M. Braun et al

18 Simulationsszenarien 1. REFERENCE: keine PV-Anlagen 2. TODAY: Berücksichtigung der heute installierten PV-Anlagen Netz A: 220 kwp PV Trafo: 250 kva Netz B: 234 kwp PV Trafo: 630 kva 3. FUTURE: Weitere Ausbau von 5 kwp PV-Anlagen bei 50% aller Hausanschlüsse (heute ohne PV) Netz A: 320 kwp PV Trafo: 250 kva Netz B: 564 kwp PV Trafo: 630 kva Source: K. Büdenbender, M. Braun et al

19 Einfluss der PV auf Verteilnetz: Trafo Rückspeisung in Mittelspannung! Wechsel von Verteil- zu Einspeisenetzen Niedrige Durchdringung: Reduktion der Trafo- Belastung Hohe Durchdringung: Erhöhung der Trafo- Belastung Source: K. Büdenbender, M. Braun et al

20 Einfluss der PV auf Verteilnetz: Spannung Spannung am Verknüpfungsspunkt mit stärkster Spannungsschwankung Anwendungsregel für Erzeugeranlagen im Niederspannungsnetz: Heute: Zukunft: 2% Spannungsanhebung 3% Spannungsanhebung (Entwurf) Netzverstärkung notwendig! Source: K. Büdenbender, M. Braun et al

21 Erhöhung der Aufnahmefähigkeit um 60% und mehr durch Blindleistungsbereitstellung (Beispielnetz A) Source: T. Stetz, W. Yan, M. Braun (IWES)

22 Struktur 1. Energiewirtschaftliche Betrachtung mit BEE-Szenario 2. Multi-Talent Photovoltaik Multi-PV Sol-ion 3. Optimierte Bereitstellung von Blindleistung Technische Betrachtung Wirtschaftliche Betrachtung 4. Netzstabilität 22

23 Ansätze der Blindleistungsbereitstellung P max P Q cosφ cosφ(p) Q(U) Q cosφ S max Q Version 1 Version 2 Version 3 Version 4 Version 5 Voltage at PCC [p.u.] DC Power PV [p.u.] Quelle: T. Stetz (IWES) 23

24 Niederspannungsnetzmodell Vorstädtisches Niederspannungsnetz 630 kva Trafo 5 Zuleitungen 18 * 5 kva PV-Anlagen pro Zuleitung Netzsimulation mit PowerFactory Quelle: T. Stetz (IWES) 24

25 Kostenkategorien Kosten für PV-Anlagenbetreiber: zusätzliche Wechselrichterverluste Annuität der Investitionskosten durch Überdimensionierung des Wechselrichters Kosten des Verteilnetzbetreibers (Niederspannung): zusätzliche Leitungsverluste zusätzliche Transformatorverluste (Kosten der Netzverstärkung) 25

26 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung im vorstädtischen Netz Kosten für PV-Anlagenbetreiber deutlich höher: PV-Anlagenbetreiber: /a Netzbetreiber: /a Quelle: T. Stetz (IWES) Kosten abhängig von Regelmethode Spannungshaltung 2%-Grenze: Netzausbau oder Q-Regelung e.g. cosφ(p) Jährliche Gesamtkosten [ /a] Umax ohne PV +2% Grenze Umax CosPhi=1 26

27 Wechselrichterdimensionierung bei Blindleistungsbereitstellung Beispiel: Quelle: T. Stetz (IWES) 27

28 Struktur 1. Energiewirtschaftliche Betrachtung mit BEE-Szenario 2. Multi-Talent Photovoltaik Multi-PV Sol-ion 3. Optimierte Bereitstellung von Blindleistung Technische Betrachtung Wirtschaftliche Betrachtung 4. Netzstabilität 28

29 Beispiel einer Systemstörung am 4. Nov Netzausfall für 15 Mio. Haushalte & Trennung des UCTE-Netzes (< 2 h) Quelle: UCTE 2007 Was ist passiert? 1) Sorgfältig geplante Abschaltung der 380 kv Leitung von E.ON für die Auslieferung der Norwegian Pearl (Transport von der Meyerwerft zur Nordsee auf der Ems) 2) N-1 Kriterium war nicht erfüllt als die geplante Zeit kurzfristig geändert wurde Trennung UCTE-Netz 3) Westteil: 9 GW Leistungsimport fehlen 4) Bei 49.5 Hz: Automatische Pumpenabschaltung von 1.6 GW und Abschaltung von 10 GW Erzeugerleistung in Verteilnetzen Frequenz sinkt auf 49 Hz 5) 17 GW Lastabwurf!!! 6) 17 GW Erzeugung im Übertragungsnetz wurde aktiviert (fast alle Reserven!) 29

30 Netzanschlussbedingungen 30

31 Netzanschlussbedingungen zur Einhaltung der Netzstabilität Statische Netzstabilität Frequenzhaltung (bei Leistungsschwankungen) Spannungshaltung (bei Leistungsschwankungen) Dynamische Netzstabilität Verhalten bei großen Frequenzabweichungen (z.b. großer Leistungsausfall) Verhalten bei großen Spannungabweichungen (z.b. Kurzschluss) 31

32 Wirkleistungsreduktion bei Überfrequenz auch im Niederspannungsnetz vergleichbar erforderlich! (derzeit werden sich >> 10 GW Erzeugerleistung bei Überschreiten von 50,2 Hz vom Netz Trennen) Quelle: VDN

33 IEA PVPS Task 14 Work Programm ( 33

34 Zusammenfassung Photovoltaik-Anlagen müssen zukünftig Netzdienstleistungen bereitstellen und sich damit aktiv am Netzbetrieb beteiligen Multi-Talent Photovoltaik Multifunktionale Wechselrichter und Batteriespeicher bieten zahlreiche Regelungsmöglichkeiten zur Unterstützung des Netzbetriebs besonderer Nutzen durch lokale Dienstleistungen z.b. Reduktion Spitzenlast, Erhöhung PV-Eigenverbrauch, Notstromversorgung Optimierte Bereitstellung von Blindleistung durch Photovoltaik-Anlagen Blindleistungsregelung hilft bei der Spannungshaltung und der Reduktion der Netzausbau- und Netzbetriebskosten Beitrag zur Netzstabilität durch Photovoltaik-Anlagen notwendig bei Überfrequenz (> 50,2 Hz) dürfen sich Erzeugeranlagen nicht trennen! stabilisierende Abregelung notwendig! 34