Kurzfassung. Abstract. 1 Einleitung. Thomas Stetz 1, Prof. Dr.-Ing. Martin Braun 1,2, Hans-Joachim Nehrkorn 3, Martin Schneider 3

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1 Maßnahmen zur Spannungshaltung in Mittelspannungsnetzen Welchen Beitrag können dezentrale Energieerzeugungsanlagen leisten? Methods for Maintaining Voltage Limitations in Medium Voltage Systems Thomas Stetz 1, Prof. Dr.-Ing. Martin Braun 1,2, Hans-Joachim Nehrkorn 3, Martin Schneider 3 1 Fraunhofer IWES, Kassel, Germany, Thomas.Stetz@iwes.fraunhofer.de 2 Universität Stuttgart, Institut für Energieübertragung und Hochspannungstechnik (IEH), Stuttgart, Germany 3 E.ON Avacon AG, Netzentwicklung Strom, Braunschweig, Germany Kurzfassung In diesem Beitrag wird die technische Effektivität unterschiedlicher Methoden zur Spannungshaltung von dezentralen Energieerzeugungsanlagen auf der Mittel- und Niederspannungsebene anhand von Effektivwertsimulationen diskutiert. Hierbei werden insbesondere solche zusätzlichen Methoden diskutiert, die auf der Bereitstellung von Blindleistung beruhen und gemäß der technischen Richtlinien für den Anschluss an das Mittel- bzw. Niederspannungsnetz bereits heute von Verteilnetzbereibern gefordert werden können. Es zeigt sich, dass eine zusätzliche Blindleistungsbereitstellung durch dezentrale Energieerzeugungsanlagen die Spannungssteigerung im untersuchten Netzgebiet deutlich reduzieren kann, eine Garantie zur Einhaltung von Spannungsgrenzwerten dadurch allerdings weiterhin nicht gegeben ist. Aus diesem Grund wird in diesem Beitrag auch eine Methode zur automatischen Spannungsbegrenzung durch Photovoltaikanlagen diskutiert. Mittels Effektivwertsimulationen wird das technische Potenzial dieser Methode zur Einhaltung der Grenzwerte der langsamen Spannungsänderung gemäß DIN EN diskutiert. Die Ergebnisse zeigen, dass die Wahrscheinlichkeit zur Einhaltung der Grenzwerte der langsamen Spannungsänderung dadurch wesentlich gesteigert werden kann. Abstract In this paper, different methods for maintaining voltage limitations through dispersed generators at medium and low voltage levels are discussed. These additional control methods are based on the reactive power control capability of dispersed generators and can currently be demanded by German distribution system operators. The results of RMS- Simulations show a considerable voltage reduction potential through the provision of reactive power, though maintaining a certain voltage limitation still cannot be guaranteed. Thus, an additional method for limiting voltage rises, based on reactive power provision and short term active power reduction, is discussed. It is shown that the probability of maintaining voltage limitations can be significantly increased by this method. 1 Einleitung Die DIN EN definiert die Spannungsqualität für Endkunden in öffentlichen, elektrischen Verteilnetzen als eine Menge aus unterschiedlichen Spannungsmerkmalen. Es ist die Aufgabe der Verteilnetzbetreiber, ihre Netze in einer Weise zu dimensionieren und zu betreiben, dass die Vorgaben aus der DIN EN jederzeit eingehalten werden können. In manchen Verteilnetzabschnitten kann es allerdings, bedingt durch eine hohe lokale Einspeiseleistung, zur Minderung der Spannungsqualität, in Form von Überschreitungen zulässiger Grenzwerte für einzelne Spannungsmerkmale kommen. Die DIN EN begrenzt beispielsweise das Merkmal langsame Spannungsänderung auf einen Bereich von ± 10% der jeweiligen Nennspannung. Dieser Spannungsbereich muss in 95% der 10 Minuten Mittelwerte einer Woche eingehalten werden [1]. Kann die Einhaltung der Spannungsgrenzwerte nicht mehr garantiert werden, dann müssen zusätzliche Maßnahmen zur Spannungshaltung durch den zuständigen Verteilnetzbetreiber ergriffen werden. Diese zusätzlichen Maßnahmen können u.a. Netzverstärkungen umfassen, welche wiederum die Kosten für die Netzintegration dezentraler Energieerzeugungsanlagen (DEA) erhöhen. In dieser Veröffentlichung werden Maßnahmen zur Begrenzung langsamer Spannungsanstiege durch DEA diskutiert. Dabei wird ausschließlich auf solche Maßnahmen zurückgegriffen, die gänzlich ohne Kommunikationstechnik auskommen (sogenannte dezentrale Maßnahmen) und ausschließlich auf der Regelungsfähigkeit moderner DEA basieren. Die vorgestellten Ergebnisse beruhen auf Simulationsrechnungen, die anhand eines realen Verteilnetzabschnitts durchgeführt wurden. In Abschnitt 2 wird zunächst das Spannungsregelungspotenzial von DEA mit unterschiedlichen Netzan-

2 bindungskonzepten vorgestellt. In Abschnitt 3 werden die grundlegenden Simulationsannahmen, bestehend aus dem Netzmodell, den verwendeten Last- und Einspeisezeitreihen sowie der Interpretation der untersuchten Spannungsgrenzwerte, vorgestellt. Abschnitt 4 diskutiert die technische Effektivität unterschiedlicher dezentraler Maßnahmen zur Begrenzung langsamer Spannungsanstiege aufgrund von Jahressimulationen. Zusätzlich zu den Verfahren aus der aktuellen technischen Richtlinie zum Anschluss an das Mittelspannungsnetz (im nachfolgenden Mittelspannnungsrichtlinie genannt) und der aktuellen technischen Richtlinie zum Anschluss an das Niederspannungsnetz (nachfolgende Niederspannungsrichtlinie genannt) wird in Abschnitt 5 ein dezentrales Verfahren zur aktiven Begrenzung der Netzspannung durch Photovoltaikanlagen vorgestellt. 2 Spannungsregelungspotenzial durch dezentrale Energieerzeugungsanlagen Abbildung 1 zeigt den prozentualen Anteil der installierten Leistung von Onshore Windkraftanlagen (WKA) und Photovoltaik (PV)-Anlagen, verteilt auf die unterschiedlichen Spannungsebenen in Deutschland. Die Daten wurden der EEG-Stammdatenbank entnommen und entsprechen dem Stand von Ende 2010 [2]. Aus der Abbildung ist gut ersichtlich, dass mit ca. 50% der installierten Leistung ein Großteil der Windenergieleistung an der Mittelspannungsebene (MS-Ebene) angeschlossen ist. Ende 2010 entsprach dies einem Leistungsäquivalent von 13,4 GW (vgl. [3]). Zum selben Zeitpunkt waren ca. 18% der in Deutschland installierten PV-Leistung, oder 3,1 GW (vgl. [4]), an der MS-Ebene angeschlossen. Ein Großteil der installierten PV-Leistung (ca. 80% der Gesamtleistung) befindet sich in der Niederspannungsebene (NS-Ebene). Es darf hierbei allerdings nicht vernachlässigt werden, dass es innerhalb Deutschlands starke regionale Unterschiede bei der Verteilung der installierten Leistung einzelner DEA-Typen gibt. Somit kann es durchaus vorkommen, dass ein Verteilnetzabschnitt sehr stark durch Windenergie geprägt ist, während ein anderer Verteilnetzabschnitt mehr PV-Leistung aufzunehmen hat. Während PV-Anlagen grundsätzlich immer über einen Wechselrichter an das öffentliche Netz angeschlossen sind, gibt es für Windenergieanlagen diverse Netzanschlusskonzepte. Tabelle 1 zeigt eine Übersicht der gängigsten Netzanschlusskonzepte und führt auf, welche Varianten sich zur Bereitstellung von Blindleistung eignen und somit theoretisch zur Spannungshaltung beitragen können (ASG = Asynchrongenerator, SG = Synchrongenerator). Die tatsächliche dynamische Regelbarkeit der Blindleistungsbereitstellung ist hierbei allerdings auch noch von den verwendeten Stromrichtertopologien abhängig. Tabelle 1: Unterschiedliche Netzanbindungskonzepte und deren Fähigkeit zur Bereitstellung von Blindleistung zur Spannungshaltung. Blindleistungsbezug Blindleistungsbezug dyna- Netzanschlusskonzept Kapazitiv Induktiv misch regelbar Direkt gekoppelter ASG NEIN JA NEIN ASG mit Vollumrichter JA JA JA Doppelt gespeister ASG JA JA JA SG mit Vollumrichter JA JA JA Direkt gekoppelter SG JA JA JA Photovoltaik mit Wechselrichter JA JA JA 3 Simulationsannahmen Die in diesem Beitrag vorgestellten Simulationsergebnisse beruhen auf Effektivwertsimulationen, die mit dem Netzberechnungsprogramm PowerFactory von DIgSILENT durchgeführt wurden. In diesem Abschnitt werden zunächst der Aufbau des untersuchten Mittelspannungsnetzes und die dort installierte Erzeugungsleistung beschrieben. Ferner werden die verwendeten Erzeugungs- und Lastzeitreihen und die ausgewerteten Spannungsgrenzwerte erläutert. 3.1 Das untersuchte Mittelspannungsnetz Netzdaten eines realen Mittelspannungsnetzabschnitts, welche von der E.ON Avacon AG für die Untersuchungen zur Verfügung gestellt wurden, bilden die Grundlage der nachfolgenden Simulationen. Der schematische Aufbau des Netzabschnitts ist in der untersuchten Strangkonfiguration in Abbildung 2 dargestellt. Im Umspannwerk (UW) werden die Sammelschienen A und B von jeweils einem 25 MVA Transformator aus dem vorgelagerten Hochspannungsnetz versorgt. An den beiden Sammelschienen befinden sich die Abgänge S1 bis S8. Das Netz wird als offenes Ringnetz betrieben. Die jeweiligen Anschlussorte der DEA sind in der Netzgrafik ebenfalls schematisch dargestellt. Unterschieden wird hierbei zwischen einzelnen Windkraftanlagen (WKA) und Blockheizkraftwerken (BHKW). Abbildung 1: Verteilung der anteilig installierten Erzeugungsleistung von Windkraftanlagen und Photovoltaikanlagen auf einzelne Spannungsebenen (Abbildung nach Saint-Drenan, Fraunhofer IWES).

3 Abbildung 2: Schematischer Aufbau des untersuchten Mittelspannungsnetzabschnitts. Tabelle 2 gibt eine Übersicht über die installierte Erzeugungsleistung im untersuchten Netzabschnitt, so wie sie zum Zeitpunkt der Datenerfassung im Jahr 2008 in den unterschiedlichen Strängen vorlag (Ausnahme WKA 8, vgl. Abschnitt 3.2). Die installierte PV Leistung verteilt sich dabei ausschließlich auf Anschlussorte in der Niederspannung, weshalb diese in Abbildung 2 nicht explizit dargestellt wurden. In den nachfolgenden Simulationen der Mittelspannungsebene wird die PV Leistung daher als negative Ersatzlast den betreffenden Ortsnetzstationen zugeordnet. Aufgrund der räumlichen Ausdehnung des Netzgebiets ist es sehr unwahrscheinlich, dass alle PV-Anlagen zu einem bestimmten Zeitpunkt ihre Nennleistung gleichzeitig ins Netz einspeisen. Lokale Verschattungen durch Wolkenzug oder temperaturbedingte Wirkungsgradreduzierungen bei den Modulen sind hierfür verantwortlich. Aus diesem Grund wurde die PV- Leistung in den Simulationen auf 80% der maximal gemessenen PV-Leistung skaliert. Dieser Wert sollte in weiterführenden Studien durch Messungen überprüft werden. Weitere Angaben zu den verwendeten Einspeiseund Lastzeitreihen können Abschnitt 3.2. entnommen werden. Strang Installierte Leistung [kw] PV WKA BHKW Tabelle 2: Übersicht der installierten Erzeugungsleistung im Netzabschnitt. Gesamtleistung [kw] Gesamtleistung [kw] (PV = 80% P n ) 1 50, ,5 40, , ,6 117, , ,8 2323,5 4 39, ,4 531, , ,5 110,8 6 9, ,1 7, , ,8 1316, , ,5 4230,8 Σ 1702, ,2 8677,7 3.2 Die verwendeten Einspeise- und Lastzeitreihen Im untersuchten Netzgebiet treten drei unterschiedliche Arten von DEA auf, welche nachfolgend kurz beschrieben werden: Windkraftanlagen: Die Einspeisezeitreihen der in Abbildung 2 dargestellten WKA basieren auf realen Leistungsmessdaten in der untersuchten Region. Bei WKA, für die keine Leistungsmessdaten zur Verfügung standen, wurden die Einspeisezeitreihen anhand eines geostatischen Hochrechnungsverfahrens berechnet [5]. Bei WKA 8 handelt es sich um eine fiktive Anlage, die zur Provokation von Spannungsgrenzwertüberschreitungen nachträglich dem Netzmodell hinzugefügt wurde. Für diese Anlage wurde das Leistungsprofil einer räumlich benachbarten WKA übernommen. Für die Simulationen wird ferner angenommen, dass die installierten WKA über ein Netzanbindungskonzept verfügen, welches die Regelung der Blindleistungsabgabe ermöglicht (vgl. Tabelle 1). Blockheizkraftwerke: Bei den BHKWs handelt es sich um Biomasse- und Biogaskraftwerke die stromgeregelt betrieben werden und aufgrund ihrer EEG-Vergütung meist Nennleistung einspeisen. Für die Blockheizkraftwerke existieren gemessene Einspeisemessdaten in 15 Minuten Auflösung für das Jahr Auch hier wird für die Simulationen ein Netzanbindungskonzept vorausgesetzt, welches eine dynamische Bereitstellung von Blindleistung ermöglicht (vgl. Tabelle 1). Photovoltaikanlagen: Für die Simulation der PV- Einspeisung wurde auf real gemessene DC- Leistungsdaten einer Referenzanlage am Standort Kassel zurückgegriffen. Da sich das untersuchte Netzgebiet in einer ähnlich einstrahlungsstarken Region wie Kassel befindet und zudem keine hochaufgelösten PV- Leistungsmesswerte aus der Netzregion vorhanden waren, wurde auf DC-Leistungsmessdaten aus Kassel zurückgegriffen. Die jeweiligen Ersatzlasten an den Ortsnetzstationen wurden entsprechend der von ihnen repräsentierten PV-Leistung skaliert. Die Leistungsdaten liegen in 1 Minuten Mittelwerten vor. Netzlasten: Zur Nachbildung der Netzlasten standen zum Zeitpunkt der Untersuchungen weder Leistungs- noch Energiemessdaten für die einzelnen Ortsnetzstationen zur Verfügung. Anhand der zu erwartenden Jahresmaximallast und dem zugehörigen Lastverlauf am Umspannwerk wurden den einzelnen Ortsnetzstationen Standardlastprofile zugeordnet und diese so skaliert, dass die Summe der Leistungsflüsse am Umspannwerk einem vorgegeben Lastverlauf entsprechen. Es sei darauf hingewiesen, dass dieser Ansatz zwar die Höhe der zu erwartenden Leistungsflüsse annähern kann, der Energieumsatz der einzelnen Ortsnetzstationen in der Simulation aber überbewertet wird. Aus diesem Grund werden die in Abschnitt 4 vorgestellten Ergebnisse immer in Bezug auf das Basisszenario dargestellt.

4 3.3 Die Regelungsmodelle Die verwendeten Regelungsmodelle beschränken sich auf die Modellierung der Sollwertvorgabe für die Wirk- und Blindleistungseinspeisung eines Stromrichters, gemäß den untersuchten Methoden zur Spannungshaltung (zu den einzelnen Methoden vgl. auch Abschnitt 4). Zur Nachbildung des zeitlichen Verhaltens der Stromrichter wurde auf ein vorhandenes Modell von PowerFactory zurückgegriffen (Statischer Generator). Auf die Modellierung der Primärenergiewandlung konnte aufgrund der Beschränkung der Regelung auf die Bereitstellung von Blindleistung und der vorhandenen Einspeisezeitreihen verzichtet werden. Abbildung 3 zeigt den schematischen Aufbau der Regelungsmodelle, bestehend aus einer übergeordneten Blindleistungssollwertvorgabe (entspricht den jeweils untersuchten Methoden zur Spannungshaltung) und dem Stromrichtermodell von PowerFactory. Für das Stromrichtermodell wurde zusätzlich noch eine Wirkungsgradkurve zur Bestimmung der Stromrichterverluste integriert. Die Verluste berechnen sich in Abhängigkeit der aktuellen Scheinleistung anhand eines Polynoms 2. Grades [6]. Abbildung 3: Schematische Darstellung des verwendeten Regelungsmodells in PowerFactory. 3.4 Behandlung von Spannungsgrenzwerten in der Simulation Die Mindestanforderungen an die Spannungsqualität am Netzanschlussort der Endkunden, sind für Verteilnetzbetreiber in der DIN EN verbindlich festgelegt. Solange diese Mindestanforderungen erfüllt werden, liegt die Aufteilung des Spannungsbandes im Netzgebiet im Ermessen des Verteilnetzbetreibers. Weitere Vorgaben zur Begrenzung von Spannungsanstiegen bei Einspeiseleistung können der Mittelspannungsrichtlinie [7] und der Niederspannungsrichtlinie [8] entnommen werden. Zur Ermittlung der technischen Effektivität der einzelnen Methoden zur Spannungshaltung müssen allerdings Angaben zur maximal zulässigen Netzspannung für die Mittelspannungsebene vorliegen. Diese maximal zulässigen Spannungen müssen berücksichtigen, dass im nachgelagerten Niederspannungsnetz weitere Spannungsanstiege bzw. Spannungsabfälle auftreten können und die Grenzwerte der DIN EN auch dort einzuhalten sind. Abbildung 4 zeigt eine mögliche Aufteilung des Spannungsbandes vom Umspannwerk bis zu den Strangenden im Niederspannungsnetz, so wie sie für die nachfolgenden Untersuchungen angenommen werden. Die für die Bewertung der Simulation abgeleiteten Spannungsgrenzwerte werden im Folgenden kurz erläutert: (1) Sollspannung und Spannungstoleranzen des Stufenstellers: Die Sollspannung am Umspannwerk des untersuchten Netzgebiets wird durch den Transformatorstufensteller auf 20,8 kv geregelt. Der Stufensteller besitzt ein Regelungstotband von ± 1% der Nennspannung U n (siehe hierzu auch Abbildung 5). (2) Der durch die Einspeisung von DEA zulässige Spannungsanstieg im MS-Netz ist gemäß Mittelspannungsrichtlinie auf +2% im Vergleich zur Spannung ohne Einspeisung begrenzt. In einem Wort-Case-Szenario ergibt sich somit für die maximal zulässige Spannung im MS-Netz ein Wert von 107% U n (100%*U n + 4%*U n für Sollspannungsoffset + 1%*U n für Stufenstellertotband + 2%*U n für Spannungsanstieg MS-Netz). Diese maximale Spannungsgrenze wird in den nachfolgenden Simulationen als Bewertungskriterium verwendet. (3) Der durch die Einspeisung von DEA zulässige Spannungsanstieg im NS-Netz ist gemäß Niederspannungsrichtlinie auf +3% im Vergleich zur Spannung ohne Einspeisung begrenzt. Durch die Einhaltung der Vorgaben aus der MS- und NS- Richtlinie ließe sich somit die Einhaltung der Grenzwerte der langsamen Spannungsänderung gemäß DIN EN einhalten. Der Spannungsanstieg über dem MS/NS Transformator sein hierbei bereits berücksichtigt. (4) Für den Spannungsabfall über das MS-Netz wurden 5% U n festgelegt. (5) Für den Spannungsabfall über das NS-Netz wurden auch 5% U n festgelegt. Hierdurch ergibt sich zur Einhaltung der unteren Grenzwerte der langsamen Spannungsänderung nach DIN EN eine Spannungsreserve von 3% U n (6). Es sei angemerkt, dass die hier vorgestellten Spannungsgrenzwerte zunächst nur im Rahmen der Simulation Anwendung finden. In der Praxis ist die Betriebsführung sehr stark durch die Planungsgrundsätze und die Erfahrungen des zuständigen Verteilnetzbetreibers geprägt. Hieraus können sich für den tatsächlichen Netzbetrieb abweichende Grenzwerte ergeben. Abbildung 4: Mögliche Aufteilung des Spannungsbandes zwischen dem Umspannwerk und dem Endkundenanschluss in der Niederspannungsebene.

5 Zusätzlich zu den DEA wurde auch ein Regelungsmodell für den Transformatorstufensteller im Umspannwerk erstellt. In Anlehnung an [9] wurde ein hyperbolischer Zusammenhang zwischen der Spannungsabweichung du, gemessen an der MS-Sammelschiene des HS/MS Transformators, und der Reaktionszeit des Stufenstellers festgelegt (vgl. Abbildung 5). Der zugehörige Zeitfaktor wurde auf den Wert 1 eingestellt. Der verwendete Transformator besitzt ± 9 Wicklungsanzapfungen und eine Neutralstellung. Bei gemessenen Spannungsabweichungen bis 1%*U n oberhalb oder unterhalb der Betriebsspannung schaltet der Stufensteller nicht. 4.1 Die untersuchten Methoden zur Spannungshaltung In diesem Unterabschnitt werden zunächst die untersuchten Methoden zur Spannungshaltung vorgestellt. Die einzelnen Methoden beziehen sich dabei auf aktuelle Vorgaben aus der Mittelspannungsrichtlinie aus dem Jahr 2008 [7], welche theoretisch bereits heute von den zuständigen Verteilnetzbetreibern gefordert werden können. Cosϕ fix : Der Verschiebungsfaktor cosϕ 0, am Netzanschlusspunkt der jeweiligen DEA, wird auf den Wert 0,95 eingestellt. Es wird nur induktive Blindleistung bezogen. Cosϕ(P): Zur Bereitstellung der Blindleistung wird eine Statik gemäß Abbildung 5 hinterlegt. Der minimale Verschiebungsfaktor ist dabei auf den Wert 0,95 beschränkt. Abbildung 5: Kennlinie zur Nachbildung der Verzögerungszeit des Stufenstellers gemäß [9]. 4 Vergleich unterschiedlicher Maßnahmen zur Spannungshaltung durch dezentrale Energieerzeugungsanlagen In diesem Abschnitt werden die Ergebnisse von Jahressimulation für unterschiedliche dezentrale Maßnahmen zur Spannungshaltung anhand des in Abbildung 2 vorgestellten Netzabschnitts diskutiert. Zur Durchführung der Simulation werden die in Abschnitt 3.2 vorgestellten Last- und Einspeisezeitreihen verwendet. Zur Vorbereitung der Simulation wurden die 15 Minuten-Mittelwerte der Einspeisezeitreihen der untersuchten WKA und BHKWs in 1 Minuten-Mittelwerte umgerechnet. Die Aufzeichnung der Spannungen und Leistungsflüsse im untersuchten Netzabschnitt erfolgt in diskreten 1 Minuten-Werten für das untersuchte Jahr (2008). Zur Durchführung der Effektivwertsimulationen wird eine Simulationsschrittweite Δt von 3 Sekunden oder 0,05*1 Minute verwendet, mit welcher die 1 Minuten Inputwerte während der Simulation interpoliert werden. Da es sich bei dem untersuchten Netzabschnitt um ein reales Mittelspannungsnetz handelt, welches bereits für die Aufnahme der Anschlussleistung ausreichend dimensioniert wurde, musste eine fiktive Erzeugungsanlage (WKA8) zur Provokation von Spannungsgrenzwertverletzungen den Simulationen hinzugefügt werden (vgl Abschnitt 3.2). Dies entspricht einem möglichen zukünftigen Zubauszenario. Abbildung 5: Verwendete Cosϕ(P) Statik. Q(U): Hierbei handelt es sich um eine Methode, welche die bereitzustellende Blindleistung in Abhängigkeit der Spannung am Netzanschlusspunkt der jeweiligen DEA bestimmt. Die verwendete Q(U)-Statik ist in Abbildung 6 dargestellt. Da die Sollspannung am Umspannwerk durch den Stufenschalter am HS/MS Transformator auf 20,8 kv (1,04 p.u.) geregelt wird, wird der in dieser Untersuchung verwendeten Q(U)-Statik ein entsprechend großes Totband eingeräumt. Hierdurch werden die Gesamtdauer der Blindleistungsbereitstellung und somit auch die zusätzlich aus dem Netz bezogene Blindenergie reduziert. Abbildung 6: Verwendete Q(U)-Statik. Es ist zu beachten, dass für alle Stromrichter ein Dimensionierungsfaktor (maximale Scheinleistung S max zur Nennleistung P n ) von 1 [kva/kw] angenommen wurde. Hierdurch kann es bei der gleichzeitigen Bereitstellung von Blindleistung und Wirkleistung zu Scheinleistungsflüssem im Stromrichter von mehr als S max kommen. In der Simulation werden diese maximalen

6 Scheinleistungsflüsse im Stromrichter automatisch auf den Wert S max begrenzt, wodurch es zeitweise zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung kommen kann. In der Praxis können abweichende Dimensionierungsfaktoren zum Einsatz kommen bzw. ist es möglich, dass die Stromrichter für eine bestimmte Zeitdauer überlastfähig sind und deshalb die Wirkleistungseinspeisung in geringerem Maße reduziert werden muss. 4.2 Ergebnisse der Jahressimulationen Zur Bewertung der technischen Effektivität der einzelnen Maßnahmen zur Spannungshaltung wurden die während der Simulation an den Netzanschlusspunkten der DEA aufgezeichneten Spannungsmesswerte gemäß den Vorgaben der EN50160 für langsame Spannungsänderungen ausgewertet. Abbildung 7 zeigt die maximalen 10 Minuten-Mittelwerte der Spannung an ausgewählten Netzanschlusspunkten im Mittelspannungsnetz mit und ohne die Anwendung zusätzlicher Methoden zur Spannungshaltung. Hierbei zeigt sich, dass ohne einen Beitrag zur Spannungshaltung durch DEA, die 10 Minuten- Mittelwerte der Netzspannung teilweise den in Abschnitt 3.4 hergeleiteten Spannungsgrenzwert von 1.07 p.u. deutlich übersteigen. Aufgrund der Möglichkeit weiterer Spannungsanstiege auf der Niederspannungsebene, kann eine Verletzung der DIN EN Vorgaben für langsame Spannungsänderungen für dieses Simulationsszenario nicht ausgeschlossen werden. Um den Anschluss von WKA 8 in der Praxis realisieren zu können, wären demnach höchst wahrscheinlich kostenintensive Netzausbaumaßnahmen notwendig. Es zeigt sich, dass durch die Anwendung der unterschiedlichen Maßnahmen zur Spannungshaltung die maximalen Spannungswerte, im Vergleich zu den Werten ohne zusätzliche Regelung, deutlich reduziert werden können. Dieser Effekt könnte in der Praxis die Notwendigkeit von Netzausbaumaßnahmen reduzieren. Allerdings kann die Einhaltung einer definierten Spannungsobergrenze (hier 1.07 p.u.) alleine durch die Vorgabe von Blindleistungsstatiken nicht garantiert werden. Wie in Abschnitt 4.1 bereits angedeutet, kann es aufgrund der Stromrichterdimensionierung zu zusätzlichen Wirkleistungsverlusten bei der Bereitstellung von Blindleistung kommen. Diese zusätzlichen Verluste können den Energieertrag der einzelnen DEA verringern. In Tabelle 3 ist das prozentuale Verhältnis zwischen dem Energieertrag mit zusätzlicher Blindleistungsbereitstellung E 0,95 und dem Energieertrag ohne Blindleistungsbereitstellung E 1 dargestellt. Für die durchgeführten Simulationen zeigt sich, dass die zusätzlichen Einspeiseverluste der Maßnahmen Cosϕ fix, cosϕ(p) und Q(U) vernachlässigbar gering sind. Bei der Interpretation der Ergebnisse ist zu beachten, dass aufgrund der ursprünglich hohen zeitlichen Auflösung der WKA Einspeisedaten (15 Minuten Mittelwerte) bereits einzelne Leistungsspitzen herausgeglättet sein könnten. In der Praxis können die zusätzlichen Verluste der einzelnen DEA daher höher ausfallen. Tabelle 3: Zusätzliche Wirkleistungsverluste der DEA aufgrund der zusätzlichen Blindleistungsbereitstellung. E 0,95 / E 1 alle DEA E 0,95 / E 1 WKA 8 Cosϕ fix 99,85% 99,85% Cosϕ(P) 99,91% 99,93% Q(U) 99,97% 99,91% Durch den zusätzlichen Bezug induktiver Blindleistung kann es im Netz zu erhöhten Blindleistungsflüssen und somit auch zu erhöhten Netzverlusten kommen. Diese konnten im Rahmen der Simulation aufgrund fehlender Lastmessdaten nicht aussagekräftig bestimmt werden. Aus den Arbeitsweisen der einzelnen Methoden kann allerdings geschlossen werden, dass diese zusätzlichen Netzverluste bei der Q(U)-Methode am niedrigsten ausfallen. Diese These wird durch die Werte der jeweils über das Jahr zusätzlich bezogenen Blindenergie (summiert für alle DEA) gestützt (siehe Tabelle 4). Tabelle 4: Zusätzliche Blindenergie im untersuchten Netzabschnitt für den Zeitraum des untersuchten Jahres. Methode Zusätzlich bezogene induktive Blindleistung aller DEA Cosϕ fix MVArh Cosϕ(P) MVArh Q(U) MVArh Da trotz der Anwendung von statischen Blindleistungsmethoden die Einhaltung der Spannungsgrenzwerte für langsame Spannungsänderungen der DIN EN nicht garantiert werden kann, wird im folgenden Abschnitt ein alternatives Spannungsregelungskonzept vorgestellt und dessen Wirkungsweise anhand einer zeitlich hochaufgelösten Effektivwertsimulation von MS- und NS- Ebene diskutiert. Die Anwendung dieses Spannungsregelungskonzept wird zunächst auf PV-Anlagen beschränkt. Abbildung 7: Maximale 10 Minuten Mittelwerte des simulierten Jahres bei der Anwendung unterschiedlicher Methoden zur Spannungshaltung.

7 5 Automatische Spannungsbegrenzung durch Photovoltaikanlagen In diesem Abschnitt soll zunächst die Funktionsweise der automatischen Spannungsbegrenzung für PV- Anlagen anhand der Sprungantwort des verwendeten Regelungsmodells diskutiert werden. In einem anschließenden Beispiel wird die Anwendung des Regelungsmodells auf einen Niederspannungsstrang im Netzabschnitt zu einem Zeitpunkt mit hoher Einspeiseleistung simuliert. Das Ziel der Methode der automatischen Spannungsbegrenzung ist es, die Einhaltung der Grenzwerte der langsamen Spannungsänderung aus der DIN EN am Netzanschlusspunkt der PV-Anlage zu garantieren. Hierzu wurde in Anlehnung an [10] und [11] ein Regelungsalgorithmus entwickelt, der beim Überschreiten voreingestellter Spannungsschwellwerte die Spannung am Netzanschlusspunkt der PV-Anlage auf den Spannungsschwellwert ausregelt. Zur Ausregelung der Spannung wird zunächst Blindleistung durch den Wechselrichter bereitgestellt. Sollte die Blindleistungsbereitstellung nicht ausreichend sein, um die Spannung auf den Spannungsschwellwert zu reduzieren, dann wird zusätzlich auch die Wirkleistungsabgabe der PV-Anlage reduziert. Es ist zu beachten, dass aufgrund der relativ schnellen Regelungsvorgaben dieses Verfahren zunächst nur für PV-Anlagen untersucht wurde. Eine Ausweitung dieses Verfahrens auf WKA und BHKWs ist aufgrund der notwendigen dynamischen Regelungseingriffe zunächst noch ausgiebiger zu untersuchen. Abbildung 8 zeigt das schematische Regelungskonzept der automatischen Spannungsbegrenzung. Im Gegensatz zu den statischen Blindleistungsverfahren werden bei dieser Regelung die Ist-Werte der Wirk- und Blindleistung rückgekoppelt. Abbildung 8: Schematisches Regelungskonzept der automatischen Spannungsbegrenzung. Abbildung 9 zeigt das zeitliche Verhalten des Regelungsmodells bei sprunghafter Steigerung der Spannung am Netzanschlusspunkt der PV-Anlage, so wie sie beispielsweise durch Schalthandlungen des Transformatorstufenstellers ausgelöst werden könnten. Die Schwellspannung wurde dabei für dieses Beispiel auf 1.03 p.u. gesetzt. Der hier verwendete Regelungsalgorithmus unterscheidet drei Fälle: Fall 1 (Normalbetrieb): Die Spannung am Netzanschlusspunkt der PV-Anlage befindet sich unterhalb der festgelegten Spannungsschwelle. Die PV-Anlage speist ihre verfügbare Wirkleistung ohne begrenzende Eingriffe des Reglers ein. Fall 2 (Blindleistungsbetrieb): Beim Überschreiten der Schwellspannung am Netzanschlusspunkt der PV-Anlage beginnt der Regler durch den Bezug induktiver Blindleistung die Spannungsüberschreitung auszuregeln. Zur Vorgabe der Blindleistungssollwerte wird die Spannungsabweichung mit einem PI-Regler über der Zeit integriert. Fall 3 (Wirkleistungsabregelung): Hat der Regler die Höhe der maximal bereitstellbaren Blindleistung erreicht (alternativ den maximalen Verschiebungsfaktor), die Spannung am Netzanschlusspunkt allerdings noch nicht ausreichend reduzieren können, dann wird vorübergehend die Wirkleistungseinspeisung der PV-Anlage reduziert. Dies ist durch eine gezielte Verstellung der Wechselrichtereingangsspannung (Verlassen des Maximum Power Points der Module) innerhalb kürzester Zeit möglich. Während dieses Regelungsabschnitts wird die maximal bereitstellbare Blindleistung (bzw. der minimale Verschiebungsfaktor) fixiert. Die Reduktion der Wirkleistungseinspeisung wird ebenfalls durch einen PI-Regler erreicht. Der Regler wird deaktiviert (Fall 1), sobald die gemessene Spannung am Netzanschlusspunkt der DEA unter den Wert der Schwellspannung gesunken ist und die DEA keine Blindleistung mehr einspeist. Abbildung 9: Sprungantwort des Regelungsalgorithmus zur automatischen Spannungsbegrenzung. Am folgenden Beispiel soll die Wirkungsweise der automatischen Spannungsbegrenzung anhand eines Zeitintervalls mit hoher Einspeiseleistung demonstriert werden. Hierzu wird nur der Strang S8 (vgl. Abbildung 2) für die Dauer von 2 Stunden simuliert. Die simulationsschrittweite beträgt 1ms. Die in diesem Zeitintervall auftretenden Einspeiseleistungen sind in Abbildung 10 dargestellt. Der Lastverlauf auf der MS-Ebene wurde berücksichtigt. Die auf der MS-Ebene angeschlossen DEA werden mittels Q(U)-Regelung betrieben (vgl. Abschnitt 4.1). Zusätzlich zur Simulation der MS-Ebene wurde am Netzanschlusspunkt nahe der WKA 8 ein 250 kva MS/NS Transformator mit 330 m Niederspannungskabel simuliert. Am Ende des Niederspannungsstrangs wurde eine 100 kva PV-Anlage angeschlossen. Die PV-Anlage wird mit automatischer Spannungsbegrenzung betrieben. Die Schwellspannung der PV-Anlage wurde dazu auf 110%*U n festgelegt. Lasten wurden auf der NS-Ebene nicht berücksichtigt. Mit diesem Vorgehen soll demonstriert werden, wie sich durch die Anwendung der automatischen Spannungsbegrenzung vorgegebene Spannungs-

8 grenzwerte, trotz kurzzeitig hoher Einspeiseleistung einhalten lassen. Zur Erhöhung der Anforderungen an den Regelungsalgorithmus wurde zusätzlich die Spannung auf der MS-Seite des Umspannwekrs so eingestellt, dass eine Schalthandlung des Stufenstellers gerade noch vermieden wird. Abbildung 12: Wirk- und Blindleistungseinspeisung der PV-Anlage ohne und mit automatischer Spannungsbegrenzung. Die Blindleistung wurde aus Darstellungsgründen mit umgekehrten Vorzeichen geplottet. Abbildung 10: Einspeiseleistung in Strang 8. Abbildung 11 verdeutlicht den Spannungsverlauf am Netzanschlusspunkt der WKA 8 (höchste Spannungswerte im MS-Netz) und die Spannungsverläufe am Netzanschlusspunkt der PV-Anlage (höchste Spannungswerte im NS-Netz) ohne und mit der Anwendung der automatischen Spannungsbegrenzung. Es ist zu erkennen, dass die resultierenden Spannungswerte an den beiden Netzanschlusspunkten ohne den Regelungseingriff deutlich über den zuvor festgelegten Schwellspannungen liegen. Im Falle der PV-Anlage auf der NS-Seite liegt die resultierende Netzspannung sogar über den durch die DIN EN festgelegten Grenzwerten für langsame Spannungsänderungen (die zeitliche Verteilung nicht berücksichtigt). Durch die Anwendung der automatischen Spannungsbegrenzung lässt sich deutlich eine Absenkung des Spannungsverlaufs am Netzanschlusspunkt der PV- Anlage bewirken. Die zur Spannungsbegrenzung notwendige Blindleistungsbereitstellung der PV-Anlage ist in Abbildung 12 dargestellt. Der minimale Verschiebungsfaktor der PV-Anlage wurde in Anlehnung an die Niederspannungsrichtlinie auf 0,9 begrenzt. Aus Darstellungsgründen wurde die Blindleistung in Abbildung 12 mit umgekehrten Vorzeichen geplottet. Tabelle 5 zeigt den Anteil der Zeitschritte t in denen die Spannung am Netzanschlusspunkt der PV- Anlage den Grenzwert für langsame Spannungsänderungen gemäß DIN EN überschritten hat. Die trotz automatischer Spannungsbegrenzung auftretenden Regelabweichungen sind auf die Ausregelzeit des Reglers zurückzuführen. Die tatsächliche Spannungsüberhöhung ist hingegen relativ gering (vgl. Abbildung 11). Weiterhin ist in Tabelle 5 das Verhältnis der eingespeisten Wirkenergie der PV-Anlage E 0,95 an der ohne zusätzlichen Regelung einspeisbaren Wirkenergie E 1 und die zur Spannungshaltung eingesetzte Blindenergie Q im Verhältnis zur eingespeisten Wirkenergie E 0,95 dargestellt. Es ist deutlich zu erkennen, dass durch die Anwendung der adaptiven Spannungsbegrenzung der zeitliche Anteil der Spannungsgrenzwertüberschreitungen im Vergleich zu den statischen Methoden stark reduziert werden kann. Allerdings stehen der erfolgreichen Spannungshaltung der automatischen Spannungsbegrenzung höhere Wirkleistungsverluste auf der Erzeugerseite gegenüber. Tabelle 5: Vergleich der technischen Effektivität unterschiedlicher Methoden zur Spannungshaltung und der Methode der automatischen Spannungsbegrenzung. Regelungskonzept Umax Anteil t für E 0,95 /E 1 Q/E 0,95 der PV-Anlage [p.u.] U>Umax Ohne Regelung 1,125 93,86% - - Cosϕfix 1,107 71,77% 98,5% 43% Cosϕ(P) 1,109 92,56% 98,7% 35,7% Q(U) 1,108 60,7% 99,5% 40% Autom. Spg- Begrenzung 1,104 19,2% 87,7% 43% Abbildung 11: Spannungsverläufe am Netzanschlusspunkt von WKA 8 (MS-Ebene) und der PV-Anlage (NS-Ebene) ohne und mit der Anwendung der automatischen Spannungsbegrenzung. 6 Zusammenfassung In diesem Beitrag wurde anhand von Simulationsrechnungen das technische Potenzial unterschiedlicher Maßnahmen zur Spannungshaltung in Mittelspannungsnetzen diskutiert. Es konnte gezeigt werden, dass die Bereitstellung von Blindleistung durch dezentrale Energieerzeugungsanlagen eine technisch effektive Maßnahme zur Reduzierung von Spannungsanstiegen aufgrund hoher Einspeiseleistungen darstellt, die Einhaltung von Spannungsobergrenzen dadurch aber nicht garantiert werden kann.

9 Die Wahrscheinlichkeit zur Einhaltung der Grenzwerte der langsamen Spannungsänderung gemäß DIN EN 50160, kann durch die Anwendung eines Regelungskonzepts zur automatischen Spannungsbegrenzung deutlich erhöht werden. Die Effektivität dieses Konzepts wurde in diesem Beitrag anhand einer Photovoltaikanlage auf Niederspannungsebene diskutiert. In weiteren Untersuchungen wird insbesondere die Stabilität dieses Regelungskonzepts für den Parallelbetrieb mehrerer Photovoltaikanlagen überprüft. Danksagung Die Autoren bedanken sich beim Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit sowie bei der Forschungszentrum Jülich GmbH (PTJ) für die Unterstützung im Rahmen des Nationalen E-Energy Projekts Regenerative Modellregion Harz RegModHarz (FKZ B). Für den Inhalt dieser Veröffentlichung sind einzig die Autoren verantwortlich. Literaturverzeichnis [1] Norm: DIN EN Merkmale der Spannung in öffentlichen Elektrizitätsversorgungsnetzen [8] Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.v. (VDE) (2011). Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz - Technische Mindestanforderungen für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz. VDE-AR-N Frankfurt, August 2011 [9] A. Eberle GmbH & Co. KG (2009). Spannungsregler REG-D Bedienungsanleitung. Ausgabe D. Nürnberg, 2009 [10] Hatta, Kobayashi (2006). A Study of Autonomous Reactive Power Control Method for Distributed Power Generators to Maintain Power Quality of the Grid. IEEJ Transactions on Electrical and Electronic Engineering 2006; Vol. 1, Seiten Onlineveröffentlichung in Wiley InterScience, 2006 [11] Braun, Stetz, Bründlinger, Mayr, Ogimoto, Hatta, Kobayashi, Kroposki, Mather, Coddington, Lynn, Graditi, Woyte, MacGill (2011). Is the Distribution Grid Ready to Accept Large Scale Photovoltaic Deployment? State of the Art, Progress and Future Prospects. Progress in Photovoltaics. Online ISSN: X. Akzeptiert, aber noch zu veröffentlichen. [2] Agentur für Erneuerbare Energien (2010). EEG- Stammdaten. Berlin, 2010 [3] Kühn, Brune, Callies, Faulstich, Füller, Abril Lopez, Lyding, Rothkegel (2011). Windenergie Report Deutschland Fraunhofer IWES. Kassel, 2010 [4] European Photovoltaic Industry Association EPIA (2011) Global Market Outlook for Photovoltaic until Brussels, 2011 [5] Lipiec, Winkler, Komarnicki, Heyde, Rudion, Powalko, Lesch, Kirchner, Speckmann, von Oehsen, Saint- Drenan, Jordaan, Winter, Oldenbourg, Werum, Nicklaus, Meskemper, Ritter, Filzek. RegModHarz Leitszenarien. Projektabschnittsbericht des BMU-Projekts Regenerative Modellregion Harz. Kassel, 2011 (noch zu veröffentlichen) [6] Braun, M. (2008). Provision of Ancillary Services by Distributed Generators Technological and Economic Perspective. Erneuerbare Energien und Energieeffizienz, Band 10. Hrsg. Prof. Dr.-Ing. Jürgen Schmid, Universität Kassel. Kassel, 2008 [7] Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.v. (BDEW) (2008). Technische Richtlinie Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. Berlin, Juni 2008