Unterschiede der Anforderungen der Netzanschlussrichtlinien für Photovoltaikwechselrichter in Deutschland und Frankreich

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1 Unterschiede der Anforderungen der Netzanschlussrichtlinien für Photovoltaikwechselrichter in Deutschland und Frankreich MEMO Mai 2015 Autor: Bernd Kreitmeier, Lab Manager Solar Energy LVD, Bureau Veritas Consumer Products Services Germany GmbH Kontakt: Nils Eckardt, Referent Solar, DFBEE Gefördert durch: Gefördert durch:

2 Disclaimer Der vorliegende Text wurde von einem externen Experten für das Deutsch-französische Büro für erneuerbare Energien (DFBEE) verfasst. Das DFBEE stellt dem Autor lediglich eine Plattform zur Veröffentlichung seines Beitrag zur Verfügung. Die vertretenen Standpunkte stellen deshalb ausschließlich die Meinung des Autors dar. Die Ausarbeitung erfolgte mit der größtmöglichen Sorgfalt. Das DFBEE übernimmt allerdings keine Gewähr für die Richtigkeit und Vollständigkeit der Informationen. Alle textlichen und graphischen Inhalte unterliegen dem deutschen Urheber- und Leistungsschutzrecht. Sie dürfen, teilweise oder gänzlich, nicht ohne schriftliche Genehmigung seitens des Verfassers und Herausgebers weiterverwendet werden. Dies gilt insbesondere für die Vervielfältigung, Bearbeitung, Übersetzung, Verarbeitung, Einspeicherung und Wiedergabe in Datenbanken und anderen elektronischen Medien und Systemen. Das DFBEE hat keine Kontrolle über die Webseiten, auf die die in diesem Dokument sich befindenden Links führen. Für den Inhalt, die Benutzung oder die Auswirkungen einer verlinkten Webseite kann das DFBEE keine Verantwortung übernehmen.

3 Einleitung Der Wechselrichter wandelt die Gleichspannung der Photovoltaikzellen in Wechselspannung um, die in das öffentliche Netz eingespeist wird. In den Anfängen der Nezteinspeisung wurden noch technisch relativ einfache Wechselrichter verwendet, die einen relativ schlechten Wirkungsgrad hatten. Anforderungen zur Netzverträglichkeit waren nur bei den Netzrückwirkungen (harmonische) gefordert. Seit 2005 wurde der Wirkungsgrad ein immer wichtigeres Verkaufsargument und die Hersteller von Photovoltaikwechselrichtern versuchten sich ständig gegenseitig zu übertreffen. Erst mit der BDEW Mittelspannungsrichtlinie 2008 und der VDE-AR-N gibt es deutlich weitergehende Anforderungen an die Netzstützung. Dies zwang viele Hersteller neue Geräte zu entwickeln oder bestehende Geräte deutlich zu überarbeiten. Die Hersteller vertreiben ihre Wechselrichter oft über Systemanbieter, die die Geräte in verschiedenen Ländern ausliefern. Deshalb ist es wichtig, dass die Geräte die Anforderungen für alle europäischen Länder einhalten und die dort jeweils geforderten spezifischen Parametrierungen bei der Installation eingestellt werden können. I. Entwicklung der Anforderungen für den Netzanschluss an das Niederspannungsnetz in Deutschland seit 2006 Mit der Veröffentlichung der DIN V VDE V im Februar 2006 gab es erstmals eine normative Anforderung für Photovoltaikwechselrichter in Deutschland. Die Norm umfasst sowohl Anforderungen an den Personenschutz als auch Anforderungen an den Netzschutz. Die Anforderungen zum Personenschutz beziehen sich auf Photovoltaikwechselrichter ohne galvanische Trennung. Das Schutzziel ist die Vermeidung von gefährlichen Körperströmen bei Isolationsfehlern in der Photovoltaikinstallation. Bei einem Wechselrichter ohne galvanische Trennung ist die Gleichspannung der Photovoltaikanlage über die Leistungselektronik an das Netz gekoppelt. Dies bedeutet, dass das Potential der Photovoltaikanlage gegenüber dem Erdpotential immer gleich ist. Im Falle eines Schadens der Isolation der Photovoltaikzellen oder der Verkabelung könnten somit gefährliche Ströme zum Erdpotential abfließen. Bei einem Wechselrichter mit galvanischer Trennung hat das Potential der Photovoltaikanlage keinen Bezug zur Netzspannung, weshalb ein einzelner Isolationsfehler der Installation noch keine gefährlichen Ströme verursachen würde. Als Überwachungsmechanismen sind hierzu eine Isolationsprüfung vor der Netzsynchronisation, d.h. der Zuschaltung des Wechselrichters an das Netz, und eine Überwachung des Ableitstroms während des Betriebs gefordert. Da die Überwachung des Ableitstroms für den Personenschutz eine sehr hohe Bedeutung hat, muss diese die Anforderungen an die Einfehlersicherheit erfüllen. Einfehlersicherheit bedeutet, dass ein einzelner Fehler nicht zum Verlust der Sicherheitsfunktion führen darf. Für den Netzschutz sind eine Spannungs- und Frequenzüberwachung definiert. Zum Schutz vor zu hohen Gleichstromanteilen im öffentlichen Netz wird eine Überwachung des Gleichanteils im Wechselstrom gefordert. Ein zu hoher Gleichanteil im Wechselstrom kann zu einer Sättigung und somit Überhitzung der Ortsnetztransformatoren führen. Diese Forderung entfällt, wenn der Photovoltaikwechselrichter einen Niederfrequenztransformator am Ausgang hat. Die Messung der Spannung und Frequenz muss einfehlersicher ausgeführt werden.

4 Die Anforderung der einfehlersicheren Freischaltstelle und der Inselnetzerkennung dienen sowohl dem Netzschutz als auch dem Personenschutz. Beim Trennen der Hausinstallation vom öffentlichen Netz muss sichergestellt werden, dass der Photovoltaikwechselrichter abschaltet und eine sichere galvanische Trennung zur Photovoltaikanlage vorhanden ist. Ein Betrieb im Inselnetz, ähnlich wie bei unterbrechungsfreien Stromversorgungen, ist ohne zusätzliche Schutzeinrichtungen verboten. Ein Inselbetrieb könnte verursachen, dass bestimmte Teile der Installation oder des öffentlichen Stromnetz noch unter Spannung stehen, obwohl dieser Teil abgeschaltet sein müsste. Als Inselnetzerkennung darf eine dreiphasige Spannungsüberwachung dienen, wenn der Wechselrichter nur einphasig einspeist oder jede Phase unabhängig geregelt wird und sich somit unterschiedliche Phasenlagen zwischen den eingespeisten Strömen einstellen können. Eine weitere Möglichkeit ist eine Inselnetzerkennung, die an einem Schwingkreis geprüft wird. Der Schwingkreis soll einen schlimmsten anzunehmenden Fall eines Inselnetzes simulieren. Üblicherweise wird hierzu ein Frequenzschiebeverfahren verwendet, bei welchem der Wechselrichter aktiv versucht, die Frequenz des Netzes zu verschieben, um über die eigenen Frequenzabschaltgrenzen eine Trennung zu erreichen. Als dritte Möglichkeit kann eine Impedanzmessung erfolgen. Bei einigen Methoden Impedanzmessung wir ein Stromimpuls auf das öffentliche Netz eingeprägt. Mit diesem Impuls wird die Netzimpedanz gemessen. Im Falle eines Inselnetzes ändert sich schlagartig die Netzimpedanz, diese Änderung wird detektiert und führt zur Abschaltung. Diese Methode erzeugt Störsignale auf dem Netz, deshalb wurde diese später für eine Inselnetzerkennung nicht mehr erlaubt. Mit der stark ansteigenden Zahl der installierten Photovoltaikwechselrichter in der Nieder- und Mittelspannung wurde die eingespeiste Energiemenge systemkritisch. Das sogenannte 50,2 Hz Problem trat auf. I.a 50,2 Hz-Problematik Die VDE vom Jahr 2006 fordert eine Abschaltgrenze der Überfrequenz bei 50,2 Hz. Der Hintergrund für die Anforderung ist der Betrieb mit Netzersatzanlagen. Netzersatzanlagen sind Generatoren, die die Versorgung sicherstellen und werden zur Wartung der öffentlichen Netze eingesetzt, wenn z.b. der Ortsnetztransformator vom Mittelspannungsnetz getrennt wird. Diese erhöhen die Frequenz auf über 50,2 Hz und verursachen so eine Abschaltung der Photovoltaikanlagen. Damit konnte sichergestellt werden, dass die Eigenerzeugungsanlagen nicht in die Netzersatzanlage einspeisen. Durch die volatile Energieerzeugung der erneuerbaren Energien wurden auch die Frequenzschwankungen im Netz stärker. Im Falle einer Netzfrequenz von über 50,2 Hz bestand die Gefahr, dass mehrere Gigawatt an photovoltaisch erzeugter Energie abgeschaltet werden und dadurch die Stabilität des europäischen Verbundnetzes gefährdet wäre. Um dieser Gefahr entgegen zu wirken, veröffentlichte der FNN (Forum Netztechnik / Netzbetrieb im VDE) das Dokument "Rahmenbedingungen für eine Übergangsregelung zur frequenzabhängigen Wirkleistungssteuerung von PV-Anlagen am NS-Netz". Das Dokument wurde im März 2011 veröffentlicht. Es fordert entweder eine gleichverteilte Abschaltung im Bereich 50,2 bis 51,5 Hz oder eine "frequenzabhängige Wirkleistungsreduktion" gemäß BDEW Mittelspannungsrichtlinie. Eine Erhöhung der Netzfrequenz beruht auf einem Überschuss an erzeugter Wirkleistung im europäischen Verbundnetz. Durch die automatische Reduzierung der Wirkleistung in Abhängigkeit der Überfrequenz, wird diesem Wirkleistungsüberschuss automatisch entgegengewirkt. Alle Photovoltaikanlagen in Deutschland mussten nachgerüstet werden. Für Neuanlagen im Mittelspannungsnetz wurden die Anforderungen für die Frequenzgrenzen bzw. Frequenzverhalten bereits in der BDEW Mittelspannungsrichtlinie von 2008 geregelt. Um die VDE an die Anforderungen des FNN Dokuments anzupassen, wurde der Anhang A1 im Februar 2012 veröffentlicht.

5 In der Niederspannung wurden die Anforderungen in der VDE-AR-N 4105 im August 2011 geregelt. Diese Anwendungsregel definiert die Anforderungen an Eigenerzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz und die Betrachtung des Netzanschlusses. Die Anforderungen umfassen die Betrachtung der Netzrückwirkungen, das Symmetrieverhalten, die Blindleistungsbereitstellung und den Netz- und Anlagenschutz. Der Netz- und Anlagenschutz umfasst den Teil der einfehlersicheren Spannungs- und Frequenzüberwachung, der einfehlersicheren Freischaltstelle und Inselnetzerkennung. Bei der Inselnetzerkennung ist die Impedanzmessung nicht mehr erlaubt, da die verwendeten Methoden zum Teil zu starke Störungen erzeugen. Zusätzlich fordert diese Norm eine frequenzabhängige Leistungsreduzierung und definiert Wiederzuschaltbedingungen. Die Konformität der Eigenerzeugungseinheiten wird nach der DIN VDE V , die im Juli 2012 veröffentlicht wurde, geprüft. Um die VDE dem aktuellen Stand der Normung anzupassen, wurde im August 2013 die DIN VDE V neu revisioniert. Die Inhalte stehen jetzt nicht mehr im Widerspruch zur VDE-AR-N 4105 und der Produktnorm für elektrische Sicherheit von Photovoltaikwechselrichtern (EN /-2). Diese neue Version referenziert bei den Prüfungen entweder auf die VDE oder auf die EN Gegenüber der VDE aus dem Jahr 2006 wurden die Anforderungen der Isolationsüberwachung sowohl für transformatorloser als auch Wechselrichter mit galvanischer Trennung an die EN angepasst. Als einzige Ausnahme bleibt die Erkennung des Gleichstromanteils im Wechselstrom bestehen. Das Thema Netzstützung und Spannungshaltung wird auch in der aktuellen Fassung nicht betrachtet. Die genannten Normen beziehen sich nicht auf Anforderungen für die Installation, wie zum Beispiel die Installation von Schutzeinrichtungen oder der Verlegungsart der Leitungen. Hier ist in Deutschland die VDE zu beachten. II. Entwicklung der Anforderungen in Frankreich In Frankreich wurde die VDE aus dem Jahr 2006 zunächst direkt akzeptiert und blieb bis zum Erscheinen der UTE C im Juli 2010 gültig. Letztere umfasst primär die Anforderungen an die Installation und referenziert für die Anforderungen an den Photovoltaikwechselrichter auf die VDE mit einigen Abweichungen. Die Abweichungen betreffen die Anforderungen an die Isolationsüberwachung. Ein transformatorloser Photovoltaikwechselrichter, der die VDE erfüllt, ist konform, wenn dieser ohne geerdete Photovoltaikanlage betrieben wird. Eine Erdung (funktional oder hart) ist nur erlaubt, wenn der Photovoltaikwechselrichter intern über eine galvanische Trennung verfügt. Nach der Version der VDE von 2006 gab es keine Anforderungen an die Isolationsüberwachung von galvanisch getrennten Geräten, da diese im Einzelfehlerfall weiterhin sicher sind. Aufgrund der erwarteten langen Lebensdauer und des exponierten Aufstellungsortes der Photovoltaikzellen besteht ein hohes Risiko, dass mehrere Fehlerstellen in der Isolation der Anlage auftreten können. Die Anforderungen der UTE C gehen deshalb weiter und fordern eine Isolationsüberwachung auch für galvanisch getrennte Geräte. Bei einem Isolationsfehler darf der Photovoltaikwechselrichter weiterhin am Netz bleiben, muss aber dem Benutzer eine Fehlermeldung anzeigen. Diese Anforderung wurde so auch in der EN definiert. Im Juli 2013 wurde die UTE C revisioniert. Die Referenz zur VDE umfasst nun auch den Anhang A1. Um in Frankreich auch der 50,2 Hz Problematik entgegenzuwirken, wurden das Dokument Protections des installations de production raccordées au réseau public de distribution - ERDF-NOI-RES_13E veröffentlicht. Dieses Dokument enthält die Anforderungen VFR 2013 und VFR Diese sehen vor, dass im Jahr 2013 alle neu installierten

6 Photovoltaikanlagen bei 50,4 Hz abschalten und 2014 bei 50,6 Hz abschalten. So sollte über die Masse der Installationen eine gleichverteilte Abschaltung bei einer Überfrequenz erreicht werden. II.a Inselnetzbildung Die Entscheidung zu dieser Lösung basiert auf der Gefahr der Inselnetzbildung bei Systemen, die in Abhängigkeit der Frequenz die Leistung reduzieren. Im öffentlichen Netz gibt es zwei Faktoren, mit denen sich das Energiegleichgewicht bestimmen lassen kann. Die Spannung ist hierbei eher lokal zu sehen. Bei einer Frequenzsteigerung kann man von einem Überangebot an Leistung ausgehen. Im Fall einer Netzabschaltung im Mittelspannungsnetz können verteilte Eigenerzeugungsanlagen ein Inselnetz über einen größeren Bereich aufbauen, das von der integrierten Inselnetzerkennung nicht erkannt werden könnte. In diesem Fall würde eine frequenzabhängige Leistungsreduzierung die Stabilität dieses ungewollten Inselnetzes erhöhen. Eine entsprechende direkte Abschaltung bei Überfrequenz würde dagegen ein solches Inselnetz relativ schnell zusammenbrechen lassen. Als weitere Anforderung an den Photovoltaikwechselrichter gibt es in der UTE C noch eine mechanische Prüfung, die bei einem EN konformen Gerät keine Hürde darstellen sollte. Bei den Anforderungen für transformatorlose Photovoltaikwechselrichter steht die VDE :2006 mitsamt A1:2012 im Widerspruch zur EN bei den Anforderungen an die Isolationsüberwachung vor dem Start des Gerätes. Somit steht auch die UTE C im Widerspruch zur EN Um diesen Konflikt zu lösen, wird bei der neuen Revisionierung der UTE C auf die VDE von 2013 verwiesen. (Informationsstand Dezember 2014) Grundsätzlich sind Geräte, die für den deutschen Markt entwickelt werden, bezogen auf die Anforderungen der elektrischen Sicherheit und des Netzschutzes, auch konform für den französischen Markt. Als Ausnahme sind die besonderen Anforderungen für geerdete Photovoltaikanlagen zu beachten. Da die meisten Neuentwicklungen galvanisch nicht getrennte Geräte sind, ist dieses Thema nur selten relevant. Für den Nachweis (certificat de conformité) der VFR-Regelungen benötigt man eine Erklärung, dass die Frequenzgrenzen dementsprechend eingestellt werden können. III. Zukünftige Normenentwicklungen Die Harmonisierung in Europa wird auch im Bereich der Netzanschlussrichtlinien vorangetrieben. Seit die EN 50438:2007 veröffentlicht wurde, gibt es europäische Anforderungen an den Netzanschluss für Geräte bis 16 Ampere pro Phase. Diese, wie auch die Nachfolgernorm, die 2013 veröffentlicht wurde, hat für viele Länder eine Ausnahmeregelung, wie z.b. für Deutschland die VDE und später die VDE-AR-N Ein weiterer Ansatz für die Harmonisierung ist das Dokument "Requriements for Generators" des ENTSO-E, dem Verband europäischer Übertragungsnetzbetreiber. Dieses Dokument definiert für alle Typen von netzgekoppelten Stromerzeugungsanlagen minimale Anforderungen. Diese Anforderungen werden in der TS EN umgesetzt, allerdings ist diese Norm eine technische Spezifikation und somit nicht verpflichtend. Ziel der europäischen Normung ist die Erstellung von Dokumenten, die auf alle Arten von Erzeugungseinheiten, unabhängig des Primärenergieträgers, angewendet werden können. Anhand der Normen werden maximale Parameter geprüft, die feststellen sollen, dass die Geräte konform für alle Anforderungen in den europäischen Ländern sind. Auch zukünftig wird es nicht vermeidbar sein, dass Geräte unterschiedliche Einstellungen für unterschiedliche Län-

7 der benötigen, da die installierten Anlagen passend zu den zum Teil sehr unterschiedlichen Schutzkonzepten der einzelnen Netzbetreiber sein müssen. Der Vorteil der Normung ist eine klare Definition der Anforderungen, die ein Stromerzeuger zukünftig haben muss. Dies macht die Entwicklung der Geräte einfacher und ermöglicht den europaweiten Verkauf, bei dem nur noch bei der Installation der entsprechende länderspezifische Parametersatz ausgewählt werden muss.