Analyse des realen Verhaltens einer heterogenen PV-Anlagenpopulation bei Überfrequenz-Situationen mithilfe eines Inselnetz-Feldversuchs

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1 Analyse des realen Verhaltens einer heterogenen PV-Anlagenpopulation bei Überfrequenz-Situationen mithilfe eines -Feldversuchs EnInnov 2018 TU Graz, Österreich Februar 2018 Christoph Steinhart, Michael Gratza, Sonja Baumgartner, Michael Finkel, Rolf Witzmann, Georg Kerber, Folie 1/22

2 Forschungsprojekt LINDA Aktueller Gliederungspunkt LINDA (Lokale versorgung und beschleunigter Netzwiederaufbau mit dezentralen Erzeugungsanlagen bei großflächigen Stromausfällen) Verbesserung des Versorgungsniveaus bei Großstörungen insbesondere für kritische Infrastrukturen Verzicht auf eigene Kommunikationsinfrastruktur Forschungsmethodik basiert auf Feldversuchen und transientem Simulationsmodell Projektpartner: Folie 2/22

3 Agenda Untersuchung des realen Verhaltens von PV-Anlagen in Überfrequenz-Situationen mithilfe eines -Feldtests Verhalten von festen Frequenz- 3. Verhalten von P(f) Einfluss des realen Anlagenverhaltens auf 6. die Folie 3/22

4 Methodik Frequenzregelung im -Feldversuch Schematische Darstellung des untersuchten gebiets Führungskraftwerk + DEA Führungskraftwerk 47,5 Hz f 50,05 Resynchronisation DEA DEA (Grid Codes) G Zwei Generatoren Leistung jeweils 6 MVA, 4,5 MW G Führungskraftwerk (Wasserkraftwerk) f 51,5 Hz Netztrennung aller DEA Führungskraftwerk + DEA AP 3 Kleinstufig schaltbare Lastbänke 400 Haushalte + Kleingewerbe, Summenlast P sum = 0,25 MW 133 PV-Anlagen, P inst = 1,47 MW p Residuallast des es AP 2 AP 1 48,0 48,5 49,0 49,5 50,0 50,5 51,0 51,5 52,0 48,0 48,5 49,0 49,5 50,0 50,5 51,0 51,5 52,0 Normalbetrieb Einstellung der stationären Frequenz mithilfe der Lastbänke Folie 4/22

5 , , , , , , time in s , Übersicht Wirkleistungsreduktion Wirkleistungsreduktion von PV-Anlagen in Überfrequenz-Situationen Vereinfacht dargestelltes P(f)-Summenverhalten bei Überfrequenz P P 49,0 49,5 50,0 50,5 51,0 51,5 Installierte Wirkleistung Datum der Inbetriebnahme 50,2 51,5 Grid Codes DIN V VDE V SysStabV VDE-AR-N 4105 BDEW-MS RL 08 Erwartetes Verhalten im VDE V SysStabV VDE-AR-N 4105 BDEW MS-RL 08 P f fin Hz 49,0 49,5 50,0 50,5 51,0 51,5 P Reduktion Steigerung f fin Hz P Reduktion Steigerung 50,2 51,5 49,0 49,5 50,0 50,5 51,0 51,5 Hz 50,05 50,2 51, Frequenz in Hz ,5 53, , ,5 52, , ,5 51, , ,5 Gemessenes Verhalten im 52,00 51,80 51,60 51,40 51,20 51,00 50,80 50,60 50,40 50,20 Frequenz Residuallast 50,75 Hz Spannungsebene Schaltschwelle Zeit in s time in s kw 30 kw cloud Residuallast in kw Folie 5/22

6 Wirkleistungsreduktion durch Netztrennung innerhalb 0,2 s bei festem Frequenz-Schwellwert Rücksynchronisation erfolgt nach mindestens 30 s kontinuierlicher Unterschreitung des Schwellwertes DIN V VDE V , SysStabV Gefahr für die Systemstabilität bei zeitgleicher, sprunghafter Ab-/Zuschaltung P 50,2 51,5 49,0 49,5 50,0 50,5 51,0 51,5 Folie 6/22

7 50,2 Hz Schwellwert Frequenz in Hz 52,40 52,20 52,00 51,80 51,60 51,40 51,20 51,00 50,80 50,60 50,40 50,20 50,00 49,80 49,60 49,40 49, Wartezeit mind. 30 s Rücksynchronisation kw ,2 Hz Zeit in s Netztrennung der Anlagen über 2 s àmögliche Erklärung: Streuung bei den tatsächlichen Schwellwerten Netztrennung von Anlagen vor Erreichen der 50,2 Hz Rampenförmige Rücksynchronisation Residuallast in kw Folie 7/22

8 Vergleich Zu-/Abschaltung Frequenz in Hz 51,40 51,30 51,20 51,10 51,00 50,90 50,80 50,70 50,60 50,50 50,40 50,30 50, Wartezeit: 83 s ,75 Hz Zeit in s Residuallast in kw Frequenz in Hz 51,40 51,30 51,20 51,10 51,00 50,90 50,80 50,70 50,60 50,50 50, Zeit in s Residuallast in kw Leistungsgradient bei Abschaltung (2) deutlich höher als bei Zuschaltung (1) Folie 8/22

9 Vergleich Wartezeit Rücksynchronisation Frequenz in Hz 52,00 51,90 51,80 51,70 51,60 51,50 51,40 51,30 51,20 51,10 51,00 50,90 50,80 50,70 50,60 50,50 50,40 50,30 50,20 50,10 50,00 37 kw ,75 Hz Zeit in s Residuallast in kw Frequenz in Hz 53,20 53,00 52,80 52,60 52,40 52,20 52,00 51,80 51,60 51,40 51,20 51,00 50,80 50,60 50,40 50,20 50,00 49,80 49,60 Wartezeit: 72 s 50,75 Hz Letztmaliges Überschreiten von 50,75 Hz Wartezeit: 82 s 12 kw 28 kw Zeit in s Wartezeiten bis zur Rücksynchronisation nach Abschaltung differieren Residuallast in kw Folie 9/22

10 Verhalten von Schaltschwellen Netztrennung der Anlagen bei Frequenz-Schwellwert Netztrennung bei 50,2 Hz erfolgte über einen Zeitraum von 2 s Ein Teil der Anlagen trennte sich schon vor Erreichen des Schwellwertes vom Netz Summenverhalten bei Rücksynchronisation rampenförmig Wartezeiten zwischen Netztrennung und Rücksynchronisation differieren Leistungsgradient niedriger als bei Netztrennung Verhalten ist für die Systemstabilität dienlich Untersuchungen mit dynamischem Simulationsmodell werden später vorgestellt Folie 10/22

11 Verhalten von Rampenfunk- Wirkleistungsreduktion von 40 % P m / Hz im Bereich 50,2 Hz f 51,5 Hz Netztrennung bei 51,5 Hz Leistungssteigerung bei Rücksynchronisation mit 10 % P max /min VDE-AR-N 4105 P 50,05 Reduktion Steigerung 50,2 51,5 49,0 49,5 50,0 50,5 51,0 51,5 BDEW MS-RL 08 P 50,05 Reduktion Steigerung 50,2 51,5 49,0 49,5 50,0 50,5 51,0 51,5 Folie 11/22

12 Verhalten gemäß VDE-AR-N 4105 Rampenfunk- Frequenz in Hz 51,60 51,50 51,40 51,30 51,20 51,10 51,00 50,90 50,80 50, Zeit in s Residuallast in kw Frequenz in Hz 53,00 52,75 52,50 52,25 52,00 51,75 51,50 51,25 51,00 50, kw 51,5 Hz Zeit in s Einspeiseleistung reagiert im Bereich zwischen 50,2 Hz und 51,5 Hz instantan auf Frequenzänderungen Die Netztrennung bei 51,5 Hz ist bei Erreichen des Schwellwertes bereits nahezu abgeschlossen Residuallast in kw Folie 12/22

13 Messung der Wirkleistungsreduktion von PV-Anlagen durch langsame Frequenzsteigerung im gebiet Rückführung der Messergebnisse auf das grundlegende Wirkleistungsregelungskonzept Messung der Leistungssteigerung bei Rücksynchronisation des gesamten es Folie 13/22

14 P(f)-Reduktion aller PV-Anlagen im gebiet Frequenz in Hz 54,50 54,25 54,00 53,75 53,50 53,25 53,00 52,75 52,50 52,25 52,00 51,75 51,50 51,25 51,00 50,75 50,50 50,25 50,00 49,75 49,50 49,25 49,00 48,75 48,50 50,45 Hz Reduktion und Steigerung gemäß VDE-AR-N ,75 Hz Zeit in min 3 Netztrennung von Anlagen mit Abschaltfrequenz 1 Rücksynchronisation von Anlagen mit Abschaltfrequenz Netztrennung gemäß VDE- AR-N 4105 A B C 4 51,5 Hz Bereich A-B: Dominiert von Abschaltungen bei Schwellwerten Bereich B-C: Dominiert vom Verhalten nach VDE-AR-N Residuallast in kw Folie 14/22

15 Rückführung auf grundlegendes Wirkleistungsregelungskonzept DEA (Grid Codes) DEA (untersuchtes Netz) 50,2 f < 51,0 A B ΔP = 590 kw - 98 % / Hz B C 51,0 f 51,5 ΔP = 60 kw - 16 % / Hz 48,0 48,5 49,0 49,5 50,0 50,5 51,0 51,5 52,0 Die Verteilung der Frequenzschwellwerten im gebiet führt zu stärkerer Leistungsreduktion im Bereich A-B als Durchschnittswert über gesamte Regelzone A B C Führungskraftwerk + DEA Führungskraftwerk DEA (untersuchtes Netz) 48,0 48,5 49,0 49,5 50,0 50,5 51,0 51,5 52,0 Die tatsächliche kumulierte Erzeugungskennlinie liegt im Bereich zwischen den oberen beiden Kennlinien. Gründe sind Fluktuationen der Sonneneinstrahlung und Wartezeiten bis zur Leistungssteigerung. Folie 15/22

16 Rücksynchronisation Frequenz in Hz 50,70 50,60 50,50 50,40 50,30 50,20 50,10 50,00 49,90 max. Sprung: 65 kw in 1 s kw 6% P max / min 50,05 Hz Zeit in s Das Summenverhalten der gesamten Netzinsel zeigt eine rampenförmige Leistungssteigerung bei Rücksynchronisation nach Netztrennung Das Verhalten ist im Vergleich zu einem Leistungssprung deutlich unkritischer für die im Residuallast in kw Folie 16/22

17 dynamisches Verhalten Untersuchung des Einflusses der PV-Anlagen auf die im Lastabschaltversuche während des -Feldversuchs Dynamische Simulation zur Analyse des Einflusses des Leistungsgradienten bei Rücksynchronisation Folie 17/22

18 Einfluss der PV-Anlagen auf Frequenzabweichungen bei Lastabschaltungen Frequenz in Hz 55,00 54,50 54,00 53,50 53,00 52,50 52,00 51,50 51,00 50,50 50,00 49,50 49,00 48,50 48,00 ohne Einfluss PV mit Einfluss PV mit Einfluss PV Lastabschaltung 200 kw 0,90 Hz 50,2 Hz Lastabschaltung 500 kw ,68 Hz 1,52 Hz Lastabschaltung 600 kw Zeit in s Residuallast in kw PV- Anlagen reduzieren durch ihre Wirkleistungsreduktion die Frequenzabweichungen bei Lastabschaltungen Verhältnis aus Frequenzabweichung zu Lastsprunghöhe reduziert sich Folie 18/22

19 Simulationsmodell Führungskraftwerk Residuallast G G 2 Generatoren, je: P n = 4,5 MW S n =6 MVA H = 2 s (bezogen auf S n ) Grundlast 1,5 MW PV 0,9 MW t = 20 s ZuschaltungPV versorgt Grundlast im stationären Zustand. Nach 20 s erfolgt jeweils die Zuschaltung der PV-Anlagen mit einstellbaren Leistungsgradienten. Untersuchung des Einflusses des Leistungsgradienten bei Rücksynchronisation auf die im. Folie 19/22

20 Simulationsergebnisse 52 Einfluss auf Frequenz stabilität 51 Frequenz in Hz 3,5 f Rampe Summenverhalten f Rampe Einzelanlage f Sprung Grenzfrequenz Netztrennung P Rampe Summenverhalten P Rampe Einzelanlage P Sprung 50,2 Hz 3,0 2,5 50 2,0 49 1,5 48 1,0 47 0,5 46 Residuallast in MW 53 0, Zeit in s Folie 20/22 Rampenförmige Rücksynchronisation führt zu deutlich geringeren Frequenzabweichungen im Vergleich zu einem Leistungssprung.

21 Stabiler betrieb mit Wasserkraftwerk und heterogener PV-Anlagenpopulation möglich Frequenzabhängige Wirkleistungsreduktion stützt das grundlegende Regelungskonzept gemäß LINDA Verteilung der Schaltschwellen im untersuchten Netzgebiet weicht von der Idealverteilung einer gesamten Regelzone ab P(f)-Reduktion dämpft Frequenzabweichung bei Lastabschaltung erkennung führte nicht zur Anlagenabschaltung Netztrennung bei festen Frequenz- Schwellwerten sind unkritischer für Systemstabilität als erwartet Netztrennung erfolgt nicht genau synchron Rücksynchronisationsverhalten in Summe rampenförmig Einzelne Anlagen haben sich nicht normgerecht verhalten Bei systemrelevanter Leistung Verhalten vor Inselbetrieb messen Folie 21/22

22 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Christoph Steinhart, M.Eng. Hochschule Augsburg Fakultät für Elektrotechnik An der Hochschule Augsburg Tel.: Fax: christoph.steinhart@hs-augsburg.de Folie 22/22

23 Backup Folie 23/22

24 Validierung Simulationsmodell 52,5 51,5 50,5 49,5 48,5 47,5 46, t in s Messdaten Sim. mit Messwertvorgabe Sim. Gesamtsystemmodell Gemessener und simulierter Frequenzverlauf nach einer Zuschaltung einer 700 kw Pumpe auf das Führungskraftwerk Folie 24/22

25 Prognostizierbarkeit des Anlagenverhaltens Prognostizierbarkeit des Anlagenverhaltens abhängig von Datengrundlage Übereinstimmung des tatsächlichen Verhaltens mit dem zu erfüllenden Normverhalten Datengrundlage: Der Dokumentationsstand erlaubte die Bestimmung des Normverhaltens von 75 % der Anlagen Verbleib von unbestimmtem Anlagenverhaltens Übereinstimmung des gemessenen Verhaltens mit dem erwarteten Normverhalten Das im hat gut mit dem erwarteten Verhalten übereingestimmt Einzelne Anlagen sind jedoch vom Normverhalten abgewichen Folie 25/22

26 Vergleich mit Normverhalten gemäß BDEW-Mittelspannungsrichtlinie 2008 Frequenz in Hz 53,20 52,90 52,60 52,30 52,00 51,70 51,40 51,10 50,80 50,50 50,20 49,90 49,60 Anlage mit Abschaltfrequenz bei 50,2 Hz 30 kw -15,0-22,5-30,0-37,5-45,0-52,5-60,0-67,5-75,0-82,5 Zeit in s -90, Anlage mit und Netztrennung bei 51,5 Hz gemäß VDE-AR-N ,5 Hz 50,2 Hz 20 kw 0,0-7,5 Residuallast in kw Eine Anlage verhält sich gemäß VDE-AR-N 4105 und eine Anlage hat eine Schaltschwelle bei 50,2 Hz. Damit weichen beide Anlagen von der BDEW-MS Stand 2008 ab. Folie 26/22