Zusatznutzen von Photovoltaik-Wechselrichtern mit kombinierter Q(U)-P(U)-Regelung in der Niederspannung

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1 Zusatznutzen von Photovoltaik-Wechselrichtern mit kombinierter Q(U)-P(U)-Regelung in der Niederspannung Thomas Stetz 1, J.-Christian Töbermann 1, Markus Kraiczy 1, Jan von Appen 1, Martin Braun 1,2, Johannes Brantl 3, Sebastian Schmidt 3, Armin U. Schmiegel 4, Daniel Premm 5, Sven Bröscher 6, Achim Jung 6 1 Fraunhofer IWES, Königstor 59, Kassel Thomas.Stetz@iwes.fraunhofer.de 2 Universität Kassel, Energiemanagement und Betrieb elektrischer Netze, Kassel 3 Bayernwerk AG, Regensburg 4 Bosch PowerTec GmbH, Hamburg, 5 SMA Solar Technology AG, Niestetal 6 juwi Operations & Maintenance GmbH, Wörrstadt 1. Einleitung In Niederspannungsnetzen mit hohem Anteil dezentraler Energieerzeugungsanlagen ist die Einhaltung des zulässigen Spannungsbands nach DIN EN eine der Hauptherausforderungen zur Sicherung einer zuverlässigen und qualitativ hochwertigen Energieversorgung [1]. Auch Photovoltaikanlagen niedriger Leistungsklassen können durch Maßnahmen zur lokalen Spannungshaltung einen relevanten und sinnvollen Beitrag zur Netzstützung leisten. Bereits 2011 wurde mit Veröffentlichung der VDE AR-N 4105 der Grundstein dafür gelegt, PV-Wechselrichter durch die lokale Bereitstellung von Blindleistung an der Spannungshaltung in Niederspannungsnetzen zu beteiligen und somit kostenintensive Netzausbaumaßnahmen zu vermeiden bzw. zu verzögern. Für die Umsetzung der lokalen Blindleistungsbereitstellung in den PV-Wechselrichtern sieht die VDE AR-N 4105 derzeit entweder eine Verschiebungsfaktor-/Wirkleistungskennlinie (sog. cosϕ(p)) oder einen festen Verschiebungsfaktor vor. Netzspannungsabhängige Verfahren wie beispielsweise eine Q(U)-Regelung werden als weitere Möglichkeit erwähnt. Studien zum Kosten-Nutzen-Verhältnis [2, 3] und Netzparallelbetrieb [4, 5, 6] unterschiedlicher Blindleistungsbereitstellungsverfahren haben gezeigt, dass gerade die netzspannungsabhängigen Verfahren besonders effizient zur lokalen Spannungshaltung beitragen können. Auch der Netzparallelbetrieb mehrerer Q(U)-regelnder PV-Wechselrichter wird laut [7] als unkritisch angesehen. Dieser Beitrag behandelt die Erweiterung der Q(U)-Regelung um eine zusätzliche, netzspannungsabhängige Wirkleistungsregelung, also einer P(U)-Regelung. Es werden die Auswirkungen und Vorteile einer zusätzlichen P(U)-Regelung sowohl aus

2 Sicht eines Netzbetreibers als auch aus Sicht der Betreiber von PV-Systemen und PV-Batterie-Systemen herausgearbeitet, diskutiert und bewertet. Weiterhin wird ein konkreter Kennlinienvorschlag aus dem Projekt PV-Integrated vorgestellt. 2. Die Einsatzfelder einer P(U)-Regelung im Rahmen der Netzplanung und Netzbetriebsführung Ein PV-System mit P(U)-Regelung wird die in das Netz eingespeiste Wirkleistung oberhalb einer kritischen Spannungsgrenze in Abhängigkeit vom lokalen Spannungsmesswert am Netzanschlusspunkt sukzessiv reduzieren. Der Zusatznutzen einer solchen Regelung liegt in der aktiven Beteiligung der PV-Systeme an der Wahrung eines richtlinienkonformen Netzbetriebs. Analog zur Kennlinie der Q(U)- Regelung besitzt auch die Kennlinie der P(U)-Regelung i.d.r. zwei Knickstellen, durch deren Parametrierung das Betriebsführungskonzept des zuständigen Verteilnetzbetreibers abgebildet werden kann. Der schematische Verlauf der Q(U)-P(U)- Kennlinien ist in Abbildung 1 dargestellt. P max PPV, QPV Q Max 0 v 1 v 2 v 3 v 4 Spannung P PV Q PV Abbildung 1: Schematische Darstellung des Q(U)-P(U)-Konzeptes Hierbei kann grundsätzlich zwischen einem Einsatz der P(U)-Regelung im Rahmen des gestörten Netzbetriebs und deren Einsatz im Rahmen des regulären Netzbetriebs unterschieden werden. Entsprechend des Betriebsführungskonzeptes ist auch der zusätzliche Nutzen einer P(U)-Regelung zu bewerten (vergleiche Tabelle 1). Nachfolgend werden beide Einsatzfelder kurz diskutiert. Tabelle 1: Einsatzfelder der P(U)-Regelung und deren Nutzen für den Netzbetrieb. Einsatzfeld der P(U)-Regelung Im gestörten Netzbetrieb [8] Im regulären Netzbetrieb Nutzen für Netzbetrieb Vorschutzkriterium, d.h. Vermeidung von Schutzauslösungen Erhöhung der Netzaufnahmefähigkeit für zusätzliche Erzeugungsleistung

3 Einsatzfeld im Rahmen des gestörten Netzbetriebs: Der gestörte Betrieb umfasst alle vom Normalbetrieb abweichenden Netzzustände [8]. Hierzu gehören beispielsweise erhöhte Netzspannungen, welche die Vorgaben der DIN EN zur Spannungsqualität verletzen (maximale Spannung + 10% U N am Netzanschlusspunkt der PV-Anlage). Derzeit werden netzgekoppelte PV-Anlagen mit einem Spannungssteigerungsschutz (sog. U>-Schutz, im folgenden Überspannungsschutz genannt) ausgestattet, dessen Aufgabe darin besteht die PV-Anlage bei Überspannungen vom Netz zu trennen. Gemäß VDE AR 4105 ist es ausreichend den Überspannungsschutz als gleitenden 10-Minuten-Mittelwert-Schutz auszulegen, um die Vorgaben der DIN EN für langsame Spannungsänderungen zu erfüllen. Spricht der Schutz aufgrund einer unzulässig hohen Netzspannung an, dann wird die PV- Anlage unverzüglich vom Netz getrennt was einem schlagartigen Verlust der momentanen Einspeiseleistung entspricht. Je nach Ursache der Überspannung (z.b. aufgrund von Umschaltmaßnahmen der vorgelagerten Netzebene) können auch mehrere PV-Anlagen gleichzeitig von der Überspannung betroffen sein, was bei einer simultanen Schutzauslösung den augenblicklichen Verlust der akkumulierten Einspeiseleistung bedeuten würde. Als Folge der fehlenden Einspeiseleistung würde sich die lokale Netzspannung im betroffenen Niederspannungsnetz absenken und ggf. den Synchronisierungsprozess der PV-Anlagen starten. Der Zusatznutzen einer zusätzlichen P(U)-Regelung im Rahmen des gestörten Netzbetriebs liegt dementsprechend in der sanften Reduktion der Einspeiseleistung bei Überspannung begründet. Durch die temporäre Leistungsreduktion der PV-Anlage, und den damit verbunden lokalen Spannungsrückgang wird einem Erreichen des Spannungsgrenzwertes entgegengewirkt und eine Auslösung des Überspannungsschutz kann ggf. verhindert werden, wodurch die PV-Anlagen auch im gestörten Netzbetrieb mit dem Netz synchronisiert bleiben und mit verringerter Leistung einspeisen können. Nach der Beseitigung der Netzstörung können die PV-Anlagen umgehend ihren MPP-Betrieb wieder aufnehmen. Einsatzfeld im Rahmen des regulären Netzbetriebs: Im Rahmen des regulären Netzbetriebs kann die P(U)-Regelung zur Erhöhung der Aufnahmefähigkeit von Niederspannungsnetzen für zusätzliche PV-Leistung eingesetzt werden und somit PVbedingte Netzausbaumaßnahmen verzögern bzw. ganz vermeiden [2, 3, 9]. Ähnlich der Q(U)-Regelung kann eine nachgelagerte P(U)-Regelung zur weiteren temporären Reduktion von einspeisebedingten Spannungsanstiegen genutzt werden. Die notwendigen Netzausbaukosten zur Erhöhung der Aufnahmefähigkeit bei verschiedenen PV-Regelungsverfahren wurde anhand zweier realer Niederspannungs-

4 netze exemplarisch untersucht [10]. Dabei wurde ein kontinuierlicher Anstieg der lokal installierten PV-Leistung über zehn Jahre zugrunde gelegt. Das untersuchte Niederspannungsnetz Nr. 2 ist in Abbildung 2 dargestellt. Abbildung 2: Strukturbild des untersuchten Niederspannungsnetzes Nr. 2 Im Jahr 10 der Untersuchung sind insgesamt 85 PV-Anlagen mit je 10 kwp installierter STC-Leistung an dem Netz angeschlossen, wovon 50 PV-Anlagen mit der zusätzlichen Regelungsfähigkeit ausgestattet sind. Die restlichen 35 PV-Anlagen sind als Bestandsanlagen nicht regelbar. Abbildung 3 zeigt den Vergleich der Investitionsbarwerte für PV-bedingte Netzverstärkungsmaßnahmen in dieser Untersuchung bei Anwendung unterschiedlicher Verfahren zur Spannungshaltung. In den beiden untersuchten Netzen konnten durch den flächendeckenden Einsatz einer Q(U)-P(U)- Regelung die erzeugungsbedingten Netzausbaukosten um bis zu 80% gegenüber einem ungeregelten Anlagenbetrieb reduziert werden, während mit einer alleinigen Anwendung der Q(U)-Regelung eine Reduktion der Investitionskosten von lediglich bis zu 66% möglich gewesen wäre [10]. Allerdings wäre die Begrenzung der Wirkleistung auf 70% der installierten Nennleistung in Kombination mit einer Q(U)-Regelung (ohne ergänzende P(U)-Regelung) zumindest für eines der zwei Beispielnetze eine aus Netzbetreibersicht kostengünstigere Alternative. Dieser Variante stehen allerdings dauerhafte PV-Abregelverluste für den PV-Anlagenbetreiber gegenüber. Es stellt sich also die Frage, inwiefern kennlinienbasierte Verfahren zu geringeren Verlusten führen.

5 Abbildung 3: Investitionskostenbarwertvergleich am Beispiel von zwei realen Niederspannungsnetzen [10]. Netz Nr. 2 ist in Abbildung 2 dargestellt. 3. Die P(U)-Regelung aus der Sicht von PV-Anlagenbetreibern Für PV-Anlagenbetreiber stellt sich bei der Anwendung einer zusätzlichen P(U)- Regelung die Frage nach dadurch zusätzlich auftretenden abregelungsbedingten Einspeiseverlusten und den damit zu erwartenden Vergütungsausfällen. Eine pauschale Beantwortung dieser Frage ist nicht möglich, da die zusätzlichen Vergütungsausfälle neben der Parametrierung der P(U)-Kennlinie im Rahmen der Betriebsführungskonzeption (siehe Abschnitt 2), ganz entscheidend von der Belastung der vorgelagerten Mittelspannungsebene und letztlich vom Netzverknüpfungspunkt der jeweiligen PV-Anlagen abhängig sind. Die nachfolgenden Ausführungen sollen diesen Sachverhalt verdeutlichen und eine Abschätzung der zu erwartenden Einspeiseverluste geben. Einfluss des Netzverknüpfungspunktes auf die zusätzlichen Vergütungsausfälle: Die höchsten zusätzlichen Vergütungsausfälle für PV-Anlagenbetreiber sind zu erwarten, wenn die P(U)-Regelung im Rahmen der Netzbetriebsführung ausschließlich zur Erhöhung der Netzaufnahmefähigkeit verwendet wird. Im Extremfall wäre es theoretisch sogar möglich, kurzzeitig die Wirkleistungseinspeisung von einzelnen PV-Anlagen komplett abzuregeln, um die spannungsabhängige Netzaufnahmefähigkeit insgesamt zu steigern. Übertragen auf die Parametrierung der P(U)- Kennlinie könnte dies beispielsweise durch Knickstellen bei den Spannungen 1,08 p.u. und 1,09 p.u. erreicht werden, wobei die komplette Abregelung der Wirkleistungsabgabe vor Überschreitung der Spannungsgrenze von 1,09 p.u. erfolgt.

6 Abbildung 4 zeigt exemplarisch die im Rahmen von [10] ermittelten relativen Einspeiseverluste der jeweils zehn am stärksten von der Abregelung betroffenen PV- Anlagen 1. In diesem Beispiel wurde die im vorhergehenden Absatz diskutierte, extreme Kennlinienparametrierung hinterlegt. Neben der Sensitivität der unterschiedlichen Netzanschlusspunkte auf die zusätzlichen Einspeiseverluste zeigt sich auch deutlich ein relevanter Unterschied zwischen den beiden untersuchten Niederspannungsnetzen. Abbildung 4: Zusätzliche relative Einspeiseverluste der zehn am stärksten von der Abregelung betroffenen PV-Anlagen bei Beginn der Wirkleistungsreduzierung bereits ab einer Nennspannung von 1,08 p.u. [10]. Einfluss der Belastung der vorgelagerten Mittelspannungsebene auf die zusätzlichen Vergütungsausfälle: Neben der Lage der Netzverknüpfungspunkte innerhalb des Niederspannungsnetzes spielt auch die Lage der Niederspannungsnetze im vorgelagerten Mittelspannungsnetz (d.h. die elektrische Distanz vom Umspannwerk) selbst eine entscheidende Rolle bei der Anwendung der P(U)- Regelung 2. Berücksichtigt wurde diese Sensitivität im Rahmen der Simulationen aus 1 Die Simulationen wurden mit Einspeiseprofilen in 1-Minuten-Auflösung durchgeführt. 2 Eine Ausnahme stellt der zusätzliche Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren zur Entkopplung von Mittel- und Niederspannung dar, welcher im Rahmen der o.g. Überlegungen nicht berücksichtigt wird.

7 [10] durch die gezielte Vorgabe von MS-Spannungsprofilen am Übergabepunkt von Mittel- und Niederspannung. Zur Anwendung kamen drei Spannungsprofile, die sich in der Höhe des 99%-Perzentils der Jahresdauerlinie unterscheiden (siehe Tabelle 2). Tabelle 2: Kategorisierung von Spannungsprofilen der vorgelagerten Mittelspannungsebene. Kategorie (KAT) A B C Spannungshöhe des 99% Perzentils < 1,04 p.u. 1,04 1,05 p.u. > 1,05 p.u. Die zeitliche Entwicklung der zusätzlichen Einspeiseverluste über alle regelbaren PV- Anlagen der beiden exemplarischen Niederspannungsnetze aus [10] sind in Abbildung 5 für zehn aufeinanderfolgende Jahre dargestellt. Als Vergleichsgröße sind die zusätzlichen Einspeiseverluste über alle regelbaren PV-Anlagen bei einer alternativen Anwendung der 70%-Regel, gemäß 6 EEG, dargestellt. Es zeigt sich, dass trotz extremer Kennlinienparametrierung die P(U)-Kennlinie beginnt schon bei 1,08 p.u. und führt bereits bei 1,09 p.u. zu einer kompletten Wirkleistungsabregelung und einem Mittelspannungsprofil der Kategorie C die gesamten zusätzlichen Einspeiseverluste geringer ausfallen, als bei der 70%-Variante. Hierbei sollte allerdings Beachtung finden, dass die zusätzlichen Einspeiseverluste nicht paritätisch auf alle PV-Anlagen zu verteilen sind, sondern vielmehr von einigen wenigen PV-Anlagen mit ungünstigem Netzverknüpfungspunkt zu tragen sind (vergleiche Abbildung 4). Aus Sicht der Anlagenbetreiber an den kritischen Netzanschlusspunkten wäre also ggf. eine fixe Abregelung vorzuziehen, während die Mehrheit der Anlagen eine kennlinienbasierte Anlagenbetriebsführung vorziehen würde. Ein Ausgleichmechanismus könnte in diesem Fall Anreize für die kritischen Anlagen setzen, die für die höheren Verluste entschädigen [11]. Bei dieser Verlustbetrachtung ist allerdings zu beachten, dass die Abregelverluste bei der 70%-Variante bei den in dieser Untersuchung verwendeten PV-Profilen mit 2,7% relativ niedrig ausfallen. Bei anderen PV-Profilen können die Abregelverluste in der 70%-Variante auch höher ausfallen [12] und es würden sich auch die Abregelverluste mit P(U)-Regelung ändern. Ob die Änderung mit P(U)-Regelung dann überoder unterproportional zur Änderung in der 70%-Variante ausfällt muss noch untersucht werden.

8 Abbildung 5: Zeitliche Entwicklung der zusätzlichen Einspeiseverluste über alle regelnden PV-Anlagen für zwei exemplarische Niederspannungsnetze und unterschiedliche Mittelspannungsprofile [9]. 4. Die P(U)-Regelung aus der Sicht von Betreibern von PV- Batterie-Systemen Die steigende Differenz zwischen Strompreisen und EEG-Einspeisevergütungen sorgt dafür, dass die Erhöhung des lokalen Verbrauchs der lokal erzeugten PV- Energie, der sogenannte Eigenverbrauch, immer mehr in den Fokus der Anlagenbetreiber rückt. PV-Speicher-Systeme bieten hier eine Möglichkeit den natürlichen Eigenverbrauch weiter zu erhöhen, da zeitlich variierende Erzeugung und Verbrauch durch Zwischenspeicherung mehr in Einklang gebracht werden können [11, 13]. Das wachsende Interesse an diesem Anwendungsfall hat zu einem starken angebotsseitigem Wachstum auf dem Markt für PV-Speicher-Systeme, vor allem für PV-Batterie- Systeme, geführt [14]. Das PV-Batterie-Förderprogramm der Bundesregierung setzt einen zusätzlichen Investitionsanreiz, der allerdings mit einer netzdienlichen Bedingung verknüpft ist: der Wirkleistungsbegrenzung der eingespeisten PV-Leistung auf 60% der installierten PV-Nennleistung am Netzanschlusspunkt [15]. Weitere Förderprogramme, wie das des Bundesland Sachsen, fordern sogar eine Wirkleistungsbegrenzung auf 40% der installierten PV-Nennleistung am Netzanschlusspunkt [16]. Hierdurch können die Netzausbaukosten deutlich reduziert werden. Für den Betreiber eines PV-Batterie-Systems können damit allerdings auch höhere PV- Energieverluste einhergehen.

9 Eine Untersuchung der Anwendbarkeit der P(U)-Regelung für PV-Batterie-Systeme wurde in [17] durchgeführt. Um die Netzdienlichkeit der PV-Batterie-Systeme ohne Reduktion des Eigenverbrauchs noch weiter zu erhöhen, kann bspw. eine zusätzliche P bat (U)-Kennlinie eingeführt werden. Diese sieht eine erhöhte Batterieladung oberhalb einer kritischen Spannungsschwelle vor. Hier wird dann, entgegen der üblichen Betriebsführung von PV-Batterie-Systemen, die Batterie nicht mit der Differenz aus PV und Last geladen, sondern mit bis zu der maximalen PV-Erzeugung [11, 17]; siehe schematische Darstellung in Abbildung 6. Damit wird der Gleichzeitigkeitsfaktor der PV-Anlagen, der einen Planungswert für den Netzbetreiber darstellt, beeinflusst und mitunter gesenkt. P max P PV PPV, QPV Q Max PBat,Ladung 0 P res v 1 v 2 v 3 v 4 Spannung v 5 v 6 Spannung P PV Q PV P Bat, Ladung Abbildung 6: Schematische Darstellung des P bat(u)-q(u)-p(u)-konzeptes [11] Die PV-Abregelungsverluste wurden für ein weiteres Niederspannungsnetz, vorgestellt in [11, 18], untersucht. Dabei wurden folgende Betriebsführungsstrategien miteinander verglichen: - Wirkleistungsbegrenzung der installierten PV-Nennleistung am Netzanschlusspunkt für PV-Systeme (PV1) und PV-Batterie-Systeme (PV-Bat1) auf 70%, 60% bzw. 40% entsprechend der gesetzlichen Anforderungen bzw. der Förderprogramme - Kennlinienbasierte Betriebsführung entsprechend des Q(U)-P(U)-Konzepts für PV-Systeme (PV2) und des P bat (U)-Q(U)-P(U)-Konzepts für PV-Batterie- Systeme (PV-Bat2), wobei die kritischen Punkte für die Wirkleistungsbegrenzung (Spannung V4 in Abbildung 6 oben) bei 1,09 p.u. (KL1) bzw. bei 1,085 p.u. (KL2) liegen In Abbildung 7 werden die PV-Abregelungsverluste über alle neu installierten PV- Anlagen je nach Betriebsführungsstrategie dargestellt.

10 Abregelungsbedingte PV-Energieverluste [%] PV1 70% PV- Bat1 70% PV- Bat1 60% PV- Bat1 40% 0,15 0,10 0,05 0 Kennlinienbasierte Betriebsführungsstrategien reduzieren die Verluste um bis zu 2%-12%-Punkte in diesem Beispiel PV2 KL1 PV2 KL2 PV- Bat2 KL1 PV- Bat2 KL2 Betriebsführungsstrategie Abbildung 7: PV-Abregelungsverluste über alle zusätzlich installierten PV- und PV-Batteriesysteme je nach Betriebsführungsstrategie Dabei wird deutlich, dass die Verluste bei einem System mit Batterie sowohl für fixe Wirkleistungsbegrenzungen (bei gleicher Wirkleistungsgrenze) als auch bei kennlinienbasierten Verfahren reduziert werden. Des Weiteren zeigt sich, dass die PV- Abregelungsverluste bei kennlinienbasierter Betriebsführung deutlich gegenüber den PV-Abregelungsverlusten bei fixer Wirkleistungsbegrenzung reduziert werden können. So werden in diesem Beispiel die PV-Abregelungsverluste von 3,7% bei einer Wirkleistungsbegrenzung auf 60% der installierten PV-Nennleistung am Netzanschlusspunkt durch die kennlinienbasierten Verfahren auf unter 0,1% Abregelungsverluste reduziert. Zudem ist der Eigenverbrauch bei der vorgeschlagenen P bat (U)- Q(U)-P(U)-Betriebsführung gleich hoch wie bei einer rein auf Eigenverbrauchserhöhung orientierten Betriebsführung. Entsprechend wird mit dieser Betriebsführung weiterhin der maximale Eigenverbrauch erreicht und zusätzlich sogar noch der Investitionswert gesteigert, da weniger ins Netz eingespeiste PV-Energie abgeregelt werden muss [11, 17].

11 5. Die P(U)-Regelung aus dem Projekt PV-Integrated Im vom BMU geförderten Forschungsprojekt PV-Integrated Integration großer Anteile Photovoltaik in die elektrische Energieversorgung, wurde eine zusätzliche P(U)- Regelung aus den Erkenntnissen der Studien [2, 3, 9, 10, 17] für PV-Wechselrichter entworfen. Die in Abbildung 8 vorgeschlagene Kennlinie erstreckt sich durch ihre Parametrierung über die Betriebsbereiche regulärer und gestörter Netzbetrieb. Hierdurch wirkt die temporäre, spannungsabhängige Wirkleistungsreduktion der PV- Anlage sowohl aufnahmefähigkeitserhöhend als auch im Sinne eines Vorschutzkriteriums zur Vermeidung von Überspannungsschutzauslösungen. Die genaue Form der dargestellten Kennlinien, d.h. insbesondere die Lage der Knickstellen, stellt einen auf Basis der diversen durchgeführten Untersuchungen - die wie oben dargestellt vielfach mit anderen bzw. extremeren Kennlinien durchgeführt wurden - und nach heutigem Stand ausgewogenen Kompromiss aus den technischen Anforderungen (maximale Steilheit der Kennlinien für Stabilität, Totband zur Entkoppelung Q(U) und P(U) 3, sowie verbleibende Sprunghöhe beim Ansprechen des Überspannungsschutzes) und den wirtschaftlichen Aspekten (möglichst hohe Steigerung der PV-Aufnahmefähigkeit und möglichst geringe Abregelverluste) dar. Der P(U)-Kennlinie ist im Spannungsbereich 1,05 p.u. bis 1,08 p.u. zunächst eine Q(U)-Kennlinie vorgeschaltet. Diese sorgt dafür, dass die PV-Wechselrichter im Normalbetrieb zunächst abhängig von ihrer lokalen Netzspannung induktive Blindleistung bereitstellen und somit zur Spannungshaltung beitragen. Der Vorteil einer spannungsabhängigen Blindleistungsbereitstellung gegenüber festen Verschiebungsfaktoren oder eines wirkleistungsabhängigen Verschiebungsfaktors ergibt sich aus den deutlich reduzierten Blindleistungsflüssen im Netzgebiet [2, 3]. Durch eine spannungsabhängige Blindleistungsbereitstellung werden sowohl die durch die zusätzlichen Blindleistungsflüsse verursachten Netzverluste [2] als auch das Risiko ungewollter Rückwirkungen auf Transformatorstufensteller reduziert [4, 5, 6]. Hat der PV-Wechselrichter bei einer lokalen Netzspannung von 1,08 p.u. seine maximale Blindleistungsbereitstellung erreicht die Vorgaben hierfür sind der VDE AR 4105 zu entnehmen hält der Wechselrichter seine Blindleistungsabgabe konstant. Nach einem Spannungstotband von 0,005 p.u. beginnt ab einer lokalen Netzspannung von 1,085 p.u. der PV-Wechselrichter mit der Reduktion seiner Wirkleistungsabgabe. Die komplette Einstellung der Wirkleistungseinspeisung würde theoretisch bei einem lokal gemessenen Spannungswert von 1,105 p.u. erfolgen. Allerdings würde vorher der Überspannungsschutz bei einem Spannungswert von 1,10 p.u. 3 Das Totband dient zur Entkopplung der Q(U)- und P(U)- Regelung und soll einen stabilen Parallelbetrieb sicherstellen. Entsprechende Laboruntersuchungen hierzu sind für das QII 2014 vorgesehen (siehe Abschnitt Zusammenfassung und Ausblick).

12 ansprechen. Aufgrund der bei diesem Spannungsgrenzwert schon erheblichen Leistungsreduktion der PV-Anlage und den damit verbunden lokalen Spannungsrückgang, wird aber einem Erreichen dieser Spannungshöhe schon vorher entgegengewirkt und eine Auslösung des Überspannungsschutzes kann ggf. verhindert werden. Der in Abbildung 8 dargestellte Übergang zwischen regulärem und gestörtem Netzbetrieb bei 1,09 p.u. ergibt sich aus den zugestandenen Messtoleranzen in Höhe von 0,01 p.u., die im Rahmen der Netzplanung Anwendung finden. Abbildung 8: Vorgeschlagene Q(U)-P(U)-Kennlinien. Normierte Blindleistung ist exemplarisch dargestellt, d.h. für den realen Betrieb wird sich diese an den Vorgaben der VDE AR 4104 orientieren. Aufgrund der Parametrisierung der Kennlinie ist davon auszugehen, dass vielfach selbst PV-Anlagenbetreiber mit ungünstigem Netzverknüpfungspunkt keine höheren Einspeiseverluste hinnehmen müssen, als alternativ durch eine 70%-Begrenzung gemäß 6 EEG. So kann beispielsweise beim Übergang zwischen regulärem und gestörtem Netzbetrieb noch immer bis zu 75% der STC-Leistung eingespeist werden (gemäß 6 EEG dauerhaft nur 70% am Netzverknüpfungspunkt). Der überwiegende Teil aller PV-Anlagen wird bei entsprechender Netzplanung keine oder nur vernachlässigbar geringe Einspeiseverluste hinnehmen müssen. Die vorgeschlagene P(U)-Regelung wirkt somit im Spannungsbereich von 1,085 p.u. bis 1,09 p.u. aufnahmefähigkeitserhöhend (regulärer Netzbetrieb) und ab einer Spannung von 1,09 p.u. als Vorschutzkriterium (gestörter Netzbetrieb) zur Vermeidung harter Netztrennungen.

13 Zusammenfassung und Ausblick In diesem Beitrag wurden sowohl die Gesamtintention für die Einführung einer zusätzlichen P(U)-Regelung zu einer Q(U)-Regelung für PV-Wechselrichter als auch die resultierenden Auswirkungen und jeweiligen Vorteile aus Sicht eines Netzbetreibers und eines Betreiber von PV-Systemen und PV-Batterie-Systemen diskutiert. Es wurde gezeigt, dass die Aufnahmefähigkeit von Niederspannungsnetzen für zusätzliche PV-Leistung durch Ergänzung einer P(U)-Regelung weiter gesteigert wird und PV-bedingte Netzausbaumaßnahmen somit weiter verzögert bzw. vermieden werden können. Weiterhin dient die temporäre, spannungsabhängige Wirkleistungsreduktion der PV-Anlage auch als Vorschutzkriterium zur Vermeidung von Überspannungsschutzauslösungen. Bei entsprechender Parametrierung der Kennlinien bleiben zudem die zusätzlichen Abregelverluste durch die P(U)-Regelung insgesamt gering und sind vielfach selbst bei PV-Anlagenbetreibern und PV-Batterie-Systembetreibern mit ungünstigem Netzverknüpfungspunkt geringer als bspw. bei einer 70%- bzw. 60% Begrenzung gemäß 6 EEG. Der im Projekt PV-Integrated erarbeitete Kennlinienvorschlag stellt einen auf Basis der diversen durchgeführten Untersuchungen und nach heutigem Stand einen ausgewogenen Kompromiss aus den technischen Anforderungen und den wirtschaftlichen Aspekten dar. Im nächsten Schritt werden technisch sinnvolle Dynamiken einer kombinierten Q(U)- P(U)-Regelung im Labor untersucht, insbesondere um das Risiko ungewollter Wechselwirkungen mehrerer PV-Wechselrichter mit dieser Regelung untereinander zu bewerten und zu vermeiden. Dies beinhaltet insbesondere die Bestimmung von zueinander passenden Messintervallen und Verzögerungszeitkonstanten eines PV- Wechselrichters. Anschließende Feldtests dieser Regelungsvariante sind bereits in Planung. Gemäß den Erfahrungen aus Labor- und der Feldtests wird dann ggf. noch ein Feintuning der vorgeschlagenen Kennlinie erfolgen. Weiterhin werden die zu erwartenden Abregelverluste für den endgültigen Kennlinienvorschlag dann nochmals untersucht und bewertet werden. Danksagung Das Forschungsprojekt PV-Integrated wird gefördert durch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages. Die Autoren danken dem Bundesministerium und dem Projektträger Jülich für diese Unterstützung (FKZ: A, B, C, D). Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt bei den Autoren.

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