Nachweis für EZA entsprechend EEG 2012/SDLWindV, BDEW und TC 2007 (FGW- Richtlinie TR8) Jochen Möller, M.O.E., Tel: 04821/40 636 0, Email: info@moe-service.com 2014-04-28 Vorstellung Dipl.-Ing. (FH) Jochen Möller Geschäftsführer M.O.E. GmbH Stellv. Leiter Zertifizierungsstelle GGC Sachverständiger der IHK für Netze Obmann FGW Fachausschuss Elektrische Eigenschaften Studium: E-Technik Seit 1993 Experte für Netzintegration von EE-Anlagen Vormals Technischer Leiter Messinstitute (WINDTEST/ heute DNV GL) M.O.E.: Julia Fust No. 2
Agenda 1. M.O.E/M.P.E. a) M.O.E. b) Aufbau Zert-Stelle c) M.P.E. 2. Hintergrund 3. SDLWindV/NAR 4. Einheitenzertifikat 5. Anlagenzertifikat 6. Zusammenfassung MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 3 Standorte Itzehoe Fraunhoferstraße 3, Hamburg, Spaldingstraße 210, Kiel, Schauenburgerstraße 116, Tübingen, Europaplatz 3 (MPE) London, 132-134 Lots Road Chelsea (MPH) No. 4
M.O.E. Zertifizierungsstelle >70 Mitarbeiter/innen im Bereich Zertifizierung akkreditiert Zertifizierungsstelle nach DIN EN 45011 Offiziell empfohlen vom BDEW und FGW Einheitenzertifizierung der elektrischen Eigenschaften von Windenergieanlagen, Solarwechselrichtern und Verbrennungskraftmaschinen Anlagenzertifizierung für Windenergieanlagen, Solarparks und Anlagen mit Verbrennungskraftmaschinen Obmann der Richtlinie FGW Fachausschuss Elektrische Eigenschaften (TR3, TR 4 und TR 8) und Ak VKM Referenzen: >30 Einheitenzertifizierung >200 Anlagenzertifizierung pro Jahr >400 Gutachten im Bereich Netzintegration und Einspeisung >7000 inspiziert EZE (>4 GW) M.O.E.: Julia Fust No. 5 Meilensteine von M.O.E. (1 von 2) 06.04.2009 Gründung MOE in Meldorf 07/2009 SDLWindV tritt in Kraft 12/2009-03/2010 Rahmenvertrag mit Enercon und Vestas 04/2010 Erhalt Akkreditierung als Zertifizierungsstelle 12/2010 1500 nachgerüsteten WEA fristgerecht begutachtet 90 80 70 Students full/part time 60 50 40 30 20 10 Mitarbeiterzahlen 0 Apr 09 Okt 09 Apr 10 Okt 10 Apr 11 Okt 11 Apr 12 Okt 12 No. Apr 6 13 Okt 13 Apr 14
Meilensteine von M.O.E (2 von 2) 01/2011 Aufbau Photovoltaik Anlagenzertifizierung 06/2011 Büros an den Standorten Kiel und Hamburg 04/2012 Einstieg in Schutzprüfungen an EZE 07/2012 Gründung M.P.E.-Büros in Tübingen und London 10/2013 Einstieg in den VKM-Markt 04/2014 Erhalt der SDLWindV für Neuanlagen im EEG 90 80 70 Students full/part time 60 50 40 30 20 10 Mitarbeiterzahlen 0 Apr 09 Okt 09 Apr 10 Okt 10 Apr 11 Okt 11 Apr 12 Okt 12 No. Apr 7 13 Okt 13 Apr 14 No. 7 M.O.E. Referenzliste in Deutschland 4.200 MW an Leistung bisher geprüft/zertifiziert und abgenommen. (Versorgungssicherheit und Energiewende) M.O.E. ist der Marktführer unter den Zertifizierungsstellen für das Thema Netzintegration von Erzeugungsanlagen WP-Referenzen PV-Referenzen No. 8
VKM Referenzen Richtlinienkompetenz: M.O.E. ist der Obmann vom AK VKM und hat in den letzten zwei Jahren maßgeblich die Richtlinienentwürfe für die Einheitenzertifizierung und Anlagenzertifizierung verfasst. Unabhängigkeit: Sämtliches notwendiges Know How ist intern vorhanden bei M.O.E. Zur Zeit haben 9 Hersteller MOE beauftragt mit der Einheitenzertifizierung für ihre Produktfamilie Zwei Einheitenzertifikate ausgestellt Agenda 1. M.O.E/M.P.E. a) M.O.E. b) Aufbau Zert-Stelle c) M.P.E. 2. Hintergrund 3. SDLWindV/NAR 4. Einheitenzertifikat 5. Anlagenzertifikat 6. Zusammenfassung MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 10
Anforderungen an eine Zert.-Stelle nach EN 45011 (1/3) Keine Diskriminierung Offen für jedermann; z.b. unabhängig von Größe oder Volumen Die Aufgabe muss den akkreditierten Bereich übereinstimmen Muss neutral und unabhängig sein Mindestens vier Augenprinzip Nachweislich qualifizierte Experten vorhalten Nachweisliche Entscheidungen, reproduzierbar MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 11 Anforderungen an eine Zert.-Stelle nach EN 45011 (2/3) Lenkungsausschuss Netzbetreiber 2x Hersteller 2x Wind, 2x PV 1x VKM Betreiber/ Entwickler u. Planer Akk. Prüflabor 1x Verbände 2x No. 12
Anforderungen an eine Zert.-Stelle nach EN 45011 (3/3) Kein Consulting um das Produkt oder EZA zu optimieren Beschwerdeverfahren Messergebnisse werden von den akkreditierten Laboren geliefert Veröffentlichung, Überwachung und zurückziehen von Zertifikaten Jährliche Überwachung durch die DAkkS MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 13 Rev. Nr. 13 Seite 1 von 2 Anhang 01 Organigramm Geschäftsführer Jochen Möller ASB VEFK FASI QMB Bereich: Operatives Geschäft Bereich Technik Bereich Administration Abt. PV EZA Abt. Wind I Leitung Zertifizierungsstelle Abt. Verwaltung Abt. Wind II Abt. EZE QM Abt. Inspektionsstelle Abt. VKM
Urkunde Wichtig EN 45011 zukünftig ISO IEC 17065 Name der Firma Gültigkeit Anhänge MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 15 Agenda 1. M.O.E/M.P.E. a) M.O.E. b) Aufbau Zert-Stelle c) M.P.E. 2. Hintergrund 3. SDLWindV/NAR 4. Einheitenzertifikat 5. Anlagenzertifikat 6. Zusammenfassung MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 16
Eckdaten M.P.E. Gründung: 13.07.2012 Geschäftsfrüher: Dr. Markus Pöller Standort: Tübingen bei Stuttgart Gesellschafter: Pöller 50% und Möller 50% www.moellerpoeller.de MOE: GridCert Jochen Möller No. 17 Aufgaben M.P.E. Netz- und Systemstudien, insbesondere im Bereich der Netz- und Systemintegration erneuerbarer Energien Planung öffentlicher Energieversorgungsnetze Planung im Bereich industrieller Energieversorgungsnetze Betriebsanalyse und Betriebsplanung Modellierung von Komponenten des Energieversorgungssystems (Windgeneratoren, PV-Wechselrichter, HGÜ-Konverter, etc.) MOE: GridCert. Jochen Möller No. 18
Aufgaben M.P.E. Intelligente Lösungen für die Netzanbindung von Solar- und Windparks von Onshore und Offshore Windparks HGÜ, FACTS, Speicher, Netzstabilität, Subsynchrone Resonanzen Einsatz neuer Technologien zu Energietransport und verteilung (HGÜ, FACTS, Reihenkompensation etc.) Untersuchungen zur Netzstabilität Schulungen und Workshops zu Themen aus den Bereichen Netzund Systemintegration erneuerbarer Energien MOE: GridCert Jochen Möller No. 19 Agenda 1. M.O.E/M.P.E. 2. Hintergrund 3. SDLWindV/NAR 4. Einheitenzertifikat 5. Anlagenzertifikat 6. Zusammenfassung MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 20
Warum SystemDienstLeistung (SDL) im EEG EE installierte Leistung über die Jahre Leistung in MW 100.000 90.000 80.000 70.000 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 0 PV WEA Wasser Gesamt EE Jahresmaximum der Netzlast Jahresminimum der Netzlast 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Spürbare Verdrängung konventioneller Kraftwerke Quelle Erneuerbare Energien müssen SDL-Aufgaben übernehmen Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland im Jahr 2010 Grafiken und Tabellen BMU Stand: 14. März 2011 Pressemeldung 14.09.2012 2. Wind- und Solaranlagen produzieren erstmals Strom mit über 30.000 MW Leistung Wind-und Solaranlagen in Deutschland haben heute erstmals mit einer Leistung von mehr als 30.000 Megawatt (MW) umweltfreundlichen Strom produziert. Heute (14.09.2012) speisten zur Zeit der hohen Stromnachfrage zwischen 13 und 14 Uhr Wind- und Solaranlagen mit einer Gesamtleistung von rund 31.500 MW Strom in das bundesdeutsche Stromnetz ein. MOE: SDL Wind Jochen Möller 22
Installierte Kraftwerksleistung Bundesnetzagentur stand 09.08.2012 % Bezogen auf 165 GW gesamtinstallierte Leistung 22,24% 17,10% 8,57% 17,97% 18,33% 8,65% 7,13% VKM sonstiges Kernergie Sonne Wasser Kohle Wind MOE:Jochen Möller 2012-09-01 No. 23 Status EE in Deutschland EE hat 23% an Stromerzeugung in 2012 MOE intern: Jochen Möller No. 24
Quelle: http://www.volkerquaschning.de/artikel/grundlast/index.php August Woche 2010 Ausbau Szenario EE Leitstudie BMU 2009 August Woche 2020 Mittel- und Spitzenlast MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 25 Frequency deviation Source: E.ON Netz report of the fault; state 4.11.2006 MOE: SDL Wind Jochen Möller Nr. 26
Die Einheiten- und Anlagenzertifikate beitragen dazu bei lokale Lastabschaltung zu vermeiden! Real three phase voltage dip kv U2_star U1_star U3_star 20 15 10 5 0-5 -10-15 -20-25 150 ms short circuit time 450 ms automatic reclosing time 10.0 10.5 11.0 11.5 12.0 s MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 28
Wie oft muss mit einem Spannungseinbruch gerechnet werden? Anzahl Fehler per 100 km Freileitung 10 20/a 10 30 110 220 kv Häufigkeit hängt von der Spannungsebene ab MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 29 2 phasiger Kurzschluss (Quelle 50hertz) Am 03.01.2012 um 18:47:54 kam es zu einem 2-poligen Fehler ohne Erde L1-L2 auf der 380-kV-Leitung Wessin-Güstrow 424. Die Fehlerklärung erfolgte beidseitig innerhalb von 70 ms. Die Kompensationsdrosseln im Nordnetz waren aufgrund hoher Windeinspeisung und niedriger Netzspannung ausgeschaltet. Kraftwerk Rostock war aufgrund der Windeinspeisung abgefahren. Durch den kurzzeitigen Spannungseinbruch gingen unerwartet viele Wind- Erzeugungsanlagen vom Netz. Der schlagartige Verlust von Windeinspeisung führte unmittelbar nach Fehlerklärung zur Entlastung des Nordnetzes, damit verbunden zu einem erheblichen Spannungsanstieg im 380-, 220- und 110-kV-Netz (ca. 8%), wodurch weitere Anlagen vom Netz gingen. Außerdem kam es zu einem Frequenzrückgang auf ca. 49,9 Hz. Durch Einschaltung von Kompensationsdrosseln in Güstrow, Siedenbrünzow, Görries und Lüdershagen wurde die Spannung wieder in das Betriebsspannungsband gebracht. MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 30
Fehlerstelle Quelle 50hertz 30.01.2012 MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 31 Quelle 50hertz 30.01.2012 Schiller, Salzmann, Plischke, Hauschild, Heusel MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 32
Veränderung der vertikal Last Quelle 50hertz 30.01.2012 Schiller, Salzmann, Plischke, Hauschild, Heusel MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 33 Wie nachhaltig war die Zertifizierung in 2013? Ohne Nachbesserung SDL Konform MW MW Zertifizierungsstelle 1 300 10% 30 Zertifizierungsstelle 2 582 15% 87 Zertifizierungsstelle 3 120 4% 5 M.O.E. 1.660 20% 324 Zertifizierungsstelle 4 280 25% 70 Zertifizierungsstelle 5 800 5% 40 Ergebnis 3.742 15% 556 Fazit: >80% (3186 MW) wären mit nicht SDLWindV Konform Planung ans Netz gegangen im Jahr 2013. MOE intern: Jochen Möller No. 34
Argumente für die Zertifizierung Nr. Eigenschaft Anmerkung 1 Unabhängigkeit Akkreditierte Zertifizierungsstellen (AZS) sind unabhängig von Netzbetreiber und Anlagenbetreiber und können Bewertungen unbeeinflusst von den Parteien durchführen. Weisungsfreiheit ist Grundvoraussetzung für qualitativ hochwertige Zertifizierung. AZS beurteilen neutral auf der Basis der akkreditierten Verfahren. Es findet ausdrücklich keine Beratungsleistung zu Sachverhalten, die im Zusammenhang mit der Zertifizierung stehen, statt. Damit kommt das 4- Augen-Prinzip (Qualitätskontrolle) erst vollständig zur Geltung. 2 Unparteilichkeit AZS stellen ihre Dienstleistung allen Kunden diskriminierungsfrei zur Verfügung. 3 Ressourcen Nur eine geringe Auswahl von 900 Netzbetreibern in Deutschland ist personell und fachlich in der Lage die im Rahmen der Zertifizierung durchgeführte Kontrolle der SDL-Dienstleistungen zu realisieren. Die Konzentration der SDL-Zertifizierung auf ein Duzend AZS spart damit volkswirtschaftlich immense Personalkosten ein. Verantwortliche Mitarbeiter der Netzbetreiber greifen mit Hilfe eines EZA-SDL-Zertifikat auf aktuelles Wissen der spezifischen Einheiten- und Anlagetechnik zurück und sind nicht gezwungen eigene Experten in Qualität und Umfang vorzuhalten. MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 35 4 Richtlinien AZS sind verpflichtet, sich ständig an der Weiterentwicklung von Richtlinien zu beteiligen. Das Know-how der Zertifizierung wird somit sukzessive der Allgemeinheit zur Verfügung gestellt. Weiterhin schafft es der Zertifizierungsprozess, alle Stakeholder durch die Gremien der FGW an einen Tisch zu bringen. 5 Informationen Hersteller von Produktkomponenten könne aufgrund der geringeren Anzahl der AZS den Fluss ihres spezifischen Firmenwissens besser steuern. Das EZA-SDL-Zertifikat liefert nur alle notwendigen Informationen für den Netzbetrieb. Herstellerwissen wird damit deutlich besser geschützt. Im Zuge der Einheitenzertifizierung kann bereits festgestellt werden, ob eine Erzeugungseinheit prinzipiell in der Lage ist, die Anforderungen der Richtlinien zu erfüllen. 6 Qualität AZS sind in der Pflicht, ein Qualitätsmanagementsystem vorzuhalten. 7 Kompetenz AZS und deren Mitarbeiter müssen regelmäßig ihre Kompetenz bezüglich des akkreditierten Themas gegenüber Dritten nachweisen. 8 Transparenz und Nachvollziehbarkeit Dies macht eine kontinuierliche Qualifizierung und Weiterbildung des Personals hinsichtlich theoretischem Hintergrundwissen, umfangreicher praktischer Erfahrung und Kenntnis von Normen, Verfahren und deren Weiterentwicklung, sowie Sicherstellung der Eignung der technischen Einrichtungen, der Prüf- und Arbeitsmittel und der Wirksamkeit der Richtlinien, unabdingbar. Die Zertifizierungsergebnisse müssen transparent und nachvollziehbar dargelegt werden, so dass Dritte diese im Bedarfsfall (z.b. vor Gericht) weiterverwenden können. 9 Vertraulichkeit Mit den Informationen aller Beteiligten hat die AZS im Rahmen des MOE: SDL Wind Jochen Möller Zertifizierungsprozesses vertraulich umzugehen. No. 36
10 Überwachung Besteht Zweifel an einen der vorher genannten Anforderungen kann sich sowohl ein Anlagenerrichter, ein Netzbetreiber oder jeder andere an den Lenkungsausschuss der AZS wenden. Jeder Beschwerde muss nachgegangen werden und kann bei Berechtigung in letzter Konsequenz zum Entzug der Akkreditierung der Zertifizierungsstelle führen. 11 Reproduzierbarkeit Folge der Zertifizierung ist die Vereinheitlichung der Nachweisführung für Erzeugungseinheiten und Erzeugungsanlagen. MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 37 Agenda 1. M.O.E 2. Hintergrund 3. SDLWindV/NAR a) NAR b) 4. Ergänzung c) SDLWindV d) NS VDE 4105 4. Einheitenzertifikat 5. Anlagenzertifikat 6. Zusammenfassung MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 38
Warum Richtlinien für Erneuerbare Energien? Politische Forderung z. B. Energiewende Verantwortung des Netzbetreibers Stabilität des Netzes mit erneuerbarer Energien. Die Nachhaltigkeit wird erst durch die Überprüfung der Einhaltung der Anforderungen erreicht. www.moeservice.com Technische Anforderungen an die Erzeugungsanlagen im NAR oder über akzeptierte technische Richtlinien. 39 BDEW 2008 Relevante Richtlinien für den Anschluss am das Netz: Anforderung Technische Richtlinie Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz Richtlinie für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlage am Mittelspannungsnetz Ausgabe Juni 2008, BDEW, TC 2007 Inkl. 1., 2., 3. und 4. Ergänzung + zukünftig VDE AR N 4120 TAB HS Prüfung Technische Richtlinie für Erzeugungseinheiten und anlagen FGW TR 3 Rev. 23 Bestimmung der Elektrischen Eigenschaften von Erzeugungseinheiten und anlagen am Mittel-, Hoch und Höchstspannungsnetz Nachweis Technische Richtlinie für Erzeugungseinheiten und anlagen FGW TR 8 Rev. 06 Zertifizierung der Elektrischen Eigenschaften von Erzeugungseinheiten und anlagen am Mittel-, Hoch und Höchstspannungsnetz M.O.E.: Jochen Möller No. 40
BDEW 2008 BDEW 2008 Technische Richtlinie Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz Juni 2008 1. Ergänzung Januar 2009 2. Ergänzung Juli 2010 3. Ergänzung Februar 2011 4. Ergänzung November 2012 Kontinuität M.O.E.: Jochen Möller No. 41 1. BDEW Quelle: BDEW Richtlinie MS EZE MOE: SDL Wind Jochen Nr. Möller 42
Notwendige Zeiträume für die Umsetzung neuer Anforderungen 43 Entwicklung Anforderung NAR Anpassung 2-4 Jahre Richtlinien erstellung Umsetzung Hersteller Einheitenzertifizierung Anlagenzertifizierung Einheiten-Zertifizierungsrichtlinie erstellen und Abstimmen 1-2 Jahre Test/Prüfrichtlinie erstellen 1 Jahr Hersteller optimiert sein Produkt; parallel Erstellung Anlagenzertifizierungsverfahren 1-2 Jahr Test und Einheitenzertifizierung 1 Jahr Anlagenzertifizierung 6 Monate 2 Jahre Prototypenphase Bis zu 8 Jahre Jochen Möller Zertifizierung Beispiele für die Umsetzung von neuen Anforderungen Einführung LVRT wurde bereits 2000 diskutiert. Die Flächendeckenende Umsetzung erfolgte erst 2009 für WEA Blindleistungsbereitstellung im Spannungsbereich 0,9 Uc bis 1,1 Uc (BDEW 2008) von 2008 bis 2014 Übergangsfristen für VKM vom 01.01.2009 mehrfach verlängert letztmalig bis zum 31.12.2014 (BDEW 2008) 44
Agenda MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 45 1. M.O.E 2. Hintergrund 3. SDLWindV/NAR a) NAR b) BDEW 4. Ergänzung c) SDLWindV d) NS VDE 4105 4. Einheitenzertifikat 5. Anlagenzertifikat 6. Zusammenfassung Wesentliche Änderungen durch die 4. Ergänzung BDEW a) Allgemein b) Abgrenzung Unterspannungsschutz und LVRT Grenzlinie c) Blindleistungsbereitstellung/ Spannungsabhängigkeit d) Entkupplungsschutz e) Zuschaltbedingungen f) Sonstiges g) Zusammenfassung 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 46
Allgemein (4. Ergänzung) Ergänzt die BDEW 2008 Ersetzt alle bisherigen Ergänzungen Gültig für EZA mit Anschluss an das MS-Netz Verweist nochmals auf FGW TR 3 und FGW TR 8 Gültig seit dem 01.01.2013 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 47 Wesentliche Änderungen durch die 4. Ergänzung BDEW a) Allgemein b) Abgrenzung Unterspannungsschutz und LVRT Grenzlinie c) Blindleistungsbereitstellung/ Spannungsabhängigkeit d) Entkupplungsschutz e) Zuschaltbedingungen f) Sonstiges g) Zusammenfassung 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 48
Abgrenzung Unterspannungsschutz und LVRT Grenzlinie 0,8 U NS t= 1,5 2,4 s 0,45 U NS t= 300 ms Abhängig von den konkreten netztechnischen Bedingungen kann die tatsächliche Dauer des Verbleibens der Erzeugungsanlage am Mittelspannungsnetz durch schutztechnische Vorgaben des Netzbetreibers verkürzt werden. 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 49 Abgrenzung Unterspannungsschutz und LVRT Grenzlinie Eine angepasste Parametrierung einer LVRT-Kurve erfüllt nicht die Anforderung hinsichtlich einer autarken Schutzfunktion. Mit den Schutzfunktionen wird unter anderem auch ein mögliches Fehlverhalten der Anlagensteuerung mit überwacht. 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 50
Wesentliche Änderungen durch die 4. Ergänzung BDEW a) Allgemein b) Abgrenzung Unterspannungsschutz und LVRT Grenzlinie c) Blindleistungsbereitstellung/ Spannungsabhängigkeit d) Entkupplungsschutz e) Zuschaltbedingungen f) Sonstiges g) Zusammenfassung 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 51 Blindleistungsbereitstellung/Spannungsabhängigkeit Die BDEW-Richtlinie Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz wird in Kapitel 2.5.4 im Teilleistungsbereich zwischen 0 % und 10 % P n dahingehend ergänzt, dass die Erzeugungsanlage in diesem Bereich nicht mehr Blindleistung als maximal 10 % des Betrages der vereinbarten Anschlusswirkleistung P AV aufnehmen oder liefern darf. PQ-Diagramm im Verbraucherpfeilsystem 2,5 2 1,5 1 0,5 Blindleistung in Mvar 0-0,5 0-1 -1,5-2 -2,5-1 -2 Wirkleistung in MW -3-4 -5-6 <-- untererregt -7 übererregt > Anforderung Am NAP untererregt Am NAP übererregt Wird bereits umgesetzt bei den M.O.E. Zertifikaten 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 52
Leerlaufblindleistung von 41 Windparks 5,00 Leerlauf Blindleistung in % der Anschlussleistung Leerlauf Blindleistung in % von der Anschlussleistung 0,00 0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0 45,0-5,00-10,00-15,00-20,00 übererregt -25,00 Anschlussleistung [MVA] 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 53 Blindleistungsbereitstellung/Spannungsabhängigkeit Eine Grundanforderung für Erzeugungsanlagen besteht darin, dass ein Betrieb der Erzeugungsanlage im Spannungsbereich von 0,9 bis 1,1 U c am Netzanschlusspunkt gemäß Bild dauerhaft möglich sein muss. Ohne Maßstab 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 54
Darstellung Insofern sind die Berechnungen der Kennlinien der maximalen Blindleistung Q max untererregt und übererregt in Abhängigkeit der Wirkleistung P der Erzeugungsanlage für die Spannungen am Netzanschlusspunkt 0,9 U c, 0,95 U c, U c, 1,05 U c und 1,1 U c durchzuführen und darzustellen. Neu erstellte und revisionierte Einheiten- und Anlagenzertifikate müssen seitdem 01.01.2013 zudem Angaben der zu erwartenden Reduzierung der Wirkleistung enthalten. 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 55 56 Blindleistungsbereitstellung vs. Spannungsabhängigkeit 4. Ergänzung BDEW (MS-Anschluss) bis zum 31.12.2013 IB Eine Grundanforderung für Erzeugungsanlagen besteht darin, dass ein Betrieb der Erzeugungsanlage im Spannungsbereich von 0,9 bis 1,1 U c am Verknüpfungspunkt gemäß Bild dauerhaft möglich sein muss. Bewertung nach Rev. 05 FGW TR 8 bis zum 31.12.2013 noch erlaubt IB Datum Zusätzlich darzustellen Unter 0,95 Uc Wirkleistungsreduktion erlaubt Jochen Möller, Einheiten- und Komponentenzertifizierung
Anschluss im UW ab 01.01.2014 IB Außerhalb des orangenen Bereiches kann die Wirkleistung zum Zwecke der vollen Blindleistungs-Einspeisung reduziert werden. Vorsicht SDLWindV <0,95 U C nur Reduktion erlaubt! Reglersollspannung (gibt der Netzbetreiber vor; kann bei dynamischer Spannungsregelung auch variieren) 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 57 Anschluss im Mittelspannungsnetz ab 01.01.2014 IB Außerhalb des orangenen Bereiches kann die Wirkleistung zum Zwecke der vollen Blindleistungs-Einspeisung reduziert werden. Vorsicht SDLWindV <0,95 U C nur Reduktion erlaubt! 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 58
Wesentliche Änderungen durch die 4. Ergänzung BDEW a) Allgemein b) Abgrenzung Unterspannungsschutz und LVRT Grenzlinie c) Blindleistungsbereitstellung/ Spannungsabhängigkeit d) Entkupplungsschutz e) Zuschaltbedingungen f) Sonstiges g) Zusammenfassung 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 59 Entkupplungsschutz und Eigenschutz Für den Schutz der Erzeugungsanlage bzw. der Erzeugungseinheiten ist der Anschlussnehmer verantwortlich (Sicherstellung des Eigenschutzes). Insofern ist die in dieser Richtlinie beschriebene Schutzkonzeption durch den Anschlussnehmer der Erzeugungsanlage entsprechend zu erweitern. Der Eigenschutz darf aber die in dieser Richtlinie beschriebenen Anforderungen hinsichtlich der statischen Spannungshaltung und der dynamischen Netzstützung der Erzeugungsanlage bzw. der Erzeugungseinheiten nicht unterlaufen. Relevant vor allem für U>, U>> und U>>> Vermögen der Erzeugungsanlage/Erzeugungseinheiten Eigenschutz Projektspezifische Einstellung der Entkupplungsschutzeinrichtungen 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 60
Auszug aus den Schreiben des BDEW: Graubereich aus der 4. Ergänzung Eigenschutz EZE vs. HVRT Spannung am VP Uc/Un Begrenzung durch Überspannungsschutzvorgaben des NB z.b. 1,15 Uc/Un 1,1 Uc/Un Keine Trennung der EZE und EZA erlaubt 300 ms Zeit MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 62
Normaler dauerhafter Arbeitsbereich bei Anschluss direkt UW mit Verbraucher Q Übererregt -0,33 110 kv U c MS 20 kv 1,1 0,33/Pn = cos(phi) = 0,95 0,9 100% ± 10% Un EZE Laut BDEW kann der Spg-Bereich von ±10% von Un ausgenutzt werden. TR8 Kalkulation am NVP Man. 2% Un möglichen 118% Uc EZE 0,4 kv HA Abgrenzung Über- und Unterspannung sowie LVRT Der Eigenschutz nicht die in der BDEW-Richtlinie beschriebenen Anforderungen hinsichtlich der statischen Spannungshaltung und der dynamischen Netzstützung der Erzeugungsanlage bzw. der Erzeugungseinheiten unterläuft. Insbesondere darf der Eigenschutz im gesamten Betriebsbereich von Spannung und Frequenz nicht den geforderten Schutzeinstellungen der Entkupplungsschutzfunktionen vorgreifen; 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 64
Entkupplungsschutz und Eigenschutz Der Entkupplungsschutz kann sowohl in einem autarken Gerät realisiert werden, als auch in der Anlagensteuerung der Erzeugungseinheit integriert sein. Der Ausfall der Hilfsspannung der Schutzeinrichtung bzw. der Anlagensteuerung muss zum unverzögerten Auslösen des Schalters führen. Die Schutzauslösung des integrierten Schutzes darf durch sonstige Funktionen der Steuerung nicht unzulässig verzögert werden. z.b. Parameteränderungen in der Steuerung dürfen zu keinen Änderungen bei den Entkupplungswerten führen Fehler in der Systemsteuerung dürfen keine Beeinträchtigung für den Schutz zur Folge haben Systemauslastung darf nicht zu einer Verlängerung der Reaktionszeiten beim Schutz führen 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 65 Entkupplungsschutz und Eigenschutz 1. Die Einhaltung der in Kapitel 3.2.3 geforderten Anforderungen an die Entkupplungsschutzeinrichtungen ist nachzuweisen. Dies gilt auch für den Fall, dass die Schutzeinrichtungen in die Anlagensteuerung integriert sind. So sind u. a. die geforderten Einstellbereiche für die Einstellwerte, die Abschaltzeiten, das Rückfallverhältnis und die Gesamtausschaltzeit (Prüfung der Gesamtwirkungskette) anhand von Messungen nachzuweisen. Die Schutzprüfung wird seit Anfang des Jahres 2012 auch von M.O.E. angeboten. 2. Ab 01.04.2013: Im Einheitenzertifikat sind die in der Erzeugungseinheit integrierten Schutzeinrichtungen anzugeben. Es müssen mindestens die in der BDEW-Richtlinie geforderten Entkupplungsschutzeinrichtungen mit den dazugehörigen Einstellbereichen für Auslösewert und Schutzverzögerung vorhanden sein. Zusätzlich vorhandene Schutzeinrichtungen sind mit ihren Einstellbereichen anzugeben, damit sichergestellt werden kann, dass ihre Auslösung die Funktion des Entkupplungsschutzes nicht unterlaufen. 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 66
Zusätzlich im EZA Zert. zu prüfen Dass der Eigenschutz nicht die in der BDEW-Richtlinie beschriebenen Anforderungen hinsichtlich der statischen Spannungshaltung und der dynamischen Netzstützung der Erzeugungsanlage bzw. der Erzeugungseinheiten unterläuft. Insbesondere darf der Eigenschutz im gesamten Betriebsbereich von Spannung und Frequenz nicht den geforderten Schutzeinstellungen der Entkupplungsschutzfunktionen vorgreifen; Dass für alle Kurzschlussschutz- und Entkupplungsschutzeinrichtungen in der gesamten Erzeugungsanlage (insbesondere auch in den Erzeugungseinheiten) Vorrichtungen wie z.b. Prüfklemmenleisten vorgesehen wurden, um Schutzprüfungen ohne Ausklemmen von Drähten zu ermöglichen; Dass Einstellwerte der Entkupplungsschutzfunktionen parametrierbar und ohne zusätzliche Hilfsmittel (direkt am Gerätedisplay) ablesbar sind; Dass die Schutzeinrichtungen mit einer netzunabhängigen Hilfsenergie versorgt werden (EZA 8 h und EZE mindestens 3 Sekunden) 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 67 Zusätzlich im EZE/EZA Zert. zu prüfen Dass ein Ausfall der Hilfsenergie der Schutzeinrichtungen bzw. der Anlagensteuerung zum unverzögerten Auslösen des Schalters führt; Dass die vorgesehenen Schutzeinrichtungen die geforderten Genauigkeiten (z.b. hinsichtlich Rückfallverhältnis und Messgenauigkeit) und Einstellbereiche einhalten. Nur EZA: Dass ein durchgängiges Reserveschutzkonzept vorgesehen wurde (I> und I>>) Dass der Q-U-Schutz mit den vorgesehenen Schutzeinrichtungen und den vorgesehenen Stromwandlern entsprechend den Anforderungen des VDE-FNN-Papiers Lastenheft Blindleistungs-Unterspannungsschutz (Februar 2010) realisierbar ist. 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 68
Zusätzlich im EZE/EZA Zert. zu prüfen Auswirkungen der Blindleistungsbereitstellung auf die Einstellung des Über- bzw. Unterspannungsschutzes an den Erzeugungseinheiten sind im Rahmen der Erstellung des Anlagenzertifikates durch den Zertifizierungsstelle zu bewerten und in Abstimmung mit dem Netzbetreiber sind die Schutzeinstellung ggf. anzupassen. Die Schutzeinstellung darf dabei die Anforderungen hinsichtlich der Blindleistungsbereitstellung nicht beschränken. 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 69 Wesentliche Änderungen durch die 4. Ergänzung BDEW a) Allgemein b) Abgrenzung Unterspannungsschutz und LVRT Grenzlinie c) Blindleistungsbereitstellung/ Spannungsabhängigkeit d) Entkupplungsschutz e) Zuschaltbedingungen f) Sonstiges g) Zusammenfassung 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 70
Zuschaltbedingungen Im Falle der Wiederzuschaltung der Erzeugungsanlage an das Netz des Netzbetreibers nach Auslösung einer Entkupplungsschutzeinrichtung darf der Anstieg der an das Netz des Netzbetreibers abgegebenen Wirkleistung einen Gradienten von maximal 10 % der vereinbarten Anschlusswirkleistung PAV pro Minute nicht überschreiten. Dies gilt nur für Erzeugungsanlagen mit einer vereinbarten Anschlussleistung von > 1 MVA. Größen Begrenzung ist weggefallen. Diese gilt nur noch für VKM 1 MVA. 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 71 Wesentliche Änderungen durch die 4. Ergänzung BDEW a) Allgemein b) Abgrenzung Unterspannungsschutz und LVRT Grenzlinie c) Blindleistungsbereitstellung/ Spannungsabhängigkeit d) Entkupplungsschutz e) Zuschaltbedingungen f) Sonstiges g) Zusammenfassung 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 72
Sonstiges PV-EZE mit redundanten Schutz muss trotzdem geprüft werden VKM Antragsstellung ab 01.01.2014 (Nachreichfrist für das Anlagenzertifikate bis Ende 2014) Fristen bei VKM richten sich nach dem Datum der Einreichung der Antragsunterlagen beim NB Zuschaltung f 49,5 Hz bis 50,05 Hz und U> 0,95 Uc nur nach Trennung der EZA 4. Ergänzung BDEW und Entwurf FGW TR 8 Rev. 06; M.O.E.: M. Voß und J. Möller No. 73 Spezielle Anforderungen an VKM Wirkleistungsreduzierung nur bis 50% Wiederanfahren nach Spannungslosigkeit ebenfalls 10% pro Minute. Start der Mittelwertbildung bis zu 30 s vor der Netzkupplung LVRT Typ 1 nur bis 30 % Restspannung Oberschwingungsbestimmung über Lastbank möglich Zu Zeit in der Diskussion Bewertung über die Spannung MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 74
Durchfahren bei Spannungseinbrüchen Statische Spannungshaltung EZA müssen sich generell an der statischen Spannungshaltung im Netz beteiligen können o Blindleistungsbereistellung o Frequenzhaltung Dynamische Netzstützung EZA müssen sich generell an der dynamischen Netzstützung beteiligen BDEW 2008 Sonderregelung Verbrennungskraftmaschinen nach der 3. Ergänzung BDEW M.O.E.: Julia Spielmann No. 75 Herausforderungen dynamische Netzstützung Anforderung der dynamischen Netzstützung wird an die EZA gestellt Messvorschriften beziehen sich auf die EZE Es muss ein dynamisches Modell der EZE abgeben werden. Dieses wird von der Zertifizierungsstelle an Hand der FRT- Messwerten validiert. Ziel: Nachweis der Fähigkeit EZE Modelle zu erzeugen. Übertragung der auf andere EZE der gleichen Familie und Nutzung bei der Simulation der EZA. Technische Richtline für Erzeugungseinheiten, Teil 4, Anforderung an Modellierung und Validierung von Simulationsmodellen der elektrischen Eigenschaften von Erzeugungseinheiten und anlagen M.O.E.: Jochen Möller No. 76
Übertragungsmöglichkeiten der FRT- Vermessung via Modell 10 P n bis 10 P n Z.B. 4 MW deckt 1,27 bis 12,64 MW ab. Gilt nur, wenn es zusätzliche SMT Test als Stützstellen herangezogen werden kann. Besser Test mit dem Faktor 0,5 bis 2 auslegen. Hilfsantriebe müssen gesondert auf LVRT-Festigkeit geprüft M.O.E.: Julia Spielmann No. 77 SMT Test SMT-Test als Stützstellen für die Modellübertragung Folgende Test müssen durchgeführt werden: 1. Massenträgheitstest: Messung Massenträgheitsmoment des Motor-Genosystem 2. Kurzzeitiger Lasteinbruchtest Zweck: Dynamisches Verhalten des Drehmonent- /Leistungsregler 3. Generatorkenngrößen nach EN 60034-4 Zweck: Ermittlung der Geno Größen 4. AVR Spannungssollwert-Test Zweck :Bestimmung des dynamischen AVR- Verhalten MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 78
Agenda 1. M.O.E 2. Hintergrund 3. SDLWindV/NAR a) NAR (MS, HS, HHS) b) 4. Ergänzung c) SDLWindV 2012 d) NS VDE 4105 4. Einheitenzertifikat 5. Anlagenzertifikat 6. Zusammenfassung MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 79 SDLWindV Gilt nur für Windenergieanlagen 07/2009 erschienen, zuletzt angepasst im Sommer 2011 in Zusammenhang der Erstellung EEG 2012 Altanlagenumrüstung erneut möglich (2012 bis 2015) Neuanlagen SDL Bonus wird verlängert bis 2014 MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 80
SDL Bonus Bestandsanlagen 0,7ct/kWh für fünf Jahre ab dem Zeitpunkt der Einhaltung der SDL Anforderungen. Übertragungsnetze werden sicherer Neuanlagen 0,48ct/kWh 2012 für hohen Vergütungszeitraum Mehr Integration von EE-Anlagen möglich Ablösung von den Konventionelle Kraftwerken Reduktion Umweltbelastung Unabhängigkeit von anderen Ländern wie z.b. Russland Abkopplung von der Preisentwicklung bei Öl und Gas sowie Kohle und Uran MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 81 Rechtliche und technische Unterlagen greifen ineinander SDL Bonus EEG 2012 SDLWindV Netzanschluß TC 2007 HS BDEW MS FGW TR 8, 3 und 4 Einheiten- und Anlagenzertifizierung Allgemein anerkannter Stand der Technik MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 82
Fristen Keine Inbetriebnahme ohne Anlagenzertifikat Ausnahme: Prototypen + Nullserie haben 2 Jahre Zeit danach muss Anlagenzertifikat vorgelegt werden Umrüstung und Zertifizierung der Altanlagen bis zum 31.12.2015. SDL Bonus nur für WEA vor dem 01.01.2015 in Betrieb gegangen sind OS-Grenzwertüberschreitung Messung innerhalb von ½ Jahr MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 83 SDL-Bonus Umfang 64 EEG 2012 Netzintegration: 1. Verhalten im Fehlerfall 2. Spannungshaltung und Blindleistungsbereitstellung 3. Frequenzhaltung 4. Nachweisverfahren 5. Versorgungswiederaufbau 6. Erweiterung bestehender Windparks MOE: SDL Wind Jochen Möller Nr. 84
Statische Blindleistungsbereitstellung unter den jeweils unterschiedlichen Netzkonfigurationen Anforderungen an die EZA bei Mittelspannungsanschluss Statische Blindleistungsbereitstellung am NVP Leistungsbereich von 10% bis 100% Pn ± 10% Un am NVP Regelung am NAP gemäß den NB-Anforderungen Wirkleistung a) Fester cos(phi) b) Cos(phi) von P c) Fester Q d) Q von U e) individuell Mögliche Einstellgeschwindigkeit 10 s Mögl. Genauigkeit empfohlen Cos(phi)=0,005 am NAP PQ-Diagramm im Verbraucherpfeilsystem Cos(phi)= 0,95 <-- untererregt Anforderung Referent: Jochen Möller, M.O.E. Am NAP untererregt GmbH www.moeservice.com Vortrag: übererregt > Am NAP übererregt 85 Blindleistung 10% 100% Cos(phi)= 0,95 Statische Blindleistungsbereitstellung unter den jeweils unterschiedlichen Netzkonfigurationen Hoch- und Höchstspannung Hier kann der Netzbetreiber zwischen den drei Anforderungen auswählen: Variante/cos(phi) Untererregt Übererregt 1 0,975 0,90 2 0,95 0,925 3 0,925 0,95 Maximal Anforderungen wäre untererregt 0,925 und übererregt < 0,90 cos(phi) Transformator ist noch zu kompensieren 0,8 reicht in der Regel in allen Fällen aus. Referent: Jochen Möller, M.O.E. GmbH Vortrag: Anforderungen aus Sicht einer Zertifizierungsstelle 86
Statische Blindleistungsbereitstellung unter den jeweils unterschiedlichen Netzkonfigurationen Hoch- und Höchstspannung Quelle 2. Änderungsverordnung MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 87 Beispiel Mischpark Alt EZE Neue EZE MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 88
Anteilige Aufteilung der Blindleistungsanforderung No. 89 MOE: SDL Wind Jochen Möller Konkretisierung SDLWindV TC 2007 1 4 2 3 Abschaltung erlaubt BDEW MS 2008 1. Keine Trennung 2. KTE nach Absprache mit NB erlaubt 3. KTE immer erlaubt aber nach 2 s wieder Einspeisung also vor Primärregelreserve 4. Stufenweise Abschaltung 1,5 s bis 2,4 s MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 90
Unsymmetrische Fehler 7 c; LVRT Trennung vom Unterspannungsschutz Endgültige Trennung über Unterspannungsschutz bei unsymmetrischen Fehler erst ab z.b. 3,2 s (HS) und 2,4 s (MS) Keine Trennung, Blindstromeinspeisung, größte verkette Spannung zählt KTE nur mit Zustimmung NB erlaubt. Nach 2 s Resynchronisation, Wirkleistung seinspeisung muss mit einem Gradienten von mindestens 10 % der Generator nennleistung pro Sekunde KTE immer erlaubt sonst wie zwischen den Grenzlinien MOE: SDL Equipment Jochen Möller No. 91 TC2007 und BDEW Wind/Solar ΔI B MOE : SDL Jochen Möller No. 92
LVRT SDLWindV K-Faktor 1 bis 10 BDEW SDL Bonus MOE No. 93 Anschwingzeit/Einschwingzeit 30 ms ab Mitte 2011 60 ms 2009-03-05 SDL Bonus No. MOE 94
Zwei Phasige Fehler MS 1,2-polige Fehler: Windenergie-Erzeugungseinheiten müssen technisch in der Lage sein, einen Blindstrom IB von mindestens 40 Prozent des Nennstroms einzuspeisen. Die Einspeisung des Blindstroms darf die Anforderungen an das Durchfahren von Netzfehlern nicht gefährden. MOE: SDL PV Jochen Möller No. 95 Agenda 1. M.O.E 2. Hintergrund 3. SDLWindV/NAR a) NAR (MS, HS, HHS) b) 4. Ergänzung c) SDLWindV 2012 d) NS VDE 4105 4. Einheitenzertifikat 5. Anlagenzertifikat 6. Zusammenfassung MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 96
Grundlage des Einheitenzertifikats VDE-AR-N 4105 Kapitel 9 Nachweis der elektrischen Eigenschaften DIN VDE V 0124-100 EZE-Zertifikat 23.01.2013 Ablaufplan 23.01.2013
Netzrückwirkungen Schnelle Spannungsänderung Ziel: Ermittlung eines Schaltstromfaktors k i 23.01.2013 k i = I I max N S k,min S k 3% neze i Netzrückwirkungen Flicker Helligkeitsschwankungen in Beleuchtungseinrichtungen Ziel: Ermittlung des Flickbeiwerts c k c = P k st S P k N 23.01.2013 Tobias Busboom 100
Netzrückwirkungen Oberschwingungen und Zwischenharmonische Abweichungen von der Sinusform 3 2,5 2 Strom 1,5 3te 4te 5te 6te 1 0,5 0 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300 310 320 Oberschwingungsspecktren in Hz 23.01.2013 Tobias Busboom 101 Symmetrieverhalten 23.01.2013 Tobias Busboom 102
Verhalten der EZE am Netz Wirk- und Blindleistungsbereich Ziel: S E,max und P E,max 23.01.2013 Tobias Busboom 103 Verhalten der EZE am Netz Wirkleistungsreduktion nach Sollwertvorgabe 120 Sollwertvorgabe in % (bezogen auf Nennleistung PN) 100 80 60 40 20 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 Zeit in Min. 23.01.2013 Datenreihen1 Wartezeitraum Messzeitraum Tobias Busboom 104
Verhalten der EZE am Netz Wirkleistungseinspeisung bei Über- bzw. Unterfrequenz Frequenz in Hz 51,8 51,6 51,4 51,2 51 50,8 50,6 50,4 50,2 50 49,8 51,15±0,05 Hz 50,7±0,1 Hz 50,25±0,05 Hz 50±0,01 Hz 51,65±0,05 Hz 50,1±0,01 Hz 50±0,01 Hz 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Zeit in Min 23.01.2013 Tobias Busboom 105 Verhalten der EZE am Netz Blindleistungsabgabe 120 100 Wirkleistung in % PEmax 80 60 40 20 0 0 120 240 360 480 600 720 840 960 Zeit in s Wirkleistungsvorgabe Zeit bis zum Ende des Einschwingvorgangs Messzeitraum 23.01.2013 Tobias Busboom 106
NA-Schutz Spannungsüberwachung U< und U>> Strangspannung: U X0 = 110 % von U N(Ph-N) (x = 1,2,3) Verkettete Spannung: U 12 = 110 % von U N(Ph-Ph) U 23 = 104,2 % von U N(Ph-Ph) U 31 = 115 % von U N(Ph-Ph) Winkel zwischen U 10, U 20 = 120 Winkel zwischen U 10, U 30 = 129,75 23.01.2013 Tobias Busboom 107 NA-Schutz Spannungssteigerungsschutz U> 120 Messung 1 Spannung in % UN 110 100 90 120 Messung 3 80 120 0 500 1000 1500 Zeit in s Messung 2 Spannung in % UN 110 100 90 Spannung in % UN 110 100 90 80 23.01.2013 0 500 1000 1500 Zeit in s 80 0 500 1000 1500 Zeit in s Beispiel Spannungsverlauf aufgenommen vom NA Schutz Vorgabe Spannungsverlauf Grenzwert in % Tobias Busboom 108
Frequenzmessung NA-Schutz 23.01.2013 Tobias Busboom 109 NA-Schutz Meldung des NA-Schutzes mindestens die letzten fünf Fehler datiert anzeigen Spannungsausfälle von maximal 3 s dürfen nicht zum Verlust der Meldungen führen Einstellwerte der Schutzfunktionen müssen sichtbar sein (Zentraler NA Schutz) Einstellwerte und Daten müssen über eine Datenschnittstelle ausgelesen werden können (Integrierter NA Schutz) 23.01.2013 Tobias Busboom 110
Inselnetzerkennung Es gibt mehrere Verfahren; Details sind der VDE 4105 zu entnehmen. Anbei ein Beispiel: 23.01.2013 111 Zuschaltbedingungen und Synchronisation Frequenz und Spannung 23.01.2013 Tobias Busboom 112
Verbesserungsvorschläge für die Vornorm DIN VDE V 0124-100 Spannungseinbruchs-Test (LVRT Test) Modell der EZE Aktive Oberschwingungs-Filter-Verfahren durch Umrichter 23.01.2013 Tobias Busboom 113 Aktivitäten der M.O.E. auf dem Gebiet der aktiven Filterung von OS BMU-Forschungsprojekt: Entwicklung und Bau einer mobilen Versuchseinrichtung zur Erprobung von Spannungsqualitäts-Optimierungsstrategien in Niederspannungsnetzen MOE: SDL Wind Jochen Möller No. 114
Standortübersicht 115 Übersicht 116 5 Messorte im Landgebiet, 3 Messorte im Stadtgebiet Anteil regenerativer Energien im Gebiet der Messorte in 2012: > 30 % verteilt auf 3 Netzbetreiber Messungen im Niederspannungsnetz
Relative Häufigkeit 117 Effekt durch Einspeisung des Oberschwingungsgenerators 118
Aktive Oberschwingungsfilterung im Niederspannungsnetz Testaufbau 119 Aktive Oberschwingungsfilterung im Niederspannungsnetz Versuchsbeschreibung 7. Ordnung, 350 Hz wird gefiltert 10 min aktive Filterung 10 min keine Filterung Messung der Spannung an vier Knoten 120
Aktive Oberschwingungsfilterung im Niederspannungsnetz Ergebnis, Test 1 Filterstrom-Test Netzimpedanzmessung 7. OS-Spannung Zoom Zeit in Stunden 121 Aktive Oberschwingungsfilterung im Niederspannungsnetz Ergebnis, Test 1 Ohne Filterung 7. OS-Spannung Filterung Quelle: Präsentation FH Kiel vom 07.11.2013 Zeit in Stunden 122
Aktive Oberschwingungsfilterung im Niederspannungsnetz Testaufbau, Test 2 123 Aktive Oberschwingungsfilterung im Niederspannungsnetz Ergebnis, Test 2 Relative Häufigkeitsdichte in % Histogramm (Häufigkeitsverteilung) Station 4 (OS-Filterung: Station 4) Betrag der 7. OS-Spannung Quelle: Präsentation, FH Kiel vom 07.11.2013 124
Aktive OS-Filterung, Ergebnis, Test 2 Histogramm (Häufigkeitsverteilung) Station 4 (OS-Filterung: Station 4) Relative Häufigkeitsdichte in % Quelle: Präsentation, FH Kiel vom 07.11.2013 Betrag der 7. OS-Spannung 125 Aktive OS-Filterung, Ergebnis, Test 2 Histogramm (Häufigkeitsverteilung) Station 3 (OS-Filterung: Station 4) Relative Häufigkeitsdichte in % Quelle: Präsentation, FH Kiel vom 07.11.2013 Betrag der 7. OS-Spannung 126
Aktive OS-Filterung, Ergebnis, Test 2 Histogramm (Häufigkeitsverteilung) Station 2 (OS-Filterung: Station 4) Relative Häufigkeitsdichte in % Quelle: Präsentation, FH Kiel vom 07.11.2013 Betrag der 7. OS-Spannung 127 Aktive OS-Filterung, Ergebnis, Test 2 Histogramm (Häufigkeitsverteilung) Station 1 (OS-Filterung: Station 4) Relative Häufigkeitsdichte in % Quelle: Präsentation, FH Kiel vom 07.11.2013 Betrag der 7. OS-Spannung 128
Ziel: Aktive Oberschwingungsfilterung durch Wechselrichter im Niederspannungsnetz. Weitere Aufgaben: Diskussion mit Herstellern Diskussion in den Gremien für Richtlinien (Messvorschrift für aktive Filterung) Prüfvorschrift DIN VDE V 0124-100 oder EN Richtlinien? Anreize zur Umsetzung der aktiven Filterung 129 Grundsätzliche Prüfungen für eine Messvorschrift - Fähigkeit OS-Spannungen zu verringern - Reaktion auf Netzimpedanzänderungen - Einstellzeit nach einer OS-Änderung - Einhaltung der Grenzwerte der Zwischenharmonische im TFR Bereich - Ausschluss eines Aufschwingens zwischen mehreren Wechselrichtern - Unsymmetrische OS-Vorbelastung 130
Grundsatzideen für die Überprüfung Messung am Netzsimulator mit vorverzerrter Spannung Messung ohne und mit Filterung Bewertungskriterien: Die vorherige OS-Spannung muss mindestens um das Zweifache der Messunsicherheit abgesenkt werden. Die OS-Strom-Grenzwerte (EN 61000-3-2 bzw. -3-12) dürfen nur für die zu filternde/n Ordnung/en überschritten werden. 131 132 Solarspeicher und Zertifizierung im NS-Bereich
Solarspeicher und Zertifizierung im NS-Bereich Quelle: Quaschning, HTW Berlin) No. 133 Aktuelles - Förderung durch das BMU (Quelle: Bundesanzeiger, veröffentlicht am 19.04.) Die Anforderungen gemäß den Buchstaben a bis d sind durch eine entsprechende Zertifizierung nachzuweisen. Solange eine Zertifizierung am Markt nicht verfügbar ist, wird für die Buchstaben a bis d auf eine Herstellererklärung abgestellt. Die Anforderung gemäß Buchstabe e ist durch eine Händler- oder Herstellererklärung oder durch eine Versicherungsbescheinigung nachzuweisen. No. 134