Netzintegration von Photovoltaikanlagen: Anforderungen an die Stromrichter bei hohem PV-Anteil im...

Netzintegration von Photovoltaikanlagen: Anforderungen an die Stromrichter bei hohem PV-Anteil im Insel- und Verbundnetz

6. Oktober 2011

Bernd Engel, Vorstandsbeauftragter Netzintegration, SMA Solar Technology AG

16. Kasseler Symposium Energie-Systemtechnik

2

Übersicht Vortrag

1. Ausbau der Erneuerbaren Energien im deutschen Elektrizitätsversorgungsnetz

2. Vorbild: Systemdienstleistungen im AC-gekoppelten Inselnetz

3. Systemdienstleistungen im Verbundnetz für mehr PV im Kraftwerksmix

4. Zukünftige Roadmap

5. Zusammenfassung

Herzlichen Dank an die Ko-Autoren!

▪ Martin Rothert, SMA ▪ Gunther Arnold, Fraunhofer IWES

▪ Michael Breede, SMA ▪ Thomas Degner, Fraunhofer IWES

▪ Torsten Reimann, Fraunhofer IWES

▪ Philipp Strauss, Fraunhofer IWES

1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung

http://www.sma.de/de/news-infos/pv-leistung-in-deutschland.htmlDatenbasis Sunny Portal (~5GWp): ~2,6GWp aus Deutschland (~15%)


4

Deutschland am Pfingstsonntag (12.06.2011):Vergleich der PV-Einspeisung mit Wind- und konvent. Erzeugung

Daten European Energy Exchange (EEX) 12 Uhr.: konventionell 26.4 GW / Wind 0.52 GW Anteil PV: 30.1 %


5

„Kollaps in den Netzen“ und „20 Mrd Ausbaukosten“

Intelligenz in PV-Anlagen und im Verteilnetz vermeidet diese Szenarien

Interview Dena-Chef Stephan Kohler in der BZ, 17.10.10

• Photovoltaik mit aktuellen Ausbauszenarien (9,5 GW Zubau jeweils in 2010/11) führt zu „Netz-Kollaps“, „Riesenproblem im Netz“ und „Überlastung durch Sonnenstrom“

• schlägt Deckelung auf ein Zehntel (sprich 1 GW/a) vor

Pressemitteilung Verband kommunaler Unternehmen (VKU) vom 28.9.10 zum Energiekonzept der Bundesregierung:

•dezentrale Energieerzeugung/Smart Grids führt zu Netzausbaukosten von 20 Mrd. Euro


6

> Erstes modulares AC-gekoppeltes System mit Sunny Island (2001)

> Neuer Ansatz: Parallelbetrieb netzbildender Batteriestromrichter

> Lösung: Systemdienstleistungen vonBatteriestromrichter und Solar- oder Windwechselrichter

Seit 10 Jahren: Modulare AC-gekoppelte Inselsysteme auf Kythnos


> Adoption der Eigenschaften eines Synchrongenerators im Kraftwerk auf Batterie-Wechselrichter

> Wirkleistungs/Frequenz-Statik zur Frequenzhaltung wie Primärregelung

> Blindleistungs/Spannungs-Statik zur Spannungshaltung

7

Parallelbetrieb mit Statiken zur Frequenz- und Spannungshaltung


> Bei voller Batterie

> Mehr Erneuerbare Energien stehen zur Verfügung als nutzbar

> Frequenzabhängige Wirkleistungsreduktion der Solar- und Windwechselrichter

8

Einspeisemanagement: Frequenzabhängige Wirkleistungsreduktion


9

Einspeisemanagement

> Rechtliche Basis:>§6 Abs. 1 EEG 2009 ab 100 kW>In EEG 2012 ab 0 kW, wenn nicht

bis 30 kWp optionale Leistungsbegrenzung auf 70 % gewählt

>Verluste dann ca. 3–8 % wenn kein Eigenverbrauch

>Umsetzungsprobleme bei VNB und Industrie

>Runder Tisch bei BMU am 31.8.2011 mit VNB, Industrie etc.

Einspeisemanagement als Überbrückung bis zum Netzausbau – langfristig auch bei deutschlandweites Überangebot an PV


10

Frequenzabhängige Wirkleistungs-Reduktion

> Reduzierung der Wirkleistungseinspei-sung in Abhängigkeit von der Frequenz

> im Störungsfall > bei einem Leistungsüberangebot> zur Vermeidung von Instabilität

> Anwendungsbeispiel: UCTE-Störungim November 2006 - zum Glück nachts!

Quelle: Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. BDEW, Entwurf Dezember 2007

Die frequenzabhängige Wirkleistungs-Reduktion ist ein erster Schritt Richtung Beteiligung an der Primärregelung. 50,2 Hz-Problem im NS-Netz „Schuld“ der VNB

Solarwechselrichter können schon lange „sanft“ abschalten


11

Spannungshaltung: Leistungsflussumkehr – ein technisches Problem?

> Ziel: Einhaltung des Spannungskriteriums nach EN 50160 (UN ± 10 %)

> Beispiel: Zur Kompensation des Spannungsfalls entlang der Leitung:

manuelle, lastlose Verstellung des Übersetzungsverhältnisses am Transformator der Netzstation

P P

20 kV

Trafo

0,4 kV Leitung HAS 1HAS 2

Last 1Last 2

UL1

Länge

P

1,1 p.u. = 253 V

1,0 p.u. = 230 V

Max. Last (Ohne Spannungsverstellung )0,9 p.u. = 207 V

Netzstation

Max. Last (Mit Spannungsverstellung)

MS-Netz

Bis jetzt wurde das Verteilnetz für den Verbrauchsfall dimensioniert


12

Spannungshaltung: Leistungsflussumkehr – ein technisches Problem?

> Beispiel: Installation PV-Anlage: In den lastarmen Vormittagsstunden kommt es zur Leistungsflussumkehr. Verletzung Spannungskriterium nach EN 50160

PV

P P P

MS-Netz 20 kV

Trafo


Last 1Last 2

PV

UL1

Länge

P3~

~

1,1 p.u. = 253 V

1,0 p.u. = 230 V

Hohe Einspeisung durch PV bei schwacher Last

Max. Last (mit Spannungstellung)0,9 p.u. = 207 V

Netzstation

Probleme der Spannungshaltung werden bisher über teuren Netzausbau mitmehr Kupfer in neuen Kabeln und stärkeren Transformatoren gelöst.


13

Quelle: Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. BDEW, Entwurf April 2008, ergänzt um Kennlinie VDE-AR-N 4105

> Neue Netzanschluss-Richtlinien:

Erzeugungsanlagen müssen im Normal-betrieb Blindleistung bereitstellen

> Netzbetreiber gibt QSoll, cosSoll oder

Kennlinien cos(P),Q(U) vor

> MS-Richtlinie: Bei Wirkleistungsabgabe Betrieb mit Verschiebungsfaktor im Bereichcos = 0,95induktiv bis 0,95kapazitiv

> NS-Richtlinie:

Bei Wirkleistungsabgabe Betrieb mit Verschiebungsfaktor im Bereich bis zu cos = 0,90induktiv mit fester Kennlinie

Spannungshaltung durch Blindleistungseinspeisung

>> Durch Spannungshaltung im Wechselrichter kann die Aufnahmefähigkeit des Niederspannungsnetzes bis zu verdoppelt werden (Quelle: BMU-Projekt PV-EMS)


14

Diagramm der Spannungsanhebung am Netzanschlusspunkt in Abhängigkeit des Verschiebungsfaktors cos φ. (Sk“ = 2,5 MVA, Netzimpedanzwinkel Ψk = 30°...60°, PWR = 27 kW = konstant)


Ψk

Bei cos φ = 0,95 (ind.) über 20 % Reduktion der

Spannungsanhebung

cos φ 0,95 untererregtübererregt

Spannungsanhebung am Netzanschlußpunkt ΔU/Un in %


15


PV

P P P

20 kV

Trafo


Last 1Last 2

PV

UL1

Länge

P3~

~

1,1 p.u. = 253 V

1,0 p.u. = 230 V

Hohe Einspeisung durch PV bei schwacher Last

Max. Last (mit Spannungstellung)0,9 p.u. = 207 V

Netzstation

Q

Q

wie oben, aber mit Bezug von Blindleistung

MS-Netz

> Beispiel: Durch induktiven/untererregten Betrieb des PV-Wechselrichters (Aufnahme von Blindleistung) Reduzierung der Spannungsanhebung


16

Dynamische Netzstützung: Fault Ride Through (FRT)

> Erzeugungsanlagen sollen sichim Fehlerfall grundsätzlich nicht vom Netz trennen!

> Gefordertes Verhalten:> oberhalb Grenzlinie 1:

stabiler Betrieb> zwischen Grenzlinie 1 und 2:

Instabilität zulässig> unterhalb Grenzlinie 2/30 %

UNenn: sofortige Trennung zulässig

> Im NS-Netz keine Einspeisung eines kapazitiven Blindstroms erwünscht: eingeschränkte dynamische Netzstützung durch zeitweises Speeren der Halbleiter

Quelle: Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. BDEW, Entwurf Dezember 2007

0 150 1.500

100%

70%

Zeit in ms

Zeitpunkt eines Störungseintritts

700

unterer Wert desSpannungsbandes

3.000

15%

45%

Grenzlinie 1Grenzlinie 2

Unterhalb der blauen Kennlinie bestehen keine Anforderungen hinsichtlich des Verbleibens am Netz.

30%

Grenzkurven Spannungsverlauf

U/Uc

>> Auch im Netz-Fehlerfall können PV-Anlagen das Netz stützen.


17

BDEW-Richtlinie „Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz“

> Bearbeitet von Netzbetreibern im BDEW (Bundesverband d. Energie- und Wasserwirtschaft)

> Gültig ab 1.1.2009 mit Übergangsfristen bis 1.4.11

> Fordert erstmals Kraftwerkeigenschaften im Verteilnetz

• Einspeisemanagement und frequenz-abhängige Wirkleistungsreduzierung

• Statische Spannungshaltung (Blindleistung)

• Dynamische Netzstützung

>> Mit Mittelspannungsrichtlinie erstmals Netzsystem-dienstleistungen im Verteilnetz


18

FNN-Richtlinie „Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz“

> Erste Netzanschlussbedingung des Forums Netztechnik Netzbetrieb im VDE

> Endlich veröffentlicht Anfang August 2011

> Übergangsfristen bis zum 31.12.2012

> Paradigmenwechsel jetzt auch im NS-Netz:

• Einspeisemanagement und frequenzabhängige Wirkleistungsreduzierung

• Spannungshaltung (Blindleistung)

• Ab 3,68 kVA bis cos = 0,95induktiv

• Ab 13,8 kVA bis cos = 0,90induktiv

>> Die Niederspannungsrichtlinie wird dringend benötigt!


Roadmap Netzintegration Ebene Verteilnetz

19

Blindleistung am NS-Netz (FNN-RL ab 2011/2012)

Intelligente regelbare Ortsnetzstationen

Blindleistung am MS-Netz (BDEW-RL ab 2010)

> Spannungshaltung

> Energiemanagement im Smart Grid

Einspeisemanagement lokal im NS-Netz << 100 kWp (EEG 2012) (spannungsabhängig?/Smart Grid)

Dezentrale Batteriespeicher mit lokales Peak-Shaving im Verteilnetz

Optimierung Eigenverbrauch, auch mit dezentralen Batteriespeichern

Schwarzstart-Fähigkeit


Kapazitätserhöhung für Photovoltaik im Niederspannungsnetz

20

Schwarzstart-Fähigkeit


0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

15202530354045

network impedance angle [°]

max

. PV

pow

er @

cos

=

0.9/

max

. PV

pow

er @

cos

=

1 [k

W/k

W]

cos 0,9u

cos = 1

P_PV > thermal limit of cables

P_PV > SrT (630kVA)

Netzimpedanzwinkel [ °] Durch Blindleistungseinspeisung läßt sich die Aufnahmefähigkeit des

Niederspannungsnetzes ohne teuren Netzausbau bis zu verdoppeln

Quelle: Degner CIGRE 2011aus ProjektPV-EMS

Faktor > 2

21

Bewertung der Maßnahmen bezgl. Kapazitätserhöhung im NS-Netz

Maßnahme

Spannungshaltung Blindleistung 40-200 %

Spannungshaltung regelbare Ortsnetzstation 40-100 %

Einspeisemanagement lokal/zentral 20 – 50 %senkt Ertrag

Eigenverbrauch <5-30% senkt die

Wälzungssumme

Peak Shaving mit Batterie >100 % teuerste Variante

Die Aufnahmefähigkeit des Niederspannungsnetzes läßt sich auch

ohne teuren Netzausbau erhöhen.(1) Gegenüber Standardszenario ohne Netzausbau, reine Wirkleistungseinspeisung

Bemerkung

Welcher PV-Zubau

ist möglich (1)?


Roadmap Netzintegration Systemstabilität (verantwortlich ÜNB)

22

Frequenzabhängige Leistungsreduktion (BDEW-RL ab 2009/FNN-RL ab 2011/2012)

Erzeugungsmanagement > 100 kW (EEG)

zentrales Peak-Shaving mit Batteriespeicher, virtuelle Kraftwerke

> Einspeisemanagement

> Frequenzregelung

> Energiewirtschaftliche Maßnahmen

Nachbildung rotierenden Synchrongeneratoren mit positiver Regelreserve (Momentanreserve, Primärregelung)

DSM: elektrische Speicherheizung, Elektromobilität/Methanisierung von PV

Eigenverbrauch mit variablen, erzeugungsabhängigen Tarifen (Smart metering), Demand-side-management (z.B. Wärmepumpe)

Solar-Prognose


23

Zusammenfassung

> Netzsystemdienstleistungen von Photovoltaikanlagen im Verbundnetz möglich

> Vorbild AC-gekoppelte modulare Inselnetze

> Damit Reduktion der notwendigen konventionellen Kraftwerke „must run units“ auf ein Minimum – möglichst 0!

> Verringerung Netzausbaukosten durch neue intelligente Maßnahmen im Verteilnetz:

> Blindleistungseinspeisung durch Wechselrichter

> Intelligente Ortsnetzstation> Weiterer Forschungsbedarf insbesondere bei Netzintegration

und Einbindung dezentraler und zentraler Speichersysteme

Szenarien „Netzkollaps“ und „20 Mrd € Netzausbau“ sind vermeidbar – trotz weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien


24

> Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit

> Ich freue mich auf Ihre Fragen

Bernd EngelVorstandsbeauftragter NetzintegrationSMA Solar Technology AGSonnenallee 1, D-34266 NiestetalTel.: 0561/[email protected]


mailto:[email protected]

Platzhalter für Bild, Bild auf Titelfolie hinter das Logo einsetzen

Seit 1. Oktober 2011:Professor und Institutsleiter am Institut für Hochspannungstechnik und elektrische Energieanlagen - eleniaFachgebiet Komponenten nachhaltiger Energiesysteme Schleinitzstraße 23 | 38106 Braunschweig | Germany Tel: +49 (0) 531 391 7740Email: [email protected]: www.tu-braunschweig.de/elenia´


http://www.tu-braunschweig.de/elenia

26

> Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit

> Ich freue mich auf Ihre Fragen

Bernd EngelVorstandsbeauftragter NetzintegrationSMA Solar Technology AGSonnenallee 1, D-34266 NiestetalTel.: 0561/[email protected]

1 Ausbau Erneuerbare Energien | 2 Systemdienstleistungen | 3 Richtlinien | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung


27

Backup

28

Integration der EE in die Struktur der Netze

> Typische Einspeisung Photovoltaik:

> ca. 85 % NS-Ebene (230 V/400 V)

> ca. 15 % MS-Ebene (10 - 30 kV)

> wenige Anlagen in HS-Ebene (110 kV)

> Paradigmenwechsel notwendig in elektrischer Energieversorgung:

> Von Top-Down-Struktur zu fluktuierenden bidirektionalen Leistungsflüssen

> Verteilnetze müssen zu „Einsammelnetze“ werden.


Erneuerbare Energien müssen System-dienstleistungen im Verteilnetz erbringen

29

Korrelation von PV-Erzeugung und Lastgang

Strom aus Photovoltaik deckt vorrangig den Spitzenbedarf!

Quelle: ISET, Kassel


30

Diagramm der Spannungsanhebung am Netzanschlusspunkt in Abhängigkeit des Verschiebungsfaktors cos φ. (Sk“ = 2,5 MVA, Netzimpedanzwinkel Ψk = 30°...60°, PWR = 27 kW = konstant)


Ψk

Bei cos φ = 0,95 (ind.) über 20 % Reduktion der

Spannungsanhebung

cos φ 0,95 untererregtübererregt

Spannungsanhebung am Netzanschlußpunkt ΔU/Un in %


Spannungshaltung durch intelligente Ortsnetzstation

31

Einspeisung zukünftig

Hausanschluss

Datenkommunikation

400V

+10%

-10%

20kV

+10%

-10%

HS110k

V

+4%

ü = konstantvariabel

KabelverteilerUmspannwerk

Regelung

MessungRegelun

g

Ortsnetzstation

Messung?

Last

Einspeisung heute

?Meter

ü = konstant

Quelle: E.ON-Mitte


>> Intelligente Ortnetzstation gehört zum Smart Grid bei viel dezentraler Erzeugung

Netzintegration von Photovoltaikanlagen: Anforderungen an die Stromrichter bei hohem PV-Anteil im...

Documents

Transcript of Netzintegration von Photovoltaikanlagen: Anforderungen an die Stromrichter bei hohem PV-Anteil im...