Trafo P Q P 3~ P Q MS-N etz 20 k V P 0,4 k V L eitu ng H ... · PDF...

Netzanschlussbedingungen für PV-Anlagen

in DeutschlandDr.-Ing. Bernd Engel

Senior Vice President, SMA Solar Technology AG

PV

P QP Q P

MS-Netz 20 kV

Trafo

0,4 kV Leitung HAS 1

HAS 2

Last 1Last 2

PV

P

3~

=

Netzstation

22.09.2010PV LEGAL – Konferenz des BSW, Berlin

2

Übersicht Vortrag

1. Ausbau der Erneuerbaren Energien im deutschen Elektrizitätsversorgungsnetz

2. Systemdienstleistungen für das Netz

3. BDEW-Richtlinie für das Mittelspannungsnetz

4. FNN-Richtlinie für das Niederspannungsnetz

5. Technische Anschlussbedingungen der Verteilnetzbetreiber

6. Zusammenfassung

1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Systemdienstleistungen | 3 BDEW MS-RL | 4 FNN NS-RL | 5 TAB der Verteilnetzbetreiber | 6 Zusammenfassung

3

Energiepolitische Rahmenbedingungen

> „Historische 20-20-20-20“-Beschlüsse des Europäischen

Rates vom 8./9. März 2007 unter deutschem Vorsitz, um den

Anstieg der globalen Ø-Temperatur auf 2°C zu begrenzen:

Bis 2020…

– Treibhausgase um mind. 20 % gegenüber 1990 reduzieren

– Energieeffizienz um 20 % steigern

– Anteil der Erneuerbaren Energien am Gesamt-

Primärenergieverbrauch von 20 %

> Kabinettsklausur Schloss Meseberg, 23./24. August 2007:

Integriertes Energie- und Klimaschutzprogramm

Ziel: -40% CO2 bis 2020 im Vergleich zu 1990

Darunter: Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) Novelle 2009

„Das Ziel der Bundesregierung ist es, den Anteil der

erneuerbaren Energien im Strombereich von derzeit über 13 %

auf 25-30 % im Jahre 2020 zu erhöhen

1 Ausbau Erneuerbare Energien | 2 Systemdienstleistungen | 3 BDEW MS-RL | 4 FNN NS-RL | 5 TAB der Verteilnetzbetreiber | 6 Zusammenfassung

4

Erneuerbare Energien (EE) in Deutschland 2020: Leitszenario BMU

2 Datenquelle: BMU/Nitsch. Leitstudie 2009

> EE werden einen relevanten Anteil der konventionelle Kraftwerke ersetzen

Jahr 2010 (1.1):

18 % Anteil EE

9 GWp PV

Jahr 2020:

35 % Anteil EE

23 GWp PV

Quelle: Nitsch, Leitszenario 2009, www.bmu.de

Beschluss des

Bundeskabinetts

vom 04.08.2010:

Nationaler Aktions-

plan für 2020 mit

39 % Anteil EE

52 GWp PV

41 TWh = 7 % BSE


5

Das leistet Photovoltaik in Deutschland

(http://www.sma.de/de/news-infos/pv-leistung-in-deutschland.html)


6

Integration der EE in die Struktur der Netze

> Typische Einspeisung PV:

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

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

> wenige Anlagen in HS-Ebene (110 kV)

> Zitat Dr. Staschus (GL BDEW) 26.06.2008 in

Erfurt: „Da wird der Stromfluss auf den Kopf

gestellt.“

> Paradigmenwechsel notwendig in elektrischer

Energieversorgung:

> Von Top-Down-Struktur zu fluktuierenden

bidirektionalen Leistungsflüssen

> Verteilnetze müssen zu „Einsammelnetze“

werden.

> Erneuerbare Energien müssen

Systemdienstleistungen erbringen


7

Erzeugungsmanagement / Einspeisemanagement

> Rechtliche Basis:

> §6 Abs. 1 EEG 2009 ab 100 kW

> §13/14 EnWG: Gewährleistung

der Netzsicherheit durch den

ÜNB/VNB

> Erzeugungsmanagement als

Überbrückung bis zum

Netzausbau

> Bewährte Abstufung: Begrenzung auf 100%, 60%, 30%, 0% PNENN


8

Frequenzabhängige Wirkleistungs-Reduktion

> Reduzierung der Wirkleistungseinspei-

sung in Abhängigkeit von der Frequenz

> im Störungsfall

> bei einem Leistungsüberangebot

> zur Vermeidung von Instabilität

> Anwendungsbeispiel: UCTE-Störung

im November 2006

Quelle: Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. BDEW, Entwurf Dezember 2007


9

Spannungshaltung: Leistungsflussumkehr – ein technisches Problem?

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

> Beispiel: Zur Kompensation des Spannungsfalls entlang der Leitung:

stationäre Verstellung des Übersetzungsverhältnisses am Transformator der Netzstation

PP

20 kV

Trafo


HAS 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


10

Spannungshaltung: Leistungsflussumkehr – ein technisches Problem?

> Beispiel: Installation PV-Anlage: In den lastarmen Vormittagsstunden kommt es zur

Leistungsflussumkehr. Verletzung Spannungskriterium nach EN 50160

PV

PP P

MS-Netz 20 kV

Trafo


HAS 2

Last 1Last 2

PV

UL1

Länge

P

3~

~

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


11

Diagramm der Spannungsanhebung am Netzanschlusspunkt in Abhängigkeit des

Verschiebungsfaktors cos φ.

(Sk“ = 2,5 MVA, Netzimpedanzwinkel Ψk = 30°...60°, PWR = 27 kW = konstant)

Spannungshaltung durch Blindleistungseinspeisung

Ψk

Bei cos φ = 0,95 (ind.)

über 20 % Reduktion der

Spannungsanhebung

cos φ 0,95 untererregtübererregt

Spannungsanhebung am Netzanschlußpunkt ΔU/Un in %


12


PV

PP P

20 kV

Trafo


HAS 2

Last 1Last 2

PV

UL1

Länge

P

3~

~

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


13

Quelle: Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. BDEW, Entwurf April 2008

> 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 Bereich

cos = 0,95induktiv bis 0,95kapazitiv

> Entwurf NS-Richtlinie:

Bei Wirkleistungsabgabe Betrieb mit

Verschiebungsfaktor im Bereich

cos = 0,90induktiv bis 0,90kapazitiv



>> Durch Spannungshaltung im Wechselrichter kann die Aufnahmefähigkeit des

NS-Netzes bis zu verdreifacht werden (Quelle: BMU-Projekt PV-EMS)

14

Dynamische Netzstützung: Fault Ride Through (FRT)

> Erzeugungsanlagen sollen sich

im 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 des

Spannungsbandes

3.000

15%

45%

Grenzlinie 1Grenzlinie 2

Unterhalb der blauen

Kennlinie bestehen keine

Anforderungen hinsichtlich

des Verbleibens am Netz.

30%

Grenzkurven Spannungsverlauf

U/Uc


15

BDEW-Richtlinie „Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz“ (1)

> Bearbeitet von Netzbetreibern im BDEW

(Bundesverband d. Energie- und Wasserwirtschaft)

> Bei Konsultationen mit Windindustrie war PV-

Industrie nur Juniorpartner

> Gültig ab 1.1.2009

> Übergangsregelungen in zwei Ergänzungen

> Zertifizierungspflicht für Einheiten (z.B. PV-

Wechselrichter) und Anlagen (> 1 MVA oder > 2

km vom Verknüpfungspunkt)

> Prüfung, Modellierung und Zertifizierung nach

Technischen Richtlinien (TR 3, TR 4, TR 8) der

Fördergemeinschaft Windenergie und andere EE

> Netz-Systemdienstleistungen werden bei

Windenergie mit Bonus von 0,7ct/kWh vergütet


16

BDEW-Richtlinie „Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz“ (2)

> Fordert erstmals Kraftwerkeigenschaften im

Verteilnetz

• Einspeisemanagement und frequenz-

abhängige Wirkleistungsreduzierung

• Statische Spannungshaltung (Blindleistung)

• Dynamische Netzstützung

> Kaum Zertifizierungskapazitäten für PV-Industrie

wg. SDL-Bonus für Windenergie, so dass auch 2.

Verlängerung mit Termin 1.4.2011 (Inbetriebnahme)

dramatischen Flaschenhals bilden (für ca. 15 %

des deutschen Marktes)

> Bitten nach Verlängerung werden nicht konstruktiv

beantwortet:

„Was können die VNB dafür, dass die Industrie und

die Zertifizierer die Sache verschlafen haben?“


17

FNN-Richtlinie „Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz“ (1)

> Der BDEW sollte als Lobbyverband keine

technische Regelsetzung mehr betreiben, deshalb

Gründung des Forums Netztechnik Netzbetrieb

(FNN) unter dem Dach des VDE

> Erste Netzanschlussbedingung des FNN

> Zum Teil heftiger Umstellungsprozess bei einigen

Netzbetreibern bezüglich der Arbeitsweise bei der

technischen Regelsetzung im VDE

> Erst nach Eskalation bei VDE-Leitung und zwei

Workshops unter Leitung externen Moderatoren

konstruktive Findung von sinnvollen Kompromissen

> Entwurf veröffentlicht Juli 2010

> Nach Beratung der Einsprüche Inkrafttreten

voraussichtlich zum 1.1.2011 mit Übergangsfristen


18

FNN-Richtlinie „Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz“ (2)

> Paradigmenwechsel jetzt auch im NS-Netz:

• Einspeisemanagement und frequenz-

abhängige Wirkleistungsreduzierung

• Spannungshaltung (Blindleistung)

• Ab 13,8 kVA ab 1.7.2011

• Ab 3,68 kVA ab 1.1.2012

> Einphasige PV-Anlagen nur noch bis 4,6 kVA

(vorher 5 kVA, 10 min-Mittelwert)

> Netz- und Anlagenschutz ersetzt jederzeit

zugängliche Freischaltstellen ab 30 kVA

> Prüfrichtlinie und Einheitenzertifizierung noch nicht

abschließend geklärt


19

Technische Anschlussbedingungen der Verteilnetzbetreiber

> BDEW- und FNN-Richtlinie nur

„Mindestanforderungen“

> Es gibt in Deutschland ca. 900 Verteilnetzbetreiber

(VNB), die noch eigene Technische Anschluss-

bedingungen (TAB) haben

> Zum Teil kommt es dort zu abenteuerlichen

Richtlinien-Interpretationen

> Es gibt keine Clearing-Stelle, die für eine schnelle

Klärung von strittigen technischen Fragen sorgt

> Kaum ein Installateur oder Endkunde wird sich wg.

einer 8 kWp-Anlage mit dem VNB anlegen


20

Zusammenfassung

> Die PV-Industrie bekennt sich zu ihrer Verantwortung für den

sicheren Betrieb der Netze

> Die neuen Richtlinien für Mittel- und Niederspannung stellen

einen Paradigmenwechsel dar: „von einer möglichst wenig

störenden, primitiven Quelle zum dezentralen Erzeuger, der

über Systemdienstleistungen konventionelle Kraftwerke

teilweise ersetzen kann.“

> Die Übergangsfristen müssen ehrgeizig, aber erfüllbar sein.

> Einen Flaschenhals bei der Einheiten- und

Anlagenzertifizierung darf es nicht geben!

> Mit den neuen Richtlinien wird es möglich sein,

deutlich mehr Photovoltaik ins Netz zu integrieren –

ohne teuren Netzausbau!


21

> Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit

> Ich freue mich auf Ihre Fragen

Dr. Bernd Engel

Senior Vice President Technology

SMA Solar Technology AG

Sonnenallee 1, D-34266 Niestetal

Tel.: 0561/9522-4128

[email protected]

www.SMA.de


mailto:[email protected]

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