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TechnikKompendium 3.2

PV-Netzintegration

HintergrĂźnde, Anforderungen und SMA LĂśsungen

INHALT Einleitung

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1.

Die Rahmenbedingungen in Deutschland

1.1 1.2 1.3

Die Netzstruktur Mittelspannungsrichtlinie und §6 EEG 2009 Niederspannungsrichtlinie

6 6 7 8

2.

Die BDEW-Mittelspannungsrichtlinie

2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.6.1 2.6.2 2.6.3 2.6.4

Erzeugungs- und Netzsicherheitsmanagement Wirkleistungsreduzierung bei Überfrequenz Statische Spannungshaltung durch Blindleistung Dynamische Netzstützung Zertifizierung von Geräten und Anlagen SMA Produktlösungen Lösungen für zentrale Anlagenkonzepte Dezentrale Anlagenkonzepte Ferngesteuerte Leistungsbegrenzung Ferngesteuerte Blindleistungsvorgabe und Blindleistungsregelung

9 9 9 10 11 12 12 13 13 14 14

3.

Die FNN/VDE-Niederspannungsrichtlinie

3.1 3.2 3.3 3.3.1 3.4 3.5 3.6

Ferngesteuerte Leistungsbegrenzung Anschlusskriterien und dreiphasige Einspeisung Wirkleistungsreduzierung bei Überfrequenz Übergangsregelung zur Erhöhung der Netzstabilität Statische Spannungshaltung durch Blindleistung Netz- und Anlagenschutz SMA Produktlösungen

15 15 16 17 17 18 20 20

4.

PV-Netzintegration außerhalb Deutschlands

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5.

Hintergrund: Blindleistung

5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6

Was ist Blindleistung?

Wie entsteht Blindleistung?

Was sind die Auswirkungen auf das Verteilnetz?

Wie wird Blindleistung im Netz bereitgestellt?

Was kostet die Blindleistungseinspeisung?

Wie ändert sich die Anlagenplanung?

22 22 25 27 29 29 30

SMA Solar Technology

Einleitung Das Thema Netzintegration spielt im Zusammenhang mit der erneuerbaren Stromerzeugung eine immer größere Rolle. Besonders die stark wachsende Photovoltaikleistung in Deutschland rückt dabei in den Fokus der Aufmerksamkeit – durchaus zu Recht: Nach den Daten der Bundesnetzagentur waren im Frühjahr 2011 bereits mehr als 17 Gigawatt installierte PV-Leistung am Netz. Unter idealen Einstrahlungsbedingungen leisten die PV-Anlagen damit mehr als zehn große Atomkraftwerke. Die optimale Integration dieser dezentralen und fluktuierenden Erzeugungsleistung in das bestehende, auf unidirektionale Leistungsflüsse ausgelegte Verteilnetz ist daher ebenso wichtig wie dringend.

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BDEW-Richtlinie für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz

Wechselrichter als Netzmanager Nachdem PV-Anlagen lange Zeit nur als „negative Verbraucher“ mit reiner Wirkleistungseinspeisung betrachtet wurden, wird die Photovoltaik seit 2009 zunehmend in die Netzregelung eingebunden. So existieren mit dem §6 EEG 2009 und der BDEWMittelspannungsrichtlinie1 zumindest für größere Anlagen diverse Systemanforderungen, die letztendlich alle auf eine bessere Integration dezentraler Erzeugungsanlagen in die Netze abzielen.

Auch für das Niederspannungsnetz, das immerhin rund 85 Prozent der in Deutschland verfügbaren PV-Leistung aufnimmt, tritt voraussichtlich am 1. Juli 2011 eine Richtlinie in Kraft, die von PV-Anlagen Systemdienstleistungen fordert (Übergangsphase bis Ende des Jahres). Als Technologieführer im Bereich der PV-Systemtechnik hat sich SMA von Beginn an

Abb 1: In Deutschland ist bereits eine beachtliche PV-Leistung am Netz (Leistungsverlauf vom 6. September 2010)

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sehr für das Thema Netzintegration engagiert – einerseits durch Mitarbeit in den entsprechenden Gremien und Arbeitsgruppen, andererseits durch massive Entwicklungsanstrengungen. Mit Erfolg: SMA Wechselrichter gehörten zu den ersten, die den Anforderungen des §6 EEG 2009 sowie der stufenweise in Kraft getretenen Mittelspannungsrichtlinie vollständig entsprachen – inklusive der zusätzlich benötigten Kommunikationstechnik. Auch für die kommende Niederspannungsrichtlinie2 wird SMA passende Produktlösungen anbieten.

Die Zukunft beginnt jetzt

Weiterentwicklung des bewährten Sunny BackupSystems zu einer netzgekoppelten Speicherlösung.

Egal ob die EPIA3, der Sachverständigenrat der deutschen Bundesregierung oder die Regierung selbst in ihrem Nationalen Aktionsplan für erneuerbare Energie: Nahezu alle Fachleute gehen von einem dauerhaften Anstieg des Solarstrom-Anteils im europäischen Energiemix aus. Neben der weiteren Senkung der Stromgestehungskosten ist die optimale Netzintegration der Photovoltaik daher die entscheidende Aufgabe – eine Aufgabe, für die Wechselrichter als flexible, leistungselektronische Stellglieder geradezu prädestiniert sind.

Über die beiden Richtlinien hinaus gibt es bereits weitergehende Ansätze für eine verbesserte Netzintegration erneuerbarer Erzeugungsleistungen: Ein umfassendes Energiemanagement auf Haushaltsebene, die Einbindung von Solarstrahlungsprognosen und die Nutzung dezentraler Speichersysteme weisen den Weg zum intelligenten Netz, dem „Smart Grid“. Auch in diesem Bereich engagiert sich SMA – mit dem Sunny Home Manager, der Zusammenarbeit mit PV-Prognosediensten oder der

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VDE-Anwendungsregel: Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz – technische Mindestanforderungen für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz

3 European

Photovoltaic Industry Association

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1. Die Rahmenbedingungen in Deutschland 1.1 Die Netzstruktur Die jeweils geltenden Regularien für den Netzanschluss dezentraler Stromerzeuger orientieren sich bislang am Aufbau des Verbundnetzes, der durch mehrere, hierarchisch angeordnete Spannungsebenen gekennzeichnet ist. Maßgeblich ist in der Regel die Spannungsebene, in die die jeweilige Erzeugungsanlage einspeist, wobei Höchst, Hoch-, Mittel- und Niederspannungsebene unterschieden werden.

Das Höchstspannungsnetz arbeitet mit 220 bis 380 kV und dient dem Ferntransport sowie dem internationalen Lastausgleich. Die überregionale Energieübertragung erfolgt durch das Hochspannungsnetz mit einer Spannung von 60 bis 110 kV. Auch große Windparks und einzelne PV-Großanlagen speisen auf dieser Netzebene ein.

Abb. 2: Die Spannungsebenen im deutschen Verbundnetz

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Die Spannung im Mittelspannungsnetz liegt bei 6 bis 30 kV, hier wird die Energie an Großverbraucher sowie an Trafostationen des Niederspannungsnetzes verteilt. Städtische Heizkraftwerke mit Kraft-WärmeKopplung, größere PV-Anlagen und einzelne Windkraftanlagen speisen die erzeugte Energie auf Mittelspannungsebene ein.

Im Niederspannungsnetz liegt die Spannung schließlich bei 400 V (dreiphasig) oder 230 V (einphasig). Es übernimmt die Verteilung der Energie an den Endverbraucher, doch auch der größte Teil der in Deutschland installierten PV-Anlagen speist auf diesem Spannungsniveau ein.

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1.2 Mittelspannungsrichtlinie und §6 EEG 2009 Mitte 2010 waren rund 85 Prozent der in Deutschland installierten PV-Leistung auf der Niederspannungsebene angeschlossen, nur etwa 15 Prozent gingen in das Mittel- und Hochspannungsnetz.

Trotzdem wurden mit der zum Januar 2009 in Kraft getretenen Neufassung der Richtlinie „Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz“ (kurz: Mittelspannungsrichtlinie) auf dieser Netzebene die ersten Anforderungen aufgestellt.

Erarbeitet wurde die Neufassung vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW). Für die finale Ausgestaltung war jedoch das 2008 neu geschaffene Forum Netztechnik/ Netzbetrieb (FNN) verantwortlich – ein Ausschuss des VDE, in dem auch Hersteller von PV-Systemtechnik vertreten sind. Ein Ergebnis der Ausschussarbeit war, dass die neuen Anforderungen an PV-Anlagen nicht alle zum 1. Januar 2009 in Kraft traten. Stattdessen gab es mehrere Stufen, deren letzte ab 1. April 2011 wirksam ist.

Einspeisemanagement* 1.1.2009

Ferngesteuerte, kurzzeitige Leistungsbegrenzung *§6 EEG 2009

Die wesentlichen Anforderungen lassen sich in vier Punkten zusammenfassen: 1. Möglichkeit zur ferngesteuerten Leistungsbegrenzung durch den Netzbetreiber 2. Wirkleistungsreduzierung bei Überfrequenz 3 Möglichkeit der Blindleistungsbereitstellung 4. Möglichkeit zum Durchfahren von kurzen Netzspannungseinbrüchen bei gleichzeitiger Einspeisung von Blindstrom Die kurz nach der Mittelspannungsrichtlinie verabschiedete EEG Novelle von 2008 enthielt mit dem neuen §6 erstmals auch eine gesetzlich bindende Anforderung im Sinne einer besseren PV-Netzintegration. Sie stimmt mit der ersten Anforderungsstufe der Mittelspannungsrichtlinie weitgehend überein, maßgeblich für ihre Gültigkeit ist jedoch nicht die Netzebene, auf der die Anlage einspeist, sondern ihre Nenn- bzw. Anschlussleistung. So müssen laut §6 EEG 2009 PV-Anlagen ab 100 kW Anschlussleistung dem zuständigen Verteilnetzbetreiber die Möglichkeit einer ferngesteu-

Netzsicherheitsmanagement Ferngesteuerte, kurzzeitige Leistungsbegrenzung auf 60, 30 oder 0 Prozent der Bemessungsleistung

Wirkleistungsreduzierung bei Überfrequenz Automatische Verringerung der abgegebenen Wirkleistung, sobald die Netzfrequenz 50,2 Hz überschreitet

Spannungshaltung durch Bereitstellung von Blindleistung

1.4.2011

Feste Vorgabe von Blindleistungswerten durch den Netzbetreiber

Ferngesteuerte Einstellung unterschiedlicher Blindleistungswerte

Automatische Regelung der Blindleistung abhängig von vor Ort gemessenen Netzparametern

Dynamische Netzstützung

Zertifizierung

Einspeisung von Blindstrom bei kurzen Spannungseinbrüchen

Einheiten- bzw. Anlagenzertifikate sind obligatorisch

Abb. 3: Zeitliche Abfolge der Netzmanagement-Anforderungen auf Mittelspannungsebene

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erten Leistungsreduktion bieten – für den Fall, dass die Netzstabilität dies erfordert. Die Abregelung muss innerhalb einer Minute wirksam werden, eventuelle Ertragsausfälle sollen dem Anlagenbetreiber gemäß §12 EEG erstattet werden. Zwar hat die EEG Clearingstelle am 23. September 2010 in einem Hinweis festgestellt, dass jedes einzelne PV-Modul als Erzeugungsanlage zu betrachten ist. Im Textentwurf für die nächste reguläre EEGNovelle, die am 1. Januar 2012 in Kraft treten soll, wird jedoch klargestellt: 1. Ein Einspeisemanagement ab 100 kW Gesamtanlagenleistung gilt auch für PV-Anlagen 2. Es wird eine kurzfristige Nachrüstpflicht für bestehende Anlagen geben 1.3 Niederspannungsrichtlinie Da das Thema Netzintegration keineswegs nur die hohen Spannungsebenen betrifft, ist schon seit 2008 die Überarbeitung der auf Niederspannungsebene gültigen Regularien in der Diskussion. Inzwischen steht die vom FNN erarbeitete Niederspannungsrichtlinie kurz vor der Veröffentlichung. In Kraft treten wird sie voraussichtlich zum 1Juli 2011 mit einer Übergangsfrist bis zum Ende des Jahres für PV-Anlagen. Sie soll auch für

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Erzeugungsanlagen auf Mittelspannungsebene verbindlich sein, sofern deren Leistung 100 kVA nicht übersteigt. Die geplanten Anforderungen sind denen der Mittelspannungsrichtlinie in vielen Punkten ähnlich: Einerseits geht es um die Spannungshaltung und die Vermeidung von Ausbaumaßnahmen durch Bereitstellung von Blindleistung. Andererseits um eine stufenlose Leistungsabregelung der PV-Anlagen bei steigender Netzfrequenz.

Hintergrund: Schon 2009 war die im deutschen Niederspannungsnetz installierte PV-Leistung größer als die europäische Regelreserve, sodass die bisherigen Abschaltbedingungen für netzgekoppelte PV-Anlagen im Niederspannungsnetz definitiv nicht mehr haltbar sind. Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf dem Thema „dreiphasige Einspeisung“, hier werden die Anschlusskriterien und Ziele bezüglich Symmetrie und Schieflast klarer als bisher formuliert.

Ein langfristiges Ziel des FNN besteht darin, derartige Themen künftig netzebenenübergreifend zu betrachten, um möglichst rückwirkungsfreie Anforderungen zu definieren. Zudem soll noch 2011 untersucht werden, ob Anforderungen zum Durchfahren von Netzspannungseinbrüchen im Niederspannungsnetz sinnvoll und umsetzbar sein könnten.

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2. Die BDEW-Mittelspannungsrichtlinie Die Mittelspannungsrichtlinie gilt seit dem 1.

Januar 2009 für alle Erzeugungsanlagen, die auf Mittelspannungsebene ins Verbundnetz einspeisen – typischer Weise also für Anlagenleistungen ab etwa 200 kW aufwärts. Ihre Anforderungen lassen sich in vier Stufen einteilen, die nacheinander verbindlich wurden.

2.1 Erzeugungs- und Netzsicherheitsmanagement (verbindlich seit 1. Januar 2009) Falls ein Abschnitt des betreffenden Mittelspannungsnetzes oder übergeordneten Transportnetzes kurzfristig überlastet wird, soll der Verteilnetzbetreiber die Möglichkeit haben, die Leistung dezentraler Erzeugungsanlagen ferngesteuert in Stufen von 10 Prozent von Pnenn zu begrenzen. In der Regel sendet er dazu ein Rundsteuersignal, das entsprechend verarbeitet und in eine Begrenzung der eingespeisten Wirkleistung (typischer Weise 60, 30 oder null Prozent der Bemessungsleistung) umgesetzt werden muss. Die jeweils geforderte Begrenzung muss innerhalb von 60 Sekunden vom Wechselrichter realisiert werden.

Hinweis: Diese Anforderung der Mittelspannungsrichtlinie deckt sich mit §6 EEG 2009, wobei im EEG aber keine Leistungsstufen und auch kein Zeitfenster genannt werden.

2.2 Wirkleistungsreduzierung bei Überfrequenz (verbindlich seit 1. Januar 2009) Die Frequenz in Wechselstromnetzen wird in engen Grenzen konstant gehalten, in Europa bei exakt 50 Hz. Wird dem Netz mehr Energie entnommen als die Erzeuger einspeisen, sinkt die Frequenz – bei einem Energieüberschuss steigt sie an. Bislang mussten PV-Wechselrichter sich unverzüglich vom Netz trennen, sobald die Netzfrequenz das zulässige Fenster von 47,5 bis 50,2 Hz verließ. Da das schlagartige Abschalten großer PV-Erzeugungsleistungen die Netzstabilität in jedem Fall negativ beeinflusst, fordert die Mittelspannungsrichtlinie nun eine frequenzabhängige Leistungsregulierung im Wechselrichter: Von 50,2 bis 51,5 Hz sollen die Geräte ihre aktuelle Leistung mit einem Gradienten von 40 Prozent pro Hertz reduzieren und sich erst oberhalb von 51,5 Hz vom Netz trennen. Die Abschaltgrenze bei Unterfrequenz liegt weiterhin bei 47,5 Hz. Hinweis: Sinkt die Frequenz vor dem Erreichen der Abschaltgrenze wieder ab, darf die Abregelung dennoch nicht entsprechend der Kennlinie zurückgenommen werden. Erst wenn die Frequenz 50,05 Hz unterschritten hat, darf der Wechselrichter wieder mit der maximal möglichen Leistung einspeisen (sogenannte Schleppzeigerfunktion).

Um den Netzbetreibern das Hochfahren des Netzes nach einer Störung zu erleichtern, dürfen dezentrale Erzeugungsanlagen ihre Leistung nach einer vollständigen Abschaltung zudem nur langsam, mit einem Gradienten von maximal 10 Prozent von PNenn pro Minute hochfahren. Das gilt auch für Abschaltungen aufgrund von Maßnahmen zum Netzsicherheitsmanagement.

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2.3 Statische Spannungshaltung durch Blindleistung (verbindlich seit 1. April 2011) Die Spannung muss auf allen Netzebenen innerhalb definierter Grenzen gehalten werden – insbesondere im Verteilnetz. Durch die zunehmende (Wirkleistungs-)Einspeisung auf Nieder- und Mittelspannungsebene kann es dort jedoch zu Spannungsanhebungen kommen, die den Anschluss weiterer Erzeugungsanlagen erschweren oder unmöglich machen. Zudem verringern vorhandene Phasenverschiebungen bzw. Blindleistungsanteile im Netz dessen Übertragungskapazität und erhöhen die anfallenden Übertragungsverluste.

Typische Verursacher von Phasenverschiebungen sind Transformatoren, große Motoren oder längere Kabelstrecken.

Die Mittelspannungsrichtlinie fordert von Erzeugungsanlagen daher die Fähigkeit, neben der Wirkleistung auch Blindleistung abzugeben oder aufzunehmen (kapazitive oder induktive Phasenverschiebung). Blindleistungsfähige Wechselrichter können helfen, die Blindleistungsbilanz im Netz auszugleichen oder die Spannung am Netzverknüpfungspunkt stabil zu halten, um so die in der EN 50160 geforderte Spannungsqualität zu gewährleisten.

Der Netzbetreiber kann dazu Verschiebungsfaktoren cos(ϕ) von maximal 0,95 fordern, wobei es drei Varianten der Sollwertvorgabe gibt: 1. Der Netzbetreiber gibt feste Sollwerte vor, die der Anlagenbetreiber einzustellen hat.

2. Verschiedene Blindleistungswerte werden anhand eines vereinbarten Zeitplans eingestellt oder per Rundsteuersignal von einer zentralen Leitstelle des Netzbetreibers vorgegeben.

3. Der Blindleistungsanteil wird über eine Kennlinie geregelt – abhängig von der am Anschlusspunkt gemessenen Netzspannung oder dem Verhältnis von aktuell abgegebener Wirkleistung und Nennleistung des Wechselrichters. Letztere Variante kommt häufig zum Einsatz, wenn die PV-Anlage die Spannung am Anschlusspunkt stark beeinflusst. Dabei wird die Spannung bei kleinen Ausgangsleistungen gestützt, während sie bei großen Ausgangsleistungen gesenkt wird, um den Anschlusspunkt zu entlasten. Die jeweilige Kennlinie gibt der Netzbetreiber vor.

Abb. 4: Die Blindleistung kann unter anderem in Abhängigkeit von der abgegebenen Wirkleistung geregelt werden

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2.4 Dynamische Netzstützung (verbindlich seit 1. April 2011) Bislang mussten sich dezentrale Erzeugungsanlagen auch bei kurzen Einbrüchen der Netzspannung unverzüglich vom Netz trennen. Angesichts der mittlerweile erheblichen Erzeugungsleistung wurde diese Verpflichtung jedoch problematisch, denn schon bei kurzen, im Prinzip leicht beherrschbaren Netzstörungen konnten sich unter Umständen größere Erzeugungsleistungen schlagartig abschalten und das Netz damit aus dem energetischen Gleichgewicht bringen.

vom Netz trennen dürfen. Darüber hinaus müssen die Geräte in der Lage sein, Blindstrom ins Netz zu speisen. Damit leisten sie einen Beitrag zur Klärung des Fehlers und helfen beim Auslösen der Netzschutzeinrichtungen.

Die überarbeitete Mittelspannungsrichtlinie fordert nun, dass PV-Wechselrichter das Netz im Fehlerfall stützen, indem sie Spannungseinbrüche bis zu 1,5 Sekunden Dauer „durchfahren“ und unmittelbar danach wieder normal einspeisen (sogenannte eingeschränkte dynamische Netzstützung). Dabei bedeutet „durchfahren“, dass die Geräte sich nicht

Abb. 5: Die Anforderungen der dynamischen Netzstützung im Detail

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2.5 Zertifizierung von Geräten und Anlagen (verbindlich seit 1. April 2011) Zeitgleich mit der Fähigkeit zur dynamischen Netzstützung wird für jede Erzeugungseinheit (also jeden Wechselrichter-Typ) ein Einheitenzertifikat verbindlich, das die Konformität mit sämtlichen Anforderungen der Mittelspannungsrichtlinie bestätigt. Dieses Zertifikat erhält der Hersteller nach ausführlicher Prüfung des jeweiligen Geräts durch speziell zugelassene Prüfinstitute.

Bestandteil des jeweiligen Zertifikats ist auch ein Simulationsmodell, mit dem sich das Verhalten des Wechselrichters unter verschiedensten Bedingungen nachstellen lässt. Auch für die Zertifizierungspflicht ist das Datum der Inbetriebsetzung ausschlaggebend. Zum 1. April nicht vorliegende Zertifikate können während einer Übergangsfrist bis zum 1. Oktober 2011 nachgereicht werden, für sämtliche für Großanlagen konzipierte SMA Wechselrichter liegen diese Zertifikate bereits vor.

Falls die Gesamtscheinleistung einer größeren PV-Anlage 1 MVA übersteigt oder die Anschlussleitung zum Netz länger als zwei Kilometer ist, muss darüber hinaus die gesamte Anlage zertifiziert werden. Das sogenannte Anlagenzertifikat basiert auf einem Simulationsergebnis unter Verwendung eines Netzmodells und der jeweiligen Einheitenmodelle. Die Zertifizierungsstelle legt Einstellungen der Schutzeinrichtungen und Parameter der Erzeugungsanlage fest, damit die individuellen Vorgaben des Netzbetreibers eingehalten werden können. Das Anlagenzertifikat hat den Charakter eines Einzelvertrags, der als Teil des Einspeisevertrags individuell mit dem jeweiligen Netzbetreiber auszuhandeln ist.

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2.6 SMA Produktlösungen Als Vorreiter in Sachen Netzintegration bietet SMA eine vollständige Produktpalette zur Realisierung größerer PV-Anlagen gemäß den Anforderungen der Mittelspannungsrichtlinie. So stehen mit Inkrafttreten der letzten Anforderungsstufe zum 1. April 2011 sowohl für zentrale als auch für dezentrale Anlagenkonzepte PV-Wechselrichter mit dem vorgeschriebenen Einheitenzertifikat zur Verfügung, das die Richtlinienkonformität der Geräte verbrieft. Darüber hinaus gibt es selbstverständlich auch Lösungen für die damit verbundenen Kommunikationsaufgaben.

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2.6.1 Lösungen für zentrale Anlagenkonzepte

2.6.2 Dezentrale Anlagenkonzepte

Die Wechselrichter der Sunny Central CP-Baureihe erfüllten bereits bei ihrer Markteinführung im Juli 2010 sämtliche Anforderungen der Mittelspannungsrichtlinie inklusive der vollständigen dynamischen Netzstützung. Mit ihrem outdoorfähigen Gehäuse machen sie den Einsatz einer schweren Betonstation überflüssig. Zudem bildet ihre Leistungscharakteristik das temperaturvariable Verhalten von PV-Modulen optimal ab: Bis 25°C Außentemperatur leisten die kompakten Geräte im Dauerbetrieb volle 10 Prozent mehr als die angegebene Nennleistung, erst bei 50°C markiert die Nennleistung tatsächlich die Grenze.

Ein Sunny Central 800CP kann bei 25°C also 880 kVA Scheinleistung abgeben, was selbst bei einem Verschiebungsfaktor von 0,95 noch 836 kW Wirkleistung ergibt.

Dezentrale Großanlagen lassen sich einfach und flexibel mit dem dreiphasig einspeisenden Sunny Tripower realisieren. Das Gerät erhielt 2010 den Innovationspreis des PV-Symposiums Bad Staffelstein und erfüllt ebenfalls sämtliche Anforderungen der Mittelspannungsrichtline.

Der Sunny Tripower ist in fünf Leistungsvarianten erhältlich, die beliebig miteinander kombiniert werden können. Die vier größeren (10, 12, 15 und 17 kVA) verfügen allesamt über entsprechende Einheitenzertifikate. Trotz der serienmäßigen Ausstattung mit SMA Bluetooth® kommt in Großanlagen eine kabelgebundene Anlagenkommunikation per RS485 zum Einsatz, damit eine schnelle, ferngesteuerte Sollwertvorgabe unter allen Umständen sichergestellt ist.

Aufgrund dieser und weiterer Eigenschaften, die allesamt zur Reduktion der Systemkosten beitragen, war der Sunny Central CP im Jahr 2010 Preisträger des Intersolar-Award. Für sämtliche Leistungsvarianten (500, 630, 720, 760 und 800 kVA) liegen die vorgeschriebenen Einheitenzertifikate vor, sodass maximale Planungssicherheit gegeben ist.

Sunny Central 800CP

Sunny Tripower

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2.6.3 Ferngesteuerte Leistungsbegrenzung Für die erste Anforderungsstufe der Mittelspannungsrichtlinie und die Anforderungen des §6 EEG bietet SMA seit Anfang 2009 die Power Reducer Box als Kommunikationsschnittstelle zwischen Netzbetreiber und Anlage. Für die Sollwertübermittlung kommt in der Regel ein FunkRundsteuerempfänger zum Einsatz. Er empfängt die Vorgaben des Netzbetreibers per Langwellenfunk (ähnlich dem DCF-77 Uhrzeitsignal) und stellt sie über vier Relaiskontakte zur Verfügung.

Die Power Reducer Box übersetzt das digital codierte Signal in einen Steuerbefehl für die per LAN angebundene Sunny WebBox. Diese sendet den Befehl dann über den jeweiligen Feldbus (LAN oder RS485) an alle angeschlossenen Wechselrichter.

Jeder Schaltvorgang wird dabei sowohl in der Power Reducer Box als auch in der Sunny WebBox protokolliert – damit sind diese Daten über das Sunny Portal weltweit abrufbar.

2.6.4 Ferngesteuerte Blindleistungsvorgabe und Blindleistungsregelung Alternativ zu den Wirkleistungsvorgaben ist die Power Reducer Box auch in der Lage, Sollwerte für die Blindleistung oder den Verschiebungsfaktor cos(ϕ) zu verarbeiten und ermöglicht damit die variable Vorgabe der Blindleistung durch den Netzbetreiber.

Die Regelung der Blindleistung in Abhängigkeit von der Spannung am Netzverknüpfungspunkt oder andere, komplexere Regelaufgaben lassen sich mithilfe einer flexibel programmierbaren SPS (Speicherprogrammierte Steuerung) realisieren, die ebenfalls von SMA angeboten wird.

Abb. 6: Ferngesteuerte Leistungsbegrenzung mit der SMA Power Reducer Box

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3. Die FNN/VDE-Niederspannungsrichtlinie Bei der sogenannten Niederspannungsrichtlinie handelt es sich um die Neufassung der VDEW-Richtlinie „Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz“ nach grundlegender Überarbeitung durch das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE. Sie tritt nicht – wie ursprünglich vorgesehen – stufenweise in Kraft, sondern wird mit sämtlichen Anforderungen voraussichtlich zum 1 Juli 2011 verbindlich – jedoch mit einer Übergangsfrist bis Ende 2011. Als führender Hersteller von PV-Wechselrichtern hat SMA im Rahmen des FNN auch an der Neufassung der Niederspannungsrichtlinie mitgewirkt und dazu beigetragen, dass viele der mehr als 1.200 Einsprüche gegen den ersten Entwurf in der aktuellen Fassung berücksichtigt wurden.

3.1 Ferngesteuerte Leistungsbegrenzung Künftig soll der Verteilnetzbetreiber auch im Niederspannungsnetz in der Lage sein, die Leistung von PV-Anlagen ferngesteuert in Stufen von höchstens 10 Prozent von Pnenn zu begrenzen (bewährt haben sich hier Stufen von 60, 30 oder null Prozent der Nennleistung). Denkbare Gründe für eine Leistungsbegrenzung sind unter anderem der Betrieb von Netzersatzanlagen, die kurzfristige Überlastung des übergeordneten Mittelspannungsoder Transportnetzes oder ein systemgefährdender Frequenzanstieg. Die Anforderung der Niederspannungsrichtlinie gilt für alle Anlagen mit mehr als 100 kW Leistung und ist ansonsten vergleichbar mit der in der Mittelspannungsrichtlinie.

Bei den neuen Anforderungen gibt es eine Reihe von Ähnlichkeiten zur Mittelspannungsrichtlinie, die dynamische Netzstützung bei Spannungseinbrüchen ist bislang allerdings kein Thema. Stattdessen ist die (bei Großanlagen ohnehin selbstverständliche) symmetrische Einspeisung in das dreiphasige Verbundnetz stärker in den Fokus gerückt.

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3.2 Anschlusskriterien und dreiphasige Einspeisung Die Anschlusskriterien für dezentrale Einspeiseeinheiten werden klarer, was die maximale Schieflast oder Unsymmetrie pro Phase angeht: Künftig gilt eine Grenze von 4,6 kVA, die bisherige Möglichkeit bis zu 110 Prozent der Nennleistung einzuspeisen entfällt. Damit ergibt sich mit drei einphasigen Wechselrichtern (je max. 4,6 kVA) eine maximale Anlagenleistung von 13,8 kVA, bei der keine Kopplung der einzelnen Wechselrichter notwendig ist. Es wäre auch eine Anlage mit drei Wechselrichtern realisierbar, die 4,6 kVA, 3 kVA und 2,5 kVA leisten.

Die zweite Neuerung: Um das Ziel einer aktiven Spannungssymmetrierung im Niederspannungsnetz

zu erreichen, müssen Anlagen mit einer Leistung größer 13,8 kVA möglichst leistungssymmetrisch einspeisen (sogenannte Drehstrom-Umrichteranlagen). Dabei ist jedoch ebenfalls eine Schieflast von bis zu 4,6 kVA zulässig. Neben dem Einsatz dreiphasiger Wechselrichter besteht eine weitere Lösung in der kommunikativen Kopplung einphasiger Wechselrichter zu dreiphasigen Einspeiseeinheiten, wie SMA sie mit dem Power Balancer für die Sunny Mini Central-Baureihe anbietet. Hier werden beim Ausfall eines Gerätes die jeweils anderen ebenfalls gestoppt, sodass auch in diesem Fall keine relevante Schieflast entstehen kann.

Abb. 7: Weiterhin möglich: die kommunikative Kopplung von drei einphasigen Sunny Mini Central-Wechselrichtern

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3.3 Wirkleistungsreduzierung bei Überfrequenz Dieser Punkt deckt sich nahezu vollständig mit der entsprechenden Anforderung der Mittelspannungsrichtlinie: Das zulässige Frequenzband erweitert sich auf einen Bereich von 47,5 bis 51,5 Hz, oberhalb von 50,2 Hz muss die momentane Einspeiseleistung mit einem Gradienten von 40 Prozent/Hz reduziert werden (Abb. 8).

Einziger Unterschied: Während Wechselrichter auf Mittelspannungsebene die Abregelung erst wieder zurücknehmen dürfen wenn die Frequenz auf unter 50,05 Hz zurückgegangen ist, fordert die Niederspannungsrichtline ein „Fahren“ auf der Kennlinie. Die prozentuale Abregelung gemäß der Kennlinie geht dabei immer von der beim Überschreiten von 50,2 Hz anliegenden Momentanleistung aus. Verbessern sich zwischenzeitlich die Einstrahlungsbedingungen, darf der Wechselrichter beim Unterschreiten der Abregelungsgrenze seine Leistung nur mit einem definierten Anstieg auf den neuen, nicht abgeregelten Maximalwert erhöhen.

Inzwischen ist unstrittig, dass diese Regelungsfunktion im Niederspannungsnetz noch deutlich dringender erforderlich ist als auf Mittelspannungsebene: In Deutschland speisen heute (Stand Frühjahr 2011)

PV-Anlagen mit einer Spitzenleistung von mehr als 17 Gigawatt in das Niederspannungsnetz ein. Eine Vielzahl ist darauf zertifiziert, sich innerhalb von 200 Millisekunden vom Netz zu trennen, sobald die Frequenz für einen Moment die Grenze von 50,2 Hz überschreitet. Die schlagartige und absolut synchrone Abschaltung größerer Erzeugungsleistungen ist im Interesse der Netzstabilität aber möglichst zu vermeiden.

3.3.1 Übergangsregelung zur Erhöhung der Netzstabilität Um die Situation nicht weiter zu verschärfen, haben SMA und weitere führende Hersteller von Wechselrichtern mit dem FNN eine Übergangsregelung vereinbart: Bis zur verbindlichen Einführung der neuen Niederspannungsrichtlinie werden neue Geräte entweder mit einer erhöhten Abschaltgrenze zwischen 50,2 und 51,5 Hz oder mit der bereits auf Mittelspannungsebene gültigen Kennlinienregelung ausgeliefert. Bei dieser Abweichung von der ansonsten noch gültigen VDENorm 0126-1-1 handelt es sich um eine gewollte und zugelassene Lösung.

Abb. 8: Die Frequenz-Wirkleistungs-Statik der Niederspannungsrichtlinie

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3.4 Statische Spannungshaltung durch Blindleistung Mithilfe blindleistungsfähiger Wechselrichter können deutlich mehr PV-Anlagen die vorhandene Infrastruktur des Niederspannungsnetzes nutzen, daher wird Blindleistungsabgabe nun auch auf dieser Spannungsebene gefordert. Hintergrund: Die Einspeisung von Wirkleistung in das eher von ohmscher Charakteristik geprägte Niederspannungsnetz führt grundsätzlich zu einem Anstieg der Spannung am Einspeisepunkt. Bei längeren Netzausläufern kommt hinzu, dass die Spannung schon transformatorseitig höher gestellt werden muss, damit beim Verbraucher noch die untere Spannungsgrenze von 207 Volt eingehalten wird (Abb. 9).

Soll aufseiten des Verbrauchers nun Wirkleistung eingespeist werden ohne dass gleichzeitig in ähnlicher Größenordnung Leistung aufgenommen wird, kann es zu einer Überschreitung der oberen Spannungsgrenze am Einspeisepunkt kommen (Abb. 11). Durch die gleichzeitige Aufnahme induktiver Blindleistung können Wechselrichter die Spannung am Netzanschlusspunkt jedoch senken.

Ab einer Anlagenscheinleistung von 3,68 kVA fordert die Niederspannungsrichtlinie daher die Fähigkeit der Wechselrichter, mit Verschiebungsfaktoren bis 0,95induktiv/kapazitiv einzuspeisen. Übersteigt die Anlagenleistung 13,8 kVA müssen sogar Verschiebungsfaktoren bis 0,9 möglich sein.

Abb. 9: Zur Einhaltung der Spannungsgrenzen bei maximaler Verbrauchslast muss die Spannung am Trafo oft höhergestellt werden

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PV-Netzintegration

Abb. 10: Oberhalb von 50 Prozent ihrer Nennleistung müssen Erzeugungseinheiten zur Spannungssenkung induktive Blindleistung aufnehmen

Abb. 11: Die notwendige Spannungsstellung kann zum Überschreiten der Maximalspannung am Einspeisepunkt führen. Die Lösung: induktive Blindleistung

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Wichtig: Bei der Erweiterung oder Nachrüstung bestehender Anlagen zählt die bereits vorhandene Anlagenleistung mit. Für den neu hinzugefügten Anlagenteil gelten damit unter Umständen Grenzwerte, die nach der neuen Gesamtleistung der Anlage bemessen sind. Im Gegensatz zur Mittelspannungsrichtlinie verzichtet die Niederspannungsrichtlinie jedoch auf die Anforderung der ferngesteuerten, variablen cos(ϕ)Vorgabe. Der jeweilige Sollwert ist entweder fest vorgegeben, oder ergibt sich in Abhängigkeit von der momentan abgegebenen Wirkleistung gemäß einer standardisierten Kennlinie (Abb. 10): Bis zu einer Wirkleistung in Höhe seiner halben Nennleistung muss der jeweilige Wechselrichter ohne Phasenverschiebung einspeisen. Danach ist sie stetig zu erhöhen, bis er bei voller Nennleistung mit dem für die jeweilige Anlage gültigen, maximalen Verschiebungsfaktor (untererregt) arbeitet.

Diese Standard-Kennlinie soll bereits im Auslieferungszustand der Geräte eingestellt sein.

Anlagen mit weniger als 30 kVA Scheinleistung können weiterhin mit einem im Wechselrichter integrierten NA-Schutz betrieben werden, wobei auch hier die höheren Anforderungen gelten.

Im externen oder im Wechselrichter integrierten Kuppelschalter müssen daher grundsätzlich zwei Schalteinrichtungen in Reihe vorhanden sein. Bei PV-Anlagen mit mehr als 30 kVA Scheinleistung gibt es zudem die Möglichkeit, trotz externem NA-Schutz die integrierten Kuppelschalter der Wechselrichter zu nutzen.

Verfügen alle Wechselrichter über eine eigene Inselnetzerkennung mit Netztrennung durch den geräteintegrierten Kuppelschalter, kann im zentralen NA-Schutz auf eine gesonderte Inselnetzerkennung verzichtet werden. Für den NA-Schutz gelten folgende Einstellwerte: Spannungsrückgangsschutz (U <) < 0,8 Un Spannungssteigerungsschutz (U >) >1,1 Un Spannungssteigerungsschutz (U >>) >1,15 Un Frequenzrückgangsschutz (f <) < 47,5 Hz Frequenzsteigerungsschutz (f >) > 51,5 Hz

3.5 Netz- und Anlagenschutz Eine weitere neue Anforderung betrifft den Netzund Anlagenschutz (kurz: NA-Schutz), also die Schutzeinrichtung, die alle relevanten Netzparameter überwacht und die Anlage gegebenenfalls vom Netz trennt. Bei Anlagen mit mehr als 30 kVA Scheinleistung wird keine jederzeit zugängliche Freischaltstelle mehr gefordert, im Gegenzug sind eine umfassendere Netzüberwachung inklusive der Netzfrequenz sowie Einfehlersicherheit vorgeschrieben.

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3.6 SMA Produktlösungen Als Vorreiter in Sachen Netzintegration wird SMA zeitnah und in allen relevanten Leistungsbereichen PV-Wechselrichter zur Verfügung stellen, die den Anforderungen der neuen Niederspannungsrichtlinie entsprechen. Verfügbare Informationen hierzu werden umgehend an die Kunden weitergegeben oder sind unter www.SMA.de abrufbar.

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4. PV-Netzintegration außerhalb Deutschlands Auch außerhalb Deutschlands wird die bessere Netzintegration von Photovoltaikanlagen von vielen Gremien, Behörden und Institutionen thematisiert.

Auf europäischer Ebene besteht ein erster Entwurf des Verbands Europäischer Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E zu einer entsprechenden europäischen Richtlinie.

In Spanien ist durch den königlichen Erlass RD 1565/2010 die dynamische Netzstützung bereits heute Pflicht für alle Photovoltaikanlagen größer

zwei Megawatt, mit einer gewissen Übergangsfrist sogar rückwirkend für bestehende Anlagen. Auch in den USA und Kanada werden unter anderem von der Nordamerikanischen Organisation für die Zuverlässigkeit der Verbundnetze (NERC), dem IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) sowie von weiteren Institutionen und Netzbetreibern Funktionen diskutiert und gefordert, die mit den Anforderungen der deutschen BDEW-Mittelspannungsrichtlinie vergleichbar sind.

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5. Hintergrund: Blindleistung Die Fähigkeit zur Bereitstellung von Blindleistung ist zwar nur eine von vielen Anforderungen der neuen Nieder- und Mittelspannungsrichtlinie. Doch das Thema Blindleistung ist geradezu prädestiniert für Missverständnisse was die physikalischen Grundlagen, die technischen Zusammenhänge und nicht zuletzt die Auswirkungen auf die Anlagenplanung angeht. Die folgenden Auszüge aus dem SMA TechnikKompendium „Blindleistung“ versuchen, diese Informationen leichtverständlich aufzubereiten und mit Beispielrechnungen zu erläutern.

5.1 Was ist Blindleistung?

Beim Gleichstrom sind die Verhältnisse noch einfach: Als Leistung bezeichnet man das Produkt aus Spannung und Stromstärke, die Einheit der Leistung ist das Watt. Beim Wechselstrom liegen die Dinge jedoch komplizierter: Stärke und Richtung von Stromfluss und Spannung ändern sich hier regelmäßig. Im öffentlichen Stromnetz haben beide einen sinusförmigen Verlauf mit einer Frequenz von 50 Hertz*. Das Produkt aus dem pulsierenden Strom und der pulsierenden Spannung ergibt folglich eine pulsierende Leistung.

Die Wechselstromleistung kann jedoch verschiedene Formen annehmen – je nachdem, ob Strom und Spannung phasenverschoben sind, oder nicht. Ohne Phasenverschiebung (Strom und Spannung erreichen gleichzeitig ihre Maximal- und Minimalwerte) schwankt die Leistung zwischen Null und dem positiven Maximalwert. Im zeitlichen Durchschnitt ergibt sich damit ein positiver Leistungswert, es entsteht ausschließlich Wirkleistung (Abb. 12). *In einigen Ländern auch 60 Hertz

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Bei einer Phasenverschiebung von 90 Grad oder ¼ Periode (Maximum des Stroms beim Nulldurchgang der Spannung) nimmt die Leistung dagegen abwechselnd positive und negative Werte an. Der zeitliche Durchschnitt ist daher Null, man spricht von Blindleistung, die quasi in den Leitungen „hin- und herpendelt“ (Abb. 13).

Bei geringeren Phasenverschiebungen ist die Leistungsschwingung nur etwas unter die Nulllinie verschoben, in diesem Fall ergibt sich eine Mischung von Blind- und Wirkleistung.

Generell gilt: Nur die Wirkleistung ist nutzbare Leistung. Mit ihr lassen sich Maschinen antreiben, Heizstrahler betreiben oder Lampen zum Leuchten bringen. Bei der Blindleistung liegen die Dinge anders: Sie verbraucht sich nicht und kann auch keine Arbeit leisten. Stattdessen pendelt sie im Stromnetz hin und her – und belastet es dadurch zusätzlich.

Abb. 12: Wenn Strom i und Spannung u in Phase sind, ergibt sich eine zwar schwankende, aber immer positive Leistung – reine Wirkleistung

In der Summe ergeben Wirk- und Blindleistung die sogenannte Scheinleistung. Dabei ist zu beachten, dass sie nicht „normal“ addiert werden, sondern geometrisch: Wirk- und Blindleistung bilden die Katheten eines rechtwinkligen Dreiecks, die Hypotenuse entspricht der Scheinleistung. 5 kW Wirkleistung und 3 kvar Blindleistung ergeben also nur 5,8 kVA Scheinleistung. Allerdings müssen sämtliche Komponenten eines Wechselstromkreises grundsätzlich für die anfallende Scheinleistung ausgelegt sein (siehe auch 5.3).

Da die Phasenverschiebung in zwei Richtungen erfolgen kann, gibt es auch zwei Varianten der Blindleistung: induktive und kapazitive. Ein Verbraucher nimmt Blindleistung auf oder vehält sich induktiv, wenn die Stromphase der Spannungsphase folgt – im umgekehrten Fall verhält er sich kapazitiv oder liefert Blindleistung.

Abb. 13: Bei einer Phasenverschiebung von 90 Grad zwischen i und u ist der Durchschnittswert der Leistung null – reine Blindleistung

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Die Phasenverschiebung wird in Winkelgrad angegeben (eine Periodendauer der Sinusschwingung entspricht 360 Grad), den Phasenwinkel bezeichnet man mit dem griechischen Buchstaben ϕ (sprich „phi“). Die Richtung der Verschiebung wird durch den Zusatz „kapazitiv“ oder „induktiv“ ausgedrückt.

Meist rechnet man aber mit dem Verschiebungsfaktor cos(ϕ), denn damit ergibt sich ein sehr einfacher Zusammenhang zwischen Wirk- und Scheinleistung: Ein Wert von 0,95 bedeutet, dass 95 Prozent der Scheinleistung als Wirkleistung nutzbar sind – der Rest „steckt“ in der Blindleistung.

Er entsteht durch geometrische Subtraktion und beträgt daher nicht etwa fünf, sondern in diesem Fall rund 31 Prozent der Scheinleistung (siehe Beispielrechnung).

Umgekehrt betrachtet ist bei einem cos(ϕ) von 0,95 die Scheinleistung um 5,26 Prozent größer als die gegebene Wirkleistung (Scheinleistung = Wirkleistung geteilt durch Verschiebungsfaktor, siehe Beispielrechnung).

FORMELN UND GRÖSSEN

Bezeichnung

Formelzeichen

Einheit

Scheinleistung

S

[VA]

Wirkleistung

P

[W]

Blindleistung

Q

[var]

cos(ϕ)kapazitiv / induktiv

einheitenloser Faktor

Verschiebungsfaktor

S2 = P2 + Q2 (Satz des Pythagoras für rechtwinklige Dreiecke)

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BEISPIELRECHNUNG 40 Wechselrichter Sunny Tripower 15000TL speisen bei einem Verschiebungsfaktor von 1 mit insgesamt 600 kW Wirkleistung ins Netz ein. Alternativ soll mit einem Verschiebungsfaktor von 0,95 eingespeist werden. Welche Schein-, Wirk- und Blindleistung ergibt sich? Reichen die vorhandenen Wechselrichter?

Die zur Verfügung stehende Wirkleistung P beträgt 600 kW. Für die Scheinleistung S gilt: S =

P cos(ϕ)

also S = 600 = 631,57 kVA 0,95

Für die Blindleistung Q gilt: Q = √S2 – P 2 also Q = √6312 – 6002 also Q = 197,2 kvar Ergebnis Aufgrund der Phasenverschiebung mit einem Verschiebungsfaktor von 0,95 müssen die Wechselrichter neben den 600 kW Wirkleistung eine zusätzliche Blindleistung von 197,2 kvar bereitstellen. In der geometrischen Summe ergibt sich eine Scheinleistung von 631,6 kVA. Auf diese Scheinleistung müssen die Wechselrichter und die nachfolgende Netzinfrastruktur ausgelegt sein. Zum Betrieb an dem gleichen PV-Generator werden daher 631,6 kVA Wechselrichterleistung benötigt – zum Beispiel 42 Wechselrichter Sunny Tripower15000TL (oder alternativ 37 Wechselrichter STP 17000TL, wenn dies von der Modulkonfiguration günstiger ist).

Hinweise Bei einer Auslegung mit Blindleistungseinspeisung muss die Leistung des PV-Generators gleichmäßig auf die nunmehr größere Anzahl der Wechselrichter verteilt werden. Die Leistung von blindleistungsfähigen Wechselrichtern ist dabei generell als Scheinleistung zu verstehen und muss immer in VA angegeben werden. Lediglich bei einem Verschiebungsfaktor cos(ϕ) = 1 haben Wirk- und Scheinleistung den gleichen Betrag, sodass die Leistung nicht blindleistungsfähiger Geräte wie bislang üblich in Watt angegeben wird.

5.2 Wie entsteht Blindleistung?

So wie Wirkleistung an ohmschen Widerständen entsteht, wird Blindleistung durch Blindwiderstände erzeugt – die sogenannten Reaktanzen. Als Blindwiderstände wirken grundsätzlich alle Arten von Spulen (Induktivitäten) und Kondensatoren (Kapazitäten): Während sie im Gleichstromkreis gar keinen

(Spule) beziehungsweise einen unendlich großen Widerstand (Kondensator) haben, sorgen sie im Wechselstromkreis für eine Phasenverschiebung in die eine oder andere Richtung und damit für induktive oder kapazitive Blindleistung. Entscheidend für die Anwendung im Wechselstromnetz ist nun, dass

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praktisch alle elektrischen Bauelemente – abgesehen von ihrer eigentlichen Funktion – auch als kapazitive oder induktive Blindwiderstände wirken. So verhalten sich lange Kabel aufgrund der dicht beieinander liegenden Leiter wie Kondensatoren (kapazitive Blindwiderstände), während die in Transformatoren oder Elektromotoren verbauten Spulen als induktive Blindwiderstände wirken. Sogar HochspannungsFreileitungen kann man sich als extrem lang gezogene Spulen mit nur einer Windung vorstellen– und tatsächlich sorgen sie für eine induktive Phasenverschiebung.

Fazit: Es ist nahezu unmöglich, Spannung und Strom an jedem Punkt eines Wechselstromnetzes phasengleich zu halten. Die mehr oder weniger starke Phasenverschiebung entspricht dabei einer bestimmten Menge Blindleistung, die ständig im Netz pendelt.

BLINDWIDERSTÄNDE (REAKTANZEN) Kondensator (Kapazität) Ein Kondensator stellt im Gleichstromkreis eine regelrechte Unterbrechung dar – also einen unendlich großen Widerstand. Beim Wechselstrom schwingen die elektrischen Ladungen aber lediglich hin und her. Ein Kondensator im Wechselstromkreis wird also abwechselnd geladen und wieder entladen. Die Spannung zwischen den Kondensatorpolen baut sich während des Ladevorgangs auf und erreicht ihr Maximum dann, wenn der Kondensator vollständig aufgeladen und der Stromfluss zum Erliegen gekommen ist. Beim Entladevorgang sind die Verhältnisse umgekehrt: Die Stromstärke ist dann am größten, wenn der Kondensator vollständig entladen ist.

Ergebnis: Ein Kondensator im Wechselstromkreis verzögert die Spannung gegenüber dem Strom. Oder andersherum: Er sorgt dafür, dass der Strom der Spannung vorauseilt und wirkt somit als kapazitiver Blindwiderstand.

Spule (Induktivität) Eine Spule leitet Gleichstrom wie ein normaler Draht. Nur beim Ein- und Ausschalten gibt es jeweils eine Zeitverzögerung im Stromfluss, die durch den Auf- und Abbau des Magnetfeldes verursacht wird. Unter Wechselstrombedingungen kommt es bei jedem Wechsel der Stromrichtung zu diesen Verzögerungen.

Ergebnis: Eine Spule verzögert den Stromfluss gegenüber der Spannung und wirkt somit als induktiver Blindwiderstand.

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5.3 Was sind die Auswirkungen auf das Verteilnetz?

Kurz gesagt: Blindleistung belastet das Netz und die gesamte Netzinfrastruktur, ohne einen Beitrag zum Energietransport zu leisten. Im Gegensatz zur Wirkleistung, die als Nutzleistung „verbraucht“, d. h. in Bewegung, Licht oder Wärme umgesetzt wird, erbringt die Blindleistung zunächst keinen sichtbaren Nutzen im Netz. Trotzdem müssen Leitungen, Schalter, Transformatoren und sonstige Bauteile die zusätzliche Blindleistung berücksichtigen. Konkret: Sie müssen für die Scheinleistung ausgelegt werden, also für die geometrische Summe aus Wirk- und Blindleistung. Auch die ohmschen Verluste beim Energietransport entstehen in Abhängigkeit von der Scheinleistung, jede zusätzliche Blindleistung führt daher zu größeren Transportverlusten. (Merksatz: Auch Blindströme verursachen Wirkverluste!)

Umgekehrt gilt: Kompensiert man die unvermeidlichen Phasenverschiebungen im Netz und bei den

Verbrauchern, verringert man auch die Transportverluste. Zudem wird das Netz nur noch mit der Wirkleistung belastet – die frei werdenden Leitungsressourcen könnten damit für die Übertragung zusätzlicher Wirkleistung genutzt werden.

Die Einspeisung von Blindleistung (also die Verschiebung der Phasen) hat aber noch einen anderen Effekt: Eine kapazitive oder induktive Phasenverschiebung erhöht oder vermindert auch die Spannung im Netz. Mit anderen Worten: Sowie die Einspeisung oder der Bezug von Wirkleistung die Frequenz beeinflusst, wirkt sich die Einspeisung oder der Bezug von Blindleistung auf die Spannung aus – allerdings abhängig von der Bauart der jeweiligen Netzebene (z. B. Kabel oder Freileitung). Für die Netzregelung ist die Kontrolle und Steuerung der Phasenverschiebung daher außerordentlich wichtig.

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MEHR PV-LEISTUNG INS NETZ DURCH BLINDLEISTUNGSFÄHIGE WECHSELRICHTER Die spannungssenkende Wirkung von Blindleistung hängt ab von der Bauart der jeweiligen Netzebene (Freileitung oder Erdkabel, Bauart des Kabels): So ist das Hoch- und Höchstspannungsnetz aufgrund des hohen Freileitungsanteils und der großen Leiterabstände fast ausschließlich durch Blindwiderstand geprägt, während auf Mittel- und Niederspannungsebene der (ohmsche) Wirkwiderstand einen zunehmend relevanten Anteil hat.

Auf den unteren Netzebenen hat die Abgabe von Blindleistung daher wesentlich geringere Auswirkungen auf die Spannung als im Hochspannungsnetz. Stattdessen bewirkt hier auch die Abgabe von Wirkleistung einen merkbaren Anstieg der Spannung. Genau deshalb soll die Einspeisung von Blindleistung hier aber ebenfalls verpflichtend werden: Ihre spannungsregulierende Wirkung ist zwar vergleichsweise schwach, zur Kompensation des wirkleistungsbedingten Spannungsanstiegs jedoch unverzichtbar.

Beispiel 1: Bei einem Netzimpedanzwinkel von 30 Grad (typisches Niederspannungsnetz) lässt sich die Spannungsanhebung bei Einspeisung von 27 kW PV-Leistung mit einem Verschiebungsfaktor von 0,95induktiv um knapp 20 Prozent verringern (von 0,94 Prozent auf 0,76 Prozent)

Beispiel 2: Bei Einspeisung mit einem Verschiebungsfaktor von 0,9induktiv lassen sich doppelt so viele PV-Wechselrichter betreiben. Es ergibt sich eine maximale Wirkleistung von 163 kW statt 90 kW ohne Blindleistung – eine Steigerung von rund 80 Prozent

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5.4 Wie wird Blindleistung im Netz bereitgestellt?

Die in Großkraftwerken verwendeten Synchrongeneratoren können durch entsprechende Steuerung ihres Erregerstroms sowohl induktive als auch kapazitive Blindleistung zur Verfügung stellen. Aufgrund der vielen Freileitungen und Transformatoren für die unterschiedlichen Spannungsebenen hat das Verbundnetz insgesamt einen induktiven Blindwiderstand. Dazu kommt, dass ein Großteil der Verbraucher ebenfalls eine induktive Phasenverschiebung verursacht. Um dem entgegenzuwirken und die dadurch absinkende Spannung wieder anzuheben, wird bereits bei der Energieerzeugung in den Großkraftwerken mit einer kapazitiven Phasenverschiebung eingespeist.

5.5 Was kostet die Blindleistungseinspeisung?

Die Höhe der Kosten ist von Fall zu Fall sehr unterschiedlich: So kommt ein Funk-Rundsteuerempfänger nur dann zum Einsatz, wenn der Netzbetreiber die Blindleistungseinspeisung kurzfristig aus der Ferne steuern möchte. In diesem Fall wird zusätzlich eine SMA Power Reducer Box benötigt. Blindleistungsfähige SMA Wechselrichter sind im Preis hingegen identisch mit den bisherigen Modellen.

Davon abgesehen wirkt sich die geänderte Dimensionierung der Wechselrichter auf die Gesamtkosten der Anlage aus: Um die volle Wirkleistung des PV-Generators mit Phasenverschiebung einspeisen zu können, sind entweder mehr oder leistungsfähigere Wechselrichter erforderlich. Bei einem geforderten Verschiebungsfaktor von 0,95 macht dies aber weniger als ein Prozent der Anlagenkosten aus.

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5.6 Wie ändert sich die Anlagenplanung, wenn vom Netzbetreiber Blindleistung gefordert wird?

Selbstverständlich muss die Abgabe von Blindleistung bei der Auslegung einer PV-Anlage berücksichtigt werden. Dabei spielt der gewünschte oder geforderte Verschiebungsfaktor die entscheidende Rolle: Er bestimmt die Höhe der Scheinleistung und damit die benötigte Wechselrichterleistung. So entstehen bei einem cos(ϕ) von 0,95 zusätzlich rund 33 Prozent Blindleistung, was in der geometrischen Summe eine Scheinleistung von etwa 105 Prozent der angebotenen PV-Wirkleistung ergibt. Um 100 kW Wirkleistung mit dieser Phasenverschiebung einzuspeisen, wird daher ein Wechselrichter mit 105 kVA Nenn-Scheinleistung benötigt (siehe auch Beispielrechnung unter 5.1). Die vom Wechselrichter

aufgenommene Wirkleistung bleibt dabei in voller Höhe erhalten. Die jeweilige Blindleistung entsteht zusätzlich im Wechselrichter, weshalb er entsprechend größer dimensioniert sein muss.

Ist dies nicht der Fall, kann die angebotene Wirkleistung nicht vollständig aufgenommen werden. Aus der gegebenen Scheinleistung des Wechselrichters und dem gewünschten Verschiebungsfaktor ergibt sich dann eine geringere zur Verfügung stehende Wirkleistung.

Mit der kostenlosen SMA Planungssoftware „Sunny Design“ lassen sich seit der Version 1.5 sämtliche Möglichkeiten der Blindleistungseinspeisung berechnen.

Abb. 14: Die Wirkleistung des PV-Generators bleibt in voller Höhe erhalten, der Wechselrichter muss allerdings auf die größere Scheinleistung dimensioniert werden

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TECHKOMP-ADE111911 Gedruckt auf chlorfrei hergestelltem Papier. Ă&#x201E;nderungen, die dem technischen Fortschritt dienen, bleiben vorbehalten.

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