2014-02-24_PV-im-Stromnetz
SMA Solar Technology AG
24.02.2014 Veranstaltungsrückblick 93 0

Wie viel Photovoltaik (PV) verträgt das deutsche Stromnetz?

- Vortrag bei der Jahresmitgliederversammlung 2014 -

Im Anschluss an den offiziellen Teil der Jahresmitgliederversammlung des VDE Kassel hielt der neu gewählte Stellv. Vorsitzende / Schriftführer unseres Bezirksvereins Herr Dr. Bernhard Ernst einen Vortrag unter obigem Titel. Herr Dr. Ernst ist bei unserem korporativen Mitglied SMA Solar Technology AG, Niestetal, als Leiter der Abteilung Netzintegration tätig und Mitglied diverser Fachausschüsse in der Internationalen Elektrotechnischen Kommissionen (IEC) und der Deutschen Kommission für Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik (DKE) im DIN und VDE.

 

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Zu Beginn seiner Ausführungen zum Ausbau der Photovoltaik in unserem Elektrizitätsversorgungsnetz zeigte Dr. Ernst beispielhaft den PV-Tagesgang der Bundesrepublik Deutschland am 12. Juni 2011, hochgerechnet aus der Datenbasis des Sunny Portals der SMA, welches bei einem gesamten Datenbestand von ca. 5 GWp allein in Deutschland ca. 2,6 GWp und damit ca. 15 % der hier installierten Leistung in PV-Anlagen umfasst. Sie können sich die animierte Grafik unter diesem Link zur SMA Solar Technology AG ansehen und dabei auch die Vergangenheit betrachten.

 

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Am Beispiel eines Winter- und eines Frühlingstages im Jahr 2012 sowie eines Sommertages in 2013 wurde der Anteil der PV-Erzeugung gezeigt (alle während des Vortrags gezeigten Folien herunterladbar unter Download + Links) und ihre Bedeutung für die Abdeckung der Mittagsspitze erläutert. Naturgemäß ist diese in unserem Winter – bei niedrigerem Sonnenstand und an einem normalen Werktag sowie erheblich höherer Grundlast – mit ca. 18 % Anteil (Folie 6 oben) geringer als an einem Samstag im Frühling mit 43 % Anteil oder an einem sonnigen Sonntag im Juli mit knapp 50 % bei offensichtlichem Hochdruckwetter (deutlich geringere Erzeugung aus Windkraft) und erheblich niedrigerer Grundlast (Folie 8 unten). Die PV-Leistung ist mittlerweile gut prognostizierbar, zuverlässige und regional aufgelöste Folgetags-Prognosen für die Kraftwerkseinsatzplanung sind möglich.

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Zwangsläufig stellt sich die Frage, was denn bei noch mehr Installation von PV-Anlagen geschieht. Eine Grafik aus dem Jahr 2005 zeigt, dass bei 20 GWp PV-Leistung über die Woche gesehen überwiegend Spitzenlast erzeugt wird, bei beispielsweise 50 GWp jedoch für konventionelle Kraftwerke die Abendspitze signifikant wird, in der Mittagszeit also eine Abregelung und abends bzw. nachts ein Anfahren ggf. schnell regelbarer Kraftwerke mit einer verbleibenden Spitze von ca. 90 % über der Grundlast erforderlich würde (Folie 12 unten).

 

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Im zweiten Teil stellte Dr. Ernst die Kostenentwicklung der Photovoltaik dar. Hier ergab sich bereits 2012 ein Gleichstand der Erzeugungskosten mit dem Strompreis für die Verbraucher, erwartet wird für die Jahre ab 2017 aufgrund der ständig niedrigeren Investitionskosten ein Auslaufen der Förderung. Dargestellt sind in Folie 14 die EEG-Vergütungssätze für PV-Anlagen unterschiedlicher Aufbauart und Größe, in Folie 15 die spezifischen Installationskosten in Dollar je Watt Gleichstromleistung bei Anlagen im Leistungsbereich bis 5 kW europäische Länder und Länder in Übersee.

 

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Auf die technischen Lösungen zur Erhöhung der Aufnahmekapazität der Verteilnetze ging der Vortragende im nächsten Teil seines Vortrages ein. Unsere traditionelle Netzstruktur ist nach dem Top-Down-Prinzip aufgebaut: große Erzeugungsanlagen (Wärmekraftwerke mit fossilen und nuklearen Brennstoffen) speisen in das Übertragungsnetz mit Spannungen ≥220 kV ein, hinzu kommen auf der Mittelspannungsebene typische EE-Erzeugungsanlagen wie PV-Freiflächenanlagen, Biogas, Geothermie und kleinere Windparks (u. a. die neuen Anlagen der Städtischen Werke Kassel in der Söhre und am Sandershäuser Berg). Auf der Niederspannungsebene, auf der der Großteil der PV-Anlagen installiert ist, erzeugen noch kleinere BHKW, künftig evtl. auch Brennstoffzellen elektrische Energie und Elektroautos könnten bei nennenswertem Einsatz auch ein Niederspannungsnetz stützen (Folie 17 oben).

 

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Künftig wird jedoch, wie Folie 18 oben zeigt, ein Wechsel hin zu fluktuierenden bidirektionalen Leistungsflüssen erforderlich werden und für die unsere bestehenden Netze ertüchtigt werden müssen. Auf der Verteilnetzebene mit 110 kV sind schon seit Jahren größere Onshore-Windparks (beispielsweise die von uns in 2004 besichtigte Anlage auf dem Sintfeld an der A44 Richtung Dortmund) angeschlossen, weitere werden wie auch PV-Kraftwerke folgen. Offshore-Windparks in Nord- und Ostsee werden je nach Leistung und Entfernung zum Festland über Drehstrom- oder Gleichstrom-Seekabel an das Übertragungsnetz auf dem Festland angebunden, hier kommt PV bisher nicht vor (Folie 19).

 

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Bei weiter zunehmendem Ausbau der PV-Anlagen, teilweise sicherlich schon jetzt, kommt für jeden Netzbetreiber im Niederspannungsnetz verstärkt die Aufgabe der Einhaltung des Spannungsniveaus nach DIN EN 50160 mit einer maximalen Abweichung von ± 10 % von der Nennspannung hinzu. Er musste bisher schon durch die maximale Kabellänge vom Trafo bis zum letzten Verbraucher und den ausgewählten Kabelquerschnitt dafür sorgen, dass dies von der Norm vorgegebene Toleranzband weder über- noch unterschritten, also eine Spannung zwischen 207 V und 253 V bei allen Lastverhältnissen eingehalten wurde. Bei fest eingestelltem Übersetzungsverhältnis des Ortsnetztransformators kann es vorzugsweise in lastschwachen Mittagsstunden in Ortslagen mit größeren Abständen zwischen Ortsnetztrafo und größeren PV-Anlagen auf Scheunendächern zu Spannungsanhebungen kommen, die dieses Toleranzband überschreiten und sowohl beim Erzeuger wie auch bei den Nachbarn zu unzulässigen Spannungsanhebungen kommen wie Folie 22 oben zeigt.

Eine Möglichkeit zur Reduzierung dieser Spannungsanhebung bietet der "untererregte", also induktive Betrieb am Netzanschlusspunkt. Folie 23 stellt bei unterschiedlichen Netzimpedanzwinkeln ψ die mögliche Reduktion der Spannungsanhebung dar. Je größer ψ ist und je kleiner Leistungsfaktor des Wechselrichters im induktiven Betrieb gewählt wird, desto größer ist die Reduktion der Spannungsanhebung an weiter entfernten Anschlusspunkten. Dies führt allerdings ggf. zu einer größeren Auslegung des Wechselrichters.

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Folie 24 oben zeigt die Verhältnisse am Beispiel eines Hausanschlusses HAS 1 mit ausschließlichem Verbrauch an der Last 1 und eines weiteren Hausanschlusses HAS 2 mit Erzeugung von Wirkleistung, Bezug von Blindleistung im induktiven, also untererregtem Betrieb des PV-Wechselrichters und Verbrauch an der Last 2. In diesem durchaus realistischen Lastfall wird über den Ortsnetztrafo die Wirkleistung ins Mittelspannungsnetz abgegeben, welche nach Abzug an den Hausanschlüssen benötigter Leistung verbleibt und Blindleistung bezogen.

Eine weitere Möglichkeit stellt die Spannungshaltung durch eine "intelligente" Ortsnetzstation dar. Sie benötigt (im Gegensatz zu den bisher üblichen Stationen mit Transformatoren mit üblicherweise drei nur durch Umklemmung wählbaren Anzapfungen der Primärwicklung) einen im Übersetzungsverhältnis einstellbaren Ortsnetztrafo, der je nach Anforderungen bis zu neun Stufen haben und die Aufnahmekapazität des Netzes für PV-Anlagen durchaus auf das Doppelte steigern kann. Wie die Folien 25 bis 27 zeigen wird durch Messung der Spannung am Einspeisepunkt der PV-Anlage oder an einem Kabelverteiler und Übermittlung des Messwertes an die Ortsnetzstation eine Veränderung des Übersetzungsverhältnisses bewirkt. Dies führt dazu, dass der zuvor erreichte Spannungsanstieg auf nahezu die Grenze des Toleranzbandes in lastschwachen Zeiten deutlich reduziert wird (Folie 26) und so den weiteren Zubau von PV-Anlagen ermöglicht (Folie 27 unten). Mit dieser Möglichkeit, die Einspeiseleistung in einem bestehenden Ortsnetz zu steigern, haben wir uns beim Vortrag von Frau Kerstin Becker, E.ON Mitte AG, am 24.01.2013, und der nachfolgenden Exkursion nach Felsberg-Niedervorschütz am 15.05.2013 vertraut gemacht.

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In Folie 28 ging Dr. Ernst dann auf das Erzeugungs- und Einspeisemanagement ein und stellte die rechtliche Basis unterschiedlicher Leistungsgrößen bei PV-Anlagen dar, welche sowohl für das Übertragungs- wie auch das Verteilnetz sinnvoll seien. Zur Leistungsbeeinflussung der PV-Anlagen ist die jetzige Rundsteuertechnik mit ihren spezifischen Signalen wegen der großflächigen Adressierung für künftige Smart Grids nicht geeignet.

Auf den Folien 30 bis 33 gab der Vortragende seine Ausführungen abschließend einen Überblick über die Netzintegration auf den Ebenen des Verteil- und des Übertragungsnetzes sowie eine Zusammenfassung. Im Verteilnetz stehen die Gesichtspunkte der Spannungshaltung und des Energiemanagements mit den in der Folie 30 genannten Gesichtspunkten für die nächsten Jahrzehnte im Fokus. Die Bewertung der im Vortrag vorgestellten Maßnahmen hinsichtlich des weiteren PV-Zubaus geht aus Folie 31 hervor. Hier sieht, je nach örtlicher Situation, Herr Dr. Ernst im NS-Netz die Steigerung um bis zu 200 % durch Spannungshaltung im untererregten, also in der Wirkung induktiven Betrieb der Wechselrichter als effektivste Maßnahme an während das Abschneiden der Erzeugungsspitzen durch Speicherung in einer Batterie die teuerste ist (Folie 31 unten).

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Im Übertragungsnetz hingegen kommen Gesichtspunkte der Systemstabilität wie das Erzeugungsmanagement bei der Einspeisung größerer Leistungen, die frequenzabhängige Leistungsreduktion und die Nachbildung rotierender Generatoren zur Übernahme der Momentanreserve und somit der Primärregelung zum Zuge. Als energiewirtschaftliche Maßnahmen stehen die Solarprognose, der Eigenverbrauch, ein sicherlich aufwendiges zentrales Peak-Shaving und Maßnahmen des Demand-Side-Managements mit der Wärmepumpe und der Speicherheizung zur Verfügung. Letztere war vor Jahrzehnten mal eingeführt worden, um das Abregeln seinerzeit sicherlich sehr träger Wärmekraftwerke einzuschränken. Folie 33 ist selbsterklärend, die in Folie 20 wiedergegebenen Szenarien wie "Netzkollaps" und "20 Mrd. € Netzausbau" sind vermeidbar.

Wolfgang Dünkel
Öffentlichkeitsarbeit

(last update 24.02.2014)