Nachtschicht am Netz

K eine sechs Monate alt, und schon Makulatur: Der Netzausbauplan der Bundesregierung sieht vor, bundesweit 2.800 Kilometer neue Stromtrassen zu bauen. Rund 1.900 Kilometer bestehender Leitungen sollen ertüchtigt werden. Die Kosten belaufen sich auf rund zehn Milliarden Euro.

Makulatur ist der Plan deshalb, weil er das alte System der Netzregelung fortschreibt. Intelligente Leistungselektronik in den Wechselrichtern oder der sinnvolle Einsatz von Stromspeichern kommen darin nicht vor. Zehn Milliarden Euro werden in Projekte gesteckt, die wahrscheinlich niemand braucht. Denn Tausende dezentrale Wechselrichter in Photovoltaikanlagen und Windrotoren können weitgehend autonom agieren. Sie sind in der Lage, in der Niederspannung und in der Mittelspannung zusätzliche Netzkapazitäten frei zu machen. Große Solarparks speisen mit sehr hohen Spannungen ein, sie können sogar im Übertragungsnetz aushelfen.

Netzstabilisierende Funktionen nennt man Systemdienstleistungen. Dazu gehören Blindleistung, Überbrückung von kurzzeitigen Netzausfällen sowie die Stabilisierung der Spannung und Frequenz im Netz. „Solche Systemdienstleistungen eröffnen in Europa große Möglichkeiten“, urteilt Marco Trova, Chef des technischen Vertriebs bei Power-One. Der Hersteller von Wechselrichtern ist auf allen Märkten unterwegs. Mit dem Aurora Ultra bietet Power-One einen Großwechselrichter mit 1,4 Megawatt Leistung an, der alle Systemdienstleistungen bereitstellen kann. „Leider werden die großen Solarparks aus der Förderung genommen“, klagt der Italiener. „Eigentlich besteht ein hoher Bedarf für Netzsteuerung durch die Wechselrichter.“

Nach seiner Auffassung ist es möglich, Solarparks gezielt dort aufzubauen, wo man Kosten für teuren Netzumbau sparen möchte. „Dazu müssen wir die Netzbetreiber involvieren, beispielsweise um Blindleistung einzuspeisen“, meint er. „Auch Speicher können die Netze entlasten. Wir können durchaus berechnen, welche Kosten die Wechselrichter und Speicher verursachen und welche Kosten sie sparen.“

Ungenutzte Chancen

In den politischen Szenarien der Energiewende bleiben diese Chancen bisher ungenutzt. Denn bisher waren alle Fördermodelle darauf ausgerichtet, messbare Wirkleistung in die Netze zu bringen. Binnen weniger Jahre verlief der Ausbau so erfolgreich, dass in einigen Netzregionen eine Überlastung droht, vor allem im Sommer um die Mittagszeit. Um die verschiedenen Spannungsebenen der Stromnetze wirklich sinnvoll umzubauen, muss man zunächst verstehen, was beispielsweise Blindleistung ist.

Wer zahlt für die Systemdienste?

Bei Netzstrom aus dem Kohlekraftwerk laufen die Wechselspannung und der Wechselstrom fast genau in der Phase. Ihre Maxima sind nur minimal gegeneinander verschoben. Der so genannte Phasenwinkel (Phi) wird von den Netzbetreibern fest eingestellt. Zur Berechnung der Netzleistung nutzt man den Kosinus des Phasenwinkels, weil es sich um sinusförmigen Wechselstrom handelt. So ist der Kosinus (cos Phi) meist auf 0,95 eingestellt. Die im Netz übertragbare Leistung ergibt sich aus dem Produkt von Maximalspannung, Maximalstromstärke und eben jenem Kosinus Phi.

Sie wird jedoch nur erreicht, wenn Spannung und Stromstärke auf ihre Maximalwerte klettern, also genau zweimal pro Schwingung. Dazwischen hat das Netz erhebliche Reserven. Verschiebt man die Gipfel auf intelligente Weise, kann das Netz viel höhere Leistung aufnehmen – und damit mehr Energie. Die Steuerungen der Großkraftwerke sind dafür zu träge. Moderne Wechselrichter können diese Verschiebung in Millisekunden übernehmen, sogar in der Nacht. Dann entnehmen sie ein wenig Wirkleistung mit der fest eingestellten Phasenverschiebung.

Der Wechselrichter legt eine Korrekturkurve auf Spannung und Stromstärke und speist die Energie mit großer Verschiebung zurück ins Netz. Die Blindleistung lässt sich messen, das wäre kein Problem. Viel schwieriger ist ihre Integration in den Strommarkt: „Wenn der Netzbetreiber mehr Blindleistung abfordert, könnte es nötig sein, die Wirkleistung zu reduzieren“, erläutert Trova. „Dafür braucht man einen finanziellen Ausgleich. Aber es ist schwierig, einen Preis zu finden. Für Blindleistung sollte eine Kompensation eingeführt werden.“

Es geht ums Geld, wie immer. Angesichts der enormen Kosten für den Netzumbau sollte es sich lohnen, diese Einsparungspotenziale tatsächlich zu nutzen. „Die Wechselrichter können etwa Blindleistung bereitstellen, auch nachts, wenn keine Sonne scheint“, bestätigt Peter Bruhns, Produktmanager für die großen Solarwechselrichter, die AEG Power Systems anbietet. „Das ist mittlerweile technischer Standard, keine Vision mehr.“

Regelung auch in Verteilnetzen

AEG stellte im Sommer einen neuen Zentralwechselrichter mit 880 Kilowatt Leistung vor, der solche Systemdienste gleichfalls anbietet. Daneben sind zusätzliche Geräte verfügbar, mit erweiterten Funktionen. So erlaubt es die Thyrobox VR von AEG Power Systems, die Spannung in lokalen Niederspannungsnetzen zu regulieren. „So etwas bauen wir schon, auch das ist keine Vision mehr“, bestätigt Peter Bruhns. „ Wir haben mit den Stadtwerken in Lippstadt eine Fallstudie gemacht, um die Ergebnisse systematisch auszuwerten.“

Die Thyrobox ist eine Komponente der Leistungselektronik in der Photovoltaik, die den Wechselrichter ergänzen kann. Das passiert nicht im Wechselrichter, das sind Baugruppen eines Gesamtsystems. Sie ermöglichen den weiteren Ausbau der Photovoltaik und reduzieren zugleich die Kosten für den Netzausbau. Denn das Gros der Photovoltaikanlagen hängt am Niederspannungsnetz, speist mit kleinen und mittleren Leistungen ein.

Der Trend ist eindeutig: Die Wechselrichter werden immer intelligenter, und sie speisen zunehmend in Mittelspannung ein. Denn die Zahl der gewerblichen Anlagen steigt. Ursprünglich wurden die Systemdienste für die leistungsstarken Zentralwechselrichter der Photovoltaikparks entwickelt, durch Hersteller wie SMA und Projektentwickler wie Belectric. Nun halten die Funktionen auch in kleineren Umrichtern Einzug.

Wechselrichter vernetzen

Ein Beispiel ist Kaco New Energy in Neckarsulm. Kaco bietet den Powador XP 550 mit 550 Kilowatt an, ein typisches Gerät für große Solarparks mit mehreren Megawatt Nennleistung. Zwei oder drei dieser Giganten werden in sogenannten Power Stations integriert, die als Container per Sattelschlepper auf die Baustelle kommen. Bei ihnen ist die Mittelspannungsschaltanlage bereits integriert, um 1,1 oder 1,5 Megawatt ins Netz zu drücken. An die Mittelspannung (480 Volt AC) schließt Kaco auch den neuen 72.0 TL3 Park an, der seit Herbst verfügbar ist. „Damit lassen sich auch größere Solarparks mit dezentralen Schaltungskonzepten realisieren“, erklärt Vertriebschef Andreas Schlumberger. „Sie erlauben die sehr feingliedrige Aufteilung des Generators und den schnellen Austausch einzelner Geräte bei Defekten.“ Damit stehen dem Netz nicht mehr nur ein oder mehrere Großwechselrichter gegenüber, sondern ein ganzer Chor intelligenter Umrichter mit stabilisierenden Eigenschaften.

Nach Auffassung von Torsten Schlaaf werden die technischen Möglichkeiten zur Steuerung der Solarkraftwerke längst nicht ausgenutzt. Schlaaf ist bei Skytron Energy in Berlin Experte für Netze und Steuerungen. „Die Betreiber der Netze und der Anlagen suchen verstärkt nach solchen Möglichkeiten“, bestätigt er. „Beispielsweise, indem sie eine Drosselspule als statische Kompensationsanlage einbauen, die sie bei Bedarf zu- oder abschalten.“ Dadurch werden die Wechselrichter bei der Bereitstellung von Blindleistung unterstützt. Ist es der Wechselrichter, der die Blindleistung einspeist, reduzieren sich die Wirkleistung und die Einspeisevergütung. „Mit statischen oder dynamischen Kompensationsanlagen geht das einfach und ohne Verluste in der Wirkleistung“, empfiehlt Schlaaf. „Der Kraftwerksregler kann dies automatisch steuern.“

Die Steuerung fährt eine Rampe

Skytron hat sich auf die Regelungstechnik für große Solaranlagen spezialisiert. Oft haben die Netzbetreiber besondere Wünsche: Braucht das Netz mehr oder weniger Einspeiseleistung, sollten der Wechselrichter und die Steuerung die Kennlinien im sogenannten Rampenbetrieb fahren. „Dadurch wird ein sprunghafter Anstieg oder Abfall der Leistungskurve vermieden“, erläutert der Fachmann. „Die Kraftwerkssteuerung muss auch in der Lage sein, auf Wolken zu reagieren, damit die Leistung nicht plötzlich einbricht.“

In diesem Fall bieten sich große Stromspeicher an, um den Zusammenbruch zu glätten. Dasselbe gilt, wenn die Wolkendecke plötzlich aufreißt: „Dann liefert das Kraftwerk auf einen Schlag die doppelte oder dreifache Leistung wie kurz zuvor“, meint Schlaaf. „Da muss die Steuerung eine Rampe fahren, die zusätzlich nach der Leistung variiert.“ In den USA ist dieses Thema schon länger in der Diskussion. Eine solche Rampensteuerung bei Wolkenzug macht bei Kraftwerken ab zehn Megawatt Sinn. Denn, wie Torsten Schlaaf sagt: „Man entlastet das Netz und kann mehr Sonnenstrom einspeisen.“

Skytron bietet seit Kurzem ein spezielles Interface für die Kraftwerkssteuerung an, unter dem Markennamen Skycontrol RI (Remote Interface). Es basiert auf dem digitalen Kommunikationsprotokoll Modbus und wurde speziell für die Direktvermarktung des Sonnenstroms entwickelt. Skycontrol RI erlaubt es beispielsweise, die Wirkleistung unterhalb der Netzregelung zu steuern. „Natürlich haben die Steuerbefehle der Netzbetreiber weiterhin Priorität“, sagt Schlaaf. „Doch über den Modbus kann das Kraftwerk die momentane Wirkleistung an den Betreiber oder eine andere Adresse melden.“ Das Interface ist auch für ältere Kraftwerke nachrüstbar, die mit der Kraftwerksregelung Skycontrol von Skytron Energy ausgestattet sind.

Die Regelungstechnik ist mittlerweile so intelligent, dass die Kraftwerksregler neben Solarparks auch Windparks mit ansteuern können. Dann wirken beide Generatoren am Netzverknüpfungspunkt wie ein einheitliches Kraftwerk. Auch Torsten Schlaaf sieht die Probleme weniger in der Technik als in den Spielregeln des EEG: „Aktuell wird nur die eingespeiste Wirkleistung vergütet. Wenn wir die Dienstleistungen der Wechselrichter und Kraftwerkssteuerungen für die Netzstabilität vergüten würden, könnten wir beim Leitungsausbau viel Geld sparen.“

Vorschläge zur besseren Netzintegration

Forscher des EU-Projektes PV Grid arbeiten an Maßnahmen, um die Photovoltaik zu möglichst geringen Kosten in die Stromnetze zu integrieren. Die Ergebnisse zeigen, dass zahlreiche Ideen für die Netzintegration auf dem Tisch liegen, sowohl in technischer Hinsicht als auch durch regulatorische Vorgaben. So können intelligente Wechselrichter oder dynamisch regelbare Ortsnetztransformatoren die Kosten für den Umbau der Stromnetze drastisch senken. Denn sie erhöhen die Aufnahmefähigkeit der bestehenden Verteilnetze deutlich. „Moderne Photovoltaikanlagen sind kleine Kraftwerke, die wertvolle Systemdienstleistungen für die Netze bereitstellen“, analysiert Jörg Mayer, Geschäftsführer des Bundesverbands Solarwirtschaft. Der Verband koordiniert das Projekt PV Grid, das durch Mittel aus dem EU-Programm „Intelligente Energie für Europa“ gefördert wird. Beteiligt sind zahlreiche nationale Solarverbände sowie Betreiber von Stromverteilnetzen wie die RWE Deutschland AG – insgesamt 21 Partner aus 17 EU-Ländern. Ziel des bis Ende 2014 laufenden Projekts ist es, regulatorische Hindernisse abzubauen, die der Integration von großen Mengen Solarstrom in die europäischen Stromnetze im Wege stehen.

https://www.solarwirtschaft.de/

Feldversuche mit intelligenten Wechselrichtern

Forscher des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) in Freiburg haben in einem Feldversuch nachgewiesen, dass Photovoltaikkraftwerke das Stromnetz stabilisieren. Dazu haben die Wissenschaftler ein neues Messsystem entwickelt. Im Solarpark im schwäbischen Dürbheim wiesen sie nach, dass solche Anlagen in der Lage sind, Dienstleistungen zur Netzstabilisierung zu erbringen. Dazu wurde getestet, wie sich die Solaranlage verhält, wenn das Mittelspannungsnetz plötzlich zusammenbricht. Diesen Test zum sogenannten Low Voltage Ride Through (LVRT) hat die Anlage tadellos bestanden. Bisher gab es für solche Fälle lediglich Simulationen.

Für den Feldtest haben die Forscher ein mobiles Messsystem entwickelt und in einen Prüfcontainer installiert. „Die Herausforderung bestand darin, die Ströme und Spannungen der fünf räumlich verteilten Wechselrichterstationen hochauflösend und exakt synchron zu erfassen“, erklärt Gregor Dötter, Leiter des Forschungsprojektes am Fraunhofer ISE. „Wir setzen GPS-Sensoren ein. Dadurch ist es möglich, jedem Messwert einen sehr genauen Zeitstempel zu geben.“

Mit der neuen Technik lassen sich Solaranlagen viel besser und genauer unter die Lupe nehmen, um ihre Netzdienste zu prüfen. „Das neue Messsystem ist ein wertvolles Werkzeug für die Analyse des komplexen Zusammenspiels der Wechselrichter untereinander“, sagt Sönke Rogalla, Leiter der Arbeitsgruppe für Zentralwechselrichter am ISE. „Wir können so die Bewertung ihres Verhaltens bei Netzfehlern weiter verfeinern und optimieren. Das hilft uns bei der Entwicklung verfeinerter Regelstrategien.“

https://www.ise.fraunhofer.de/

Stromnetze der Energiewende

Netzbetreiber, Stadtwerke, Energieversorger, Gerätehersteller und Systemanbieter sowie Forscher und Regulierer diskutieren am 29. und 30. Januar 2014 im Berliner Hilton Hotel darüber, wie die künftigen Stromnetze aussehen müssen. Eine weitere Erhöhung der Anteile fluktuierender und teilweise dezentraler erneuerbarer Stromerzeugung erfordert die Abstimmung verschiedener Interessensvertreter aus Wirtschaft, Politik und Technik. Zusätzliche Themen: Systemdienstleistungen von Erneuerbaren, Flexibilitätspotenziale, Netzplanung und -betrieb, das Smart Grid mit Informations- und Kommunikationstechnik, Speicher- und Energiemanagement sowie künftige Geschäftsmodelle.

https://www.otti.de/

„Die Potenziale werden unterschätzt“

Bisher belohnt das Erneuerbare-Energien-Gesetz die Einspeisung von Wirkleistung. Zu viel Sonnenstrom bringt die Stromnetze an den Rand ihrer Tragfähigkeit. Können die Generatoren die Netze auch entlasten?

Roland Grebe: Alle dezentralen erneuerbaren Energien können das Netz mit Systemdienstleistungen stützen und entlasten. Weil sie dezentral agieren, sind sie an den drei Spannungsebenen der Versorgungsnetze angeschlossen: Niederspannung, Mittelspannung oder Hochspannung. Überall ließen sich ihre netzentlastenden Systemdienstleistungen nutzen.

Welche technischen Möglichkeiten bietet die Photovoltaik, um die Netze zu entlasten?

Das sind vor allem die Blindleistung, integrierte Speicher oder Reservekapazitäten, die man auch vergüten müsste. Solarwechselrichter können auch kurzzeitige Spannungseinbrüche im Netz durchfahren und in die Regelung von Spannung und Frequenz im Netz eingebunden werden. Die Direktvermarktung oder der Eigenverbrauch allein genügen nicht, um die Möglichkeiten der Photovoltaik vollständig zu nutzen. Vielmehr kann sie gezielt eingesetzt werden, um einen sicheren und stabilen Netzbetrieb zu gewährleisten und den notwendigen Stromnetzausbau zu minimieren.

Brauchen wir dafür mehr solare Großkraftwerke?

Natürlich brauchen wir auch die großen Solarparks. Die Frage ist: Wo baut man sie? Große Solarparks könnte man dort aufbauen, wo zum Beispiel ein schwaches Netz durch die Bereitstellung von Netzdienstleistungen gestützt werden kann.

Haben Sie dafür ein Beispiel?

Ein Beispiel ist das große Solarkraftwerk bei Templin, das 128 Megawatt leistet. Dort laufen 114 unserer Zentralwechselrichter vom Typ Sunny Central 900 CP. Sie sind in der Lage, sogar nachts Blindleistung in das Netz zu speisen. Im Prinzip wirken sie wie Phasenschieber.

Wie funktioniert das?

Durch Einspeisung beziehungsweise Entnahme von Blindleistung aus dem Netz können sie die effektive Phasenverschiebung zwischen den Spannungen am Anfang und Ende einer Leitung ändern – und damit die Energiemenge erhöhen, die mit dieser Leitung übertragen werden kann. Auf diese Weise tragen die Solarwechselrichter dazu bei, dass die Kapazitäten der Übertragungsnetze besser genutzt werden. Somit machen sie zusätzliche Netzreserven frei, beispielsweise für die Durchleitung von Windstrom.

Wie hoch ist der Investitionsbedarf?

Die Photovoltaik bietet die Chance, die Netzumbaukosten zu senken, ohne wesentliche Zusatzinvestitionen in die Solaranlagen. Die Solarwechselrichter als die intelligente Schnittstelle zum Netz müssen nur entsprechend konfiguriert und dimensioniert werden. Dies gilt insbesondere für kleine und mittelgroße Anlagen.

Warum liegt bei diesen Anlagen der Schwerpunkt?

Zwischen 70 und 80 Prozent aller Solaranlagen speisen in die Niederspannungsnetze ein, also in die örtlichen Versorgungsnetze. Dort können auch sie Netzreserven erschließen. Diese Technologie könnte man mit regelbaren Ortsnetztransformatoren verbinden, dafür sind nur geringe Zusatzinvestitionen nötig. Eine Studie der Deutschen Energieagentur und von Ecofys hat gezeigt: Nur zehn Prozent der erforderlichen Investitionen für den Umbau der Niederspannungsnetze werden durch die erneuerbaren Energien verursacht.

Wie hoch könnte die Einsparung beim Netzumbau sein?

Nutzt man die technischen Möglichkeiten und die Systemdienstleistungen beispielsweise der Photovoltaik aus, könnten die Investitionen allein in der Niederspannung um 60 Prozent sinken. Aber bisher werden die Potenziale unterschätzt.

Das Gespräch führte Heiko Schwarzburger.

Mehr Praxis: Netztechnik

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• Systemdienste von Solarwechselrichtern (SMA)
• Rolle der Netzentgelte und Netzkosten bei der Strompreisbildung (Agentur für Erneuerbare Energien)

http://www.photovoltaik.eu/Dossiers-Themen