Der Anschluss von dezentralen Solargeneratoren mit mehreren Megawatt Erzeugungsleistung an das Mittelspannungsnetz kann Schwankungen oder Defizite des Blindleistungsverhaltens am Netzanschlusspunkt (NAP) hervorrufen. Dies stellt die verantwortlichen Betreiber vereinzelt vor Probleme, welche zum Zeitpunkt der Bauphase nicht mit „eingerechnet“ worden waren.
Aktuell erhalten immer mehr Besitzer von Freiflächenanlagen von den verantwortlichen Verteilnetzbetreibern (VNB) die Aufforderung, für ihre an das Mittelspannungsnetz gekoppelte Erzeugungsanlage ein Zertifikat einzureichen.
Probleme mit Zertifikaten für die Verteilnetzbetreiber
Dem Autor sind mehrere Fälle bekannt, bei denen das Zertifikat bislang nicht erteilt werden konnte. Denn die Anlagen sind nicht konform mit der Mittelspannungsrichtlinie. Ein wichtiges Problem ist das unzureichende Wirk- und Blindleistungsverhalten. Zur Erlangung des geforderten Anlagenzertifikats sind sämtliche durch die unabhängige Zertifizierungsstelle bemängelten Probleme binnen einer festgeschriebenen Frist zu beheben. Der Nachweis der Funktionsfähigkeit sämtlicher zertifizierter Punkte ist dem Verteilnetzbetreiber ebenfalls vorzulegen.
Der benötigte Blindleistungsbedarf am Netzanschlusspunkt einer Photovoltaikanlage wird prinzipiell aus einer typischen Anlagenstruktur (Abbildung 1) ermittelt. Sonneneinstrahlung und Temperatur sind die maßgebenden Faktoren, die den Ertrag der Solarmodule bestimmen (Abbildung 4).
Induktive und kapazitive Einflüsse
Die erzeugten DC-Ströme werden über DC-Leitungen an die Wechselrichter übertragen. Diese verringern aufgrund von Umwandlungsverlusten die übertragene AC-Leistung, die an die dreiphasigen Transformatoren (0,4 Kilovolt/20 Kilovolt) in die Mittelspannung übertragen wird.
Magnetisierungsströme in den Wicklungen der Transformatorspulen nehmen induktiven Einfluss auf das Blindleistungsverhalten des gesamten Systems, welchem der massive kapazitive Einfluss der 20-Kilovolt-Anschlussleitung entgegenwirkt.
Der Regler der Energieerzeugungsanlage (EZA)
Am Netzanschlusspunkt hat dies ein stark kapazitives Verhalten der gesamten Erzeugungsanlage zur Folge. Die am Netzanschlusspunkt durch ein Netzanalysegerät aufgenommenen Messwerte der Ströme, Spannungen, Wirk- und Blindleistung dienen dem in der Parktopologie verbauten EZA-Regler zur Stellwertbildung der Wirk- und der Blindleistungsvorgabe. Sie werden an die zu steuernden Erzeugungseinheiten übermittelt, um die Anforderungen des Netzbetreibers umzusetzen. Das Blindleistungsdefizit der Energieerzeugungsanlage im Schwachlastbereich gleicht beispielsweise eine Kompensationsanlage auf Niederspannungsebene durch intelligente Ansteuerung aus (Abbildung 1).
Q-Kompensation fürs Zertifikat
Detaillierte Informationen ergeben sich aus der Veröffentlichung „Nachträgliche Modifikation des Blindleistungsverhaltens bestehender Photovoltaik-Freiflächenanlagen“ [1].
Der Netzbetreiber fordert in seinen Anschlussbedingungen unter anderem die Einhaltung der Vorgaben für den Leistungsfaktor Kosinus Phi zwischen 0,95 (kapazitiv) bis 1,0 oder 0,95 (induktiv) am Netzanschlusspunkt. Diese Vorgabe gilt ab einer Wirkleistungseinspeisung von zehn Prozent der vereinbarten Anschlusswirkleistung [3].
Wechselrichter allein reichen nicht aus
Weiterhin ist die maximale Einspeisung von zehn Prozent der Anschlusswirkleistung an kapazitiver Blindleistung zulässig, sofern die Wirkleistungseinspeisung am Netzanschlusspunkt kleiner zehn Prozent der Anschlusswirkleistung ist. Abbildung 2 zeigt einen am Netzanschlusspunkt gemessenen, exemplarischen Tagesverlauf.
Die Wechselrichter (String- und Zentralwechselrichter) des Solarparks sind derzeit, trotz erster Anpassungen der Hardware, noch nicht in der Lage, den geforderten Leistungsfaktor (Kosinus Phi = 1,0) in allen Betriebspunkten einzustellen.
Solarpark verhält sich nicht konform
Zur Erlangung der Konformitätserklärung ist ein Blindleistungsverhalten für die Spannungen U am Netzanschlusspunkt zwischen der 0,9-fachen und der 1,1-fachen Nennspannung einzuhalten. Diese Forderung hat zur Folge, dass die Anschlussleitung des Solarparks bei 1,1-facher Nennspannung einen noch höheren kapazitiven Blindleistungsbeitrag am Netzanschlusspunkt leistet.
Die zur Erfüllung der Netzanschlussbedingungen notwendige induktive Blindleistung übersteigt den Bedarf bei Nennspannung weiter. Der Solarpark verhält sich ohne weitere Maßnahmen nicht konform zu diesen Netzanschlussbedingungen. Er ist über eine lange Anschlussleitung angeschlossen, was zu stark kapazitivem Verhalten führt.
Dieses Blindleistungsverhalten am Netzanschlusspunkt hängt quadratisch von der Betriebsspannung U der Leitung, aber auch von deren Auslastung durch den Einspeisebetrieb des Parks sowie der Transformatoren im Park ab. Dieses induktive Verhalten wirkt dem kapazitiven der Leitung entgegen, was in Abbildung 3 (links) dargestellt ist. Dort erkennt man die jeweiligen Abhängigkeiten, die Wirkleistungseinspeisung über den Netzanschlusspunkt sowie die Netzspannung und deren zulässige Toleranzen.
Grenzwerte einhalten
In Abbildung 3 rechts sind zusätzlich zum passiven Verhalten des Solarparks bei variierender Netzspannung und Wirkleistungseinspeisung die geforderten Grenzwerte seitens der Mittelspannungsrichtlinie aufgezeigt (schwarz gestrichelt).
Sie stellen den Blindleistungsbedarf am NAP (x-Achse) in Abhängigkeit der Wirkleistungseinspeisung dar. Die Differenz aus dem Blindleistungsverhalten und der Forderung der Mittelspannungsrichtlinie muss über die Hardware im Solarpark kompensiert werden.
Andere Anwendungsfälle stützen sich auf das wirtschaftliche Einsparpotenzial, welches die Blindleistungskompensation auf Niederspannungsseite dem Betreiber bietet.
So ist es gängige Praxis mehrerer Verteilnetzbetreiber, den Betreibern von Energieerzeugungsanlagen einen Betrag für ungewünschte kapazitive oder induktive Blindarbeit in Rechnung zu stellen. Die Abbildung 4 veranschaulicht den Lastgang dieser Beispielanlage (rund vier Megawatt) mit Anschluss an die Mittelspannung (20 Kilovolt).
Netzbetreiber fordern Ausgleichszahlungen
Im vorliegenden Fall ist der Anlagenbetreiber zu einer Ausgleichszahlung von rund 0,01 Euro je Kilowattstunde Wirkleistung verpflichtet, sofern am Netzanschlusspunkt kapazitive oder induktive Blindleistung unter Wirkleistungsbezug und Abhängigkeit des aktuellen Stromtarifs in das nachgelagerte Mittelspannungsnetz eingespeist wird.
Der Parkregler der Erzeugungsanlage ist im Einspeisebetrieb (Wirkleistung ist größer als 70 Kilowatt) in der Lage, den Wechselrichter anzusteuern und den Verschiebungsfaktor auf Kosinus Phi = 1,0 bereitzustellen. Im Leerlauf weist die Anlage einen Überschuss von 50 Kilowatt kapazitiver Blindleistung am Netzanschlusspunkt auf.
Im Monatsmittel sind für den Anlagenbetreiber für diese Anlage Kosten von mehr als 200 Euro zu erwarten. Diese Kosten lassen sich jedoch durch Einbau von intelligenter Technik größtenteils kompensieren.
Kein Solarpark gleicht dem anderen. Die Anlagen werden hinsichtlich Hardware, Vergütung und Kosten des Wirkleistungsbezugs ausgelegt. Unter Zuhilfenahme von reellen Messdaten der untersuchten Anlage über einen Jahreszyklus wurde ein Profil zur Blindleistungskompensation erstellt und ausgewertet. Basis war eine Zeitschrittsimulation.
Rund 1.300 Euro im Jahr eingespart
In die Topologie der vorgestellten Vier-Megawatt-Anlage wurde eine Drosselspule mit 50 Kilowatt induktiver Blindleistung (U = 400 Volt) inklusive intelligenter Ansteuerung integriert.
Die Abbildung 5 zeigt den Vergleich der Q-Messwerte am Netzanschlusspunkt zwischen dem Anlagenbetrieb ohne (unten links) sowie mit Blindleistungskompensation (unten rechts).
Der mittlere Blindleistungswert im Schwachlastbetrieb wurde dadurch beinahe komplett kompensiert, unter Bezug von zusätzlicher Wirkleistung von etwa 0,7 Kilowatt. Pro bezogener Kilowattstunde aus dem Netz werden durch den Netzbetreiber rund 20 Cent berechnet. Im betrachteten Beispiel ergibt sich für den Kunden je Betriebsstunde ein wirtschaftlicher Vorteil von etwa 0,40 Euro.
Für diesen exemplarischen Fall beträgt das Einsparpotenzial der vorgestellten Kompensationslösung mehr als 1.300 Euro pro Jahr, bei einer mittleren täglichen Betriebsdauer von neun Stunden.
Vorteile der verteilten Niederspannungsdrosseln
Niederspannungsdrosseln für Blindleistungsvermögen von beispielsweise 50 Kilovarstunden bis 100 Kilovarstunden bieten aufgrund ihrer kompakten Bauart einen wesentlichen Vorteil. Sie lassen sich in vielen Fällen dezentral in die Trafostationen integrieren. Es fallen keine zusätzlichen Kosten für ein wetterfestes Gehäuse an. Lediglich der Berührschutz muss berücksichtigt werden.
Diese Anwendung eignet sich für den nachträglichen Einbau (Retrofit) in Bestandsanlagen. Durch einen intelligenten Algorithmus, der in eine Steuerung implementiert ist, lässt sich die Verlustleistung der Drosselspulen im Einspeisebetrieb signifikant reduzieren.
Integrierte Schalttechnik erlaubt netzfreundliches Schalten der Drosselspule. Die Zu- und Abschaltvorgänge wurden im Vorfeld der Inbetriebnahme der Kompensationsanlage im Labor getestet und die Parameter der Steuerungstechnik optimiert.
Verluste durch die Drosseln im Feld
Aufgrund des Betriebs auf Niederspannungsseite ergeben sich deutlich geringere Investitionskosten als bei vergleichbaren Drosselspulen (Kompensationsanlagen) für die Mittelspannung.
Aus Abbildung 6 geht hervor, dass die während des Betriebs anfallenden Verluste beim Einsatz von dezentralen 100-Kilovar-Niederspannungsdrosseln bis zu einer Anzahl von zirka vier im Vergleich zu einer variablen Mittelspannungsdrossel (ein Megawatt) geringer sind. Darüber hinaus übersteigen die Verluste der Niederspannungsdrosseln die der variablen Drossel.
Die Mittelspannungsdrossel mit fixem Blindleistungswert (ein Megawatt) übersteigt die Verluste der variablen Drossel im gleichen Maße wie die Konfiguration mit zehn Niederspannungsdrosseln.
In Abbildung 6 ist der Übersicht halber für die festen Drosseln nur der Verlustwert als Funktion der Blindleistung bei Nennspannung aufgezeigt. Für den beispielhaften Solarpark (vier Megawatt) entspricht dies mehr als 99 Prozent der Betriebszeit.
Kompensation mittels Wechselrichter
Um Überkompensation zu vermeiden, ist ein intelligenter Regelungsalgorithmus notwendig, um variabel auf die Betriebspunkte zu reagieren. Wechselrichter für den Einsatz in Solarparks sind immer in der Lage, einen Beitrag zur Blindleistungsbereitstellung am Netzanschlusspunkt zu leisten.
Zwei Varianten sind derzeit am Markt verfügbar: Der in Abbildung 7 links dargestellte Stringwechselrichter (30 Kilowatt) kann einen Leistungsfaktor von maximal 0,8 einstellen.
Blindleistung erzeugt Umwandlungsverluste
Reine Wirkleistungseinspeisung mit Kosinus Phi = 1,0 an den Klemmen des Wechselrichters bei zum Beispiel 25 Kilowatt verursacht Umwandlungsverluste im Wechselrichter von rund 700 Watt. Die zusätzliche Bereitstellung von zwölf Kilowatt Blindleistung erhöht die Umwandlungsverluste lediglich um 100 Watt auf 800 Watt.
Der in Abbildung 7 rechts dargestellte Zentralwechselrichter (850 Kilowatt) kann einen von der Wirkleistungseinspeisung unabhängigen Blindleistungsbetrag von maximal 409 Kilowatt bereitstellen. Reine Wirkleistungseinspeisung bei 600 Kilowatt verursacht Umwandlungsverluste im Wechselrichter von rund neun Kilowatt.
Höhere Verluste als die Drosseln
Die zusätzliche Bereitstellung von 250 Kilowatt Blindleistung erhöht die Umwandlungsverluste, geschuldet der höheren Strombelastung, um ein Kilowatt auf zehn Kilowatt. Jedoch verursacht der Zentralwechselrichter zur Bereitstellung von 100 Kilovar induktiver Blindleistung Wirkleistungsverluste von mehr als zwei Kilowatt. Diese übersteigen somit die Verluste der dezentralen Niederspannungsdrosseln (kleiner als 1,5 Kilowatt) im selben Arbeitspunkt.
Zwar liegen die Verluste des Zentralwechselrichters zur Erzeugung von 400 Kilowatt im Bereich der Drosseln, jedoch beeinträchtigt der maximale Blindleistungsbetrieb zusätzlich deren Lebensdauer.
Vergleich der Kosten
Aktuell auf dem Markt verfügbare Wechselrichter leisten einen Beitrag zur Blindleistungsbereitstellung, sind aber mit Verlusten behaftet. Meist vorteilhafter sind passive Methoden, da die Verluste zur Bereitstellung der angeforderten Blindleistung im Einspeisebetrieb deutlich geringer ausfallen als bei konventionellen Kompensationsdrosseln in der Mittelspannung. Die ausführliche Analyse der verschiedenen Varianten ergab: Sofern im angegebenen Solarpark Zentralwechselrichter verbaut sind, ist ihre Kompensationsmöglichkeit am wirtschaftlichsten.
Denn nur im Nachtbetrieb der Zentralwechselrichter fallen Aktivierungskosten der Blindleistungsfähigkeit an. Für die Umrüstung von String- auf Zentralwechselrichter sind pro Station (ein Megawatt) mit 150.000 bis 200.000 Euro zu rechnen. Verglichen damit ist es ökonomisch sinnvoller, dezentrale Drosseln einzusetzen.
Modularer und robuster Aufbau
Denn die Investition für die benötigte Anzahl an dezentralen Niederspannungsdrosseln schlägt mit etwa der Hälfte zu Buche. Es bedarf bei dieser Variante eines intelligenten Steuerungsalgorithmus, welcher die Schaltvorgänge der Drosseln auf ein Minimum reduziert, um Langlebigkeit sicherzustellen sowie ihre Betriebskosten zu minimieren.
Der modulare Aufbau, die robuste Bauart und die sehr geringe Komplexität machen Wartungsarbeiten sehr einfach. Weiter spricht die zu erwartende Lebensdauer deutlich für die dezentralen Kompensationsdrosseln, welche durch die Hersteller auf Dauerbetrieb ausgelegt sind.
Mittelspannungsdrosseln mit festem Kompensationswert sind dagegen nicht wirtschaftlich. Sie sind teuer und verursachen hohe Verluste. Für die variable Mittelspannungsdrossel liegen den Autoren keine Anschaffungskosten vor.
Wartungsaufwand beachten
Es werden um 20 bis 30 Prozent höhere Kosten als bei einer Kompensationsanlage mit fixem Blindleistungswert angenommen, welche sich jedoch mit den geringeren Betriebskosten wiederum nach kurzer Zeit aufheben und über längere Betriebsdauer einen wirtschaftlichen Vorteil bedeuten.
Die erhöhte Systemkomplexität führt zu größerem Wartungsaufwand der Anlage. Zudem gibt es derzeit zu dieser Variante nur sehr wenige Anbieter mit fundierten Kenntnissen über Lebensdauer und Verschleiß solcher Kompensationsanlagen, was die Frage nach der Verfügbarkeit dieser Technik in der Zukunft offenlässt.
Die Quellen
[1]Stefan Ott, „Nachträgliche Modifikation des Blindleistungsverhaltens bestehender PV-Freiflächenanlagen,“ OTTI e. V., Steingaden, München, Regensburg 2016.
[2]Bayernwerk AG, https://www.bayernwerk.de/de.html, Januar 2016. Zugänglich unter: https://www.bayernwerk.de/de.html/cps/rde/xbcr/bayernwerk/20151223_Ergaenzungen_TRAMS_Netz.pdf [Zugriff am 12. Januar 2016].
[3]BDEW e. V., www.bayernwerk.de, 2008. Zugänglich unter: https://www.bayernwerk.de/de.html/cps/rde/xbcr/bayernwerk/BDEW_TAB_EZ_Mittelspannung_2008-05-29.pdf [Zugriff am 12. Januar 2016].
[4]Bayernwerk AG, https://www.bayernwerk.de/de.html, September 2015. Zugänglich unter: https://www.bayernwerk.de/de.html/cps/rde/xbcr/bayernwerk/TAB_MS.pdf [Zugriff am 12. Januar 2016].
Die Autoren
Stefan Ott
stefan.ott.automation@gmail.com
Simon Schramm
Transformatorstation einer Solaranlage (vier Megawatt), inklusive Kompensationsdrossel (50 Kilovar, rechts unten in der Station) und Steuerschrank (Mitte).
Abb. 1: Elektrische Betriebsmittel eines Solarparks mit zugehörigen Eingangs- und Ausgangsgrößen.
Abb. 2: Messung der Wirkleistung (P), der Blindleistung (Q) und des Leistungsfaktors Kosinus Phi am Netzanschlusspunkt – Wechselrichter mit maximalem Beitrag. Oben: der typische Wirkleistungsverlauf der Anlage an einem zeitweise bewölkten Sommertag. Mitte: gemessener Blindleistungsverlauf der Anlage. Unten: der resultierende Leistungsfaktor. Der Solarpark (zehn Megawatt) zeigt ein tendenziell kapazitives Verhalten, speziell bei Einspeisung von Wirkleistung im unteren Teillastbereich (vor rund 8 Uhr am Morgen und nach 19 Uhr). Die Ursache ist die mehrere Kilometer lange Leitung zum Mittelspannnungsanschluss.
Abb. 3: Links: Verhalten des Solarparks am Netzanschlusspunkt ohne aktive oder passive Maßnahmen zur Kompensation der Blindleistung. Rechts: Anforderung des Einstellbetriebs zur statischen Spannungshaltung laut Mittelspannungsrichtlinie bei einer Spannung zwischen der 0,9- und 1,1-fachen Nennspannung.
Abb. 4: Lastgang am Netzanschlusspunkt eines Solarparks mit vier Megawatt Leistung. Die Anlage ist an Mittelspannung (20 Kilovolt) angeschlossen. Der Lastgang wurde an einem wolkenlosen Sommertag und bei Schwachlastbetrieb (Nachtmodus) ermittelt.
Abb. 5: Messwerte von Blind- und Wirkleistung am Netzanschlusspunkt eines Solarparks (vier Megawatt). Links: Messwerte ohne Kompensation, rechts: gemessene Werte mit Kompensation.
Abb. 6: Vergleich der Verlustleistung der betrachteten Drosselvarianten.
Abb. 7: Links: Blindleistungsbereitstellung mittels Stringwechselrichter und begrenztem Leistungsfaktor (Kosinus Phi maximal gleich 0,8). Rechts: Hier stellt ein Zentralwechselrichter die Blindleistung bereit und begrenzt die Wirkleistung.
