Kapitel 2
Grundlagen
2 Grundlagen In diesem Kapitel werden Grundlagen vermittelt, die zum besseren Verständnis der Arbeit hilfreich sind. Da ein Simulationsmodell entwickelt wird, um Wohngebiete netztechnisch und energetisch simulieren zu können, werden zuerst die für das Modell wichtigen Komponenten erläutert. Darauf folgt eine Erklärung der für die Modellierung und Analyse wichtigen regulatorischen Rahmenbedingungen. Zuletzt werden die aktuellen Maßnahmen der Netzbetreiber zur Netzstabilisierung dargestellt.
2.1 Grundlagenwissen zu den wesentlichen Komponenten Die folgenden Erläuterungen beziehen sich auf die wesentlichen Komponenten und Begrifflichkeiten der Simulation: Photovoltaik-Anlagen, Hausspeichersysteme, Elektrofahrzeuge, Hausanschluss und Niederspannungsnetz.
2.1.1 Photovoltaik-Anlagen PV-Anlagen erzeugen mit Solarzellen elektrische Energie aus der solaren Einstrahlung. Die Solarzellen werden in PV-Modulen gebündelt. Der Wirkungsgrad von aktuellen, waferbasierten PV-Modulen beträgt im Mittel 16 % /ISE-01 14/ und ist von der Höhe der solaren Einstrahlung und der Modul-Temperatur abhängig. Die schematische Abbildung 2-1 stellt vereinfacht den Anschluss einer PV-Anlage mit Eigenverbrauch an den Hausanschluss dar. Eine PV-Anlage mit Eigenverbrauch bedeutet, dass nur die Energie ins Stromnetz eingespeist wird welche nicht im Haushalt verbraucht wird. Die PV-Module werden mit einem Wechselrichter an den Stromnetzanschluss des Hauses angeschlossen. Bei Anlagen größer 10 kWp muss auch ein Ertragszähler nach dem Wechselrichter verbaut sein um die Eigenverbrauchsquote bestimmen zu können. Bei PV- Anlagen mit einer Leistung kleiner 10 kWp reicht ein Zweirichtungszähler am Hausanschluss. Bei Anlagen ohne PV-Eigenverbrauch ist ein Ertragszähler Pflicht. /BMF-01 14/ /DBT-02 14/
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2.1 - Grundlagenwissen zu den wesentlichen Komponenten
Abbildung 2-1: Vereinfachte Darstellung des Anschlusses einer PV-Anlage Für die Auslegung der Anschlüsse des Wechselrichters (WR) gilt Folgendes /VDE-01 15/:
< 4,6 : Ein-Einphasiger oder Ein-Dreiphasiger WR 4,6 < < 9,2 : Zwei-Einphasige oder Ein-Dreiphasiger WR 9,2 < < 13,8 : Drei-Einphasige oder Ein-Dreiphasiger WR > 13,8 : Dreiphasiger WR Der Wirkungsgrad eines Wechselrichters muss in Deutschland als „Europäischer Wirkungsgrad“ ausgewiesen werden. Dieser berücksichtigt den Wirkungsgrad verschiedener Teillastbereiche und gewichtet diese entsprechend ihrer Häufigkeit in Mitteleuropa. Der Europäische Wirkungsgrad heutiger PV-Wechselrichter beträgt ca. 91 - 95 %. /HTI-01 05/ Die Alterung von Dünnschichtphotovoltaikmodulen bei in Deutschland üblichen Witterungsbedingungen beträgt knapp 1 % der Modulleistung pro Jahr. Die Alterung ist dabei definiert durch die Wirkungsgradabnahme. Die wesentlichen Faktoren für die Alterung sind Temperatur, relative Luftfeuchtigkeit und Globalstrahlung /WIRTH-01 12/. Die Hersteller von PV-Modulen vergeben in der Regel Garantien von 25 Jahren auf eine Mindestleistung von 80 % der Nennleistung. Um PV-Eigenverbrauch bilanziell abzurechnen wird ein saldierender Zweirichtungszähler benötigt. Im Falle einer zeitgleichen, einphasigen Einspeisung und einem Bezug auf einer anderen Phase kann es bei einem phasenbezogenen Zweirichtungszähler zu finanziellen Nachteilen führen, da die Vergütung für die Einspeisung in der Regel geringer ist als der Bezugspreis vom Stromversorger. Für PV-Anlagen, die ab dem 1. August 2014 gebaut wurden muss für eigenverbrauchten PV- Strom ein Anteil der EEG-Umlage gezahlt werden. Aktuell sind es 30 %, in 2016 35 % und ab 2017 40 % der jeweiligen EEG-Umlage. Diese EEG-Umlage muss nur für Anlagen die eine EEG-Förderung erhalten gezahlt werden. Für PV-Anlagen bis 10 kWp sind 10 MWh/a PV- Eigenverbrauch umlagebefreit. (EEG 2014 §61) /EEG-02 14/
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2.1 - Grundlagenwissen zu den wesentlichen Komponenten
Der PV-Eigenverbrauch wird im Rahmen dieser Arbeit als PV-Eigenverbrauchsgrad angegeben: ℎ ℎ − ℎ
Daneben wird noch der PV-Eigendeckungsgrad, bzw. Autarkiegrad verwendet: ℎ ℎ −
Die EEG-Einspeisevergütung für PV-Anlagen bis 10 kWp beträgt im Juni 2015 12,40 Ct/kWh /BSW-01 15/. Die Höhe der EEG-Einspeisevergütung für eine Neuanlage hängt von dem PV-Zubau in den Monaten vor der Inbetriebnahme ab. Die Basisdegression der Förderhöhe beträgt 0,5 % pro Monat. Als Zielkorridor für die Basisdegression ist ein Zubau von 2,4 bis 2,6 GWp pro Jahr vorgesehen. Bei einer Abweichung vom Zielkorridor wird die Degression automatisch angepasst (EEG 2014 §31) /EEG-02 14/. Die Verteilung der PV-Anlagengröße neu errichteter privater Anlagen ab dem Jahr 2000 in Deutschland ist Abbildung 2-2 dargestellt. Die Daten hierfür stammen aus der EEG- Datenbank des FfE-Regionenmodells /FFE-39 14/. Um überwiegend private PV-Anlagen auf Wohngebäuden zu analysieren, wurden für die dargestellte Auswertung nur PV-Anlagen mit einer Leistung kleiner 25 kWp und einem Netzanschluss in der Niederspannungsebene berücksichtigt.
Abbildung 2-2: Verteilung der Leistung neu installierter PV-Anlagen
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2.1 - Grundlagenwissen zu den wesentlichen Komponenten
Ersichtlich ist, dass seit 2013 75 % dieser PV-Anlagen kleiner als 10 kWp sind und seit 2014 25 % der PV-Anlagen kleiner als 5 kWp sind. Insgesamt ist ein Trend hin zu kleineren PV- Anlagen seit 2010 sichtbar. Die installierte PV-Leistung betrug in Deutschland im Jahr 2014 35,1 GWp. Nach dem Szenario B2025 des Netzentwicklungsplans soll die installierte PV-Leistung im Jahr 2025 ca. 54,9 GWp betragen. Bis dahin ist ein jährlicher Zubau von 2,5 GWp vorgesehen. Vom Jahr 2025 bis zum Jahr 2035 ist jedoch nur ein Zubau auf 59,9 GWp vorgesehen /BNETZA-13 14/. Im Jahr 2014 betrug der PV-Zubau etwa 1,9 GWp.
Abbildung 2-3: PV-Kapazität; Links: Bestand 2014, Rechts: Szenario NEP B2025 (Darstellungen aus dem FfE-Regionenmodell) In Abbildung 2-3 ist die regionale Verteilung der PV-Leistung in Deutschland nach dem Bestand 2014 (links) und nach dem NEP Szenario B2025 (rechts) dargestellt. Deutlich erkennbar ist, dass die installierte PV-Leistung nicht gleichmäßig in Deutschland verteilt ist. In einer Analyse der Fraunhofer ISE wurden die zukünften PV-Stromgestehungskosten untersucht. Demzufolge betragen die PV-Stromgehstehungskosten für Mitteleuropa im Jahr 2025 ca. 4-6 Ct/kWh. /AGORA-02 15/
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2.1 - Grundlagenwissen zu den wesentlichen Komponenten
2.1.2 Hausspeichersysteme Hausspeichersysteme (HSS) oder Photovoltaik-Pufferspeicher sind gesteuerte, elektrochemische Speicher mit dem primären Ziel überschüssige PV-Energie einer PV-Anlage zu speichern. Die Ausspeicherung erfolgt zu Zeiten, in denen der Stromverbrauch des Haushaltes größer ist als die momentane Erzeugung der PV-Anlage. Dadurch wird der Eigenverbrauch von PV-Strom erhöht und die Bezugskosten für Strom aus dem Netz reduziert. Hausspeichersysteme können in zwei Gruppen unterteilt werden, AC- und DC-gekoppelte Hausspeichersysteme. Die Anschlussarten sind in folgender Abbildung 2-4 schematisch dargestellt.
Abbildung 2-4: Vereinfachte Darstellung des Anschlusses von Hausspeichersystemen, links: AC-gekoppeltes HSS, rechts: DC-gekoppeltes HSS AC-gekoppelte HSS verfügen über die Vorteile, dass der Aufstellungsstandort sehr flexibel ist (keine Nähe zum PV-Wechselrichter notwendig) und dass es nachträglich installiert werden kann. DC-gekoppelte HSS besitzen in der Regel einen höheren Wirkungsgrad als AC-gekoppelte Systeme, da eine Wandlungsstufe weniger notwendig ist. Ein weiterer Vorteil ist, dass mit DC- gekoppelten Speichersystemen das nach EEG 2014 §9 erforderliche Peak-Shaving der PV- Anlage durchgeführt werden kann, indem der Speicher lädt. Dadurch wird eine Kappung der PV-Einspeisung seltener notwendig /SMA-02 13/.
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2.1 - Grundlagenwissen zu den wesentlichen Komponenten
Aktuelle Hausspeichersysteme kosten ca. 1.000-2.500 € / kWh, wie folgende Abbildung 2-5 zeigt. Bei den angegebenen Kosten handelt es sich um Systemkosten. Aufgrund der hohen Preise eigenen sie sich zurzeit nicht zur wirtschaftlichen Erhöhung des PV-Eigenverbrauchs. /FFE-48 14/
Abbildung 2-5: Preise von Hausspeichersystemen im Jahr 2014 (Darstellung aus /FFE- 48 14/) Nach mehreren Studien, zusammengefasst in /FFE-16 15/, sinken die spezifischen Batteriekosten bis 2030 gegenüber heute um ca. 61 % wie Tabelle 2-1 aufzeigt. Hierbei handelt es sich um eine Prognose der künftigen Produktionskosten von Lithium-Traktions- Batterie-Packs für die Automobilindustrie. Aufgrund dessen ist mit einem starken Preisverfall bei Hausspeichersystemen zu rechnen, so dass diese wirtschaftlich darstellbar sind um die selbsterzeugte PV-Energie zwischenzuspeichern. Die Zwischenspeicherung ist wirtschaftlich, wenn die Summe aus PV-Stromgestehungskosten, Speicherkosten je kWh-Durchsatz, Anteilige EEG-Umlage und möglicher Umsatzsteuer geringer ist als die Strombezugskosten beim Versorger. Tabelle 2-1: Spezifische Batteriekosten (in Anlehnung an /FFE-16 15/) Jahr 2015 2020 2025 2030 Spezifische Kosten in € / kWh 391 237 176 152 Änderung der spezifischen - 39% 55% 61% Kosten gegenüber heute in %
2.1.3 Elektrofahrzeuge Für die Netzintegration von Elektrofahrzeugen (EFZ) sind die Batteriekapazität, der Verbrauch, die Ladeleistung und die Möglichkeit für Lademanagement relevant. Elektrofahrzeuge verfügen zurzeit über eine mittlere, installierte Batteriekapazität von 22 kWh. Diese Batteriekapazität wird in den nächsten Jahren stark ansteigen, so dass im Jahr 2030 bereits mit einer mittleren Batteriekapazität von 47 kWh gerechnet werden kann. In Tabelle 2-2 ist die Prognose der Entwicklung der Batteriekapazität für die Fahrzeugklassen Klein, Mittel und Groß dargestellt /FFE-16 15/. In der Studie wird davon ausgegangen, dass
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2.1 - Grundlagenwissen zu den wesentlichen Komponenten
ein direkter Zusammenhang zwischen steigenden Energiedichten und sinkenden Batteriekosten in EFZ verbauter Batteriekapazität besteht. Tabelle 2-2: Prognose zur Entwicklung der installierten Batteriekapazität in Elektrofahrzeugen (in Anlehnung an /FFE-16 15/) Batteriekapazität in kWh:
Jahr Fahrzeugklasse "Klein" Fahrzeugklasse "Mittel" Fahrzeugklasse "Groß" Pessi- Opti- Pessi- Opti- Pessi- Opti- Mittel Mittel Mittel mistisch mistisch mistisch mistisch mistisch mistisch 2015 18 18 18 22 22 22 35 35 35 2020 25 29 34 32 36 43 50 58 68 2025 29 36 42 37 46 52 59 73 83 2030 30 37 42 38 47 52 60 74 83
Der Verbrauch von Elektrofahrzeugen für den Antrieb liegt bei 16 – 21,6 kWh/100 km. Heizung, Klimaanlage, Scheinwerfer und weitere Nebenverbraucher müssen entsprechend hinzugefügt werden. Eine Liste mit den Verbräuchen von Nebenverbrauchern findet sich in /VDE-01 14/. Große Effizienzsprünge sind beim Antrieb nicht zu erwarten, da der Tank-to-Wheel Wirkungsgrad von Elektrofahrzeugen nach /KIT-03 10/ bereits bei 90 % liegt. Zum Vergleich: Verbrennungsmotoren verfügen über einen Tank-to-wheel Wirkungsgrad von 18 – 30 % /KIT-03 10/. In der Norm IEC 61851 sind allgemeine Anforderungen an die elektrische Ausrüstung von Elektrofahrzeugen festgelegt, u.a. sind hier die verschiedenen Lademodi definiert. Die entsprechenden Modi der Norm und ihre jeweilige maximale Ladeleistung sind in Tabelle 2-3 dargestellt. Nahezu alle in Deutschland erhältlichen Fahrzeuge unterstützen die Norm IEC 61851. Tabelle 2-3: Lademodi und Ströme nach IEC 61851 Modus Beschreibung max. Ladeleistung AC bis 16 A 3,7 kW (einphasig) Ohne Pilotkontakt 11 kW (dreiphasig) AC bis 32 A 7,4 kW (einphasig) Mit Pilotkontakt 22 kW (dreiphasig) AC bis 250 A 3 173,2 kW (dreiphasig) Mit Pilotkontakt DC bis 400 A Aktuelle Stecker: Mit Pilotkontakt max. 80 kW
Alle in Deutschland erhältlichen Elektrofahrzeuge können an einer normalen Schutzkontaktsteckdose (bis 16 A) laden. Aus Sicherheitsgründen wird jedoch selten mit einer Leistung größer als 3 kW an einer Schutzkontaktsteckdose geladen, da diese nicht für einen Dauerbetrieb mit einem Strom von 16 A ausgelegt ist. Für höhere Ladeleistungen wird eine sogenannte Wallbox empfohlen, eine elektrische Vorrichtung, die einen genormten „Typ 2“ Anschluss (IEC 62196) und eine höhere Stromtragfähigkeit besitzt. Eine Wallbox für den Hausgebrauch wird durch einen Elektroinstallateur installiert und unterstützt in der Regel Modus 2 der Norm IEC 61851 und somit eine dreiphasige Ladeleistung bis 22 kW und eine einphasige Ladeleistung bis 7,2 kW. Hierbei sei angemerkt, dass nach der TAB Niederspannung („Technische Bedingungen für Anschluss und Betrieb von Anlagen direkt angeschlossener Kunden an das Niederspannungsnetz“, Ausgabe 2011, Kapitel 5.1 Satz 5)
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2.1 - Grundlagenwissen zu den wesentlichen Komponenten
nur der einphasige Anschluss von Verbrauchsgeräten bis 4,6 kVA zulässig ist. Im Rahmen dieser Arbeit wird letzteres als maßgebend für die maximale Ladeleistung angenommen. Sämtliche in Europa erhältlichen Elektrofahrzeuge müssen bis 2017 mit einem Typ-2 Stecker (IEC 62196) ausgestattet sein /VDE-03 13/. Nach der Norm IEC 61851 ist auch ein Pilotkontakt vorgesehen, welcher im Typ-2 Stecker realisiert wurde. Dieser Pilotkontakt ermöglicht der Ladesäule mittels Pulsweitenmodulation die maximale Ladeleistung der Elektrofahrzeuge zu regeln. Der kleinste, einstellbare Ladestrom beträgt 6 A. Ein deutlich umfangreicheres Lademanagement soll die derzeit in Entwicklung befindliche Norm IEC 15118 ermöglichen. Insbesondere sollen Tariftabellen dem Fahrzeug ermöglichen seinen Ladevorgang selbst kostenoptimal zu steuern. /KIT-03 13/
2.1.4 Hausanschluss Wohnhäuser werden in Deutschland seit den 1950er Jahren standardmäßig dreiphasig angeschlossen. Davor war das technisch einfachere Einphasen-Dreileiternetz in der Niederspannungsebene Standard, wie es derzeit in USA oder Japan immer noch der Fall ist /SIE-02 15/. Bei der Absicherung eines Hausanschlusses ist es neben der Anzahl an Wohneinheiten relevant ob die Wohneinheiten elektrisch Heizen oder über eine elektrische Warmwasserbereitung verfügen. Die genaue Höhe der Absicherung erfolgt nach DIN18015-1. Beispielsweise wird der Hausanschluss eines Mehrparteienhauses mit bis zu fünf Wohneinheiten und ohne elektrische Warmwasserbereitung mit 63 A abgesichert /ASJ-01 04/. Diese Absicherung wäre bei einem Elektrofahrzeug mit 22 kW Ladeleistung noch ausreichend, aber spätestens bei einem zweiten Elektrofahrzeug müsste der Hausanschluss des Hauses vergrößert werden.
2.1.5 Niederspannungsnetz Ein Niederspannungsnetz wird über einen oder mehrere, parallel geschaltete Ortsnetztransformatoren (ONT) von der Mittelspannungsebene aus gespeist. Weit verbreitete Niederspannungsnetzformen sind Strahlen- und offene Ringnetze. Neben den in Abbildung 2-6 dargestellten Varianten gibt es Mischformen, wie z.B. ein Strahlennetz mit einem offenem Ring /DENA-14 12/.
Abbildung 2-6: Verteilnetzstrukturen (Darstellung aus /DENA-14 12/)
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2.2 - Spannungsstabilität in Verteilnetzen
Eine Analyse von Niederspannungsnetzen hat ergeben, dass die spezifische Transformatorleistung je Hausanschluss in vorstädtischen Netzen bei 5 kVA liegt, gegenüber 15 kVA in Landnetzen. Die spezifische Transformatorleistung ist bei vorstädtischen Netzen geringer, da die Dimensionierung des ONTs vor allem vom Spitzenlastanteil abhängt, und dieser ist in vorstädtischen Netzen aufgrund der größeren Anzahl an Verbrauchern geringer als in Landnetzen. In vorstädtischen Netzen sind meistens Transformatoren mit einer Leistung von 400 oder 630 kVA verbaut. In ländlich geprägten Netzen ist die Lastdichte geringer und die Transformatoren haben häufig eine Nennleistung von 100 oder 160 kVA. /KRE-01 08/ In Abbildung 2-7 ist eine Verteilung von Stranglängen in unterschiedlichen Siedlungstypen aus Deutschland dargestellt. Der Siedlungstyp Blockbebauung entspricht einem innerstädtischen Netz. Deutlich erkennbar ist, wie dieses über die geringsten Stranglängen verfügt im Vergleich zu den Typen Siedlung geringer bzw. hoher Dichte. In Ein- /Zweifamilienhaus Wohngebieten (Siedlung niedriger und hoher Dichte) haben Stranglängen von 200 - 300 m den größten Einzelanteil /SCH-01 02/.
Abbildung 2-7: Stranglängen in unterschiedlichen Siedlungstypen (Darstellung aus /SCH-01 02/)
Die in höheren Spannungsebenen bekannte (n-1)-Regel findet in der Niederspannungsebene keine Anwendung. Aus diesem Grund dürfen Niederspannungsleitungen und Transformatoren zu 100 % ausgelastet werden /DENA-14 12/ bevor ein Netzausbau aus thermischen Gründen notwendig wird.
2.2 Spannungsstabilität in Verteilnetzen Die Europäische Norm EN 50160 „Merkmale der Spannung in öffentlichen Elektrizitätsversorgungsnetzen“ legt die Charakteristiken der Spannung im fehlerfreien Betrieb fest. In Tabelle 2-4 ist eine Zusammenstellung über die Höhe der Spannung und die jeweils zulässigen Spannungsbänder der verschiedenen Spannungsebenen dargestellt.
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2.3 - Netzstützung durch Erzeugungsanlagen in der Niederspannungsebene
Tabelle 2-4: Untere- und obere Bandgrenzen der verschiedenen Spannungsebenen Nennspannung untere Spannungs- obere Spannungs- Spannungsebene in kV grenze in kV grenze in kV Niederspannung 0,4 0,36 0,44 10 0,9*UC 1,1*UC Mittelspannung 20 0,9*UC 1,1*UC 25/30 0,9*UC 1,1*UC Hochspannung 110 93,5 123 220 187 245 Höchstspannung 380 340 420 Uc: Vereinbarte Versorgungsspannung
stellt die vereinbarte Versorgungsspannung in der Mittelspannungsebene dar. Diese ist im Regelfall gleich der Nennspannung , jedoch dürfen auch Netzbetreiber und Kunde eine andere Spannung am Übergabepunkt vereinbaren. Diese ist dann die „vereinbarte Versorgungsspannung“ . Folgend werden die, für diese Arbeit relevanten, Charakteristiken zur Niederspannung aus der EN 50160 dargestellt: Langsame Spannungsänderungen: o 95 % der 10-Minuten-Mittelwerte der Effektivspannung jeder Woche müssen innerhalb von ±10 % der Nennspannung sein o 100 % der 10-Minuten-Mittelwerte der Effektivspannung müssen innerhalb von -15 % bis +10 % der Nennspannung sein Spannungsunsymmetrie: o 95 % der 10-Minuten-Mittelwerte des Unsymmetriefaktors dürfen maximal 2 % betragen. Der Unsymmetriefaktor ist der Betrag des Verhältnisses der komplexen Gegensystemkomponente zur komplexen Mitsystemkomponente und wird in Prozent angegeben. Zur Berechnung des Spannungsunsymmetriefaktors können sowohl die Leiter-Erde- als auch die Leiter-Leiter-Spannungen verwendet werden. Diese Norm stellt einen wesentlichen Auslöser von Netzstabilisierungsmaßnahmen dar.
2.3 Netzstützung durch Erzeugungsanlagen in der Niederspannungsebene Zur Einhaltung der in Kapitel 2.2 genannten Spannungscharakteristiken wurde im EEG und in der Anwendungsregel VDE AR-N 4105 verbindlich festgelegt welche netzstützenden Maßnahmen durch EEG-Anlagen und Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz erfolgen müssen.
2.3.1 Erneuerbare Energien Gesetz (EEG 2014) Nach EEG 2014 §9 (vorherige Fassungen: §6) müssen PV-Anlagen bis 30 kWp zur Gewährung der Netzstabilität: Eine ferngesteuerte Reduzierung der Einspeiseleistung ermöglichen, oder die Einspeiseleistung auf 70 % der installierten Modulleistung begrenzen.
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2.3 - Netzstützung durch Erzeugungsanlagen in der Niederspannungsebene
PV-Anlagen über 30 kWp müssen über die erste Option erfüllen. Die ferngesteuerte Reduzierung kann der Netzbetreiber bei Netzüberlastung vornehmen. Es findet keine Erstattung des Ertragsverlustes statt. Durch die Begrenzung der Einspeiseleistung auf 70 % der Modulleistung erleiden die Anlagenbetreiber in einem durchschnittlichen Jahr einen Ertragsverlust von ca. 2 % bis 3,5 % pro Jahr /SOLARLOG-01 14/ /STRB-02 13/.
2.3.2 VDE AR-N 4105:2011-08 Die VDE-Anwendungsregel „VDE-AR-N 4105:2011-08 Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz, Technische Mindestanforderungen für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz“ ist seit dem 1.01.2012 verbindlich für alle neuen PV-Anlagen. Für sonstige Erzeugungseinheiten gilt die Regel seit dem 1.07.2012 Sie gilt für Planung, Errichtung, Betrieb und Änderung von Erzeugungsanlagen, die parallel mit dem Niederspannungsnetz eines Netzbetreibers betrieben werden (Netzanschlusspunkt im Niederspannungsnetz). /VDE-01 15/ Im Folgenden wird nur der Teil der Vorschrift widergegeben, der dem Verständnis dieser Arbeit nützlich ist. Seit der Verbindlichkeit dieser VDE-Anwendungsregel müssen PV-Anlagen in der Lage sein eine Blindleistungsregelung durchführen zu können, solange die Spannung im Spannungsband ± 10 % liegt und die Wirkleistungsabgabe größer als 20 % der Nominalleistung ist. Die Blindleistungsregelung wird i.d.R. in Form einer Kennlinie vom Netzbetreiber vorgegeben. Bei Anlagen mit einer Scheinleistung ∑ > 13,8 gilt diese Vorgabe des Netzbetreibers innerhalb von = 0,9 bis 0,9ü . Bei Anlagen mit einer Scheinleistung 3,68 <∑ < 13,8 gilt die Vorgabe des Netzbetreibers innerhalb von = 0,95 bis 0,95ü . Bei Anlagen mit einer Scheinleistung ∑ < 3,68 gilt ein = 0,95 bis 0,95ü nach DIN EN 50438 und nicht nach der Vorgabe des Netzbetreibers. Die graue Fläche in Abbildung 2-8 stellt den Leistungsbereich der PV-Anlage dar für welche diese in der Lage sein muss einen vorgegeben einzustellen.
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2.3 - Netzstützung durch Erzeugungsanlagen in der Niederspannungsebene
Abbildung 2-8: Blindleistungsbereich (grau) und Standard-Kennlinie für ( ) (schwarz)
Die Standard-Kennlinie nach VDE-AR-N 4105 ist ebenfalls in Abbildung 2-8 dargestellt. Die dargestellte Kennlinie bedeutet, dass die Anlage mit einem Verschiebungsfaktor von 0,9 bzw. 0,95 unterregt betrieben werden muss, sobald sie bei Nennleistung betrieben wird. Durch den Verbrauch induktiver Blindleistung sinkt die Spannung, die durch die maximale Einspeisung bereits angehoben wurde. Dadurch wird der Einfluss der Anlage auf das lokale Spannungsniveau (am Anschlusspunkt der PV-Anlage) verringert. Weiterhin ist in der Anwendungsregel festgelegt, dass Spannungsänderungen die durch das Zu- oder Abschalten von Erzeugungsanlagen auftreten können, maximal 3 % der Netzspannung betragen dürfen. Diese Spannungsschwankung darf auch nicht an einem anderen als dem Netzanschlusspunkt der Erzeugungsanlage auftreten. Dabei ist auch zu beachten, dass mehrere Erzeugungsanlagen am selben Netzanschlusspunkt angeschlossen werden können, dann gilt, dass das gemeinsame Zu- oder Abschalten aller am Anschlusspunkt befindlichen Anlagen nicht zu Spannungsschwankungen größer als 3 % der Netzspannung ohne Erzeugungsanlagen führen dürfen.
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2.4 - Netzstabilisierung durch den Netzbetreiber
2.4 Netzstabilisierung durch den Netzbetreiber Dem Netzbetreiber stehen zur Netzstabilisierung in der Niederspannungsebene verschiedene Maßnahmen zur Verfügung: Netzausbau/-verstärkung Ersatz konventioneller ONT durch regelbaren ONT (rONT) Stromkompoundierung im HS/MS Umspannwerk Längsregler in der Mittelspannungsebene Blindleistungsregelung in der Mittelspannungsebene Nur die ersten drei Optionen haben einen Einfluss auf das Zusammenspiel von PV-Anlage, Hausspeichersystem und Elektrofahrzeug. Aus diesem Grund werden diese drei Optionen kurz erklärt.
2.4.1 Netzausbau Laut der DENA Verteilnetzstudie /DENA-14 12/ entspricht der Ausbaubedarf bis 2030 ca. 5 % aller vorhandenen Niederspannungsnetze in Deutschland. Je nach Szenario sollen sich die Kosten hierfür bis 2030 auf 3,6 – 4,2 Mrd. € belaufen. /DENA-14 12/ Bei der Verstärkung von Niederspannungsnetzen sind drei Maßnahmen üblich: Netzverstärkung durch eine partielle Parallelleitung Netzverstärkung durch weiteren ONT an anderer Stelle Netzverstärkung durch parallelen ONT Eine partielle Parallelleitung wird i.d.R. dann verlegt, wenn es sich um eine lokale Leitungsüberlastung oder ein lokales Spannungsproblem in einem Abgang handelt. Sind mehrere Abgänge von einer Instabilität betroffen, so wird häufig ein zweiter ONT an einer anderen Stelle im Netz eingesetzt, und das Netzgebiet wird in Form von zwei getrennten Bereichen betrieben. Ist ein ONT überlastet, wird dieser durch einen stärkeren ersetzt oder ein zweiter wird parallel angeschlossen. /DENA-14 12/ /KRE-01 08/
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2.4 - Netzstabilisierung durch den Netzbetreiber
Eine Übersicht der Kosten für verschiedene Netzverstärkungsmaßnahmen in der Niederspannungsebene wurde im Rahmen des Projektes „Smart Grid Controller“ der FfE erhoben. In Tabelle 2-5 sind die Kosten in die Kategorien Investitionen und Betriebskosten aufgeschlüsselt. Die Nutzungsdauer von Niederspannungsnetzkomponenten beträgt in der Regel zwischen 30 und 40 Jahren. /FFE-23 15/ Bei der Errichtung älterer Niederspannungsnetze erfolgte die Auslegung als reine Versorgungsnetze, also ohne Erzeugungseinheiten /TUM-04 11/. Durch den Ausbau von dezentralen Erzeugungsanlagen auf der Niederspannungsebene sind daher zunehmend Netzanpassungen notwendig. Tabelle 2-5: Kosten der Netzverstärkung in der Niederspannungsebene (Darstellung aus /FFE-23 15/)
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2.4 - Netzstabilisierung durch den Netzbetreiber
2.4.2 Spannungsregelung über regelbare Ortsnetztransformatoren Das Niederspannungsnetz ist mit dem Mittelspannungsnetz über den ONT starr gekoppelt. ONTs verfügen in der Regel über drei Stufen zur Einstellung des Übersetzungsverhältnisses, die nicht automatisch und nur im stromlosen Zustand schalten können. Diese befinden sich auf der Oberspannungsseite des ONTs und werden bei der Installation manuell eingestellt. In den untersuchten Netzen in Garmisch-Partenkirchen werden die ONTs so eingestellt, dass bei Normallast auf der Unterspannungsseite eine 0 - 2 % höhere Spannung als die Nennspannung von 400 V anliegt. Dies erfolgt aus dem Grund, dass somit ein größerer Spannungsfall über die Stränge erfolgen kann ohne die Spannungsbandkriterien zu verletzen. Zum besseren Verständnis ist in Abbildung 2-9 der Typtag einer Außenleiterspannung an einem Transformator (aus Garmisch-Partenkirchen) dargestellt. Ein Typtag gibt den „typischen Tagesverlauf“ wieder und wird durch Mittelung des Tagesverlaufs berechnet. Der dargestellte Typtag wurde auf Basis einer einjährigen Messung erstellt. Die Spannung sinkt mit dem morgendlichen, ansteigenden Verbrauch. Aufgrund der PV-Einspeisung ist mittags die mittlere Spannung vermutlich etwas höher als abends oder morgens. Der Mittel liegt die Spannung beim dargestellten ONT ca. 1,8 % über der Nennspannung von 230,9 V.
Abbildung 2-9: Typtag der Spannung an einem Ortsnetztransformator Da die Spannungen und die Last innerhalb der verschiedenen Niederspannungsnetze im Tagesverlauf schwanken, variiert auch die Spannung in der Mittelspannungsebene. Diese Spannungsschwankungen werden auch in andere Niederspannungsnetze übertragen. Da die Spannung am ONT (UONT,Ist) nicht konstant bei 1 p.u. liegt, ist nicht das volle Spannungsband von ± 10 % nutzbar. Dies erschwert die Integration von erneuerbaren Energien. Mit steigender PV-Erzeugung in der Niederspannungsebene erhöht sich die Spannung im Niederspannungsnetz und kann an einem Strangende, beispielsweise bei einer PV-Anlage, höher als am ONT sein.
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2.4 - Netzstabilisierung durch den Netzbetreiber
Aus diesem Grund teilt die Verteilnetzstudie der DENA /DENA-14 12/ das verfügbare Spannungsband ± 10 % auf die Nieder- und Mittelspannungsebene (NS- und MS- Ebene) auf:
±4 % für die NS-Ebene ±2 % für die MS/NS-Umspannebene (ONT) ±4 % für die MS-Ebene Im Gegensatz zu einem konventionellen ONT, kann ein regelbarer ONT (rONT) unter Last und automatisch das Übersetzungsverhältnis des Transformators anpassen. Dies ermöglicht eine nahezu konstante Spannung von 1 p.u. an der Niederspannungsseite des Transformators. Durch diese Maßnahme steht der Niederspannungsebne das volle Spannungsband ± 10 % zur Verfügung und es können höhere PV-Leistungen und Lasten integriert werden, sofern es keine thermischen Engpässe im Netz gibt. Eine Übersicht der Kosten die sich durch den Einsatz von rONTs ergeben ist in Tabelle 2-6 dargestellt. Daraus ergeben sich Kosten in Höhe von ca. 25,25 T€ (Kauf: 22 T€, Einbau: 3,25 T€) durch den Austausch eines ONTs mit einem rONT der Leistung 630 kVA. Ein rONT ist also etwa doppelt so teuer wie ein ONT. /FFE-23 15/ Tabelle 2-6: Kosten von regelbaren Ortsnetztransformatoren (Darstellung aus /FFE-23 15/)
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2.4 - Netzstabilisierung durch den Netzbetreiber
2.4.3 Stromkompoundierung im HS/MS-Umspannwerk Eine weitere Möglichkeit die Spannung in der Niederspannungsebene anzupassen ist die Stromkompoundierung im HS/MS Umspannwerk. Üblicherweise werden Stufenschalter in HS/MS-Umspannwerken spannungsabhängig geregelt. Dies führt dazu, dass die Mittelspannung in einem definierten Spannungsband gehalten wird. Bei der Stromkompoundierung ist die Stufenschalterregelung leistungsflussabhängig. In der Regel wird dies realisiert in dem der Spannungssollwert des Reglers basierend auf einer U(I)- Kennlinie eingestellt wird. Der Grundgedanke dahinter ist, dass bei einer hohen Stromlast eine hohe Spannung eingeregelt wird und bei einer hohen Stromrückspeisung eine geringe Spannung eingeregelt wird und dadurch die Spannung an die ONTs relativ konstant gehalten werden kann. Diese Regelung erfordert Kenntnisse über die Verbraucher und Erzeugerstruktur im geregelten MS-Netz und eignet sich primär für Netzgebiete mit homogener Verteilung der Erzeugungsanlagen.
1,08 1,06 Spannungskennlinie in p.u.
1,04 1,02 0,98 Umax 0,96 Usoll 0,94 Umin 0,92 -600 -400 -200 0 200 400 600 Strom in A Abbildung 2-10: Beispielkennlinie zur Stromkompoundierung
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2.4 - Netzstabilisierung durch den Netzbetreiber
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