Zukünftige Stromnetze für EE - Die Integration dezentraler Energieerzeuger in vorhandene Stromnetze

„Die wirklichen Herausforderungen der Systemintegration liegen noch vor uns – dies ist gerade in den letzten Jahren immer deutlicher geworden“, so Bernd Porzelius vom OTTI. Um beim weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien sowohl vertretbare Energiepreise sicherstellen als auch Versorgungssicherheit und -qualität aufrecht erhalten zu können, sei eine enge Zusammenarbeit von Experten aus Technik, Energiewirtschaft und Politik erforderlich. Nur so sei eine systemweit stimmige und damit effiziente Vorgehensweise zu erreichen. Dieser Aufforderung folgend behandeln die folgenden Ausführungen die Integration dezentraler Energieerzeuger in vorhandene Niederspannungsnetze, also wichtige Themen für die Installation von PV-Anlagen und BHKWs, mit denen sich der Elektrofachmann immer häufiger wird beschäftigen müssen.

Einsatz von Batteriespeichern
Von einer Maßnahme zur Netzunterstützung, die bislang kaum beachtet wurde, handelte der Vortrag von M.Sc. Johannes Weniger und seine Co-Autoren von der Hochschule für Technik und Wirtschaft (HTW) Berlin. „An sonnigen oder wechselnd bewölkten Tagen kann in einigen Netzausläufern die Spannung deutlich zunehmen“, stellt Weniger fest. Diese Problematik lasse sich zum einen auf die konventionelle Art durch Blindleistungsregelungen, Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren oder durch Netzausbau beheben, so Weniger weiter. Zum andern ließen sich aber auch gezielt Batteriespeicher zur Reduktion der eingespeisten PV-Leistung und damit zur Netzunterstützung einsetzen. „Die Kombination von PV-Systemen und Batteriespeichern ist daher vorteilhaft, um nicht den zukünftigen PV-Ausbau aus Gründen einer begrenzten Netzkapazität beschränken zu müssen“, betont Weniger.
Nun kann es, wie die Autoren kürzlich in einer Studie dargelegt haben [1], beim Einbau von Batteriespeichern schnell zu einem Zielkonflikt kommen. Denn Netzbetreibern geht es im Sinne der Netzstabilität darum, auf diese Weise eine Überschreitung des zulässigen Spannungsbandes und Überlastungen zu vermeiden. Wobei er dann gezwungen sein könnte, die PV-Einspeisung herunterzufahren. Der private Betreiber eines Speichersystems hingegen will die vorhandene Speicherkapazität voll ausnutzen, um möglichst viel PV-Strom für den Eigenbedarf ernten zu können. Bei ihm sieht es in der Regel so aus, dass der Batteriespeicher bei günstigem Sonnenwetter oft schon im Laufe des späten Vormittags vollständig geladen ist und der potenzielle Überschuss ins Netz eingespeist wird. Diese Betriebsstrategie ist ausschließlich auf den Eigenverbrauch hin optimiert.
Will man aber nun PV-Speichersysteme zusätzlich netzoptimiert betreiben, muss man die Netzeinspeisung begrenzen. Wie bei der Betriebsstrategie „Ohne Einspeisebegrenzung“ wird der Batteriespeicher am Morgen schnellstmöglich geladen. Hat der Speicher seinen maximalen Ladezustand erreicht, muss zur Einhaltung der festgelegten Einspeisegrenze ein Teil der Erzeugungsleistung abgeregelt werden, sofern es andernfalls zu einer Überschreitung der vorgegebenen Grenze kommen würde (Bild 3).
Hier zeigt sich schon der Preis, den der Kompromiss fordert: Durch die Abregelung bleibt ein Teil der kostenlosen Sonnen­energie ungenutzt. Um das zu vermeiden, solle man die Ladung des Batteriespeichers in Zeiten hoher PV-Überschüsse verschieben, schlagen die Autoren vor. Damit man aber den Anteil der Speicherkapazität zur Kappung der Einspeisespitze im Voraus bestimmen könne, müsse der zukünftige Verlauf der PV-Leistung und Last prognostiziert werden. „Sind Prognosen der PV-Erzeugung und des Stromverbrauchs verfügbar, lässt sich vor Sonnenaufgang die zur Einspeisebegrenzung vorzuhaltende Speicherkapazität ermitteln. Der verbleibende Anteil der Speicherkapazität wird bereits am Vormittag geladen.“ Mit dieser vorausschauenden Betriebsstrategie lasse sich in Zeiten hoher PV-Erzeugung die in das Netz eingespeiste Leistung auf den festgelegten Wert begrenzen. Das Speichersystem arbeitet also prognosebasiert sowie eigenverbrauchs- und netzoptimiert (Bild 2).
Jetzt noch die vierte Betriebsstrategie: die dynamische Begrenzung der Einspeiseleistung (Bild 2). Sie dürfte der Favorit des Netzbetreibers sein, weil sie laut Studie das größte Netzentlastungspotenzial ergibt. In diesem Fall wird der Batteriespeicher, so die Autoren, ausschließlich mit Energie oberhalb der täglich mehrmals anzupassenden Einspeisegrenze geladen. Die Grenze der Einspeiseleistung wird dabei unter Berücksichtigung der Prognosen so festgelegt, dass die Netzeinspeiseleistung so klein wie möglich bleibt. Dank dieser dynamischen Anpassung der Einspeisegrenze lässt sich also die gesamte verfügbare Speicherkapazität zur Reduktion der Einspeisespitze nutzen. Die dynamische Einspeisebegrenzung realisiert daher einen eigenversorgungs- und netzoptimierten Speichereinsatz. „Leider werden optimale Betriebsstrategien derzeit nur von wenigen Herstellern verwendet“, teilt Co-Autor Prof. Quaschning von der HTW Berlin auf Nachfrage mit. „Wir haben diese Betriebsstrategien in unserem Plusenergiehaus an der HTW erfolgreich getestet und arbeiten derzeit mit der Firma Solarworld zusammen, um sie auch in der Praxis umzusetzen.“
Wie die Autoren ermittelt haben, hängen die möglichen Abregelungsverluste nicht nur von der Betriebsstrategie, sondern auch vom Verhältnis der Speichergröße zur Größe des PV-Systems ab. Bild 3 zeigt diesen Zusammenhang in Abhängigkeit der maximal zulässigen Einspeiseleistung auf. Abregelungsverluste haben letztendlich auch ihr Gutes, wie Autor Weniger zusammenfassend versichert: „Durch Spitzenkappung mittels dynamischer Einspeisebegrenzung könnte die maximale Einspeiseleistung bei vertretbaren Verlusten auf etwa 0,4 kW/kWp mehr als halbiert werden und die Netzaufnahmefähigkeit für PV-Systeme durch Batteriespeicher somit auf das Doppelte steigen. Zusammen mit anderen Maßnahmen wie der Blindleistungsbereitstellung kann so der integrierbare Anteil von neuen PV-Systemen in die bestehenden Niederspannungsnetze erheblich gesteigert werden.“

Ergebnisse einer FNN-Studie zu Verfahren der statischen Spannungshaltung
Die rasante Zunahme von dezentralen Erzeugern von Strom aus alternativen Energien, die ihre Leistung in das Niederspannungsnetz einspeisen, erforderte schon bald Optimierungen des sich damit ändernden Netzverhaltens. Das veranlasste damals eine Projektgruppe im Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN), unter Beteiligung aller betroffenen Fachkreise, eine Technische Anschlussregel zu erarbeiten mit dem Ziel, dezentrale Erzeugungsanlagen (DEA) durch standardisierte Anforderungen besser in das Stromnetz zu integrieren. Heraus kam dabei die Anwendungsregel „VDE-AR-N 4105 Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz“, die am 1. August 2011 in Kraft trat. Kern der Anwendungsregel sind netzstützende Funktionen. Allerdings konnten damals nicht alle Aspekte in genügendem Umfang berücksichtigt werden, so u.a. nicht solche der statischen Spannungshaltung. Um aber die Anwendungsregel weiterentwickeln und so weit wie möglich zukunftsfest machen zu können, beauftragte das FNN ein wissenschaftliches Konsortium, Wirtschaftlichkeit, Robustheit und Wirksamkeit von kurzfristig verfügbaren Technologien zur Optimierung von Netzstützungsverfahren für das Niederspannungsnetz zu untersuchen. Zu diesem Konsortium gehörte – neben neun weiteren Wissenschaftlern – M.Sc. Marco Lindner von der Technischen Universität München, der in der Konferenz in Berlin wichtige Ergebnisse der Arbeit vorstellte [2].
Lindner berichtete zunächst von der ermittelten Effektivität der für die statische Spannungshaltung üblicherweise eingesetzten Konzepte wie cos-phi-Regelung, Q(U)-Regelung oder regelbare Ortsnetztransformatoren (rONT). Die Untersuchungen ergaben, so Lindner, dass sich in Landnetzen mit rONTs das Integrationspotenzial, also die maximale auf die Netzanschlusspunkte verteilte Erzeugungsleis­tung, verdreifachen lässt. In Dorfnetzen ist damit immerhin noch eine Verdoppelung zu erreichen (weitere Ergebnisse siehe Bild 4).
Auch auf die Frage, welches Konzept nun bei Betrachtung aller Kosten letztendlich das wirtschaftlichste sei – der Einsatz von rONTs, cos-phi-Regelungen, Q(U)-Regelungen oder ein Netzausbau – haben die Autoren eine Antwort gefunden (Bild 5): „Die Ergebnisse zeigen besonders in ländlichen und dörflichen Netzen einen Kostenvorteil der Spannungshaltungskonzepte gegenüber einem konventionellen Netzausbau“, so Lindner. „Im Vorstadtnetz hingegen ist ein konventioneller Ausbau kostengünstiger.“ Lindners Fazit: Die untersuchten Konzepte können die Netzanschlusskapazität stark erhöhen, wobei rONTs sich durch ihre Fähigkeit hervortun, beim Spannungsfall die MS-Ebene von der NS-Ebene zu entkoppeln. Allerdings kann ihr Einsatz auch teurer sein als eines der Blindleistungskonzepte, nämlich dann, wenn das untersuchte maximale Integrationspotenzial nicht erreicht wird, was ja nicht ausgeschlossen ist.   

Autor: Wilhelm Wilming

Literatur:
[1] Weniger, Johannes et al.: Einsatz von Batteriespeichern zur Verbesserung der Netzintegration von Photovoltaiksystemen, sonst wie vor, S. 180 ff. (Autoren: Johannes Weniger, Joseph Bergner, Tjarko Tjaden, Volker Quaschning; Website: pvspeicher.htw-berlin.de)
[2] Lindner, Marco et al.: Ergebnisse der FNN-Studie zu neuen Verfahren der statischen Spannungshaltung. In: 2. OTTI-Konferenz Zukünftige Stromnetze für Erneuerbare Energie, Ostbayerisches Technologie-Transfer-Institut e.V. (OTTI), Regensburg 2015, S. 104 ff.  (Autoren: Marco Lindner, Ing. Rolf Witzmann, Ole Marggraf, Stefan Laudahn, Bernd Engel, Sören Patzack, Hendrik Vennegeerts, Markus Gödde, Fabian Potratz, Armin Schnettler)

Interview mit Bernd Porzelius

IKZ-Energy: Mit der Konferenz „Zukünftige Stromnetze für Erneuerbare Energien“ haben Sie eine Veranstaltung ins Leben gerufen, die Anfang des Jahres zum  dritten Mal stattgefunden hat. Wie war die Resonanz, wie viele Teilnehmer haben Sie gezählt?
Bernd Porzelius: Die Resonanz war sehr gut. Es sind dieses Mal knapp 150 Unternehmer, Wissenschaftler und Experten aller Sparten des Energiesektors gekommen; was uns aber insbesondere freut, war die Zusammensetzung des Publikums sowie der Referenten. Wir haben es wieder geschafft, alle relevanten Akteursgruppen aus der gesamten Energiewirtschaft anzusprechen und in einen Raum zu bringen. Die Resonanz der anwesenden Personen hat auch noch einmal bestätigt, dass die Tagung wegen der zielorientierten Diskussion und dem wertschätzenden Umgang miteinander besticht. „Endlich eine Veranstaltung zum Thema Stromnetze, die sich nicht in der Polemik verliert“, war eine Aussage eines Teilnehmers. Die Atmosphäre, die Ergebnisse und die Möglichkeit, Akteure neu zu vernetzen, motivieren uns, die Veranstaltung mit Sicherheit auch 2017 wieder durchzuführen.

IKZ-Energy: Was hat das OTTI bewogen, eine solche Konferenz ins Leben zu rufen, obwohl das Thema doch schon auf dem PV-Symposium behandelt wird?
Bernd Porzelius: Hierzu gibt es eine lange Historie: Das OTTI hat eine internationale Serie von Veranstaltungen betreut, die sich IRED nannte. Die Idee dieser internationalen Konferenz war von Beginn an, die Kommunikation speziell an der Schnittstelle der Erzeuger erneuerbarer, fluktuierender Energien mit allen anderen Akteuren der Energiewirtschaft zu verbessern, beziehungsweise zu etablieren. Nach der Veranstaltung in Berlin waren wir uns mit Verantwortlichen im BMU einig, dass ob der Aktualität des Themas die Diskussion der IRED auf der nationalen Ebene geschehen muss. Die Veranstaltung stand beim ersten Mal daher unter der Schirmherrschaft und Förderung des BMU beziehungsweise – durch politischen Wechsel bedingt – des BMWI.
Das Thema in einer eigenen Tagung zu behandeln (obwohl es auch auf unseren PV-Symposien im Kloster Banz diskutiert wird), ist einfach zu erklären. Wir wollten auf neutralem Boden und mit allen Akteuren der Energiewirtschaft über die Lösung der zukünftigen Stromnetze diskutieren. Diese Diskussion wäre im Rahmen des PV-Symposiums alleine schon in der nötigen Ausführlichkeit nicht möglich gewesen.

IKZ-Energy: Thematisiert werden sowohl technische Aspekte wie Systemintegration, Versorgungssicherheit, Netzbetrieb und -planung, Smart Grid, Informationstechnik und Energiespeicher als auch Märkte und Marktdesign, Geschäftsmodelle, Kostenoptimierung, Richtlinien und Standards sowie politische Rahmenbedingungen. Welchem von den zwei Schwerpunkten galt das größere Interesse?
Bernd Porzelius: Der grundsätzliche Ansatz der Tagung ist der eines systemtechnischen Ansatzes, sodass auch hierauf der Schwerpunkt liegt. Die Diskussionen haben aber von Beginn an gezeigt, dass das eine schwer von dem anderen zu trennen ist. Es ist kaum zu trennen zwischen Systemintegration und Richtlinien/Standards, zwischen Versorgungssicherheit und Kostenoptimierung oder zwischen Netzplanung und politische Rahmenbedingungen. Daher ist es eben auch wichtig, in solchen Diskussionen die Polemik rauszulassen und sich auf die vielen Wege hin zur Lösung zu konzentrieren.

IKZ-Energy: Kommen bei dieser Konferenz neben Netzbetreibern, Energieversorgern und Wissenschaftlern auch Planer und Installateure aus dem Bereich Elektrotechnik auf ihre Kosten? Sie zählen ja zu den wichtigen Akteuren beim Um- und Ausbau zukünftiger Netze.
Bernd Porzelius:  Gerade die Planer sind hier ein wichtiger Bestandteil und mit Sicherheit finden diese sich auch in der Tagung wieder.

IKZ-Energy: Das OTTI wird also diese Konferenzreihe fortsetzen? Sind Änderungen im Programm zu erwarten?
Bernd Porzelius: Die Konferenzreihe wird mit Sicherheit weitergeführt. Wir werden zusammen mit dem fachlichen Beirat die Schwerpunkte wieder an die aktuellen Rahmenbedingungen und Anforderungen an die Energiewirtschaft anpassen. Es wird also auch im nächsten Jahr ein topaktuelles Programm geben, und wir werden wieder zwei Tage über die konkreten Anforderungen und möglichen Lösungen diskutieren. Bereits 2016 war die Tagung auch Plattform für die Vorstellung der SINTEG Projekte. Ein solches Schaufenster hat sich bewährt, und wir streben an, weiteren Projekten aus anderen passenden Förderprogrammen in der Tagung eine Plattform zu geben.

Regelwerke zu Spannungsqualität und Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz

DIN EN 50160
Angaben zu Qualitätsmerkmalen der Spannung in öffentlichen Nieder-, Mittel- und Hochspannungsverteilnetzen finden sich in der DIN EN 50160. Dabei werden folgende Merkmale berücksichtigt: Höhe und Frequenz der Spannung, langsame und schnelle Spannungsänderungen sowie Flicker, Einbrüche sowie kurze und lange Unterbrechungen der Spannung, zeitweilige netzfrequente Überspannungen sowie transiente Überspannungen zwischen Außenleitern und Erde, Spannungsunsymmetrie, Oberschwingungen, Zwischenharmonische und Netz-Signalübertragungsspannungen auf der Versorgungsspannung, wobei nicht zu allen Merkmalen Werte angegeben werden.   (Quelle: DKE)
 
VDE-AR-N 4105
Die VDE-Anwendungsregel VDE-AR-N 4105 ist am 1. August 2011 in Kraft getreten und gilt für Planung, Errichtung, Betrieb und Änderung von Erzeugungsanlagen, die an das Niederspannungsnetz eines Netzbetreibers angeschlossen und parallel mit dem Netz betrieben werden. Sie fasst die wesentlichen Gesichtspunkte zusammen, die beim Anschluss von Erzeugungsanlagen an das Niederspannungsnetz des Netzbetreibers zu beachten sind, und dient gleichermaßen dem Netzbetreiber wie dem Errichter als Planungsunterlage und Entscheidungshilfe. Außerdem erhält der Betreiber wichtige Informationen zum Betrieb solcher Anlagen. Wie schon in den höheren Spannungsebenen werden jetzt auch die in Niederspannungsnetze einspeisenden Erzeugungsanlagen an der statischen Spannungshaltung beteiligt. Dies hat unmittelbare Auswirkungen auf die Auslegung der Anlagen. Die VDE-Anwendungsregel hilft, die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Netzbetriebes nach den Vorgaben des Energiewirtschaftgesetzes auch mit wachsendem Anteil an dezentralen Erzeugungsanlagen zu gewährleisten und die in der DIN EN 50160 formulierten Grenzwerte der Spannungsqualität einzuhalten.   (Quelle: DKE)

Die VDE-AR-N 4105 soll noch geändert und ein erster Entwurf dazu Anfang 2017 veröffentlicht werden. Wie der zuständige Moderator, Wolfgang Bartels von der Westnetz GmbH, auf dem TAB-Fachforum 2015 in Düsseldorf mitteilte, besteht Änderungsbedarf in folgenden Punkten: dynamische Netzstützung, Inselnetzerkennung, Verfahren der Blindstromeinspeisung, Drehstromeinspeisung, Anschluss und Betrieb von Speichern, Einspeisemanagement.
Des Weiteren sei der Netzanschluss einer Erzeugungsanlage auf mehreren Gebäuden beziehungsweise Grundstücken zu regeln, so Bartels weiter. Außerdem müssten die Schutzanforderungen und die Ansteuerung der Kuppelschalter sowie die Anforderungen an Notstromaggregate überarbeitet werden.
Die nächste Konferenz ist in Vorbereitung. Sie soll am 31.01./01.02.2017 wiederum im Steigenberger Hotel am Kanzleramt stattfinden. Die geplanten Themen in Stichworten: 

• Betriebsmittel am Netz – dezentrale Einspeisung, Speicher, Lastmanagement
• Smart Grids und Smart Markets
• Versorgungssicherheit und –qualität
• Systemdienstleistungen
• Informationsmanagement und Kommunikationstechnologie
• Regulierung
• Flexibilitätsoptionen und ihre Nutzung
• Planung und Betrieb unter zunehmender Unsicherheit: neue Planungsmethoden, neue Betriebsmittel, neue Werkzeuge für die Betriebsführung.