Mehr Dienste für das Netz

D ie wachsende Anzahl an Photovoltaik- und Windanlagen in Europa stellt das Stromnetz vor neue Herausforderungen. Um sicherzustellen, dass der Übergang von einer zentralen Stromerzeugung zu einem Mix aus zentraler und dezentraler Energiegewinnung keine negativen Folgen für die Sicherheit und Stabilität der Leitungen hat, sind neue, das Netz unterstützende Maßnahmen notwendig. Konsequenterweise nehmen neue Netzanschlussrichtlinien wie BDEW oder VDE-AR-N 4105 in Deutschland oder CEI 0-21 in Italien auch die Solarstromproduzenten in die Pflicht: Sie fordern etwa die Bereitstellung von Blindleistung in der Zeit, in der Energie eingespeist wird.

Das Netz entlasten

Dabei spielt der Wechselrichter eine strategische Rolle: Das Einspeisen der mittels dieser Geräte erzeugten Blindleistung ist eine der effektivsten und ökonomischsten Methoden, um die Stromnetze zu entlasten und dezentrale Spannungsstabilität zu gewährleisten. Gleichzeitig lässt sich die Aufnahmekapazität der Stromleitungen erhöhen und die Netzqualität verbessern. Dies kann wiederum einen teuren Netzausbau vermeiden oder hinauszögern.

Momentan beschränken sich die Netzdienstleistungen auf die Zeit, in der Photovoltaikanlagen Energie einspeisen – also tagsüber. Allerdings wächst gerade bei Stadtwerken und Übertragungsnetzbetreibern der Bedarf, diese auf andere Zeiten auszuweiten. Dazu sollen Wechselrichter in Betrieb bleiben, wenn die Sonne nicht verfügbar ist – etwa in der Nacht. Durch die Verlängerung des Arbeitszyklus auf Vollzeitbetrieb können die Geräte nicht nur dazu beitragen, Kosten für zusätzliche Stromtrassen zu vermeiden, sondern den Anlagenbetreibern gleichzeitig neue Einnahmequellen für das Bereitstellen von Netzdienstleistungen eröffnen.

Um die Vorteile dieses neuen Ansatzes zu verstehen, stellt sich zunächst die Frage, wie sich die Stromnetze nach Sonnenuntergang verändern. Nachts werden große induktive Lasten wie Industrieanlagen komplett vom Netz getrennt oder arbeiten nur mit reduzierter Leistung. Folglich ist nahezu kein Wirkstrom vorhanden und der Spannungsabfall über die Leitungen reduziert sich. Dies macht auch eine große Menge induktiven Stroms überflüssig, die tagsüber lokal oder am Umspannwerk produziert wird, um das induktive Verhalten der für industrielle Prozesse genutzten Motoren zu kompensieren. Die induktive Natur des Stromnetzes verwandelt sich folglich in eine kapazitive. Dieser Effekt führt zu einem Spannungsanstieg über den Leitungen und macht kostspielige Gegenmaßnahmen erforderlich. Dazu zählt die Erzeugung induktiven Stroms in den Umspannwerken ebenso wie Investitionen in die Generierung und Kontrolle der Blindleistung.

Vom Tages- zum Vollzeitbetrieb

Eine Alternative zu diesen Maßnahmen wäre es, die Betriebszeit von Wechselrichtern auf den Dauerbetrieb auszuweiten, damit sie auch nachts zur Netzstabilisierung beitragen. Dazu müssen die Geräte allerdings permanent mit dem Stromnetz verbunden und in der Lage sein, ihren Betrieb auf den dritten und vierten Quadranten der P-Q-Leistungskurve (P: Wirkleistung, Q: Blindleistung) auszuweiten, in denen die Sonne nicht zur Verfügung steht. Um dies zu erreichen, hat Power-One zusätzliche Funktionalitäten in einen Wechselrichter des Models Aurora Ultra integriert. Dieses Zentralwechselrichtersystem mit einer Ausgangsleistung von 1,5 Megawatt hat einen Wirkungsgrad von bis zu 98,7 Prozent und eine Ausgangsspannung von 690 Volt Wechselspannung.

Ziel war es, die Stromqualität am Verknüpfungspunkt (Point of Common Coupling: PCC) – der Punkt, an dem andere Lasten angeschlossen werden können – und am selben Mittelspannungseinspeiser (Spannungsbegrenzung) zu verbessern sowie die Leistungsverluste des Hochspannungsnetzes zu reduzieren. Gleichzeitig sollte der neue Ansatz auch die Kosten für die Bauteile und Kontrollsysteme für die Spannungsbegrenzung reduzieren.

Blindleistung in der Nacht

Aus diesem Grund entwickelte Power-One für den Wechselrichter einen Spannungszwischenkreis (Voltage Source Inverter: VSI) und ein integriertes DC/DC-Front-End, das auch nachts eine kontrollierte Menge an Blindleistung ins Netz einspeisen kann. Diese Topologie verwendet Standard-IGBT-Module, um die induktiven oder kapazitiven Ströme zu erzeugen, die für einen Ausgleich der Blindleistung im Stromnetz notwendig sind. Da keine separaten Freilaufdioden oder komplexen Kontrolltechniken erforderlich sind, konnten die Kosten für die Lösung reduziert werden.

Tagsüber ist das Einspeisen von Blindleistung eine vergleichsweise einfache Aufgabe – vorausgesetzt, der Wechselrichter ist in der Lage, durchgängig die benötigten induktiven oder kapazitiven Ausgangsströme durch die richtige Phasenverschiebung zwischen Spannung und Strom zu erzeugen. In der Nacht wird diese Aufgabe deutlich komplexer, da die Sonne als Energiequelle nicht zur Verfügung steht: Der Wechselrichter muss die benötigte Energie also dem Stromnetz entnehmen, sie über den DC-Zwischenkreis regulieren und die gewünschte Blindleistung anschließend wieder ins Netz einspeisen.

Spezieller Zwischenkreis

Dazu ist aus zwei Gründen eine spezielle Regelung des Spannungszwischenkreises erforderlich: Zum einen muss ein unkontrollierter Rückfluss vom Netz zu den Zwischenkreiskondensatoren verhindert werden, da dieser die in den Leistungshalbleitern integrierten Freilaufdioden schädigen würde. Zum anderen gilt es, große unkontrollierte Rückströme ins Photovoltaikfeld zu vermeiden. Um diese Anforderungen zu erfüllen, hat Power-One einen Nebenverbraucherkreis in sein VSI-Konzept integriert. Mithilfe dieser Vorladeeinheit lässt sich der Wechselrichter nachts entweder lokal oder ferngesteuert „aufwecken“.

Um sicherzustellen, dass die AC-Schützen sanft geschlossen werden, stellt der Nebenverbraucherkreis zunächst den notwendigen Spannungspegel her und hält diesen solange aufrecht, bis der Wechselrichter eine synchrone Wechselspannung nachbilden kann.

Dadurch werden zusätzliche oder teure Schutzkomponenten überflüssig. Ein weiterer Vorteil der einfachen und kosteneffizienten Architektur ist, dass die VSI-Topologie über einen komplett reversiblen Strompfad verfügt, der sowohl für Wirk- als auch für Blindleistung verwendet werden kann und die vorhandenen Komponenten so optimal ausnutzt.

Dank des neuen Konzepts lässt sich auch die Anzahl der zur Einspeisung von Blindleistung verwendeten Stromrichter regeln. Verschiedene Blindleistungs-Kontrollschemata ermöglichen es, ein oder mehrere Geräte im „gemischten Modus“ zu betreiben, in dem sie tagsüber sowohl Wirk- als auch Blindleistung liefern und nachts zusätzliche Blindleistung bereitstellen.

Simulation eines Netzwerkes

Um die Effektivität des in den Wechselrichter integrierten Blindleistungsmanagements zu überprüfen und die neue Technologie zu perfektionieren, wurde zunächst ein Prototyp mithilfe von Lastflusssimulationen im Testlabor unter unterschiedlichen Netzbedingungen mit verschiedenen Kombinationen aus Wirk- und Blindleistung getestet. Darüber hinaus wurden auch die Auswirkungen auf das Stromnetz untersucht. Für das Netzwerkmodell verwendete Power-One die Daten, die stündlich in einem realen Umspannwerk eines zehn Megawatt großen Solarparks im italienischen Arezzo gemessen wurden. Das Umspannwerk ist mit einem 25-Megavoltampere-Hoch- beziehungsweise -Mittelspannungstransformator mit einem Verhältnis von 127/15 Kilovolt sowie einem aktiven Stufenschalter ausgestattet.

Das daran angeschlossene Solarkraftwerk „Cavriglia 1“ ist mit mehreren Wechselrichtern Aurora Ultra mit der neuen mehrstufigen VSI-Topologie mit integriertem DC/DC-Front-End und einer Ausgangsspannung von 690 Volt ausgestattet. Die Solaranlage ist über ein sechs Kilometer langes Versorgungskabel direkt an die Sammelschiene des HV/MV-Umspannwerks angeschlossen. Da Kraftwerke dieser Größe in Italien meist direkt an das Hochspannungsnetz angeschlossen sind, ist eine derartige Verbindung eher die Ausnahme. Vor diesem Hintergrund ist die Versuchsanordnung besonders interessant, da hier die Auswirkungen der Blindleistungsregelung auf Hochspannungs- und Mittelspannungsnetzwerke untersucht werden können.

Für die Simulation wurden über den Zeitraum einer Woche im Juli 2012 stündlich Lastflussdiagramme aus den Daten des Anlagenüberwachungssystems erstellt. Dazu gehörten die tatsächlich produzierte Wirkleistung, die aktiven und reaktiven Stromflüsse sowie der Leistungsfaktor. Tagsüber wird die Wirkleistung überwiegend vom Solarpark hergestellt und nähert sich aufgrund der hohen Sonneneinstrahlung Gegenstrombedingungen an.

Während dieser Zeit liefert die Hochspannungsleitung fast ausschließlich Blindleistung, um die Lastanforderungen zu erfüllen. Daher ist der Leistungsfaktor sehr gering. In der Nacht produziert die Photovoltaikanlage keine Wirkleistung und das Netzwerk stillt sowohl den Bedarf nach Wirk- als auch Blindleistung. In der Folge erreicht der Leistungsfaktor – oder Kosinus Phi – gute Werte, die deutlich über 0,9 liegen. Netzbetreiber streben einen Wert zwischen 0,9 und 0,95 an.

Konstanter Leistungsfaktor am Trafo

Vom wirtschaftlichen Standpunkt aus betrachtet, ist diese Situation für den Energieversorger nicht kritisch, da die Übertragungsnetzbetreiber in Italien nur den monatlichen Durchschnitt des Leistungsfaktors berücksichtigen. Daher fallen momentan keine Strafen für den schlechten Wert des Kosinus Phi an. Würden diese Kriterien allerdings verändert – beispielsweise wenn stattdessen der durchschnittliche Leistungsfaktor pro Stunde ausschlaggebend wäre –, könnte es sein, dass der Anlagenbetreiber eine Strafe für den schlechten Wert während der Spitzenzeiten tagsüber an den Netzbetreiber zahlen muss.

In der ersten Simulation wurde die Blindleistung so angepasst, dass der Leistungsfaktor am Hoch- und Mittelspannungstransformator durchgängig einen Wert von 0,9 erreicht. Die Ergebnisse zeigen, dass die Anlage tagsüber in der Lage ist, die dazu benötigte Blindleistung zu erzeugen, ohne die Einspeisung der hergestellten Wirkleistung zu beeinträchtigen. In der Nacht ist das Verhalten genau umgekehrt: Die Photovoltaikanlage nimmt Blindleistung auf, um den gewünschten Leistungsfaktor aufrechtzuerhalten. Das Maximum an Blindleistung, das nachts absorbiert wird, lag bei dieser Simulation bei 1,5 Megavoltampere. Der höchste Wert, der tagsüber eingespeist wurde, betrug 3,2 Megavoltampere.

Für das Stromnetz hat dies einen doppelten Vorteil: Erstens wird die Blindleistung tagsüber auf Mittelspannungsebene produziert und konsumiert, ohne Zutun des Hochspannungsnetzes. Zweitens unterstützt das Solarkraftwerk das Hochspannungsnetz dabei, das typische kapazitive Verhalten entladener Systeme während der Nacht abzuschwächen.

Kompensation am Einspeiser

Ein weiteres interessantes Szenario für das Blindleistungsmanagement ist die Kompensation der verursachten Blindleistung durch einen dezidierten Einspeiser. Dadurch wird ein Leistungsfaktor von eins beibehalten. In dieser Kontrollkonfiguration verhalten sich Solarpark und Einspeiser wie ideale Generatoren, die mit einem gleichbleibenden Leistungsfaktor arbeiten. In diesem Kontrollszenario genügt die Absorption einer nahezu konstanten Menge induktiver Blindleistung, um die Widerstände der Stromleitung sowie anderer Systemkomponenten auszugleichen.

Der Vorteil dieser Kontrollart wird auf Hochspannungslevel erst dann sichtbar, wenn es von allen dezentralen Stromerzeugern an einer Leitung zur Anwendung kommt: Dann wird der Effekt neutralisiert, der aus den verschiedenen kapazitiven Leitungen entsteht und sonst die Installation teurer induktiver Kompensatoren erfordern würde, um unzulässige Netzspannungsabweichungen auszugleichen.

Nach den Versuchen im Forschungszentrum von Power-One wurde das neue Wechselrichterkonzept unter realen Bedingungen im gleichen Solarpark erprobt. Als Testgerät setzte Power-One einen Zentralwechselrichter mit der VSI-Topologie mit integriertem DC/DC-Front-End ein. Diese Versuchsanordnung ermöglichte es, die im Labor entwickelten Kontrollschemata mit den tatsächlich gemessenen Resultaten zu vergleichen und zu optimieren.

Test unter realen Bedingungen

Mithilfe der Tests wurden zudem zwei zentrale Fragen der neuen Topologie beantwortet: Wie wirkt sich der gemischte Modus auf den Umwandlungswirkungsgrad aus? Und wie hoch sind die Verluste bei einer nächtlichen Blindleistungseinspeisung? Die Ergebnisse bestätigen, dass die Auswirkungen auf den Wirkungsgrad tagsüber weniger als 0,2 Prozent betragen – unabhängig davon, in welchem Verhältnis Wirk- und Blindleistung eingespeist werden. Aufgrund des DC/DC-Front-Ends steigt der Wirkungsgrad der Wechselrichter bei einer höheren Eingangsspannung an. Dadurch lässt sich dieser durch ein optimales Stringkonzept um bis zu 0,4 Prozent gegenüber konventionellen einstufigen Umwandlern erhöhen. Dies hat zur Folge, dass etwaige Verluste durch Blindleistungseinspeisung mit einem optimalen Stringkonzept mehr als ausgeglichen werden.

Gerade nachts ist es jedoch keine leichte Aufgabe, einen konstanten Leistungsfaktor am Umspannwerk sicherzustellen, da über Nacht eine größere Menge induktiver Ströme von der Photovoltaikanlage aufgenommen werden muss. Dazu sind mindestens vier oder fünf Wechselrichtermodule notwendig. Dies sollte besonders in Hinblick auf die Rentabilität der Anlage berücksichtigt werden. Während sich der Stromverbrauch auf weniger als zwei Prozent der Blindleistung beschränkt, sind die Verlängerung des Wechselrichter-Betriebszyklus sowie die Betriebs- und Wartungskosten nicht zu unterschätzen. Das bedeutet, dass Wirtschaftlichkeit nur erreicht werden kann, wenn diese Netzstützungsdienste von den Übertragungsnetzbetreibern angemessen vergütet werden.

Blindleistung im Dauerbetrieb

Insgesamt bestätigen die Messungen, dass Wechselrichter das Potenzial haben, das Netz im Vollzeitbetrieb tagsüber mit minimalem Effekt auf die Gesamtleistung sowie vernachlässigbaren Eigenverlusten in der Nacht zu stabilisieren. Die Daten sind zudem ein guter Ausgangspunkt für eine ökonomische Machbarkeitsstudie. Diese muss sowohl die Investitionen für spannungsstabilisierende Infrastrukturen berücksichtigen als auch die zusätzliche Belastung und beschleunigte Alterung der Komponenten, die in die Blindleistungserzeugung involviert sind. Das wird erst möglich sein, wenn Stadtwerke und Netzbetreiber sich auf die gewünschten Kontrollprofile sowie ein Rahmenwerk geeinigt haben, das angemessene Vergütungsregelungen für alle involvierten Parteien vorsieht.

Die neue Topologie ermöglicht ein einfaches, systeminternes Blindleistungsmanagement ohne zusätzliche und teure Bauteile, Schutzkomponenten oder komplizierte Kontrolltechnologien. Die Verfügbarkeit der DC-Quelle hat dabei keinen Einfluss auf die Fähigkeiten des Wechselrichters. Auch die Eingangsspannung lässt sich unabhängig von der DC-Quelle oder dem AC-Leistungsvolumen auf den optimalen Wert regulieren.

Die Umstellung von Solarkraftwerken auf einen Dauerbetrieb ist einer der Schlüsselfaktoren, um Nachhaltigkeit und die Verbreitung alternativer Energieerzeugungstechnologien zu fördern – und das, ohne große Investitionen in die Systeminfrastruktur zu erfordern. Darüber hinaus eröffnet dies neue Möglichkeiten für die Vergütung von Netzdienstleistungen, bei denen nicht nur die erzeugte Wirkleistung entschädigt wird, sondern auch die Blindleistung – sofern letztere außerhalb der normalen Arbeitszeit von Solaranlagen eingespeist wird.

Dr. Marco Trova

ist Director of Technical Sales bei Power-One Renewable Energy Solutions. Er ist für die Entwicklung sowie die Markteinführung der Wechselrichterbauserie Aurora verantwortlich. Darüber hinaus ist Marco Trova Mitglied des IEC TC82 (IEC Technisches Komitee 82 „Solar Photovoltaic Energy Systems“) im italienischen Verband CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano). In den Arbeitsgruppen des CEI/TC82 engagiert er sich für die Einführung von Standards, etwa für neue Stromnetzanforderungen für Nieder- und Mittelspannung in Netzverbundanlagen. Power-One wurde unlängst von ABB in der Schweiz übernommen.

marco.trova@power-one.com