Handbuch Netzintegration Erneuerbarer Energien: Netzanschluss, Stromerzeugungsanlagen und Regelung [1. Aufl.] 9783658289683, 9783658289690

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Boris Valov

Handbuch Netzintegration Erneuerbarer Energien Netzanschluss, Stromerzeugungsanlagen und Regelung

Handbuch Netzintegration Erneuerbarer Energien

Boris Valov

Handbuch Netzintegration Erneuerbarer Energien Netzanschluss, Stromerzeugungsanlagen und Regelung

Boris Valov Kassel, Hessen, Deutschland

ISBN 978-3-658-28968-3 ISBN 978-3-658-28969-0  (eBook) https://doi.org/10.1007/978-3-658-28969-0 Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über http://dnb.d-nb.de abrufbar. © Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2020 Das Werk einschließlich aller seiner Teile ist urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung, die nicht ausdrücklich vom Urheberrechtsgesetz zugelassen ist, bedarf der vorherigen Zustimmung des Verlags. Das gilt insbesondere für Vervielfältigungen, Bearbeitungen, Übersetzungen, Mikroverfilmungen und die Einspeicherung und Verarbeitung in elektronischen Systemen. Die Wiedergabe von allgemein beschreibenden Bezeichnungen, Marken, Unternehmensnamen etc. in diesem Werk bedeutet nicht, dass diese frei durch jedermann benutzt werden dürfen. Die Berechtigung zur Benutzung unterliegt, auch ohne gesonderten Hinweis hierzu, den Regeln des Markenrechts. Die Rechte des jeweiligen Zeicheninhabers sind zu beachten. Der Verlag, die Autoren und die Herausgeber gehen davon aus, dass die Angaben und Informationen in diesem Werk zum Zeitpunkt der Veröffentlichung vollständig und korrekt sind. Weder der Verlag, noch die Autoren oder die Herausgeber übernehmen, ausdrücklich oder implizit, Gewähr für den Inhalt des Werkes, etwaige Fehler oder Äußerungen. Der Verlag bleibt im Hinblick auf geografische Zuordnungen und Gebietsbezeichnungen in veröffentlichten Karten und Institutionsadressen neutral. Planung/Lektorat: Reinhard Dapper​ Springer Vieweg ist ein Imprint der eingetragenen Gesellschaft Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH und ist ein Teil von Springer Nature. Die Anschrift der Gesellschaft ist: Abraham-Lincoln-Str. 46, 65189 Wiesbaden, Germany

Vorwort

Steigende Preise für fossile Energieressourcen, ihre Endlichkeit und Treibhausgasemissionen zwingen alle Länder, verstärkt die Aufmerksamkeit auf Erneuerbare Energien zu richten. Der Grund: Erneuerbare Energien können praktisch nie ausgeschöpft werden und belasten bei der Stromerzeugung nicht die Umwelt. Schon bald ist der Preis für den „grünen“ Strom geringer als der Strompreis aus fossilen Energieträgern, da die Energien des Windes und der Sonne immer kostenlos zur Verfügung stehen und stehen werden. Die Stromkosten aus Kohle und Gas steigen dagegen immer weiter an. Der weltweite Wachstumsboom der Energieerzeugung aus Erneuerbaren Energien bringt einige Probleme bei der Netzintegration der Stromerzeugungsanlagen hervor, da die elektrischen Netze bei der historischen Entwicklung für die Aufnahme und Übertragung der elektrischen Energie aus den dezentralen Stromerzeugungsanlagen nicht ausgelegt wurden. Um die Probleme deren Netzintegration in diese konventionellen Netze zu lösen, sind spezielle Kenntnisse erforderlich. Viele dieser Problemlösungen befindet sich jedoch noch in der Entwicklung. Das Ziel dieses Buches ist es, allen Interessenten die grundlegenden und vertieften elektrotechnischen Kenntnisse aus dem Bereich der Netzintegration Erneuerbarer Energien zu vermitteln. Die in diesem Werk vorgeschlagenen Berechnungsverfahren, mathematischen Gleichungen und Grafiken ermöglichen eine einfache eigenständige Beurteilung der maßgeblichen Charakteristiken der Netzanschlusspunkte und der Netzrückwirkungen der geplanten Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien. Dadurch soll die Netzintegration Erneuerbarer Energien vereinfacht und Projektkosten jeder neuen dezentralen Erzeugungsanlage verringert werden. Der Inhalt wurde für Einsteiger, Studenten, Wissenschaftler, Projektmanager, Behörden und Unternehmen in der Branche „Erzeugung und Übertragung des grünen Stromes“ konzipiert und dient als kompaktes Nachschlagewerk für jeden Interessenten, der sein Wissen in der Netzintegration Erneuerbarer Energien aufbauen bzw. erweitern möchte. Das Buch präsentiert die durch den Autor entwickelten theoretischen Grundsätze zur Netzintegration Erneuerbarer Energien und fasst wesentliche Informationen aus einer V

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Vorwort

großen Anzahl an wissenschaftlichen Arbeiten, Publikationen, Studien, Standards und Tagungsbänden zusammen. Dieses Werk spiegelt meine Kenntnisse und Erfahrungen im Bereich der elektrischen Netze und Elektroenergieübertragungssysteme wider, die ich während meiner langjährigen Tätigkeit in der Lehre und Forschung an der Polytechnischen Universität Tomsk, an der Universität Kassel, im Forschungsinstitut für Solare Energieversorgungstechnik ISET und am Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES in Kassel gesammelt habe. Etwa 20 Jahre lang habe ich die Entwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien in Deutschland miterlebt und an den Lösungen der auf diesem Wege auftretenden Probleme und Herausforderungen gearbeitet. Ein wichtiger Wegabschnitt dabei war für mich die Arbeit an den Problemlösungen, die ich zusammen mit Herrn Prof. Siegfried Heier an der Universität Kassel gesucht habe. Meine Mitarbeit in seinen Forschungsprojekten im Bereich der Windenergie an Land und auf See war die Motivation zum Schreiben dieses Buches. Die fachlichen Diskussionen mit ihm haben den Buchinhalt wesentlich geprägt. Für eine erfolgreiche Zusammenarbeit möchte ich mich bei ihm besonders herzlich bedanken. Die in den Windenergieprojekten gesammelten Kenntnisse und Erfahrungen habe ich noch stärker während meiner Tätigkeiten in Forschungsinstituten auch im Bereich anderer Erneuerbaren Energien vertieft. Vielen Dank an alle Mitarbeiter von ISET und IWES für die hochproduktive Zusammenarbeit. Dank meiner Tätigkeit im internationalen Team ist die Möglichkeit entstanden, ein Wörterbuch in zwölf Sprachen mit 111 Stichwörtern und Fachbegriffen zum Thema „Netzintegration“ zu verfassen. Ich bedanke mich bei allen für die Übersetzung in ihrer Muttersprache recht herzlich. Herr Reinhard Dapper und Frau Andrea Brossler vom Springer-Verlag danke ich für die vielseitige Unterstützung dieses Buchprojektes. Ich bedanke mich bei meinen Kollegen und Projektpartnern Herrn Dr.-Ing. Oliver Haas, Herrn Dr.-Ing. Klaus-Dieter Iselt, Herrn Dr.-Ing. Andrey Shoustov, Herrn Dr.-Ing. Thomas Weber, Herrn Dr. Witalii Kolodiazhnyi, Herrn Dipl.-Ing. Thorsten Reimann, Herrn Dipl.-Ing. Carsten Bock, Herrn Dipl.-Ing. Alexander Bitz, Herrn Dipl.-Ing. Christian Dick, Herrn M.Sc. Christian Blum, die mich bei der Erstellung dieses Buches in jeglicher Art unterstützt haben. Mein besonderer Dank gilt meiner Frau, Nelli Valov, die mir während der Entstehungsjahre dieses Buches immer mit Geduld, Verständnis und Hilfe zur Seite stand. Auch ein großes Dankeschön meinen Kindern M.Sc. Maria Valov und Dipl.-Ing. Roman Valov, die mich bei der Verwirklichung dieses Buches ebenfalls intensiv unterstützt haben. Auflage senden Sie bitte an Kritik und Verbesserungsvorschläge zu dieser 1.  [email protected]. Kassel 2019

Boris Valov

Inhaltsverzeichnis

1 Ziel und Herausforderungen der Netzintegration. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 2 Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 2.1 Windenergieanlagen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 2.1.1 Windcharakteristiken. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 2.1.2 Elektrische Leistung als Funktion kinetischer Windenergie. . . . . 13 2.1.3 Leistungskennlinien. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 2.2 Photovoltaik-Anlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 2.2.1 Charakteristiken räumlicher Orientierung. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 2.2.2 Elektrische Parameter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 2.2.3 Verschaltungsformen von Modulen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 2.3 Wasserkraftwerke. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 2.3.1 Arten von Wasserkraftwerken. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 2.3.2 Elektrische Leistung als Funktion der Wasserenergie. . . . . . . . . . 26 2.4 Biomasse- und Biogasanlagen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 2.4.1 Biomassekraftwerke. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 2.4.2 Biogaskraftwerke. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 2.4.3 Blockheizkraftwerke. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 2.5 Geothermische Anlagen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 2.6 Stromerzeugungsanlagen aus Energie von Gezeiten, Wellen und Meeresströmungen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 Literatur. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 3 Elektrotechnisches Basiswissen zur Netzintegration der Erzeugungsanlagen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 3.1 Gleich-, Wechsel- und Drehstromsysteme. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 3.1.1 Gleichstromsysteme. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 3.1.2 Wechselstromsysteme. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 3.1.3 Drehstromsysteme. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

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3.2

Charakteristiken von elektrischen Netzen und Erzeugungsanlagen . . . . . 47 3.2.1 Begriffsbestimmungen der Spannungen in Standards. . . . . . . . . . 48 3.2.2 Normfrequenz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 3.2.3 Bemessungsstrom . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 3.2.4 Wirkleistung. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 3.2.5 Blindleistung. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 3.2.6 Verzerrungsleistung. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 3.2.7 Verschiebungswinkel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 3.2.8 Scheinleistung. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 3.2.9 Kosinus- und Tangens-Verschiebungsfaktor. . . . . . . . . . . . . . . . . 61 3.2.10 Leistungsfaktor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 3.2.11 Unsymmetrie von Strömen und Spannungen . . . . . . . . . . . . . . . 64 3.2.12 Verzerrte Ströme und Spannungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 3.3 Vektoren elektrischer Leistungen im Verbraucherzählpfeilsystem . . . . . . 70 3.4 Kurzschlussströme und Kurzschlussverlauf . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 3.4.1 Definitionen der Kurzschlussströme. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 3.4.2 Kurzschlussverlauf. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 3.4.3 Bedeutsame Arten von Kurzschlüssen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 3.5 Kurzschlussleistung und Netzimpedanzwinkel am Netzpunkt. . . . . . . . . 83 3.5.1 Definitionen der Kurzschlussleistungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 3.5.2 Netzimpedanzwinkel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 3.5.3 Kennwerte der Kurzschlussleistungen und der Netzimpedanzwinkel in Netzen unterschiedlicher Normspannungen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 3.6 „Externes Netz“ als Äquivalent eines realen elektrischen Netzes. . . . . . . 93 3.7 „Elektrische Entfernung“ eines Netzpunktes vom „Externen Netz“. . . . . 97 3.8 Spannungsänderungen am Netzanschlusspunkt der Erzeugungsanlage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 3.8.1 Berechnungsverfahren und Zeigerdiagramme. . . . . . . . . . . . . . . . 104 3.8.2 Einflussfaktoren und Berechnungsfehler bei Beurteilung der Spannungsänderungen. . . . . . . . . . . . . . . . . . 111 3.9 Blindleistungskompensation und Blindleistungsbereitstellung. . . . . . . . . 114 3.9.1 Blindleistungskompensation. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116 3.9.2 Blindleistungsbereitstellung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119 Literatur. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125 4 Elektrische Netze mit Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien . . . . . . . . 129 4.1 Zentrale und dezentrale Erzeugungsanlagen im Verbundnetz. . . . . . . . . . 130 4.2 Verbindungen der Netze unterschiedlicher Spannungsebenen . . . . . . . . . 133 4.3 Höchst- und Hochspannungsübertragungsnetze . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136 4.3.1 Drehstromnetze. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 4.3.2 Gleichstromnetze. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142

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4.5 4.6

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4.3.3 Hybridnetze. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145 4.3.4 Netze mit Betriebsfrequenzen kleiner 50 Hz. . . . . . . . . . . . . . . . . 154 4.3.5 Freileitungen, Kabel und gasisolierte Leitungen. . . . . . . . . . . . . . 161 Mittel- und Niederspannungsverteilungsnetze. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166 4.4.1 Struktur und technische Charakteristiken . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166 4.4.2 Anbindungsvarianten der Mittelspannungsnetze an Hochspannungsnetzen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171 4.4.3 Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien in Niederspannungsnetzen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172 4.4.4 Grenzwerte für die Länge maximal belasteter Leitungen. . . . . . . 174 Uni- und bi-direktionale Leistungsflüsse im elektrischen Netz. . . . . . . . . 183 Spannungsregelung im Elektrizitätsversorgungssystem mit Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187 4.6.1 Grenzwerte der Spannungen in Übertragungs- und Verteilungsnetzen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 190 4.6.2 Einsatz der ans Netz direkt angeschlossenen Synchrongeneratoren zur Spannungsregelung. . . . . . . . . . . . . . . 192 4.6.3 Kondensatoren, FACTS und rotierende Phasenschieber zur Spannungsregelung in Höchst- und Hochspannungsnetzen . . . . . 197 4.6.4 Zentrale Spannungsregelung durch Leistungstransformatoren in Höchstspannungsnetzen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203 4.6.5 Lokale Spannungsregelung in Verteilungsnetzen durch Dreiwicklungstransformatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207 4.6.6 Klassische Spannungsregelung in Niederspannungsnetzen . . . . . 214 4.6.7 Spannungshaltung im Niederspannungsnetz mit verteilten Erzeugungsanlagen und regelbarem Ortsnetztransformator. . . . . 218 4.6.8 Spannungshaltung im Niederspannungsnetz mit verteilten Erzeugungsanlagen und regelbarem Längsspannungsregler. . . . . 225 Verlustleistung, Blindleistungsbezug, Elektroenergieverluste und Blindarbeit im Netz. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 229 4.7.1 Definitionen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 230 4.7.2 Berechnung der Verlustleistung und des Blindleistungsbezuges . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232 4.7.3 Einfluss der Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien auf Verlustleistung und Blindarbeit. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233 Erzeugung und Übertragung elektrischer Energie auf offener See. . . . . . 238 4.8.1 Erzeugungsanlagen auf dem Meeresboden und Windenergieanlagen auf See. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 238 4.8.2 Besonderheiten der Netze für Erzeugungsanlagen auf dem Meeresboden. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 240 4.8.3 Gleich- und Drehstrom in Übertragungsnetzen der Offshore-Windparks. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 249

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4.8.4

Aufbaukonzepte der Übertragungsnetze der Offshore-Windparks. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 252 4.8.5 Interne Mittelspannungsnetze im Offshore-Windpark . . . . . . . . . 256 4.8.6 Umspannwerk auf Seeplattform . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 260 4.8.7 Konverter auf Seeplattform. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272 4.8.8 Leistungsbilanz im Offshore-Übertragungsnetz. . . . . . . . . . . . . . 274 4.8.9 Übertragungskapazität der Seekabel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 286 4.8.10 Erforderliche Kapazität des Netzverknüpfungspunktes an Land zur Aufnahme der auf See erzeugten Elektroenergie. . . . . 289 4.9 Länderspezifische Netzeigenschaften . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 291 4.9.1 Netzstrukturen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292 4.9.2 Netz- und Anlagenschutz. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292 4.9.3 Sternpunktbehandlung. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 294 4.9.4 Verteilung der Blindleistungskompensationsanlagen . . . . . . . . . . 295 Literatur. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 297 5 Erzeugungsanlagen mit Nutzung Erneuerbarer Energien. . . . . . . . . . . . . . . . 307 5.1 Begriffe „Erzeugungseinheit“ und „Erzeugungsanlage“. . . . . . . . . . . . . . 308 5.2 Einsatzvarianten unterschiedlicher Generatorsysteme in Erzeugungsanlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 309 5.3 Klassifikationen der Generatorsysteme in Normen und Standards. . . . . . 312 5.4 Erzeugungseinheiten mit rotierenden Generatorsystemen. . . . . . . . . . . . . 316 5.4.1 Asynchrongeneratoren mit Kurzschlussläufer. . . . . . . . . . . . . . . . 317 5.4.2 Asynchrongeneratoren mit externem Läuferwiderstand. . . . . . . . 321 5.4.3 Doppelt gespeiste Asynchrongeneratoren. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 322 5.4.4 Asynchrongeneratoren mit Netzanschluss über Umrichter. . . . . . 324 5.4.5 Synchrongeneratoren mit direktem Netzanschluss. . . . . . . . . . . . 325 5.4.6 Synchrongeneratoren mit Netzanschluss über Umrichter. . . . . . . 328 5.4.7 Synchrongeneratoren mit Permanentmagnet im Rotor. . . . . . . . . 329 5.4.8 Marktanteile unterschiedlicher Generatorsysteme . . . . . . . . . . . . 331 5.5 Erzeugungseinheiten mit statischen Stromquellen . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333 5.6 Hybridanlagen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 336 5.7 Systemtechnische Anforderungen an Eigenschaften der Erzeugungsanlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 337 5.7.1 Frequenzabhängige Wirkleistungsabgabe. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 340 5.7.2 Schutzsysteme. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 341 5.7.3 „Q-U-Schutz“ dem Spannungskollaps entgegenwirken. . . . . . . . 345 5.7.4 Statische Spannungshaltung im ungestörten Netzbetrieb. . . . . . . 360 5.7.5 Dynamische Spannungsstützung bei Netzfehlern. . . . . . . . . . . . . 366 5.7.6 Sicherstellung der erforderlichen Kurzschlussströme. . . . . . . . . . 374 5.7.7 Inselbetriebsfähigkeit. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 378 5.7.8 Blindleistungsbereitstellung im festgelegten Bereich. . . . . . . . . . 382

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XI

5.7.9

Verfahren zur Blindleistungsbereitstellung in Erzeugungsanlagen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 387 5.8 Elektrische Betriebe der Erzeugungsanlagen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 392 5.8.1 Betrieb mit konstanter Scheinleistung. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 394 5.8.2 Betrieb mit konstanter Wirkleistung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 395 5.9 Volatilität der ins Netz eingespeisten Leistungen durch Erzeugungsanlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 396 5.9.1 Typische Leistungsfluktuation. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 397 5.9.2 Verteilungsfunktion der Leistungsfluktuation. . . . . . . . . . . . . . . . 398 5.9.3 Leistungsdauerkennlinie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 400 5.9.4 Volllaststundenzahl . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 404 5.10 Interne Verlustleistungen und Blindleistungsbezüge in Betriebsmitteln der Erzeugungsanlage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 406 5.10.1 Leitung zum Netzanschlusspunkt im Verteilungsnetz. . . . . . . . . 409 5.10.2 Maschinentransformator der Erzeugungseinheit. . . . . . . . . . . . . 415 5.10.3 Netztransformator und Leitung im Hochspannungsnetz. . . . . . . 420 5.10.4 Verfahren zur Reduzierung der Verlustleistungen und Blindleistungsbezüge. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 426 5.11 Netzrückwirkungen der Erzeugungsanlagen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 440 5.11.1 Arten der Netzrückwirkungen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 443 5.11.2 Grenzwerte. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 445 5.11.3 Positive und negative Netzrückwirkungen. . . . . . . . . . . . . . . . . . 453 5.11.4 Internationale Standards zur Messung der Netzrückwirkungen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 456 5.11.5 Messgeräte und Messverfahren. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 458 5.11.6 Beurteilung der Messergebnisse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 470 5.11.7 Berechnung und Analyse der Netzrückwirkungen . . . . . . . . . . . 474 Literatur. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 475 6 Netzanschluss dezentraler Erzeugungsanlagen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 481 6.1 Verteilung der Erzeugungsanlagen zwischen den Netzen unterschiedlicher Spannungsebenen im Verbundnetz . . . . . . . . . . . . . . . . 482 6.2 Elektrische Charakteristiken des Netzanschlusspunktes. . . . . . . . . . . . . . 485 6.3 Fachbegriffe von Spannungen am Netzanschlusspunkt. . . . . . . . . . . . . . . 488 6.4 Einflussfaktoren auf die Spannung am Netzanschlusspunkt. . . . . . . . . . . 491 6.4.1 Leistungsflussrichtung im Netz. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 493 6.4.2 Wirkleistungseinspeisung durch Erzeugungsanlagen. . . . . . . . . . 495 6.4.3 Blindleistungsbereitstellung durch Erzeugungsanlagen . . . . . . . . 497 6.4.4 Kurzschlussleistung und Netzimpedanzwinkel. . . . . . . . . . . . . . . 499 6.5 Vereinfachte Berechnungen der Kurzschlussleistung und des Netzimpedanzwinkels am Netzanschlusspunkt der Erzeugungsanlage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 505

XII

Inhaltsverzeichnis

6.6

6.7

6.8

6.9 6.10 6.11 6.12

6.13

6.5.1 Mathematische Grundsätze. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 506 6.5.2 Netzanschlusspunkt im Hochspannungsnetz. . . . . . . . . . . . . . . . . 512 6.5.3 Netzanschlusspunkt im Mittelspannungsnetz. . . . . . . . . . . . . . . . 521 6.5.4 Netzanschlusspunkt im Niederspannungsnetz. . . . . . . . . . . . . . . . 530 Auswirkungen dezentraler Erzeugungsanlagen auf Charakteristiken der Netzpunkte und Kurzschlussstromverteilung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 537 6.6.1 Änderungen der Charakteristiken bei der Außerbetriebsetzung eines konventionellen Kraftwerkes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 539 6.6.2 Beiträge zur Kurzschlussleistung durch dezentrale Erzeugungsanlagen mit unterschiedlichen Generatorsystemen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 545 6.6.3 Kurzschlussleistung im Verbundnetz bei Ersatz zentraler Kraftwerke durch dezentrale Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 549 6.6.4 Importpotenzial beim Mangel an Kurzschlussleistung. . . . . . . . . 550 6.6.5 Änderung der Kurzschlussstromverteilung im Netz nach dem Anschluss einer dezentralen Erzeugungsanlage. . . . . . 551 „Valov-Spannungsdiagramm“ zur Beurteilung der Spannungsänderungen am Netzanschlusspunkt infolge der Wirkleistungseinspeisung und der Regelung der Erzeugungsanlage. . . . . 560 Spannungshaltung und Spannungsstützung am Netzanschlusspunkt . . . . 568 6.8.1 Begriffe „Spannungshaltung“ und „Spannungsstützung“. . . . . . . 569 6.8.2 Spannungshaltung durch Regelung der Erzeugungsanlage mit konstanter Wirkleistung. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 572 6.8.3 Spannungsstützung durch Regelung der Erzeugungsanlage mit konstanter Scheinleistung. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 578 6.8.4 Spannungshaltung und Spannungsstützung durch kombinierte Regelung der Erzeugungsanlage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 582 6.8.5 Vermögen der Erzeugungsanlagen zur Spannungshaltung und zur Spannungsstützung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 584 Gemeinsame Auswirkungen dezentraler Erzeugungsanlagen auf die Spannungen an Netzpunkten. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 593 Auswirkung der Spannungsregelung am Netzanschlusspunkt der Erzeugungsanlage auf die Spannungen an anderen Netzpunkten. . . . . . . 601 Maximale Leistung der anzuschließenden Erzeugungsanlage am geplanten Netzanschlusspunkt. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 604 Mindestanforderungen an elektrische Charakteristiken des Netzanschlusspunktes für den Anschluss der Erzeugungsanlage geplanter Leistung. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 610 Generische Netze mit Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien. . . . . . 616 6.13.1 Anforderungen an generische Netze. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 617 6.13.2 Höchst- und Hochspannungsnetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 621

Inhaltsverzeichnis

XIII

6.13.3 Mittelspannungsnetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 628 6.13.4 Niederspannungsnetz. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 639 Literatur. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 647 7 Glossar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 651 Literatur. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 663 8 Zwölfsprachiges Wörterbuch der Stichwörter und Fachbegriffe . . . . . . . . . . 665 8.1 Englisch (GB) – Deutsch (DE) – Japanisch (JP). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 666 8.2 Französisch (FR) – Griechisch (GR) – Nepali (NP). . . . . . . . . . . . . . . . . 670 8.3 Spanisch (ES) – Arabisch (Marokko MA) – Türkisch (TR). . . . . . . . . . . 674 8.4 Portugiesisch (Brasilien BR) – Russisch (RU) – Chinesisch (CN). . . . . . 679 9 Anhang. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 685 9.1 Windenergieanlagen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 685 9.2 Photovoltaik-Anlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 686 9.3 Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 687 9.4 Kabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 692 9.5 Seekabel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 698 9.6 Verteilungstransformatoren für Ortsnetzstationen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 698 9.7 Regelbare Ortsnetztransformatoren (rONT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 702 9.8 Aktive Spannungsregler. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 702 9.9 Leistungstransformatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 706 9.10 Dreiwicklungsleitungstransformatoren. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 707 9.11 Zweiwicklungsleistungstransformatoren. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 710 9.12 Spartransformatoren. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 712 9.13 Rotierende Phasenschieber . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 714 9.14 „Valov-Spannungsdiagramm“ für die Beurteilung der Spannungsänderung am Netzanschlusspunkt der Erzeugungsanlage. . . . 714 9.15 Diagramm der Windgeschwindigkeiten in unterschiedlicher Höhe . . . . . 717 Literatur. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 717 Stichwortverzeichnis. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 721

Formelzeichen

Symbole und Bedeutung α Steuerwinkel α Azimuts der PV-Module α Faktor des Polynoms αSoll Sollwert des Steuerwinkels der regelbaren Blindleistungskompensationsanlage β Verschiebungswinkel zwischen den Vektoren der Spannungen β Winkel zwischen den Vektoren von Längs- und Querspannungsabfall β Anstellwinkel (Neigungswinkel) der PV-Module β Faktor des Polynoms δ Verschiebungswinkel zwischen den komplexen Spannungen δU(%) Betragsmäßige Spannungsänderung in Prozent der Nennspannung δUmax(%) Maximale betragsmäßige Spannungsänderung in Prozent der Nennspannung δU Berechnungsfehler der Spannungen δUVP Querspannungsänderung am Verknüpfungspunkt ΔUVP Längsspannungsänderung am Verknüpfungspunkt ΔUl Längsspannungsabfall ΔUq Querspannungsabfall ±ΔU1,2 q (%) Querspannungsabfall auf der Impedanz des Netzbetriebsmittels zwischen den Netzpunkten 1 und 2 in Prozent der Nennspannung Δua Spannungsanhebung am Netzpunkt nach dem Netzanschluss der Erzeugungsanlage Δu(%) Spannungsabstand zwischen den Anzapfungen des regelbaren Transformators in Prozent der Nennspannung ΔU Betrag des komplexen Spannungsabfalls ΔU Komplexer Spannungsabfall XV

XVI

Formelzeichen

±ΔU1,2 Komplexer Spannungsabfall auf der Impedanz des Netzbetriebsmittels zwischen den Netzpunkten 1 und 2 +ΔU1,2(L) Positiver Spannungsabfall auf der Impedanz des Netzbetriebsmittels zwischen den Netzpunkten 1 und 2 durch Leistungsfluss vom Netz zur Last –ΔU1,2(EA) Negativer Spannungsabfall auf der Impedanz des Netzbetriebsmittels zwischen den Netzpunkten 1 und 2 durch Leistungsfluss von der Erzeugungsanlage ins Netz Beitrag zur Spannung des Längsspannungsreglers ΔULSR ΔUPr(%) Spannung zwischen den Anzapfungen in Prozent der Bemessungsspannung der primären Wicklung des Dreiwicklungstransformators ΣSK Gesamte Kurzschlussleistung an einer Fehlerstelle im Netz η Wirkungsgrad θ Verschiebungswinkel der Spannung θ Einfallswinkel des Lichtes der PV-Module λ Leistungsfaktor ρ Luftdichte ρH2 O Wasserdichte τ Zeitkonstante des abklingenden Gleichanteils des Kurzschlussstromes νEin Einschalt- oder Anlaufwindgeschwindigkeit νAb Abschaltwindgeschwindigkeit νn Nennwindgeschwindigkeit νA Kurzzeitabschaltwindgeschwindigkeit νH Windgeschwindigkeit in der Höhe „H“ ν10 Windgeschwindigkeit in der Referenzhöhe von 10 m νNabe Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe ϕ Winkel des Windes in der „Windrose“ ϕEA Verschiebungswinkel im Generatorsystem der Erzeugungsanlage ϕI Anfangswinkel des Stromes ϕU Anfangswinkel der Spannung ϕh Phasenwinkel der Oberschwingung mit der Ordnung h ϕM Verschiebungswinkel des Motors ϕG Verschiebungswinkel des Generatorsystems ϕNetz Verschiebungswinkel der Scheinleistung des „Externen Netzes“ ϕü Verschiebungswinkel beim übererregten Betrieb der Erzeugungsanlage im III. Quadranten ϕu Verschiebungswinkel beim untererregten Betrieb der Erzeugungsanlage im II. Quadranten ϕL.Last Verschiebungswinkel der induktiven Last im I. Quadranten

Formelzeichen

XVII

ϕC.Last Verschiebungswinkel der kapazitiven Last im IV. Quadranten ϕm Phasenwinkel zwischen der Spannung und dem Strom einer Erzeugungsanlage mit der Nummer m ϕu,k Winkel der Spannungsoberschwingung mit der Ordnung k ϕi,l Winkel der Stromoberschwingung mit der Ordnung l ϕu,k Winkel der Spannungsoberschwingung mit der Ordnung k ψK Netzimpedanzwinkel Mindestwert des Netzimpedanzwinkels ψK.min ψNetz Netzimpedanzwinkel des „Externen Netzes“ ω1 Grundkreisfrequenz ωh Kreisfrequenz der Oberschwingungen mit der Ordnung h ω Kreisfrequenz A A A a

Querschnitt des Leiters Skalierungsparameter der Weibull-Verteilung Komplexer Zeiger/Drehoperator

B BK Leitwert der Kapazität der Kondensatorbank B Beaufort-Zahl C cos ϕ Kosinus-Verschiebungsfaktor c Spannungsfaktor gemäß IEC 60909 c · U Ersatzspannung an der Kurzschlussstelle C Elektrische Kapazität CD Glättungskondensator im Gleichstromkreis der HGÜ CSK Kapazität des Seekabels CO Gleichanteil der Fourier-Reihe Ch Amplitude der Oberschwingung mit der Ordnung h D dU Komplexer Spannungsfall dU12 Betragsmäßige Differenz zwischen den Spannungen U1 und U2 D Effektivwert der Verzerrungsleistung d Dreieck-Schaltung einer Wicklung des Transformators d(t) Produkt der Multiplikation der Oberschwingungen der Ströme und der Spannungen unterschiedlicher Ordnung dUSek(%) Spannungsabweichung der Ist-Spannung von der Soll-Spannung in Prozent der Bemessungsspannung der sekundären Wicklung des Dreiwicklungstransformators

XVIII

Formelzeichen

dUTer(%) Spannungsabweichung der Ist-Spannung von der Soll-Spannung in Prozent der Bemessungsspannung der tertiären Wicklung des Dreiwicklungstransformators E EG.L1–EG.L3 Leiter-Sternpunkt-Phasenspannungen des Generators der Phase L1, L2 und L3 F f Frequenz Grundschwingung bzw. die 1. Harmonische der Frequenz f1 f(t) Periodische sinusförmige oder nichtsinusförmige Funktion (Spannung oder Strom) der Zeit F(%) Berechnungsfehler der Spannungsänderungen G G1–Gn Generatoren im realen Netz GÄquiv Äquivalent-Generator g Erdbeschleunigung H h Ordnungszahl der Oberschwingung allgemein h Fallhöhe des Wassers hmax Maximale Ordnungszahl der Oberschwingung im Gesamtoberschwingungsgehalt H Nabenhöhe H(%) Häufigkeiten absolute H10 Referenzhöhe für Messung der Windgeschwindigkeit von 10 m HR,i Relative Häufigkeit der Windrichtungen HG,i Relative Häufigkeit von Windgeschwindigkeit I i Nummer des Netzpunktes I Effektivwert des Stromes I Komplexer Effektivwert des Stromes ī Mittelwert des Stromes i(t) Strom als periodische Funktion, Wechselstrom i′′(t) Anfangs-Kurzschlussstrom beim subtransienten Vorgang i′(t) Kurzschlussstrom beim transienten Vorgang iD(t) Dauerkurzschlussstrom iK(t) Kurzschlussstrom als Funktion der Zeit Î Spitzenwert/Scheitelwert/Amplitude des Stromes

Formelzeichen

XIX

I″K Effektivwert des Anfangs-Kurzschlusswechselstromes I″K.EA Beitrag der Erzeugungsanlage zum Kurzschlussstrom I″K.B Netzseitiger komplexer Kurzschlussstrom am Abgang B I″K.Netz Netzseitiger komplexer Kurzschlussstrom des „Externen Netzes“ IK Effektivwert des Kurzschlussstromes IK3E Dreiphasiger Kurzschlussstrom von drei Stromleitern mit Berührung der Erde/dreipoliger Erdkurzschlussstrom mit Erdberührung IKE.L1–IKE.L3 Kurzschlussstrom zwischen einem Leiter L1, L2 oder L3 und der Erde IK.L1–IK.L3 Kurzschlussstrom zwischen den Leitern L1, L2, L3 ohne Berührung der Erde IK1,2 Kurzschlussstrom zwischen den Leitern L1 und L2 ip Stoß-Kurzschlussstrom Ip Reeller Teil des Stromvektors Iq Imaginärer Teil des Stromvektors IEAm Strombeitrag der Erzeugungsanlage unter Nummer m IL+,IL– Gleichströme in den Außenleitern IB Bemessungsstrom IN Strom im Neutralleiter IL Strom im Außenleiter IL1, IL2, IL3 Komplexe Phasenströme in den Außenleitern L1, L2 und L3 IK.L1 Kurzschlussstrom in der Leiter von Phase L1 IK.L Kurzschlussstrom in jedem Leiter InG Nennstrom des Generators In Nennstrom IKmax Maximaler Dauerkurzschlussstrom IKmin Minimaler Dauerkurzschlussstrom I1,2 Komplexer Leiterstrom zwischen den Netzpunkten 1 und 2 I0 Leerlaufstrom des Transformators Ih Stromoberschwingung mit der Ordnungszahl h Il Stromoberschwingung mit der Ordnungszahl l I* Konjugiert komplexer Strom I(1) Komplexer Strom im Mitsystem I(2) Komplexer Strom im Gegensystem I(0) Komplexer Strom im Nullsystem IK,1000 Kurzschlussströme bei einer Bestrahlungsstärke von 1000 W/m2 IPV Gleichstrom des PV-Moduls IM Strom im Außenleiter von PV-Modulen IPhS Strom des Phasenschiebers In.HGÜ Nennstrom der HGÜ

XX

Formelzeichen

ISK.max IKab

Maximaler Dauerstrom des Seekabels Strombelastbarkeit des Kabels

J j

Nummer des Netzpunktes

K Formparameter der Weibull-Verteilung k k Stoßfaktor Ordnungszahl der Oberschwingung k kU Unsymmetriefaktor, Unsymmetriepegel KEA.S Kurzschlussleistungsverhältnis am Netzanschlusspunkt für die Scheinleistung der Erzeugungsanlage KEA.P Kurzschlussleistungsverhältnis am Netzanschlusspunkt für die Wirkleistung der Erzeugungsanlage KT.EA Tatsächliches Kurzschlussleistungsverhältnis KSek.Soll Soll-Übersetzungsfaktor der sekundären Wicklung des Transformators KSek.Ist Ist-Übersetzungsfaktor der sekundären Wicklung des Transformators KTer.Soll Soll-Übersetzungsfaktor der tertiären Wicklung des Dreiwicklungstransformators KTer.Ist Ist-Übersetzungsfaktor der tertiären Wicklung des Dreiwicklungstransformators KR Verhältnisfaktor für Resistanzen des Transformators und des „Externen Netzes“ KX Verhältnisfaktor für Reaktanzen des Transformators und des „Externen Netzes“ KKS Reduzierungsfaktor der Kurzschlussleistungen KI Reduzierungsfaktor des Kurzschlussstromes KI.AUS Grenzwert des Reduzierungsfaktors für den Ansprechstrom des Relais im Schutz des Leistungsschalters L L Induktivität LShunt Induktivität des Shunts LBLK.See Induktivität der Blindleistungskompensationsanlage auf der Seeplattform L+, L– Außenleiter im Gleichstromsystem L1, L2, L3 Außenleiter des dreiphasigen Drehstromsystems l Ordnungszahl der Oberschwingung lBlatt Blattlänge bei der Windenergieanlage

Formelzeichen

XXI

lSK Länge des Seekabels lSK.max Grenzwert der Seekabellänge lMS.L Länge der Mittelspannungsleitung l(1,j) Leitungslänge zwischen der Sammelschiene NP1 und dem Netzpunkt NP(j) l(i,j) Die Leitungslänge zwischen den Netzpunkten NP (i) und NP (j) M m

Gruppe aus m parallel betriebenen Erzeugungsanlagen

N n Nominalwert n Drehzahl Anzahl der Leitungen im Parallelbetrieb nL nWEA Nummer der Windenergieanlage an einen Abgang N Höchste Ordnung der zu berücksichtigten Oberschwingungen N Anzahl der Anzapfungen des regelbaren Transformators ±NPr Positive oder negative Nummer der Anzapfung der Primärwicklung des Dreiwicklungstransformators NSK Anzahl der Seekabel in einer Kabeltrasse NLK Anzahl der Erdkabel in einer Kabeltrasse P P Elektrische Wirkleistung P0 Leerlaufverluste des Transformators PK Kurzschlussverluste/Verluste im Kupfer des Transformators PG Wirkleistung des Generators PSG Wirkleistung des Synchrongenerators Pn Nennwirkleistung PnG Nennwirkleistung des Generators PV Verlustleistung PWP Wirkleistung des Windparks PNetz Ins Netz eingespeiste Wirkleistung Pmax Maximale Wirkleistung Pm Mittlerer Wert der Wirkleistung der Erzeugungsanlage PEA Wirkleistung der Erzeugungsanlage PEA.max Maximale Wirkleistung der Erzeugungsanlage PPV Wirkleistung des PV-Moduls p60, p600, p0,2 Normierte Wirkleistung während der 60, 600 und 0,2 s PGruppe Wirkleistungen der Gruppe der Erzeugungsanlagen PEAm Wirkleistung einer Erzeugungsanlage mit der Nummer m Ppeak Maximale Wirkleistung des PV-Moduls

XXII

Formelzeichen

PSum Gesamte Wirkleistung am Netzpunkt P L Wirkleistung der Last |±PEA| Betrag der Wirkleistung der Erzeugungsanlage PM Wirkleistung des Motors +PLast x-Achse für die Wirkleistungen der Last PLast.i,j Wirkleistungsfluss der Last zwischen den Netzpunkten „i“ und „j“ –PEA x-Achse für die Wirkleistungen der Erzeugungsanlage –PEA.i,j Wirkleistungsfluss der Erzeugungsanlage zwischen den Netzpunkten „i“ und „j“ PNetz Wirkleistung des „Externen Netzes“ p(t) Augenblickswert der Leistung PSK Übertragungsvermögen des Seekabels PEB.Tr Eigener Wirkleistungsbedarf aller Serviceanlagen auf der Seeplattform P*=f(U*) Polynom für die Modellierung der Wirkleistung der „allgemeinen Last“ Q Q Blindleistung Q*=f(U*) Polynom für die Modellierung der Blindleistung der „allgemeinen Last“ ±Q y-Achse für die Blindleistung im Verbraucherzählpfeilsystem +QEA Blindleistung der Erzeugungsanlage im II. Quadranten des Verbraucherzählpfeilsystems –QEA Blindleistung der Erzeugungsanlage im III. Quadranten des Verbraucherzählpfeilsystems QSum Gesamte Blindleistung am Netzpunkt QGruppe Summe der Blindleistungen in einer Gruppe der Erzeugungsanlagen QEAm Blindleistung einer Erzeugungsanlage mit der Nummer m QL Blindleistung der Last QL Blindleistung des Induktivitätsbelages der Leitung Blindleistung des induktiven Shunts QShunt +QL.Last Positive Blindleistung der Last (Induktivität) –QC.Last Negative Blindleistung der Last (Kapazität) –QC Blindleistung des Kondensators/der Kondensatorbank –QC Blindleistung des Kapazitätsbelages der Leitung QNetz Blindleistung des „Externen Netzes“ Q M Blindleistung des Motors Qm Mittlerer Wert der Blindleistung der Erzeugungsanlage QLast.i,j Blindleistungsfluss der Last zwischen den Netzpunkten „i“ und „j“

Formelzeichen

XXIII

±Qi,j Blindleistungsfluss zwischen den Netzpunkten „i“ und „j“ –QBLK.i,j Blindleistungsfluss der Blindleistungskompensationsanlagen zwischen den Netzpunkten „i“ und „j“ ±QOWP Bereitgestellte Blindleistung durch Generatoren der Windenergieanlagen im Offshore-Windpark ±QNVP Blindleistung am Netzverknüpfungspunkt an Land ±QSK Blindleistung des Seekabels Kapazitive Blindleistung des Seekabels –QC.SK –QC.LK Kapazitive Blindleistung des Erdkabels an Land ±QSK.Aus Blindleistung am Ausgang des Seekabels ±QKW Bereitgestellte Blindleistung des Kraftwerkes ±QSG Bereitgestellte Blindleistung des Synchrongenerators QTr Blindleistung des Transformators Q0.Tr Blindleistung des Transformators beim Leerlauf QV Blindleistungsbezug, Blindleistungsverlust QV.Tr Blindleistung des Netztransformators QV.LK Blindleistungsbezug des Erdkabels an Land QSPB Blindleistung des Sternpunktbildners QEB.Tr Blindleistung des Eigenbedarf-Transformators QBLK.See Blindleistung des induktiven Shunts auf der Seeplattform QBLK.Land Blindleistungsbezug der Kompensationsanlage an Land ±QWEA Bereitgestellte Blindleistung der Windenergieanlage –QC.Abg Kapazitive Blindleistung beim Abgang von der Sammelschiene +QL.Abg Induktive Blindleistung beim Abgang von der Sammelschiene –QC.MS-Netz Kapazitive Blindleistung des Mittelspannungsnetzes im Windpark +QC.MS-Netz Induktive Blindleistung des Mittelspannungsnetzes im Windpark ±QPhS Blindleistung des Phasenschiebers QWasser Durchflussvolumen des Wassers durch die Turbine R R R′Kab R′FL R′NS.L R′MS.L R′HS.L RNetz RK.Netz RTr RGen RWP RA,B

Elektrische Resistanz Resistanz des Kabels pro Kilometer Resistanz der Freileitung pro Kilometer Resistanz der Niederspannungsleitung pro Kilometer Resistanz der Mittelspannungsleitung pro Kilometer Resistanz der Hochspannungsleitung pro Kilometer Resistanz des „Externen Netzes“ Kurzschlussresistanz des „Externen Netzes“ Resistanz des Transformators Resistanz des Generators Resistanz des Generatorsystems des Windparks Resistanz zwischen den Netzpunkten A und B

XXIV

R1,2 RSK RLK Ri,j

Formelzeichen

Resistanz zwischen den Netzpunkten 1 und 2 Resistanz des Seekabels Resistanz des Erdkabels an Land Resistanz zwischen den Netzpunkten „i“ und „j“

S S Komplexe Scheinleistung Scheinleistung der Windenergieanlage SWEA SLast Scheinleistung der Last SL.Last Scheinleistung der ohmsch-induktiven Last SC.Last Scheinleistung der ohmsch-kapazitiven Last SNetz Scheinleistung des „Externen Netzes“ SSum Gesamte Scheinleistung am Netzpunkt SAmax Maximale Scheinleistung aller am Netzverknüpfungspunkt angeschlossenen Erzeugungsanlagen Smax Maximale Scheinleistung Sn Nennscheinleistung Sn.Tr Nennscheinleistung des Transformators SSG Scheinleistung des Synchrongenerators SGen.max Maximale Scheinleistung des Generators SM Scheinleistung des Motors SSK Übertragungskapazität des Seekabels für Scheinleistung SEB Scheinleistung des Eigenbedarfs der Serviceanlagen auf der Seeplattform S″K Anfangs-Kurzschlussleistung, subtransiente Kurzschlussleistung S″K.Netz Beitrag des „Externen Netzes“ zur Anfangs-Kurzschlussleistung an einem Netzpunkt S″K.EA Beitrag der Erzeugungsanlage zur Anfangs-Kurzschlussleistung an einem Netzpunkt S″KN Netzseitig anstehende Kurzschlussleistung SK (Netz-)Kurzschlussleistung SEA Scheinleistung der Erzeugungsanlage SL Scheinleistung der Last T t Zeit in der periodischen Funktion T Periodendauer TMess Messdauer TVL Volllaststundenzahl Td0 Gleichstromzeitkonstante bei dreipoligem Klemmenkurzschluss des Synchrongenerators tan ϕ Tangens-Verschiebungsfaktor

Formelzeichen

XXV

U U Effektivwert der Wechselspannung U* Auf die Nennspannung bezogene Spannung U Komplexer Effektivwert der Spannung Û Spitzenwert/Scheitelwert/Amplitude der Spannung Ur Bemessungsspannung uK Kurzschlussspannung des Transformators Un Nennspannung UB Betriebsspannung Uc Vereinbarte Versorgungsspannung UVP Spannung am Verknüpfungspunkt UVP Komplexe Spannung am Verknüpfungspunkt UPV Gesamtspannung einer Gruppe von PV-Modulen UNP Komplexe Spannung am Netzanschlusspunkt UV Verkettete Spannung (Leiter-Leiter-Spannung) am Verknüpfungspunkt UEA Leiter-Leiter-Spannung (auch verkettete Spannung) der Erzeugungsanlage UEAm Leiter-Leiter-Spannung einer Erzeugungseinheit mit der Nummer m ULL, UL Effektivwert der Außenleiterspannung (Leiter-Leiter-Spannung) UL1.n Nennspannung (Leiter-Erde) der Phase L1 UM Spannung eines PV-Moduls UL1.L2, UL2,L3, UL3,L1 Leiter-Leiter-Spannungen zwischen den Außenleitern L1, L2, L3 einer Leitung UUY, UVY, UWY Spannungen zwischen einem Außenleiter L1, L2, L3 und dem Sternpunkt Y in Sternschaltung UUN, UVN, UWN Spannungen zwischen einem Außenleiter U, V, W und dem Neutralleiter N UL1N, UL2N, UL3N Spannungen zwischen den Außenleitern L1, L2, L3 und dem Neutralleiter N UUV, UVW, UWU Spannungen zwischen den Außenleitern U, V, W u¯ Mittelwert der Spannung Uk Spannungsoberschwingung mit der Ordnung k U0 Leerlaufspannung des PV-Moduls UAn(±N) Spannung einer Anzapfung des Transformators mit der Nummer „N“ UB.An(0) Bemessungsspannung der Anzapfung des Transformators mit Nummer „0“ UHS.Ist Ist-Spannung an der primären Hochspannungswicklung des Dreiwicklungstransformators

XXVI

Formelzeichen

USek.Soll Soll-Spannung an der sekundären Wicklung des Dreiwicklungstransformators UIst.Sek Ist-Spannung an den Klemmen der sekundären Wicklung des Dreiwicklungstransformators UB.Pr Bemessungsspannung der primären Wicklung des Dreiwicklungstransformators UB.Sek Bemessungsspannung der sekundären Wicklung des Dreiwicklungstransformators UIst.Ter Ist-Spannung der tertiären Wicklung des Dreiwicklungstransformators USoll.Ter Soll-Spannung der tertiären Wicklung des Dreiwicklungstransformators ULSR Spannung am Ausgang des Längsspannungsreglers UKS Tatsächliche Spannung an der Koppelstelle des Seekabels mit dem Erdkabel an Land ±UD Gleichspannung eines Pols URest Restspannung an einem Netzpunkt bei fernem Netzfehler UH Regelungsbereich des Verschiebungswinkels der Erzeugungsanlage für die Spannungshaltung USt Regelungsbereich des Verschiebungswinkels der Erzeugungsanlage für die Spannungsstützung u(t) Spannung als periodische Funktionen der Zeit U(j) Spannung am einem Netzpunkt „j“ UK „kritische Spannung“ für Spannungskollaps V V Verluste W WP Energieverluste im Netz WEA Jahresenergieerzeugung der Erzeugungsanlage WP(%) Auf die Jahresenergieerzeugung der Erzeugungsanlagen bezogene Energieverluste WQ Blindenergie/Blindarbeit im Netz WQ(%) Blindarbeit in Prozent der Jahresenergieerzeugung WKW Jahresenergieerzeugung des Kraftwerkes X XNetz XK.Netz XTr

Reaktanz des „Externen Netzes“ Kurzschlussreaktanz des „Externen Netzes“ Reaktanz des Transformators

Formelzeichen

XXVII

x″d Subtransiente Reaktanz des Synchrongenerators x′d Transiente Reaktanz des Synchrongenerators x d Stationäre Reaktanz des Synchrongenerators X Messwert X′Kab Reaktanz des Kabels pro Kilometer X′L Reaktanz der Freileitung pro Kilometer XSR Reaktanz im Gleichstromkreis des Stromrichters Reaktanz im Gleichstromkreis des Wechselrichters XWR XDC Glättungsreaktanz im Gleichstromkreis der HGÜ XUR Reaktanz des Umrichters im Drehstromkreis X(1) Reaktanz der Netzbetriebsmittel im Mittsystem XG Reaktanz des Generators XSK Reaktanz des Seekabels XLK Reaktanz des Erdkabels an Land XA,B Reaktanz zwischen den Netzpunkten A und B Xi,j Reaktanz zwischen den Netzpunkten „i“ und „j“ Y Y, y YN, yn

Sternschaltung/Sternwicklung Sternwicklung mit Neutralleiter

Z Z Komplexe Impedanz Z Betrag der komplexen Impedanz ZG Impedanz des Generators ZNetz Netzimpedanz ZK.Netz Kurzschluss-Netzimpedanz ZkV Netzimpedanz am Verknüpfungspunkt ZTr Impedanz des Transformators Z0 Rauhigkeitslänge Z(1) Kurzschlussmitimpedanz Z(2) Kurzschlussgegenimpedanz Z(0) Kurzschlussnullimpedanz ZGen Impedanz an den Generatorklemmen Z1,2 Impedanz zwischen den Netzpunkten 1 und 2 ZL Impedanz der Leitung

1

Ziel und Herausforderungen der Netzintegration

Die elektrische Energie wird vorwiegend aus den fossilen Energieträgern wie Kohle und Erdgas erzeugt. Diese Energieträger liegen auf der Erde in begrenzten Vorräten vor. Bei deren Verbrennung entsteht das Treibhausgas Kohlendioxid CO2, das den globalen Klimawandel unter anderem verursacht. Als alternative treibhausgasfreie Energieträger gelten Erneuerbare (regenerative) Energien, die den Menschen unbegrenzt und kostenlos zur Verfügung stehen. Die Techniken zur Erzeugung des elektrischen Stromes aus Erneuerbaren Energien, die in Netzkodizes kurz als Erzeugungsanlagen1 bezeichnet werden, entwickelten sich enorm schnell, sind immer kostengünstiger und dadurch sinken die Gestehungskosten des „grünen Stromes“ permanent. Als Folge gewinnt die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien für „grüne Wirtschaft“ und Naturschonung an wachsender Bedeutung. Die durch diese Erzeugungsanlagen produzierte elektrische Energie muss ins bestehende Elektrizitätsversorgungssystem eingespeist werden. Die Einspeisung kann allerdings erst dann durchgesetzt werden, wenn die Aufnahmekapazität des Netzanschlusspunktes in diesem System hinreichend ist. In der Praxis ist es kein seltener Fall, dass das Erzeugungspotenzial der geplanten Erzeugungsanlage Erneuerbarer Energien größer als die vorhandene Aufnahmekapazität des Netzanschlusspunktes ist. Im Allgemeinen stellt die Netzintegration Erneuerbarer Energien einen Prozess dar, der einen systemtechnisch korrekten und wirtschaftlich effizienten Anschluss der Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien entweder an ein bestehendes oder ein dafür extra aufgebautes elektrisches Netz (zum Beispiel im Offshore-Bereich) unter Berücksichtigung der geltenden Netzanschlussregeln voraussetzt.

1Siehe

Kap. 5.

© Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2020 B. Valov, Handbuch Netzintegration Erneuerbarer Energien, https://doi.org/10.1007/978-3-658-28969-0_1

1

2

1  Ziel und Herausforderungen der Netzintegration

Der systemtechnisch korrekte Netzanschluss bedeutet: • Berücksichtigung der Eigenschaften des Netzanschlusspunktes, • Auslegung der für den Netzanschluss erforderlichen zusätzlichen Betriebsmittel mit vorgegebenen Charakteristiken, • Einhaltung geltender Netzanschlussregeln, • Optimierung des Netzbetriebes der Erzeugungsanlage in Bezug auf die geltenden Netzanschlussregeln und Netzkodizes, • Sicherstellung der Verträglichkeit der geplanten und der im Netz bereits bestehenden Erzeugungsanlagen, • Messung elektrischer Parameter am Netzanschlusspunkt nach der Inbetriebnahme der Erzeugungsanlage (Konformitätsprüfung) Der wirtschaftlich effiziente Netzanschluss ist die kostengünstigste Variante der Ausführung des Netzanschlusses und der optimierte elektrische Betrieb der Erzeugungsanlage. Für die Wirtschaftlichkeit sind folgende Einflussfaktoren maßgeblich: • Anschlusskonzept der Erzeugungsanlage, • Ausführung des Umspannwerkes, der Ortsnetzstation oder der Übergabestation inklusive Schalter, Schutz, Messwandler und Energiezähler, • Bedarf an zusätzlichen Kompensations- und Regelungsanlagen, • Technik für Kommunikation und Fernsteuerung, • Bereitstellung der Regel- und Reserveenergie, • Teilnahme an den Netzsystemdienstleistungen, • Einspeisemanagement. Aus diesen zwei Einheiten lässt sich das Ziel der Netzintegration der Erzeugungsanlagen mit Nutzung Erneuerbarer Energien ableiten: Sicherstellung des systemtechnisch korrekten und wirtschaftlich effizienten Netzanschlusses der Erzeugungsanlagen für die Einspeisung ins Netz der aus Erneuerbaren Energien gewonnenen elektrischen Energie. Die Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien sind im Gegensatz zu den traditionellen Netzstrukturen mit großen konventionellen Kraftwerken als Einspeisezentren grundsätzlich dezentral im Netz verteilt. Der Übergang von zentralen zur dezentralen Verteilung der Erzeugungsanlagen im Netz stellt neue Herausforderungen: • • • • •

Sicherstellung der statischen und dynamischen Netzstabilität, Energietransporte bei internationalem Energiehandel, Netzwiederaufbau nach einem Netzzusammenbruch, Eignung zum langfristigen Inselbetrieb, Netzbetriebsführung als „Virtuelles Kraftwerk“, „Micro Grid“ oder „Smart Grid“,

1  Ziel und Herausforderungen der Netzintegration

3

• Berücksichtigung der Regelungsprioritäten von Erzeugungsanlagen (elektrisch oder thermisch geführt), • Erhöhung der Komplexität der Anlagenregelung, • Sicherstellung der Versorgung auch bei „Dunkelflaute“2,3, • Ausbau und Optimierung der Energiespeicherung, • Anpassung des Schutzes am bidirektionalen Leistungsfluss und breiter Einsatz der Leistungselektronik im Netz, • Sicherstellung der Spannungsqualität, • Begrenzung der Netzrückwirkungen, • Nutzung des „grünen Stromes“ für die Elektromobilität usw. Die praktische Umsetzung dieser Herausforderungen erfordert die Antworten auf viele Fragen: • Geeignete Art der Erzeugungsanlage? • Maximale Leistung der Erzeugungsanlage am geplanten Netzanschlusspunkt? • Technische Daten der Erzeugungsanlage: rotierender Generator oder statische Energiequelle, Bemessungsströme, Nennspannung, Bemessungsleistung, Regelungsgrenzen? • Netzanschlusskonzept der Erzeugungsanlage: Direktanschluss oder über die Leistungselektronik? • Charakteristiken des Netzanschlusspunktes: Kurzschlussleistung, Netzimpedanzwinkel, Spannung? • Geltende Anschlussregeln (nationale und internationale Richtlinien, Standards, Sonderregelungen des Netzbetreibers)? • Beeinträchtigung der statischen und dynamischen Netzstabilität? • Sind die Regelungsmodelle und Modelle der Erzeugungsanlage für die Netzberechnungen validiert? • Sind Fernsteuerung, Datenaustausch und Monitoring der Erzeugungsanlage erforderlich? Ein wichtiges Kennzeichen der Netzintegration der Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien ist die Volatilität deren Leistung durch die Fluktuationen der Energieträger in der Natur: Windgeschwindigkeit, Sonneneinstrahlung und Durchflussvolumen des Wassers. In Ländern mit großem Anteil Erneuerbarer Energien in der Elektroenergieerzeugung erreichen die Leistungsfluktuationen bereits einige Gigawatt, die durch eigene oder am Strommarkt gekaufte teure Reserveleistung ausgeglichen werden muss. Die Netzintegration Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien bedingt unter anderem eine Verdrängung der Synchrongeneratoren in Kohle-, Gas- und Kernkraftwerken mit

2Siehe

Glossar zum Buch. Dunkelflaute bzw. geringe Elektroenergieerzeugung; Englisch: low electric energy production; Russisch: низкая выработка электроэнергии.

3Deutsch:

4

1  Ziel und Herausforderungen der Netzintegration

großen rotierenden Massen, die als Garant der dynamischen Netzstabilität auftreten, aus dem Elektrizitätsversorgungssystem. Obwohl die Ersatzleistungen der rotierenden (Windenergieanlagen, Wasserkraftanlagen) und statischen (PV-Anlagen, Speicher) Erzeugungsanlagen und die Leistung der verdrängten Synchrongeneratoren gleich sind, sind diese vom Netz zum großen Teil durch Leistungselektronik elektromechanisch entkoppelt. Dadurch ändert sich wesentlich der Verlauf der transienten Vorgänge im Netz, der neue Herausforderungen an die Regelung der Erzeugungsanlagen stellt. Die modernen Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien sind längst keine Ausnahme, sondern anerkannte Teilnehmer des Elektrizitätsversorgungssystems mit allen Rechten und Pflichten. Sie müssen gemäß den internationalen Netzkodizes ebenfalls an Systemdienstleistungen des Netzbetreibers teilnehmen: Frequenzhaltung, Spannungshaltung, Versorgungswiederaufbau und Betriebsführung. Insgesamt sieht die Netzintegration Erneuerbarer Energien die Zusammenarbeit vieler Akteure vor: Planer, Anlagenhersteller, Netzbetreiber, Behörden und anderer. Der Netzbetreiber stellt dabei das Bindeglied zwischen Erzeugung und Verbrauch der „grünen elektrischen Energie“ dar. Er trägt die Verantwortung für die Aufnahme der erzeugten elektrischen Energie aus Erneuerbaren Energiequellen, ihre Übertragung über das eigene Netz und die Lieferung an die Verbraucher als kommerzielles Produkt mit garantierter Qualität. Um Wirtschaftlichkeits- und Qualitätsmerkmale dieses Produktes sicherstellen zu können, stellt der Netzbetreiber ebenfalls eine Reihe von Anforderungen an die Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien. Die Erfüllung dieser Anforderungen, der sogenannten Netzanschlussregeln, soll noch in der Planungsphase der Erzeugungsanlage gesichert werden. Die nachträglichen Änderungen und Anpassungen können nach ihrer Inbetriebnahme kostenintensiv sein. Durch den länderübergreifenden Zusammenschluss elektrischer Netze zu einem Verbundsystem gewinnen das Ziel und die Herausforderungen der Netzintegration Erneuerbarer Energien an internationaler Bedeutung.

2

Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

Aus erneuerbaren Energieträgern kann elektrische und/oder thermische Energie gewonnen werden. Welche Energieart am Ausgang einer Energieerzeugungsanlage höhere Priorität bekommen soll, hängt vom Anlagentyp (statische oder rotierende) und von ihrem Auslegungsziel (Strom- oder Wärmeerzeugung) ab. Dabei hat die Erzeugung des elektrischen Stromes in Energieerzeugungsanlagen nicht immer die höhere Priorität. In einem Blockheizkraftwerk wird in erster Linie die Wärme erzeugt (sogenanntes „wärmegeführtes Blockheizkraftwerk“) und der elektrische Strom stellt das Nebenprodukt dar. Die Erneuerbaren Energien sind grundsätzlich keine Träger elektrischer Energie, sondern verfügen über eine oder mehrere kombinierte Energiearten: • mechanische Energie, • thermische Energie, • Verbrennungsenergie. Diese primären Energieformen werden zunächst in eine andere, meist in eine kombinierte Form der Energie, zum Beispiel thermisch-mechanisch, umgewandelt, um danach die elektrische Energie in den Energieerzeugungsanlagen gewinnen zu können. Abb. 2.1 verdeutlicht den Erzeugungsprozess der elektrischen Energie aus erneuerbaren Energieträgern durch Nutzung unterschiedlicher Kombinationen der Energieumwandlung. Die Energieerzeugungsanlagen für die Erzeugung elektrischer Energie werden kurz als „Erzeugungsanlagen“ bezeichnet [1–4].

© Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2020 B. Valov, Handbuch Netzintegration Erneuerbarer Energien, https://doi.org/10.1007/978-3-658-28969-0_2

5

6

2  Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien Primäre Energie

Zwischenenergie

PV-Anlage DC

Sonne Thermische Energie

Wind

Mechanische Energie

Wasser

Mechanische Energie

Bio

Verbrennungsenergie in einem Motor

Geothermie

Thermische Energie

Gezeitströmungen

Mechanische Energie

Naturkräfte

Elektroenergie

Umwandler Nicht elektrische Parameter

Leistungselektronik

Externes Netz

WR

Generator

AC f=var

UR

AC f=50/60Hz

1 Ph

AC f=50/60Hz

3 Ph

Physikalische Kräfte Elektrische Parameter

Inputdaten für Analyse des Netzanschlusses

Abb. 2.1    Erzeugungsprozess der elektrischen Energie aus erneuerbaren Energieträgern. (Legende: AC – Wechselstrom (Deutsch: Wechselstrom; Englisch: Alternating Current (AC); Russisch: переменный ток.); DC – Gleichstrom (Deutsch: Gleichstrom; Englisch: Direct Current (DC); Russisch: постоянный ток.); WR – Wechselrichter; UR – Umrichter; f – Frequenz; 1 Ph – einphasig; 3 Ph – dreiphasig; PV – Photovoltaik)

2.1 Windenergieanlagen Der Wind ist das Ergebnis von thermischen Prozessen in der Erdatmosphäre. Die verschiedenen Lufttemperaturen und die Rotation der Erde führen zu räumlichen Luftdruckunterschieden, wodurch die Luftmassen immer in Bewegung sind. Ständige Änderungen der Jahrestemperaturen während des Tages und der Nacht führen zu zeitlichen Fluktuationen der Windgeschwindigkeit und der elektrischen Leistung von Windenergieanlagen. Die Windenergieanlagen (auch Windkraftanlagen) sind die ältesten Energieerzeugungsanlagen. Sie dienten zunächst als Windmühlen, Wasserpumpen usw. Die modernen Windenergieanlagen wandeln die kinetische Energie des Windes in elektrische Energie um (Abb. 2.1).

7

2.1 Windenergieanlagen Tab. 2.1  Rauhigkeitslänge für unterschiedliche Landschaftsformen [6, 7] Landschaftsform

Z0/m

Offene See

0,0002

Wattgebiete

0,005

Schneefläche, Sandfläche, Wiese

0,01–0,1

Wiese, flaches Gelände, Weidelandschaften

0,01–0,03

Offenes landwirtschaftliches Gelände ohne Hecken, evtl. mit weitläufig verstreuten 0,03 Gebäuden. Sehr sanfte Hügel Landwirtschaftliches Gelände mit einigen Häusern und 8 m hohen Hecken im Abstand von ca. 1250 m

0,055

Flächen mit niedrigem Bestand, Getreidefeld

0,10

Landwirtschaftlich genutzte Flächen mit hohem Bestand

0,25

Landwirtschaftliches Gelände mit vielen oder hohen Hecken, Wäldern und sehr raues und unebenes Terrain

0,40

2.1.1 Windcharakteristiken Für die Planung und den wirtschaftlichen Betrieb von Windenergieanlagen ist die Bestimmung von Windgeschwindigkeiten von großer Bedeutung. Diese ermöglichen, einen geeigneten Ort für den geplanten Windpark auszuwählen und den zu erwartenden Energieertrag zu berechnen. Dafür sind allerdings die Werte der Windgeschwindigkeiten in der Nabenhöhe erforderlich, die wesentlich größer als die Referenzhöhe von 10 m von Wetterstationen sind. Die Gondel von modernen Windenergieanlagen mit einer Nennleistung von einigen Megawatt wird in einer Höhe von mehr als 100 m installiert. Mit der Blattlänge von zum Beispiel 50 m ändert sich beim Drehen der Abstand des Spitzpunktes des Blattes von der Erde von ca. 50 bis 150 m. Die Windgeschwindigkeiten im niedrigsten und im höchsten Punkt sind unterschiedlich. Eine Messung der Windgeschwindigkeit in diesen Punkten ist mit großem Aufwand verbunden. In der Praxis werden deshalb die Messwerte der Windgeschwindigkeit v10 in einer Referenzhöhe H10 von 10 m von Wetterstationen verwendet, die auf die Windgeschwindigkeit vH in der Höhe H nach der Hellmann-Formel hochgerechnet wird [5].

vH = v10 ·



H H10

1/ ln

√

H·H10 Z0



(2.1)

Die Gl. (2.1) berücksichtigt auch die Rauhigkeitslänge1 Z0, die von unterschiedlichen Landschaftsformen (Feld, Wald, Gebirge etc.) abhängt. Einige Beispiele der Rauhigkeitslänge sind in Tab. 2.1 zusammengefasst. 1Siehe

Glossar zum Buch.

8

2  Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

Die Zusammenhänge zwischen den Windgeschwindigkeiten v10, vH und der Rauhigkeitslänge Z0 verdeutlicht die Grafik für die Windparks an Land in Abb. 2.2, die nach der Gl. (2.1) berechnet wurden. Bei der Anwendung der Grafiken in Abb. 2.2 besteht die Möglichkeit, für die erforderliche (gewünschte) Windgeschwindigkeit vH in der Höhe H, um zum Beispiel die Nennleistung der Windenergieanlage zu erreichen, eine entsprechende praxisübliche und messbare Windgeschwindigkeit v10 zu bestimmen. Die Nutzung der Gl. (2.1) bzw. (2.2) ist dafür nicht möglich, weil die Windgeschwindigkeit vH noch nicht bekannt ist.

vH

v10 =



H H10

1/ ln

√

H·H10 Z0



(2.2)

Die Bestimmung der erforderlichen Windgeschwindigkeit v10 ist als Kriterium für die Ermittlung des geeigneten Standorts des zukünftigen Windparks von großer Bedeutung. Dabei entfällt bei der ersten Planungsphase  die Notwendigkeit für teure Messungen der Windgeschwindigkeit in großer Höhe. Als Beispiel ist in Abb. 2.2 das Beurteilungsverfahren der erforderlichen Windgeschwindigkeiten in Referenzhöhe 10 m an Land dargestellt, die dem Beginn der Drehung, der Nennleistung und der Abschaltung der Windenergieanlage entsprechen. Für die Beurteilung wurden die Rauhigkeitslänge von 0,2 m und die Nabenhöhe der Windenergieanlagen von 50 m angenommen (Tab. 2.2). Für die Bestimmung der Windgeschwindigkeiten in Nabenhöhe soll im rechten Teil in Abb. 2.2 vom Punkt „50 m“ von der x-Achse zur Kurve der Rauhigkeitslänge von 0,2 m eine senkrechte Linie gezeichnet

v10 /m/s 20 18 16 14

12 10 8

6

4

2

Z0 / m 0,3

0,5

0,4

0,2

>17

10 7,8

2,3 1,9

0,1

0,15

0,05

H/m 40

35

vAb

30 25

20

15

vn

10

5

20

vEin

40 50 60

Abb. 2.2   Windgeschwindigkeiten in unterschiedlichen Höhen

80

100

120

140

160

2.1 Windenergieanlagen

9

Tab. 2.2  Windgeschwindigkeiten in unterschiedlicher Höhe Parameter

50 m Nabenhöhe (m/s)

10 m Referenzhöhe (m/s)

vEin

2,5–3,5

1,9–2,3

vn

11,0–14,0

7,8–10,0

vAb

≥25,0

≥17,0

vEin – Windgeschwindigkeit für Einschaltung (Anlauf) der Windenergieanlage, vn – Nennwert der Windgeschwindigkeit, vAb – Windgeschwindigkeit für Abschaltung der Windenergieanlage Tab. 2.3  Messergebnisse der Windgeschwindigkeiten an Land in unterschiedlicher Höhe auf dem Windmessmast [8] Höhe des Messpunktes/m

40

80

120

160

200

Wert/m/s

4,0–4,5

5,3–6,1

6,0–6,9

6,3–7,5

6,7–8,1

Tab. 2.4  Durchschnittliche Windgeschwindigkeiten im Offshore-Bereich in Nord- und Ostsee Deutschlands [9–12] Standort der Messungen

Wert (m/s)

Messplattform FINO 1 in Nordsee in Höhe von 100 m

9,9

Messplattform FINO 2 in Ostsee in Höhe von 102 m

9,7

Messplattform FINO 3 in Nordsee in Höhe von 70 m

10,1

Windpark „alpha ventus“ in Nordsee in Höhe von 145–155 m

10,0

werden. Aus dem Schnittpunkt wird dann eine horizontale Linie durch den linken Teil der Grafik gezogen2. Gemäß den Leistungskennlinien in Abb. 2.7 ergeben sich aus Abb. 2.2 die entsprechenden Windgeschwindigkeiten in 10 m Referenzhöhe. Zum Vergleich der berechneten Werte in der Tab. 2.2 für 10 m Referenzhöhe sind in der Tab. 2.3 die gemessenen Windgeschwindigkeiten in unterschiedlicher Höhe in einigen Messpunkten in Deutschland dargestellten. Die höheren Werte der Windgeschwindigkeiten wurde im Offshore-Bereich gemessen (Tab. 2.4). Die Messung der Windgeschwindigkeit mit den hohen feststehenden Windmessmasten3 ist ein technisch kompliziertes Verfahren. Die laserbasierte Fernmessgeräte „Doppler-LiDAR4“ bieten eine neue Alternative zu den praxisüblichen Windmessmasten und sind heute bereits Stand der Technik. Diese Messgeräte sind 2Abb. 2.2

ist ebenfalls mit einem größeren Format im Anhang zum Buch dargestellt. für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik. https://www.iee.fraunhofer.de. 4Deutsch: optische Abstands- und Geschwindigkeitsmessung; Englisch: Light Detecting And Ranging (LiDAR); Russisch: оптическое измерение расстояния и скорости ветра. 3Fraunhofer-Institut

10

2  Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

kompakt und mobil. Die Doppler-LiDAR-Messgeräte senden Laserlicht aus, um mithilfe des Dopplereffekts (Frequenzunterschied zwischen ausgesendetem und an Aerosolen rückgestreutem Laserlicht) die Windgeschwindigkeit in Richtung des Laserstrahls (radial) zu bestimmen. Aufgrund der je nach Anwendungszweck sehr unterschiedlichen Anforderungen werden LiDAR in diversen Konfigurationen eingesetzt, als MessbojeLiDAR für die Offshore-Windenergie oder als Spinner-LiDAR direkt in der Nabe von Windenergieanlagen. Der Einsatz mehrerer synchronisierter Windscanner, die aus verschiedenen Richtungen an einem Punkt messen, kann die Messgenauigkeit erhöhen. Ein solcher Aufbau mit Windscannern könnte überdies eine größere Anzahl von Messpunkten in einem Gebiet ermöglichen. Sie werden für die Erstellung von Karten der mittleren Windgeschwindigkeit, die Horizontal- und Vertikalextrapolation von Windmessungen innerhalb eines geplanten Windparks und die Abschätzung der Belastungen einer Windenergieanlage benötigt [13–15]. Der Einfluss der Windgeschwindigkeit auf den Betrieb der Windenergieanlagen kann nicht nur anhand von Messungen, sondern auch aufgrund der bekannten Klassifizierung von Windarten mit „Beaufort-Skala der Windstärke“ [16, 17] geschätzt werden. Die Skala wurde seit 1946 auf der Gleichung v10 = 0,836  ∙  B1,5 basiert, wobei B die ­Beaufort-Zahl und v10 die Windgeschwindigkeit in Meter pro Sekunde in einer Referenzhöhe von 10 m sind [17] (Tab. 2.5). Bei der Planung des Windparks sollen auch die Fluktuationen der Windgeschwindigkeit und der Windrichtung berücksichtigt werden (Tab. 2.6). Dafür werden statistischen Berechnungsverfahren angewandt (Abb. 2.4). Tab. 2.5  Beaufort-Skala nach phänomenologischen Kriterien [16, 17] B

Bezeichnung

v10/m/s

Einfluss auf den Betrieb der Windenergieanlage Kein Einfluss

0

Windstille

0–0,2

1

Leiser Zug

0,3–1,5

2

Leichte Brise

1,6–3,3

3

Schwache Brise

3,4–5,4

4

Mäßige Brise

5,5–7,9

5

Frische Brise

8,0–10,7

6

Starker Wind

10,8–13,8

7

Steifer Wind

13,9–17,1

8

Stürmischer Wind

17,2–20,7

9

Sturm

20,8–24,4

10

Schwerer Sturm

24,5–28,4

11

Orkanartiger Sturm

28,5–32,6

12

Orkan

32,7–37,0

13–17

Tropischer Wirbelsturm

>37

Einschaltgeschwindigkeit von Windkraftanlagen. Stromerzeugung ist möglich

Die Leistung der Windkraftanlagen erreicht Nennleistung

Betrieb der Windkraftanlage nur kurzfristig zulässig

Windenergieanlage muss ohne zeitliche Verzögerung abgeschaltet werden

2.1 Windenergieanlagen

11

Tab. 2.6  Einsatzbereiche der statistischen Auswertung der Windgeschwindigkeiten und der Windrichtungen Parameter

Einsatzbereich

Hauptwindrichtung und Windrose (Abb. 2.3)

• Planung der Standorte einzelner Windenergieanlagen • Berechnung von notwendigen Abständen zwischen den Windenergieanlagen • Planung des Standortes des Umspannwerkes • Planung des Landeplatzes für Hubschrauber (Offshore)

Häufigkeit und statistische Verteilung (Abb. 2.4)

• Auslegung optimaler Nennleistung von einzelnen Windenergieanlagen und vom Windpark • Berechnung der Jahreserträge der elektrischen Energie • Berechnung der Energieverluste in den Betriebsmitteln des Windparks

330°

N

30°

330° 60°

300°

N

30°

300° 60°

O

W

4% 6% 8% 120°

240° 210°

S

W O 240° 210°

150°

120°

S

150°

WR HWR Abb. 2.3   Hauptwindrichtung und Windrose. (Legende: WR – Windrose; HWR – Hauptwindrichtung)

Die Windrose ist eine grafische Darstellung der statistischen Verteilung der Windrichtungen (Abb. 2.3), die unter anderem die Hauptwindrichtung aufweist. Die Grafik besteht aus mehreren Sektoren mit einem Winkel ϕ, zum Beispiel von 30°. Jeder Sektor hat eine Länge, die der Häufigkeit des Auftretens des Windes in diesem Sektor entspricht. Die Häufigkeitsgrenzwerte bilden die Ringe mit entsprechenden Durchmessern. Der „Norden“ liegt bei 0° und die Auszählung erfolgt im Uhrzeigersinn [6]. Die relative Häufigkeit der Windrichtungen HR,i in Prozent wird in den einzelnen Bereichen des Winkels von ϕi bis ϕi + 1 nach der Gl. (2.3) berechnet:

12

2  Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

15

HG,i( v)

12 9 6 3 0

v (m/s) 2

4

6

8

10

12

14

16

18

Abb. 2.4   Diskrete und analytische Darstellung der Verteilung der Windgeschwindigkeiten

HR,i (ϕi < ϕ < ϕi+1 ) = 100 % ·

ϕ i+1

� ti

ϕi

.

(2.3)

TMess

Dabei ist die Summe ∆ti die absolute Häufigkeit der Windrichtung in Stunden im Winkelbereich der Windrose von ϕi bis ϕi + 1. Sie stellt die Summe des zeitlichen Auftretens in diesem Bereich dar. Wobei TMess die gesamte Messdauer in Stunden ist. Die Hauptwindrichtung beträgt zum Beispiel in Deutschland an Land von 230°–285° [18] und auf See von 210°–240° [8]. Die langfristigen Messungen ergeben die diskreten Zeitreihen von Windgeschwindigkeiten. Die Berechnung der relativen Häufigkeit von Windgeschwindigkeiten HG,i aus den Zeitreihen ist ähnlich der Berechnung relativer Häufigkeit von Windrichtungen. Bei dieser Berechnung wird der Messbereich von Windgeschwindigkeit, zum Beispiel von 0 m/s bis 20 m/s, in einzelne kleine Intervalle mit den Grenzen vi und vi + 1 (Abb. 2.3) aufgeteilt, zum Beispiel von 0,0 bis 1,0 m/s; von 1,01 m/s bis 2,0 m/s; von 2,01 m/s bis 3,00 m/s; von 3,01 m/s bis 4,0 m/s usw. Für jedes Intervall wird softwaremäßig ein Punktzähler implementiert. Jeder gespeicherte Wert der Windgeschwindigkeit der Zeitreihe wird einem entsprechenden Intervall zugeordnet und der Zählerstand des Intervalls um einen weiteren Punkt erhöht. Bei diesem Verfahren werden in jedem Zähler die absoluten Werte der Häufigkeit der Windgeschwindigkeit ni (Stück) gespeichert. Die relative Häufigkeit der Windgeschwindigkeit HG,i in Prozent ergibt sich aus der Berechnung nach der Gl. (2.4):

ni HG, i (vi < v < vi+1 ) = 100 % ·  . ni

(2.4)

Dabei ist die Summe ∑ni die Gesamtzahl der Punkte (Stück) in allen Zählern. Ein Windvektor ist die Darstellung des Windes durch einen Vektor. Da zur vollständigen Beschreibung eines Windes sowohl ein Betrag (die Windgeschwindigkeit)

13

2.1 Windenergieanlagen Tab. 2.7  Beispiele der Weibull-Verteilung der Windgeschwindigkeit in Deutschland [18]

Region

Faktor A m/s

Faktor k p. u.

Ostsee-Küste

4,8

1,8

Nordsee-Küste

5,1

1,9

Mitte

4,5

1,9

als auch eine Richtung (Windrichtung) notwendig sind, ist der Wind eine typische Vektorgröße [7]. Für theoretische Einsätze wird eine analytische Approximation der Verteilung der relativen Häufigkeit der Windgeschwindigkeit angewandt, zum Beispiel anhand der Weibull-Verteilung [19, 20] (Abb. 2.4).

HG, i (v) =

k  v  k−1 −( v )k · ·e A A A

(2.5)

Dabei sind A (m/s) der Skalierungsparameter und k (p. u.) der Formparameter. In der Tab. 2.7 sind einige Beispiele der Weibull-Verteilung der relativen Häufigkeit der Windgeschwindigkeit aus den Messungen im Küstenbereich und an Land in Deutschland dargestellt. Die anderen Arten der analytischen Approximation der Verteilung der relativen Häufigkeit der Windgeschwindigkeit sind ebenfalls möglich. Der Nutzungsgrad der Windenergieanlagen wird mit Volllaststundenzahl5,6 charakterisiert, die ein Maß für die potenzielle Nutzung der Erzeugungsanlage während des Jahres darstellt. Zum Beispiel beträgt die Volllaststundenzahl der Windparks in Deutschland an Land (Onshore) von 1625–2721 [h/a]7 und auf See (Offshore) über 4000 [h/a] [21].

2.1.2 Elektrische Leistung als Funktion kinetischer Windenergie Die Windenergieanlagen bestehen im Allgemeinen aus einem Fundament, einem Turm und einer Gondel. In der Gondel werden Generator, Getriebe, Umrichter und bei einigen Modellen auch der Maschinentransformator8 untergebracht. Die Rotorblätter sind direkt an der Generatorwelle oder auf der Primärwelle der Getriebe (GT) installiert (Abb. 2.5).

5Siehe Abschn. 5.9.4.

Volllaststundenzahl; Englisch: number of full-load hours; Russisch: число часов использования максимума нагрузки. 7[h/a] – Stunden pro Jahr: „h“ – „hour“ (Englisch); „a“ von „Anno“ – das „Jahr“ (Latein). 8Siehe Glossar zum Buch. 6Deutsch:

14

2  Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

vN

n1

n2

G

GT

Externes Netz

lBlatt Abb. 2.5   Energieumwandlung in Windenergieanlage

Das Getriebe übersetzt die geringe Drehzahl der Achse mit den Blättern n1 auf eine höhere Drehzahl der Generatorwelle n2. Einige Anlagenhersteller bieten auch getriebelose Windenergieanlagen an. Die Umwandlung der kinetischen Energie des Windes mit einer Geschwindigkeit auf Nabenhöhe vNabe bzw. der Rotationsenergie der Blätter mit einer Länge lBlatt in die elektrische Energie geschieht im elektrischen Generator. Seine theoretisch mögliche elektrische Wirkleistung PG kann nach der Gl. (2.6) geschätzt werden [22]: 3 PG = 0,5 · cP · π · (lBlatt ) 2 · vNabe · ρ · η.

(2.6)

Wobei cP der Leistungsbeiwert [p. u.], π∙(lBlatt)2 die Blätter- bzw. Rotorkreisfläche [m2], ρ die Luftdichte [kg/m3] und η der gesamte Wirkungsgrad [p. u.] des Energieumwandlungssystems (Getriebe, Antriebe, Umrichter, Maschinentransformator …) sind. Der gesamte Wirkungsgrad η liegt im Bereich 0,5–0,95 [23]. Der Leistungsbeiwert cP charakterisiert das Verhältnis zwischen der im Wind mitgeführten Leistung und der von der Anlage nutzbaren Leistung. Sein Wert hängt vom Profil und Position auf der Welle ab. Der höchste Leistungsbeiwert wird durch eine mechanische Änderung des Blatteinstellwinkels erreicht, wodurch die elektrische Leistung der Windenergieanlage auch geändert wird. Die gezielte Änderung des Blatteinstellwinkels wird als ­Pitch-Regelung bezeichnet. Dieses Verfahren ermöglicht die ins Netz abgegebene elektrische Leistung zu regeln. Bei schwachem Wind werden die Rotorblätter mit einem großen Blatteinstellwinkel gegen die Windströmung eingestellt, dass eine vollständige Ausnutzung des Windstromes bzw. der Windenergie ermöglicht. Bei Sturm wird ein Blatteinstellwinkel auf Minimum eingestellt, sodass sich der Rotor nicht mehr dreht. Bei Windenergieanlagen ohne regelbare Blatteinstellung ist die Drehzahl des Generators konstant. Die konstante Drehzahl wird durch die Netzfrequenz, spezielles Profil der Blätter und Nutzung der Bremsen auf dem Rotor erreicht. Dieses Verfahren bezeichnet man als (passiv) Stall-Regelung.

2.1 Windenergieanlagen

15

2.1.3 Leistungskennlinien Der Zusammenhang zwischen der Windgeschwindigkeit und der berechneten oder gemessenen elektrischen Leistung der Windenergieanlage charakterisiert die Leistungskennlinie, die man auch als Leistungscharakteristik oder Leistungskurve bezeichnet. Die Leistungskennlinie wird praxisüblich als eine Kurve mit den auf die Nennleistung der Windenergieanlage Pn bezogenen Werten dargestellt. Eine ideale Leistungskurve wird in Abb. 2.6 gezeigt. Jede Windgeschwindigkeit hat bestimmte Auswirkungen auf die Stromerzeugung der Windenergieanlagen, die in der Tab. 2.8 zusammengefasst sind [24]. Abb. 2.6   Ideale Leistungskennlinie der Windenergieanlage

1,0

Pn

P /p.u.

v /p.u. 0,2-0,3

vEin

1,0

vn

2,0

vAb

>2,0

vA

Tab. 2.8  Auswirkungen der unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten auf die Stromerzeugung der Windenergieanlage [24] Bezeichnung

Parameter der Windgeschwindigkeit

Auswirkung auf die Stromerzeugung der Windenergieanlage

vEin

Einschaltung (Anlauf)

Die Leistung des Generators überschreitet die Leistung des Eigenbedarfes der Windenergieanlage. Dadurch ist eine Einspeisung der erzeugten elektrischen Leistung ins Netz möglich

vn

Nennwert

Die Leistung des Generators entspricht der Nennleistung. Für diesen Betrieb sind alle Anlagenkomponenten für den Dauerbetrieb ausgelegt

vAb

Abschaltung

Die Leistung des Generators wird durch Regelung unterschiedlicher Anlageneinrichtungen reduziert. Dieser Dauerbetrieb ist nur für eine begrenzte Zeit zulässig. Oberhalb dieser Zeit soll die Windenergieanlage abgeschaltet werden, um mechanische Beschädigungen zu vermeiden

vA

Kurzzeitabschaltung

Bei dieser Windgeschwindigkeit wird die Windenergieanlage ohne zeitliche Verzögerung praxisüblich gestoppt und vom Netz abgeschaltet, um die Grenzwerte der mechanischen und elektrischen Belastbarkeit nicht zu überschreiten

16

2  Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

Die ideale Leistungskennlinie in Abb. 2.6 wird durch Reibungskräfte verzerrt. Die typischen gemessenen Leistungskennlinien für stall- und pitchgeregelte Windenergieanlagen verdeutlicht Abb. 2.7. In den Prüfprotokollen der Windenergieanlagen werden die tatsächlich gemessenen Parameter der Leistungskennlinien standardmäßig angegeben. Die Grafiken in Abb. 2.7 sind das Ergebnis statistisch ermittelter Messergebnisse der Windgeschwindigkeit und der Generatorleistung. Tatsächlich bilden die gemessenen Werte der Windgeschwindigkeit im Diagramm eher eine „Wolke“ statt eine Linie. Für die Glättung der Kennlinie wird eine statistische Mittelung in Zeitintervallen von 600, 60 und 0,2 s durchgeführt [1]. Um die Leistungskennlinien unterschiedlicher Windenergieanlagen vergleichen zu können, werden die Mittelwerte der Leistungen auf die Nennleistung Pn der Windenergieanlage normiert: p = P/Pn (Abb. 2.7). Die relative normierte Wirkleistung findet unterschiedliche Anwendungen. So wird zum Beispiel der Wert von p600 = P600/Pn für die Berechnung der Anschlussbedingungen von Windenergieanlagen angewandt. Der Wert p0,2 = P0,2/Pn wird bei der Prüfung von thermischen und mechanischen Beanspruchungen der Betriebsmittel, bei der Abschätzung der Netzstabilität usw. eingesetzt. In Tab. 2.9 sind typische Kennwerte des relativen Wirkleistungsmaximums aus Datenblättern einiger Windenergieanlagen zusammengefasst [25]. Aus der Tab. 2.9 ist ersichtlich, dass der Unterschied zwischen den zuvor genannten Kennwerten bei modernen Windenergieanlagen mit Pitch-Regelung geringfügig ist. Diese Kennwerte und andere technische Daten sind in verschiedenen Fachkatalogen und Marktübersichten erhältlich. Seit 2011 zeigen die Marktübersichten [26] unter anderem, dass 100 % aller modernen Windenergieanlagen über eine Pitch-Regelung verfügen.

p / p.u.

p600

p60

p0,2

1,0 0,8

Stall Pitch

0,6 0,4 0,2

m/s 0

vEin

5

10

vn

15

20

vAb

Abb. 2.7   Gemessene Leistungskennlinien der Windenergieanlagen

25

vA

30

17

2.2 Photovoltaik-Anlagen Tab. 2.9  Beispiele zu Kennwerten der normierten Wirkleistungen [25] Leistungsregelung der Windenergieanlage

Pn kW

p0,2 p. u.

p60 p. u.

p600 p. u.

Stall

600

1,30

1,18

1,13

800

1,31

1,11

1,09

Pitch

300

1,10

1,05

1,03

2500

1,09

1,09

1,00

Die Leistungskennlinien dieser Windenergieanlagen werden durch folgende Mittelwerte charakterisiert: vEin = 2,5–3,5  m/s, vn = 11−14 m/s und vAb = vA ≥ 25  m/s. In Abb.  2.7 sind diese Bereiche schattiert. Auf dem Markt sind die Windenergieanlagen mit den Nennleistungen von einigen Kilowatten bis 10 MW erhältlich [27]. Über die größten Leistungen verfügen die Windenergieanlagen im Offshore-Bereich9.

2.2 Photovoltaik-Anlagen Aus der Sonnenenergie bzw. Strahlungsenergie wird elektrischer Strom hauptsächlich über zwei technisch unterschiedliche Verfahren gewonnen: 1. Die Sonnenenergie wird in Hochtemperatur-Solaranlagen zunächst in Wärmeenergie umgewandelt, die danach über einen Energieträger (Dampf oder Luft) die Turbine und somit den mechanisch gekoppelten elektrischen Generator in Bewegung bringt. Der gewonnene Strom wird danach in ein elektrisches Netz eingespeist. Bei diesem Verfahren wird auch Wärmeenergie gewonnen und verbraucht. 2. Durch die auftreffende Sonnenstrahlung wird in Photovoltaik-Zellen (PV-Zellen) aus dem sichtbaren Teil des Sonnenlichts elektrischer Gleichstrom erzeugt. Eine Photovoltaik-Anlage, kurz PV-Anlage, besteht aus mehreren PV-Modulen und einem oder einigen Wechselrichtern. Der Wechselrichter wandelt den aus den ­PV-Modulen gewonnenen Gleichstrom in einphasigen Wechselstrom oder dreiphasigen Drehstrom um. Der erzeugte Wechsel- oder Drehstrom wird in das elektrische Netz eingespeist (Abb. 2.8). Die Strichlinien unterteilen die Stromerzeugungskette in Bereiche mit nicht elektrischen und elektrischen Parametern der PV-Anlage.

9Siehe

Kap. 5.

18

2  Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

Externes Netz

Sonne

WR

PV - M

AC

DC

I

II

Abb. 2.8   Stromerzeugung in der PV-Anlage. (Legende: I – Der Bereich nicht elektrischer Parameter; II – Der Bereich elektrischer Parameter; PV-M – PV-Module; DC – Gleichstrom; AC – Wechselstrom; WR – Wechselrichter) Abb. 2.9   Orientierung der PV-Zellen am Standort der PV-Anlage

Θ Nord West

β

Ost -90º

α Süd

2.2.1 Charakteristiken räumlicher Orientierung Die Erträge der elektrischen Energie aus PV-Modulen hängen von ihrer räumlichen Orientierung ab. Der rechnerische Wert der globalen Bestrahlungssumme pro Quadratmeter beträgt zum Beispiel in Deutschland im Durchschnitt 1000 kWh/(m2 · a)10, in Spanien bis zu 1500 kWh/(m2 · a) und in der Wüste Sahara mehr als 2200 kWh/(m2 · a) [28]. Diese Werte hängen auch von der Ausrichtung der PV-Module ab. Die Orientierung in Richtung Sonne wird unter anderem durch einen Einfallswinkel des Lichtes Θ, des Azimuts α und des Anstellwinkels (Neigungswinkel) β der ­PV-Module charakterisiert (Abb. 2.9).

10kWh/(m2 · a) – Kilowattstunden elektrischer Energie pro Quadratmeter der PV-Module und pro ein Jahr.

19

2.2 Photovoltaik-Anlagen Abb. 2.10   Struktur eines PV-Moduls. (Legende: PV-M – PV-Modul; PV-Z – PV-Zelle; C, D – Pole des PV-Moduls; IM – Strom eines PV-Moduls; UM – Spannung eines PV-Moduls)

PV-M

D

IM

UM

PV-Z

+

C

-

-

+

+

+

-

Der Einfallswinkel des Lichtes Θ wird zwischen der Achse der direkten Sonnenstrahlung auf die Erde und einer von der Fläche der PV-Module senkrecht durchgezogenen Linie gemessen. Je kleiner der Winkel, desto größer ist der Energieertrag der PV-Module. Dieser Winkel ändert sich allerdings mit dem Sonnengang. Der Azimut α zeigt eine Abweichung von der Orientierung nach Süden. Der Anstellwinkel β (Elevationswinkel [29]) beschreibt eine Neigung der Fläche der PV-Module zu der Horizontalachse. Der optimale Anstellwinkel β wird durch die geografische Lage des Standortes bestimmt. Zum Beispiel beträgt der optimale ganzjährige Anstellwinkel für Mitteleuropa etwa 30º [30]. Die PV-Zellen werden zum Beispiel aus dem monokristallinen, polykristallinen oder amorphen Silizium (nichtkristalline Form des Halbleiters Silizium a-Si [31]) hergestellt. Die Bezeichnung „amorph“ charakterisiert fehlende Kristallstruktur im Zellkörper. Einzelne PV-Zellen werden innerhalb eines PV-Modules mit speziellen Leitern in eine Reihe geschaltet (Abb. 2.10). Die elektrische Verbindung einzelner ­Dünnschicht-PV-Zellen zu einem PV-Modul ist im Herstellungsprozess schon integriert. Der Wirkungsgrad einer PV-Zelle ist technologieabhängig und liegt unten 17 % [29].

2.2.2 Elektrische Parameter Da die Leistung einer PV-Anlage von der Bestrahlungsstärke abhängig ist, wird ihre elektrische Leistung durch die Spitzenleistung11 Ppeak charakterisiert, die praxisüblich größer als tatsächliche Betriebsleistung Ppeak > PPV = UB∙IPV ist. Wobei UB die Betriebsspannung und IPV der ins Netz eingespeiste Strom sind. Diese Spitzenleistung wird bei der Bestrahlungsstärke von 1000 W pro 1 m2 und der Zellentemperatur von 25 °C gemessen. Ihr Wert ist für die Auslegung des Netzanschlusses und des Wechselrichters der ­PV-Anlage maßgeblich. 11Deutsch:

Spitzenleistung; Englisch: peak power; Russisch: пик мощности.

20 Abb. 2.11   Kennlinie eines PV-Moduls bei konstanter Sonnenstrahlung

2  Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

I IK

IPV=f(UB )

PPV = U B . I PV

MPP IMPP

0

UB

U0

U

Wird an das PV-Modul eine Last angeschlossen, sinkt dann die Leerlaufspannung U0 um einen Spannungsabfall über den internen Widerstand bis Betriebsspannung UB ab (Abb. 2.11). In der Praxis wird für PV-Module im Gegensatz zur üblichen UB(I)–Kennlinie von Erzeugungsanlagen mit rotierenden Generatoren die gespiegelte Darstellung der Abhängigkeit I(U) zusammen mit der Leistungscharakteristik P(U) angewandt (Abb. 2.11). Aus der I(U)-Kennlinie ist ersichtlich, dass bei der Steigerung des Stromes IPV die Leerlaufspannung U0 bis Betriebsspannung UB absinkt. Dadurch wird die Wirkleistung des PV-Moduls PPV = UB∙IPV reduziert. Einem „schnellen“ Wachstum des Stromes IPV entspricht jedoch eine „langsame“ Senkung der Betriebsspannung UB. Bei einem Verhältnis zwischen UB und IPV erreicht die Leistung PPV ein Maximum PPV = Ppeak. Dieser Punkt wird als „MPP-Punkt“ bezeichnet12. Bei Abschattung der PV-Module werden UB und IPV geändert. Um eine maximale Leistung der PV-Anlage ebenfalls in diesem Fall gewinnen zu können, wird in den Wechselrichter ein sogenannter MPP-Tracker eingesetzt. Dieser spannt die Betriebsspannung automatisch auf und ab, um den zum MPP-Punkt nahen Betrieb der ­PV-Anlage zu halten. Die Grafik in Abb. 2.12 verdeutlicht die Abhängigkeit der I(U)-Kennlinie von der Bestrahlungsstärke und der Umgebungstemperatur. In Abb. 2.12 entsprechen die Bezeichnungen IK,1000 und IK,500 den Kurzschlussströmen bei einer Bestrahlungsstärke von 1000 W/m2 bzw. 500 W/m2. Aus Abb. 2.12 ist ersichtlich, dass die Ströme IK und IPV der Bestrahlungsstärke proportional sind. Die Leerlaufspannung U0 wächst mit sinkender Temperatur. Dadurch können die ­PV-Anlagen auch bei Frost (in Sibirien bis −40° [32], in der Republik Sacha bis −60° [33]) und in Weltraumstationen bei den extrem niedrigen Temperaturen problemlos funktionieren. In den Produktkatalogen werden die Werte für IK und U0 bei einer Umgebungstemperatur von 25 °C angegeben13.

12Deutsch: Punkt der Spitzenleistung; Englisch: Maximum Power Point – MPP; Russisch: точка пика мощности. 13Siehe Anhang zum Buch.

21

2.2 Photovoltaik-Anlagen Abb. 2.12   Ströme und Spannungen eines PV-Moduls bei verschiedenen Bestrahlungsstärken und Umgebungstemperaturen

IPV IK,1000

IPV=f(UB )

IK,500 UB Uo(50ºC)

Uo(25ºC)

2.2.3 Verschaltungsformen von Modulen Eine PV-Zelle mit einer Fläche von 6 × 6 Zoll hat eine elektrische Spitzenleistung von etwa l W und erzeugt eine Spannung beim Leerlauf von ca. 0,5 V. Die einzelnen kleinen PV-Zellen werden in einem PV-Modul in Reihe zusammengeschaltet, um eine größere Spannung zu gewinnen. Diese liegt im Bereich von 20 bis 40 V bei ­PV-Modulen aus kristallinem Silizium und von 50 bis 140 V bei Dünnschicht-Modulen [34]. Diese Spannung ist allerdings wesentlich kleiner als die Nennspannung am Netz. Um diese Spannung zu erhöhen, werden einzelne PV-Module in Reihe14 zusammengeschaltet. Dabei werden die Spannungen aller PV-Module addiert. Wird ein PV-Modul oder mehrere ­ PV-Module durch Wolken oder Schnee in einem String abgeschattet, tragen diese keinen Beitrag zur Summe der Spannungen bei, wodurch die gesamte Spannung absinkt. Der Innenwiderstand des abgeschatteten PV-Moduls steigt und der durchfließende Strom wird im String begrenzt. Zur Vermeidung solcher negativen Betriebszustände werden in jedem String zu einem PV-Modul oder zur Gruppe von PV-Modulen sogenannte Bypassdioden parallel geschaltet (Abb. 2.13 und 2.14). Diese stellen eine Stromumleitung für die abgeschatteten oder defekten PV-Module dar. Bei einigen modernen PV-Modulen werden die Bypassdioden pro PV-Zelle bereits während der Herstellung integriert. In einem String mit mehreren seriell verschalteten PVModulen wird zwar eine hohe Leer- und Betriebsspannung gewonnen, jedoch bleibt der Strom bei der Reihenschaltung gleich. Ist ein hoher Strom von der PV-Anlage in Bezug auf ihre geplante installierte Leistung erforderlich, müssen mehrere einzelne Strings parallel geschaltet werden. In diesem Fall ist der gesamte Strom der PV-Anlage gleich der Summe der Ströme von einzelnen Strings. Als Schutzmaßnahme gegen komplette Betriebsstörungen der PV-Anlagen, welche im Fall eines Kurzschlusses in einem von mehreren Strings auftreten können, wird in jedem String eine Schutzdiode oder Sicherung eingebaut (Abb. 2.13).

14Deutsch:

Strang; Englisch: string; Russisch: последовательная цепь.

22

2  Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

PV-M

... ... ... St 1

... ... ... St N BD

SD

DC

+

-

WR AC Externes Netz Abb. 2.13   PV-Anlage mit der Verschaltungsform nach Variante 1. (Legende: St – String; PV-M – PV-Module; SD – Schutzdiode; BD – Bypassdioden; WR – Wechselrichter; AC – Wechselstrom; DC – Gleichstrom)

Das modulare Aufbauprinzip ermöglicht die PV-Anlage nach erforderlicher Spannung und Leistung frei zu konfigurieren. In der Praxis fanden 3 Varianten der Anlagenkonfiguration einen breiten Einsatz, obwohl auch andere Verschaltungskombinationen denkbar sind. Variante 1: PV-Anlage mit Parallelschaltung aller Strings auf der DC-Seite und dem Netzanschluss über einen Wechselrichter (Abb. 2.13) Eigenschaften: • Die Anzahl an Strings (N) und die Leistung der PV-Anlage wird durch die Bemessungsleistung des Wechselrichters begrenzt. • Ausfall, Reparatur oder Wartung des Wechselrichters setzt eine Abschaltung der ganzen PV-Anlage vom Netz voraus.

2.2 Photovoltaik-Anlagen

23

• Regelung der in der PV-Anlage bereitgestellten Wirk- und Blindleistung wird nur in einem Wechselrichter durchgeführt und ist dadurch einfacher als im PV-Kraftwerk. • Die Nutzung eines einzigen MPP-Trackers begrenzt die Flexibilität der Anlageregelung und ruft Ertragssenkungen bei unterschiedlichen Bestrahlungsstärken von einzelnen PV-Modulen hervor. Dieser Nachteil ist bei einer großen Anzahl von PV-Modulen in einer PV-Anlage von besonderer Bedeutung. • Die Netzrückwirkungen werden nur durch einen Wechselrichter verursacht und können dadurch ziemlich genau berechnet werden. Variante 2: PV-Anlage mit Parallelschaltung aller Strings auf der AC-Seite und mit einem Netzanschluss von jedem String über einen separaten Wechselrichter (Abb. 2.14) Eigenschaften: • Die Anzahl an Strings (N) und die Leistung der PV-Anlage können beliebig groß sein. • Die Bemessungsleistung eines Wechselrichters ist nur an die Leistung eines Strings gebunden. • Ausfall, Reparatur oder Wartung eines Wechselrichters verursachen eine Senkung der ins Netz eingespeisten Wirkleistung. • Betriebsausfall eines Wechselrichters erfordert keine komplette Abschaltung der ­PV-Anlage. Dadurch ist die Verfügbarkeit der PV-Anlage höher als in der Variante 1. • Eine separate Regelung der Wirk- und Blindleistungsbereitstellung ist in jedem String möglich, soll aber in der PV-Anlage zentral koordiniert werden, um eine gegenseitige Beeinflussung durch die Regelung von Wechselrichtern zu vermeiden. • Der separate MPP-Tracker von jedem Wechselrichter ergibt eine hohe Flexibilität der PV-Anlage bei unterschiedlicher Bestrahlung einzelner PV-Module und ermöglicht dadurch einen maximalen Energieertrag zu erzielen. • Durch den Verzicht auf Bypassdioden ist diese Variante einfacher, robuster und zuverlässiger als die PV-Anlage nach der Variante 1. Die Netzrückwirkungen werden durch alle parallel betriebenen Wechselrichter verursacht. Dadurch sind Berechnungen der Beiträge zu den gesamten Netzrückwirkungen durch eine Erzeugungsanlage kompliziert. Die Leistung einer PV-Anlage erreicht einige Megawatt. PV-Einrichtungen hoher Leistung werden ebenfalls als „PV-Kraftwerk“ bezeichnet (Abb. 2.15). Dieses besteht aus mehreren parallel geschalteten PV-Feldern. Ein PV-Feld umfasst einzelne Strings, Wechselrichter und Transformatoren. Die PV-Anlagen weisen wesentlich kleinere Volllaststundenzahlen als die Windenergieanlagen auf. Die Vollaststundenzahl der PV-Anlagen in Deutschland erreicht lediglich 937 [21].

24

2  Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

PV-M

... ... ... St 1

... ... ... St N BD

DC

+

+

-

-

+

-

WR AC Externes Netz

Abb. 2.14   PV-Anlage mit der Verschaltungsform nach Variante 2. (Legende: St – String; PV-M – PV-Module; SD – Schutzdiode; BD – Bypassdioden; WR – Wechselrichter; AC – Wechselstrom; DC – Gleichstrom)

PV-F St

Externes Netz

Abb. 2.15   Vereinfachte Struktur eines PV-Kraftwerkes. (Legende: St – String; PV-F – PV-Feld)

2.3 Wasserkraftwerke

25

2.3 Wasserkraftwerke In Wasserkraftwerken wird die Bewegungsenergie des Wassers über Blätter oder Schaufeln der Turbine in elektrische Energie im Generator umgewandelt. Die Geschichte der Nutzung von der Wasserkraft ist wahrscheinlich genauso alt, wie die Geschichte der Windkraftnutzung. Im Gegensatz zur Windkraft- und PV-Anlagen haben Wasserkraftwerke den höchsten Wirkungsgrad und die größte Nutzungsdauer. Die unterschiedlichen Einsatzbedingungen in Flüssen mit schnellen und langsamen Wasserströmungen haben die Entwicklung des Wasserrads bzw. von Turbinen verschiedener Modifikationen hervorgerufen. Sie wurden nach ihren Erfindern benannt: Pelton, Francis, Fourneyron, Kaplan, Ossberger, Bánki, Michell, Wells, Tesla und andere [35, 36]. Jede Art der Turbine wird unter Berücksichtigung der vorhandenen Fallhöhen angewandt. Die Einsatzbeispiele zeigt Tab. 2.10 [37].

2.3.1 Arten von Wasserkraftwerken Weltweit sind verschiedene Arten von Wasserkraftwerken aufgebaut [38]: • Laufwasserkraftwerke, • Pumpspeicherkraftwerke, • Gezeitenkraftwerke, • Wellenkraftwerke, • Meeresströmungskraftwerke, • Schiffmühlen, • Wasserwirbelkraftwerke, • andere.

Tab. 2.10  Klassifikation und Einsatzbeispiele von Wasserkraftwerken und Turbinen [38] Fallhöhe/m

Niederdruckkraftwerke < 15

Mitteldruckkraftwerke 15–50

Hochdruckkraftwerke 50–1000

Durchfluss

Groß

Mittel-groß

Gering

Turbinenarten

Kaplan-Turbine, Durchström-turbine

Francis-Turbine, Kaplan- Francis-Turbine, PeltonTurbine, DurchströmTurbine turbine

Bauarten

Flusskraftwerke, Gezeitenkraftwerke, Wellenkraftwerk

Flusskraftwerke, Speicherkraftwerke

Speicherkraftwerke, Pumpspeicherkraftwerke, Kavernenkraftwerke

26

2  Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

In diesen Kraftwerken werden unterschiedliche Generatorsysteme15 eingesetzt. In Kraftwerken kleiner Leistung finden die Asynchrongeneratoren den Einsatz. In den Wasserkraftwerken mit einer Leistung größer als 100 MW werden die Synchrongeneratoren installiert.

2.3.2 Elektrische Leistung als Funktion der Wasserenergie Für die Größe der verfügbaren elektrischen Wirkleistung P (Watt) des Wasserkraftwerkes sind die Fallhöhe des Wassers h (m) und das Durchflussvolumen QWasser (dm3/s) maßgeblich, die aus der bekannten Turbinengleichung bestimmt werden kann [37].

P = ηTurb · ηGetr · ηGen · g · ρH2 O · h · QWasser

(2.7)

Wobei ηTurb der Wirkungsgrad der Turbine, ηGetr der Wirkungsgrad der Getriebe, ηGen der Wirkungsgrad des Generators, ρH2 O die Dichte des Wassers und g die Erdbeschleunigung sind. Der Wirkungsgrad des Generators ηGen liegt im Bereich von 0,8 bei den Generatoren kleiner Leistung von 5 kW und bis 0,98 bei den Generatoren mit einer Leistung von 100–700 MW [39]. Bei den Annahmen im Durchschnitt ηTurb∙ηGetr∙ηGen≈ 0,85, ρH2 O = 0,999975 [kg/dm3] und g = 9,81 [m/s2] kann die Gl. (2.7) vereinfacht werden [37].

P = 8, 5 · h · QWasser

(2.8)

In der Gl. (2.8) ist die Fallhöhe h eine Konstante, aber das Durchflussvolumen kann durch einen (elektro)mechanischen Durchflussregler bzw. die durch das Wasserkraftwerk ins Netz abgegebene Leistung gesteuert werden. Fehlt der Durchflussregler beim Wasserkraftwerk, ist die ins Netz abgegebene Leistung vom natürlichen Wasserangebot abhängig und fluktuierend. Falls ein Wasserkraftwerk den elektrischen Strom im Inselbetrieb erzeugt, ist ein Durchflussregler erforderlich, um die Frequenz bzw. die Leistungsbilanz im elektrischen Netz halten zu können. Alternativ kann die Netzfrequenz im Inselbetrieb durch die Regelung der an den Generator angeschlossenen Last stattfinden. In diesem Fall soll entweder die Last (Netzkunden) im Netz zu- oder abgeschaltet oder ein zusätzlicher regelbarer Ballast (ohmscher Widerstand) angewandt werden. Aus der Gl. (2.8) folgt auch, dass die gleiche elektrische Leistung entweder durch große Fallhöhe und dabei kleines Durchflussvolumen oder umgekehrt erreicht werden (Abb. 2.16). Die Wahl wird durch die Gegebenheiten des Standortes bestimmt. Unabhängig von der Aufbauart des Wasserkraftwerkes wird die maximale elektrische Leistung und Energieerträge hauptsächlich durch das Durchflussvolumen des Wassers vor Ort begrenzt.

15Siehe

Kap. 5.

2.4  Biomasse- und Biogasanlagen

27

Abb. 2.16   Beispiele einiger Strukturen der Wasserkraftwerke. (Legende: SM – Staumauer; DR – Durchflussregler; h – Fallhöhe)

Externes Netz

G T h

SM

DR

G

Externes Netz

T h

Auf dem Markt sind Generatoren mit einer Wirkleistung bis 1000 kW erhältlich, die für die Kleinst- und Kleinwasserkraftwerke geeignet sein sollen. Die Leistungen der großen Wasserkraftwerke erreichen 711.000 kVA [39]. Einige Wasserkraftwerke werden im Inselnetz betrieben, das heißt ohne Anschluss an das Verbundnetz [40]. Die Nennleistung des Generators ist in der Regel größer als die maximale Leistung der Turbine. Damit wird der Generatorstrom bei maximaler Turbinenleistung kleiner als der Bemessungsstrom des Generators. In einigen Wasserkraftwerken werden mehrere Generatoren in einer Maschinenhalle installiert. Die Wasserkraftwerke arbeiten mit 4000 [h/a] (Kleinstanlagen) bis 5500 [h/a] (mittelgroße Anlagen) Volllaststunden [41].

2.4 Biomasse- und Biogasanlagen Die Biomasse und das Biogas sind die primären Energieträger, die in der Natur praktisch nie ausgeschöpft werden können. In den Anlagen mit der Nutzung der Biomasse (Holzabfälle, Holzpellets, Hackschnitzel, Stroh, Pflanzenöl) oder des Biogases (aus Gülle, Reste der Lebensmittelproduktion, nachwachsende Rohstoffe wie Mais, Biomüll, Bio-, Klärund Deponiegas) werden elektrische und thermische Energie gleichzeitig erzeugt [42]. Dadurch nennt man ein solches Verfahren K ­ raft-Wärme-Kopplung (KWK). Das deutsche

28

2  Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

KWK-Gesetz [43] definiert die KWK-Anlage als eine Dampfturbinen-Anlage (Gegendruckanlagen, Entnahme- und Anzapfkondensationsanlagen), Gasturbinen-Anlagen (mit Abhitzekessel oder mit Abhitzekessel und ­Dampfturbinen-Anlage), Verbrennungsmotoren-Anlagen, Stirling-Motoren, Dampfmotoren-Anlagen, ORC (Organic Rankine Cycle)-Anlagen, in denen Strom und Nutzwärme erzeugt werden. Das Verhältnis der erzeugten elektrischen zur thermischen Energie bezeichnet die Stromkennzahl. Bei den KWK-Anlagen beträgt die Stromkennzahl nicht mehr als 0,2–0,3. Die elektrische Leistung von KWK-Anlagen kann bis einige Hundert Megawatt betragen. Die Generatoren werden in KWK-Anlagen hauptsächlich über Dampfturbinen oder Dampfmotoren getrieben. Die KWK-Anlagen, die als eine Motor-Generator-Einheit ausgeführt werden, werden auch als Blockheizkraftwerk (BHKW)16 bezeichnet. Bei der gleichzeitigen Erzeugung von Wärme- und Elektroenergie wird Brennstoff im Vergleich zu separater Erzeugung gespart. Die Volllaststundenzahlen betragen ca. 8000 h bei den stromgeführten und ca. 5000 h bei den wärmegeführten KWK-Anlagen pro Jahr [44]. Zum Vergleich beträgt dieser Parameter in Deutschland bei den Windparks an Land ca. 2000 [41], Offshore-Windparks ca. 4200 und bei den PV-Anlagen ca. 800 h pro Jahr [45]. Die Stromerzeugung aus Biomasse und Biogas wird durch folgende Merkmale charakterisiert: • Energieerträge sind genau prognostizierbar, • maximale elektrische Leistung wird durch Gebotskapazität der primären Energiequelle vor Ort begrenzt (zum Beispiel Feld- oder Waldgröße usw.), • Anlagen werden an Nieder- oder Mittelspannungsnetz angeschlossen, • direkter transformatorloser Netzanschluss an das Niederspannungsnetz ist möglich, • Parallelbetrieb mit einem Netz oder ein Netzinselbetrieb17 ist möglich, • geringfügige Fluktuationen des primären Energiegebots vereinfachen Regelung und Betriebsführung der Generatoren, • Erzeugung des elektrischen Stromes hat im Gegensatz zur Erzeugung der Wärmeenergie eine niedrigere Priorität.

2.4.1 Biomassekraftwerke In Biomassekraftwerke [46] wird durch das Verbrennen von Biomasse, zum Beispiel Holz, Getreide und Stroh, Dampf erzeugt, der die Turbine mit dem Generator auf gemeinsamer Welle (sogenannte Einwelle-Dampfturbine) treibt (Abb. 2.17). In solchem

16Deutsch:

Block-Heiz-Kraft-Werk (BHKW); Englisch: Combined heat and power plant (CHP); Russisch: блочная тепловая электростанция. 17Siehe Glossar zum Buch.

2.4  Biomasse- und Biogasanlagen Abb. 2.17   Erzeugung der Wärme- und Elektroenergie im Biomassekraftwerk. (Legende: BS – Biobrennstoff; W – Wasser; T – Turbine; K – Kessel; G – Generator; EE – Elektroenergie; WE – Wärmeenergie; WT – Wärmetauscher)

29 T

Externes Netz

G

EE BS W

WT

K

WE

Verfahren werden am Biomassekraftwerk elektrische Energie und Wärmeenergie erzeugt. Abhängig davon, welche Art der Energie höchste Priorität im Biomassekraftwerk hat, wird das Biomassekraftwerk wärme- oder stromgeführt. In der Praxis ist die Anzahl von wärmegeführten größer als von stromgeführten Biomassekraftwerken. Die Wärmeerzeugung wird über Wärmetransportsysteme zum Heizen von Gebäuden eingesetzt. Die elektrische Leistung der Generatoren in Biomassekraftwerken mit Dampfturbinen liegt aus wirtschaftlichen Gründen nur im Bereich von 2 MW bis 20 MW [44]. Für die Leistungen der Generatoren weniger als 2 MW in den sogenannten kleinen KWK-Anlagen (mehrere unmittelbar verbundene kleine KWK-Anlagen an einem Standort gelten als eine KWK-Anlage) sind Dampfmotoren günstiger. Um lange Strecken für die Wärmeübertragung zu vermeiden, werden Biomassekraftwerke in der Nähe von Wohngebieten gebaut.

2.4.2 Biogaskraftwerke Die Bioenergie wird in Biogaskraftwerken aus Biomasse gewonnen [47]. Im Gegenteil zum Biomassekraftwerk wird im Biogaskraftwerk als Energieträger Biogas angewandt, der ein Produkt vom Gärungsprozess der Biomasse ist (Abb. 2.18).

Abb. 2.18   Erzeugung der Wärme- und Elektroenergie im Biogaskraftwerk. (Legende: EE – Elektroenergie; WE – Wärmeenergie; GT/GM – Gasturbine/Gasmotor; F – Fermenter; G – Generator; Pf – Pflanzen; Gü – Gülle; Bio – Biomüll)

GT / GM

Externes Netz

G

Pf Gü Bio

EE

Biogas

WE F

30

2  Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

In Biogasanlagen [48] kommen Energiepflanzen (zum Beispiel Mais und andere Getreide, Schilfgras), Reststoffe wie Ernterückstände (zum Beispiel Rübenblätter), tierische Exkremente (zum Beispiel Gülle), Nebenprodukte der Lebensmittelproduktion (zum Beispiel Fette, Speisereste, Kartoffelschalen) oder organische Abfälle (zum Beispiel Klärschlamm) zum Einsatz. Aus den Abbauprodukten des Gärprozesses bilden methanogene Bakterien dann Methan und Kohlendioxid. Das entstehende Biogas wird in einem Gasmotor oder in einer Gasturbine zur Strom- und Wärmeerzeugung verbrannt. Die elektrische Anlagenleistungen mit Nutzung des Biogases wird nur durch Verfügbarkeit des Brennstoffes (landwirtschaftliche Fläche, Holzlieferung, Gasspeicherkapazitäten usw.) begrenzt. Die Gasmotoren finden Einsatz für elektrische Leistungen von 50 kW bis 10 MW. Für die größeren Leistungen sind aus wirtschaftlichen und technischen Gründen die Gasturbinen von 5 MW bis 50 MW besser geeignet [44]. Die neuesten Entwicklungen von sogenannten Mikro-Gasturbinen weisen auch ihre wirtschaftliche Anwendung im Bereich von 30–500 kW auf [49]. Diese Arten der Turbinen wurden aus der Flugzeugtechnik übernommen. Die Turbine und der Permanentmagnet-Generator werden auf die gleiche Welle montiert. Ähnlich wie im Flugzeug dreht sich die Welle mit hoher Drehzahl von zum Beispiel 96.000 min−1. Bei solcher Drehzahl haben Turbine und Generator eine kompakte Ausführung. Der erzeugte Strom hat eine Frequenz von weitgehend über 1000 Hz. Dadurch muss der Generator an ein elektrisches Netz mit einer Nennfrequenz von 50 Hz über einen Umrichter angeschlossen werden.

2.4.3 Blockheizkraftwerke Wie bereits genannt, stellt das Blockheizkraftwerk (BHKW) eine ­VerbrennungsmotorGenerator-Einheit dar. Als Biobrennstoff kann Biogas oder Biodiesel benutzt werden. Das Wort „Block“ in der Bezeichnung „BHKW“ bedeutet, dass der Motor, der Generator und das Kühlungssystem wie ein Block konstruktiv ausgeführt sind. Die Zusammensetzung einzelner Komponenten des BHKW verdeutlicht Abb. 2.19. Für eine Nutzung in einem Haus mit einer Wohnfläche von 200 m2 ist das BHKW mit einer elektrischen Nennleistung von etwa 20 kW und mit einer thermischen Nennleistung von bis 25 kW ausreichend. Diese werden auch „Mikro-BHKW“ genannt. Ist die Anforderung zur Regelbarkeit des BHKW im Niederspannungsnetz maßgeblich, soll ein Synchrongenerator eingesetzt werden. An die Regelbarkeit der BHKW im Mittelspannungsnetz gelten gehobene Anforderungen [4]. In diesem Fall soll der Synchrongenerator für das BHKW bevorzugt werden. Da ein BHKW mit dem Synchrongenerator auch für Inselbetrieb geeignet ist, so können die angeschlossenen Verbraucher bei einem Stromausfall im übergeordneten Netz mit dem Strom und der Wärme aus dem eigenen Netz versorgt werden. Für Krankenhäuser, Industriebetriebe mit Explosionsgefahr und andere öffentliche Gebäude hat diese Eigenschaft höchste Priorität.

2.5  Geothermische Anlagen Abb. 2.19   Erzeugung und Nutzung der Wärme- und Elektroenergie im BHKW. (Legende: EE – Elektroenergie; WE – Wärmeenergie; VM – Verbrennungsmotor; G – Generator; L – Luft; BS – Brennstoff)

31

VM

G

Externes Netz

L

EE

BS

WE

Arbeitet das BHKW im Inselbetrieb, so bestimmt eine Erhöhung oder eine Senkung der Gas- oder Dieselverbrennung im Motor sowohl die Leistung des Generators als auch die Frequenz des erzeugten Stromes. Die Regelung wird in diesem Fall nach ­„Leistung-Frequenz-Statiken“ [4] durchgeführt. Diese kann auch mit der Regelung des BHKW „stromführend“ oder „wärmeführend“ kombiniert werden.

2.5 Geothermische Anlagen Die Geothermie wird zu den regenerativen Energiequellen gezählt, da sie wie die anderen Arten Erneuerbarer Energien nach menschlichem Ermessen als unerschöpflich gilt. Sie ist immer verfügbar. Geothermie  bezeichnet die Nutzung von Erdwärme für die Gewinnung der Nutzwärme und des elektrischen Stroms [50]. Die Temperatur im inneren Erdkern beträgt nach verschiedenen Schätzungen von 4500 °C bis 6500 °C. Fast überall hat das Erdreich in 1 km Tiefe eine Temperatur von 35 °C bis 40 °C [51]. In Vulkangebieten (Island, Halbinsel Kamtschatka, Japan) tritt das heiße Wasser direkt aus der Erdbodenfläche aus. Ein Verfahren zur Gewinnung der Nutzwärme und des elektrischen Stromes zeigt Abb. 2.20 in vereinfachter Darstellung. Das Wasser als Wärmeträger wird über eine Injektionsbohrung in die Tiefe durch die Hochdruckpumpe gepumpt und aus den anderen Förderbohrungen an die Erdoberfläche gefördert. Da dieses Wasser für die direkte Nutzung zum Turbinenantrieb wegen der Mitnahme für die Turbine schädlicher chemischer Stoffe aus der Tiefe nicht geeignet ist, wird ein Wärmetauscher in den Thermalwasserkreislauf eingesetzt. Die im Wärmetauscher gewonnene Wärmeenergie treibt die Turbine und den elektrischen Generator an.

32

2  Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien Externes Netz

T

HP

G

EE WE

WT

KW

UHR

HS

20005000 m

Abb. 2.20   Gewinnung der Nutzwärme und des Stromes in geothermischer Energieerzeugungsanlage. (Legende: EE – Elektroenergie; WE – Wärmeenergie; G – Generator; T – Turbine; WT – Wärmetauscher; HP – Hochdruckpumpe; KW – Kaltes Wasser; HS – Heißes Wasser; UHR – Unterirdischer Hohlraum)

Geothermische Kraftwerke befinden sich in der permanenten Entwicklung. Während ein erstes geothermisches Kraftwerk zum Beispiel in Deutschland eine elektrische Leistung von 210 kW (Neustadt-Glewe) hat, soll die geplante Leistung in einem Kraftwerk in Island von 690 MW (Kárahnjúkar) betragen [52]. Bei den geothermischen Erzeugungsanlagen ist eine große Anzahl von Volllaststunden erreichbar, weil die geothermische Energie immer vorhanden ist und die Primärenergie keinen Fluktuationen unterliegt.

2.6 Stromerzeugungsanlagen aus Energie von Gezeiten, Wellen und Meeresströmungen Die Erdumdrehung verursacht unter anderem die Bewegung des Wassers in Meeren und Ozeanen in Form der Gezeiten (permanente Wechsel zwischen der Flut und der Ebbe), der Wellen und der Meeresströmungen. Ihre Bewegungsenergie ist unerschöpflich. Aus diesem Grund gilt für diese Art der Energien die Definition als Erneuerbare Energien. Die Kraftwerke unter Nutzung solcher Arten von Erneuerbaren Energien werden in drei Bauweisen errichtet [53]: • Staudamm-Kraftwerk, • Wellenkraftwerk, • Meeresströmungskraftwerk.

2.6  Stromerzeugungsanlagen aus Energie von Gezeiten, Wellen …

33

Beim Staudamm-Prinzip werden Kraftwerke an Meeresbuchten und in Flussmündungen errichtet, die eine besonders hohe Differenz zwischen dem Hoch- und dem Niedrigwasserstand aufweisen [53]. Die Wasserturbine wird bei Flut vom einfließenden Wasser und bei Ebbe vom abfließenden Wasser angetrieben. Das Gezeitenkraftwerk mit dem Staudamm-Prinzip stellt eine Modifikation des konventionellen Wasserkraftwerkes dar. Die Gezeitenkraftwerke haben die installierte Leistung von 1,5 MW (Kislaja Guba nördlich von Murmansk in Russland) [54] bis zum 254 MW (Sihwa-ho in Südkorea mit 10 Turbinen zu je 25,4 MW) [53]. Beim Wellenkraftwerk handelt es sich um ein Kraftwerk, das die kinetische Wellenenergie nutzt [55, 56]. In Kraftwerken dieser Betriebsweise werden unterschiedliche Prinzipien zur Nutzung der Wellenenergie umgesetzt [55]: • Pneumatische Kammer mit der Nutzung der ein- und ausströmenden Luft in einer Kammer, in der sich der Wasserspiegel durch eine Verbindung zum Meer hebt oder senkt und damit „atmet“ so die Luft durch die zweite Öffnung ein und aus. Diese „Atemluft“ treibt eine Turbine mit dem Windgenerator an. Dieses Prinzip ist die heutige Standardtechnik (engl.: Oscillating Water Column) [57]. Es gibt schon realisierte Projekte mit installierter Leistung eines Kraftwerkes von 20 kW bis 500 kW [58]. • Schwimmkörper in der Pelamis-Anlage, der sogenannten Seeschlange, bewegen sich zueinander oder in einem zum Ufer gebundenen System. Sie bestehen aus mehreren Stahlrohrsegmenten, die über Gelenke gekoppelt sind. An den Gelenken sind Hydraulikaggregate befestigt, die die Ausweichbewegung in nutzbare Energie umwandeln. Diese Energie wird für das Antreiben der Hydraulikturbinen mit Generatoren benutzt. Der existierende Prototyp vor der schottischen Küste hat eine Länge von 150 m, besteht aus vier Segmenten mit je 3,5 m Durchmesser und erzeugt eine maximale Leistung von 750 kW. Es sind einige Projekte mit einer Leistung bis zu 30 MW bekannt [55, 58]. • Bewegliche Platten, Tore oder Flossen treiben das Wasser durch die Hin- und ­Her-Bewegung an Land, das eine Turbine und einen Generator zur Rotation bringt. In Testanlagen von „The European Marine Energy Centres“ sind die Generatoren mit einer Leistung von 315–800 kW im Testbetrieb [59]. • Auflaufende Wellen auf eine Rampe (Höhenenergie). Zum Beispiel wird im Projekt „Wave Dragon“ [60] das Wasser durch Wellen zunächst auf einer Rampe, die eckförmige Wände hat, gespeichert. Das maximale Niveau vom gespeicherten Wasser ist durch die Höhe von Wänden der Rampe begrenzt und liegt höher als der Meeresspiegel. Dadurch strömt das Wasser aus dem Reservoir durch die in der Rampe eingebauten Wasserturbinen mit Generatoren heraus. Das Wellenkraftwerk kann über eine Leistung von einigen Megawatt verfügen. • Wellenkraft am ansteigenden Meeresboden vor der Küste. Im Forschungsprojekt „Wave Roller“ [61] bringen die Kräfte von Unterwasserwellen die vertikal beweglichen Platten in eine schaukelförmige Bewegung. Die Bewegung der Platten erzeugt in einem Hydrauliksystem einen Druck, der einen angeschlossenen Hydraulikmotor mit dem angekoppelten Generator antreibt.

34

2  Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

Im Meeresströmungskraftwerk werden die Meeresströmungen ihre Bewegungsenergie in einem Wasserkraftwerk, das in der Tiefe des Wassers steht, in elektrischen Strom umgesetzt [62]. Dabei steht die Turbine an einem Mast frei in der Meeresströmung. Sie arbeiten nach dem Funktionsprinzip einer Windenergieanlage. Im Gegenteil zur Windenergieanlage, deren Betrieb vom Wetter abhängt und dadurch ein stochastisches Verhalten aufweist, fließt das Wasser der Meeresströmung permanent und das durch ein Meeresströmungskraftwerk durchflossene Wasservolumen ist gut prognostizierbar. Die Meeresströmungskraftwerke werden meist küstennah installiert. Die einzelne installierte Leistung beträgt ca. 300 kW. Die Leistung dieser Anlagen kann größer als ein Megawatt sein [62, 63]. Unter Berücksichtigung einer fluktuierenden Wasserflussgeschwindigkeit und dadurch variabler Frequenz des erzeugten elektrischen Stromes sollen die Meeresströmungskraftwerke ans Netz über einen Umrichter angeschlossen werden. Im Gegenteil zu den Offshore-Windparks mit einer unverzichtbaren Seeplattform über dem Wasserspiegel wird in einigen Projekten der Elektroenergiegewinnung aus Wellen- und Meeresströmungsenergie das elektrische Offshore-Netzwerk mit den Stromerzeugungsanlagen, Seekabeln, Transformatoren und Schaltanlagen direkt auf dem Meeresboden aufgebaut [64]. Die Erzeugungsanlagen aus Energien von Gezeiten, Wellen und Meeresströmungen werden intensiv entwickelt und erprobt. Diese werden im Küstenbereich von den USA, Großbritannien, Schottland, Spanien und Russland getestet. Mehrere Erzeugungsanlagen mit Leistungen von über 1 MW sind bereits realisiert worden [65–67].

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2  Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

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3

Elektrotechnisches Basiswissen zur Netzintegration der Erzeugungsanlagen

Die Grundsätze der Elektrotechnik können den zahlreichen Medien entnommen werden. Die große Menge der Informationsquellen verursachen in der Praxis Verständnisprobleme. Mit dem Ziel, das Problem zu lösen, sind im Folgenden die ausgewählten Begriffe, mathematische Gleichungen, Charakteristiken der Netze und der Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien, Grenzwerte und Richtwerte mit gezieltem Bezug auf die Netzintegration Erneuerbarer Energien dargestellt. Diese beziehen sich vorwiegend auf die aktuellen Standards, Normen, Netzkodizes und Richtlinien zur Netzintegration der Erzeugungsanlagen.

3.1 Gleich-, Wechsel- und Drehstromsysteme Die Geschichte der Stromübertragungsnetze, die auch kurz als Übertragungsnetze und Übertragungssysteme bezeichnet werden, begann mit dem Gleichstrom. Der Wortteil „Gleich“ bezeichnet, dass der Richtungsfluss dieses Stromes sich im Zeitbereich nicht ändert bzw. immer gleich ist. Der Gleichstrom1 fand zunächst einen breiten Einsatz in ersten elektrischen Einrichtungen, wie Telefon, Telegraf, Beleuchtung usw. Seine weitere Entwicklung und Verbreitung stieß jedoch auf die Probleme der Spannungsregelung, Spannungserhöhung und Spannungsreduktion in elektrischen Netzen. Als Lösungsmaßnahme wurden daraufhin Stromübertragungsnetze mit dem einphasigen Wechselstrom2 und später dem dreiphasigen Drehstrom entwickelt. Der Wortteil „Wechsel“ bezeichnet im Gegenteil zum Gleichstrom, dass die Flussrichtung dieses Stromes sich im Zeitbereich permanent

1Deutsch: 2Deutsch:

Gleichstrom; Englisch: Direct Current (DC); Russisch: постоянный ток. Wechselstrom; Englisch: Alternating Current (AC); Russisch: переменный ток.

© Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2020 B. Valov, Handbuch Netzintegration Erneuerbarer Energien, https://doi.org/10.1007/978-3-658-28969-0_3

39

40

3  Elektrotechnisches Basiswissen zur Netzintegration …

ändert bzw. nicht gleich ist. Mit dem Begriff „Drehstrom“ wird darauf hingewiesen, dass bei diesem Stromsystem mit permanent geänderter Flussrichtung des Stromes die elektrischen Motoren ohne zusätzliche Einrichtungen zum Drehen gebracht werden können. Die Wechselströme und Drehströme ermöglichen einfache Leistungsübertragungen zwischen verschiedenen Spannungsebenen in einem Netz. Aufgrund dieses Vorteils wurden die Übertragungsnetze weltweit hauptsächlich als Drehstromnetze aufgebaut. Diesem Vorteil steht jedoch auch ein Problem gegenüber, denn die Nutzung des Wechsel- und Drehstroms ist mit dem Vorhandensein der Reaktanzen von Netzbetriebsmitteln verbunden. Besonders die Reaktanzen von Leitungen und Transformatoren sind von großer Bedeutung. Deren beträchtliche Reaktanzen bedingen in Übertragungsnetzen einige Probleme. Zum Beispiel: Blindleistung, Notwendigkeit der Installation von speziellen Blindleistungskompensationsanlagen, unzulässige Spannungsabfälle oder Spannungsanhebungen und zusätzliche Wärmezeugung in Netzbetriebsmitteln. Die beträchtlichen Reaktanzen erschweren die Einführung des internationalen Stromhandels der Elektroenergie über einige Tausend Kilometer und senken die Wirtschaftlichkeit des Stromtransportes. Im Bereich der Netzintegration Erneuerbarer Energien treffen diese Probleme vor allem auf die Offshore-Windparks zu, die üblicherweise über lange Strecken vom Netzanschlusspunkt an Land entfernt sind. Um die Probleme mit beträchtlichen Reaktanzen der Energieübertragungsleitungen im Offshore-Bereich zu reduzieren, müssen die „uralten“ Systeme mit dem Gleichstrom wieder eingesetzt werden. Das ehemalige Problem dieser Systeme bei der Spannungsregelung, der Hoch- und Abspannung wurde dank der Entwicklungen der Leistungselektronik gelöst. Die im Folgenden angewandten Begriffe und Bezeichnungen für Gleich-, Wechselund Drehstromsysteme beziehen sich auf die Norm DIN 40108 [1].

3.1.1 Gleichstromsysteme Das Gleichstromsystem ist ein Stromsystem, bei dem die Augenblickswerte der Ströme konstant sind. Dieses System ist zum Beispiel in PV-Zellen3 und ­PV-Modulen4 der PV-Anlage im Einsatz. Im Gleichstromsystem gibt es positive und negative Pole (Abb. 3.1), die bei den Verbindungen der PV-Module berücksichtigt werden müssen. Um die erforderlichen Größen für Stromstärke (im Folgenden wird der praxisübliche Begriff „Strom“ angewandt) und Spannung der PV-Anlage erreichen zu können, werden einzelne PV-Module seriell und/oder parallel geschaltet.

3Eine

PV-Zelle ist ein Basisbaustein der PV-Anlage, die Strahlungsenergie in elektrische Energie umwandelt. 4Ein PV-Modul der PV-Anlage besteht aus mehreren PV-Zellen, die durch eine Reihenschaltung oder Parallelschaltung miteinander verbunden sind.

41

3.1  Gleich-, Wechsel- und Drehstromsysteme Abb. 3.1   Gleichstromsystem in einem PV-Modul. (Legende: PV-M – PV-Modul; PV-Z – PV-Zelle; C, D – Pole des PV-Moduls; IM – Strom eines PV-Moduls; UM – Spannung eines PV-Moduls)

PV-Z

D

-

IM

PV-M

UM

+

C

PV-M1

+

PV-M2

IM

UM1

-

+

PV-M m

IM

UM2

-

+

IM

-

UMm U PV

+

Abb. 3.2   Reihenschaltung der PV-Module. (Legende: PV-M1 – PV-Modul 1; PV-M2 – PV-Modul 2; PV-Mm – PV-Modul m; IM – Strom im Außenleiter von PV-Modulen; UM1–UMm – Spannungen von PV-Modulen; UPV – Gesamtspannung einer Gruppe von PV-Modulen)

a) Reihenschaltung5 Bei einer Reihenschaltung (Abb. 3.2) werden einzelne PV-Module hintereinander geschaltet. Die Gesamtspannung einer Gruppe von PV-Modulen UPV ist gleich der Summe von Spannungen einzelner PV-Module.

UPV = UM1 + UM2 + . . . + UMm

(3.1)

Wobei UM1–UMm die Spannungen von PV-Modulen mit Nummern von 1 bis m. Durch die Reihenschaltung wird die Spannung an den Klemmen der Gruppe von PV-Modulen erhöht. Durch alle PV-Module fließt dabei derselbe Strom IM. Diese ­ Schaltung wird in den PV-Anlagen häufig angewandt. b) Parallelschaltung Bei einer Parallelschaltung (Abb. 3.3) werden im Gegensatz zur Reihenschaltung statt Spannungen die Ströme addiert.

5Alternativere

Begriffe zur „Reihenschaltung“ sind „Schaltung in Reihe“ und „Serielle Schaltung“.

42

3  Elektrotechnisches Basiswissen zur Netzintegration … PV-M1

PV-M2

IM1

IM2

-

IPV

PV-M m

-

IMm

-

UPV

UM1

UM2

+

UMm

+

+

+

Abb. 3.3   Parallelschaltung der PV-Module. (Legende: PV-M1 – PV-Modul 1; PV-M2 – PV-Modul 2; PV-M m – PV-Modul m; IM1–IMm – Ströme im Außenleiter von PV-Modulen; IPV – Gesamtstrom einer Gruppe von PV-Modulen; UM1–UMm – Spannungen von PV-Modulen; UPV – Gesamtspannung einer Gruppe von PV-Modulen)

Der gesamte Strom der m parallel geschalteten PV-Module IPV ist gleich der Summe deren einzelnen Ströme. Dadurch können bei dieser Schaltung die PV-Module mit unterschiedlichen Strömen, bzw. unterschiedlicher Leistung, problemlos zusammen betrieben werden. Eine Abschattung einzelner Module beeinträchtigt nicht den Betrieb der ­PV-Anlage.

IPV = IM1 + IM2 + . . . + IMm

(3.2)

Die gesamte Spannung UPV bleibt aber gleich der Spannung eines PV-Moduls.

UPV = UM1 = UM2 = . . . = UMm

(3.3)

3.1.2 Wechselstromsysteme Das Wechselstromsystem ist ein Stromsystem, bei dem die Augenblickswerte der Ströme gleichfrequente periodische Funktionen der Zeit mit dem arithmetischen Mittelwert null sind [1]. Das Wechselstromsystem kann durch eine Sinus- oder Kosinus-Funktion beschrieben werden. √ i(t) = 2 · I · sin(2 · π · f · t + ϕI ), (3.4)

u(t) =

√ 2 · U · sin(2 · π · f · t + ϕU ).

(3.5)

i(t) =

√ 2 · I · cos(2 · π · f · t + ϕI ),

(3.6)

√ 2 · U · cos(2 · π · f · t + ϕU ).

(3.7)

u(t) =

3.1  Gleich-, Wechsel- und Drehstromsysteme Abb. 3.4   Spannung und Strom als periodische Funktionen

43

u(t)

i(t)

I Î=√2∙I

U

-π ϕi

=√2∙U

π

0

t

2π

ϕu T=1/f

Abb. 3.5   Spannung und Strom als komplexe Werte bzw. als Zeiger

Im

ω

U

ϕ =ϕU-ϕ I I Iq=Im(I)

ϕI

ϕU

Re

IP=Re(I) wobei I, U der Effektivwert6 des Stromes und der Spannung, f die Frequenz, ϕI, ϕU der Anfangswinkel (auch Phasenwinkel) des Stromes und der Spannung sind (Abb. 3.4 und 3.5). Der Effektivwert des Wechselstromes I ist ein Gleichstrom, der gleiche thermische Wirkung auf eine Resistanz während der Zeit T hervorruft. Für den energetischen Vergleich von Prozessen in Stromkreisen mit Wechselstrom und Gleichstrom wird der Effektivwert des Wechselstromes über seine quadratischen Werte der Zeitfunktion i2(t) berechnet [2].

  T  1 I =  · i 2 (t) · dt T

(3.8)

0

Analog zum Strom wird der Effektivwert der Wechselspannung berechnet.

  T  1 U =  · u 2 (t) · dt T

(3.9)

0

6Deutsch:

Effektivwert; Englisch: Root Mean Square (RMS) [IEC 60050 Nr. 103-02-03]; Russisch: действующее значение.

44

3  Elektrotechnisches Basiswissen zur Netzintegration …

Der Effektivwert einer sinusförmigen Funktion ist um den Faktor √2 kleiner als ihr Spitzenwert (Scheitelwert, Amplitude) Ȋ und Ȗ. √ √ ˆ 2, U = U/ ˆ I = I/ 2 (3.10)

Der Spitzenwert ist dann um den Faktor √2 größer als der Effektivwert. Somit beträgt zum Beispiel der Spitzenwert der Spannung in der 230 V-Steckdose Ȗ = √2 · U = √2 ·  230 [V] = 325,3 V. In der Praxis werden die Effektivwerte des Stromes und der Spannung als Grundcharakteristiken elektrischer Betriebsmittel (Schalter für 100 A, Sicherung für 16 A…) und elektrischer Netze (400 V-Netz im Haus, 10 kV-Mittelspannungsnetz…) verwendet. Die zeitlichen Mittelwerte der Spannung und des Stromes ergeben sich nach [2]

1 u= · T

T

u(t) · dt,

(3.11)

T

i(t) · dt.

(3.12)

0

1 i= · T

0

Dabei wird in der Elektrotechnik der Mittelwert auch als Gleichwert, Gleichanteil, Gleichspannungsanteil, Gleichstromanteil genannt. Sie werden aus der Summe positiver und negativer Momentanwerte während einer Periodendauer T berechnet. Für die rein periodische Sinus- und Kosinus-Funktion ist der Mittelwert gleich null, weil die Summe ihrer positiven und negativen Momentanwerte bzw. Flächen von positiven und negativen Halbwellen gleich sind. In Abb. 3.4 sind die Spannung und der Strom als ideale Sinusfunktionen dargestellt. In Netzen mit Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien, die mit Nutzung der Leistungselektronik ausgeführt sind, weichen die realen Spannungen und Ströme vom Sinus ab. Die verzerrten Sinuskurven sollen dann als Summe der Sinus- und ­Kosinus-Funktionen (Fourier-Reihe) mit unterschiedlicher Zeit (Periode, Intervall) T dargestellt werden. In dieser Summe hat die Grundschwingung bzw. die 1. Harmonische die Frequenz f1 = 50 Hz. Alle Schwingungen mit anderen Frequenzen h · f1 werden als höhere Harmonische mit einer Ordnung h bezeichnet. Die Sinusfunktion des Stromes kann auch als rotierender Zeiger √ √ i(t) = 2 · I · sin(2 · π · f · t + ϕI ) = 2 · I · ej2π ft+ϕI = Iˆ · ejϕI . (3.13) und als Vektor eines komplexen Effektivwertes dargestellt werden.

I− = I · ejϕI = I∠(ϕI ) = Re(I−) + j Im(I−) = I · (cos ϕI + j sin ϕI ) = Ip + j Iq = I · ejϕI

(3.14)

Wobei Ip der reale Teil und Iq der imaginäre Teil der komplexen Größe des Stromes sind.

3.1  Gleich-, Wechsel- und Drehstromsysteme

45

Für die Spannung gilt dieselbe Darstellung.

u(t) = =

√ √

2 · U · sin(2 · π · f · t + ϕU ) 2 · U · ej2π f t+ϕU = Uˆ · ejϕU

U = U · ejϕU = U∠(ϕU ) = Re(U ) + j Im(U ) − − − = U · (cos ϕU + j sin ϕU ) = U · ejϕU

(3.15)

(3.16)

In Gl. (3.13–3.16) werden die Phasenwinkel in Bezug auf die reelle Re-Achse im mathematisch positiven Drehsinn (entgegen dem Uhrzeigersinn) angegeben (Abb. 3.5). Im Wechselstromsystem ist nur eine Spannungs- oder Stromquelle vorhanden bzw. die Phasenzahl m = 1 (Abb. 3.6). Einphasen-Stromsystem ist ein Wechselstromsystem, dessen Ströme in zwei Außenleiter fließen, sodass diese zum selben Zeitpunkt immer entgegengesetzt gleich sind [1]. Abb. 3.6 zeigt das Anwendungsbeispiel des Einphasen-Wechselstromsystems in einer PV-Anlage.

3.1.3 Drehstromsysteme In Netzen mit Erneuerbaren Energien werden außer Einphasen-Stromsysteme, vor allem bei größeren Leistungen, auch Dreiphasen-Stromsysteme angewandt (Abb. 3.7). Das Dreiphasen-Stromsystem (Drehstromsystem) ist ein ­Mehrphasen-Stromsystem mit der Phasenzahl m = 3. Wegen der besonderen Bedeutung des D ­ rehphasen-Stromsystems in der elektrischen Energietechnik wird die übliche Benennung „Drehstromsystem“ verwendet

PV

-

PV-M

+

Externes Netz

DC U

AC

N

L

L1 N

WR Abb. 3.6   Einphasen-Wechselstromsystem einer PV-Anlage. (Legende: PV-M – PV-Modul; U – Außenpunkt der PV-Anlage; N – Neutralleiter; L – Leitung zwischen der PV-Anlage und dem „Externen Netz“; L1 – Außenleiter L1 der Leitung im „Externen Netz“; DC – Gleichstrom; AC – Wechselstrom; PV – PV-Anlage; WR – Wechselrichter (Wechselrichter wandelt der Gleichstrom in den Wechsel- oder Drehstrom um))

46

3  Elektrotechnisches Basiswissen zur Netzintegration … EA

U

UUN UVN UWN

UUV V

UVW

IL1

UWU U L1N

IL2

W

U L2N IL3

N

U L3N IN

L1

L2

L3

N

Abb. 3.7   Dreiphasiges Drehstromsystem einer Erzeugungsanlage mit Neutralleiter. (Legende: UUN, UVN, UWN – Spannungen zwischen einem Außenleiter und dem Neutralleiter des Generators einer Erzeugungsanlage; UL1N, UL2N, UL3N – Spannungen zwischen den Außenleitern L1, L2, L3 und dem Neutralleiter N; UUV, UVW, UWU – Spannungen zwischen zwei Außenleitern; IL1, IL2, IL3 – Ströme in den Außenleitern; IN – Strom im Neutralleiter; N – Neutralleiter; EA – Erzeugungsanlage)

und die damit im Zusammenhang stehenden Benennung, wie zum Beispiel Drehstromnetz oder Drehstrombetriebsmittel [1]. Das Dreiphasen-Stromsystem besteht aus drei Strömen. Der Winkel zwischen den drei Vektoren des Stromes beträgt 360°/3 = 120°. Wird der Stromwinkel der Phase L1 ϕL1 = 0 angenommen, so gelten für Ströme in den drei Phasen bei Zählung der Phasenwinkel entgegen dem Uhrzeigersinn im Verbraucherzählpfeilsystem7 die Zeitfunktionen in Gl. (3.17): √ iL1 (t) = √2 · IL1 · sin(2 · π · f · t),   , iL2 (t) = √2 · IL2 · sin 2 · π · f · t − 2·π (3.17) 3   2·π iL3 (t) = 2 · IL3 · sin 2 · π · f · t + 3 .

Im Neutralleiter fließt der Neutralleiterstrom als Summe von den drei Außenleiterströmen. √ iN (t) = 2 · IL1 · sin(2 · π · f · t) √ 2·π ) + 2 · IL2 · sin(2 · π · f · t − (3.18) 3 √ 2·π + 2 · IL3 · sin(2 · π · f · t + ) 3 Der Neutralleiterstrom kann auch als Zeiger dargestellt werden.

7Siehe Abschn.

3.3 und Abb. 3.13.

3.2  Charakteristiken von elektrischen Netzen und Erzeugungsanlagen

PV

DC

+ PV-M

U AC V W

WR

47

Externes Netz

L L1 L2 L3

Abb. 3.8   Dreiphasen-Drehstromsystem einer PV-Anlage. (Legende: DC – Gleichstrom; AC – Wechselstrom; WR – Wechselrichter; PV – PV-Anlage; PV-M – PV-Modul; U, V, W – Außenleiter der PV-Anlage; L1, L2, L3 – Außenleiter des dreiphasigen Drehstromsystems)

iN (t) =

√

  ◦ ◦ 2 · IL1 · ej2π f t + IL2 · ej2π f t+120 + IL3 · ej2π f t−120

(3.19)

Ist die Erzeugungsanlage symmetrisch belastet, d. h. IL1 = IL2 = IL3, dann fließt im Neutralleiter kein Strom, weil die Summe in (3.19) gleich null ist. In Abb. 3.8 ist ein Anwendungsbeispiel des Dreiphasen-Drehstromsystems in einer PV-Anlage dargestellt.

3.2 Charakteristiken von elektrischen Netzen und Erzeugungsanlagen In Abgrenzung zu den Netzen unterschiedlicher Art, wie den Telefon-, Gas- und Wassernetzen „Das elektrische Netz bezeichnet miteinander verbundene Anlagen und Geräte zur Übertragung oder Verteilung von Strom“ [3]. Dieses dient für die Übertragung und Verteilung der elektrischen Energie von Erzeugungsanlagen zu den Stromabnehmern. Das elektrische Netz selbst erzeugt keinen Strom. Ebenso wie die anderen Netze bestehen die elektrischen Netze grundsätzlich aus passiven regelbaren und nicht regelbaren Netzbetriebsmitteln. Für die Übertragung der elektrischen Energie können Netze zur Nutzung von Gleich-, Wechsel- oder Drehstromsystemen aufgebaut werden. Jede Art des Stromes hat einen eigenen Einsatzbereich. Am häufigsten werden in Netzen Wechsel- oder Drehstrom eingesetzt. An die Netzpunkte können Erzeugungsanlagen unterschiedlicher Art (konventionelle Kraftwerke, Windparks, PV-Anlagen, Blockheizkraftwerke usw.) angeschlossen werden. Der elektrische Strom fließt durch das Netz erst dann, wenn die an anderen Netzpunkten angeschlossenen Stromabnehmer in Betrieb sind. Ein geschlossener Stromkreis ist Voraussetzung zum Stromfluss und zum Transport der elektrischen Energie von Erzeugungsanlagen zu Verbrauchern. Die beim Stromfluss bzw. beim Energietransport entstehenden Energieverluste und Blindarbeiten charakterisieren den Wirkungsgrad des elektrischen Netzbetriebes. Jedes Netz hat einen Eigentümer und einen Netzbetreiber.

48

3  Elektrotechnisches Basiswissen zur Netzintegration …

Meist ist der Netzbetreiber auch der Netzeigentümer. Die einzelnen Netze können zusammen verbunden werden und bilden dadurch ein Verbundnetz. Um den bestmöglichen Wirkungsgrad des elektrischen Betriebes im eigenen Netz zu sichern, stellt der Netzbetreiber Anforderungen zum Netzanschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen dar. Als Erzeugungsanlage gilt jede Anlage, in der sich ein oder mehrere Erzeugungseinheiten elektrischer Energie befinden (einschließlich der Anschlussanlage) und alle zum Betrieb erforderlichen elektrischen Einrichtungen. Die Erzeugungseinheit ist dabei eine einzelne Anlage zur Erzeugung elektrischer Energie [4]. In der Netzintegration der Erzeugungsanlagen mit Nutzung Erneuerbarer Energien haben deren untenstehenden Charakteristiken grundlegende Bedeutung.

3.2.1 Begriffsbestimmungen der Spannungen in Standards Die Nennspannung ist eine Spannung, durch die ein Versorgungsnetz bezeichnet oder identifiziert wird [4, 5]. Die europäische Norm DIN EN 50160 legt die Klassifizierung der Netze nach den Nennspannungen Un fest, die in der Tab. 3.1 dargestellt ist [5]. Diese Klassifizierung ist in den internationalen Netzkodizes und Technischen Regeln für den Netzanschluss der Erzeugungsanlagen ebenfalls zugrunde gelegt. Zur Harmonisierung der Nennspannungen auf europäischer Ebene wurde die Norm DIN EN 60038 entwickelt [6]. Gemäß dieser Norm betragen die Nennspannungen bei 50 Hz in Niederspannungsnetzen von 230, 230/400, 400/690 oder 1000 V. Bei diesen Nennspannungen geht es um Einphasennetze, die an die Drehstrom-Vierleiternetze angeschlossen sind. Die jeweils niedrigeren Werte sind die Spannungen zum Neutralleiter (zum Beispiel 230 V) und die höheren Werte sind die Spannungen zwischen Außenleitern (zum Beispiel 400 V). Unter normalen Betriebsbedingungen sollte die Versorgungsspannung um nicht mehr als ±10 % von der Nennspannung des Netzes abweichen. In den Normen [6, 7] werden die Nennspannungen empfohlen für: • Mittelspannungsnetze von 10, 20,30 und 35 kV, • Hochspannungsnetze von 66, 90, 110, 132 und 220 kV. Für Drehstromnetze mit einer höchsten Spannung über 245 kV (Höchstspannungsnetze) wird der Begriff „Nennspannung“ in den Normen [6, 7] nicht angewandt. Tab. 3.1  Klassifizierung der Netze nach den Nennspannungen [5]

Klasse der Spannung

Nenn-Effektivwert

Niederspannung

Un