Solarelektronik und Wechselrichter

12. Mai 2011, Arvena Kongress Hotel, Bayreuth

Nachbericht

Cluster-Forum Solarelektronik und Wechselrichter

Hoher Leistungsanteil erneuerbarer Energien am Netz
Netzwechselrichter zur Verbesserung der Netzqualität
Ausgebuchtes Cluster-Forum mit über 180 Teilnehmern in Bayreuth

Aufgrund des schnell wachsenden Leistungsanteils der erneuerbaren Energien im Stromnetz kommen neue Herausforderungen auf die Netzbetreiber zu. Zu bewältigen ist die fluktuierende Einspeisung von Strom vor allem aus Photovoltaik- und Windkraftanlagen. Wenn an einem sonnenreichen und windreichen Tag mehr Leistung in das Stromnetz eingespeist wird als abgenommen werden kann, so steigt sowohl die Frequenz als auch die Spannung. Beide Größen definieren die Netzqualität und sollten die vorgegebenen Richtwerte nicht überschreiten. Für die Frequenz gilt ein Maximalwert von 50,2 Hertz und für die Spannung die Einhaltung eines Bandes von ± 10 Prozent.
Vor diesem Hintergrund konzipierte und organisierte bereits zum zweiten Mal die Bayern Innovativ GmbH, Projektträger des Bayerischen Energie-Forums und verantwortlich für das Management des Clusters Energietechnik, in Zusammenarbeit mit dem BMBF-Spitzencluster Solarvalley Mitteldeutschland, dem SolarInput e. V. und dem Cluster Leistungselektronik das Cluster-Forum „Solarelektronik und Wechselrichter". Die Veranstaltung wurde von einer Fachausstellung begleitet. Das erste Forum „Netzeinbindung Photovoltaik" am 18. März 2010 behandelte vor allem die Integration von Photovoltaikanlagen und die daraus abzuleitenden Herausforderungen für das Stromnetz. Das diesjährige Forum diskutierte vertiefend den Einsatz multifunktionaler Wechselrichter zur wesentlichen Verbesserung der Netzqualität.

Das mit über 180 Teilnehmern ausgebuchte Forum wurde von Dr. Robert Bartl, Projektmanager im Cluster Energietechnik eröffnet. Mit einem Übersichtsvortrag über die Clusterarbeit und eine thematische Einführung führte Dr. Bartl in die erste Vortragsreihe „Entwicklungen bei Wechselrichtern und Solarelektronik" ein. Der Cluster Energietechnik mit u. a. den Themenschwerpunkten Stromnetze und Photovoltaik behandelt schon länger dieses branchenübergreifende Thema.

Im Namen des BMBF-Spitzenclusters Solarvalley und des SolarInput begrüßte Dr. Peter Frey, Geschäftsführer des Solar Valley die Teilnehmer und präsentierte aktuelle und zukünftige Zahlen der Solarbranche. Die aktuelle Preis-Lernkurve bestätigt den langanhaltenden Trend der Preissenkung von 20% bei einer Verdopplung der installierten Leistung, so Dr. Frey. Wobei die Preissenkung sowohl durch Skaleneffekte als auch durch neue Technologien in Produktion und Produkt hervorgerufen wird. Hier spiegelt sich die Bedeutung von Investitionen in F&E und in neue Produktionstechniken wieder. Mit der PV-Roadmap 2020 vom Bundesverband Solarwirtschaft (BSW) stellte Dr. Frey auch ein Ausbauszenario der Photovoltaik vor. Im Jahr 2020 soll demnach die installierte Photovoltaik- Leistung in Deutschland auf 70 GW von derzeit ca. 20 GW erhöht werden. Bei dieser Zahl wird deutlich, wie notwendig gezielte Maßnahmen für die sichere Einbindung erneuerbarer Energien ins Stromnetz werden.

Eine Vielzahl an neuen Entwicklungen in der Leistungselektronik, speziell bei Wechselrichtern aber auch bei Stromspeichern und Ladereglern wurden durch die nachfolgenden Referenten in den drei folgenden Vortragsblöcken diskutiert.

Die Sichtweise eines Energieversorgers stellte Peter Breuning, Abteilungsleiter Netzleittechnik/Technischer Service der Stadtwerke Schwäbisch Hall vor. An das Stromnetz der Stadtwerke sind 27 MW Photovoltaik und 1 MW Windkraft angebunden. Dadurch kam es schon an sonnenreichen Tagen zu einer Lastflussumkehr vom Mittelspannungsnetz ins Übertragungsnetz. Gute Wetterdaten sind eine wichtige Grundlage für Prognosen. Ein Ausbau von Sensorik und Messtechnik in den Netzen wird dennoch erforderlich, um die Situation im Netz genauer kontrollieren zu können. Mit Unterstützung von Fernwirktechnik lassen sich dann auch Anlagen absteuern, wenn die Netzqualität nicht mehr den Richtlinien entspricht. Das Ziel ist jedoch immer, möglichst viel EEG Einspeisung im Netz zu behalten erklärt Peter Bräuning. Die Integration von Batteriespeichern wird derzeit in einem Forschungsprojekt der Stadtwerke Schwäbisch Hall untersucht.

Über zukünftige Energieversorgungsstrukturen mit einem hohen Anteil an dezentraler Erzeugung referierte Dominik Geibel aus der Gruppe Elektrische Netze vom Fraunhofer IWES aus Kassel. Die Anforderungen bei der Integration von PV-Anlagen unterscheiden sich grundsätzlich von denen der Windenergie, wobei sich beide Stromquellen teilweise auch ergänzen können, so Geibel. Windkraftanlagen produzieren den meisten Strom vor allem im Herbst und im Frühjahr, wohingegen die Photovoltaik vor allem vom Frühjahr bis Herbst die besten Erträge erzielt. Unterschiede finden sich aber auch auf der Einspeisungsebene: Während Photovoltaik vorzugsweise im Süden Deutschlands ins Niederspannungsnetz einspeist und sehr dezentral in ländlichen Regionen vorzufinden ist, findet man die Windkraft überwiegend im Norden Deutschlands mit Einspeisung auf Mittelspannungs- und Hochspannungsebene. In beiden Fällen liegt die Erzeugung nicht in den Lastzentren, die vorzugsweise in Ballungsräumen in Süd- und Westdeutschland zu finden sind. Aus diesem Grund sind ein Netzausbau bei den Übertragungsnetzen sowie Netzdienstleistungen und die Integration von zentralen Speichern von großer Bedeutung. Doch auch die Verteilnetze müssen ausgebaut werden, so Geibel. Hier kann jedoch auch mit weiteren Maßnahmen wie Wirk-/Blindleistungs-Management (Grid Codes), aktiven Netzelementen, Lastmanagement und Lokalen Speichern der Anteil an erneuerbaren Energien auch ohne Netzausbau bis zu einem gewissen Grad gesteigert werden. Für die vom Fraunhofer IWES untersuchten generischen Netze wurde gezeigt, dass durch Blindleistungsregelung in Niederspannungsnetzen die anschließbare Photovoltaikleistung um mehr als das doppelte erhöht werden kann. Dies unterstreicht die Bedeutung von blindleistungsfähigen PV-Wechselrichtern. In langen Netzausläufern ist die Möglichkeit der Spannungsbeeinflussung durch Blindleistung jedoch relativ begrenzt. Besonders hier bietet sich der Einsatz von regelbaren Ortnetztransformatoren an, die es erlauben im Vergleich zum Normalfall fast das Dreifache an Photovoltaikleistung anzuschließen.

Aktuelle Trends und das Verhalten von PV-Wechselrichtern bei Netzfehlern wurde von Dr.-Ing. Bruno Burger, Group Manager - Power Electronics am Fraunhofer ISE aus Freiburg vorgestellt. Eine neue Entwicklung stellen Modulwechselrichter dar, die sich besonders für kleine Anlagen mit Teilverschattung eignen. Für größere PV-Anlagen eignen sich die Stringwechselrichter, die meistens transformatorlos aufgebaut sind und Wirkungsgrade von bis zu 98% erreichen. Zentralwechselrichter sind im Vergleich besonders kostengünstig und haben Wirkungsgrade bis zu 98.5%. Alle vorgestellten Wechselrichterkonzepte müssen einen Beitrag zur Netzstabilität liefern, um die großen Mengen an PV-Strom ins Netz zu integrieren so Burger. Einen neuen Trend gibt es bei den Transistoren, die zukünftig aus SiC oder GaN aufgebaut sein können sowie bei den Schaltungskonzepten. Manche Wechselrichterhersteller gehen zu einer kompakteren Bauweisen mit geringerem Gewicht über, um weiter Kosten zu senken.

Die anschließende Vortragsreihe „Neue Wechselrichterkonzepte" wurde von Thomas Harder, Geschäftsführer vom Cluster Leistungselektronik aus Nürnberg moderiert.

Über die intelligente Integration von dezentralen Speichersystemen ins Niederspannungsnetz eröffnete Volker Wachenfeld, Geschäftsbereichsleiter Off-Grid Systeme der SMA Solar Technology AG aus Niestetal die Vortragsreihe. Dezentrale Speichersysteme zur Eigenverbrauchserhöhung sind heute technisch schon möglich. Mit Bleibatterien stehen ausgereifte Speicher zur Verfügung. Speicher können mehr als nur zur Eigenverbrauchserhöhung beitragen, da sie Photovoltaik- und Verbrauchsspitzen begrenzen und Regelleistung bereitstellen. Kostengünstigere Speicher sowie auch variable Stromtarife und eine Vergütung für Netzdienstleistungen werden erforderlich sein, um die Wirtschaftlichkeit in Zukunft zu erreichen, so Wachenfeld. Dazu müssen Anreize für die Netzdienstleistungen geschaffen werden.

Über neue Funktionen zur Systemdienstleistung berichtete Thomas Schaupp aus der Forschungs- und Entwicklungsabteilung der KACO new energy GmbH. Ein zentrales Problem stellt die Frequenzstabilität aufgrund der gleichzeitigen Abschaltung bei 50,2 Hz Netzfrequenz dar. Ein Lösungsansatz wäre eine Umprogrammierung auf eine langsame Leistungsreduzierung bei Überfrequenz. Da während der laufenden Diskussionen in 2010 allein 7 GW Neuinstallationen in Deutschland hinzugekommen sind, ist eine Übergangslösung erforderlich. Wechselrichterhersteller stimmten aus diesem Grund einer freiwilligen Selbstverpflichtung zu. Seit Mai 2011 hat KACO new energy seine Produktion auf eine statistisch verteilte Abschaltschwelle bei Überfrequenz zwischen 50,3 Hz und 51,5 Hz umgestellt.

Auf die Normen und Standards sowie auf die Grid Codes ging Dr. Bernhard Plail Produktmanager Netzanschluss PV-Anlagen der Siemens AG ein. Sie legen den Betrieb der Netze in Abstimmung zwischen den Netzbetreibern, sowie die Anschlussbedingungen in Bezug auf die Eigenschaften der angeschlossenen Erzeuger und Verbraucher fest. Grid Codes wurden notwendig, da es nicht mehr wie früher vollintegrierte EVUs gibt, die ihre Richtlinien selbst festlegen können. Heutzutage werden Grid Codes zwischen den Stromerzeugern, Übertragungsnetzbetreibern (Transmission) und Verteilnetzbetreibern (Distribution) also den Akteuren abgestimmt. Das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN) ist der zuständige Ausschuss für die Erarbeitung von VDE-Anwendungsregeln und technischen Hinweisen für den sicheren und zuverlässigen Betrieb der Übertragungs- und Verteilungsnetze.
Die Photovoltaik wird jetzt erwachsen, so Plail. Sie wird sich in den normalen Netzbetreib integrieren und Netzsystemdienstleistungen erbringen. Dazu zählt Spannungsstabilisierung durch Blindleistungseinspeisung, Wirkleistungsbegrenzung und Erzeugungsmanagement. Das Netz der Zukunft verfügt über ein Erzeugungs- und Lastmanagement sowie über eine Integration von „virtuellen Kraftwerken" und integrierte Speicher. Diese Smart Grids nutzen Informations- und Kommunikationstechniken und bilden die Schnittstelle zwischen Erzeugung, Speicherung und Verbrauch.

Die anschließende Vortragsreihe „Solarelektronik für Netzstabilisierung und Speicher" wurde von Prof. Dr. Jochen Fricke, Cluster-Sprecher Energietechnik moderiert.

Auf die Besonderheiten der Leistungselektronik zur Steigerung der Netzstabilität bei fluktuierender Netzeinspeisung ging Prof. Dr. Norbert Graß Institutsleiter vom ELSYS an der Georg-Siemon-Ohm Hochschule in Nürnberg ein und stellte das Projekt NetzQ (Netz Qualität) in seinem Beitrag vor. In dem Projekt sind dezentrale Meßstellen in einem realen Stromnetz der Gemeinde Unterfarrnbach integriert, um über die Netzqualität in Bezug auf Spannungs- und Frequenzrichtlinien Aussagen treffen zu können. Die eingesetzten Wechselrichter der Stromerzeugungsanlagen werden fernüberwacht und verfügen über eine Spannungsstabilisierung und Blindleistungs- und Oberschwingungskompensation. Ein leistungsfähiges Kommunikationssystem, das den notwendigen Datenaustausch zwischen den beteiligten Geräten in den Verteilernetzen aber auch in Relation zu den Leitwarten der Verteilernetzbetreiber zuverlässig und zeitnah bewältigt wurde integriert. Das Projekt stellt die Realisierbarkeit dar das Stromnetz zu stützen und die Qualitätskriterien einzuhalten.

Auf die zentrale Rolle von Energiespeichern ging Dr. Armin U. Schmiegel, Team Leader Test and Innovation bei voltwerk electronics aus Hamburg ein und stellte ebenfalls ein laufendes Projekt namens „Sol-ion" vor. Hintergrund ist die Entwicklung eines Speichersystems für Photovoltaik-Anlagen zur Optimierung des solaren Eigenverbrauchs.
Das Sol-ion System kombiniert hocheffiziente Wechselrichtertechnologie mit leistungsfähigen Lithium-Ionen Batterien. Das Konzept ist so ausgelegt, dass es sowohl den Eigenverbrauch nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) als auch den Inselbetrieb ermöglicht. Nach Beendigung der zurzeit stattfindenden Zertifizierung beginnen Feldtests in Frankreich und Deutschland. Der Betrieb von PV Speichersystemen wird zukünftig einen deutlichen Beitrag zur Entlastung der Netze leisten. Allerdings wäre dann nicht eine Auslegung auf maximalen Eigenverbrauch wichtig, sondern eine Auslegung auf möglichst viel Aufnahme von eingespeistem Strom in Zeiten von Strom-Überangebot.

Über Inselanlagen und Solar Home Systems ging es im letzten Beitrag, vorgetragen von Michael Müller, Head of Research bei der Steca Elektronik GmbH aus Memmingen. Referenzanlagen in unterschiedlichsten Regionen, wie Südafrika, Spanien, Marokko und England wurden in seinem Beitrag vorgestellt. Mit dem Steca Hybrid System ist die Anbindung an das Stromnetz sowie ein Inselbetrieb möglich. Diese Technologie ist sehr interessant für Gegenden mit häufigen Stromausfällen und wird auch mit großen Batteriestationen und Dieselgeneratoren kombiniert, um für einen längeren Zeitraum autark zu sein.

Das Forum bot eine hervorragende Gelegenheit zur praxisnahen Information über neueste Entwicklungen und realisierte Projekte sowie für den Erfahrungsaustausch zwischen Experten aus der Solarbranche, von Netzbetreibern und Energieversorgern. Der Cluster Energietechnik plant auch in 2012 wieder eine Folgeveranstaltung durchzuführen.