Erfahrungen aus der Zertifizierung von dezentralen Erzeugungsanlagen
nach der Mittelspannungsrichtlinie
16. KASSELER SYMPOSIUM ENERGIE-SYSTEMTECHNIK 6.-7. OKTOBER 2011 | KASSEL
Dr.-Ing. Karl-Heinz Weck
Forschungsgemeinschaft
Elektrische
Anlagen
Stromwirtschaft e.V.
für
und
Zielsetzung der Zertifizierung nach der BDEWRichtlinie 2008
Durch Zertifikate zu bestätigen, dass eine dezentrale
Erzeugungsanlage die Anforderungen eines
Netzbetreibers an die Kraftwerkseigenschaften der
Anlage erfüllt
Als Typ einer Einzelanlage
In Zusammenschaltung
mehrerer Anlagen,
z.B. im Windpark
Erstellung eines
Einheitenzertifikats
Erstellung eines
Anlagenzertifikats
16. KASSELER SYMPOSIUM 6.-7. 10 2011 | KASSEL_K.-H. Weck: Erfahrungen aus Zertifizierung
1
Erfahrungen der FGH-Zertifizierungsstelle
 Nach Erstellung von
 41 Einheitenzertifikaten für
 Windenergieanlagen
 Fotovoltaikanlagen
 Ca. 160 Anlagenzertifikaten
 Ausschließlich Windenergieanlagen
- Terminsetzung der SDLWindV 30. 09. 2011
 Erfahrungen
Einheiten- und Anlagenzertifikate werden von
Netzbetreibern verlangt
auch, wenn nicht in NAR verlangt (TC 2007 für HS)
Standpunkt eines Normers für Hochspannungsgeräte
Defizite in Vorschriften, Unverständnis bei Herstellern
2
16. KASSELER SYMPOSIUM 6.-7. 10 2011 | KASSEL_K.-H. Weck: Erfahrungen aus Zertifizierung
Zertifikate – Defizit „Widersprechende Richtlinien“
BDEW-Richtlinie 2008
Erzeugungsanlagen am
Mittelspannungsnetz
TransmissionCode 2008
Dynamische
Netzstützung im Fehlerfall
SDLWindV 2009
Modifikation der dynamischen Netzstützung
+
+
BDEW-Richtlinie 2008
BDEW-Richtlinie 2008
Zertifizierung von
PV-Anlagen u.a
Zertifizierung von
Windenergieanlagen
 Für LVRT Verweis der BDEW
auf TransmissionCode 2007
 TransmissionCode für WEA
durch SDLWindV modifiziert
 Gilt nur für WEA
 Gilt nicht für Fotovoltaik u.a.
 Zertifizierung von WEA und
anderen DEA unterschiedlich
16. KASSELER SYMPOSIUM 6.-7. 10 2011 | KASSEL_K.-H. Weck: Erfahrungen aus Zertifizierung
3
Einheitenzertifikat – Defizit „Unklarheiten“
 Beispiel Leistungsbereitstellung
 Drehstromeinspeisung an keiner Stelle gefordert
 Beispiel Blindleistungsbereitstellung
 In dem Betriebspunkt cosφ von 0,95untererregt bis 0,95übererregt
am Netzanschlusspunkt
 Betriebspunkt in BDEW-Richtlinie nicht genau definiert
 Gemeint war:
 Spannungsbereich Uc ± 10%
 Leistungsbereich 0 bis 100% Pn
 2. Ergänzung: Reduzierung der Wirkleistung zur
Bereitstellung der geforderten
Blindleistung erlaubt
 3. Ergänzung: Reduzierung erlaubt, wenn Spannung
kleiner 95% Uc
16. KASSELER SYMPOSIUM 6.-7. 10 2011 | KASSEL_K.-H. Weck: Erfahrungen aus Zertifizierung
4
Einheitenzertifikat – Defizit „Blindleistungsbereitstellung“
 Bei Fotovoltaikanlagen üblich
Bemessungs-Scheinleistung
= Nennleistung
 Bei Blindleistungsforderung
Reduzierung der Wirkleistung
erfoderlich
Nennleistung =
Bem.-Scheinleistung
In BDEW-Richtlinie
Geforderter Bereich
 3. Ergänzung der BDEWRichtlinie
 Gültig ab 01. 01. 2012
 Reduzierung nur , wenn
Netzspannung < 95% Uc
 Neue Definition der Nennleistung erforderlich
16. KASSELER SYMPOSIUM 6.-7. 10 2011 | KASSEL_K.-H. Weck: Erfahrungen aus Zertifizierung
5
Einheitenzertifikat – Defizit „Entkupplungsschutz“
 Einstellbereich nicht als Forderung verstanden
 Spannungssteigerungsschutz vielfach durch Geräteschutz
unwirksam
 Führt bei Anlagenzertifizierung von ausgedehnten Anlagen oft zu
Schwierigkeiten
 Bei Hochspannung ohnehin nicht ausreichend
6
16. KASSELER SYMPOSIUM 6.-7. 10 2011 | KASSEL_K.-H. Weck: Erfahrungen aus Zertifizierung
Einheitenzertifikat – Defizit „Modellbildung“
 Validierung eines rechnerlauffähigen Modells für den
Fehlerfall gefordert
 Betrifft ausschließlich Blindstromeinspeisung während des
Fehlers
 Vielfach nur Mitsystem des Fehlerstroms nachgebildet
 Modelle nur geeignet für symmetrische Fehler
 Unsymmetrische Fehler nicht nachbildbar
 Bedingungen vor Fehlereintritt oft nicht berücksichtigt
 Unterschiedliche Blindleistungsbereitstellung vor Fehler nicht
berücksichtigt
 Berechnung des Blindstroms während des Fehlers nicht als
zusätzlicher Blindstrom
 Rechnerlauffähige Modelle für Normalbetrieb nicht
angedacht
16. KASSELER SYMPOSIUM 6.-7. 10 2011 | KASSEL_K.-H. Weck: Erfahrungen aus Zertifizierung
7
Anlagenzertifikat – Defizit „Terminsetzung“
Beantragung der Erzeugungsanlage
durch den Anlagenbetreiber beim
Netzbetreiber; Vorlage des
Einheitenzertifikats
Angabe der Netzkenngrößen des
vorläufigen Anschlusspunkts durch den
Netzbetreiber; Netzkurzschlussleitung,
geplante Anschlussleistung
Bestellung des Anlagenzertifikat durch
den Anlagenbetreiber; Festlegung der
Ausführung der Erzeugungsanlage durch
den Errichter
Vorlage des Anlagenzertifikats beim
Netzbetreiber; Festlegung des
Anschlusspunkts
Bau der Anlage bis zur Inbetriebnahme
und Konformitätsbestätigung durch den
Anlagenzertifizierer
8
 Ursprüngliche Zeitabfolge links
 Anlagenzertifikat als Planungszertifikat vor Baubeginn
 Durch verspäteten Beginn Anlagenzertifikate erst nach
Inbetriebnahme erstellt
 Hauptgrund fehlende
Einheitenzertifikate
 Termindruck durch SDLWindV
 Nachreichung des Zertifikats
bis zum 30. 09. 2011
 Zertifizierungskapazitäten
durch WEA-Hersteller durch
Verträge ausgeschöpft
16. KASSELER SYMPOSIUM 6.-7. 10 2011 | KASSEL_K.-H. Weck: Erfahrungen aus Zertifizierung
Anlagenzertifikat – Defizit „Datenbeschaffung“
 Zertifikat von Anlagenbetreiber beauftragt
 Anlagenbetreiber kein in der Regel kein Fachmann
 Fachbegriffe werden nicht verstanden
 Notwendigkeit bestimmter Angaben nicht einsichtig
- Beispiel „Störlichtbogensicherheit der Übergabestation“
 Abfrage der Daten des Anschlussnetzes vom
Netzbetreiber
 Anschluss im Umspannwerk oder im Mittelspannungsnetz
 Angabe der Netzkurzschlussleistung und des Winkels der
Netzimpedanz
 Angabe einer Referenzleistung als höchstmögliche
Anschlussleistung
 Zertifizierer oft auf Schätzungen nach Sachverstand
angewiesen
16. KASSELER SYMPOSIUM 6.-7. 10 2011 | KASSEL_K.-H. Weck: Erfahrungen aus Zertifizierung
9
Anlagenzertifikat - Erfahrungen
 Spannungsanhebung
 Bei Anschluss im Mittelspannungsnetz von 2% häufig
nicht eingehalten
 Forderung nach vollem Blindleistungsbereich gemäß BDEW
mit cosφ = 0,95übererregt
 Gleichzeitig geforderte Einstellung nach cosφ (P)-Kennlinie
mit cosφ = 0,95untererregt
 Ausstellung eines Zertifikats nicht möglich
 Netzrückwirkungen
 Spannungsänderungen durch Schaltvorgänge und
Langzeitflicker nur in Ausnahmefällen kritisch
 Problem „Oberschwingungs-Stromeinspeisung“ durch
3. Ergänzung zur BDEW-Richtlinie deutlich entschärft
16. KASSELER SYMPOSIUM 6.-7. 10 2011 | KASSEL_K.-H. Weck: Erfahrungen aus Zertifizierung
10
Anlagenzertifikat - Erfahrungen
 Dynamische Netzstützung
 Wenn dynamische Netzstützung gefordert und die
verfügbaren Modelle geeignet sind, Zertifizierung
problemlos
 In ausgedehnten Anlagen Einstellung Spannungssteigerungsschutz über 1,2 Uc
 Wenn dynamische Netzstützung nicht, aber Verbleiben am
Netz gefordert
 Forderung des Netzbetreibers nach keiner Blindstromeinspeisung bei keiner oder geringer Wirkstromeinspeisung
häufig
 Variante nach BDEW-Richtlinie bei Anschluss im
Mittelspannungsnetz erlaubt
 Variante häufig nicht geprüft und daher nicht im
Einheitenzertifikat enthalten
 Keine Zertifizierung möglich
16. KASSELER SYMPOSIUM 6.-7. 10 2011 | KASSEL_K.-H. Weck: Erfahrungen aus Zertifizierung
11
Anlagenzertifikat - Erfahrungen
 Blindleistungsbereitstellung Hauptschwierigkeit
 Forderung nach cosφ = 0,95 gilt für Netzanschlusspunkt
 Durch Kabelverbindungen im Windpark wird
Verschiebungsfaktor bei Nennleistung zum untererregten
Bereich hin verschoben
 Durch Reduzierung der Wirkleistung bei geforderter
Blindleistung oft nicht auffangbar
 Anforderung besonders kritisch bei reduzierter
Versorgungsspannung
 Zertifizierung häufig nicht möglich
 Entkupplungsschutz
 Schwierigkeiten lediglich mit Einstellung des
Spannungssteigerungsschutzes bei ausgedehnten Anlagen
 Einstellung auf 1,25 Uc oft erforderlich
16. KASSELER SYMPOSIUM 6.-7. 10 2011 | KASSEL_K.-H. Weck: Erfahrungen aus Zertifizierung
12
Erfahrungen der FGH-Zertifizierungsstelle
Zusammenfassung
 Zertifizierung geprägt durch Anlaufschwierigkeiten
 Widersprechende Richtlinien und Verordnungen
 Nicht immer klare Vorgaben in den Richtlinien
 Termindruck durch Richtlinien und Verordnungen
 Umstellung von Anlagen- und Netzbetreiber auf die neuen
Anforderungen
 Erstellung Einheitenzertifikaten verzögert
 Zeitaufwändige Entwicklungs- und Typprüfungen
 Nicht vorschriftengerechte Durchführung der Prüfungen
 Nicht zeitgerechte Fertigstellung adäquater Rechenmodelle
 Einheitenzertifikate nicht immer ausreichend für
Anlagenzertifizierung
16. KASSELER SYMPOSIUM 6.-7. 10 2011 | KASSEL_K.-H. Weck: Erfahrungen aus Zertifizierung
13
Erfahrungen der FGH-Zertifizierungsstelle
Zusammenfassung
 Erstellung von Anlagenzertifikaten verzögert
 Termindruck durch SDLWindV für seit 01. 01. 2009 in
Betrieb genommen Anlagen
 Abgabe des Anlagenzertifikats bis zum 30. 09. 2011
 Blockierung der Kapazität vorhandener Zertifizierungsstellen
durch WEA
 Bereitstellung der Einheitenzertifikate und der notwendigen
Daten durch Anlagen- und Netzbetreiber nicht zeitgerecht
 Ausstellung von Anlagenzertifikaten in einigen
Fällen nicht möglich
 Widersprechende Forderungen nach Blindleistungsbereitstellung und zulässiger Spannungsanhebung
 Nicht im Einheitenzertifikat enthaltene Forderungen nach
dynamischer Netzstützung
16. KASSELER SYMPOSIUM 6.-7. 10 2011 | KASSEL_K.-H. Weck: Erfahrungen aus Zertifizierung
14

Einheitenzertifikat