Technische und betriebliche Aspekte für den Netzanschluss von ...

VDE/SEV/ÖVE-Fachtagung „Netzzugang und Netznutzung im liberalisierten Umfeld“Friedrichshafen, 9. – 10. Mai 2001Technische und betriebliche Aspekte für den Netzanschluss vonWindenergieanlagenM. Luther, E.ON Netz GmbH, BayreuthT. Neumann, F. Santjer, Deutsches Windenergie-Institut GmbH, WilhelmshavenÜbersichtMit Blick auf die aktuelle Situation und die insbesondere nach Inkrafttreten des „Erneuerbare Energien Gesetz“(EEG) steigende Tendenz der Einspeisung aus Windenergieanlagen (WEA), ergeben sich neue Anforderungenan die Verbundnetzführung und zukünftige Netzkonzepte.Auf Basis aktueller Beispiele aus der Systemführung werden unter Berücksichtigung planerischer Aspekte technischeRegeln für den Netzzugang von Windenergieanlagen abgeleitet. Diese Regeln müssen sowohl den Anforderungender Netzbetreiber als auch denen der Hersteller und Betreiber von WEA Rechnung tragen.1 Entwicklung der WindenergienutzungEnde 2000 waren in Deutschland 9.359 WEA miteiner installierten Leistung von 6.094,8 MW errichtet[1]. Allein im letzten Jahr wurden 1.495 WEA miteiner installierten Leistung von 1.665,26 MW aufgestellt,womit eine Steigerung bezogen auf die installierteLeistung gegenüber dem Vergleichszeitraumdes Vorjahres von 5,9 % erzielt werden konnte, sieheTabelle 1. Mit der Erzeugung aus WEA in Deutschlandzum 31.12.2000 wurde ein potenzieller Jahresenergieertragvon 11.492 GWh erreicht, was einemAnteil am Nettostromverbrauch in Deutschland von2,4 % entspricht.Auch im Jahr 2001 ist nach neuesten Umfragen nochmit einer Steigerung der neu installierten Leistung zurechnen. Es kann davon ausgegangen werden, dass ca.1.700 MW im Jahr 2001 neu errichtet werden. Danachwird ein gewisser Sättigungseffekt bei den landgestütztenWindenergieanlagen erwartet, der in derPrognose zu einem Absinken der AufstellungszahlenStand31.12.00nur im Jahr2000Anzahl WEA 9.359 1.495Inst. Leistung, MW 6.094,8 1.665,26durchschnittl. Inst.Leistung, kW/WEA 651,2 1.113,9Tab. 1: Stand der Windenergienutzung inDeutschlandauf einen Zuwachs von 1000 MW in den Jahren 2003und 2004 führt. Im Jahr 2005 ist wieder mit einerErhöhung der Installationszahlen zu rechnen. DieseAnnahme basiert auf Erwartungen an die Offshore-Windenergienutzung aber auch durch eine verbesserteAusnutzung der verfügbaren Flächen an Land (Repoweringvon Windenergieanlagen). Abb. 1 veranschaulichtdiese Entwicklung.2 Einspeisungen aus Windenergieanlageninnerhalb der Regelzone von E.ONNetzInnerhalb der Regelzone von E.ON Netz ist derzeiteine Einspeiseleistung aus Windenergieanlagen(WEA) von ca. 3500 MW installiert. Der Grossteilder Anlagen entfällt dabei auf Anschlüsse an dasMittelspannungsnetz in den küstennahen Bereichendes Nord- und Ostseeraumes, d.h. im Bereich derEWE AG und der Schleswag AG. Durch die spezifischeLeistungserhöhung der heute verfügbaren Anlagenund die Bildung von Betreibergemeinschaftenergibt sich in zunehmendem Maße die Notwendigkeitdes Anschlusses von Großwindparks an das HochundHöchstspannungsnetz.Aus heutiger Sicht ist bis zum Jahre 2005 im nördlichenE.ON Netz Bereich mit einer installierten On-Shore Leistung von ca. 5000 MW zu rechnen.Grundlage hierfür sind die im Rahmen der Landesraumplanungenausgewiesenen Vorrangflächen fürWEA. Darüber hinaus liegen bei E.ON Netz derzeitAnfragen von Off-Shore-Projekten in etwa der glei-

VDE/SEV/ÖVE-Fachtagung „Netzzugang und Netznutzung im liberalisierten Umfeld“Friedrichshafen, 9. – 10. Mai 2001installierte Leistung/Jahr, MW18001600140012001000800600400200kumulierte installierte Leistung13000120001100010000900080007000600050004000300020001000kumulierte installierte Leistung, MW01988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004Abb. 1: Entwicklung der Windenergie in der Vergangenheit und Prognose bis 2005 [2].0chen Grössenordnung vor. Welche der Projekte letztendlichrealisiert werden ist zur Zeit ebenso unklarwie die Auswirkungen des „repowering“ – d.h. derErsatz von bestehenden Anlagen durch leistungstärkereEinheiten im On-Shore-Bereich. Für die künftigeNetzentwicklung bestehen hierdurch relativ unscharfeRandbedingungen bezüglich der Planungssicherheit.2.1 Anforderungen an die Betriebsführungund EngpassmanagementBei der Einspeisung aus WEA handelt es sich um einestochastische Erzeugung, die aufgrund der meterologischenEinflüsse nur sehr eingeschränkt vorhersehbarist. Als wesentlicher Unsicherheitsfaktor zeigt sichhierbei die Genauigkeit der zeitliche Entwicklung derWetterlage.Die Situation im nördlichen E.ON Netz erforderterweiterte Anforderungen an die Betriebsführunghinsichtlich der Bereitstellung von Regelleistung unddes operativen Engpassmanagements. Die Betriebsführungbasiert dabei auf einem Windprognosesystemunter Verwendung der Wettervorhersage des DeutschenWetterdienstes. Darüber hinaus steht eine aufonline-Messungen basierende Istwerterfassung derWindeinspeisung zur Verfügung. Die hierfür notwendigenKonzepte wurden gemeinsam mit ISET in Kasselerarbeitet. Die verwendeten Algorithmen werdenkontinuierlich weiterentwickelt und den Erfordernissenangepasst.Die derzeit während Starkwindphasen ermittelte Einspeisungaus WEA liegt im Bereich von 2500 MWmit zeitlichen Änderungen von bis zu 500 MW innerhalbvon 15 Minuten. Die hierfür notwendige Regelleistungüberschreitet die in der Regelzone verfügbareLeistung und muss daher extern bereitgestellt werden.E.ON Netz bemüht sich hierzu momentan um Lösungenzum Belastungsausgleich unter den deutschenÜbertragungsnetzbetreibern im Sinne des EEG.Die aktuelle Windeinspeisung mit steigender Tendenzerfordert ein komplexes Engpassmanagement zurGewährleistung der Netzsicherheit und einer diskriminierungsfreienVermarktung des Netzes. Das Engpassmanagementerfolgt durch Schaltzustandsänderungenund zunehmend durch Redispatching, d.h.durch Reduzierung oder Verlagerung der Einspeisungaus Grosskraftwerken beim Erreichen von Grenzwerteninfolge plötzlich zunehmender Windeinspeisung.Dabei zeigt sich die Notwendigkeit eines Übergangseiner tageweisen Engpassprognose auf untertägigeZyklen, um dem stochastischen Phänomen derWindeinspeisung Rechnung zu tragen. Dies erfordertwiederum eine reibungslose und zeitnahe Datenbereitstellungzwischen den beteiligten Netzbetreibern.E.ON Netz hat hierzu mit TenneT (NL) einen gemeinsamenTestbetrieb zwischen den beteiligten ÜNBfür die an der deutsch-niederländischen Grenze laufendeAuktion der Übertragungskapazität initiiert.

VDE/SEV/ÖVE-Fachtagung „Netzzugang und Netznutzung im liberalisierten Umfeld“Friedrichshafen, 9. – 10. Mai 20013 Technische Grenzen der Windeinspeisungund Anforderungen an den NetzanschlussDie im EEG festgeschriebene vorrangige Aufnahmeder Energie aus regenerativen Erzeugungseinheitenführt bei den o.a. Zuwachsraten zu technischen Grenzen,die sowohl regional als auch hinsichtlich derbetrachteten Spannungsebene auf unterschiedlichenetztechnische Kriterien zurückzuführen sind. Diessind im einzelnen• Thermische Überlastung• Blindleistungsregelung und Spannungsstabilität• Frequenzstabilität.Thermischen Überlastungen treten auf, wenn derAbtransport der Einspeisung aus WEA die regionalverfügbare Übertragungskapazität des Netzes überschreitet.Beispielhaft sind hier die Netze in den küstennahenRegionen betroffen. Die dezentral in dasMittelspannungsnetz einspeisenden WEA überschreitenum ein vielfaches die regionale Last, sodaßes durch Rückspeisung zu Grenzwertverletzungen im110-kV-Netz kommt. Die in zunehmenden Maße andiese Netzebene angeschlossenen WEA verstärkendiesen Effekt, sodass Netzverstärkungsmaßnahmenerforderlich werden, die allerdings mit Blick auf dieGenehmigungslage immer schwieriger zu realisierensind und dem Anschluss von WEA meist mit Zeitverzugfolgen. Als temporäre Maßnahme kann die derEinrichtung eines Erzeugungsmanagements Abhilfeschaffen, deren Umsetzung allerdings an juristischeGrenzen stößt.Der zunehmende Anschluss von Großwindparks unddie Aktivitäten im Off-Shore-Bereich können ohnegeeignete Gegenmaßnahmen zu weiteren limitierendenKriterien aufgrund einer defizitären Blindleistungsbereitstellungund/oder eines gestörten dynamischenSystemverhaltens führen. Durch das Rückfahrenvon Großkraftwerken infolge der Anwendung derVorrangregelung kann für bestimmte Betriebsfälle dieStabilität des Gesamtsystems nur noch eingeschränktoder gar nicht mehr gewährleistet werden. Diese Situationkann zu großflächigen Störungen im europäischenVerbundnetz führen, die ggf. Versorgungsunterbrechungennach sich ziehen können. E.ON Netzführt hierzu derzeit umfangreiche quasi-stationäre unddynamische Netzberechnungen durch.Erste Ergebnisse machen deutlich, dass sich zur Aufrechterhaltungeines zuverlässigen Betriebs des HochundHöchstspannungsnetzes erweiterte Anforderungenan den den Netzanschluss von WEA ergeben.Dies sind insbesondere• Einstellung des Frequenzrückgangsschutzes auf47,5 Hz zur Netzstützung bei Großstörungen• Nach Einzelfallprüfung zusätzliche Anforderungenan die Wirk- und Blindleistungsregelung• Kompensation zur Vermeidung von Netzrückwirkungen• Schalthoheit des Netzbetreibers durch direkteleit- und schutztechnische EinbindungDie als Bestandteil der Netzanschlussverträge vonE.ON Netz derzeit gültigen „Technischen Regeln fürden Netzanschluss“ werden in Kürze um diese Anforderungenerweitert. Hinsichtlich der Erfüllbarkeit derAnforderungen besteht ein enger Kontakt zu Herstellernvon WEA, Prüfinstituten und Verbänden.4 Betriebsverhalten von WindenergieanlagenDie Netzverträglichkeit von Windenergieanlagen wirdseit 1993 in sog. Typenprüfungen gemessen. DieseMessungen umfassen die klassischen Netzrückwirkungenwie Oberschwingungen, Flicker, Blindleistung,Leistungsspitzen sowie Stromspitzen undSpannungsänderungen bei Schalthandlungen. Ebenfallsist im Rahmen dieser Messungen eine Überprüfungder Netzschutzeinrichtung gefordert. Aufgrunddieser Messungen können die Netzbetreiber inDeutschland über den Netzanschluss von Windenergieanlagenprojektenentscheiden. Die Messungenzeigen, dass die Netzverträglichkeit von Windenergieanlagenin den letzten Jahren verbessert wurde unddass Anfangsprobleme beseitigt sind. Die einheitlicheDurchführung der Messungen erfolgt auf Basis derTechnischen Richtlinie [3], die in enger Abstimmungmit der VDEW –Richtlinie [4] erarbeitet wurde. Diedort festgelegten Vorschriften fließen in die internationaleNormengebung im Rahmen der IEC [5] ein.Bei Großwindparks ergeben sich aufgrund der Anzahlder Windenergieanlagen Vergleichmäßigungen, z. B.im Bereich Flicker oder Oberschwingungen, so dasssich diese Netzrückwirkungen im Verhältnis zur Leistungdes Windparks verringern. Aus diesem Grundkann davon ausgegangen werden, dass Netzrückwirkungenwie z. B. Flicker bei Großwindparks nichtmaßgeblich für den Netzanschluss sein werden.Bei Großwindparks sind, wie bereits vorstehend ausgeführt,andere Kriterien maßgeblich, wie z. B. dieRegelung der Blindleistung, der Beitrag zur Kurzschlussleistungoder auch das Verhalten im Fehlerfall.Bisher wurde seitens des Netzbetreibers gefordert, dieAnlage im Fehlerfall möglichst schnell vom Netz zu

VDE/SEV/ÖVE-Fachtagung „Netzzugang und Netznutzung im liberalisierten Umfeld“Friedrichshafen, 9. – 10. Mai 2001NetzschutzkriteriumSpannungssteigerungsschutzSpannungsrückgangsschutzFrequenzsteigerungsschutzFrequenzrückgangsschutzEinstellwert1,06 * U n0,8 * U n50,5 Hz49,5 HzTabelle 2: Typische Werte für die Einstellung desNetzschutzes bei Windenergieanlagen.trennen und entsprechend enge Grenzen für den Netzschutzder Anlagen gefordert. Typische Einstellwertesind z. B. in der untenstehenden Tabelle 2 wiedergegeben.Die Windenergieanlage soll hierbei möglichstschnell, z. B. innerhalb von 200 ms abschalten.Damit die Großwindparks im Fehlerfall zur Netzstützungbeitragen können, müssen diese Werte, vor allemFrequenzrückgangs- und Spannungsrückgangsschutz,verändert werden. Während eine Veränderungdes Frequenzrückgangsschutzes von 49,5 Hz. auf 47,5Hz von den Herstellern der Windenergieanlagen alsproblemlos erachtet wird, stößt die Absenkung desSpannungsrückgangsschutzes auf größere technischeSchwierigkeiten, die ggfs. ein komplettes neues Designdes elektrischen Systems der Windenergieanlagenerforderlich machen. Aus diesem Grund ist eineenge Zusammenarbeit zwischen Anlagenherstellerund Netzbetreiber bei der Festlegung neuer Grenzwertesinnvoll.Der von der Windenergieanlage zur Verfügung gestellteBeitrag zur Kurzschlussleistung hängt starkvom elektrischen System ab. Hier muss unterschiedenwerden zwischen• Windenergieanlagen mit direkt netzgekoppeltemAsynchrongenerator, deren Rotordrehzahl nahezukonstant ist (entsprechend dem Schlupf des Generators)• Windenergieanlagen mit Synchrongenerator, beidem die gesamte Leistung über ein Wechselrichtersystemin das Netz eingespeist wird. DieserTyp weist eine variable Rotordrehzahl auf.• Windenergieanlagen mit doppelt-gespeistemAsynchrongenerator, bei dem nur ein Teil derLeistung über ein Wechselrichtersystem geführtwird. Auch dieser Typ ist drehzahlvariabel.Die Windenergieanlagen mit direkt netzgekoppeltemGenerator könnten kurzzeitig einen Beitrag zur Kurzschlussleistungleisten. Die drehzahlvariablen Windenergieanlagenmit Wechselrichtersystemen hingegensind in der maximalen Ausgangsleistung begrenzt undtragen somit nicht oder nur geringfügig zur Kurzschlussleistungbei.Die Blindleistung heutiger Windenergieanlagen wirdbei Anlagen mit direkt netzgekoppeltem Asynchrongeneratordurch stufig schaltbare Kondensatorbänkekompensiert. In der Regel wird dabei ein Leistungsfaktorim Bereich von 0.98 bis 1.00 erreicht. Beidrehzahlvariablen Windenergieanlagen findet eineBlindleistungsregelung durch die Wechselrichtersystemestatt. Die heutigen Wechselrichter in Windenergieanlagenbasieren auf pulsbreitenmoduliertenIGBT-Technologien, die in der Lage sind, die Blindleistungdynamisch zu regeln. Dadurch kann der Leistungsfaktorauf einen vorgegebenen Wert geregeltwerden. Je nach Anforderung kann dieses sowohlstatisch, also auf einen vorgegeben Blindleistungswertoder Leistungsfaktor, als auch dynamisch, also zeitlichentsprechend der Vorgaben, aber auch in Formeiner Spannungsregelung erfolgen. Der technischmögliche Blindleistungsbereich ergibt sich hierbei ausder Nennscheinleistung der Wechselrichter.5 Zusammenfassung - Technische undbetriebliche Lösungen zur NetzeinbindungDer enorme Zuwachs an installierter Windenergieleistungder jüngsten Vergangenheit und der weiterhinhohe Zubau erfordern eine neue Strategie beim Netzanschlussvon Großwindparks. Die in der Vergangenheiterfolgreich durchgeführte Optimierung der klassischenNetzrückwirkungen muss durch eine netzstützendeFunktion der WEA ergänzt werden. Zur Aufrechterhaltungeines zuverlässigen und wirtschaftlichenSystembetriebs ergeben sich von Seiten derNetzbetreiber erweiterte Anforderungen an WEAhinsichtlich der Blindleistungsregelung sowie derSpannungs- und Frequenzstabilität. Insbesondere derNetzanschluss an das Hoch- und Höchstspannungsnetzerfordert die Schalthoheit des Netzbetreibersdurch eine direkte leit- und schutztechnische Einbindung.Bei der notwendigen Erweiterung der einschlägigenRegelwerke sollte berücksichtigt werden, dass bestimmteAnforderungen von Herstellerseite relativleicht zu erfüllen sind, andere dagegen systembedingteinen unangemessen hohen Aufwand erfordern würden.Eine Lösung lässt sich am besten durch die Fortführungder engen Zusammenarbeit zwischen Herstellern,Planern, Messinstituten und Netzbetreibernerzielen.

VDE/SEV/ÖVE-Fachtagung „Netzzugang und Netznutzung im liberalisierten Umfeld“Friedrichshafen, 9. – 10. Mai 20016 Literatur[1] Windenergienutzung in der BundesrepublikDeutschland – Stand 31.12.2000. K. Rehfeld, C.Stand. DEWI Magazin Nr. 18, Febr. 2001, DeutschesWindenergie-Institut GmbH, Wilhelmshaven.[2] Prognose der Entwicklung der Windenergie.Deutsches Windenergie-Institut GmbH, Wilhelmshaven.[3] Technische Richtlinie für WindenergieanlagenTeil 3: Bestimmung der Elektrischen Eigenschaften;Rev. 13; Stand: 1.1.2000; Herausgeber:Fördergesellschaft Windenergie e.V., Hamburg.[4] Eigenerzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz.Richtlinie für Anschluss und Parallelbetriebvon Eigenerzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz.2. Ausgabe 1998, Hrsg.:VDEW e.V.; VWEW-Verlag, Frankfurt[5] IEC 61400-21: Wind turbine generator systems– Part 21: Measurement and assessment of powerquality characteristics of grid connectedwind turbines. (Draft CDV 09.06.2000).