Betriebsmittel vor Überlastung schützen – effizient einspeisen
Die Zertifizierungsbedingungen unter denen hierzulande Windenergie produziert wird, sind alles andere als einfach. Die komplexen Vorgaben sind für Anlagenbetreiber verbindlich. Auch wenn viele der theoretischen Richtlinien, genau das sind: theoretisch. Dazu kommt, dass im Juni dieses Jahres das neue Strommarktgesetz verabschiedet wurde. Damit wird das Einspeisemanagement noch wichtiger.
UNSER KUNDE
Die Windpark Rhede GmbH & Co. KG betreibt den Windpark in Rhede im nordwestlichen Emsland nahe der deutsch-niederländischen Grenze und etwa 60 Kilometer von der Nordseeküste entfernt. Im Windpark sind insgesamt 18 Windenergieanlagen installiert, die es zusammen auf eine Nennleistung von 32,95 MW bringen. Die prognostizierte Leistung liegt bei 70 Millionen kWh pro Jahr. So kann der Windpark Rhede bis zu 20.000 Haushalte mit nachhaltiger Energie versorgen. Der produzierte Strom wird zusammen mit dem der benachbarten Windparks in ein 20/380 kV-Umspannwerk in das Netz der Tennet TSO GmbH eingespeist, einem Tochterunternehmen des niederländischen Stromnetzbetreibers Tennet. Betreut wird der Windpark Rhede von der Ems Windmanagement & Service GmbH & Co. KG, das 380 kV-Umspannwerk Rhede von der Windpark Emsland GbR.
DER NEU GEREGELTE STROMMARKT
Die Region hat sich klar dafür entschieden, den Fokus auf die erneuerbaren Energien zu legen, um sich zunehmend aus den Abhängigkeiten des Strommarktes zu befreien. Allerdings durchläuft genau dieser Strommarkt (Link Blogpost Strommarktgesetz) inzwischen eine Phase des Übergangs, denn die erneuerbaren Energien verantworten einen steigenden Anteil an der Stromversorgung. Oberstes Gebot ist es auch in dieser Phase, die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Und das Ganze soll dabei natürlich möglichst kosteneffizient, flexibel und umweltverträglich sein. Vor diesem Hintergrund ist nun der Strommarkt reformiert worden. Ende Juni dieses Jahres hat der Bundestag das Gesetz verabschiedet, und es bringt zahlreiche Neuerungen, die unter anderem das Einspeisemanagement betreffen. Dazu später mehr.
HANDLUNGSBEDAFRF: DROHENDE BETRIEBSMITTELÜBERLASTUNG
Die Betreiber des Umspannwerks Rhede, Ems Wind, hatten das Problem, dass in bestimmten Netzsituationen, das Einspeisekabel und der Transformator durch zu hohen Strom überlastet worden wären.
Zum Hintergrund:
Anlagen werden von dazu autorisierten Zertifizierungsstellen geprüft und in einem abschließenden Anlagengutachten bewertet. Grundlegend dafür sind vor allem die Anforderungen, die sich aus den Technischen Richtlinien der FGW ableiten lassen. Die planerischen Anlagenzertifikate werden anschließend vor Ort im Hinblick darauf überprüft wie sie konkret umgesetzt worden sind. Erfüllt die Anlage die Anforderungen gemäß SDLWindV (Verordnung zu Systemdienstleistungen durch Windenergieanlagen) wird eine EZA-Konformitätserklärung ausgestellt. Sie muss dem Netzbetreiber vorgelegt werden und bildet gleichzeitig die Voraussetzung für eine Vergütung nach EEG.
Im Anlagengutachten werden verschiedene Arbeitspunkte der im Netz möglichen und vorkommenden Spannungen überprüft. Dazu führt man eine Netzsimulation durch und bewertet theoretisch, ob Betriebsmittel bei bestimmten Netzsituationen überlastet sind oder eben nicht.
Leistung ist das Produkt aus Strom und Spannung P=U x I à. Zum besseren Verständnis: Wenn die Leistung (Windgeschwindigkeit) konstant bleibt und die Spannung sinkt, muss sich der Strom erhöhen. Und genau an dieser Stelle sind die eingesetzten Betriebsmittel beschränkt. Es gelten physikalische Grenzwerte bei Spannung, Strom und Temperatur, die eingehalten werden müssen um die Betriebsmittel nicht zu beschädigen.
DAS ANFORDERUNGSPROFIL IM DETAIL
Die Ems Wind war sich des Problems bewusst und suchte nach einer Lösung. So kam auf Empfehlung von Enercon bereits 2014 auf der „Hamburg Wind“ ein erstes Treffen mit uns zustande. Nachdem die Ems Wind verschiedene Lösungen evaluiert hatte, kam Ende 2014 die Beauftragung zustande.
Dreh- und Angelpunkt der Spezifikationen ist die Strombegrenzung. Begrenzt man den Strom ist das vergleichbar mit dem Begrenzen der Leistung. Bei elektrischen Schaltungen ist mit Strombegrenzung die Verwendung eines Vorwiderstandes gemeint, bei elektronischen Geräten eine Schaltung, die verhindert, dass bestimmte Stromgrenzwerte überschritten werden. Dazu wird beispielsweise die abgegebene Spannung vermindert.
Bei Erneuerbare Energien Anlagen spielt demgegenüber das Einspeisemanagement eine große Rolle. Die Bundesnetzagentur definiert in ihrem „Leitfaden EEG-Einspeisemanagement“: „Einspeisemanagement beschreibt die temporäre Reduzierung der Einspeiseleistung von Anlagen der Erneuerbaren Energien, KWK- und Grubengasanlagen. Gemäß § 14 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) sind Netzbetreiber dazu berechtigt an ihr Netz angeschlossene Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien, Kraft-Wärme-Kopplung oder Grubengas zu regeln (sog. EEG-Einspeisemanagement).“ Diese vorgeschriebene und vom Netzbetreiber umgesetzte Abregelung greift immer dann, wenn die erzeugte Wirkleistung der EEG-Anlagen die Nachfrage durch Verbraucher übersteigt beziehungsweise die erzeugte Wirkleistung die Kapazitätsgrenzen des Übertragungsnetzes der Netzbetreiber erreicht, Netzlasten stark schwanken und zusätzlich die Einspeisung fluktuiert.
Dann verhindern die Netzbetreiber potenzielle Netzausfälle, bedingt durch Betriebsmittelüberlastung sowie Spannungs- und Frequenzschwankungen, durch ihr Eingreifen in den Betrieb der EEG Erzeugungsanlagen.
Durch die Anforderungen innerhalb des Zertifizierungsverfahrens und die rein theoretische Bewertung, bestand durch die potenzielle Überlastung der Betriebsmittel akuter Handlungsbedarf. Dass genau diese Netzkonstellation in der Praxis eher unwahrscheinlich ist, ändert nichts an den theoretischen Vorgaben innerhalb des Anlagengutachtens. Sie sind für den Betreiber so oder so verbindlich.
Es gibt grundsätzlich verschiedene Möglichkeiten auf dieses Anforderungsprofil zu reagieren. Man hätte sich entschließen können, die überlastete Kabeltrasse auszutauschen. Oder den 380/20kV-Einspeisetrafo. Oder man entscheidet sich für einen DEA-Regler (EZA-Regler) der neuesten Generation.
STAND DER TECHIK: DER EZA-Regler
Um den Wirk- und Blindleistungshaushalt der dezentralen Erzeugungsanlagen entsprechend zu steuern und zu regeln, setzt man sogenannte EZA-Regler ein, um die Wirk- und Blindleistung am zugewiesenen Netzverknüpfungspunkt gemäß EEG zu regeln. EZA-Regler regeln insbesondere die Wirk- und Blindleistungsabgabe der einzelnen Erzeugungsanlagen im Hinblick auf die aktuellen Anforderungen des Netzbetreibers und verhindern eine Überlastung der Betriebsmittel bei Stromschwankungen und Stromspitzen. Die EZA-Regler erfassen dazu die aktuelle Netzsituation am Netzverknüpfungspunkt. Hierbei werden über Strom- und Spannungswandler Werte wie Strom, Spannung, Frequenz, Wirk-, Blind- und Scheinleistung erfasst. Je nachdem wie die aktuellen Werte von den Vorgaben des Netzbetreibers abweichen, ermittelt der EZA-Regler die jeweiligen Sollwertvorgaben (Regelwerte) für die einzelnen Erzeugungseinheiten(EZE).
Die systembedingten Verluste, die durch Mittelspannungskabel und Transformatoren auftreten, werden durch den EZA-Regler bei witterungsbedingten Abschaltungen meist durch den permanenten Soll/Ist-Abgleich direkt am Netzverknüpfungspunkt ausgeregelt.
AUF DER SICHEREN SEITE: TECHNISCH UND KOMMERZIELL
Das Konzept des Einspeisemanagements über den DEA-Regler erspart unserem Kunden enorme Investitionen, über den Daumen gepeilt rund 1 Million Euro. Schlimmstenfalls hätte der Windpark in der geplanten Form nicht errichtet werden können. Im Hinblick auf das am 23. Juni 2016 im Bundestag verabschiedete Strommarktgesetz ist der Kunde jetzt auf der sicheren Seite. Und zwar sowohl technisch als auch kommerziell.
Feldversuche konnten übrigens bereits zeigen, dass sich mit der Kombination aus dynamischer Spitzenkappung und intelligenter Regelungstechnik die Anschlusskapazitäten dezentraler Erzeugungsanlagen nahezu verdoppeln lassen.
