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Niederspannungsrichtlinie VDE-AR-N 4105

Keine Angst vor Abschiebung

von Gerhard König

Die solare Stromerzeugung mausert sich vom Investmentmodell zum ernst zu nehmenden, dezentralen Energieerzeuger. Die Zeiten, als ein paar zusätzliche Tropfen Solarstrom im „großen Ozean“ des Energieversorgungsnetzes keine Rolle spielten, sind endgültig vorbei. Im Gegenteil, die Oberflächenspannung des Wassers wird schon stark beansprucht und darf keiner weiteren Erschütterung ausgesetzt werden. Gerhard König stellt den neuen Standard vor und erklärt die wichtigsten Änderungen.

Seit der Initialzündung mittels EEG im Jahre 2004 sprengte die tatsächliche Installation an PV-Anlagen in Deutschland regelmäßig alle Zubauszenarios. Mittlerweile speisen mehr als 16 GWp an installierter Spitzenleistung kurzzeitig über 10 GWh an elektrischer Arbeit zu 80 % in unser Niederspannungsnetz ein. Die Struktur unseres Stromversorgungsnetzes wurde aber nicht für eine dezentrale Energieerzeugung konzipiert, eine zentrale Versorgung von Großkraftwerken aus der Höchstspannungsebene war bisher angesagt. Das Hauptproblem ist jetzt im Verteilungsnetz bei wechselseitigen Leistungsflüssen die Haltung der Spannung in der Qualität von +–10 % der Nennspannung. Ohne einen teuren Netzausbau gibt es zwei sinnvolle „Sofortmaßnahmen“: Eine ist ohne großen Aufwand durchführbar, nämlich die Netzstabilisierung mittels Solarwechselrichter. Regelbare Verteiltransformatoren wären die optimale Ergänzung, wobei sich diese Maßnahme als wesentlich komplexer und kostenintensiver darstellt. Mittelfristig werden die Netzbetreiber diese Komponenten aber nicht umgehen können, um einen gesicherten, langfristigen Zubau von dezentralen Erzeugern zu ermöglichen. Die Photovoltaik hat auf alle Fälle ihre Hausaufgaben gemacht und in Form der neuen Niederspannungsrichtlinie VDE-AR-N 4105 werden für 2012 die Weichen richtig gestellt. Dieser neue Standard wird ab 01.01.2012 mit einer Übergangsregelung bindend, die bereits seit 01.04.2011 auf freiwilliger Basis angewendet werden kann. Diese Übergangsregelung behandelt ausschließlich das so genannte „50,2 Hz-Problem“. Bei einer Netz überfrequenz von > 50,2 Hz könnte sich aufgrund der bisherigen Wechselrichtereinstellungen (harte Abschaltung bei > 50,2 Hz) schon ein Netzkollaps einstellen, wenn schlagartig alle PV-Anlagen vom Netz gehen oder ergo auch wieder zuschalten. Auf freiwilliger Basis beteiligen sich bereits alle führenden Wechselrichterhersteller, indem sie ihren Geräten eine typenbezogene Abschaltkaskadierung spendieren. Bei der Inbetriebnahme fordern die EVU’s die eingestellten Abschaltfrequenzen ein, die sich im Rahmen von 50,3 Hz bis 51,5 Hz in 0,1 Hz-Schritten bewegen dürfen. Diese Regelung ist aber lediglich ein Zwischenschritt und nur bis zum 01.01.2012 anzuwenden, bis die VDE-AR-N 4105 in vollem Umfang greift. Bis dahin dürfen auch Geräte eingesetzt werden, die hinsichtlich der Frequenzüberwachung konform zur BDEW-Richtlinie „Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz“ sind. Das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN) ist der zuständige Ausschuss für die Erarbeitung von VDE-Anwendungsregeln für den sicheren und zuverlässigen Betrieb der Übertragungs- und Verteilungsnetze und damit auch verantwortlich für die neue Niederspannungsrichtlinie bzw. VDE-Anwendungsregel. Man könnte auch sagen: Alles, was beim Anschluss von Erzeugungsanlagen an das Niederspannungsnetz beachtet werden muss, ist in dieser Abhandlung zu finden. Übrigens eine kostenpflichtige Lektüre und beim VDE-Verlag zu einem vertretbaren Preis bestellbar, ein Muss für jeden Betreiber und Installateur.

Neuer Standard

Und jetzt zur Sache. Es folgt eine Zusammenfassung der wesentlichen Gesichtspunkte der neuen Richtlinie. Man sollte dieses Maßnahmenportfolio stets entlang des roten Fadens der Spannungshaltung betrachten, dann wird vieles verständlicher:

*Durch Spannungshaltung im Wechselrichter kann die Aufnahmefähigkeit des Niederspannungsnetzes bis zu verdreifacht werden! (Quelle: BMU-Projekt PV-EMS)

Phasenschieflast

Als maximale Phasenschieflast sind nur noch 4,6 KVA (bisher 5 KVA) erlaubt. Ab 3*4,6 KVA = 13,8 KVA darf nur noch symmetrisch eingespeist werden:

- entweder Dreiphasen-Wechselrichter oder
- Einphasenwechselrichter mit kommunikativer Kopplung.

Leistungsreduzierung bei Überfrequenz bis zur Abschaltung

Die Wechselrichter schalten ab 50,2 Hz nicht mehr stumpf ab, sondern reduzieren ihre Wirkleistung mit einem festen Gradienten von 40 % der momentan eingespeisten Wirkleistung pro Hertz Frequenzerhöhung. Diese momentane Wirkleistung wird ab dem Wert der Überschreitung von 50,2 Hz „eingefroren“. Ab 51,5 Hz wird dann endgültig abgeschaltet. Umgekehrt: Fällt die Frequenz wieder unter 50,2 Hz, so wird mit dem gleichen Gradienten die eingespeiste Wirkleistung wieder gesteigert. Zwischen 50,2 Hz und 51,5 Hz wird also ständig auf der Kennlinie gefahren.

Wirkleistungsreduzierung

Alle Anlagen > 100 KWp müssen wirkleistungsreduzierbar sein; die Sollwerte von 100/60/30/0 % haben sich bewährt und werden vorläufig beibehalten. Nun muss aber das EEG 2012 § 6 (1)+(2) beachtet werden: Auch PV-Anlagen > 30 KWp müssen ab 2012 wirkleistungssteuerbar ausgelegt werden (also wie > 100 KWp); bei Systemen < 30 KWp kann man es sich überlegen: Entweder unterwirft man sich dem gleichen Prozedere oder akzeptiert eine Kappung der maximalen Wirkleistungsspitze auf 70 % der installierten KWp Leistung (z.B. durch Einsatz eines kleineren Wechselrichters, der ja auf der Wechselspannungsseite die Wirkleistung begrenzt). Die Ertragseinbußen übers Jahr dürften sich dann je nach Standort und Anlagenauslegung zwischen 5 – 10 % bewegen. Da die 70 % am Verknüpfungspunkt der Anlage mit dem Netz gefordert sind, könnten sich hier aber schöne Möglichkeiten der Nutzung des Energieüberschusses als Eigenverbrauch ergeben. Mit Sicherheit wird in den Entwicklungsschmieden der Hersteller bereits heftig diskutiert.

Blindleistung

Alle Wechselrichter ab einer Anlagenleistung > 3,68 KVA (max. Scheinleistung des Wechselrichters) müssen in der Lage sein, Blindleistung zu kompensieren. Ich vermeide bewusst den Ausdruck „liefern“ bzw. „beziehen“. Im Gegensatz zu echten Synchrongeneratoren, die dieses wirklich tun, wären diese Ausdrücke im Zusammenhang mit Wechselrichtern irreführend. Beim Wechselrichter wird Blindleistung aus dem Netz aufgenommen, zwischengespeichert und mit einer höheren, zur Netzspannung versetzten Stromamplitude wieder eingespeist. Dies geschieht innerhalb einer Periode (20 ms) der Netzschwingung. Der arithmetische Mittelwert dieses „Blindleistungsaustauschs“ ist also „NULL“. Es wird lediglich der Phasenverschiebungswinkel neu definiert bzw. vorge geben. Eilt die eingespeiste Stromamplitude der Netzspannung vor, so spricht man von kapazitiver Blindleistung, umgekehrt (Strom eilt Spannung nach) von induktiver Blindleistung. Wirkleistung und Blindleistung (= Katheten eines rechtwinkligen Dreiecks) werden zur Scheinleistung geometrisch addiert. Die Phasenverschiebung dieser Leistungsanteile wird durch den Cosinus des Winkels zwischen eingespeister Wirk- und Scheinleistung beschrieben (Der Winkel wird mit griechisch „Phi“ bezeichnet.). Bei einem cos Phi von 1 sprechen wir von reiner Wirkleistung, bei cos Phi von 0 wäre das eine reine Blindleistung. Dazwischen gibt es sowohl positive (induktive) als auch negative (kapazitive) Werte des Winkels. Die neue VDE-AR-N 4105 verlangt nun von Anlagen > 3,68 KVA und < 13,8 KVA einen Steuerbereich des cos Phi von +– 0,95 und bei > 13,8 KVA einen erweiterten Bereich bis cos Phi +– 0,9. Ein fixer Wert kann vom Netzbetreiber vorgegeben werden oder aber es wird die im Wechselrichter hinterlegte Standardkennlinie benutzt. Hier wird bis zur Hälfte der Nennleistung mit reiner Wirkleistung eingespeist, danach erfolgt eine lineare Anpassung bis zum maximalen, induktiven Phasenverschiebungswinkel. Es gibt auch noch eine dritte Möglichkeit, nämlich die Parametrierung der Kennlinie cos Phi (P) nach den Vorgaben des Netzbetreibers. Und was bringt das Ganze denn nun für die Spannungshaltung? Je nach Impedanz des Verteilungsnetzes am Verknüpfungspunkt kann durch Wahl der induktiven/kapazitiven Phasenschiebung die Höhe der Netzspannung durch den einspeisenden PV-Wechselrichter positiv beeinflusst werden. Und das war ja Sinn und Zweck dieser Maßnahme. Also keine Angst vor einer „Abschiebung“ der von den PV-Modulen erzeugten Wirkleistung (und hier schließt sich der Kreis zum Titel des Beitrags) zu einer Blindleistung. Einem Nichtelektrotechniker sind diese Zusammenhänge sicherlich schwer zu vermitteln. Wichtig für das Verständnis ist aber, dass die erzeugte Wirkleistung der PV-Module wie im bisherigen Umfang eingespeist wird. Die Leistung des Wechselrichters muss aber entsprechend dem geforderten cos Phi höher gewählt werden. Die Rechnung hierzu ist sehr einfach: Scheinleistung = Wirkleistung/cos Phi.
Wurde also bei einer bisherigen Anlagenplanung (ohne Blindleistung) ein 15 KVA-Gerät benötigt, so ist bei einem geforderten cos Phi 0,9 nun also ein Wechselrichter mit 15 KVA/0,9 = 16,67 KVA erforderlich. Falls es das Teil so nicht gibt 6 – dann wählt man eben das nächstgrößere im Portfolio des Herstellers.

Netz- und Anlagenschutz/Kuppelschalter

Bei PV-Anlagen mit mehr als 30 KVA Scheinleistung entfällt die bisher geforderte „jederzeit zugängliche Schaltstelle“. Stattdessen wird jetzt eine umfassendere Netzüberwachung und verbesserte Inselnetzerkennung vorgeschrieben, die zentral am Zählerplatz anzuordnen ist. Bei kleineren Anlagen kann dieser Schutz auch im Wechselrichter verbleiben. Der Kuppelschalter kann sowohl zentral als auch im Wechselrichter genutzt werden. Bei einem zentralen NA-Schutz (Netz- und Anlagenschutz) und dezentral im Wechselrichter befindlichem Kuppelschalter muss aber eine max. Abschaltzeit von 200 ms sichergestellt werden. Zu diesem Punkt gibt es sehr viele Feinheiten zu berücksichtigen, die den Rahmen dieses Beitrags sprengen. Die ausführliche Lektüre der Richtlinie sowie eine Absprache mit dem Netzbetreiber werden ausdrücklich empfohlen. Insbesondere wird es in der Einführungsphase heiße Diskussionen bzgl. der erforderlichen Dokumentation und Prüfberichte geben (Anhänge F1 – F4 und G2/G3 der Richtlinie). Außerdem muss der zentrale NA-Schutz nach Vorgabe der Richtlinie zertifiziert sein. Bisher gibt es hierzu meines Wissens noch kein „fertiges“ Produkt…