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Vergleich verschiedener Kombinationsmöglichkeiten von Diesel, PV, Hybrid-Wechselrichter und Batterie sowie Einfluss der jeweiligen Variante auf Treibstoffverbrauch, Netzstabilität und Investitionskosten
© Belectric GmbH

Vergleich verschiedener Kombinationsmöglichkeiten von Diesel, PV, Hybrid-Wechselrichter und Batterie sowie Einfluss der jeweiligen Variante auf Treibstoffverbrauch, Netzstabilität und Investitionskosten
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Berührungslose Spannungsmessung im Einsatz auf der Freilandanlage
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Wechselrichter stellt Spannung und Frequenz im Netz

Die Forscher passten auch Wechselrichter und Wechselrichterregelung an die im künftigen europäischen Verbundnetz zusätzlich erforderlichen Aufgaben an, klassische Netzdienstleistungen bis hin zur Momentanreserve zu übernehmen. Denn der neue Wechselrichter soll schnell reagieren und Spannung und Frequenz in einem Netz stellen können, d. h. die Bereitstellung der Netzspannung bzw. Netzfrequenz unterstützen. Die Belectric-Ingenieure erarbeiteten dafür gemeinsam mit dem Projektpartner General Electric ein Lastenheft für einen Hybrid- und netzbildungsfähigen Wechselrichter auf Basis der aktuellen Hybridkraftwerkstechnologie. Forscher des Fraunhofer ISE entwickelten underprobten für diesen Zweck eine neue, netzerhaltende Wechselrichterregelung. Ausgehend von einem neuen Zentralwechselrichter für klassische PV-Großkraftwerke führten sie Laboruntersuchungen und Feldtests durch. Der Wechselrichter kann inzwischen die Funktion eines konventionellen Generators gut ersetzen, lediglich die Überlastfähigkeit ist auf ca. 20 – 30% begrenzt.

Darüber hinaus erweiterten die Forscher das Funktionsspektrum von Wechselrichter und Batteriespeicher, sodass nun auch die Schwarzstartfähigkeit, das vom Stromnetz unabhängige Anfahren des Kraftwerkes und anderer angeschlossener klassischer Erzeuger, gewährleistet ist.

Die Forscher entwickelten ein System mit einem gemeinsamen Umrichter für Batterie und PV. Dieses Konzept reduziert die Maximalleistung, denn es erfordert, dass die Spannungen bei beiden Komponenten gleich sind, dadurch arbeitet die PV-Anlage nicht mehr in ihrem optimalen Leistungspunkt. Damit ist das sogenannte „Maximum Power Point Tracking“ (MPPT) also nur noch beschränkt möglich. Die Erprobung in einem Testfeld belegte die Wirtschaftlichkeit; die Ergebnisse flossen in die Planung einer Anlage in Australien ein.

Anlagen-Optimierung: Kosten senken, Performance steigern

Die Ingenieure entwickelten ein Softwaretool zur Planung und Auslegung von Hybridkraftwerken. Sie konnten damit bereits in der Planungsphase alle Teilkomponenten wie Module, Montage, Verkabelung, Wechselrichter optimal kombinieren. So erreichen sie möglichst niedrige Anlagenkosten und damit niedrige Stromgestehungskosten.

Für die Anlagenerstellung erarbeiteten sie neue Techniken zur automatisierten Auslegung des Unterbaus. Sie verbesserten auch die Führung und Verbindung der DC Kabel. Ebenso entwickelten sie Prognoseverfahren, Steuer- und Regeltechnik zur Optimierung des Jahresertrages und der Kraftwerksverfügbarkeit. Dafür nutzen sie auch Wetterprognosen und Daten einer Wolkenzugkamera.

Um die Alterung der Komponenten zu minimieren, werteten sie Daten zu PV und Batterie aus. Das ermöglichte es, eine bewährte Float Controller Technik weiterzuentwickeln, die TCO Korrosion (Transparent Conductive Oxide) und PID (Potential Induced Degradation) von PV-Modulen reduziert. Das neue SCADA-System (Supervisory Control and Data Acquisition) als Tool zur Überwachung und Steuerung der Kraftwerksanlage erlaubt es, den Betrieb aller Komponenten zu überwachen und deren Leistung, Funktionsbereitschaft und Daten zu erfassen und darzustellen.

Mit einem neuen Tool lassen sich Wartungskosten reduzieren. Es dient dazu, defekte Module zu ermitteln, die ausgetauscht werden müssen. Mit ihm können Techniker die Spannungen jedes Moduls im Strang direkt im Betrieb berührungslos messen, um den Alterungszustand festzustellen. Denn ein einzelnes schlechtes Modul reduziert nicht nur die Spannung im eigenen Strang und damit den Ertrag – auch die Spannung aller parallelen Stränge liegt dann nicht mehr im optimalen Arbeitspunkt. Bisher war es viel aufwendiger, den Zustand eines einzelnen Moduls genau zu ermitteln. Dafür musste der gesamte Strang vom Netz genommen werden, und alle Module waren aufwendig zu vermessen.

Regenerative ersetzt fossile Energie

In Entwicklungs- und Schwellenländern können PV-Kraftwerke entweder zentrale Versorger ersetzen, die mit importierten fossilen Energieträgern betrieben werden oder dezentrale Versorgungseinheiten in abgelegenen Regionen. Hier kann die Photovoltaik mit niedrigen Erzeugerkosten, dezentraler Installation und der nicht benötigten Versorgungslogistik punkten. Für einen breiteren Einsatz als „Fuel Saver“ müssen neue Auslegungsmodelle und -software entwickelt werden; ebenso eine neue Steuertechnik für den gemeinsamen Betrieb  mit vorhandenen fossilen Erzeugern. Ein solcher Betrieb von PV-Kraftwerken ist für Netze, die mit Dieselgeneratoren oder Gasturbinen versorgt werden, oft schon heute rentabel.

Neben der Ausweitung des Leistungsspektrums ist die Senkung von Anlagen- und Betriebskosten eine zentrale Aufgabe bei der Forschung und Entwicklung der erneuerbaren Energien. Über Skalierungseffekte bei Produktion und Anlagenbau hinaus tragen hierzu Innovationen bei Konzeption, Funktionsprinzip und Ausführungsart von systemtechnischen Komponenten und Gesamtsystem bei.

Stromnetze stabilisieren mit PV

Im Gegensatz zur Leistungsbereitstellung durch Generatoren in klassischen Kraftwerken müssen PV Kraftwerke bisher nicht dazu beitragen, die Netzeigenschaft, insbesondere die Netzfrequenz, aufrechtzuerhalten. Diese erforderlichen Netzdienstleistungen können sie nicht erbringen, da keine Reserven vorgehalten werden und ihre Wechselrichter darauf ausgelegt sind, einen größtmöglichen Strom ins Netz einzuspeisen. Der steigende Anteil erneuerbarer Energien im Netz erfordert nun Veränderung. Bereits 2017 machten sie 33% der Bruttostromerzeugung in Deutschland aus, je nach Wetterlage sogar über 50%.

Deshalb müssen auch die erneuerbaren Energien künftig verstärkt mit Netzdienstleistungen zur Stabilität der Stromnetze und sicheren Versorgung beitragen. Durch die Anbindung eines Batteriespeichers wird zusätzlich abrufbare Leistung vorgehalten, die bei Bedarf praktisch sofort im Netz verfügbar ist. Dadurch können solche Anlagen plötzlich auftretende Fehler im Netz kompensieren, die beispielsweise entstehen, wenn ein großes Kraftwerk vom Verbundnetz abfällt. Derzeit übernehmen klassische Kraftwerke diese Aufgabe: Hier fungieren die rotierenden Schwungmassen der Generatoren als sogenannte Momentanreserve. Durch ihre Massenträgheit stützen sie kurzzeitig Netzfrequenz und Netzspannung und tolerieren erhebliche Stromüberhöhungen. Mit einer netzerhaltenden Regelung ausgestattete Batteriewechselrichter können zukünftig diese Eigenschaften übernehmen.

Projektinfo 13/2018:
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Adressen

Projektleitung, Hybridkraftwerkssteuerung
Belectric GmbH

Simulationstool für Hybridkraftwerke
BTU Cottbus

Zentralwechselrichter mit erweiterter Funktionalität
GE Energy Power Conversion GmbH

Dynamische Regelung von Wechselrichern und Mircogrid-Tests
Fraunhofer ISE

Simulationsmodelle für Dieselaggregate
MTU Friedrichshafen GmbH

Regelung, Steuerung und Überwachung von Hybridkraftwerken
Padcon GmbH

Service

BINE Projektinfo 13/2018
(PDF, 4 Seiten, 260 kB)

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