Stand: April 2012

BDEW-Mittelspannungsrichtlinie

Die überarbeitete Mittelspannungsrichtlinie gilt seit dem 1. Januar 2009 für alle Erzeugungsanlagen, die auf Mittelspannungsebene ins Verbundnetz einspeisen – typischer Weise also für Anlagenleistungen ab etwa 200 kW aufwärts. Erarbeitet wurde die Neufassung vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW). Für die finale Ausgestaltung war jedoch das 2008 neu geschaffene Forum Netztechnik/Netzbetrieb (FNN) verantwortlich – ein Ausschuss des VDE, in dem auch Hersteller von PV-Systemtechnik vertreten sind. Die Anforderungen der Mittelspannungsrichtlinie lassen sich in vier Stufen einteilen, die nacheinander verbindlich wurden.

Einspeisemanagement

Falls ein Abschnitt des betreffenden Mittelspannungsnetzes oder übergeordneten Transportnetzes kurzfristig überlastet wird, soll der Verteilnetzbetreiber die Möglichkeit haben, die Leistung dezentraler Erzeugungsanlagen ferngesteuert in Stufen von maximal 10 Prozent von PNenn zu begrenzen. In der Regel sendet er dazu ein Rundsteuersignal, das entsprechend verarbeitet und in eine Begrenzung der eingespeisten Wirkleistung (typischer Weise 60, 30 oder null Prozent der Bemessungsleistung) umgesetzt werden muss. Die jeweils geforderte Begrenzung muss innerhalb von 60 Sekunden vom Wechselrichter realisiert werden.

Hinweis: Das Erneuerbare-Energien-Gesetz fordert in §6 ebenfalls schon seit dem 1. Januar 2009 die Beteiligung am Einspeisemanagement. Die Anforderungen stimmen mit denen der Mittelspannungsrichtlinie weitgehend überein. Allerdings ist im EEG nicht die Netzebene maßgeblich, auf der die Anlage einspeist, sondern ihre Nenn- bzw. Anschlussleistung.

Wirkleistungsreduzierung bei Überfrequenz

Die Frequenz in Wechselstromnetzen wird in engen Grenzen konstant gehalten, in Europa bei exakt 50 Hz. Wird dem Netz mehr Energie entnommen als die Erzeuger einspeisen, sinkt die Frequenz – bei einem Energieüberschuss steigt sie an. Bislang mussten PV-Wechselrichter sich unverzüglich vom Netz trennen, sobald die Netzfrequenz das zulässige Fenster von 47,5 bis 50,2 Hz verließ. Da das schlagartige Abschalten großer PV-Erzeugungsleistungen die Netzstabilität in jedem Fall negativ beeinflusst, fordert die Mittelspannungsrichtlinie eine frequenzabhängige Leistungsregulierung im Wechselrichter: Von 50,2 bis 51,5 Hz sollen die Geräte ihre aktuelle Leistung mit einem Gradienten von 40 Prozent pro Hertz reduzieren und sich erst oberhalb von 51,5 Hz vom Netz trennen. Die Abschaltgrenze bei Unterfrequenz liegt weiterhin bei 47,5 Hz.

Hinweis: Sinkt die Frequenz vor dem Erreichen der Abschaltgrenze wieder ab, darf die Abregelung dennoch nicht entsprechend der Kennlinie zurückgenommen werden. Erst wenn die Frequenz 50,05 Hz unterschritten hat, darf der Wechselrichter wieder mit der maximal möglichen Leistung einspeisen (sogenannte Schleppzeigerfunktion). Um den Netzbetreibern das Hochfahren des Netzes nach einer Störung zu erleichtern, dürfen dezentrale Erzeugungsanlagen ihre Leistung nach einer vollständigen Abschaltung zudem nur langsam, mit einem Gradienten von maximal 10 Prozent von PNenn pro Minute hochfahren.

Bereitstellung von Blindleistung

Die Spannung muss auf allen Netzebenen innerhalb definierter Grenzen gehalten werden – insbesondere im Verteilnetz. Durch die zunehmende Wirkleistungseinspeisung auf Nieder- und Mittelspannungsebene kann es dort jedoch zu Spannungsanhebungen kommen, die den Anschluss weiterer Erzeugungsanlagen erschweren oder unmöglich machen. Zudem verringern vorhandene Phasenverschiebungen bzw. Blindleistungsanteile im Netz dessen Übertragungskapazität und erhöhen die anfallenden Übertragungsverluste. Typische Verursacher von Phasenverschiebungen sind Transformatoren, große Motoren oder längere Kabelstrecken.
Blindleistungsfähige Wechselrichter können dazu beitragen, die Blindleistungsbilanz im Netz auszugleichen oder die Spannung am Netzverknüpfungspunkt stabil zu halten, um so die in der EN 50160 geforderte Spannungsqualität zu gewährleisten. Die Mittelspannungsrichtlinie fordert von Erzeugungsanlagen daher die Fähigkeit, neben der Wirkleistung auch Blindleistung abzugeben oder aufzunehmen (kapazitive oder induktive Phasenverschiebung). Der Netzbetreiber kann dazu Verschiebungsfaktoren cos(φ) zwischen 0,95 und 1 fordern, wobei es drei Varianten der Sollwertvorgabe gibt:

  1. Der Netzbetreiber gibt feste Sollwerte vor, die der Anlagenbetreiber einzustellen hat.

  2. Verschiedene Blindleistungswerte werden anhand eines vereinbarten Zeitplans eingestellt oder per Fernwirksignal von einer zentralen Leitstelle des Netzbetreibers vorgegeben.

  3. Der Blindleistungsanteil wird über eine Kennlinie  geregelt – abhängig von der am Anschlusspunkt gemessenen Netzspannung  oder dem Verhältnis von aktuell abgegebener Wirkleistung und Nennleistung des Wechselrichters. Letztere Variante kommt häufig zum Einsatz, wenn die PV-Anlage die Spannung am Anschlusspunkt stark beeinflusst. Dabei wird die Spannung bei kleinen Ausgangsleistungen gestützt, während sie bei großen Ausgangsleistungen gesenkt wird, um den Anschlusspunkt zu entlasten. Die jeweilige Kennlinie gibt der Netzbetreiber vor.
Die Blindleistung kann unter anderem in Abhängigkeit von der abgegebenen Wirkleistung geregelt werden
Abb. 1: Die Blindleistung kann unter anderem in Abhängigkeit von der abgegebenen Wirkleistung geregelt werden

Dynamische Netzstützung bei plötzlichen Spannungseinbrüchen

Bislang mussten sich dezentrale Erzeugungsanlagen auch bei kurzen Einbrüchen der Netzspannung unverzüglich vom Netz trennen. Angesichts der mittlerweile erheblichen Erzeugungsleistung wurde diese Verpflichtung jedoch problematisch, denn schon bei kurzen, im Prinzip leicht beherrschbaren Netzstörungen konnten sich unter Umständen größere Erzeugungsleistungen schlagartig abschalten und das Netz damit aus dem energetischen Gleichgewicht bringen. Die Mittelspannungsrichtlinie fordert nun, dass PV-Wechselrichter das Netz im Fehlerfall stützen, indem sie Spannungseinbrüche bis zu mehreren Sekunden Dauer „durchfahren“ und unmittelbar danach wieder normal einspeisen (sogenanntes Low Voltage Ride Through, kurz LVRT). In der eingeschränkten Variante können sich die Wechselrichter während des Fehlers passiv verhalten. Beim vollständigen LVRT, wie es seit 1. April 2011 gefordert wird, müssen die Geräte während eines Spannungseinbruchs zusätzlich Blindstrom ins Netz speisen. Damit leisten sie einen Beitrag zur Klärung des Fehlers und helfen beim Auslösen der Netzschutzeinrichtungen.

Die Anforderungen der dynamischen Netzstützung im Detail
Abb. 2: Die Anforderungen der dynamischen Netzstützung im Detail

Zertifizierung von Geräten und Anlagen

Zeitgleich mit der Fähigkeit zur dynamischen Netzstützung ist für jede Erzeugungseinheit (also jeden Wechselrichter-Typ) ein Einheitenzertifikat verbindlich geworden, das die Konformität mit sämtlichen Anforderungen der Mittelspannungsrichtlinie bestätigt. Dieses Zertifikat erhält der Hersteller nach ausführlicher Prüfung des jeweiligen Geräts durch speziell zugelassene Prüfinstitute. Bestandteil des jeweiligen Zertifikats ist auch ein Simulationsmodell, mit dem sich das Verhalten des Wechselrichters im Fehlerfall nachstellen lässt. Auch für die Zertifizierungspflicht ist das Datum der Inbetriebsetzung ausschlaggebend.

Falls die Gesamtscheinleistung einer größeren PV-Anlage 1 MVA übersteigt oder die Anschlussleitung zum Netz länger als zwei Kilometer ist, muss darüber hinaus die gesamte Anlage zertifiziert werden. Das sogenannte Anlagenzertifikat besteht aus Berechnungen und Simulationen auf Basis eines Netzmodells und der jeweiligen Einheitenmodelle. Hier sind die Einstellungen der Schutzeinrichtungen und die Parameter der Erzeugungsanlage festgelegt, damit die individuellen Vorgaben des Netzbetreibers eingehalten werden können. Das Anlagenzertifikat ist Voraussetzung für die Netzanschlusszusage. Es hat den Charakter eines Einzelvertrags, der als Teil des Einspeisevertrags individuell mit dem jeweiligen Netzbetreiber zu schließen ist.