Würde mich interessieren, bei welchen süddeutschen VNB das tatsächlich gelebt wird. Dass die großen Anlagen das können, ist die eine Seite, ob sie es wollen, die andere. Hier geht es um Geld. Auch würde mich interessieren, ob die Regelung messtechnisch nachgewiesen wurde und durch den Netzbetreiber überwacht und angefordert wird, oder nur ein Zertifikat des WR-Herstellers bei der Genehmigung des Netzanschlusses gezückt wurde. Gerne mit konkretem Namen des VNB. Die bei uns in der HöS angeschlossenen EEG-Anlagen können das und wir fordern das auch ab, aber das ist nur ein verschwindend geringer Anteil an der gesamten installierten Leistung.
Und hier ist es wieder, das Problem: EEG-Einspeiser, vorrangig in der MS und NS bedienen sich schamlos an den Resourcen des Netzes.
Nur damit wir nicht aneinander vorbei reden, erkläre ich noch mal, was ich unter Schwarzstartfähigkeit und Systemwiederaufbau verstehe. Vor einem Schwarzstart muss man erstmal den Schwarzfall (Blackout) üben. In der Regel versucht man das zu vermeiden, indem Kraftwerke möglichst schnell und ohne eine Über- oder Unterfrequenzabschaltung auf Hauslast im Inselbetrieb gefangen werden sollen. Eine bestehende Kraftwerksinsel ist bei thermischen Kraftwerken leichter zu halten als eine neue Insel aufzubauen, an die man andere Lasten und Erzeuger dranknüpfen kann. Wenn man eine solche Insel nicht hat, muss man eine schwarzstartfähige Anlage aus dem Dornröschenschlaf wecken.
Das Schwierige am Schwarzstart ist gar nicht mal so sehr der Betrieb bei Niedriglast (beim Wasserkraftwerk Schieber öffnen, Turbine hochfahren, mit der internen Verbrauchern zusammenschalten und bei Niedriglast stabilisieren), sondern die Zuschaltung einzelner Abgänge am Umspannwerk. Erst wenn man ein paar Lasten zugeschaltet hat und das Kraftwerke auf vernünftiger Teillast läuft, kann man das nächste Kraftwerk hochfahren und synchronisieren und dann weitere Lasten zuschalten. Die Schwierigkeit liegt in der Beherrschbarkeit der Zuschaltvorgänge, weil die relative Lastzunahe groß ist. Die Anlage muss also recht zügig die Stellorgane für die Leistung von fast zu auf mittel-auf drehen, damit die Frequenz nicht absäuft und ein Unterfrequenzschutz einen neuen Schwarzstart-Versuch einläutet.
Bei einem Batteriewechselrichter sehe ich persönlich keine größeren technischen Herausforderungen den Lastfolgebetrieb im Millisekundentakt durchzuführen, wohinggegen mechanische Antriebe etwas langsamer reagiern. Nicht umsonst ist bei der Primärregelleistung ein Zeitfenster von bis zu 30s zulässig und Speicherwasserkraftwerke mit langer Druckwasserleitung eignen sich aufgrund des Allpass-Verhaltens noch nicht mal für diese Aufgabe: Wenn man unten schnell das Ventil aufdreht, ist erstmal der Druck weg und die Leistung sackt ab, bevor sich die Wassersäule in Bewegung setzt und die Leistung an der Turbine erhöht.
Der Sunny-Island Batteriewechselrichter spezifiziert:
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AC power (at 25 °C / at 45 °C):
5000 W / 4000 W AC power at 25 °C for 30 min / 1 min / 3 s:
6500 W / 8400 W / 12000 W Rated current / max. output current (peak):
21.7 A / 120 A for approx. 60 ms
Scheinleistung bei Nennstrom sind also rund 15 kVA. Das Kühldesign lässt
5 kW dauerhaft bei 25°C zu und für ein paar Sekunden auch das Doppelte. Ein Kurschlussstromimpuls zur Auslösung von Sicherungen kann für drei Perioden geliefert werden. Das ist also in diesem Fall alles schon drin und kostet nix extra. Wenn man nach dem selben Prinzip Wechselrichter für einen 5 MW Batteriecontainer auslegen würde, dann wäre dieser geeignet, um z.B. die Schwarzstartfähigkeit einer MS-Zelle zu garantieren (z.B. 3 x 20 MVA Trafos mit angeschlossenem 10 MW Windpark, drei Biogasanlagen und vielen vielen NS-Einspeisern auf PV-Basis).
Schön gesehen. Nein, wir reden nicht aneinander vorbei.
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Dann wissen wir das. Wie sähen Vergleichsdaten einer Synchronmaschine aus?
Wenn. Dann wäre dieser einen Zelle geholfen. Und es bleibt die Frage offen: was kostet das im Gesamtsystem? Und wieder im Vergleich zu dem, was die Synchronmaschine von Haus aus mitbringt?
Um welches Geld? Da muss doch bei der Inbetriebnahme nur das entsprechene Programmmodul in der Anlagensteuerung aktiviert werden?
Eon Bayern ab S. 9:
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EnBW Regional:
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Eon-Bayern hat noch eine Hysterese drin, bei der EnBW ist eine Gradientenbegrenzung eingebaut. Das finde ich beides unschön, weil es nichtlineare Elemente im Signalfluss sind. Besser wäre meines Erachtens ein abgestimmter Tiefpass mit definiertem linearem PT1-Zeitverhalten besser. Das reale Leben ist schon nichtlinear genug (Stichwort Ferroresonanzen), da muss man nicht noch weitere Ansatzpunkte für einen nichtlinearen Oszillator einbauen.
Von der TU München wurde auch eine Q(U)-Studie erarbeitet:
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S. 100: "Grundsätzlich ist stets eine möglichst geringe Blindleistungeinspeisung ins Netz anzustreben. Die Q(U)-Kennlinie bietet gegenüber anderen Regelmethoden eine bedarfsgerechte Blindleistungsbereitstellung, die die tatsächlich vorherrschenden Spannungsverhältnisse berücksichtigt."
Die Regelung wird meines Wissens durch ein Zertifikat nachgewiesen. Bei kleineren Anlagen gibt's ein Einheitenzertifikat, bei größeren erstellt der Zertifizierer aus den Einheitenzertifikaten und der Anlagenkostellation ein Anlagenzertifikat. Die Personalkapazitäten sind beim Netzbetreiber doch gar nicht vorhanden, um den Run zu bewältigen. Weder bei der Anschlussbeantragung und von einer messtechnischen Überwachung ganz zu schweigen. Deswegen wurde ein Teil der Aufgaben an den Zertifizierer delegiert, der im Übrigen nicht vom Netzbetreiber sondern vom Anlagenerrichter bezahlt werden muss, wenn er einen Konformitätsnachweis erbingen will.
Bei Verteilnetzbetreibern wird insbesondere in Süddeutschland, wo eine Masse an Kleinanlagen angeschlossen werden, nach dem Motto vorgegangen: Knicken, Lochen, Abheften. Der Netzbetreiber sieht sich nicht als Netzpolizei. Wenn etwas schief geht, können sich die zuständigen Versicherungen im Rahmen forensischer Untersuchungen streiten, ob der Inbetriebnehmer die Vorgaben nicht richtig umgesetzt hat, der Zertifizierer geschlampt hat, der Hersteller etwas fehlerhaftes geliefert hat, der NB sich falsche Parameter ausgedacht hat, oder, oder. Vertrauen ist gut, Kontrolle ist besser - das lässt sich bei der EZA-Zahl gar nicht nachprüfen. Hier muss in ein vernünftiges und vertrauenserweckendes System aus normativen Anforderungen, harten Typprüfungen und guter Zertifizierungspraxis investiert werden, anders bekommt man m.E. die dezentrale Systemtechnik nicht in den Griff.
Das sind vor allem auch nur einigen wenige größere Parks, wo der Betreuungsaufwand überschaubar ist und auch die Kosten für eine leittechnische Anbindung zum Abruf von Echtzeit-Daten keine Rolle spielen. Im Verteilnetz will man eine robuste Fire & Forget Einstellung haben, die man wenn möglich nie wieder anfassen muss.
Das wird sich ändern, wobei ich bei der Kurzschlussleistung noch keine so große Baustelle sehe. Die ist der dezentralen Einspeisung aus dem Trafo geflossen und tut es nach wie vor. Ich kann mir nicht vorstellen, dass ein Kurzschluss auf HS-Ebene es bis zur Schutzauslösung es schafft, über das HöS/HS-Umspannwerk das das Übertragungsnetz leerzusaugen. Nur falls Inselnetze in Mode kommen, muss man sich etwas überlegen, um dann auch im Inselfall genügend Kurzschlussleistung für die Schutztechnik im Verteilnetz verfügbar zu machen. Wenn da noch das ein oder andere BHKW am Start ist, ist der Drops gelutscht, ansonsten muss man gemäß der Sunny Island Spezifikation ein paar WR mit 5 fach Nennstrom für einige Dutzend ms zur Verfügung stellen.
Ich habe größere Bauchschmerzen, dass dezentrale Einspeiser "PSS-stabilisierte träge Massen" verdrängen und die Diskussion um die genauen Anforderung zur Emulation dieses Verhaltens zu lange dauert, so dass da ein Vakuum entsteht, was sich negativ auf die Netzdynamik (insbesondere Dämpfung) auswirkt.
Die Elektroenergie muss ja soweiso rein, d.h. das kann man auch per Smart Charging geschickt machen und die Erzeugungsspitzen teilweise wegfiltern, wenn sich die Gelegenheit ergibt. Das Schwierigste ist es, das bisherige Tankverhalten zu ändern: statt die Batterie immer ganz leerzufahren, um dann mit Volldampf wieder vollzuladen, müsste (wie im übrigen in Skandinavien aufgrund der verbreiteten elektrischen Motorvorheizung üblich) das Auto bei Stillstand mit dem Netz verbunden werden.
Dann hätte man genügend Zeit und Muße, z.B. bei Frequenz- und Spannungserhöhungen, Leistung aus dem Netz zu nehmen und diese in die Batterie tropfen zu lassen. Wenn der Nutzer auf den roten Knopf drückt: Vollladen Jetzt! geht's situationsbezogen auch schneller. Aber ansonsten wäre ein netzdienliches Verhalten angebracht und ggf. auch Grund für eine pauschale Vergütung. Das hier finde ich eine gute IDEE:
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Aber selbst wenn irgendwann das Rückspeisen kommt, ist das aus meiner Sicht nicht so tragisch. Zum einen sind die Batterien so ausgelegt, dass die kalendarische Alterung in der Regel schneller voranschreitet als die zyklische Alterung: Ein Standardnutzer hat nach 10 Jahren, wenn die Batterie einfach weggammelt noch nicht genügend Zyklen auf der Uhr. Zum anderen ist es ein eher seltener Vorgang, der vor allem bei Netznotfällen oder Sonderanwendungen (Versorgung von Inselnetzen: Camping; Ausfall der Stromversorgung -> Strom für die Heizungssteuerung aus der Garage, vgl. mit den Ideen aus Japan nach der überflutung der elektrischen Infrastruktur durch den Tsunami; Rettungsmaßnahme beim drohenden Blackout durch Frequenzabsturz wegen Leistungsmangel) zum Tragen käme und kein Regelbetrieb wäre.
Die sogenannte dynamische Netzstützung, die innerhalb von Millisekunden reagieren soll, wird weniger gebraucht um im Fehlerfall die Netzspannung zu stützen, sondern der nach Kennlinie eingespeiste Blindstrom dient in der Regel dazu, die Schutzeinrichtungen im Netz zu auszulösen.
Beispiel: Ein Mittelspannungsstrang habe 500 A Nennstrom (20 kV x 500 A = 10 MVA). Es sind auch 10 MVA umrichterbasierte Anlagenleistung installiert. Wenn nun ein Fehler auftritt, dann könnten diese Anlagen in der Regel nur den Nennstrom liefern. Ein Schutzgerät, das auf Ströme achtet, wüsste gar nicht, dass ein Fehler auftritt, wenn es nicht den Kurzschlussstrom vom Trafo gäbe.
In Inselnetzen ist daher ein Synchrongenerator nicht schlecht, der rund das 8 fache an Nennstrom liefert, so dass die Sicherung zuverlässig fliegt. Das ist auch der Grund für die etwas andere Dimensionierung von (Insel)Batteriewechselrichtern. Ansonsten würde ein Kurzschluss ewig weiterbrennen und die Sicherung sieht nur einen Nennstrom.
Bei einem Digitalschutz lässt sich mittlerweile viel parametrisieren und wenn man Geld genug ausgeben will, kann man jede Leitung ähnlich einem FI mit Differentialschutz ausrüsten, der keine deutlichen Überströme braucht, um falsch positive und falsch negative Auslösungen zu vermeiden. Die übliche Schutztechnik in der Niederspannung ist aber nach wie vor eine (Schmelz)Sicherung.
Es geht also weniger um die Leistung, als um den Strom, der als Signal für einen Fehler gebraucht wird. Ein Wechselrichter mit Nennstrom ist kein Signalgeber für einen Problemfall.
Ich betreibe meine Inselwechselrichter immer wieder mal aus Versehen so, dass sie einen Schwarzstart machen müssen. Da ist der Verbraucher mit z.B. 3 kW schon eingeschaltet bevor der Wechselrichter an ist. Das ist überhaupt kein Problem.
Letzthin habe ich mal einen Kompressor mit 2,8 kW an einem 4 kW Wechselrichter angeschlossen und eingeschaltet. Der Kompressormotor hat sich kurz gerührt und dann hat sich der Wechselrichter für 10 s abgeschaltet. Dies hat sich dann immer wiederholt. Die Leistung reichte nicht aus. Am 6 kW Wechselrichter lief der Motor aber problemlos an.
Die entscheidende Frage ist wie man alle Wechselrichter, die für einen Schwarzstart in einem großen Netz brauchen würde, automatisch synchronisiert. Normale Einspeisewechselrichter erwarten ja Netzspannung am Eingang bevor sie sich snchron aufschalten. Für einen Schwarzstart müssten sie auch ohne Netzspannung synchron einspeisen. Ich könnte mir vorstellen, dass man das gesamte Netz hierarchisch in Inselnetze aufteilt. Dies fängt an bei der Insel in einem Haus, geht über Teile des Ortsnetzes, das gesamte Ortsnetz, das regionale Netz usw. Jede dieser Inseln hat einen zentralen Frequenzregler, der über Signale auf dem lokalen Inselnetz, ähnlich wie Powerline alle angeschlossenen Erzeuger erst Mal von der Frequenz her synchronisiert, bevor sie sich gleichzeitig auf Befehl auf das Netz aufschalten. Dadurch wirken alle Erzeuger wie ein großes Kraftwerk. Wenn das lokale Inselnetz stabil ist, dann wird die Frequenz dieses Netzes mit dem übergeordneten Netz synchronisiert. Wenn das geschehen ist, dann können vom Frequenzregler im übergeordneten Netz alle Inselnetze aktiviert werden und sich gleichzeitig aufschalten, usw.
Erleichtert könnte das alles noch werden wenn in allen Verbraucheranschlüssen, die keinen Erzeuger beinhalten, über die Zentrale alle Verbraucher über eine ENS vom Netz genommen würden. Dann braucht man zum Schwarzstart nicht so viel Leistung und auch die Verbraucher sind vor möglichen Schäden durch den Schwarzstart geschützt.
Das stimmt aber im Falle des Exports nicht. Auf exportierten Strom werden keien Netzentgelte bezahlt.
Es würde schon helfen wenn an jedem Regelzonen-/Netzübergang vom Netzbetreiber in dessen Netz der Strom hineinfließt, die Netznutzungsentgelte an den Netzbetreiber bezahlt werden müssten aus dessen Netz der Strom hinausfließt. Durch je mehr Regelzonen-/Netzübergänge der Strom fließt umso teuerer werden die Netzentgelte die dann vom Netzbetreiber von den Verbrauchern in seinem Netz bezahlt werden müssen. Lokal erzeugter Strom ist dann günstiger als Strom der über viele Grenzen hinweg fließt.
Auch wenn das System so im Einsatz ist, heißt das nicht dass es dann nciht Betrug am Verbraucher ist. Der der nichtpriviligierte Verbraucher muss für etwas bezahlen von dem er keinerlei Vorteil hat. Es ist sogar ein Nachteil, da wenn der Strom nicht exportiert werden könnte, der Strompreis an der Börse noch weiter sindken würde.
Dann sollen doch bitte diejenigen die Kosten tragen die davon profitieren und nicht die nicht-privilegierten Verbraucher.
Genau das Gegenteil ist der Fall. Nimmt man an ein Fahrzeug hat für eine Reichweite von 300 km einen Speicher von 60 kWh an Bord. Heutige LiFePO4 Akkus haben bei 70 % DOD mehr als 5000 Ladezyklen. Daraus ergibt sich eine Fahrleistung von mehr als 1 Mio km mit einem Akku. Die wenigsten Menschen werden in 20 Jahren Fahrzeugnutzung 1 Mio km fahren. Bei durchschnittlich 20.000 km sind es nur 40 % der möglichen Zyklen.
Warum soll also ein EV-Nutzer den Akku in seinem Fahrzeug nicht für die Netzstabilisierung bereitstellen, vor allem wenn der damit auch noch Einnahmen erzielen kann?
Diese Einnahmen können einen Teil der hohen Speicherkosten kompensieren. Zu beachten ist auch noch, dass so ein Speicher am Ende der Lebensdauer im Fahrzeug auch noch als Speicher für PV-Anlagen weiter leben kann. Denn er hat am Ende immer noch rund 80 % Restkapazität, was zwar wegen der geringeren Reichweite im Auto nicht mehr akzeptabel sein mag, aber für ein neues Leben in einem PV-Speicher recht das lange, vor allem weil er dann natürlich auch viel günstiger sein wird. Dies haben mittlerweile auch schon einige Automobilhersteller erkannt und wählen diesen Weg beim Recycling der alten Akkus im EV.
Da musst Du den SM-Lieferanten deines Vertrauens befragen oder in ein Lehrbuch schauen. Bei mir habe ich griffbereit A. Schwab, Elektroenergiesysteme: Kap 6.10 Der Synchrongenerator im Kurzschluss, da steht aber keine Liste an Beispielwerten für den Stoßkurzschlussstrom drin. Vielleicht lohnt ein Blick in die VDE 0102 (DIN EN 60909) Kurzschlussströme in Drehstromnetzen.
Wie schon gesagt: über den Trafo, der auch Teil des Gesamtsystem ist, kommt normalerweise ein genügend großer Kurzschlussstrom. So wurden Verteilnetze vor der Einführung dezentraler Erzeuger schutztechnisch betrieben. Ein anderes Problem ist, dass die Kurzschlussleistung zu hoch sein kann, d.h. das Trennvermögen eines Leistungsschalters wird durch den zusätzlichen Kurzschlussstrom der stromab gelegenen Synchrongeneratoren (Biogas, Wasserkraft) ggf. überschritten. Das ist bei einer anfänglichen Dimensionierung kein Problem, aber wenn sich das Netz jedes Jahr verändert, will man trotzdem nicht regelmäßig die Schutztechnik umbauen, sondern robuste Konzepte haben.
Großspeicher sehe ich eher direkt bei Windparks oder auch teilweise in Niederspannungs mit hohem PV-Anteil. Man kann dann bestehende Leitungen viel besser Ausnutzen ohne dass man eine Leistungsverstärkung braucht. Dies haben schon einzelne Betreiber von Ortsnetzen erkannt.
Das nennt sich Cold Load Pickup. Wenn kein Netz da ist, soll sich der Verbraucher abschalten. Das ist besonders doof, wenn z.B. bei Kühlgeräte (Klimaanlagen, Kühlschränke) nach einem Stromausfall die Taktung synchronisiert wurde: Alle Anlagen werden aufgrund des Temperaturfühlers auf EIN gestellt.
Wenn der Netzbetreiber wieder Spannung auf die Leitung gibt, schalten alle ein, was zu Störungen führen kann. Daher ist zur Vermeidung dieser Störeffekte bei Stromausfall die Gerätesteuerung gehalten, das Hauptrelais zu öffnen und nach der Spannungswiederkehr erst nach einer (randomisierten) Verzögerung zuzuschalten.
Mit Großspeicher meine ich Anlagen in der Größenordnung 100 MW - 1 GW.
Das sind also Pumpspeicher oder adiabate Druckluftspeicher, die selber Standortwünsche haben. Energieeffizient nach ESOI-Kriterium aufgrund der vielen Speicherspiele, aber furchtbar langsam in der Projektierung.
Ich schätze mal noch macht das keiner. Aber Ford hat für die Tin Lizzy erstmal auch noch keine 10 Jahresgarantie gegen Durchrostung gegeben. Das kam erst mit der Zeit und der technischen Verfeinerung des Rostschutzes.
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