Um das Stromnetz auch mit erneuerbaren Energien stabil zu halten und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, definieren Netzbetreiber sogenannte Grid Codes. Eine zunehmende Rolle spielen dabei Gas-Blockheizkraftwerke und Dieselaggregate wie MTU Onsite Energy sie anbietet. Diese erfüllen bereits heute die bestehenden Anforderungen für Erzeugungsanlagen, um Stromnetze im ungestörten wie im gestörten Betrieb zu stützen.
Erneuerbare sollen dem Netz dienen
Früher erbrachten konventionelle Kraftwerke sämtliche Systemdienstleistungen, um das Netz stabil zu halten. Als der Anteil erneuerbarer und dezentraler Energieerzeugung im Netz noch niedriger war, durften sich diese Erzeuger bei einer Störung innerhalb kurzer Zeit vom Netz trennen. Heute gibt es Situationen im Netz, bei denen die Energieerzeugung durch Erneuerbare bei über 60 Prozent der gesamten erzeugten elektrischen Energie liegt. Würden diese Erzeuger in einer solchen Situation durch einen Netzstörung vom Netz getrennt, würde dieses vollständig zusammenbrechen – das Verbundnetz kann lediglich einen Leistungsabfall von drei Gigawatt ausgleichen.
Großkraftwerke können die Störungen im Netz nicht mehr alleine bewältigen – dezentrale Erzeuger müssen nun mit Systemdienstleistungen zur Gewährleistung der Netzstabilität und der Versorgungssicherheit beitragen. Für Deutschland gilt diese Anforderung seit 2009 in der Technischen BDEW-Richtlinie „Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz“. Um diese mit Richtlinien anderer europäischer Länder zu harmonisieren, erließ die EU-Kommission einen Anforderungsrahmen: die Verordnung 2016/631 zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Stromerzeuger (Network Code Requirements for Generators, NC RfG). Die Anforderungen lassen sich grob unterteilen in Spannungsqualität, statische Spannungshaltung, dynamische Netzstützung und Nachweis der Konformität zu den Richtlinien. Spannungsqualität ist dabei keine Systemdienstleistung. Sie bezieht sich vorwiegend auf die Leistungselektronik von Stromrichtern. Die Netzrichtlinien betreffen Oberschwingungen, Flicker und Schaltvorgänge. Diese Themen sind unkritisch für Aggregate, da sie häufig mit einem direkt gekoppelten Synchrongenerator ausgestattet sind. Dazu definiert der NC RfG anders als nationale Richtlinien keine Anforderungen.
Aggregate spielen eine Rolle bei der statischen Spannungshaltung. Um größere Ausfälle zu vermeiden, wurden im NC RfG die Frequenzbereiche für Abschaltungen erweitert und Sonderfunktionen bei Überfrequenz (LFSM-O) und Unterfrequenz (LFSM-U) eingeführt. Bei einem Frequenzgrenzwert zwischen 50,2 und 50,5 Hertz muss der Energieerzeuger nun seine reale Wirkleistung gemäß einer Statik senken, die zwischen zwei und zwölf Prozent einstellbar ist, um einen Frequenzanstieg über den Grenzwert hinaus zu vermeiden. Die Betriebsart LFSM-U ist im NC RfG nur für größere Erzeugungsmodule (Typ C und D) vorgeschrieben. Die Höhe der Anforderungen werden im NC RfG in Abhängigkeit von Typklassen festgelegt (Typ A = geringste Anforderungen bis D = höchste Anforderung). Die Festlegung der Leistungsgrenzen zwischen den Typen findet gerade im öffentlichen, nationalen Konsultationsverfahren statt.
Mittlerweile wird ein großer Teil der Energie im Verteilungs- und Niederspannungsnetz erzeugt. In der Vergangenheit speisten konventionelle Kraftwerke Blindleistung ein, um die Spannung zu regeln. Heute müssen die erneuerbaren und dezentralen Erzeugungsanlagen diese Blindleistung liefern. Die Blindleistungsfähigkeit für Einheiten mit Synchrongeneratoren des Typs B ist im NC RfG nicht definiert – diese kann der relevante Netzbetreiber festlegen. Die BDEW-Richtlinie umreißt verschiedene Methoden zur Blindleistungsregelung und definiert die Anforderung an die Blindleistungsfähigkeit zwischen einem CosPhi von 0,95 untererregt bis zu einem CosPhi von 0,95 übererregt.
Netzbetreiber wollen künftig diesen Bereich auf einen CosPhi 0,90 unter- und übererregt erweitern. Insbesondere der Wert CosPhi 0,90 untererregt bei Unterspannung stellt aber eine Herausforderung für Synchronmaschinen dar und ist häufig mit einer Überdimensionierung der Generatoren, mit höheren Installationskosten und geringerer Effizienz verbunden. In der BDEW-Richtlinie ist der normale Betriebsspannungsbereich für ein Generatoraggregat mit 0,9 Un bis 1,10 Un definiert, im NC RfG gibt es dazu keine Festlegung für Typ-B-Erzeuger.
Blindleistung in den Griff bekommen
Blindleistung spielt auch bei der dynamischen Netzstützung eine Rolle. Bei plötzlich auftretenden Spannungseinbrüchen müssen die Generatoren die Netzstörungen kontrolliert durchfahren und das Netz mit Blindleistung stützen (Low-Voltage Ride-Through, LVRT). Diese wird eingespeist, um die Spannung zu stützen und um einen Kurzschlussstrom zu liefern, um so eine schnelle Fehlerklärung zu gewährleisten. Die Blindleistung ist für ein koordiniertes Auslösen der Schutzeinrichtung nötig. Üblich für eine LVRT-Anforderung ist die Darstellung der Unterspannungsgrenze am Netzanschlusspunkt über ein Spannungs-/Zeit-Profil. Der NC RfG definiert hierfür nur einen Rahmen, den die deutsche Regelung aktuell nicht maximal ausgenutzt hat.
Die dynamische Netzstützung stellt bei Aggregaten mit Synchrongeneratoren eine große Herausforderung dar. Bei einem geringfügigen Spannungseinbruch etwa bis auf 70 Prozent Un kann die volle mechanische Leistung der Antriebsmaschine ins Netz übertragen werden, jedoch nicht bei einem größeren Spannungseinbruch. Im ersten Moment des Netzfehlers liefert der Motor dasselbe Drehmoment wie vor der Störung. Bleibt das Drehmoment konstant und sinkt die abgegebene Wirkleistung, steigt die Motordrehzahl. Sobald sich die Spannung erholt, ist der Generator untererregt. Der Polradwinkel steigt und kann die dynamische Stabilitätsgrenze des Synchrongenerators erreichen. Dies kann mechanische Schäden zur Folge haben. Mit Stromrichtertechnik ist es einfacher, plötzliche Spannungseinbrüche durchzufahren, da sie nicht direkt ans Netz gekoppelt ist und keine Gefahr eines Schadens besteht. Synchrongeneratoren können dagegen einen hohen Blindstrom während des Fehlers bereitstellen. Im Gegensatz zu anderen Richtlinien berücksichtigt der NC RfG dies und gibt wie die BDEW-Richtlinie verschiedene Grenzkurven für beide Techniken an.
Ist eine Netzanschlussrichtlinie in Kraft, muss der Anlagenbetreiber ihre Einhaltung nachweisen. In Deutschland wurde in den letzten Jahren gemäß der BDEW-Richtlinie ein mehrstufiges Zertifizierungsverfahren eingeführt. Es ist interessant, wie das Thema der Einhaltung der Anforderungen im Rahmen des NC RfG europaweit gehandhabt wird, insbesondere aufgrund des großen Leistungsbereichs von Erzeugungseinheiten des Typ B von 1 bis 50 Megawatt. Was bei einer Erzeugungseinheit von 50 Megawatt wirtschaftlich machbar ist, ist möglicherweise bei einem Erzeugungsmodul von einem Megawatt nicht möglich.
Das Verfahren kann ein Nachweisdokument des Anlagenbetreibers oder Zertifikate erfordern. Bei Erzeugungseinheiten des Typs B und C muss dem Netzbetreiber ein Nachweisdokument vorgelegt werden, das die Richtlinienkonformität umfasst. Das Format des Dokuments legt der Netzbetreiber fest. Er kann darin verschiedene Angaben verlangen, etwa den Nachweis einer Vereinbarung über die Schutz- und Regelungseinstellungen, eine nach den einzelnen Bestandteilen aufgeschlüsselte Konformitätserklärung oder detaillierte technische Daten.
Mit nach BDEW-Richtlinie zertifizierten Gas-Blockheizkraftwerken von 0,1 bis 2,5 Megawatt und Dieselaggregaten von 0,6 bis 3,2 Megawatt liefert MTU Onsite Energy Produkte gemäß den neuen Anforderungen. MTU hat sich aktiv am Prozess zur Entwicklung der deutschen Netzrichtlinie beteiligt und kann auch Kunden in anderen europäischen Ländern mit diesem erworbenen Wissen unterstützen, die Anforderungen ihrer nationalen Netzanschlussrichtlinien auf Basis des NC RfG zu erfüllen.
Weitere Entwicklungsziele
Netze mit einem hohen Anteil an Erneuerbaren brauchen Regeln für Stabilität. Der NC RfG definiert jedoch nur Grundsätze für neue Richtlinien. Noch nicht geregelte Themen sind auf nationaler Ebene zu definieren und werden sich von Land zu Land unterscheiden. Deshalb sollten Hersteller von Aggregaten auf Basis von Kolbenmotoren diese nationalen Prozesse begleiten, um ihre Produkte an unterschiedliche Anforderungen anpassen zu können. Interessant ist, wie der Nachweis der Einhaltung nationaler Regelungen definiert wird. Hierzulande besteht ein komplexes, aber eingeführtes Zertifizierungsverfahren. Werden in anderen europäischen Ländern ähnliche Verfahren eingeführt, steigt der Aufwand für die Lieferung konformer Produkte in diese Länder.
Für die weitere Entwicklung von Lösungen auf Basis von Kolbenmotoren wird die Einhaltung der Netzrichtlinien ein ebenso wichtiges Entwicklungsiel sein wie die Steigerung des Wirkungsgrads und die Erfüllung von Emissionsvorschriften. Aggregate mit Kolbenmotoren sind wichtig für die Energiewende: sie bieten Stabilität für das Netz, leisten einen Beitrag zur Kurzschlussleistung, sind flexibel regelbar und steigern den Wirkungsgrad bei der Nutzung von Strom und Wärme. Zudem stützen sie künftige Technologien wie Power-to-Heat und Power-to-Gas.
