Bei der Durchführung von Power-Quality-Messungen erleben wir regelmäßig, dass rund um Oberschwingungsmessungen an Photovoltaikanlagen noch viele Fragen bestehen: Wann wird eine Messung gefordert, wo muss gemessen werden, mit welchem Equipment wird korrekt gemessen und wie werden die Ergebnisse bewertet? In diesem Beitrag geben wir einen Einblick in unsere Messpraxis und erläutern die wichtigsten Schritte von der Forderung bei der Zertifizierung bis zum Messbericht.
Photovoltaikanlagen speisen ihre Leistung über Wechselrichter in das elektrische Netz ein. Die dabei eingesetzte Leistungselektronik kann neben der 50-Hz-Grundschwingung auch Oberschwingungsströme erzeugen. Bei größeren Photovoltaikanlagen muss deshalb im Rahmen der Netzanschlussplanung und Anlagenzertifizierung nachgewiesen werden, dass die zulässigen Netzrückwirkungen am Netzanschlusspunkt eingehalten werden.
Dieser Nachweis erfolgt zunächst normalerweise rechnerisch. Ergibt die Berechnung, dass einzelne zulässige Oberschwingungsströme möglicherweise überschritten werden, kann eine Oberschwingungsmessung an der fertiggestellten Photovoltaikanlage erforderlich werden. Mit ihr wird untersucht, welche Oberschwingungsströme die gesamte Anlage unter realen Betriebsbedingungen tatsächlich am Netzanschlusspunkt verursacht.
Das öffentliche Stromnetz wird in Deutschland mit einer Grundfrequenz von 50 Hz betrieben. Oberschwingungen sind sinusförmige Anteile, deren Frequenz einem ganzzahligen Vielfachen dieser Grundfrequenz entspricht (z.B. 2. Ordnung = 100 Hz, 3. Ordnung = 150 Hz). Zusätzlich können Zwischenharmonische (25 Hz, 75 Hz, etc.) und höherfrequente Störaussendungen (> 2 kHz), sogenannte Supraharmonische, auftreten.
Bei Photovoltaikanlagen entstehen solche Stromanteile vor allem durch die Schaltvorgänge und Regelverfahren der Wechselrichter. Die Oberschwingungsströme fließen durch die Impedanzen des Netzes und können dort Oberschwingungsspannungen verursachen. Zu hohe Pegel können beispielsweise Betriebsmittel zusätzlich erwärmen, elektronische Geräte beeinflussen, Resonanzen anregen oder die Spannungsqualität für weitere Netznutzer verschlechtern.
Eine verbindliche Messpflicht allein ab einer bestimmten Leistung in kW oder MW gibt es nicht. Ob eine Messung erforderlich wird, hängt vielmehr vom Netzanschluss- und Zertifizierungsverfahren des konkreten Projekts ab.
Besonders relevant ist das Thema bei größeren PV-Anlagen, die über eine kundeneigene Transformatorstation an das Mittelspannungsnetz angeschlossen werden. Für diese Anlagen gelten in Deutschland insbesondere die Anforderungen der VDE-AR-N 4110 sowie die Vorgaben des zuständigen Netzbetreibers. Der Nachweis im Rahmen der Anlagenzertifizierung erfolgt auf Grundlage der einschlägigen Technischen Richtlinien der Fördergesellschaft Windenergie und andere Dezentralen Energie (FGW).
Eine Oberschwingungsmessung kann insbesondere gefordert werden, wenn:
In der Praxis betrifft die planmäßige Nachmessung häufig PV-Parks und größere gewerbliche Photovoltaikanlagen. Die Leistung allein ist jedoch kein ausreichendes Entscheidungskriterium. Auch die Anzahl und der Typ der Wechselrichter, die Netzimpedanz, die Kurzschlussleistung am Netzanschlusspunkt, die Transformatoren und die bereits vorhandene Oberschwingungsbelastung des Netzes beeinflussen die Bewertung.
Bevor eine PV-Anlage errichtet oder vollständig in Betrieb genommen wird, stehen naturgemäß noch keine Messwerte der Gesamtanlage zur Verfügung. Die Zertifizierungsstelle muss die zu erwartenden Netzrückwirkungen deshalb zunächst rechnerisch bewerten.
Grundlage sind unter anderem:
Die für eine einzelne Erzeugungseinheit ermittelten Oberschwingungsströme werden auf die gesamte Photovoltaikanlage hochgerechnet. Dabei werden die Ströme mehrerer Wechselrichter nicht für jede Frequenz einfach arithmetisch addiert. Abhängig von der Frequenz beziehungsweise Oberschwingungsordnung kommen vorgegebene Summationsverfahren und Exponenten zur Anwendung.
Anschließend werden die berechneten Oberschwingungsströme der Gesamtanlage mit den am Netzanschlusspunkt zulässigen Werten verglichen.
Die rechnerische Bewertung muss auch dann belastbar sein, wenn das tatsächliche Zusammenspiel aller Wechselrichter noch nicht bekannt ist. Deshalb arbeitet sie teilweise mit vereinfachenden und konservativen Annahmen.
In einer realen Photovoltaikanlage können sich die Oberschwingungsströme der einzelnen Wechselrichter abhängig von ihren Phasenlagen teilweise verstärken, aber auch teilweise kompensieren. Hinzu kommen Unterschiede bei:
Die Berechnung kann daher für einzelne Frequenzen höhere Werte ergeben, als später tatsächlich am Netzanschlusspunkt gemessen werden. Umgekehrt können Resonanzen oder besondere Netzverhältnisse einzelne Frequenzanteile auch verstärken.
Eine rechnerische Grenzwertüberschreitung bedeutet deshalb nicht automatisch, dass die fertiggestellte PV-Anlage das Netz tatsächlich unzulässig belastet. Sie zeigt zunächst, dass die Einhaltung der Anforderungen anhand der verfügbaren Unterlagen und Berechnungsannahmen nicht zweifelsfrei nachgewiesen werden konnte. In diesem Fall kann eine Oberschwingungsmessung unter realen Betriebsbedingungen den erforderlichen Nachweis liefern.
Für die Bewertung der gesamten Photovoltaikanlage ist grundsätzlich der Netzanschlusspunkt maßgebend. Dort wird die Kundenanlage mit dem Netz des Netzbetreibers verbunden und dort müssen die Anforderungen an die Netzrückwirkungen eingehalten werden.
Bei einer mittelspannungsseitig angeschlossenen Photovoltaikanlage sollte die Messung daher möglichst auf der Mittelspannungsseite erfolgen. Eine Messung auf der Niederspannungsseite des Anlagentransformators ist für die Bewertung am mittelspannungsseitigen Netzanschlusspunkt nur eingeschränkt geeignet. Das frequenzabhängige Übertragungsverhalten eines Leistungstransformators ist in der Regel nicht ausreichend bekannt. Oberschwingungsströme und -spannungen werden abhängig von der Frequenz, der Schaltgruppe, den Wicklungskapazitäten und weiteren Parametern des Transformators unterschiedlich übertragen. Eine zuverlässige Umrechnung der niederspannungsseitigen Messergebnisse auf die Mittelspannungsseite ist deshalb häufig nicht möglich.
Für die Messung auf der Mittelspannungsseite werden häufig die vorhandenen Strom- und Spannungswandler verwendet. Konventionelle Messwandler sind jedoch meist nur für die genaue Übertragung der 50-Hz-Grundschwingung spezifiziert. Ihr tatsächliches Übersetzungsverhältnis und ihr Phasenfehler können sich bei höheren Frequenzen verändern. Resonanzen innerhalb des Messwandlers können einzelne Frequenzanteile zusätzlich verstärken oder abschwächen und dadurch die Ergebnisse der Power-Quality-Messung verfälschen.
Mit dem OMICRON FRANEO 800 IT PQlyzer kann das breitbandige Übertragungsverhalten der eingesetzten Mittelspannungswandler bestimmt werden. Dabei werden das frequenzabhängige Übersetzungsverhältnis und der Phasenfehler über den für die Oberschwingungsmessung relevanten Frequenzbereich untersucht. Auf dieser Grundlage lässt sich beurteilen und dokumentieren, ob die vorhandenen Wandler für die geplante Messung geeignet sind und bis zu welcher Frequenz ihre Messergebnisse zuverlässig verwendet werden können.
Der Messpunkt, die Eignung der Messwandler und das Messverfahren sollten daher bereits vor Beginn der Messkampagne mit der Zertifizierungsstelle und gegebenenfalls mit dem Netzbetreiber abgestimmt werden.
Daraus ergeben sich Messgrößen, Frequenzbereiche, Betriebspunkte und Grenzwerte.
Während der Messkampagne werden die dreiphasigen Ströme und Spannungen, Wirk- und Blindleistung, Harmonische, Zwischenharmonische, gegebenenfalls Supraharmonische sowie der jeweilige Betriebszustand der PV-Anlage zeitgleich erfasst.
Die Messung muss unterschiedliche Leistungsbereiche erfassen. Dafür ist ein Zeitraum mit ausreichend hoher und wechselnder Sonneneinstrahlung erforderlich; eine Momentaufnahme bei geringer Einspeiseleistung reicht in der Regel nicht aus.
Bei der Auswertung werden die Oberschwingungsströme den jeweiligen Leistungsbereichen zugeordnet. Zusätzlich ist zwischen der Hintergrundbelastung des Netzes und der Emission der PV-Anlage zu unterscheiden.
Die Ergebnisse werden mit den zulässigen Werten verglichen und in einem Messbericht dokumentiert. Bei Einhaltung der Grenzwerte kann dieser der Zertifizierungsstelle als messtechnischer Nachweis zum Abschluss der Auflage vorgelegt werden.
Die folgenden Diagramme zeigen beispielhaft die Ergebnisse einer Oberschwingungsmessung an einer Photovoltaikanlage. Dargestellt ist jeweils der höchste gemessene 95-%-Quantilwert über alle betrachteten Leistungsbereiche und Phasen. Diesem Messwert wird der zugehörige zulässige absolute Stromgrenzwert gegenübergestellt.
Bei den Harmonischen werden die einzelnen ganzzahligen Ordnungen von der 2. bis zur 40. Harmonischen bewertet. Die Messwerte liegen bei allen betrachteten Ordnungen unterhalb der jeweiligen Grenzwerte. Die höchste relative Grenzwertauslastung tritt bei der 20. Harmonischen auf und beträgt rund 81,8 %.
Zwischenharmonische liegen zwischen den ganzzahligen Vielfachen der 50-Hz-Grundfrequenz. Im dargestellten Beispiel werden die Messwerte in 50-Hz-Schritten von 75 Hz bis 1.975 Hz bewertet. Auch hier bleiben sämtliche Messwerte deutlich unterhalb der zulässigen Grenzwerte. Die höchste relative Grenzwertauslastung liegt bei 75 Hz und beträgt rund 19,7 %.
Für den Frequenzbereich von 2 bis 9 kHz werden die Stromanteile in 200-Hz-Frequenzbändern zusammengefasst und bewertet. Auffällig sind im dargestellten Beispiel erhöhte Messwerte im Bereich zwischen 2,9 und 3,1 kHz sowie zwischen 5,9 und 6,1 kHz. Diese können beispielsweise mit den Taktfrequenzen beziehungsweise dem Schaltverhalten der eingesetzten Wechselrichter zusammenhängen.
Die höchsten Messwerte treten bei 3,1 kHz auf. Mit einer Grenzwertauslastung von rund 40,8 % wird der zugehörige Grenzwert jedoch weiterhin deutlich eingehalten.
Das Praxisbeispiel zeigt, dass alle bewerteten Grenzwerte eingehalten werden. Der Messbericht kann damit der Zertifizierungsstelle als messtechnischer Nachweis für die Bewertung und den Abschluss der entsprechenden Auflage vorgelegt werden.
Werden auch bei der Messung unzulässig hohe Oberschwingungsströme festgestellt, ist zunächst eine Ursachenanalyse erforderlich. Dabei sollte geklärt werden, ob die betreffenden Frequenzanteile tatsächlich von der Photovoltaikanlage stammen oder durch die Hintergrundbelastung beziehungsweise Wechselwirkungen mit dem Netz beeinflusst werden.
Abhängig von der Ursache kommen beispielsweise folgende Maßnahmen infrage:
Die Auswahl technischer Maßnahmen sollte erst nach einer detaillierten Auswertung erfolgen. Ein vorschneller Einbau von Filtern kann hohe Kosten verursachen und bei ungeklärten Resonanzverhältnissen sogar neue Probleme hervorrufen.
Ist im Anlagenzertifikat eine Oberschwingungsmessung vorgesehen, sollte diese frühzeitig vorbereitet werden. Besonders wichtig sind:
Werden diese Punkte erst kurz vor Abschluss der Konformitätsbewertung geklärt, kann sich der gesamte Zertifizierungsprozess verzögern.
Eine Oberschwingungsmessung wird nicht pauschal ab einer bestimmten Anlagenleistung gefordert. Sie dient insbesondere dann als messtechnischer Nachweis, wenn die Einhaltung der zulässigen Oberschwingungsströme im Zertifizierungsverfahren rechnerisch nicht eindeutig nachgewiesen werden konnte.
Voraussetzungen für einen verwertbaren Nachweis sind ein geeigneter Messpunkt auf der maßgebenden Spannungsebene, geeignete Messwandler, ausreichende Einspeiseleistung und eine fachgerechte Bewertung der Messdaten.
Die Hubert Göbel GmbH unterstützt Betreiber, Projektierer und Zertifizierungsstellen bei der Planung und Durchführung von Oberschwingungsmessungen an Photovoltaikanlagen. Dazu gehören die Prüfung der Zertifizierungsauflage, die Ausarbeitung des Messkonzepts, die Überprüfung des breitbandigen Übertragungsverhaltens vorhandener Messwandler, die Messung am Netzanschlusspunkt sowie die Auswertung und Dokumentation der Ergebnisse für Zertifizierungsstelle und Netzbetreiber.
Sie haben Fragen zu diesem Thema oder wünschen eine Beratung? Gerne steht Ihnen Herr Alexander Lübke als Ansprechpartner zur Verfügung.
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