Offgrid 2.0

Dieselgeneratoren sind weit verbreitet. In Inselnetzen sind sie oft das Herzstück, bei netzgebundenen Verbrauchern dienen sie der Notstromerzeugung, die nicht nur selten, sondern in manchen Ländern bis zu 16 Stunden am Tag läuft. Typischerweise stehen die Dieselgeneratoren in Ländern, in denen die Bevölkerung stark wächst und deren Stromverbrauch steigt. Das ist teuer, mit steigender Tendenz. Es gibt also Grund genug, sich nach Alternativen umzusehen.

Der Charme der Photovoltaik ist, dass sie parallel installiert werden kann. Die Kosten von Photovoltaikanlagen haben sich in den letzten drei Jahren halbiert. Sie sind daher jetzt konkurrenzfähig. Der Preis pro Kilowattstunde Stromerzeugung mit Dieselmotoren hängt im Wesentlichen von den laufenden Kosten der Anlage ab (Dieselkraftstoff und Wartung) und in geringerem Maße von den Investitionskosten. In der Kombination mit Photovoltaikanlagen kann die Anzahl der Betriebsstunden dieser Aggregate erheblich gesenkt werden. Pro Kilowattstunde Strom kostet der Brennstoff zwischen 25 und 35 Cent. Da die Betriebskosten von Photovoltaikanlagen verschwindend gering sind, können somit die Gesamtkosten des Systems verringert werden. Der Fokus beim Projektieren von PV-Diesel-Hybridsystemen liegt also in der Minimierung der Betriebszeit der Dieselgeneratoren. Gleichzeitig soll dabei die Stabilität der Stromversorgung und der Lasten garantiert sein. Daher muss sichergestellt werden, dass die Generatoren in ihrem Arbeitsbereich laufen.

Riesiges Marktpotenzial Der Markt kann sehr groß werden. Der weltweite Absatz von Dieselgeneratoren war in den letzten drei Jahren zwar sehr schwankend:, aber auf hohem Niveau. Von 38 Gigawatt im Jahr 2010 stieg er auf fast 48 Gigawatt 2011, um dann 2012 auf 40 Gigawatt zu sinken (Diesel & Gas Turbine Publications, 36th Power Generation Order Survey). Davon entfielen mehr als 50 Prozent auf netzferne Industrieanlagen oder Netze mit häufigen Versorgungsausfällen.

Der wichtigste Faktor für die Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik-Diesel-Hybridsystemen ist der Kraftstoffpreis, den der Anlagenbetreiber bezahlt und der von der jeweiligen Steuer, von Subventionen je nach Vertriebsart (Einzel- oder Großhandel) sowie von anderen Faktoren abhängig ist. Bei seiner Entscheidung zur Investition stützt sich der Betreiber in der Regel auf den Zeitraum der Kapitalrendite (ROI). Eine Amortisationszeit zwischen drei und sechs Jahren macht die Investition recht attraktiv. Dies ist ab einer Leistung des Dieselgenerators von mehreren hundert kVA möglich.

Ein solches Hybrid-Inselsystem benötigt eine Einheit, die das Wechselstromnetz aufbaut. Daran können weitere Generatoren angeschlossen werden, indem sie sich auf das vom Dieselgenerator gestellte Wechselstromnetz in Frequenz, Spannung und Phasenlage synchronisieren. Die für das Stromnetz verantwortliche Einheit muss dafür sorgen, dass Spannung und Frequenz innerhalb der vorgeschriebenen Grenzen bleiben und genauso viel Strom erzeugt wie verbraucht wird. In Hybridsystemen könnte auch ein Zweirichtungs-Wechselrichter mit Akku das Netzmanagement übernehmen. Doch das ist zurzeit noch zu teuer, ihre Lebensdauer ist relativ kurz und außerdem macht es die Systeme deutlich komplexer. Bei den meisten derzeit auf dem Markt erhältlichen Systemen soll die Integration von Batterien so lange aufgeschoben werden, bis die Kosten gesunken und diverse technische Fragen geklärt sind. So ist noch unklar, wie lang die Geräte leben, wie sich ein großer Temperaturbereich auf den Betrieb auswirkt, wie Wartung und Service in abgelegenen Gebieten organisiert werden können und wie das Recycling funktioniert. Daher wählen die meisten Hersteller derzeit Systeme, in denen ein Dieselgenerator die Netzparameter bestimmt. So muss ständig ein Stromaggregat in Betrieb sein. Gibt es zusätzliche Generatoren, werden sie entsprechend dem Verbrauch und der Photovoltaikerzeugung betrieben.

Durchdringungsgrad entscheidend Wie das Zusammenspiel der Dieselgeneratoren und der Photovoltaikanlage gesteuert werden soll, hängt von dem momentanen oder dem mittleren Durchdringungsgrad der Solarenergie in einem bestimmten Zeitraum ab. Der momentane Durchdringungsgrad ist die Spitzenleistung der Photovoltaikanlage im Verhältnis zur Spitzenlast. Der mittlere Durchdringungsgrad ist die Energieerzeugung geteilt durch die verbrauchte Energie. Das Verhältnis zwischen beiden Durchdringungsgraden hängt von der zeitlichen Verteilung des Verbrauchs und den Wetterbedingungen ab. Um mittlere Durchdringungsgrade von über 20 Prozent zu erhalten, benötigt man im Allgemeinen momentane Durchdringungsgrade von mehr als 50 Prozent.

Bei relativ niedrigen momentanen Durchdringungsraten unter 20 Prozent ist die Einbindung der Photovoltaikanlage ziemlich einfach. Die Solarstromerzeugung kann als „negative Last“ betrachtet werden. Dann ist keine zusätzliche Steuerung nötig, da die Dieselgeneratoren automatisch ihre Leistung entsprechend drosseln, wenn weniger Leistung nachgefragt wird.

Allerdings gibt es einen Effekt, der bei steigender Photovoltaikleistung immer relevanter wird. Wenn Solarstrom in das Inselnetz fließt, können unter Umständen einige Dieselgeneratoren längere Zeit abgeschaltet werden. Dadurch verringert sich die Systemträgheit. Das wiederum erhöht die Tendenz zu Frequenzschwankungen. Daher müssen die Solarwechselrichter in solchen Systemen höhere Anforderungen erfüllen als solche in netzgekoppelten Systemen und über einen größeren Frequenz- und Spannungsbereich stabil arbeiten.

Controller für hohen Durchdringungsgrad Bei höheren Durchdringungsgraden als 20 Prozent (mittlerer Durchdringungsgrad) wird die Fluktuation der Solarstromerzeugung zunehmend zu einer Herausforderung, vor allem wenn man den Wunsch hat, möglichst viel des erzeugten Solarstroms so zu nutzen, dass der Dieselverbrauch sinkt. Die Dieselgeneratoren müssen sicherstellen, dass zu jedem Zeitpunkt die Produktion im Gleichgewicht zum Verbrauch ist. Wenn viel Solarstrom fließt, laufen die Dieselgeneratoren mit sehr niedriger Last. Dabei darf die Mindestlast nicht unterschritten werden. Außerdem sinkt der Kraftstoffverbrauch der Dieselgeneratoren nicht linear mit sinkendem Verbrauch. Bei niedrigeren Lasten arbeiten sie weniger effizient als bei hohen. So steigt bei einer Last des Dieselgenerators von 30 Prozent der Kraftstoffverbrauch um bis zu 20 Prozent pro erzeugter Kilowattstunde im Vergleich zu einem Dieselgenerator unter Volllast. Das führt außerdem zu einem größeren Motorenverschleiß und einem erhöhten Wartungsbedarf durch Ablagerungen im Abgassystem und in den Kolben, die durch unvollständige Verbrennung, Knallen in den Kolben, Kraftstoffverunreinigung und Kondensation von Wasser im Schmieröl verursacht werden.

Bei moderneren Motoren mit Common-Rail-Einspritzung, die zunehmend eingesetzt werden, ist das allerdings etwas besser als bei den Motoren mit mechanischer Einspritzung. Für solche Dieselgeneratoren ist es ausreichend, wenn sie immer mit mindestens 30 Prozent Last betrieben werden.

Kombiniert man die Dieselgeneratoren mit einer Photovoltaikanlage, muss eine zusätzliche Kontrolleinheit dafür sorgen, dass diese 30 Prozent Mindestlast eingehalten werden. Solch ein Gerät wird zum Beispiel von SMA unter dem Namen „Fuel Save Controller“ vertrieben. Andere Hersteller haben sogenannte SPS-basierte Modelle im Angebot, die über eine Kommunikationsschnittstelle (meistens Modbus) mit Solarwechselrichtern und Dieselaggregaten verbunden sind und kontinuierlich die Netzparameter (Strom/Spannung) an der Anschlussstelle der Lasten überwachen. Sowie sich die Last des Dieselgenerators der Mindestlast nähert, reduziert der Controller die Ausgangsleistung der Solarwechselrichter, um die Last der Generatoren über der Mindestauslastung zu halten. Die Dieselagregate reagieren indirekt, da sie die Last abzüglich der Photovoltaikleistung versorgen.

Der Controller muss auch bei einem plötzlichen Lastabfall oder wenn eine Sicherung abschaltet, schnell reagieren. Denn wenn die Solarstromerzeugung die Last im System übersteigt, schalten die Dieselgeneratoren im besten Fall automatisch ab. Sollte dies aus irgendeinem Grund nicht geschehen, speist der Solarstrom den Dieselgenerator, der dann als Motor arbeiten würde. Das kann irreparable Schäden am Verbrennungsmotor verursachen. Und der Controller muss also schnell genug reagieren. Sollte es nötig sein, sehr schnell zu reagieren, schaltet der Controller die Wechselrichter automatisch ab. Dies geschieht jedoch selten, meistens reicht es, die Wechselrichterleistung zu reduzieren.

Der Controller verfügt dabei über eine Logik zur Lastenoptimierung im System. Das Ziel ist, die Photovoltaikanlage nicht mehr abzuregeln als nötig. Wie das geht, hängt von der Betriebsart der Dieselgeneratoren ab. Diese können mit einer lastabhängigen Frequenz/Umdrehungszahl arbeiten. Das heißt, wenn die Last hoch ist, sinkt die Frequenz im System. Oder sie können mit einer festen Umdrehungszahl bei einer Nennfrequenz arbeiten. Das kommt am häufigsten vor, da Verbraucher in der Regel keine Frequenzschwankungen wollen. Im ersten Fall kann man den Droop-Mechanismus verwenden, um die Wechselrichterlast zu verringern. Unabhängig davon, ob bei der Lastenaufteilung im System ein taktsynchroner oder ein Droop-Mechanismus benutzt wird, sollten die Inverter bei der Erhöhung der PV-Penetrationsrate ihre Ausgangsleistung regeln/begrenzen können, sei es durch Kommunikationsschnittstellen oder als Reaktion auf Frequenzschwankungen im Netz.

An Regelleistung denken Die Leistungsbegrenzungskapazität der Solarwechselrichter wird auch verwendet, um im System genug Regelleistung zur Verfügung zu haben. Diese ist unabdingbar, wenn das Inselnetz zuverlässig funktionieren soll. In Dieselerzeugungssystemen ist die Differenz zwischen aktueller Leistung und Maximalleistung der Generatoren schnell abrufbare Regelleistung. Eine häufige Anforderung für die Festlegung der notwendigen Regelleistung ist die sogenannte N-1-Regel. Sie besagt, dass die Versorgung beim Ausfall eines der Dieselgeneratoren aufrechtzuerhalten ist. Das bedeutet, dass die Gesamtkapazität der Dieselgeneratoren bei einer ausgefallenen Einheit immer noch die gesamte Last decken muss. Dafür werden in der Regel ein oder mehrere Generatoren als Back-up eingesetzt. Zusätzlich wird eine Leistungsreserve eingeplant, so dass die Gesamtkapazität der Dieselgeneratoren, die gleichzeitig in Betrieb sein können, immer größer als der maximale Leistungsbedarf ist. Die Faustregel verlangt hier 110 Prozent der geschätzten Höchstlast.

Die Einbindung von Solarenergie mit ihren naturgemäßen Schwankungen erhöht den Bedarf an Regelleistung darüber hinaus. Der zusätzliche Bedarf hängt davon ab, wie schnell die Solarleistung variiert, zum Beispiel wenn eine Wolke vorbeizieht. Das hängt unter anderem von den Wetterbedingungen und der Größe der Solaranlage ab. Bisher gab es erst wenige Studien zu dem Thema. Diejenigen, die es in verschiedenen Regionen gab, kommen immerhin zu einem ähnlichen Ergebnis: Meistens fällt die Leistung innerhalb von zehn Minuten nicht unter 70 Prozent der Nennleistung. Wenn man davon ausgeht, dass zehn Minuten ausreichen, um ein zusätzliches Dieselaggregat einzuschalten und zu synchronisieren, ist ein Anteil zwischen 20 und 30 Prozent von der durchschnittlich prognostizierten AC-Nennleistung der PV-Anlage noch zu erwarten und kann deswegen als sichere Leistung berücksichtigt werden. Die nötige Regelleistung kann reduziert werden, wenn man den Solargenerator im Vergleich zur Nennleistung des Wechselrichters überdimensioniert.

Der Controller muss sicherstellen, dass immer ausreichend Regelleistung vorhanden ist. Stellt der fest, dass die freien Kapazitäten der in Betrieb befindlichen Dieselgeneratoren nicht ausreichend sind, so muss er zeitweise die Leistung der Solarwechselrichter reduzieren. Dann übersteigt die von den Dieselgeneratoren versorgte Last den Schwellenwert, ab dem ein zusätzlicher Generator aktiviert wird. Wenn der Controller jedoch feststellt, dass der Bedarf an Regelleistung durch weniger Dieselaggregate als gerade in Betrieb gedeckt werden kann, kann er eine frühere Abregelung der Photovoltaikleistung oder eine etwaige Überdimensionierung der Photovoltaikanlage nutzen, um vorübergehend die Photovoltaikleistung zu erhöhen. Somit sinkt die von den Dieselgeneratoren getragene Last unter den Ausschaltwert, und ein Dieselgenerator schaltet aus. Wenn der Controller effizient arbeitet, begrenzt er das Starten und Herunterfahren von Dieselgeneratoren auf ein Minimum.

Bei hoher Solarstromerzeugung und niedrigem Verbrauch steigt auch das Risiko von Überspannungen im System. Bei Hybridsystemen ist die Spannungsregelung durch Bereitstellung von Blindleistung weniger effizient als bei konventionellen Stromnetzen, da die Leitungen ein niedriges Verhältnis X/R von Blind- und Wirkwiderstand haben. Der Controller überwacht daher die aktuellen Werte der verbrauchten Wirk- und Blindleistung und steuert den Solarwechselrichter bei Bedarf so, dass er Blindleistung abgibt. Das regelt die Systemspannung, und die Dieselaggregate müssen selbst nicht mehr so viel Blindleistung zur Verfügung stellen. Die Solarwechselrichter sollten sowohl induktive als auch kapazitive Blindleistung erzeugen können (bei einem Leistungsbereich von +0,8/-0,8), um eine störungsfreie Synchronisation des Generators ans Netz zu sichern.

Gut geeignet für Industrie mit begrenztem Netzzugang Die Einbindung von Solaranlagen ist insbesondere für industrielle Anwendungen, die bislang durch Dieselaggregate versorgt wurden, eine äußerst interessante Option, zum Beispiel für Minen, gewerbliche Einrichtungen mit einem hohen Verbrauch für Kühlanlagen, Rechenzentren, Wasseraufbereitungs- oder Entsalzungsanlagen. Das ist vielleicht sogar einer der vielversprechendsten Märkte für die Photovoltaikindustrie.

Der Controller kann übrigens auch in netzgekoppelte PV-Anlagen integriert werden, die durch häufige Netzausfälle Notstromaggregate verwenden. Sei werden im Übrigen bereits weiterentwickelt. Die Hersteller arbeiten bereits an Anlagen mit Batterien, die in Photovoltaik-Diesel-Hybridsysteme eingebunden werden können. Eine Entwicklung ist, dass nicht die Dieselaggregate, sondern die Batteriewechselrichter die Netzführung übernehmen. Dann gibt es gar keine Begrenzung der Photovoltaik-Penetrationsrate in Inselsystemen mehr. Steht schon Offgrid 3.0 vor der Tür?

pv magazine group und Solarpraxis laden ein: Offgrid-Workshop: www.pv-magazine.de/forumsolarpraxis 02 / 2013 | www.pv-magazine.de

Der AutorAlberto Gallego arbeitet bei der RENAC als Projektleiter im Bereich Solarenergie.Die Renewables Academy AG (RENAC) mit Sitz in Berlin ist spezialisiert auf Aus- und Weiterbildung bei erneuerbaren Energien (Photovoltaik, Hybridtechnologien, Windkraft, Bioenergie, Netzintegration oder ländlicher Elektrifizierung) und Energieeffizienz. Seit seiner Gründung 2008 hat das international ausgerichtete Unternehmen Teilnehmer aus über 100 Ländern geschult. Praxisorientierte Hands-on-Workshops finden in RENACs Trainingscenter in Berlin oder mit dem mobilen Trainingscenter auch weltweit statt. Weitere Informationen unter: www.renac.de