Microgrid-Grundlagen: Komponenten, Betriebsarten und Steuerung

Das US-Energieministerium definiert ein Microgrid als eine Gruppe verbundener Lasten und verteilter Energieressourcen innerhalb klar festgelegter elektrischer Grenzen, die gegenüber dem Netz als eine steuerbare Einheit wirkt. Es kann sich mit dem Netz verbinden und davon trennen, also netzparallel oder als Insel betrieben werden.

Die anspruchsvolle Technik steckt im Inselbetrieb. Photovoltaik und Batterie parallel zum Netz zu betreiben ist ein gewöhnliches Projekt hinter dem Netzanschlusspunkt. Für eine Insel braucht es eine Quelle, die Spannung und Frequenz vorgibt, ausreichend kVA für Lastsprünge, ausreichend kWh für den Ausfall, einen Schutz, der Fehler auch dann abschaltet, und eine geregelte Rückkehr ins Netz. Ein Microgrid lohnt sich, wenn ein Ausfall den Standort mehr kostet als Steuerung, Schaltanlagen, Speicher und die nötigen Studien.

Komponenten eines Microgrids

Erzeugung

Für den Inselbetrieb ist entscheidend, ob eine Quelle netzbildend oder netzfolgend arbeitet. Ein netzfolgender Wechselrichter misst die Netzspannung und speist dazu synchron Strom ein. Fast alle PV-Wechselrichter arbeiten so. Fällt das Netz weg, fehlt ihnen die Referenz und der Netz- und Anlagenschutz trennt sie. IEEE 1547-2018 verlangt, dass eine dezentrale Energieressource eine unbeabsichtigte Insel erkennt und innerhalb von 2 s nicht mehr einspeist. In Großbritannien legt G99 für den Netzausfallschutz eine Frequenzänderungsrate (RoCoF) von 1 Hz/s mit 0,5 s Verzögerung fest; Vektorsprung wird nicht akzeptiert.

Eine netzbildende Quelle gibt Spannung und Frequenz selbst vor. Ein Synchrongenerator kann das von sich aus. Ein Batteriewechselrichter kann es nur mit einer netzbildenden Betriebsart, die die Steuerung auswählt. Sobald eine netzbildende Quelle die Insel stabil hält, erkennen netzfolgende PV-Wechselrichter wieder eine Spannung, schalten nach ihrer Wiederanlaufverzögerung zu und speisen Energie ein.

Diesel- und Gasmotoraggregate sind steuerbar, aber langsam. Ein Notstromaggregat nach NFPA 110 Type 10 stellt die Versorgung innerhalb von 10 s nach dem Ausfall wieder her. Läuft ein Dieselmotor lange bei geringer Last, können sich unverbrannte Rückstände ablagern. NFPA 110 setzt für die monatliche Prüfung 30 % der Nennleistung in kW als Mindestlast an; derselbe Wert ist eine vernünftige Untergrenze für den Inselbetrieb. Kraft-Wärme-Kopplung richtet sich nach dem Wärmebedarf; ihre elektrische Leistung steht nur zur Verfügung, solange dieser Bedarf besteht.

Speicher

In vielen modernen Microgrids bildet der Batteriewechselrichter das Netz während der ersten Sekunden bis Stunden einer Insel. Dimensionieren Sie ihn auf zwei Arten. Die kVA-Nennleistung muss die weiter versorgten Lasten einschließlich Blindleistung und Motoranlauf tragen. Die nutzbaren kWh oberhalb der von der Steuerung reservierten Mindestladung bestimmen, wie lange die Insel läuft, bevor ein Generator übernimmt oder Lasten abgeschaltet werden. Das Rechenbeispiel unten zeigt beides.

Lasten

Ordnen Sie Lasten danach, wie lange sie ohne Versorgung auskommen: Sekunden, Minuten oder Stunden. Die Einteilung ist standortabhängig und muss mit dem Betriebsteam vereinbart werden. Sicherheitssysteme, IT und Prozesssteuerungen brauchen meist eine unterbrechungsfreie Versorgung und hängen zusätzlich an einer USV. Ein Kühlhaus übersteht bei geschlossenen Türen möglicherweise eine Stunde oder länger. Viele Produktionslinien vertragen selbst eine kurze Unterbrechung nicht: Ein gestoppter Produktionslauf kann Ausschuss erzeugen und der Neustart Stunden dauern. Solche Linien gehören zur kritischen Gruppe oder werden vor dem Inselübergang geordnet angehalten. EV-Laden, Raumheizung und Druckluft können meist warten.

Die Steuerung schaltet eine Gruppe über ihren Leistungsschalter oder Schütz, per Befehl an die Gebäudeleittechnik oder per Leistungsgrenze für einen EV-Ladepunkt oder drehzahlgeregelten Antrieb ab. Jeder Pfad hat seine eigene Verzögerung und muss im tatsächlichen Inselbetrieb geprüft werden.

Netzanschlusspunkt

Der Netzanschlusspunkt, Point of Common Coupling (PCC), ist der Schalter zwischen Microgrid und Netz. Er öffnet zur Inselbildung und schließt nach der Resynchronisierung. Die Anschlussregeln folgen den örtlichen Vorschriften. In Nordamerika behandelt IEEE 1547-2018 in Abschnitt 8 unbeabsichtigte und geplante Inseln. In Großbritannien regelt G99, Abschnitt 9.6.2, den Inselbetrieb einer Kundenanlage und macht den Betreiber der Erzeugungsanlage für sichere Synchronisierung und Trennung verantwortlich. Im übrigen Europa gelten EN 50549-1 und nationale Netzanschlussregeln. Der G99-Leitfaden behandelt den Netz- und Anlagenschutz ausführlicher.

Beim Öffnen des PCC ändert sich auch die Erdung. Bezieht der Standort seinen Neutralleiter-Erdungs-Punkt aus einem Netztransformator auf der Netzseite des PCC, fehlt der Insel eine Erdungsreferenz, bis ein Neutralleiter-Erdungs-Schalter auf der Standortseite schließt. G99, Abschnitt 8, zeigt typische Anordnungen: Dieser Schalter ist im Parallelbetrieb offen und im Inselbetrieb geschlossen.

Microgrid-Steuerung

IEEE 2030.7 beschreibt Kernfunktionen einer Microgrid-Steuerung, darunter die Einsatzplanung der Energieressourcen und den Übergang zwischen Netzparallel- und Inselbetrieb. Praktisch erkennt die Steuerung einen Netzausfall, öffnet den PCC, wählt die netzbildende Quelle, schaltet Lastgruppen ab und wieder zu, synchronisiert die Insel und schließt den PCC. Falls vorgesehen, wechselt sie dabei auch die Parametersätze der Schutzrelais.

Die Einsatzplanung hat eine Reihenfolge: Zuerst muss genügend rotierende Reserve und Batterieladung für den nächsten Ausfall verfügbar sein. Danach hält die Steuerung Generatoren oberhalb ihrer Mindestlast. Erst wenn diese Grenzen eingehalten werden, optimiert sie die Kosten.

Betriebsarten

Netzparallelbetrieb

Das öffentliche Netz gibt Spannung und Frequenz vor und gleicht jede Leistungsdifferenz aus. Die Steuerung nutzt PV, lädt die Batterie bei niedrigen Tarifen, entlädt sie bei Spitzen und kann Flexibilität für Demand Response und Frequenzmärkte anbieten. Dabei gelten die Anschlussvereinbarung am PCC einschließlich einer möglichen Exportgrenze und die für den Inselbetrieb zurückgehaltene Reserve.

Übergang zum Inselbetrieb

Ein geplanter Inselübergang verläuft gleichmäßig. Die Steuerung fährt den Leistungsfluss am PCC gegen null, der Batteriewechselrichter wechselt in den netzbildenden Modus und der PCC öffnet ohne Unterbrechung der Lasten. IEEE 1547-2018 bezeichnet dies als geplante Inselbildung und nennt einen herannahenden Sturm als möglichen Anlass.

Eine ungeplante Insel beginnt mit einem Fehler oder Ausfall. Der Schutz am PCC erkennt ihn und öffnet den Schalter; danach bildet die Steuerung die Insel. Lief zuvor kein netzbildender Wechselrichter parallel zum Netz, erleben die Lasten eine Unterbrechung aus Erkennungszeit, Schaltzeit und Anlaufzeit. Die PV-Wechselrichter trennen sich beim Netzausfall und kommen erst zurück, wenn die Insel eine Weile stabil ist. Der erste Lastsprung am Batteriewechselrichter umfasst deshalb die gesamte weiter versorgte Last ohne PV-Beitrag.

Inselbetrieb

Der Insel fehlt das Netz, das einen Überschuss aufnimmt oder ein Defizit deckt. Bildet ein Generator das Netz, sinkt bei Überlast die Frequenz; eine gestufte Unterfrequenz-Lastabschaltung funktioniert wie gewohnt. Bildet ein Batteriewechselrichter das Netz, ergibt sich die Frequenz aus seiner Droop-Einstellung. Die Steuerung schaltet dann Lasten ab, wenn die gemessene Leistung an die verfügbaren kW des Wechselrichters heranreicht oder der Ladezustand seine Untergrenze erreicht.

PV-Überschuss ist das Gegenproblem. Ist die Batterie voll, erhöht der netzbildende Wechselrichter die Frequenz. Nach G99, Abschnitt 11.2.4, reduzieren PV-Wechselrichter ihre Wirkleistung oberhalb von 50,4 Hz; EN 50549-1 enthält eine entsprechende Überfrequenzreaktion. Die Steuerung kann PV auch unmittelbar über Modbus abregeln. Funktioniert beides nicht, kann die Batterie die Energie nicht aufnehmen und die Insel schaltet wegen Überfrequenz oder Überspannung ab.

Resynchronisierung und Wiederzuschaltung

Vor dem Schließen des PCC gleicht die Steuerung Spannung, Frequenz und Phasenwinkel der Insel an das Netz an. Ein Synchronprüfrelais (ANSI-Gerätenummer 25) bestätigt die Übereinstimmung. IEEE 1547-2018 setzt folgende Grenzen nach der Gesamtleistung:

In Großbritannien verweist G99, Abschnitt 9.6.2.4, für die beim Schließen zulässige Spannungsstörung auf EREC P28. Ein Schließen außerhalb der Grenzen belastet Generatorwellen mit einem Drehmomentstoß und verursacht einen Stromstoß am PCC.

Rechenbeispiel: Insel dimensionieren

Ein Lebensmittelbetrieb wird über einen Transformator mit 1.000 kVA, 11/0,4 kV und 5 % Impedanz versorgt. Seine maximale Netzbezugsleistung beträgt 850 kW. Er hat 400 kWp PV an netzfolgenden Wechselrichtern, eine Batterie mit 500 kW / 1.000 kWh an einem netzbildenden 500-kVA-Wechselrichter und ein Diesel-Notstromaggregat mit 500 kVA (400 kW bei Leistungsfaktor 0,8).

Bei Netzausfall bleiben 350 kW versorgt: 60 kW für Steuerung, IT und Sicherheit, 220 kW für die Kühlung des Kühlhauses und 70 kW in der Packhalle. Prozesswärme, Druckluft, Büroklimatisierung und EV-Ladepunkte werden abgeschaltet.

Wechselrichterleistung und Motoranlauf

Bei Leistungsfaktor 0,85 entsprechen 350 kW etwa 412 kVA. Vom 500-kVA-Wechselrichter bleiben 88 kVA Reserve. Motoranläufe beanspruchen sie. Ein Kältekompressor mit 55 kW benötigt im Betrieb etwa 69 kVA und beim Direktanlauf für ein bis zwei Sekunden ungefähr das Sechsfache, 410 kVA. Der Anlaufstrom hat einen niedrigen Leistungsfaktor von etwa 0,35 und addiert sich vektoriell zu den übrigen 343 kVA. Die Summe beträgt etwa 710 kVA, also das 1,4-Fache der Wechselrichternennleistung und liegt nahe seiner Stromgrenze. Die Spannung bricht ein; die Schütze anderer Kompressoren können abfallen. Mit Frequenzumrichtern oder Sanftanläufern und einem einzeln gestaffelten Neustart durch die Steuerung bleibt der Lastsprung innerhalb der Nennleistung. Der Rechner für kW, kVA, kvar und Leistungsfaktor rechnet zwischen diesen Größen um.

Energiereserve

Der Betreiber legt eine Ladezustandsuntergrenze von 40 % fest. Damit bleiben 400 kWh für die Insel zurück. Bei 350 kW reichen sie vor Wechselrichterverlusten ungefähr 68 Minuten: Zeit, um das Dieselaggregat zu starten, notfalls von Hand, wenn der automatische Start scheitert. Die Reserve kostet Flexibilität: Nur 600 kWh der 1.000 kWh stehen für Tarifoptimierung und Lastspitzenreduktion zur Verfügung. Vor einer Sturmwarnung kann die Steuerung die Untergrenze erhöhen und danach wieder senken.

Generatorauslastung

Tagsüber entsprechen 350 kW Insellast 88 % der 400-kW-Nennleistung des Aggregats. Nachts sinkt die weiter versorgte Last auf etwa 110 kW, also 28 % und damit unter die 30-%-Grenze. Die Steuerung kann das Aggregat durch Batterieladung auf etwa 75 % belasten, dann abschalten und die Insel aus der Batterie versorgen, bis deren Ladezustand wieder die Untergrenze erreicht. Der Rechner für den Kraftstoffverbrauch von Generatoren schätzt den Verbrauch in beiden Betriebsarten.

Schutz im Inselbetrieb

Am selben Betrieb zeigt sich, warum der Schutz geändert werden muss. Der Nennstrom des Transformators bei 400 V beträgt 1.443 A. Bei 5 % Impedanz und einem starken 11-kV-Netz fließen an seinen Klemmen im Fehlerfall ungefähr 28,9 kA. Der Transformatorstrom-Rechner berechnet beide Werte. Der Nennstrom des Batteriewechselrichters beträgt 722 A. Laut Sandia National Laboratories liefern netzbildende und netzfolgende Wechselrichter im stationären Fehlerfall ungefähr das 1,1- bis 1,5-Fache ihres Nennstroms, hier 790 bis 1.080 A.

Die Packhalle hängt an einem 250-A-Kompaktleistungsschalter. Seine unverzögerte Auslösung ist auf das Zehnfache des Nennstroms eingestellt, also 2.500 A. Am Netz fließen bei einem Fehler in der Packhallenverteilung mehrere Kiloampere; der Schalter löst in wenigen zehn Millisekunden aus. In einer nur von der Batterie versorgten Insel fließen höchstens 1.080 A, also das 4,3-Fache des Schalternennstroms. Die unverzögerte Stufe spricht nicht an; die thermische Stufe braucht viele Sekunden. Währenddessen bricht die Spannung in der ganzen Insel ein. Möglicherweise löst der Wechselrichter selbst aus, bevor der Schalter öffnet. Dann fällt die ganze Insel statt nur eines Abgangs aus.

Mit laufendem Dieselaggregat ändert sich die Lage erneut. Ein Synchrongenerator mit 15 % subtransienter Reaktanz liefert in den ersten Netzperioden etwa 1 / 0,15 = 6,7-mal seinen Nennstrom, bei diesem Aggregat ungefähr 4.800 A, bevor der Strom abklingt. Der Fehlerstrom hängt also davon ab, welche Quellen zugeschaltet sind. Übliche Lösungen sind:

• Parametersätze in Schutzrelais, geschaltet nach dem Zustand von PCC- und Generatorschalter;
• spannungsabhängiger Überstromschutz (ANSI 51V), der bei eingebrochener Spannung schon bei geringerem Strom auslöst;
• Unterspannungsauslösung (ANSI 27) mit zeitlicher Staffelung der Abgänge;
• Stromdifferentialschutz für Abgänge, bei denen Selektivität besonders wichtig ist;
• Wechselrichter mit höherem kurzzeitigem Fehlerstrom, sofern der Hersteller solche Ausführungen anbietet.

Die Schutzstudie muss jede mögliche Quellenkombination im Inselbetrieb berücksichtigen, auch den nächtlichen Betrieb allein aus der Batterie.

Fehlermuster

Ein geplanter Inseltest deckt die meisten Fehler vor einem echten Ausfall auf. Führen Sie ihn jährlich bei typischer Standortlast durch und wiederholen Sie ihn nach Änderungen an Lasten oder Einstellungen.

Welche Werte messen?

Das Microgrid braucht Messungen in zwei Geschwindigkeiten. Für Inselbildung, Resynchronisierung und Exportbegrenzung benötigt die Steuerung Spannung, Frequenz, Phasenwinkel und Leistung am PCC innerhalb weniger Netzperioden. Diese Werte kommen von ihren eigenen Messwandlern und den Schutzrelais, fest verdrahtet oder über ein eigenes Netz. Der Betreiber braucht zusätzlich Aufzeichnungen über Sekunden bis Minuten, um Ausfälle zu prüfen, Reserven zu kontrollieren, Kosten zuzuordnen und Änderungen zu planen.

Im Inselbetrieb zählt der Leistungsfaktor stärker als am Netz. Die Insel muss ihre gesamte Blindleistung selbst liefern. Bei einem Standort mit schlechtem Leistungsfaktor erreichen Wechselrichter und Generator ihre kVA-Grenze deshalb vor der kW-Grenze.

Microgrid mit EpiSensor überwachen

EpiSensor-Stromzähler messen am PCC, an Generatoren und an jeder Lastgruppe. Sie melden die Werte über das Zigbee-Funknetz des Standorts an einen Gateway. Stromwandler- und Spannungsanschlüsse bleiben Installationsarbeit für Elektrofachkräfte. Von den Zählern zum Gateway sind keine Datenleitungen nötig. Auf dem Gateway läuft Edge: Es speichert Daten vor Ort, erfasst sie auch bei unterbrochener Internetverbindung weiter und übermittelt sie an die Plattform des Betreibers. Register von Batteriemanagementsystem, Wechselrichtern und Wetterstation können über Modbus in dieselbe Aufzeichnung übernommen werden.

Nach einem Ausfall zeigt die Aufzeichnung, wann das Netz verloren ging, welchen Ladezustand die Batterie bei der Inselbildung hatte, welche Gruppen abgeschaltet und wann sie wieder zugeschaltet wurden und wie das Aggregat ausgelastet war. Die Steuerung verwendet diese Aufzeichnung nicht zum Auslösen, Synchronisieren oder Begrenzen der Einspeisung. Solche Entscheidungen bleiben bei ihren eigenen Messungen, den Schutzrelais und gegebenenfalls einem Abrechnungszähler als getrennten, zertifizierten Geräten.

Zwei Konstruktionsentscheidungen halten die Überwachung während des Ausfalls am Leben, den sie erfassen soll: Versorgen Sie Gateway und relevante Zähler aus der kritischen Versorgung. Speisen Sie den PCC-Zähler auf der Standortseite des PCC. Ein Zähler an einem abgeschalteten Stromkreis meldet nach dessen Abschaltung nichts mehr und kann Funkrouten im Mesh mit unterbrechen.