Smart Grid Controller - AKTUELLES · 2016-11-14 · Smart Grid Controller Technische und...

Smart Grid Controller

Technische und wirtschaftliche Analyse von regelbaren Ortsnetztransformatoren und Längs-reglern in Netzgebieten mit einem hohen Anteil an Elektromobilität und Photovoltaik

Endbericht© FfE, August 2016


Technische und wirtschaftliche Analyse von regelbaren Ortsnetztransformatoren und Längs-reglern in Netzgebieten mit einem hohen Anteil an Elektromobilität und Photovoltaik

Auftraggeber: GE Global Research; Bayerisches Staatsministerium für

Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie

FfE-Auftragsnummer: GE-02

Bearbeiter/in: Dipl.-Ing. Marc Gallet, M.Sc.

Dipl.-Ing. Simon Köppl

Fertigstellung: August 2016

Impressum:


Durchgeführt von der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. (FfE) in Zusammenarbeit mit GE Global Research

zum Projekt:


Gefördert durch:

Bayerisches Staatsministerium für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie

Kontakt:

Am Blütenanger 71 80995 München Tel.: +49 (0) 89 158121-0 Fax: +49 (0) 89 158121-10 E-Mail: [email protected] Internet: www.ffe.de

Wissenschaftlicher Leiter: Prof. Dr.-Ing. U. Wagner

Geschäftsführer: Prof. Dr.-Ing. W. Mauch

Projekt-Manager: Dr.-Ing. Dipl.-Phys. R. Corradini

Verfasst von:

Dipl.-Ing. Marc Gallet, M.Sc.

Dipl.-Ing. Simon Köppl

Dipl.-Ing. Philipp Nobis

Dipl.-Ing. Florian Samweber

Mit Unterstützung von:

Janis Reinhard

Victor Tabacaru

Zuohan Wang

Daniela Wohlschlager

Inhaltsverzeichnis i

Inhalt

1 Ausgangssituation und Zielsetzung ................................................................. 1

2 Vorgehensweise im Projekt Smart Grid Controller ......................................... 2

2.1 Datengrundlage Kosten und Kennwerte .................................................................. 2

2.2 Technische Bewertung ............................................................................................ 2

2.3 Wirtschaftliche Bewertung ....................................................................................... 3

3 Aktueller Stand von Forschung und Entwicklung .......................................... 4

4 Systembeschreibung der untersuchten netzstabilisierenden Maßnahmen . 5

4.1 Grundlagen des Netzbetriebes in der Niederspannungsebene ................................ 5

4.1.1 Thermische Belastbarkeit der Betriebsmittel .................................................... 5

4.1.2 Spannungskriterien .......................................................................................... 5

4.2 Stufenschaltbare Transformatoren zur Netzstabilisierung........................................ 6

4.2.1 Regelbarer Ortsnetztransformator .................................................................... 6

4.2.2 Spannungslängsregler ....................................................................................11

4.3 Konventioneller Netzausbau als Vergleich zur rONT und LVR ...............................14

5 Auswahl der zu untersuchenden Netzgebiete ............................................... 16

5.1 Definition von verallgemeinerten Referenznetzen ..................................................17

5.2 Synthetische Typnetze ...........................................................................................18

5.3 Verwendung von realen Netzgebieten ....................................................................21

5.3.1 Kriterien zur Auswahl der Netze ......................................................................21

5.3.2 Begleitende Messungen in Garmisch-Partenkirchen .......................................22

5.3.3 Digitalisierung der Netzpläne ...........................................................................24

5.3.4 Auswahl reale Netzgebiete aus Garmisch-Partenkirchen ................................25

6 Rahmenbedingungen der Netzsimulationen ................................................. 27

6.1 Aufbau der Szenarien .............................................................................................27

6.1.1 Szenariorahmen ..............................................................................................27

6.1.2 Maßnahmen mit Varianten ..............................................................................27

6.1.3 Zufallsverteilungen je Szenario .......................................................................28

6.1.4 Zusammenfassung des Aufbaus der Szenarien ..............................................29

6.2 Szenariounabhängige Parameter ...........................................................................29

6.2.1 Simulationszeitraum ........................................................................................29

6.2.2 Mittelspannungsnetz .......................................................................................29

6.2.3 Elemente .........................................................................................................30

6.2.3.1 Haushalte .................................................................................................30

ii Inhaltsverzeichnis

6.2.3.2 Elektrofahrzeuge ......................................................................................30

6.2.3.3 Photovoltaikanlagen .................................................................................30

6.2.3.4 Hausspeicher ...........................................................................................31

6.2.4 Spannungsstabilisierungsmaßnahmen ............................................................31

6.2.4.1 Eigenschaften des regelbaren Ortsnetztransformators und des

Längsreglers ..............................................................................................................31

6.3 Szenariorahmen GAP2030 .....................................................................................32

6.4 Szenariorahmen KN2030 .......................................................................................32

6.5 Szenariorahmen GAPextrem und KNextrem ..........................................................33

7 Technische Analyse der Netzgebiete ............................................................. 34

7.1 Simulationsprogramm zur netztechnischen Analyse ...............................................34

7.2 Differenzierung der Einsatzgebiete von rONT und LVR mithilfe der Referenznetze 38

7.2.1 Inhomogenität der Referenznetze ...................................................................38

7.2.2 Identifikation von unzulässigen Netzbelastungen der Referenznetze ..............39

7.2.3 Ausregelung von Spannungsproblemen durch rONT und LVR ........................40

7.2.4 Maximale Spannungsspreizung in einer Netztopologie zur Abgrenzung von

variablen und konstantem Sollwert ................................................................................42

7.3 Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch

detaillierte Simulationen in GridSim ..................................................................................45

7.3.1 Analyse Vorstadtnetz ......................................................................................46

7.3.1.1 GAP-Netz Vorstadt (ONT 3) .....................................................................46

7.3.1.2 Typnetz-Vorstadt ......................................................................................59

7.3.2 Analyse Dorfnetz .............................................................................................68

7.3.2.1 GAP-Netz Dorf (ONT 33) .........................................................................68

7.3.2.2 Typnetz-Dorf ............................................................................................73

7.3.3 Analyse Landnetz ............................................................................................77

7.3.3.1 GAP-Netz Land (ONT 158) ......................................................................77

7.3.3.2 Typnetz-Land ...........................................................................................81

7.3.4 Zusammenfassung der Ergebnisse aus der technischen Analyse ...................86

8 Wirtschaftliche Bewertung .............................................................................. 87

8.1 Grundlagen der Wirtschaftlichkeitsrechnung ..........................................................87

8.1.1 Allgemeine Parameter für die Berechnung der kalkulatorischen Kosten und der

Betriebskosten ..............................................................................................................87

8.1.2 Kostenrecherche der untersuchten Komponenten ...........................................88

8.1.3 Berechnung der leistungs- und spannungsspezifischen Kennzahl ..................90

8.2 Wirtschaftliche Analyse der Referenznetze ............................................................92

8.3 Wirtschaftliche Analyse der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzgebieten ...94

Inhaltsverzeichnis iii

8.3.1 Analyse der Vorstadtnetze ..............................................................................95

8.3.2 Analyse der Dorfnetze .....................................................................................97

8.3.3 Analyse der Landnetze ....................................................................................98

8.4 Zusammenfassung der Wirtschaftlichkeitsanalyse ............................................... 101

9 Fazit und Ausblick ......................................................................................... 102

10 Anhang ........................................................................................................ 104

10.1 Lebenszykluskosten der untersuchten Maßnahmen ............................................. 104

10.1.1 Parallelverkabelung ....................................................................................... 104

10.1.2 Lebenszykluskosten Laststufenschalter ........................................................ 104

10.2 Steckbriefe der untersuchten Netzgebiete ............................................................ 105

10.2.1 Ortsnetztransformator 3 ................................................................................ 105

10.2.2 Ortsnetztransformator 33.............................................................................. 106

10.2.3 Ortsnetztransformator 158............................................................................. 107

10.2.4 Typnetz-Vorstadt ........................................................................................... 108

10.2.5 Typnetz-Dorf ................................................................................................. 109

10.2.6 Typnetz-Land ................................................................................................ 110

11 Literaturverzeichnis .................................................................................... 111

1


1 Ausgangssituation und Zielsetzung

Die fortschreitende Energiewende bedingt einen Wandel in der Energieerzeugungsstruk-

tur, was durch größere räumliche Diskrepanz zwischen Energieerzeugung und

Energieverbrauch eine zwingende Anpassung der Netze erfordert. Für Deutschlands

Netzbetreiber stellt die Umsetzung neben der technischen vor allem eine erhebliche

finanzielle Herausforderung dar. Laut einer aktuellen Studie des Bundesverbandes der

Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) bewegt sich die notwendige Investitions-

summe rein für den Ausbau der deutschen Verteilnetze bis 2020 in einer Größenordnung

von 21 bis 27 Milliarden Euro. Potenzielle zusätzliche Kostenträger wie Installationskos-

ten von Ladeinfrastrukturen für Elektromobilität sowie die Integration von Smart

Metern werden dabei noch nicht berücksichtigt und können weitere Kosten hervorrufen

/BDEW-03 11/.

Durch den Einsatz intelligenter Regelkonzepte besteht die Möglichkeit, den Ausbaube-

darf der Stromnetze zu reduzieren. Das Zusammenspiel von konventionellem

Netzausbau und dem Einsatz verschiedener intelligenter Stabilisierungsmaßnahmen

könnte den Umbau der Verteilnetze effizienter gestalten und somit den Investitionsbe-

darf vermindern. Zusätzlich erhöht sich durch netzstabilisierende Maßnahmen die

maximal im Netzgebiet integrierbare Leistung, z. B. durch Photovoltaik oder eine hohe

Durchdringung mit Elektrofahrzeugen. Um eine möglichst ökonomische Optimierung

der bestehenden Netze zu erreichen, bedarf es einer Ermittlung der jeweils geeignetsten

Stabilisierungsmaßnahme.

Eine Möglichkeit, die Spannung des Verteilnetzes in den in der DIN-Norm

DIN EN 50160 festgelegten Spannungsgrenzen zu halten, sind stufenschaltbare

Transformatoren. Diese sind zwar mit Investitionskosten seitens der Netzbetreiber

verbunden, dieser besitzt jedoch die Kontrolle über die Betriebsmittel, die Verteilnetze

werden nicht zusätzlich belastet und zudem kommt es kaum zu Verlusten. Für regelbare

Ortsnetztransformatoren, die das Mittelspannungs- und Niederspannungsnetz

verknüpfen, und Längsregler, welche die Spannung innerhalb eines Netzstrangs

regulieren, wurde in den letzten Jahren des e-GAP-Projektes ein Längsregler mit einer

Kombination aus elektrischer und mechanischer Schaltung konzipiert. Ein Regelalgo-

rithmus für den Laststufenschalter, der auf einen Großteil der Verteilnetze anwendbar

ist und auch mit geringem Kenntnisstand über die entsprechenden Netzparameter

ausreichend gute Ergebnisse liefern kann, muss entwickelt werden, um die integrierbare

Anzahl an Elektrofahrzeugen und Photovoltaikanlagen kostengünstig maximieren zu

können.

Neben der Maximierung der Stromnetz-Aufnahmefähigkeit für Elektromobilität und

dezentrale Erzeuger, soll ein Spannungsregelungskonzept für die Netzstabilisierung bei

einem hohen Durchdringungsgrad von Elektromobilität und dezentralen Erzeugern

sowie ein wirtschaftliches und kostengünstiges Smart-Grid-Konzept entwickelt werden.

Neben den genannten Anforderungen an das Regelkonzept des Laststufenschalters soll

auch die Lebensdauer von Netzbetriebsmitteln maximiert werden, wonach die Anzahl an

Schalthandlungen auf einem notwendigen Minimum gehalten werden soll.

2 Vorgehensweise im Projekt Smart Grid Controller

2 Vorgehensweise im Projekt Smart Grid Controller

Abbildung 2-1 zeigt das grundsätzliche Vorgehen im Projekt Smart Grid Controller.

Hierzu wurden deshalb drei Arbeitspakete formuliert und bearbeitet.

Abbildung 2-1: Grundsätzliches Vorgehen im Projekt Smart Grid Controller

2.1 Datengrundlage Kosten und Kennwerte

In einem ersten Schritt wurden die notwendigen Inputdaten für die Entwicklung der

Schätzmethode generiert. Hierfür wurden Messdaten aufbereitet, die im Zuge des eGAP-

Projekts „Smart Grid – Basis einer elektromobilen Zukunft“ erhoben wurden und

Rückschlüsse auf mögliche Netzauswirkungen durch einen erhöhten Anteil an

Elektrofahrzeugen zulassen. Der Fokus des aktuellen Projekts liegt auf Netzgebieten,

die sich für den Einsatz eines Längsreglers eignen und an denen neue Messdaten

erhoben wurden. Es wurden Elektrofahrzeuglastgänge erstellt, um in Simulationen eine

hohe Durchdringung an Elektromobilität im Niederspannungsnetz abzubilden. Durch

verschiedene Ladelastgänge sollte ermöglicht werden, das entwickelte Regelkonzept in

unterschiedlichen Belastungsszenarien zu testen und validieren. Für die Validierung

des Längsreglers sollten mithilfe einer geeigneten Methode Netzgebiete gefunden

werden, die potenzielle Anwendungsgebiete für Regelkonzepte darstellen. Beispiele

hierfür sind Netze mit langen Netzauslegern oder Strahlennetze mit großen

Verbraucher- oder Erzeugereinheiten, welche in großer Entfernung zum Transformator

liegen.

2.2 Technische Bewertung

Für die technische Analyse standen sechs verschiedene Case Studies zur Verfügung

(drei reale Netzgebiete und drei Typnetze). Für die Validierung der einzelnen

Maßnahmen wurden Kriterien und Parameter definiert, um die Vergleichbarkeit in

Bezug auf die Stabilisierung des Netzes zu gewährleisten. Grundlagen hierfür bildeten

Wirtschaftliche Bewertung 3

geltende Normen, Gesetze und Kriterien wie die maximal mögliche Betriebsmittelbelas-

tung der Leitungen und Transformatoren. Um den Anteil der Photovoltaikanlagen und

die Durchdringung mit Elektrofahrzeugen für einzelne Netzgebiete abschätzen zu

können und damit zukünftige Last- und Einspeisesituationen abbilden zu können,

wurden verschiedene Szenarien modelliert, wobei auch auf Ergebnisse anderer eGAP-

Projekte zugegriffen wurde. Als Referenz dienten immer Lastflussberechnungen des

derzeitigen Netzes ohne Stabilisierungsmaßnahmen. Um die Effizienz der einzelnen

Spannungshaltungsmaßnahmen zu untersuchen, wurden der konventionelle Netz-

ausbau, regelbare Ortsnetztransformatoren und Längsregler simuliert. Nachdem der

adaptive Regler entwickelt wurde, wurde dieser in eine Simulationsumgebung

implementiert, um das Regelkonzept in unterschiedlichen Szenarien durch umfangrei-

che Lastflussberechnungen zu validieren und anschließend mit den anderen

Spannungsregelungsmethoden zu vergleichen.

2.3 Wirtschaftliche Bewertung

Nachdem die technische Analyse und die Simulationsergebnisse ausgewertet wurden,

wurde eine wirtschaftliche Betrachtung der Case Studies durchgeführt. Dafür mussten

wirtschaftliche Kriterien, wie zum Beispiel konkrete Kosten der betrachteten

Maßnahmen, nach denen Spannungsregelungsmethoden bewertet werden können,

definiert werden. Diese Kriterien wurden wiederum für die sechs Case Studies in

Abhängigkeit von den definierten Szenarien der Entwicklung der Elektromobilität

berechnet. Für die Kostenabschätzungen wurden gängige Methoden der Investitions-

rechnung herangezogen. Um Aussagen über die jeweils wirtschaftlichste Maßnahme

treffen zu können, erfolgte anhand der Kennwerte eine Bewertung der Spannungshal-

tungsmethoden für das jeweilige Netzgebiet. Durch die Verwendung von Typnetzen

konnten die Ergebnisse auch auf andere Verteilnetze übertragen werden. Somit war es

in einem nächsten Schritt möglich, mit Hilfe der Ergebnisse abzuschätzen, wie hoch die

Maximalkosten sein dürfen, um für den Netzbetreiber einen betriebswirtschaftlichen

Vorteil gegenüber anderen Netzstabilisierungsmaßnahmen zu generieren.

4 Aktueller Stand von Forschung und Entwicklung

3 Aktueller Stand von Forschung und Entwicklung

Die Auswirkungen des deutschlandweiten Ausbaus erneuerbarer Energien und die

damit verbundene Integration von dezentralen Erzeugern ins Verteilnetz sind längst

Gegenstand von Forschung und Entwicklung. Eine Vielzahl von Studien beschäftigt sich

mit den zukünftigen Herausforderungen der Netzbetreiber. Auch speziell für die

Anpassungen der Verteilnetze sind bereits Studien veröffentlicht worden. Zu den

Inhalten dieser Analysen zählen sowohl der Ausbaubedarf durch konventionelle

Netzverstärkungen als auch die Spannungsanpassung durch den Einsatz intelligenter

Regelsysteme. Neben den technischen Parametern sowie der Realisierbarkeit beziehen

sich manche Untersuchungen zudem auf wirtschaftliche Kenngrößen der einzelnen

Maßnahmen.

Auf Grund des noch relativ geringen Diffusionsgrades von eingesetzten Spannungs-

längsreglern werden in veröffentlichten Studien vorwiegend der Einsatz von bereits

stärker am Markt etablierten rONT sowie das ohnehin längst erprobte Verfahren des

konventionellen Netzausbaus zur vergleichenden Analyse herangezogen. Die in dieser

Arbeit durchgeführten Untersuchungen beziehen alle drei Maßnahmen gleichwertig mit

ein und beinhalten eine klare Abgrenzung des Einsatzes von regelbaren Ortsnetztrans-

formatoren und des Längsregler.

In der 2014 veröffentlichten Studie „Moderne Verteilernetze für Deutschland“ wird

unter anderem das Einsparpotenzial durch die Nutzung intelligenter Netztechnologien

und die Anwendung innovativer Planungs- und Betriebsstrategien analysiert und

beurteilt. In der Studie wird der Fokus auf die intelligenten Netztechnologien wie

beispielsweise den regelbaren Ortsnetztransformator gelegt. Die Studie beschränkt sich

auf Technologien, die bereits im heutigen Netzbetrieb eingesetzt werden, da neuartige,

sich noch im Forschungs- oder Versuchsstadium befindende Technologien laut den

Autoren keinen großen Beitrag zur Reduzierung des notwendigen Netzausbaus leisten

können. Auch wurde die Simulation von Spannungsreglern außer Betracht gelassen, da

laut Studie der spannungsbedingte Netzausbaubedarf in der Niederspannungsverteil-

netzebene fast vollständig durch regelbare Ortsnetztransformatoren substituiert werden

kann. Es wird sich auf das Abgreifen der Sammelschienenspannung beschränkt, die als

Regelgröße für den rONT Verwendung findet. /EBR-01 14/

Die Mitte 2015 veröffentlichte Studie „PV-Netzintegration“ beschreibt die Wichtigkeit

von Netzbetriebsmitteln mit der Möglichkeit zur Spannungsregelung, um das Mittel-

und Niederspannungsnetz zu entkoppeln bzw. einzelne Ausläufer im Niederspannungs-

netz auszuregeln. Netzbetriebsmittel, wie regelbare Ortsnetztransformatoren und

Längsregler, werden bereits in Feldtests untersucht und kommerzielle Produkte sind

bereits verfügbar. Ebenso sind aktive und intelligente Ortsnetzstationen entwickelt, die

ohne direkten Eingriff durch den Netzbetreiber ein abgestimmtes Verhalten des

Niederspannungsnetzes automatisieren können. Trotzdem wird angemerkt, dass

weiterer Forschungs- und Entwicklungsbedarf in diesem Gebiet besteht. /IWES-06 15/

Grundlagen des Netzbetriebes in der Niederspannungsebene 5

4 Systembeschreibung der untersuchten netzstabilisie-renden Maßnahmen

4.1 Grundlagen des Netzbetriebes in der Niederspannungsebene

Die untersuchten netzstabilisierenden Maßnahmen werden überwiegend in Netzgebie-

ten der Niederspannungsebene eingesetzt. Aufgabe dieses Teils des Verteilnetzes der

betrachteten Ebene ist es, umliegende Verbraucher wie Haushalte, Landwirtschaft,

Industrie sowie Gewerbebetriebe zu versorgen. Um eine adäquate Versorgung zu

gewährleisten, erfordert es die Einhaltung gewisser Rahmenbedingungen. In höheren

Spannungsebenen stellt die Erfüllung des (n-1)-Kriteriums, durch welches die Werte der

Spannung sowie der thermischen Belastung bei einem Ausfall oder einer betrieblichen

Abschaltung eines Betriebsmittels innerhalb der Norm bleiben und somit die

Netzsicherheit weiterhin gewährleistet wird, einen angewandten Planungsgrundsatz

dar. In der Niederspannungsebene ist dies aufgrund der häufig auftretenden

Strahlennetze nicht möglich.

4.1.1 Thermische Belastbarkeit der Betriebsmittel

Eine Rahmenbedingung zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit stellt die

Einhaltung thermischer Grenzwerte dar. Eine Überschreitung des Grenzstroms kann

durch zu hohe Einspeisungen beziehungsweise Verbraucherleistungen auftreten.

Ursachen dafür können eine erhöhte fluktuierende Stromerzeugung aus dezentralen

Anlagen als auch ein möglicher zunehmender Verbrauch, beispielsweise bedingt durch

eine steigende Anzahl von Elektrofahrzeugen, sein. Um eine vorzeitige Alterung sowie

Schädigungen und Ausfälle einzelner Betriebsmittel zu vermeiden, dürfen die

thermischen Belastbarkeiten der betreffenden Netzkomponenten, wie beispielsweise

Transformatoren und Leitungen, nicht dauerhaft überschritten werden. Folglich müssen

Betriebsmittel so dimensioniert sein, dass im Normalbetrieb die maximale Strombelast-

barkeit eingehalten wird. Ausnahme sind kurzzeitige Überlastungen im Störfall, welche

auf Grund der vorherrschenden thermischen Trägheit sowie einer geringen gleichzeiti-

gen Eintrittswahrscheinlichkeit von Jahreshöchstlast und Fehlerfall zulässig sind

/EBR-01 14/.

Die zulässigen Betriebsmittelbelastungen für den Rückspeisefall basieren auf denselben

Bedingungen wie für den Starklastfall und belaufen sich im ungestörten Netzbetrieb in

der Niederspannung auf maximal 100 % der Bemessungsscheinleistung /TUM-01 13/.

4.1.2 Spannungskriterien

Neben den thermischen Anforderungen stellt die Spannungshaltung die größte

Herausforderung bei der Gewährleistung des sicheren Netzbetriebes dar. Eine wichtige

Aufgabe der Verteilnetzbetreiber liegt in der Erfüllung von definierten Mindestanforde-

rungen an die Spannungsqualität. Diese sind in der DIN-Norm DIN EN 50160

festgelegt. Demnach befindet sich die zulässige Spannungsänderung beim Endverbrau-

cher in der Bandbreite von ± 10 % der Bemessungsspannung /EBR-01 14/.

6 Systembeschreibung der untersuchten netzstabilisierenden Maßnahmen

Kommt es zu einer Über- oder Unterschreitung der vorgegebenen Bandbreite,

beispielsweise durch die verstärkte Einspeisung dezentraler Erzeuger oder zu hohen

Verbraucherleistungen, spricht man von Spannungsbandverletzungen.

Der technisch wissenschaftliche Verband für Branchen und Berufe der Elektro- und

Informationstechnik VDE e.V. definierte zudem die Richtlinie VDE AR 4105, welche

technische Mindestanforderungen an den Netzanschluss und Parallelbetrieb von

Erzeugungsanlagen für eine verbesserte Integration dezentraler Anlagen ins Stromnetz

beinhaltet /VDE-01 15/. Die Richtlinie legt den zulässigen Betrag für durch dezentrale

Einspeiser verursachte Spannungsänderungen fest. Demnach darf im Niederspan-

nungsnetz die Summe der verursachten Spannungsanhebung aller Erzeugungsanlagen

den Betrag von drei Prozent nicht überschreiten. Folglich ist eine zusätzliche, durch

Erzeugungsanlagen hervorgerufene Spannungsänderung von mehr als drei Prozent

gegenüber der ursprünglichen Spannung an keinem Verknüpfungspunkt im

Niederspannungsnetz zulässig /TUM-01 13/.

4.2 Stufenschaltbare Transformatoren zur Netzstabilisierung

Im Rahmen dieser Studien werden zwei Typen von Laststufenschaltern betrachtet:

regelbarer Ortsnetztransformator (rONT)

Längsregler

Ein Längsregler wird entlang eines Netzstranges angebracht. Ein rONT hingegen

befindet sich immer in der Ortsnetzstation zwischen Mittel-und Niederspannungsnetz

(vgl. Abbildung 4-1) zeigt.

Abbildung 4-1: Position von regelbarem Ortsnetztransformator und Längsregler im

Niederspannungsnetz /FENES-02 16/

4.2.1 Regelbarer Ortsnetztransformator

Der regelbare Ortsnetztransformator (rONT) ist bereits am Markt etabliert und wird

vermehrt zur Spannungsregelung angewandt. Die Funktionsweise des rONT

unterscheidet sich bei vielen am Markt verfügbaren Modellen. Diese dynamische

Anpassung der unterseitigen Spannung am Transformator geschieht über einen

Laststufenschalter, welcher wiederum von einem Spannungsregler gesteuert wird.

Laststufenschalter dienen zur Änderung des Übersetzungsverhältnisses während des

Stufenschaltbare Transformatoren zur Netzstabilisierung 7

Betriebs und daher zur unterbrechungsfreien Schaltung bei Last /TUW-02 14/. Die

erforderlichen Daten für die intelligente Steuerung liefert beim rONT ein eingebauter

Sensor zur Spannungsmessung /ETZ-01 12/. Die folgende Abbildung 4-2 zeigt, wie die

Anpassung der Spannung aufgrund verstärkter Rückspeisung durch PV-Anlagen erfolgt.

Abbildung 4-2: Schematische Spannungsanpassung durch einen rONT

Die Spannung am Niederspannungsabgang dient als das Eingangsspannungsprofil für

die Regelung und wird mit einem vorgegebenen Spannungssollwert verglichen. Daraus

wird eine Spannungsdifferenz ∆U gebildet (vgl. Formel (1)).

∆𝑈 = 𝑈𝑆𝑒𝑘 − 𝑈𝑆𝑜𝑙𝑙 (1)

USoll: vorgegebener Spannungssollwert

USek: Spannung der Sekundärseite des Transformators

Für den Spannungssollwert wird zusätzlich ein Toleranzband eingestellt. Nur wenn die

Spannungsdifferenz größer als die halbe Bandweite dieses Toleranzbandes ist, spricht

der Stufenschalter vom rONT an (vgl. Formel (2)).

|∆𝑈 | ≥𝐵𝑊

2 (2)

BW: Bandweite des Toleranzbandes

Dabei wird bei der Regelung eine vordefinierte Verzögerungszeit (tVerzögerung) berücksich-

tigt. Eine genauere Beschreibung zur Verzögerungszeit findet sich in /TUW-02 14/.

Wenn die Spannung das Toleranzband überschreitet oder unterschreitet, startet ein

Zeitnehmer. Falls die Bandverletzung nur kurzzeitig dauert, kommt es zu keinem

Stufenwechsel. Läuft die vorgegebene Verzögerungszeit jedoch komplett ab und die

gemessene Spannung befindet sich immer noch außerhalb des Toleranzbandes, kommt

es zu einem Stufenwechsel, welcher die Spannung zurück in das Toleranzband bringen

soll. Dabei ist insbesondere zu beachten, dass die Bandweite größer als eine Stufe des

Schalters sein muss. In /AE-01 15/ wird eine minimale Bandweite der 1,2-fachen

Stufengröße empfohlen.


Im Rahmen dieser Arbeit wird dieser Wert einheitlich für die Dimensionierung aller

Längsregler und regelbaren Ortsnetztransformatoren verwendet. Die Wirksamkeit eines

rONT hängt stark von den verwendeten Regelkonzepten ab, die im Folgenden vorgestellt

werden.

Konventionelle Regelung

Bei diesem Regelkonzept wird die Spannung an der Sekundärseite des rONTs

kontinuierlich gemessen. Die gemessene Spannung bildet das Spannungsprofil in der

Regelung. Der Spannungssollwert sowie die Bandweite des Toleranzbandes bleiben

während des Betriebs unverändert (vgl. exemplarischer Spannungsverlauf in

Abbildung 4-3).

Abbildung 4-3: Spannungsverlauf eines Tages am rONT bei konventioneller Regelung

Ein Vorteil hierbei ist die einfache Umsetzung der Regelung und die damit geringen

Kosten. Die Eingangsspannung ist stark von der Spannung des Mittelspannungsnetzes

abhängig. Daher ist diese Regelung eher geeignet, Schwankungen aus der Mittelspan-

nung zu glätten, als im Niederspannungsnetz Spannungsprobleme zu beheben.

Leistungskompoundierung

Bei diesem Regelkonzept ist der Spannungssollwert nicht mehr konstant, sondern

abhängig von der Auslastung des Transformators. Abbildung 4-4 zeigt eine Standard-

Kennlinie der Sollspannung in Abhängigkeit des auf die Bemessungsscheinleistung 𝑆𝑟

normierten Scheinleistungsflusses über den Transformator, die nach /TAB-01 15/ die

optimale Kennlinie darstellt. Die anderen Parameter, z. B. das Eingangsspannungsprofil

und die Bandweite des Toleranzbandes, werden analog zur konventionellen Regelung

gewählt.

-3

-2

-1

0

1

2

3

0,97

0,98

0,99

1,00

1,01

1,02

1,03

00:00 06:00 12:00 18:00 00:00St

ufe

np

osi

tio

n d

es

rON

T

Span

nu

ng

in p

u

Uhrzeit

Spannungsprofil

Sollwert

Bandbreite

Stufenposition©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00255


Abbildung 4-4: Kennlinie der Leistungskompoundierung eines rONT

Der so variierende Spannungssollwert beeinflusst stark die Spannungsregelung am

rONT (vgl. Abbildung 4-5).

Abbildung 4-5: Spannungsverlauf eines Tages am rONT bei Leistungskompoundie-

rung

0,94

0,96

0,98

1

1,02

1,04

1,06

-50% -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50%

Span

nu

ng

in p

u

prozentualer Scheinleistungsfluss S/S_r über den Transformator

Umax

Usoll

Umin©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00260

-3

-2

-1

0

1

2

3

0,94

0,96

0,98

1,00

1,02

1,04

1,06

00:00 06:00 12:00 18:00 00:00

Stu

fen

po

siti

on

de

s rO

NT

Span

nu

ng

in p

u

Uhrzeit

Spannungsprofil

Sollwert

Bandbreite

Stufenposition

©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00256


Adaptive Regelung

Bei dem als adaptive Regelung bezeichneten Konzept werden Spannungssollwert und

das Toleranzband auf Basis der Spannungen aller Netzknoten im Netzgebiet variiert.

Für die Ermittlung dieser Spannungen sind keine zusätzlichen Messungen notwendig,

sondern können mit einem nach Herstellerangaben geringen Schätzfehler von 5 %

abgeschätzt werden. Dieser mögliche Schätzfehler wird durch einen Sicherheitsabstand

in der Spannungsregelung berücksichtigt. Bei einer Verletzung des Spannungsbandes

an einem beliebigen Netzknoten wird der Stufenschalter aktiviert, indem der Regler

dynamisch das Toleranzband ändert. Der Spannungssollwert und die Breite des

Toleranzbandes werden nach folgender Methodik ermittelt:

Befinden sich alle abgeschätzten Spannungen der Netzknoten innerhalb der

Spannungsgrenzen, kann ein breites Toleranzband angegeben werden.

Verletzt eine der abgeschätzten Spannungen das zulässige Spannungsband,

schaltet der Stufenschalter und es wird ein enges Toleranzband gewählt.

Durch den simulierten zufälligen Messfehler in Höhe von 5 % des tatsächlichen

Spannungswertes schwankt das vom Algorithmus generierte Toleranzband stark.

Abbildung 4-6 zeigt die Stufenposition des rONT, die Bandbreite und den resultieren-

den Spannungsverlauf eines Tages.

Abbildung 4-6: Spannungsverlauf eines Tages am rONT bei adaptiver Regelung

Die gewählte Stufenposition führt zu vergleichsweise extremen Spannungen an den

Netzknoten, die jedoch noch innerhalb der zulässigen Spannungsbänder liegen. Darüber

hinaus wird durch die geringe Anzahl an Stufenwechseln die Lebensdauer des

Laststufenschalters stark erhöht.

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

0,90

0,95

1,00

1,05

1,10

00:00 06:00 12:00 18:00 00:00

Stu

fen

po

siti

on

de

s rO

NT

Span

nu

ng

in p

u

Uhrzeit

Sollwert

Spannungsprofil

Bandbreite

Stufenposition



4.2.2 Spannungslängsregler

Der Einbau eines Spannungslängsreglers (line voltage regulator – LVR) erfolgt dabei

seriell in einem Strang des Netzgebietes, das Regelsystem lässt sich je nach Ort der

auftretenden Spannungsprobleme variabel im Netzstrang installieren. Die genaue

Funktionsweise unterscheidet sich beim Längsregler je nach Hersteller: Prinzipiell

erfasst eine Reglereinheit die primärseitig anliegende Spannung und verändert bei einer

Abweichung von der Nennspannung das Übersetzungsverhältnis. Durch die somit

veränderte Ausgangsspannung des Längsreglers werden mögliche Spannungsbandver-

letzungen verhindert /ENRY-01 12/. Je nach Hersteller wird dabei zwischen

Regelsystemen mit und ohne Stufenregelung unterschieden. Bei einer Stufenregelung

erfolgt die Spannungsanpassung innerhalb eines gewissen Regelbereichs, gängige

Ausprägungen sind dabei ein Bereich von ± 6 % oder ± 10 %. Innerhalb dieses Bereichs

kann die Spannung in Stufen verändert werden, Beispiele für die Stufenweite sind 1,5 %

oder 2,5 %. Bei der stufenlosen Variante von Längsreglern liegen keine mechanischen

Schaltelemente vor, die errechnete Korrekturspannung wird beispielsweise über

Boost-Transformatoren stufenlos eingeprägt beziehungsweise entnommen /ENRY-01 12/.

Die Regelhäufigkeit ist dabei nahezu unbegrenzt.

In Abbildung 4-7 ist die Spannungsanpassung an einem Strang des Niederspannungs-

netzes zur Veranschaulichung grafisch dargestellt. Dabei entspricht sein Regelungsprin-

zip im Wesentlichen dem des rONT.

Abbildung 4-7: Schematische Spannungsanpassung durch LVR

Die Positionierung des LVR hat großen Einfluss auf die Güte der Spannungsregelung

und die Spannungshaltung im gesamten Strang. Die optimale Position wird nach einem

komplexen Verfahren ermittelt und am Beispiel eines realen Netzes in Garmisch-

Partenkirchen, des ONT 158, beschrieben. Abbildung 4-8 zeigt den Netzschemaplan

mit den enthaltenen Verteilerkästen.

Durch eine vereinfachte Simulation mit homogen verteilten Lasten an den Hausan-

schlüssen kann der Hausanschluss mit dem größten Spannungsabfall ermittelt werden.

Der kürzeste Pfad von diesem Hausanschluss zum ONT wird als kritischer Strang

festgelegt. Alle Verteilerkästen auf dem kritischen Strang kommen nun als potenzielle

Standorte für den LVR in Frage. In diesem Fall werden alle Netzknoten am kritischen


Strang bei der Festlegung der optimalen Position für den LVR berücksichtigt. Sind in

den Netzdaten keine Verteilerkästen definiert (z. B. in standardisierten Referenznet-

zen), werden alle Netzknoten als potenzielle Standorte in Erwägung gezogen.

Abbildung 4-8: Netzschemaplan von ONT 158 mit Verteilerkästen und kritischem

Strang

Zur Ermittlung der optimalen Position wird nun der LVR an jedem der möglichen

Standorte installiert und wiederum eine Referenzsimulation mit homogen verteilten

Lasten durchgeführt, deren Höhe so gewählt wird, dass es ohne einen LVR bereits zu

Spannungsbandverletzungen am Strangende kommt. Die Summe der Spannungsabwei-

chung aller Netzknoten ist dabei ein Maß für die Auswahl der optimalen Position (vgl.

Formel (3)):

𝐷𝑖𝑓𝑓𝑚 = √∑ (𝑈𝐿𝑎𝑠𝑡𝑓𝑎𝑙𝑙,𝑛,𝑚 − 1)2𝑁𝐾𝑛𝑜𝑡𝑒𝑛

𝑛=1 + ∑ (𝑈𝐸𝑖𝑛𝑠𝑝,𝑛,𝑚 − 1)2𝑁𝐾𝑛𝑜𝑡𝑒𝑛

𝑛=1 (3)

Diffm: Summe der Spannungsabweichungen aller Netzknoten mit LVR in Position m

ULastfall,n,m: Spannung im Lastfall am Knoten n mit LVR in Position m

UEinspeisefall,n,m: Spannung im Einspeisefall am Knoten n mit LVR in Position m

NKnoten: Anzahl der Netzknoten im kritischen Strang

Für das Netzgebiet des ONT 158 ist somit der Verteilerkasten VK878 die optimale

Position für den LVR (vgl. Tabelle 4-1).

VK810 VK878

VK847

VK776

VK775

VK774


Tabelle 4-1: Spannungsabweichung aller Knoten im kritischen Strang mit

unterschiedlicher Positionierung des LVR

Position des Längsreglers Spannungsabweichung aller Knoten

VK776 0,479 pu

VK776 0,302 pu

VK878 0,291 pu

VK810 0,386 pu

VK847 0,584 pu

Dieses Verfahren wird analog hierzu für alle untersuchten Netzgebiete durchgeführt.

Der eigentliche LVR kann anschließend mit drei verschiedenen Regelkonzepten

betrieben werden, die im Folgenden erläutert werden:

Konventionelle Regelung

Diese entspricht in der Funktionsweise der konventionellen Regelung des rONT und

wurde bereits in Kapitel 4.2.1 beschrieben.

Leistungskompoundierung

Auch diese Regelung agiert analog zum rONT. Der Spannungssollwert wird in der

Regelung nach einer in /TAB-01 15/ vorgegebenen Kennlinie in Abhängigkeit von seiner

Auslastung geändert (vgl. Abbildung 4-9). Prinzipiell ist diese Kennlinie in GridSim

auch frei einstellbar.

Abbildung 4-9: Kennlinie der Leistungskompoundierung von LVR

0,96

0,97

0,98

0,99

1

1,01

1,02

1,03

1,04

-30% -20% -10% 0% 10% 20% 30%

Span

nu

ng

in p

u

prozentualer Scheinleistungsfluss S/S_r über den Transformator

Umax

Usoll

Umin



Abbildung 4-10 zeigt den Spannungsverlauf am LVR bei Verwendung von Leistungs-

kompoundierung. Im Vergleich zur konventionellen Regelung weist dieses Regelkonzept

Vorteile bei der Spannungshaltung auf, während die Anzahl der Stufenwechsel deutlich

steigt.

Abbildung 4-10: Spannungsverlauf eines Tages am LVR

4.3 Konventioneller Netzausbau als Vergleich zur rONT und LVR

Neben der Installation von Laststufenschaltern ist es auch möglich, die Netze durch

höher dimensionierte Betriebsmittel, z. B. Transformatoren, oder durch Verlegung von

zusätzlichen Kabeln zu verstärken. Diese Maßnahmen erhöhen die thermische

Belastbarkeit des Netzes und damit die Stromtragfähigkeit deutlich. Eine Parallelver-

kabelung senkt darüber hinaus die Netzimpedanz und kann damit zur Spannungsstabi-

lisierung beitragen (vgl. Spannungsverlauf eines Netzstrangs mit Parallelverkabelung in

Abbildung 4-11).

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

0,96

0,97

0,98

0,99

1,00

1,01

1,02

1,03

1,04

00:00 06:00 12:00 18:00 00:00

Stu

fen

po

siti

on

de

s LV

R

Span

nu

ng

in p

u

Uhrzeit

Spannungsprofil

Sollwert

Bandbreite

Stufenposition


Konventioneller Netzausbau als Vergleich zur rONT und LVR 15

Abbildung 4-11: Spannungsanpassung durch Parallelkabelverlegung

Der konventionelle Netzausbau als bereits seit langem etablierte Maßnahme wird im

Projekt als Referenz zu rONT und LVR verwendet.

16 Auswahl der zu untersuchenden Netzgebiete


Durch eine geeignete Auswahl an repräsentativen Netzstrukturen soll sichergestellt

werden, dass die Ergebnisse der nachfolgenden techno-ökonomischen Analyse nicht nur

für spezifische Einzelfälle gelten, sondern für eine Vielzahl von Netzstrukturen

generalisierbar sind. Damit können generelle Aussagen über die Einsatzgebiete der

untersuchten netzstabilisierenden Maßnahmen getroffen werden.

Im Rahmen dieser Studie wird sowohl auf verallgemeinerte Referenznetze, synthetische

Typnetze und reale Netzgebiete aus dem Ortsnetz von Garmisch-Partenkirchen

zurückgegriffen:

Verallgemeinerte Referenznetze: Durch die Definition von verallgemeinerten

Referenznetzen, die kombinatorisch aus möglichen Transformatorgrößen, Lei-

tungslängen und vereinfachten Netznutzungsfällen gebildet werden, soll eine

Vielzahl möglicher Netzstrukturen abgedeckt werden und in diesen eine Diffe-

renzierung der Einsatzgebiete der untersuchten Maßnahmen erfolgen.

Synthetische Typnetze: Zur Validierung der Referenznetze wird auf synthetische

Typnetze zurückgegriffen /TUM-04 11/. Diese Netzstrukturen wurden an der TU

München aus realen Niederspannungsnetzgebieten synthetisiert und als reprä-

sentativ für verschiedene Netzcharakteristika identifiziert (z. B. „Typisches

Landnetz“, „extremes Vorstadtnetz“, …).

Reale Netzgebiete in GAP: Mithilfe von realen Netzgebieten werden die Ergebnis-

se der Typnetze auf Garmisch-Partenkirchen übertragen. Hierzu werden die im

Vorgängerprojekt Smart Grid@eGAP digitalisierten Netzgebiete zugrunde gelegt

/EGAP-01 12/.

Abbildung 5-1 zeigt eine Übersicht der verwendeten Netzgebiete. Diese werden im

Folgenden detailliert beschrieben.

Abbildung 5-1: Auswahl repräsentativer Netzgebiete im Rahmen dieser Studie

4

• Kombinatorische

Modellierung möglicher

Trafogrößen, Leitungslängen,

Last- und

Erzeugungsverteilungen

• Differenzierung der

Einsatzgebiete der

Maßnahmen

Validierung anhand

repräsentativer NetzeÜbertragung der Ergebnisse

der Typnetze auf GAP

• Verwendung repräsentativer

Netzstrukturen für

verschiedene

Netzcharakteristika, z.B.

„typisches Landnetz“

• Validierung der Ergebnisse

der Referenznetze

• Simulation der Maßnahmen in

realen Netzgebieten

• Genaue Auswertung der

Versorgungsqualität durch

Lastflussberechnungen und

Wirtschaftlichkeits-

rechnungen in Case Studies

Abdeckung einer Vielzahl

möglicher Netzstrukturen

Verallgemeinerte Referenznetze Synthetische Typnetze Reale Netzgebiete in GAP

Phase 2: Auswahl repräsentativer Netzgebiete

zur technischen Bewertung der Maßnahmen

Definition von verallgemeinerten Referenznetzen 17

5.1 Definition von verallgemeinerten Referenznetzen

Durch die kombinatorische Generierung von verallgemeinerten Referenznetzen wird die

heterogene Verteilung realer Niederspannungsnetzgebiete abgedeckt. Ziel ist es, mit

diesen Netzstrukturen die vorherrschenden Netzparameter ausreichend genau zu

erfassen und die relevanten Netzeigenschaften hinreichend präzise widerzuspiegeln.

Dadurch kann für viele denkbare Niederspannungsnetzgebiete ein Lösungsraum

aufgespannt werden und so eine generalisierte Aussage über die Einsatzgebiete der

Maßnahmen getroffen werden.

Für eine hinreichend vollständige Abbildung möglicher Netzstrukturen wurden in einer

Metastudie fünf verschiedene Parameter identifiziert. Zur Beschränkung der Anzahl der

kombinatorisch möglichen Netze wurde für jeden Parameter nur eine begrenzte Anzahl

an typischen Ausprägungen berücksichtigt.

Bemessungsscheinleistung des Transformators: 160 kVA, 250 kVA, 400 kVA,

600 kVA

Anzahl der Stränge: 1, 2, 3

Länge der einzelnen Stränge: 100 m, 300 m, 500 m

Kabeltyp: NAYY 4x70

Die Netzbelastung wird vereinfacht durch einen Verbraucher mit vier verschiedenen

Leistungswerten (0 kW, 10 kW, 50 kW, 100 kW) und einer Erzeugungseinheit (ebenfalls

0 kW, 10 kW, 50 kW, 100 kW) abgebildet.

In Abbildung 5-2 ist links ein exemplarisches verallgemeinertes Referenznetz mit drei

Strängen, drei Lasten und drei PV-Anlagen dargestellt. Die Tabelle in Abbildung 5-2

(rechts) fasst die Parameter der verallgemeinerten Referenznetze zusammen.

Abbildung 5-2: Parameter und deren mögliche Ausprägungen der Referenznetze 10

Transformatorgröße 160 kVA, 250 kVA, 400 kVA, 630 kVA

𝐿 10 kW 50 kW 100 kW

10 kW 50 kW 100 kW

Anzahl Feeder 1, 2, 3

Länger der Feeder 0.1 km, 0.3 km, 0.5 km

Backup: Parameter der Referenznetze

L1

L2

L3SR

nStränge = 1…3

PPV,3

PPV,2

PPV,2PLD,2

PLD,2

PLD,2


Durch Kombination aller Parameter ergeben sich 658.920 verschiedene Netzstrukturen,

wovon 19.980 nur einen oder zwei Stränge aufweisen. Abbildung 5-3 führt weitere

beispielhafte Referenznetze auf.

Abbildung 5-3: Beispielhafte Auswahl möglicher Referenznetze

Diese Referenznetze werden in einer reduzierten Lastflusssimulation auf Spannungs-

probleme sowie Betriebsmittelüberlastungen untersucht.

Abbildung 5-4: Ablaufschema der reduzierten Lastflussberechnung zur technischen

Analyse der Referenznetze

5.2 Synthetische Typnetze

Die oben beschriebenen verallgemeinerten Referenznetze decken aufgrund ihrer

kombinatorischen Generierung einen großen Lösungsraum ab. Eine Vielzahl dieser

44

Beispielnetze zu den Referenznetzen

Drei Feeder

Ein Feeder

-100kW

100kW

-10kW10kW

0,5km 0,3km 0,1km

-100kW

10kW

-100kW

50kW

0,5km 0,3km 0,1km

33

Beispielnetze zu den Referenznetzen

Zwei Feeder

Drei Feeder

-100kW

100kW

-10kW10kW

-50kW

100kW

-10kW10kW

0,5km 0,3km 0,1km

0,5km 0,3km 0,1km

50kW

1515

Ablauf der MiniGridSim

1Wahl der Eingangsparameter für Stränge, Transformator und Leistung

2Kombinatorische Generierung der Referenznetze

3Reduzierte Lastflussberechnung der Leistungsverteilung

4Überprüfung auf thermische Probleme

5Überprüfung auf Spannungsbandverletzungen

6Einbau eines rONT/LVR

7Berechnung der Spannungsreserven mit/ohne Maßnahme

Nein

Ja

Nein Ja

Synthetische Typnetze 19

Referenznetze hat kein Äquivalent in einer real existierenden Netzstruktur. Ein

weiterer Ansatz ist daher die Clusterung real existierender Niederspannungsnetzgebiete

in einzelne Klassen und darauf aufbauend die Definition von für jede Klasse

repräsentativen synthetischen Netzstrukturen. Für diese Methode wird im Projekt auf

Typnetze, die an der TU München entwickelt wurden, zurückgegriffen /TUM-04 11/.

Die dort abgeleiteten Typnetze bilden in ihrem Verhalten häufig vorkommende

Netzstrukturen ab und können in Land-, Dorf- und Vorstadtnetze unterteilt werden

(vgl. Tabelle 5-1). Durch die Analyse von Typnetzen kann im Rahmen dieser Studie die

Aussagekraft der Ergebnisse erhöht werden.

Tabelle 5-1: Auswahl der Typnetze für diese Studie aus /TUM-04 11/

Typnetz Bezeichnung in /TUM-04 11/

Typnetz „Land“ Landnetz mit hoch ausgelastetem Trafo 2

Typnetz „Dorf“ Dorfnetz mit hoch ausgelastetem Trafo

Typnetz „Vorstadt“ extremes Vorstadtnetz 1

Die folgenden Abschnitte fassen die wichtigsten Eigenschaften der ausgewählten

synthetisierten Netze zusammen. Die Kennzahlen der einzelnen Netzstrukturen finden

sich in Kapitel 10.2.

Die Netzstruktur des Typnetzes „Land“ repräsentiert ein typisch ländliches Netz (vgl.

Abbildung 5-5). In diesem Netzgebiet werden 27 Hausanschlüsse versorgt, die

hauptsächlich auf einem langen Strang liegen. Auffallend ist der mit 100 kVA sehr klein

dimensionierte Transformator.

Abbildung 5-5: Netzschemaplan des Typnetzes „Land“

Für die Modellierung von typischen Dorfnetzen wird auf das Typnetz „Dorf“

zurückgegriffen (vgl. Abbildung 5-6). Dieses stellt nach /TUM-04 11/ ein „Dorfnetz mit

hoch ausgelastetem Trafo“ dar. Die Anzahl der Haushalte ist in diesem Gebiet deutlich

höher als im Landnetz: Im Netzgebiet sind 117 Hausanschlüsse in neun Strängen

angeschlossen.


Abbildung 5-6: Netzschemaplan des Typnetz „Dorf“

Das dritte der ausgewählten Typnetze stellt nach /TUM-04 11/ ein „extremes

Vorstadtnetz“ dar und umfasst 149 Hausanschlüsse auf sechs Netzsträngen (vgl.

Abbildung 5-7). Davon liegen 69 Hausanschlüsse auf einem dominanten Strang. Die

Struktur lässt sich annähernd mit der des realen Netzes des ONT 3 vergleichen

(vgl. Kapitel 5.3.4). Die gesamte Leitungslänge beträgt 3.296 Meter und liegt damit im

Durchschnitt der untersuchten Netzstrukturen.

Verwendung von realen Netzgebieten 21

Abbildung 5-7: Netzschemaplan des Typnetzes „Vorstadt“

Eine Übersicht über elektrische und topologische Kenndaten zu den im Rahmen der

Studie verwendeten Typnetzen befindet sich im Anhang 10.2.

5.3 Verwendung von realen Netzgebieten

Zusätzlich zu verallgemeinerten Referenznetzen und synthetischen Typnetzen werden in

dieser Studie reale Netzstrukturen aus Garmisch-Partenkirchen analysiert.

5.3.1 Kriterien zur Auswahl der Netze

Im Rahmen dieser Studie werden reale Netzgebiete, die bereits im Projekt Smart

Grid@eGAP nach topologischen, statistischen und energetischen Kenndaten analysiert

wurden /EGAP-01 12/ herangezogen. Als Klassifizierungsparameter wurden dazu die

Siedlungsstruktur, Informationen zu installierten Erzeugungsanlagen, Daten zum

Verbrauch, die Topologie der Netze und das dort verfügbare PV-Potenzial gewählt. Für

die Auswahl der zur Analyse herangezogenen Ortsnetzgebiete sind gewisse Rahmenbe-

dingungen zu beachten:

Niederspannungsnetze sind häufig als Strahlennetze ausgeführt. Gebiete mit

langen Netzausläufern sowie Netze mit hoher installierter Erzeugungs- bezie-

hungsweise Verbraucherleistung sind für die Analyse besonders geeignet, da in

Netzgebieten ein erhöhtes Risiko für Spannungsbandverletzungen besteht.


Der Fokus liegt auf Gebieten mit einem hohen Anteil von Wohneinheiten.

Netzgebiete mit überdurchschnittlichen Verbräuchen pro Hausanschluss, wie es in

Gewerbegebieten vorkommt, werden nicht weiter berücksichtigt.

Zusätzlich müssen für das Netzgebiet, wie oben beschrieben, hinreichend genaue

Transformator-Messungen vorliegen.

Die Auswahl des realen Netzgebietes soll je ein Netzgebiet aus den drei verschiedenen

Hauptkategorien Land-, Dorf- und Vorstadtnetz beinhalten, um die Vergleichbarkeit mit

den Typnetzen zu gewährleisten.

5.3.2 Begleitende Messungen in Garmisch-Partenkirchen

Für die valide Verwendung von realen Netzdaten ist die Erhebung von Messdaten

erforderlich, welche im Folgenden erläutert wird. Zur Abschätzung der Netzbelastung

und für die Generierung von Eingangsdaten für die anschließende Simulation wurden

im Zuge der Projekte Smart Grid Controller und des Vorgängerprojekts Smart

Grid@eGAP /EGAP-01 12/ Messungen in Ortsnetzstationen und Verteilerkästen

durchgeführt. Verwendet wurden Power Energy Logger der Fa. Chauvin Arnoux. Diese

Datenlogger zeichnen Parameter wie Spannung, Strom, Blind- und Wirkleistung in

hoher Auflösung (bis zu einer Sekunde) auf (vgl. Abbildung 5-8).

Abbildung 5-8: Messungen in Ortsnetzstationen in Garmisch-Partenkirchen

Auswertungen zeigen, dass die Netzgebiete in Garmisch-Partenkirchen eine starke

Netzstruktur aufweisen und keine kritischen Verletzungen der Spannungsbänder

festgestellt werden konnten. In Abbildung 5-9 werden die gemessenen Spannungen an

der Sekundärseite eines Transformators nach der Uhrzeit und ihren Häufigkeiten

abgebildet.


Abbildung 5-9: Häufigkeit der gemessenen Spannungen an einem ONT

Essenziell für die durchgeführten Netzberechnungen sind hinreichend genaue

Messungen des Leistungsflusses und damit eine Approximation des Jahresenergiebe-

darfs eines Transformators. Dies ist notwendig, um die Anzahl an Haushalten im

Netzgebiet bestimmen zu können. Abbildung 5-10 zeigt die Typtage des Wirkleistungs-

flusses über einen der untersuchten Transformatoren.

Abbildung 5-10: Typtage des Lastflusses im ONT 3 auf Basis einer Messung sowie

Vergleich mit SLP


Diese Hilfsrechnung ist nötig, da aus der in den Netzplänen eingetragenen Anzahl der

Hausanschlüsse nicht auf die tatsächliche Anzahl von Haushalten geschlossen werden

kann. So gibt es beispielsweise in den Netzgebieten Wohngebäude mit einem

Hausanschluss und einem Haushalt, aber auch Mehrfamilienhäuser mit einem

Hausanschluss und mehreren Haushalten. Zusätzlich ist es möglich, dass mehrere

Gebäude einen gemeinsamen Hausanschluss besitzen. Aus diesem Grund wird mit der

folgenden Methode die Anzahl der Haushalte abgeschätzt.

Basierend auf Leistungsmessungen auf der Sekundärseite der Transformatoren wird

mit Hilfe des H0-Standardlastprofils der Gesamtjahresverbrauch des Transformatorge-

biets berechnet /BDEW-02 14/. Um die Messungen mit dem Standardlastprofil

vergleichen zu können, werden diese zuerst um den Einfluss der bekannten PV-Anlagen

in diesem Netzgebiet korrigiert. Die Lastgänge der PV-Anlagen errechnen sich aus der

im Netzgebiet installierten PV-Anlagenleistung, multipliziert mit einem gemittelten, auf

Nennleistung normierten Lastgang von PV-Anlagen aus Garmisch-Partenkirchen. Diese

errechneten PV-Lastgänge werden zu den Messdaten addiert, um den tatsächlichen

Verbrauch des Netzgebietes zu erhalten (vgl. Formel (4)).

𝑀𝑒𝑠𝑠𝑑𝑎𝑡𝑒𝑛,𝑏𝑒𝑟𝑒𝑖𝑛𝑖𝑔𝑡 = 𝐵𝑒𝑧𝑢𝑔 + −𝐸𝑟𝑧𝑒𝑢𝑔𝑢𝑛𝑔 (4)

PBezug [kW]: gemessener Leistungsfluss an der Sekundärseite des Transformators

PPV-Erzeugung [kW]: kumulierte PV-Erzeugung im Netzgebiet

Zusätzlich weist das Versorgungsgebiet der Gemeindewerke Garmisch-Partenkirchen

eine hohe Durchdringung mit Nachtspeicherheizungen auf. Da eine zeitlich hochaufge-

löste Prognose des Leistungsbezugs dieser Anlagen sehr aufwendig ist, werden für die

Berechnung der Haushaltslast nur die Tagesstunden zwischen 9 und 20 Uhr

berücksichtigt, wenn die Nachtspeicherheizungen außer Betrieb sind.

Im nächsten Schritt werden die bereinigten Messdaten mit dem Standardlastprofil

verglichen und daraus ein Normierungsfaktor berechnet. Mit diesem Faktor wird das

Standardlastprofil auf den Verbrauch des Netzgebietes skaliert. Aus diesem kann der

Jahresenergiebedarf errechnet werden (vgl. Formel (5)).

𝑁𝑜𝑟𝑚𝑖𝑒𝑟𝑢𝑛𝑔𝑠𝑓𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟 = Ø ( 𝑀𝑒𝑠𝑠𝑑𝑎𝑡𝑒𝑛,𝑏𝑒𝑟𝑒𝑖𝑛𝑖𝑔𝑡)

Ø ( 𝐻0− 𝑟𝑜𝑓𝑖𝑙)

(5)

PH0-Profil [kW]: skalierte Leistung des H0-Standardlastprofils

Diese Methode ermöglicht es, sowohl aus Jahresmessdaten als auch aus kürzeren

Messreihen den Jahresverbrauch des Transformatorgebiets abzuschätzen.

5.3.3 Digitalisierung der Netzpläne

Für die Netzberechnung wurden die zu untersuchenden Netzgebiete manuell

digitalisiert. Als Grundlage hierzu dienten Netzpläne von den Gemeindewerken

Garmisch-Partenkirchen.

Zur Digitalisierung wird ein lagerichtiger Netzplan maßstabsgerecht als Hintergrund-

grafik in NEPLAN, einer kommerziellen Netzberechnungssoftware der Firma BCP,

eingebunden /NEP-01 15/. In diesem Plan sind zudem Informationen über die verlegten

Kabeltypen enthalten. Aus der lagerichtigen Abbildung können nach einer Skalierung


des Plans die Leitungslängen berechnet werden. Der nun maßstabsgetreue Plan enthält

keine Informationen über die Schaltzustände der Verteilerkästen und Trennschalter.

Um ein rechenfähiges Netz zu erhalten, musste ein zweiter Netzplan, der Informationen

über die Schalter im Netzgebiet enthält, verwendet werden. Die so erstellten Netzpläne

werden anschließend mit einem im Rahmen der Modellkommune für Elektromobilität

„eGAP“ an der FfE entwickelten Tool aus dem NEPLAN-Format in das textbasierte

DSS-Format konvertiert. Diese Datei enthält das zu berechnende Netz mit den

notwendigen Parametern und kann als Eingangsdatei für die Netzberechnung

verwendet werden.

5.3.4 Auswahl reale Netzgebiete aus Garmisch-Partenkirchen

Auf diese Art und Weise wurden für das Projekt drei reale Netzgebiete in Garmisch-

Partenkirchen ausgewählt. Abbildung 5-11 visualisiert das Netzgebiet des ONT 33 als

Netzschemaplan in NEPLAN und in Open Street Map /OSM-01 15/. Dieses Netzgebiet

mit 147 Hausanschlüssen und 138 Haushalten weist im Vergleich mit den anderen

Netzgebieten eine mittlere Anzahl von Haushalten auf und repräsentiert ein typisches

Dorfnetz.

Abbildung 5-11: Darstellung des ONT 33 in NEPLAN und in Open Street Map

Darüber hinaus wird im Gebiet des ONT 3 ein typisches Vorstadtnetz ausgewählt (vgl.

Abbildung 5-12). Dieses Netzgebiet umfasst eine hohe Anzahl von angeschlossenen

Haushalten (239 Haushalte bei 108 Hausanschlüssen). Im Vergleich zu den anderen

Netzgebieten liegt im Gebiet des ONT 3 mit 9.900 kWh pro Jahr zudem ein größerer

Durchschnittsverbrauch pro Hausanschluss vor. Der Hausanschluss mit dem maximalen

Abstand zum Ortsnetztransformator liegt dabei in 546 Metern Entfernung. Zudem ist in

diesem Gebiet ein dominanter Netzausläufer vorhanden, auf welchem sehr viele

Hausanschlüsse angesiedelt sind.


Abbildung 5-12: Netzschemaplan des ONT 3

Das dritte verwendete reale Netzgebiet stellt ein typisches Landnetz dar (vgl.

Abbildung 5-13). Insgesamt befinden sich 77 Haushalte bei 36 Hausanschlüssen im

Netzgebiet. Im Vergleich zu den beiden anderen ausgewählten realen Ortsnetzgebieten

liegt in diesem Gebiet eine deutlich geringere Bevölkerungsdichte vor. Bei Betrachtung

der Netztopologie lässt sich ein Hauptstrang erkennen.

Abbildung 5-13: Netzschemaplan des ONT 158

Eine Übersicht über elektrische und topologische Kenndaten der Netzgebiete befindet

sich im Anhang 10.2.

Aufbau der Szenarien 27

6 Rahmenbedingungen der Netzsimulationen

Für robuste Aussagen über die Eignung der untersuchten netzstabilisierenden

Maßnahmen ist die Verwendung von mehreren Szenarien notwendig, um für das

Zieljahr 2030 mögliche Entwicklungspfade abzubilden. Daraus resultieren vier

Parametersätze, sog. Szenariorahmen, die in Kapitel 6.1 beschrieben werden.

6.1 Aufbau der Szenarien

6.1.1 Szenariorahmen

Die untersuchten Szenarien untergliedern sich, wie in Tabelle 6-1 beschrieben, in die

vier Szenariorahmen „GAP 2030“, „KN2030“, „GAPextrem“ und „KNextrem“.

Tabelle 6-1: Szenariorahmen für die untersuchten Szenarien

Szenariorahmen Beschreibung

GAP2030 Plausibles Szenario für Garmisch-Partenkirchen. Es werden für den Anteil an installierten PV-Anlagen und die Verbreitung von Elektromobilität optimistische Werte für das Jahr 2030 in Garmisch-Partenkirchen angenommen. (Abschnitt 6.3)

KN2030 Ein Szenario ähnlich wie GAP2030, aber mit den synthetischen Typnetzen (Abschnitt 5.2) und angenommenen Parameterwerten für Deutschland. (Abschnitt 6.4)

GAPextrem Ein Extremszenario für Garmisch-Partenkirchen mit 100 % Anteil an installierten PV-Anlagen und 100 % Durchdringung von Elektromobilität. (Abschnitt 6.5)

KNextrem Die gleichen Annahmen wie bei dem Szenario GAPextrem (Abschnitt 6.5), mit den ausgewählten synthetischen Typnetzen (Abschnitt 5.2).

Die Motivation für die Unterteilung der Szenariorahmen in die zwei Kategorien

„Szenarien für 2030“ und „Extremszenarien“ wurde aufgrund von Vorsimulationen

beschlossen, da die derzeitigen Netze von Garmisch-Partenkirchen im Allgemeinen stark

ausgelegt sind und in Simulationen mit plausiblen Randbedingungen (wie in den

Szenarien für das Jahr 2030) wenige bis keine spannungsbandspezifischen Probleme

aufweisen. Um die Spannungsstabilisierungsmaßnahmen auch in den verschiedenen

realen Netztopologien untersuchen zu können, müssen die Topologien der GAP-Netze

entweder synthetisch „geschwächt“ werden (z. B. durch Leitungen mit geringerem

Querschnitt) oder die Belastung des Netzes erhöht werden. Eine geeignete Methodik, um

die Netze durch manuelle Anpassung „schwächer“ zu gestalten, wäre nur durch sehr

hohen Aufwand realisierbar. Stattdessen wurde entschieden, die Belastung bis zu einer

100 %-Durchdringung mit Elektrofahrzeugen und 100 %-Anteil an installierten PV-

Anlagen zu erhöhen und so „Extremnetze“ zu generieren (siehe Abschnitt 6.5).

6.1.2 Maßnahmen mit Varianten

Für jeden Szenariorahmen wird im ersten Schritt ein Referenzfall ohne netzstabilisie-

rende Maßnahme simuliert. Der Einsatz der verschiedenen netzstabilisierenden

Maßnahmen wird anschließend mit den gleichen Randbedingungen wie im Referenzfall

simuliert und gegenüber diesem ausgewertet. Außerdem kann jede Maßnahme in

mehrere Varianten unterteilt werden, um z. B. unterschiedliche Regelungsarten zu

untersuchen.

Die berücksichtigten Maßnahmen sind in der Tabelle 6-2 zusammengefasst.


Tabelle 6-2: Untersuchte Maßnahmen mit Varianten

Maßnahme Variante Beschreibung

Referenzfall keine Eine Simulation ohne Einsatz einer Spannungsstabilisierungs-maßnahme. Das Netz wird über einen normalen ONT versorgt.

Regelbarer Ortsnetztransformator (rONT)

mit konstantem Sollwert Im Vergleich zum Referenzfall wurde der normale ONT durch einen regelbaren Ortsnetztransformator ersetzt. Dieser verfügt je nach Variante über unterschiedliche Regelungsvarianten, die im Abschnitt 4.2.1 beschrieben sind.

mit Leistungskompoundierung

mit adaptiver Regelung

Längsregler (LVR)

mit konstantem Sollwert Im Vergleich zum Referenzfall wurde ein Längsregler im Netz eingebaut. Die Position im Netz wird optimal gewählt, so dass die Wirkung des Längsreglers gegen spannungsspezifische Probleme maximiert wird. Der Längsregler verfügt je nach Variante über unterschiedliche Regelungsvarianten, die im Abschnitt 4.2.2 beschrieben sind.

mit Leistungskompoundierung

6.1.3 Zufallsverteilungen je Szenario

Bei der Simulation eines Szenarios werden die Komponenten (PV-Anlagen, Elektrofahr-

zeuge und Hausspeichersysteme) und einige der Kenngrößen (z. B. Größe der PV-

Anlage, Jahresstromverbrauch des Haushalts, Fahrzeugklasse, Fahrprofil …) zufällig

den Hausanschlüssen zugewiesen. Dies geschieht mit vorgegebenen Randbedingungen

nach einem vorgegebenen Zufallsschlüssel.

Dieser Zufallsschlüssel dient als „Ursprung“ (engl. Seed) für den Algorithmus des

Zufallsgenerators. Bei Verwendung desselben Schlüssels erzeugt der Zufallsgenerator

dieselben Zufallsverteilungen. Immer, wenn bestimmte Zufallsschlüssel gewählt werden,

werden dieselben Haushalte, Elektrofahrzeuge usw. am selben Hausanschluss mit

denselben Regelungen und Kenngrößen angeschlossen. Wenn nun einzelne Parameter

variiert werden, ermöglicht dies z. B. die Betrachtung der Veränderungen, die die

unterschiedlichen Parametersätze auf das Wohngebiet verursachen. Die eigentliche

Zufallsverteilung ist somit nicht steuerbar, aber jede Zufallsverteilung lässt sich

reproduzieren und für verschiedene Szenarien anwenden.

Da die Verteilung zufällig verläuft, können Verteilungen auftreten, welche ungewöhn-

lich „netzunfreundlich“ (z. B. eine hohe Last durch Elektrofahrzeuge überwiegend am

Strangende) oder ungewöhnlich „netzfreundlich“ sind. Aus diesem Grund kann jedes

Szenario mehrfach mit verschiedenen, vorgegebenen Zufallsschlüsseln berechnet

werden. Die einzelnen Ergebnisse können über mehrere Verteilungen gemittelt werden,

damit der Einfluss der zufälligen Verteilung der Komponenten auf das Ergebnis

gemindert wird und man allgemeine Aussagen über das Netzgebiet treffen kann.

Ein wichtiger Parameter ist dabei der „mittlere Extremwert“. Dieser bezeichnet das

arithmetische Mittel der Extremwerte aller simulierten Verteilungen.

Beispiel: Für den mittleren Extremwert der minimalen Spannung wird aus jeder

Verteilung die minimale Spannung gesucht und gespeichert (je nach Szenario vier oder

acht Werte). Diese werden anschließend gemittelt und bilden den extremen Mittelwert.

Die Tabelle 6-3 fasst die verwendeten Zufallsschlüssel für jeden Szenariorahmen

zusammen.

Szenariounabhängige Parameter 29

Tabelle 6-3: Zufallsverteilungen je Szenariorahmen

Szenariorahmen Anzahl von simulierten Zufallsverteilungen Zufallsschlüssel

GAP2030 8 A;B;C;D;E;F;G;H

KN2030 8 A;B;C;D;E;F;G;H

GAPextrem 4 A;B;C;D

KNextrem 4 A;B;C;D

6.1.4 Zusammenfassung des Aufbaus der Szenarien

Aus der in Kapitel 6.1.1 beschriebenen Szenarien-Unterteilung ergeben sich insgesamt:

18 Szenarien pro Szenariorahmen = 6 Maßnahmen × 3 ONT-Gebiete

72 Einzelszenarien = 4 Szenariorahmen × 6 Maßnahmen × 3 ONT-Gebiete

432 Einzelsimulationen = (2 Szenariorahmen „2030“ × 8 Zufallsverteilungen +

2 Szenariorahmen „Extrem“ × 4 Zufallsverteilungen) × 6 Maßnahmen × 3 ONT-

Gebiete

Die folgenden Ergebnisse basieren alle auf den bereits kombinierten Einzelsimulationen

(nach statistischer Zusammenfassung der Ergebnisse für die einzelnen Zufallsverteilun-

gen, vgl. Kapitel 6.1.3).

6.2 Szenariounabhängige Parameter

In diesem Abschnitt werden die Parameter, die für alle Szenarien unverändert gelten,

vorgestellt.

6.2.1 Simulationszeitraum

Die Simulationen liefen über einen Zeitraum von vier Wochen, von Montag, dem

17.06.2013, bis Sonntag, dem 14.07.2013. Die Zeitauflösung der Zeitschritte in der

Simulation betrug fünf Minuten.

Dieser Zeitraum wurde aus folgenden Gründen ausgewählt:

Für das Jahr 2013 sind alle Eingangsdaten als vollständige Zeitreihen verfügbar.

Insbesondere liegen reale PV- und Haushaltslastgänge vor.

Aufgrund der Vielzahl von Einzelsimulationen und der limitierten verfügbaren

Rechenleistung konnten nur Simulationszeiträume von bis zu einem Monat simu-

liert werden. Der zu simulierende Monat wurde bevorzugt im Sommer gewählt,

um den Einfluss von hoher PV-Einspeisung zu maximieren.

6.2.2 Mittelspannungsnetz

Für alle Netze wurde davon ausgegangen, dass die Mittelspannung an der Primärseite

des Ortsnetztransformators Schwankungen von bis zu ± 2 % aufweist. Darüber hinaus

wurde angenommen, dass der Sollwert des ONT auf 1,02 pu standardmäßig eingestellt

wurde.


6.2.3 Elemente

6.2.3.1 Haushalte

Der Jahresverbrauch jedes Haushalts wird nach einem Zufallsprinzip zugeordnet, so

dass die Verteilung des Jahresverbrauchs im Netzgebiet der statistischen Verteilung des

Jahresverbrauchs in Garmisch-Partenkirchen (Tabelle 6-4) entspricht.

Tabelle 6-4: Verteilung des elektrischen Jahresverbrauchs in Garmisch-Partenkirchen

nach /BLSD-02 11/ und /BDEW-11 13/

Jahresverbrauch in kWh Anteil der Haushalte

2.050 47,53 %

3.440 32,60 %

4.050 9,75 %

4.750 7,02 %

5.370 3,10 %

6.2.3.2 Elektrofahrzeuge

Die Anzahl der simulierten Elektrofahrzeuge im Netzgebiet ist über den Anteil an

Haushalten, die über ein Elektrofahrzeug verfügen, definiert. Darüber hinaus kann ein

Anteil der simulierten Elektrofahrzeuge bevorzugt zu einem Haushalt mit PV-Anlage

zugeordnet werden. Unabhängig davon wird ein Anteil von Elektrofahrzeugen, die über

eine Wallbox mit Ladeleistungen von bis zu 11 kW laden, definiert. Diese drei Parameter

variieren je nach Szenario. Ihre Werte sind in den Abschnitten 6.3, 6.4 und 6.5 genau

beschrieben.

Die folgenden drei Elektrofahrzeugklassen werden nach dem Zufallsprinzip verteilt:

Tabelle 6-5: Verteilung der Kapazität der Batterie nach Fahrzeugklasse

/LEIT-01 13/

Klasse Gesamtkapazität der Batterie Anteil

Kompaktwagen 39,5 kWh 27 %

Mittelklassewagen 47 kWh 58 %

Oberklassewagen 56 kWh 15 %

Die maximale Ladeleistung ohne Wallbox beträgt 3,6 kWh. Mit Wallbox wird eine

maximale Ladeleistung von 11 kWh angenommen. Der minimale Ladezustand der

Fahrzeugbatterie (𝑆𝑂𝐶𝑚𝑖𝑛) beträgt 10 % und der maximale Ladezustand (𝑆𝑂𝐶𝑚𝑎𝑥) 90 %.

Beim Laden der Batterie wird ein Wirkungsgrad von 93 % angenommen. Es findet keine

Ladesteuerung (Sofortladen) und auch keine Blindleistungsregelung statt.

6.2.3.3 Photovoltaikanlagen

Je nach Szenario wird die Anzahl von PV-Anlagen, die im Netzgebiet verteilt werden,

entweder über den Anteil von Hausanschlüssen, die über eine PV-Anlage verfügen, und

die mittlere Anlagengröße oder über die gesamte installierte PV-Leistung im Netzgebiet

Szenariounabhängige Parameter 31

und die mittlere Anlagengröße definiert. Die einzelnen Anlagengrößen werden durch

eine Normalverteilung zufällig verteilt: Die mittlere Anlagengröße beträgt für alle

Szenarien 5 kWp mit einer Standardabweichung von ±3 kWp. Die minimale

Anlagengröße von 2 kWp wird jedoch nicht unterschritten. Die Ausrichtung jeder PV-

Anlage wird ebenfalls für alle Szenarien zu 25 % nach Westen, 50 % nach Süden und

25 % nach Osten ausgewählt. Die Spitzenleistung wird ab 70 % der Nennleistung

gekappt (Peak-Shaving).

Es findet keine Blindleistungsregelung statt. Nach der Norm VDE 4105 wird für die PV-

Anlagen unter 13,8 kWp ein Leistungsfaktor (cos φ) von 0,95 angenommen. Der

Leistungsfaktor für PV-Anlagen über 13,8 kWp Nennleistung beträgt 0,90.

6.2.3.4 Hausspeicher

Die Hausspeichersysteme werden nach der Tabelle 6-6 auf die Haushalte des

Netzgebiets zugewiesen:

Tabelle 6-6: Verteilung der Hausspeichersysteme auf die Haushalte

Kategorie Anteil der Haushalte in dieser

Kategorie, die über ein Hausspeichersysteme verfügen

Batteriekapazität

Haushalte mit PV-Anlage 20 % 7 kWh

Haushalte mit PV-Anlage und Elektrofahrzeug(en) 40 % 10 kWh

Haushalte mit Elektrofahrzeug 0 % 4 kWh

Haushalte ohne PV-Anlage und Elektrofahrzeuge 0 % 6 kWh

Die maximale Lade- und Entladeleistung beträgt 3,6 kWh. Der minimale Ladezustand

des Hausspeichersystems (𝑆𝑂𝐶𝑚𝑖𝑛) beträgt 20 % und der maximale Ladezustand

(𝑆𝑂𝐶𝑚𝑎𝑥) 90 %. Bei dem Laden und Entladen wird ein Wirkungsgrad von 93 %

angenommen.

6.2.4 Spannungsstabilisierungsmaßnahmen

6.2.4.1 Eigenschaften des regelbaren Ortsnetztransformators und des Längsreglers

Für die in der Simulation eingesetzten regelbaren Ortsnetztransformatoren (rONT)

gelten für alle Szenarien die folgenden Charakteristiken:

Tabelle 6-7: Allgemeine Parameter für den regelbaren Ortsnetztransformator nach

/TAB-01 15/

Parameter Wert

zulässige Bandbreite um den Sollwert ± 3 %

Stufenhöhe 2,5 %

Stufenanzahl 4 nach oben und 4 nach unten

Für den Längsregler (LVR), der in die Simulationen implementiert wird, werden

folgende Eigenschaften veranschlagt:


Tabelle 6-8: Allgemeine Parameter für den Längsregler nach /WANG-01 16/

Parameter Wert

zulässige Bandbreite um den Sollwert ± 2,4 %

Stufenhöhe 2 %

Stufenanzahl 5 nach oben und 5 nach unten

6.3 Szenariorahmen GAP2030

Der Szenariorahmen GAP2030 bildet ein plausibles Szenario für die Netzgebiete in

Garmisch-Partenkirchen ab. Zur Bestimmung der Werte für das Jahr 2030 werden

optimistische Annahmen für den Anteil an installierten PV-Anlagen sowie die

Verbreitung von Elektromobilität getroffen.

Für den zukünftigen PV-Anteil wird auf die Ergebnisse einer durchgeführten

Potenzialanalyse für die Netzgebiete in Garmisch-Partenkirchen zurückgegriffen, die

installierte Leistung beläuft sich demnach im Jahre 2030 auf 13,3 MW, was 19 % des

Gesamtpotenzials entspricht /GERDI-01 13/.

Zur Festlegung des Diffusionsgrades von Elektromobilität wird zunächst der Wert eines

deutschlandweiten Anteils von rund 15 % im Jahr 2030 aus der Prognose der Nationalen

Plattform Elektromobilität (NPE) entnommen /BRD-01 09/. Da jedoch durch die

Modellkommune in Garmisch-Partenkirchen Elektromobilität besonders gefördert wird,

belaufen sich die angenommenen Werte für die Berechnungen in den betrachteten

Netzgebieten auf einen um zehn Prozent erhöhten Anteil von insgesamt 25 %. Darüber

hinaus wird davon ausgegangen, dass 50 % der Elektrofahrzeuge über eine Wallbox mit

einer maximalen Ladeleistung von 11 kW laden.

Detaillierte Werte der installierten PV-Leistung sowie der Anzahl von Elektrofahrzeu-

gen pro Netzgebiet sind Tabelle 6-9 zu entnehmen.

Tabelle 6-9: Prognostizierte installierte PV-Leistung sowie Anzahl Elektrofahrzeuge

in Garmisch-Partenkirchen im Jahre 2030

Prognose 2030: Anteil PV-Anlagen Anteil Elektromobilität

Netzgebiet Anzahl Haushalte Installierte Leistung [kWp] Anzahl Elektroautos

ONT 3 239 227,70 60

ONT 33 138 194,23 35

ONT 158 77 76,19 19

Für alle anderen Simulationsparameter gelten die Werte aus Kapitel 6.2.

6.4 Szenariorahmen KN2030

Der Szenariorahmen KN2030 bildet ein plausibles Szenario für die synthetischen

Typnetze für das Jahr 2030 ab.

Szenariorahmen GAPextrem und KNextrem 33

Die Werte für den zukünftigen PV-Anteil können nicht von der oben genannten

Potenzialstudie entnommen werden, da nur die Netze von Garmisch-Partenkirchen in

dieser Studie untersucht wurden. Im Szenariorahmen KN2030 wird davon ausgegangen,

dass pauschal 25 % der Haushalte im Netzgebiet eine PV-Anlage besitzen. Die mittlere

Anlagengröße bleibt mit 5 kWp unverändert.

Zur Festlegung des Diffusionsgrades von Elektromobilität wird der Wert eines

deutschlandweiten Anteils von rund 15 % im Jahr 2030 aus der Prognose der Nationalen

Plattform Elektromobilität (NPE) entnommen /BRD-01 09/. Darüber hinaus wird davon

ausgegangen, dass 50 % der Elektrofahrzeuge über eine Wallbox mit einer maximalen

Ladeleistung von 11 kW laden.

6.5 Szenariorahmen GAPextrem und KNextrem

Es werden in diesen Szenarien die gleichen Parameter wie bei den Szenariorahmen

GAP2030 bzw. KN2030 angenommen, außer für die Anzahl von installierten PV-

Anlagen und die Verbreitung der Elektromobilität.

Für die installierten PV-Anlagen wird davon ausgegangen, dass 100 % der Haushalte

über eine PV-Anlage verfügen. Die mittlere Größe der einzelnen PV-Anlagen bleibt

unverändert mit 5 kWp.

Bezüglich der Verbreitung der Elektromobilität wird in diesen Extremszenarien

angenommen, dass 100 % der Haushalte ein Elektrofahrzeug besitzen, und dass alle

Elektrofahrzeuge über eine Wallbox mit einer maximalen Ladeleistung von 11 kW laden.

34 Technische Analyse der Netzgebiete


7.1 Simulationsprogramm zur netztechnischen Analyse

Für die technische Analyse der Netzgebiete wird das im Vorgängerprojekt „Smart Grid -

Basis einer elektromobilen Zukunft“ entwickelte Simulationsmodell GridSim verwendet.

Abbildung 7-1 zeigt eine Übersicht über das Simulationsmodell.

Abbildung 7-1: Übersicht über die Elemente der GridSim; Darstellung aus

/NOBI-01 16/

Mit GridSim kann die Stromversorgung von Wohngebieten mit verschiedenen

Durchdringungen von PV-Anlagen, Elektrofahrzeugen und Hausspeichersystemen

simuliert und die Güte von unterschiedlichen Regelungen analysiert werden. Die

Funktionsweise des Programms ist detailliert in /NOBI-01 16/ beschrieben.

Im Projekt Smart Grid Controller wurden die Vorarbeiten methodisch erweitert und die

dort entwickelten Tools um neue Auswertungsmöglichkeiten ergänzt, welche hier

beschrieben werden.

Durch die Verallgemeinerung von Netzeigenschaften in Referenznetzen kann somit eine

generelle Aussage darüber getroffen werden, welche Netze typischerweise bei welcher

Last- bzw. Erzeugerstruktur Spannungs- und/oder thermische Probleme aufweisen.

Hierzu werden in einem ersten Schritt verschiedene Faktoren berechnet.

Simulationsprogramm zur netztechnischen Analyse 35

Definition eines Inhomogenitätsfaktors für Netzstrukturen

Zur Definition eines Inhomogenitätsfaktors wird zuerst ein sog. Feeder-Wert definiert:

Zunächst wird pro Feeder für jede angeschlossene Leistung das Produkt dieser mit ihrer

Entfernung vom Anfang des Feeders und des Widerstandes des Feeders gebildet. Die

Summe aller Produkte an einem Strang ist der sog. Feeder-Wert (vgl. Formel (6)).

𝐹𝑖 = 𝑖,𝑘 ⋅ 𝐿𝑖,𝑘 ⋅ 𝑅𝑖

𝐾𝑖

𝑘=1

𝑚𝑖𝑡 𝑖 ∈ [1, 𝑇]

(6)

T: Anzahl von Feedern

Ki: Anzahl von Knoten im Feeder i

Pi,k: Leistung am Knoten k des Feeders i

Ri: spezifischer Widerstand des Feeders i zum Knoten Ki

Li,k: Entfernung des Knotens k vom Anfang des Feeders i

Dieser Feeder-Wert ist ein Maß für die Höhe des Spannungsabfalls bzw. -anstiegs über

den Strang. Dieser Wert kann nun für jeden Strang berechnet werden.

Die Differenzen der einzelnen Strangwerte (über alle möglichen Kombinationen aller

Feeder-Werte) gehen in einem nächsten Schritt in die Berechnung eines sogenannten

Inhomogenitätsfaktors (IHF) ein. Dieser IHF quantifiziert letztendlich, wie homogen die

Last- bzw. Erzeugerleistung auf den einzelnen Netzsträngen verteilt ist. Nachdem sich

der IHF letztlich im Bereich zwischen 0 (sehr homogen) und 1 (sehr inhomogen) bewegen

soll, wird schließlich ein Normierungsfaktor eingeführt. Dieser quantifiziert die Anzahl

der möglichen (i,j)-Kombinationen mit 1 ≤ i < j ≤ T im Fall maximaler Inhomogenität

(alle Lasten auf einer Hälfte der Netzsträngen und alle Erzeuger auf der anderen Hälfte)

und stellt sicher, dass in diesem Fall 𝐼𝐻𝐹 = 1 gilt (vgl. Formel (7)).

𝑁𝑜𝑟𝑚𝑖𝑒𝑟𝑢𝑛𝑔𝑠𝑓𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟 𝐺𝑛𝑜𝑟𝑚(𝑇) = ⌊𝑇

2⌋ ⋅ ⌈𝑇

2⌉

(7)

Mit diesen Ausgangsdaten kann damit für die obigen Referenznetze der IHF berechnet

werden (vgl. Formel (8)).

𝐼𝐻𝐹 = √1

𝐺𝑛𝑜𝑟𝑚(𝑇)⋅ (

|𝐹𝑖 − 𝐹𝑗|

2 ⋅ max1≤𝑖≤𝑇|𝐹𝑖|)

2

1≤𝑖<𝑗≤𝑇

(8)

Dieser IHF kann für alle generierten Referenznetze ermittelt werden und gibt einen

ersten Aufschluss über die Last- und Erzeugungsverteilung im Netzgebiet.


Definition einer Spannungsreserve

Bei der Analyse der Wirksamkeit von netzstabilisierenden Maßnahmen werden häufig

mögliche Spannungsbandverletzungen nach DIN EN 50160 untersucht. Dies erlaubt

aber nur eine absolute Aussage über die Einhaltung der Grenzwerte, gibt aber keinen

Aufschluss über eine qualitative Verbesserung der Spannungsqualität durch den

Einsatz einer Maßnahme. Für eine effektive Bewertung des Einsatzes einer Maßnahme

ist daher die Definition einer qualitativen Kenngröße notwendig. Hierzu wird auf die

sog. Spannungsreserve zurückgegriffen. Diese bezeichnet den Abstand der extremsten

Spannung zu den erlaubten Grenzwerten.

In der Niederspannungsebene sind Spannungen zwischen 85 % und 110 % der

Nennspannung zulässig. Durch eine Lastflussberechnung wird sowohl die minimale als

auch die maximale Spannung im Netzgebiet ermittelt. Die minimale Spannung wird nun

von der unteren Spannungsgrenze (85 % der Nennspannung), die maximale Spannung

von der oberen Spannungsgrenze (110 % der Nennspannung) abgezogen. Der geringere

Wert dieser beiden Reserven bezeichnet die Spannungsreserve des Netzgebietes (vgl.

Formel (9)).

𝑅𝑆𝑝𝑎𝑛𝑛𝑢𝑛𝑔 = 𝑚𝑖𝑛 (1,1 𝑝𝑢 − 𝑈𝑚𝑎𝑥| 𝑈𝑚𝑖𝑛 − 0,85 𝑝𝑢)

(9)

Umax [V]: minimale Spannung im Netzgebiet

Umin [V]: maximale Spannung im Netzgebiet

Dieser Wert wird von nun an für die Bewertung der netzstabilisierenden Maßnahmen

verwendet.

Bestimmung einer zusätzlich möglichen Leistungsaufnahme durch netzstabili-

sierende Maßnahmen

Neben der Primärfunktion einer netzstabilisierenden Maßnahme, der Spannungshal-

tung, kann in vielen Fällen in den verstärkten Netzgebieten eine höhere Leistung ohne

weitere Verletzung der zulässigen Grenzwerte integriert werden. Die zusätzlich

integrierbare Leistung kann dabei sowohl eine erhöhte PV-Einspeisung oder eine

verstärkte Durchdringung mit Elektrofahrzeugen darstellen.

Zur Quantifizierung dieses Mehrwerts wurde im Projekt eine Methodik entwickelt, bei

der zum Zeitpunkt der kritischsten Spannung die Leistung im Netzgebiet solange erhöht

wird, bis es zu unzulässigen Netzzuständen kommt. Bei dieser Methodik wird davon

ausgegangen, dass selbst bei zunehmend steigender PV-Integration/Elektrofahrzeug-

Durchdringung der Zeitpunkt des kritischsten Netzzustandes unverändert bleibt, sofern

andere Randbedingungen nicht verändert werden.

Abbildung 7-2 zeigt das auf Lastflussberechnungen basierende Verfahren, welches im

Anschluss erläutert wird. Die Methodik beschreibt dabei die Ermittlung der zusätzlich

integrierbaren PV-Einspeisung. Für den Lastfall erfolgt die Berechnung analog.

Simulationsprogramm zur netztechnischen Analyse 37

Abbildung 7-2: Schematische Darstellung der Berechnung der zusätzlichen

Leistungsaufnahme (hier dargestellt: PV-Einspeisung)

Zunächst wird, basierend auf einer vorher durchgeführten Simulation, der Zeitpunkt mit

der kritischsten Spannung ermittelt. Für diesen Zeitpunkt werden alle relevanten

Kenndaten wie Spannungswert der Mittelspannung und Verteilung der Lasten

gespeichert.

Zusätzlich müssen mögliche Spannungsänderungen durch Laststufenschalter wie rONT

oder LVR berücksichtigt und bereinigt werden, um dadurch verursachte Verfälschungen

zu minimieren. Daher wird in Strängen mit einem LVR die Spannung der Knoten hinter

einem Längsregler um den Spannungssprung am LVR bereinigt, um auszuschließen,

dass die Spannungsverhältnisse im Netzgebiet nur durch Extrempositionen der

Maßnahmen erreicht werden können (vgl. Formel (10)). Ist im Netzgebiet ein rONT

installiert, wird die Methodik für alle Netzknoten angewandt.

𝑈𝑠𝑡𝑟𝑎𝑛𝑔,𝑏𝑒𝑟𝑒𝑖𝑛𝑖𝑔𝑡 = 𝑈𝑠𝑡𝑟𝑎𝑛𝑔,𝑠𝑖𝑚𝑢𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣 + ∆𝑈𝐿 𝑅/𝑟𝑂𝑁𝑇

(10)

Ustrang,simulativ [V]: minimale Spannung im Netzgebiet

ΔULVR/rONT [V]: maximale Spannungsänderung durch den LVR oder rONT

Die korrigierte Spannung dient nun als Ausgangspunkt für die Berechnung der

zusätzlich möglichen PV-Einspeisung. Hierzu wird iterativ die PV-Einspeisung im

Ergebnisse der Simulation

Lesen der Lasten und der slack voltage zu diesem

Zeitpunkt, Setze aller PV-Einspeisungen auf null

Suchen des Zeitpunkts mit stärkstem Spannungsproblem

erneute Lastflussberechnung

Überlastet?

Erhöhen der PV-Einspeisung über

einen diskreten Faktor

thermische Überlastung?

Installieren eines rONT oder LVR in

Netzgebiet

erneute Lastflussberechnung

Überlastet?

Erhöhen der PV-Einspeisung über

einen diskreten Faktor

Max. integrierbare PV-Einspeisung

ohne Laststufenschaltern

thermische Überlastung?

Max. integrierbare PV-Einspeisung

mit/ohne Laststufenschaltern

Ja

Ja

Ja

Ja

Nein

Nein

Nein

Nein

Simulation in GridSimBerechnung der max.

integrierbaren LeistungAuswertung der Ergebnisse

Ja

Nein

Berücksichtigen der Summe der restlichen Lasten aller anderen

Zeitpunkte


Netzgebiet erhöht und mit einer anschließenden Lastflussberechnung ohne Einsatz der

Laststufenschalter die Einhaltung der Grenzwerte überprüft.

Beim Auftreten einer thermischen Betriebsmittelüberlastung in einem Kabelabschnitt

oder im Transformator ist die maximal integrierbare Leistung erreicht, da auch eine

zusätzliche Spannungsänderung durch Laststufenschalter die thermische Überlastung

nicht verhindern kann.

Tritt keine thermische Überlastung, sondern eine Spannungsbandverletzung auf, wird

im Netzgebiet ein Laststufenschalter (LVR oder rONT) installiert. Durch eine weitere

Lastflussberechnung wird festgestellt, ob durch den Einsatz der Laststufenschalter

zusätzliche Leistung ohne Spannungsbandverletzungen integriert werden kann. Analog

zum Vorgehen oben wird auf diese Art und Weise die zusätzliche integrierbare Leistung

ermittelt.

7.2 Differenzierung der Einsatzgebiete von rONT und LVR mithilfe der Referenznetze

Die in Kapitel 5.1 definierten Referenznetze können nun für eine quantifizierte Analyse

über die optimalen Einsatzgebiete von rONT und LVR verwendet werden.

7.2.1 Inhomogenität der Referenznetze

Dazu wird in einem Schritt der in Kapitel 7.1 definierte IHF für alle generierten

Referenznetze ermittelt, was einen ersten Aufschluss über die Last- und Erzeugungsver-

teilung im Netzgebiet gibt. Durch die kombinatorische Variation der Eingangsparameter

wurden insgesamt 665.940 Referenznetze erzeugt, davon konnten in 212.153 Netzen

Spannungsbandverletzungen identifiziert werden.

Abbildung 7-3: Verteilung des IHF über alle Referenznetze

Differenzierung der Einsatzgebiete von rONT und LVR mithilfe der Referenznetze 39

In Abbildung 7-3 wird ersichtlich, dass die verallgemeinerten Referenznetze

überwiegend Netze mittlerer Homogenität umfassen. Es gibt nur eine geringe Anzahl

äußerst inhomogener Netze, während sehr homogene Netze noch seltener auftreten.

Zur Validierung wurde in Abbildung 7-4 dieser Faktor zusätzlich für die standardisier-

ten Typnetze nach /TUM-04 11/ berechnet.

Abbildung 7-4: Verteilung des IHF der Typnetze nach /TUM-04 11/

Hier konnte eine ähnliche Verteilung des IHF festgestellt werden, der IHF schwankt

zwischen 0,29 und 0,50. Eine Ausnahme davon sind Typnetze mit nur einem Strang

(z. B. „typisches Landnetz Freileitung 1“ oder „extremes Landnetz 2“), bei denen der IHF

bei 0 liegt. Zusammen lässt sich feststellen, dass der entwickelte IHF auch in

repräsentativen Netzstrukturen angewandt werden kann und einen ersten Indikator

über die zu erwartende Netzbelastung liefert.

7.2.2 Identifikation von unzulässigen Netzbelastungen der Referenznetze

In den Referenznetzen treten aufgrund ihrer heterogenen Netzstrukturen und der

unterschiedlichen Belastungssituationen sowohl thermische Überlastungen als auch

Spannungsbandverletzungen auf. Abbildung 7-5 zeigt die identifizierten kritischen

Netzbelastungen für Transformatoren mit einer Bemessungsscheinleistung von 160 kVA

bzw. 250 kVA.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

An

teil

de

r Ty

pn

etze

IHF


u.a. „Landnetz mit

hochausgelastetem

Trafo 2“

Typnetze mit

1 Strang

u. a. „typisches

Vorstadtnetz

Kabel 1“


Abbildung 7-5: Identifikation der unzulässigen Netzbelastungen der Referenznetze

Dabei fällt auf, dass bei einer Transformatorgröße von 160 kVA in 11 % der Referenz-

netze thermische Überlastungen festgestellt werden konnten. Zusätzlich treten in

weiteren 29 % Verletzungen des Spannungsbandes auf. Bei einer Transformatorgröße

von 250 kVA ist der Transformator nur sehr selten überlastet, bei noch größer

dimensionierten Transformatoren treten keine thermischen Probleme mehr auf, sondern

ausschließlich Spannungsbandverletzungen in knapp einem Drittel der Fälle.

7.2.3 Ausregelung von Spannungsproblemen durch rONT und LVR

Im Folgenden werden alle Netze genauer untersucht, in denen ausschließlich

Spannungsbandverletzungen auftreten, um die Eignung der einzelnen Spannungs-

haltungsmaßnahmen zu eruieren und damit das optimale Einsatzgebiet von rONT bzw.

LVR zu ermitteln. Dazu wurde in den spannungskritischen Referenznetzen der

Ortsnetztransformator durch einen rONT ersetzt bzw. in einer separaten Untersuchung

der LVR auf den kritischen Strängen eingebaut. Zur Begrenzung der Komplexität und

der zu simulierenden Fälle wurde angenommen, dass rONT und LVR nur mit dem

Regelkonzept mit konstantem Sollwert implementiert werden. Eine Bewertung der

Konzepte mit variablem Sollwert und der adaptiven Regelung erfolgt an späterer Stelle

in den realen Netzgebieten und den Typnetzen.

Abbildung 7-6 gibt aufgeschlüsselt nach dem IHF an, welcher Anteil der Referenznetze

mit Spannungsproblemen durch rONT oder LVR ausgeregelt werden kann.

22

Analyse der „Netzprobleme“ aller Referenznetze

• Beachten: „Überlastung Trafo“ kann auch Spannungsbandverletzungen

bedeuten

• Für den IHF kommen alle Werte zwischen 0 (sehr homogen) und 1 (sehr

inhomogen) vor

• Der Mittelwert des IHF aller Referenznetze beträgt 0,62

7%4%

29%

60%

Trafo: 160kVA

Nur Überlastung Trafo

Überlastung Trafo +SpannungsbandverletzungNur Spannungsbandverletzung

keine Netzprobleme

©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00170©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00170

1%

33%

66%

Trafo: 250kVA

Nur Überlastung Trafo

Nur Spannungsbandverletzung

keine Netzprobleme



Abbildung 7-6: Ausregelung der Netze mit Spannungsproblemen durch rONT

UND/ODER LVR

Die statistischen Auswertungen zeigen, dass der rONT in sehr homogenen Netzen

(IHF ≤ 0,4) alle Spannungsbandverletzungen ausregeln kann. Bei inhomogenen Netzen

nimmt der Anteil an durch den rONT ausregelbaren Netzen ab. Netze mit mittlerer

Inhomogenität (0,3 ≤ IHF ≤ 0,8) können als Haupteinsatzgebiet für den LVR identifiziert

werden. Hier können in mehr als 70 % der Netze die Spannungsprobleme durch den

Einsatz von LVRs gelöst werden, bei 0,45 ≤ IHF ≤ 0,7 sogar in mehr als 90 % der Netze.

Für eine Differenzierung der Einsatzgebiete von rONT und LVR wurde in Abbil-

dung 7-7 zusätzlich untersucht, welche Referenznetze nur von einer Maßnahme, aber

nicht von der anderen ausgeregelt werden können.


Abbildung 7-7: Ausregelung der Netze mit Spannungsproblemen NUR durch rONT

oder (1 oder 2) LVR

Bei sehr homogenen Netzen mit IHF ≤ 0,1 können 78 % der Netze mit Spannungsprob-

lemen nur mit einem rONT ausgeregelt werden, wobei der Einsatz eines LVR auf jedem

Strang nicht betrachtet wurde. Maximal wurde jeweils ein LVR auf zwei der drei

Stränge eingesetzt. Für 0,7 ≤ IHF ≤ 0,9 können in mehr als 50 % der Netze die

Spannungsprobleme nur mit einem oder zwei LVR gelöst werden, aber nicht mit einem

rONT.

7.2.4 Maximale Spannungsspreizung in einer Netztopologie zur Abgrenzung von variablen und konstantem Sollwert

Um das Einsatzgebiet des rONTs weiter abgrenzen zu können, wird der regelbare

Ortsnetztransformator mit variablem Sollwert, wie in den bisherigen Berechnungen

angenommen, mit einem regelbaren Ortsnetztransformator mit konstantem Sollwert

verglichen. Damit kann eine Aussage getroffen werden, bis wann der Einsatz eines

rONTs mit konstantem Sollwert ebenfalls die Spannung in den vorgegebenen Limits

halten kann.

Um diesen Vergleich aufstellen zu können, wird lediglich die Leitungslänge der

generierten Referenznetze näher betrachtet. Aus den vielen Varianten der drei

Netzstränge des Netzes und den drei möglichen Leitungslängen von 100 m, 300 m und

500 m, ergeben sich durch die Formel für Kombination mit Wiederholung zehn

Netztopologien, die in Tabelle 7-1 dargestellt werden und für die Analyse des

regelbaren Ortsnetztransformators herangezogen werden.


Tabelle 7-1: Mögliche Netztopologie bei Referenznetzen mit drei Strängen

Bezeichnung Strang 1 Strang 2 Strang 3 Durchschnittlicher IHF

Netztopologie 1 100 m 100 m 500 m 0,542










Eine wichtige Größe in der Betrachtung stellt die maximale Spannungsspreizung dar.

Diese beschreibt die maximale Spannungsdifferenz zwischen den einzelnen Strängen

eines Netzes als Bezugswert, gemessen am kritischsten Punkt (Ende des Strangs,

Anschlusspunkt einer großen Einspeiseanlage oder eines Verbrauchers). Es konnte

ermittelt werden, dass durch steigende Stranglängen auch die maximale Spannungs-

spreizung zunimmt und damit die Wahrscheinlichkeit, Spannungsprobleme durch einen

rONT mit konstantem Sollwert zu lösen, abnimmt. Dies ist darauf zurückzuführen, dass

ein rONT mit variablem Sollwert ein größeres Spannungsband und somit auch eine

größere Spannungsspreizung als ein rONT mit konstantem Sollwert ausregeln kann. Ab

einer maximalen Spannungsspreizung von 0,2 pu muss ein rONT mit variablem

Sollwert eingesetzt werden, um Spannungsbandprobleme lösen zu können.

In Abbildung 7-8 wird die maximale und durchschnittliche Spannungsspreizung für

eine steigende Anzahl der Stranglängen dargestellt.


Abbildung 7-8: Spannungsspreizung der zusammengefassten Topologien

Die Ergebnisse der Berechnungen zeigen, dass jene Netztopologien, die kurze Stränge

enthalten, keine Spannungsbandverletzungen aufweisen. Es können Probleme

hinsichtlich thermischer Limits auftreten, diese werden in den Berechnungen jedoch

nicht näher betrachtet, da sie nur durch konventionelle Netzausbaumaßnahmen zu

verhindern sind. Des Weiteren konnte nachgewiesen werden, dass ein rONT mit

variablem Sollwert ausschließlich bei langen Stranglängen vorteilhaft zu bewerten ist.

So kann ein rONT mit konstantem Sollwert bei Stranglängen von 500 m nur 78 % der

Spannungsbandverletzungen lösen, die ein rONT mit variablem Sollwert lösen könnte.

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Span

nu

ngs

spre

izu

ng

in p

u

kumulierte Länge aller Stränge in m

Maximum

Durchschnitt


Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 45

7.3 Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim

Die untersuchten Maßnahmen werden nun mithilfe der in Kapitel 5.2 und 5.3

definierten realen und standardisierten Netze durch detaillierte Lastflusssimulationen

in GridSim bewertet. In insgesamt vier unterschiedlichen Szenariorahmen (in Kapitel 6

definiert) wurde jede Maßnahme und deren Varianten jeweils in drei ausgewählten

realen bzw. standardisierten Netzen eingesetzt und ihre Auswirkungen auf die

Netzstabilität untersucht. Die zu bewertenden Spannungskriterien wurden in

Kapitel 7.1 definiert.

In der Tabelle 7-2 wurden die sechs untersuchten Netze in drei Netzkategorien von

jeweils einem realen Netz von Garmisch-Partenkirchen und einem Typnetz nach

/TUM-04 11/ unterteilt.

Tabelle 7-2: Zuordnung der untersuchten Netze zu der Netzkategorie

Netzkategorie Reales Netz Synthetisches Typnetz

nach /TUM 04 11/

Vorstadtnetz ONT 3 „Typnetz-Vorstadt“

Dorfnetz ONT 33 „Typnetz-Dorf“

Landnetz ONT 158 „Typnetz-Land“

Für jedes Netz werden die untersuchten Spannungsstabilisierungsmaßnahmen anhand

von drei Hauptkriterien bewertet:

Die grafischen Darstellungen des Spannungsverlaufs entlang des Strangs des

schwächsten Hausanschluss-Knotens werden für jede untersuchte Maßnahme

verglichen, um die Auswirkung der jeweiligen Maßnahme auf den Spannungsver-

lauf zu verdeutlichen.

Dann wird die Spannung an allen Hausanschlüssen für jede untersuchte

Maßnahme statistisch ausgewertet und verglichen. Damit können die Auswir-

kungen der einzelnen Maßnahmen nicht nur auf den kritischen Strang, sondern

auch für das gesamte Netzgebiet verdeutlicht werden.

Schließlich wird die im Kapitel 7.1 definierte Spannungsreserve in Form einer

Dauerlinie dargestellt. Dadurch kann die Verbesserung der Einhaltung der

Spannung innerhalb der Spannungsgrenzen qualitativ bewertet werden.

Zunächst werden die zwei Netze der Kategorie „Vorstadtnetz“ untersucht. Für diese

Netze wird der Spannungsverlauf entlang des Strangs des schwächsten Hausanschluss-

Knotens für den Referenzfall und für die fünf betrachteten Maßnahmen (siehe

Abschnitt 6.1.2) vorgestellt. Damit sollen die Auswirkungen der jeweiligen Maßnahmen

auf die Spannung im kritischen Strang des Netzes veranschaulicht werden.

In der Analyse der Netze der Kategorien „Dorfnetz“ (im Abschnitt 7.3.2) und

„Landnetz“ (im Abschnitt 7.3.3) wird wiederum nur der Spannungsverlauf des

Referenzfalls mit dem Spannungsverlauf der jeweils geeignetsten Maßnahme verglichen.


Es werden nur die Szenariorahmen „GAPextrem“ und „KNextrem“ ausführlich

beschrieben, da die Szenarien „2030“ zu wenige netzkritische Spannungsbandverletzun-

gen aufweisen. Für die Bewertung der Eignung der netzstabilisierenden Maßnahmen

wird daher eine umfangreiche Beschreibung der Extremszenarien vorgenommen.

7.3.1 Analyse Vorstadtnetz

In diesem Abschnitt werden zwei Netze verglichen, die zu der Kategorie Vorstadtnetz

gehören. Die wesentlichen Merkmale dieser Kategorie sind eine hohe Anzahl von

Haushalten und einige dominante Stränge.

7.3.1.1 GAP-Netz Vorstadt (ONT 3)

Die Eigenschaften des „GAP-Netzes Vorstadt“ wurden im Abschnitt 5.3.4 beschrieben.

7.3.1.1.1 Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten Hausanschluss-

Knotens

REFERENZFALL

Zur Erläuterung der verwendeten Abbildung werden die verschiedenen Darstellungsar-

ten für den Referenzfall detailliert beschrieben.

Die Abbildung 7-9 stellt eine statistische Auswertung über den gesamten Simulations-

zeitraum des Spannungsverlaufs entlang des Strangs des schwächsten Hausanschlusses

(Hausanschluss mit der größten Spannungsabweichung) im Referenzfall des Szenarios

GAPextrem dar. Zusätzlich zur Darstellung des Mittelwerts (durch eine weiße Linie) und

der Extremen (durch graue Linien), ist die Häufigkeitsverteilung des Spannungsverlaufs

mittels einer Farbskala abgebildet. Zwischen den schwarzen Linien befinden sich 98 %

aller Spannungsverläufe aufgeschlüsselt nach Quantilgruppen. Die Quantilgruppen „Q0

– Q1“ und „Q99 – Q100“ (die 1 % obersten bzw. untersten Spannungsverläufe) sind nicht

durch die Farbskala abgebildet, sondern liegen zwischen den schwarzen und

dunkelgrauen Linie. Die hellgrauen Linien entsprechen jeweils dem oberen bzw. unteren

aufgetretenen Extremverlauf der Spannung über alle simulierten Zufallsverteilungen

(siehe auch Abschnitt 6.1.3).


Abbildung 7-9: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten

Hausanschluss-Knoten für den ONT 3 im Szenariorahmen

GAPextrem ohne netzstabilisierende Maßnahme (Referenzfall)

Links auf die Grafik (Abstand vom ONT: 0 km) sind die angenommenen Spannungs-

schwankungen aus dem Mittelspannungsnetz und dem Offset des ONT sichtbar (siehe

Abschnitt 6.2.2). Mit zunehmendem Abstand vom ONT verbreitert sich die Verteilung

der Spannungen nach oben (durch die PV-Einspeisung) und unten (durch die Last).

Bemerkenswert ist im Referenzfall, dass trotz der extremen Annahmen im

Szenariorahmen GAPextrem nur sehr wenige Spannungsbandverletzungen auftreten,

auch wenn keine spannungsstabilisierende Maßnahme im Einsatz ist. Dies zeigt, dass

die Netze von Garmisch-Partenkirchen bereits stark ausgelegt sind und rechtfertigt die

Anwendung des Szenariorahmens GAPextrem für die weitere Auswertung.

Es folgt eine Zusammenfassung der Kennwerte, die sich aus der Grafik auslesen lassen.

An der Sekundärseite des Transformators:

Die Spannung beträgt im Mittel 1,008 pu mit einer Streuung von bis zu 1,038 pu

für den oberen mittleren Extremwert und 0,9676 pu für den unteren mittleren

Extremwert.

Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,031 pu und das untere 1 %–

Quantil der Spannung (Q99) liegt bei 0,9814 pu.

Die Streuung von 98 % der Werte beträgt 0,0496 pu (Q1-Q99).

Am schwächsten Hausanschluss-Knoten:

Der Mittelwert der Spannung beträgt 0,9944 pu.

Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,061 pu.

Das untere 1 %–Quantil der Spannung (Q99) beträgt 0,9076 pu.


Der obere mittlere Extremwert der Spannung (Q0) beträgt 1,086 pu.


Der untere mittlere Extremwert der Spannung (Q100) liegt bei 0,8441 pu

außerhalb des zugelassenen Spannungsbands (1,10 pu – 0,85 pu).

Die Streuung aller Werte beträgt 0,2419 pu (Q0-Q100).

RONT CONST

Die Abbildung 7-10 zeigt die statistische Auswertung des Spannungsverlaufs entlang

des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für die Variante mit einem

regelbaren Ortsnetztransformator mit konstantem Sollwert (Bezeichnung rONT const1).


Hausanschluss-Knotens für den ONT 3 im Szenariorahmen GAPext-

rem mit rONT const

Der Einsatz eines regelbaren ONT mit konstantem Sollwert hat im Vergleich zum

Referenzfall folgende Auswirkungen:


Die Spannung wurde im Mittel auf 1 pu geregelt.



Die Streuung von 98 % der Werte beträgt somit 0,0492 pu (Q1-Q99).

Die Streuung der Spannungswerte an der Sekundärseite des Transformators bleibt

somit ähnlich wie im Referenzfall (0,0496 pu); nur der Mittelwert wurde auf 1 pu

geregelt.




1 steht für “regelbarer Ortsnetztransformator mit konstantem Sollwert”



Der obere mittlere Extremwert der Spannung beträgt 1,077 pu.

Der untere mittlere Extremwert der Spannung liegt mit 0,8539 pu knapp

innerhalb des zugelassenen Spannungsbands.

Die statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-Knoten ist

in der Tabelle 7-3 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen. Die

Deltawerte werden in grün bei einer qualitativen Verbesserung des Kennwertes bzw. in

rot bei einer Verschlechterung dargestellt.

Die Deltawerte in den Tabellen wurden wie folgt berechnet:

𝐷𝑒𝑙𝑡𝑎 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡 = 𝑊𝑒𝑟𝑡 𝑀𝑎ß𝑛𝑎ℎ𝑚𝑒 −𝑊𝑒𝑟𝑡 𝑅𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑧𝑓𝑎𝑙𝑙

(11)

𝑅𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑒 𝑉𝑒𝑟𝑏𝑒𝑠𝑠𝑒𝑟𝑢𝑛𝑔 = 𝐷𝑒𝑙𝑡𝑎 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡

|𝑊𝑒𝑟𝑡 𝑅𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑧𝑓𝑎𝑙𝑙 − 1 𝑝. 𝑢. |

(12)

𝐷𝑒𝑙𝑡𝑎 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣 = 𝐷𝑒𝑙𝑡𝑎 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡𝑊𝑒𝑟𝑡 𝑅𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑧𝑓𝑎𝑙𝑙

(13)

Tabelle 7-3: Statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-

Knoten für die Maßnahme rONT const und Vergleich mit dem Referenzfall für den ONT 3

im Szenariorahmen GAPextrem

Spannung Referenzfall rONT const Delta absolut Relative Verbesserung

Maximum 1,086 pu 1,077 pu -0,009 pu -10,5 %

Mittelwert 0,994 pu 0,987 pu -0,007 pu

Minimum 0,844 pu 0,854 pu +0,010 pu +6,3 %

Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const Delta absolut Delta relativ

Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,031 pu 0,026 pu -0,004 pu -14,0 %


Streuung aller Werte (Max-Min) 0,242 pu 0,223 pu -0,019 pu -7,8 %

Der rONT mit konstantem Sollwert wirkt im Allgemeinen positiv auf die Spannung bis

auf eine sehr kleine Reduzierung des Mittelwerts. Der Minimalwert liegt mit 0.854 pu

knapp innerhalb des Spannungsbands, was einer nur kleinen Spannungsreserve

entspricht. Die Streuung der Spannung hat sich für jede Kategorie (50 %, 98 % und

100 % aller Werte) reduziert, wobei die Streuung der Werte inklusive Extremwerte

(100 % aller Werte) sich etwas weniger als bei den anderen Kategorien reduziert hat

(-8 % anstatt -14 %).


RONT VAR


des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knoten für die Variante mit einem

regelbaren Ortsnetztransformator mit Leistungskompoundierung (Bezeichnung

rONT var2).


Hausanschluss-Knoten für den ONT 3 im Szenariorahmen GAPext-

rem mit rONT var

Der Einsatz eines regelbaren ONT mit Leistungskompoundierung hat im Vergleich zum



Die Spannung wurde im Mittel auf 1,013 pu geregelt.




Der Mittelwert der Spannung an der Sekundärseite des Transformators ist etwas größer

als im Referenzfall (1,008 pu). Die Streuung der Spannungswerte an der Sekundärseite

des Transformators ist in diesem Szenario deutlich größer als im Referenzfall

(0,0496 pu). Das liegt an der Funktionsweise der Leistungskompoundierung, wo der

Sollwert der Spannung an der Sekundärseite des Transformators abhängig von der

Auslastung ist (vgl. Kapitel 4.2.1).


in Tabelle 7-4 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen.

2 steht für “regelbarer Ortsnetztransformator mit variablem Sollwert”



Knoten für die Maßnahme rONT var und Vergleich mit dem Referenzfall für den ONT 3


Spannung Referenzfall rONT var Delta absolut Relative Verbesserung

Maximum 1,086 pu 1,069 pu -0,017 pu -19,8 %

Mittelwert 0,994 pu 1,000 pu +0,006 pu

Minimum 0,844 pu 0,891 pu +0,047 pu +30,3 %

Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT var Delta absolut Delta relativ




Der rONT mit Leistungskompoundierung wirkt in diesem Szenario sehr positiv auf die

Spannung. Der Minimalwert wurde um 30 % gegenüber dem Referenzfall erhöht und

liegt mit 0.891 pu gut innerhalb des Spannungsbands. Der Maximalwert wurde um ca.

20 % gemindert. Die Streuung der Spannung hat sich für jede Kategorie (50 %, 98 % und

100 % aller Spannungswerte) mit mindestens -26,6 % stark reduziert.

RONT ADAPTIV



regelbaren Ortsnetztransformator mit adaptiver Regelung (Bezeichnung rONT adaptiv).



rem mit rONT adaptiv

Der Einsatz eines regelbaren ONT mit adaptiver Regelung hat im Vergleich zum



Die Spannung wurde im Mittel auf 1,021 pu geregelt.





Der Mittelwert der Spannung an der Sekundärseite des Transformators ist etwas größer

als im Referenzfall (1,008 pu). Die Streuung der Spannungswerte ist in diesem Szenario

deutlich größer als im Referenzfall (0,0496 pu). Das liegt an der Funktionsweise der

adaptiven Regelung, wo der Sollwert der Spannung an der Sekundärseite des

Transformators dynamisch ist (vgl. Kapitel 4.2.1).





Der obere mittlere Extremwert der Spannung beträgt 1,102 pu und überschreitet

die obere Spannungsgrenze.

Der untere mittlere Extremwert der Spannung liegt mit 0,860 pu knapp inner-

halb des zugelassenen Spannungsbands.


in der Tabelle 7-5 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen.


Knoten für die Maßnahme rONT adaptiv und Vergleich mit dem Referenzfall für den

ONT 3 im Szenariorahmen GAPextrem

Spannung Referenzfall rONT adaptiv Delta absolut Relative Verbesserung

Maximum 1,086 pu 1,102 pu +0,016 pu +18,6 %


Minimum 0,844 pu 0,860 pu +0,016 pu +10,4 %

Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT adaptiv Delta absolut Delta relativ

Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,031 pu 0,037 pu +0,006 pu +19,9 %



Der rONT mit adaptiver Regelung wirkt in diesem Szenario eher negativ auf die

absoluten Spannungswerte. Der Minimalwert wurde zwar um ca. 10 % gegenüber dem

Referenzfall erhöht, und liegt mit 0.86 pu knapp innerhalb des Spannungsbands, aber

der Maximalwert hat sich um ca. 19 % erhöht und überschreitet nun mit 1,102 pu die

obere Spannungsgrenze. Die Streuung der häufigsten Werten (50 % aller Werte) hat sich

zwar um 20 % verbreitert, aber dies ist nicht kritisch, da es nur einer Breite von

0.037 pu entspricht. Die Streuung der Werte ohne Extremwerte (98 % aller Werte) ist

um ca. 9 % kleiner als im Referenzfall. Gerade im Vergleich mit dem rONT mit

variablem Sollwert ist somit das 98 %-Band breiter und es treten mehr Spannungen mit

größerer Abweichung von 1,0 pu auf.


Es lässt sich feststellen, dass die adaptive Regelung die Spannung bis auf extreme

Ausreißer innerhalb des Spannungsbandes hält. Darüber hinaus ist der große Vorteil

der adaptiven Regelung die deutliche Reduzierung der Schaltvorgänge (75 im Mittel bei

rONTadaptiv im Vergleich zu 368 im Mittel beim rONTkonst) und damit eine Verlängerung

der Lebenszeit.

LVR CONST



Längsregler mit konstantem Sollwert (Bezeichnung LVR const3).



rem mit LVR const

Der Einsatz eines regelbaren ONT mit adaptiver Regelung hat im Vergleich zum


An der Sekundärseite des Transformators ergibt sich keine Änderung zum Referenzfall,

da der Längsregler nur die Spannung von nachgeschalteten Knoten beeinflussen kann.






Der untere mittlere Extremwert der Spannung liegt bei 0,874 pu innerhalb des

zugelassenen Spannungsbands.

3 steht für “Line Voltage Regulator with constant set point”





Knoten für die Maßnahme LVR const und Vergleich mit dem Referenzfall für den ONT 3


Spannung Referenzfall LVR const Delta absolut Relative Verbesserung

Maximum 1,086 pu 1,074 pu -0,012 pu -14,0 %


Minimum 0,844 pu 0,874 pu +0,030 pu +19,3 %

Streuung der Spannungswerte Referenzfall LVR const Delta absolut Delta relativ




Der Längsregler mit konstantem Sollwert wirkt im Allgemeinen positiv auf die

Spannung bis auf eine sehr kleine Reduzierung des Mittelwerts. Die Streuung der

Spannung hat sich für jede Kategorie (50 %, 98 % und 100 % aller Werte) reduziert,

wobei die Streuung der Werte inklusive Extremwerte (100 % aller Werte) sich weniger

als bei den anderen Kategorien reduziert hat (-17 % anstatt -31 % bzw. -37 %).

LVR VAR



Längsregler mit Leistungskompoundierung (Bezeichnung LVR var4).



rem mit LVR var

4 steht für “Line Voltage Regulator with variable set point”


An der Sekundärseite des Transformators ergibt sich keine Änderung zum Referenzfall,

da der Längsregler nur die Spannung von nachgeschalteten Knoten beeinflussen kann.






Der untere mittlere Extremwert der Spannung liegt bei 0,889 pu innerhalb des

zugelassenen Spannungsbands.




Knoten für die Maßnahme LVR var und Vergleich mit dem Referenzfall für den ONT 3


Spannung Referenzfall LVR var Delta absolut Relative Verbesserung

Maximum 1,086 pu 1,077 pu -0,009 pu -10,5 %


Minimum 0,844 pu 0,889 pu +0,045 pu +29,0 %

Streuung der Spannungswerte Referenzfall LVR var Delta absolut Delta relativ




Der Längsregler mit Leistungskompoundierung wirkt sehr positiv auf die Spannung am

schwächsten Hausanschluss-Knoten. Die Streuung der Spannung hat sich für jede

Kategorie (50 %, 98 % und 100 % aller Werte) deutlich reduziert.

7.3.1.1.2 Statistische Auswertung der Spannung und Vergleich der Maßnahmen

In diesem Abschnitt werden die statistischen Kennwerte der Spannung zusammenge-

fasst und die Auswirkung jeder Maßnahme in diesem Szenario miteinander verglichen.

Die Tabelle 7-8 und

Tabelle 7-9 fassen die absoluten bzw. relativen Deltawerte der Spannung am Ende des

Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für jede Maßnahme im Vergleich zum

Referenzfall zusammen.


Tabelle 7-8: Zusammenfassung der absoluten Deltawerte der Spannung am schwächsten

Hausanschluss-Knoten für alle Maßnahmen und Vergleich mit dem Referenzfall für den

ONT 3 im Szenariorahmen GAPextrem

Spannung Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var

Maximum 1,086 pu -0,009 pu -0,017 pu +0,016 pu -0,012 pu -0,009 pu

Mittelwert 0,994 pu -0,007 pu +0,006 pu +0,014 pu -0,002 pu +0,005 pu

Minimum 0,844 pu +0,010 pu +0,047 pu +0,016 pu +0,030 pu +0,045 pu

Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var

Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,031 pu -0,004 pu -0,008 pu +0,006 pu -0,011 pu -0,008 pu

Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,153 pu -0,022 pu -0,058 pu -0,014 pu -0,048 pu -0,062 pu

Streuung aller Werte (Max-Min) 0,242 pu -0,019 pu -0,064 pu -0,000 pu -0,042 pu -0,054 pu

Tabelle 7-9: Zusammenfassung der relativen Verbesserung der Spannung am

schwächsten Hausanschluss-Knoten für alle Maßnahmen und Vergleich mit dem

Referenzfall für den ONT 3 im Szenariorahmen GAPextrem


Maximum 1,086 pu -10,5 % -19,8 % +18,6 % -14,0 % -10,5 %

Minimum 0,844 pu +6,3 % +30,3 % +10,4 % +19,3 % +29,0 %


Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,031 pu -14,0 % -26,7 % +19,9 % -37,1 % -25,7 %

Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,153 pu -14,3 % -37,9 % -9,2 % -31,2 % -40,1 %

Streuung aller Werte (Max-Min) 0,242 pu -7,8 % -26,6 % -0,1 % -17,4 % -22,4 %

Es zeigt sich, dass der rONT mit Leistungskompoundierung (rONT var) im Allgemeinen

die beste Auswirkung auf die Reduzierung der Maximum- und Minimumwerte sowie die

Streuung der Spannungswerte hat. Der Längsregler, sowohl mit konstantem Sollwert

(LVR const) als auch mit Leistungskompoundierung (LVR var), wirkt positiv auf die

Spannung. Im Gegenteil wirkt der rONT mit adaptiver Regelung (rONT adaptiv) in

diesem Szenario negativ auf die Maximalwerte und verursacht zusätzliche Spannungs-

bandverletzungen im oberen Bereich.


In der Abbildung 7-15 wird, anders als in den bisherigen Auswertungen, die Spannung

nicht nur am Ende des schwächsten Hausanschluss-Knotens, sondern an allen

Hausanschluss-Knoten statistisch dargestellt.

Abbildung 7-15: Vergleich der statistischen Auswertung der Spannung an allen


rem für alle netzstabilisierende Maßnahmen.

Diese Darstellung bestätigt die obige Bewertung und zeigt, dass der rONT mit

Leistungskompoundierung (rONT var) in diesem Szenario die Spannung besser

einhalten kann, wobei die beiden Varianten des Längsreglers auch gute Ergebnisse

liefern. Die adaptive Regelung des rONT erscheint hier auf den ersten Blick als nur

mäßig geeignet, ist jedoch dennoch in der Lage, die Spannung bis auf wenige Zeitpunkte

in den zulässigen Grenzen zu halten.


7.3.1.1.3 Dauerlinie der Spannungsreserve

Die Abbildung 7-16 stellt die Spannungsreserve an allen Hausanschluss-Knoten in

Form einer Dauerkennlinie für jede Maßnahme dar. Die Dauerlinie der Spannungsre-

serve liefert einen detaillierten Vergleich der Auswirkung der netzstabilisierenden

Maßnahmen bzgl. der Einhaltung der Spannungsgrenzen und -verhältnisse im

Netzgebiet.

Abbildung 7-16: Dauerlinie der Spannungsreserve aller Hausanschluss-Knoten für

den ONT 3 im Szenariorahmen GAPextrem – Vergleich der Maß-

nahmen

Aus der Grafik ist ersichtlich, dass im Vergleich zum Referenzfall (dunkelorange Linie)

der rONT mit konstantem Sollwert (dunkelblaue Linie) die Spannungsreserve zu jedem

Zeitpunkt erhöht. Die Auswirkung in den kritischen Zeitschritten ist auch positiv (der

Minimalwert ist größer Null, damit treten beim Einsatz eines rONT mit konstantem

Sollwert keine Spannungsbandverletzungen auf). Gegenüber anderen Maßnahmen ist

die Verbesserung nur gering.

Der rONT mit Leistungskompoundierung (blaue Linie) reduziert die Spannungsreserve

während ca. 570 Stunden ein wenig. Aber in den kritischen Stunden, wo die

Spannungsreserve im Referenzfall am kleinsten ist, hat diese Maßnahme eine sehr gute

Auswirkung auf die Spannungsreserve und erhöht den Minimumwert um mehr als

0,2 pu.

Bis auf die kritischen Stunden weist der rONT mit adaptiver Regelung (hellblaue Linie)

in diesem Szenario eine vergleichsweise negative Auswirkung auf die Spannungsreserve

auf. Die positive Wirkung in den kritischen Stunden reicht aber nicht aus, um den

Minimumwert in den positiven Bereich zu bringen.

Die Kennlinie für den Längsregler mit konstantem Sollwert (hellorange Linie) bleibt in

den ersten 420 Stunden sehr nah an dem Referenzfall und wirkt danach sehr positiv auf

die Spannungsreserve, mit einem guten Ergebnis bezüglich der Erhöhung des

Minimumwertes.


Der Längsregler mit Leistungskompoundierung (gelbe Linie) reduziert die Spannungs-

reserve in den ersten 510 Stunden aber wirkt in den kritischen Stunden wie der

Längsregler mit konstantem Sollwert sehr positiv.

7.3.1.2 Typnetz-Vorstadt

Die Eigenschaften des „Typnetz-Vorstadt“ wurden im Abschnitt 5.2 beschrieben.


Knotens

REFERENZFALL

Die Abbildung 7-17 stellt eine statistische Auswertung des Spannungsverlaufs über

den gesamten Simulationszeitraum entlang des Strangs des schwächsten Hausan-

schluss-Knotens im Referenzfall des Szenarios KNextrem dar.


Hausanschluss-Knotens für den „Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorah-

men KNextrem ohne netzstabilisierende Maßnahme (Referenzfall)





Extremwert.










Der obere mittlere Extremwert der Spannung (Q0) liegt mit 1,109 pu außerhalb

des zugelassenen Spannungsbands (1,10 pu – 0,85 pu).

Der untere mittlere Extremwert der Spannung (Q100) liegt bei 0,874 pu.


RONT CONST



regelbaren Ortsnetztransformator mit konstantem Sollwert (Bezeichnung rONT const).


Hausanschluss-Knotens für das „Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorah-

men KNextrem mit rONT const


in der Tabelle 7-10 zusammengefasst und wird mit dem Referenzfall verglichen.


Knoten für die Maßnahme rONT const und Vergleich mit dem Referenzfall für das

„Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorahmen KNextrem

Spannung Referenzfall rONT const Delta absolut Relative Verbesserung

Maximum 1,109 pu 1,095 pu -0,014 pu -12,8 %


Minimum 0,874 pu 0,874 pu +0,000 pu +0,0 %

Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const Delta absolut Delta relativ





Der rONT mit konstantem Sollwert wirkt in diesem Szenario nur mäßig positiv auf die

Spannungshaltung. Der Maximalwert wurde innerhalb den Bereich der Spannungsgren-

zen gebracht, aber der Minimalwert wurde nicht verbessert und die Streuung der

Spannung hat sich für jede Kategorie (50 %, 98 % und 100 % aller Werte) nur in

geringem Maß reduziert.

RONT VAR



regelbaren Ortsnetztransformator mit Leistungskompoundierung (Bezeichnung

rONT var).



men KNextrem mit rONT var




Knoten für die Maßnahme rONT var und Vergleich mit dem Referenzfall für das



Maximum 1,109 pu 1,071 pu -0,038 pu -34,9 %


Minimum 0,874 pu 0,900 pu +0,025 pu +20,0 %





Der rONT mit Leistungskompoundierung wirkt in diesem Szenario sehr positiv auf die

Spannung. Der Minimalwert wurde um 20 % gegenüber dem Referenzfall erhöht. Der


Maximalwert wurde um ca. 35 % gemindert. Die Streuung der Spannung hat sich für

jede Kategorie (50 %, 98 % und 100 % aller Spannungswerte) stark reduziert.

RONT ADAPTIV



regelbaren Ortsnetztransformator mit adaptiver Regelung (Bezeichnung rONT adaptiv).



men KNextrem mit rONT adaptiv




Knoten für die Maßnahme rONT adaptiv und im Vergleich mit dem Referenzfall für das


Spannung Referenzfall rONT adaptiv Delta absolut Relative Verbesserung

Maximum 1,109 pu 1,104 pu -0,005 pu -4,6 %


Minimum 0,874 pu 0,879 pu +0,005 pu +3,7 %

Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT adaptiv Delta absolut Delta relativ




Der rONT mit adaptiver Regelung wirkt in diesem Szenario nur mäßig auf die

Extremwerte der Spannung. Der Minimalwert liegt weiterhin mit 0.88 pu innerhalb des

Spannungsbands, aber der Maximalwert hat sich nur um ca. 5 % reduziert und bleibt

mit 1,104 pu über der oberen Spannungsgrenze. Die Streuung der häufigsten Werte

(50 % aller Werte) hat sich zwar um 17 % verbreitert, aber dies ist nicht kritisch, da es

nur einer Breite von 0.034 pu entspricht.


LVR CONST



Längsregler mit konstantem Sollwert (Bezeichnung LVR const).



men KNextrem mit LVR const




Knoten für die Maßnahme LVR const und Vergleich mit dem Referenzfall für das



Maximum 1,109 pu 1,079 pu -0,030 pu -27,5 %


Minimum 0,874 pu 0,903 pu +0,029 pu +23,0 %





Der Längsregler mit konstantem Sollwert wirkt sehr positiv auf die Spannung. Der

Maximalwert wurde um 27,5 % relativ zu 1 pu reduziert und der Minimalwert um 23 %

erhöht. Die Streuung der Spannung hat sich für jede Kategorie (50 %, 98 % und 100 %

aller Werte) deutlich reduziert.


LVR VAR

Die Abbildung 7-22 zeigt die statistische Auswertung des entlang des Strangs des

schwächsten Hausanschluss-Knoten für die Variante mit einem Längsregler mit

Leistungskompoundierung (Bezeichnung LVR var).


Hausanschluss-Knoten für den „Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorah-

men KNextrem mit LVR var




Knoten für die Maßnahme LVR var und Vergleich mit dem Referenzfall für den „Typnetz-

Vorstadt“ im Szenariorahmen KNextrem

Spannung Referenzfall LVR var Delta absolut Relative Verbesserung

Maximum 1,109 pu 1,061 pu -0,048 pu -44,0 %


Minimum 0,874 pu 0,900 pu +0,026 pu +20,3 %

Streuung der Spannungswerte Referenzfall LVR var Delta absolut Delta relativ




Der Längsregler mit Leistungskompoundierung wirkt sehr positiv auf die Spannung am

schwächsten Hausanschluss-Knoten. Der Maximalwert wurde um 44 % relativ zu 1 pu

reduziert und der Minimalwert um 23 % erhöht. Die Streuung der Spannung hat sich

für jede Kategorie (50 %, 98 % und 100 % aller Werte) deutlich reduziert.





Die Tabelle 7-15 und Tabelle 7-16 fassen die absoluten bzw. relativen Deltawerte der

Spannung am Ende des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für jede

Maßnahme im Vergleich zum Referenzfall zusammen.

Tabelle 7-15: Zusammenfassung der absoluten Deltawerte der Spannung am


Referenzfall für das „Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorahmen KNextrem


Maximum 1,109 pu -0,014 pu -0,038 pu -0,005 pu -0,030 pu -0,048 pu

Mittelwert 1,007 pu -0,013 pu -0,010 pu -0,004 pu -0,010 pu -0,009 pu





Streuung aller Werte (Max-Min) 0,235 pu -0,014 pu -0,063 pu -0,010 pu -0,059 pu -0,074 pu



Referenzfall für das „Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorahmen KNextrem


Maximum 1,109 pu -12,8 % -34,9 % -4,6 % -27,5 % -44,0 %

Minimum 0,874 pu +0,0 % +20,0 % +3,7 % +23,0 % +20,3 %




Streuung aller Werte (Max-Min) 0,235 pu -6,0 % -26,9 % -4,1 % -25,1 % -31,3 %

Es zeigt sich, dass der Längsregler mit Leistungskompoundierung (LVR var) im

Allgemeinen die beste Auswirkung zur Reduzierung der Maximum- und Minimumwerte

sowie der Streuung der Spannungswerte hat. Der Längsregler mit konstantem Sollwert

(LVR const) und der rONT mit Leistungskompoundierung (rONT var) wirken auch sehr

positiv auf die Spannung. Der rONT mit konstantem Sollwert (rONT const) und mit

adaptiver Regelung (rONT adaptiv) wirken in diesem Szenario nicht sehr effektiv und

werden als ungeeignet eingeschätzt.


In der Abbildung 7-23 wird die Spannung an allen Hausanschluss-Knoten für alle

netzstabilisierenden Maßnahmen statistisch dargestellt.

Abbildung 7-23: Vergleich der statistischen Auswertung der Spannung an den

Hausanschluss-Knoten für das „Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorah-

men KNextrem für alle netzstabilisierende Maßnahmen.

Diese Darstellung bestätigt die obige Bewertung und zeigt, dass der Längsregler mit

konstantem Sollwert (LVR const) oder Leistungskompoundierung (LVR var) und der

rONT mit Leistungskompoundierung (rONT var) die Varianten sind, die in diesem

Szenario die Spannung am besten regeln können. Das resultierende Spannungsband ist

bei diesen Varianten deutlich schmäler als im Referenzfall. Die adaptive Regelung

erzeugt zwar ein breites Spannungsband, erreicht aber eine Stabilisierung der

Spannung mit deutlich weniger Schaltvorgängen (46 bei rONTadaptiv im Vergleich zu 357

bei rONTconst).




Form einer Dauerkennlinie für jede Maßnahme dar.

Abbildung 7-24: Dauerlinie der Spannungsreserve der Hausanschluss-Knoten für das

„Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorahmen KNextrem – Vergleich der

Maßnahmen

Aus dem Vergleich der Dauerlinien der Spannungsreserve ist ersichtlich, dass alle

Maßnahmen zur Verbesserung der Spannungsreserve in den kritischen Zeitschritten

beitragen. Analog zu der Analyse für das GAP-Netz Vorstadt haben die Varianten des

regelbaren Ortsnetztransformators mit konstantem Sollwert oder mit Leistungskom-

poundierung einen positiven Einfluss auf die Spannungsreserve zu jedem Zeitschritt (die

dunkelblaue und die blauen Linien liegen bis ca. 580 Stunden über den anderen Linien),

wobei sich die Varianten des Längsreglers erst in den kritischen Zeitschritten (ab ca. 500

Stunden) positiv gegenüber dem Referenzfall auswirken. Die Spannungsreserve für den

rONT mit konstantem Sollwert sinkt ab ca. 550 Stunden im Vergleich zu den anderen

Maßnahmen viel schneller. Beide Varianten des Längsreglers weisen zu diesen

Zeitpunkten eine sehr gute Einhaltung der Spannungsreserve auf. Abschließend lässt

sich für das Kriterium der Spannungsreserve festhalten, dass die besten Maßnahmen

der LVR und der rONT mit Leistungskompoundierung sind, gefolgt von dem LVR mit

konstantem Sollwert.


7.3.2 Analyse Dorfnetz

In diesem Abschnitt werden zwei Netze verglichen, die zu der Kategorie Dorfnetz

gehören.

7.3.2.1 GAP-Netz Dorf (ONT 33)


Knotens

REFERENZFALL



schluss-Knotens im Referenzfall des Szenarios GAPextrem dar.



rem ohne netzstabilisierende Maßnahme (Referenzfall)

Es folgt eine Zusammenfassung der Kennwerte, die sich aus der Grafik herleiten lassen.




Extremwert.










Der obere mittlere Extremwert der Spannung (Q0) liegt bei 1,083 pu.

Der untere mittlere Extremwert der Spannung (Q100) liegt bei 926 pu.


LVR CONST

Die Simulationen der verschiedenen Maßnahmen zeigen, dass der LVR mit konstantem

Sollwert den größten Effekt auf die Spannungsstabilisierung hat. Daher wird der

Spannungsverlauf entlang des kritischen Knotens für diese Maßnahme detailliert

betrachtet. Der Vergleich mit den anderen Maßnahmen wird in der statistischen

Auswertung und der Dauerlinie vorgenommen.



Längsregler mit konstantem Sollwert (Bezeichnung LVR const).



rem mit LVR const





Knoten für die Maßnahme LVR const und Vergleich mit dem Referenzfall für den ONT33

im Szenariorahmen KNextrem


Maximum 1,083 pu 1,061 pu -0,022 pu -26,5 %


Minimum 0,926 pu 0,932 pu +0,006 pu +8,2 %





Der Längsregler mit konstantem Sollwert wirkt positiv auf die Spannung am

schwächsten Hausanschluss-Knoten. Der Maximalwert wurde um 26,5 % relativ zu 1 pu

reduziert und der Minimalwert um 8 % erhöht. Die Streuung der Spannung hat sich für

jede Kategorie (50 %, 98 % und 100 % aller Werte) deutlich reduziert.













Minimum 0,926 pu -0,003 pu -0,004 pu -0,011 pu +0,006 pu -0,013 pu


Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,024 pu -0,005 pu +0,006 pu +0,004 pu -0,008 pu -0,002 pu


Streuung aller Werte (Max-Min) 0,157 pu -0,006 pu -0,008 pu +0,006 pu -0,028 pu -0,019 pu






Maximum 1,083 pu -10,8 % -14,5 % -6,0 % -26,5 % -37,3 %

Minimum 0,926 pu -4,4 % -5,0 % -15,3 % +8,2 % -16,8 %


Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,024 pu -21,2 % +26,7 % +17,8 % -34,3 % -6,4 %


Streuung aller Werte (Max-Min) 0,157 pu -3,6 % -5,3 % +4,1 % -17,9 % -11,8 %

Es zeigt sich, dass der Längsregler mit konstantem Sollwert (LVR const) im Allgemeinen

die beste Auswirkung zur Reduzierung der Maximum- und Minimumwerte sowie der

Streuung der Spannungswerte in diesem Szenario hat. Alle anderen Maßnahmen weisen

eine kleine Verschlechterung des Minimalwertes aus. Dies ist aber darauf zurückzufüh-

ren, dass der Minimalwert im Referenzfall schon ziemlich hoch ist (im Vergleich zu den

anderen untersuchten Netzen). Die Reduzierung des Minimalwertes ist in diesem

Szenario nicht kritisch. Der Einsatz einer spannungsstabilisierenden Maßnahme ist

daher in diesem Szenario nicht notwendig.





rem für alle netzstabilisierenden Maßnahmen.

Diese Darstellung bestätigt die obige Bewertung und zeigt, dass der Längsregler mit

konstantem Sollwert (LVR const) in diesem Szenario die Spannung besser als alle

anderen Varianten einhalten kann.





Abbildung 7-28: Dauerlinie der Spannungsreserve der Hausanschluss-Knoten für den

ONT 33 im Szenariorahmen GAPextrem – Vergleich der Maßnahmen

Analog zu den vorangegangenen Analysen der Dauerlinien der Spannungsreserve hat

der regelbare Ortsnetztransformator mit allen Regelkonzepten im Allgemeinen einen

positiven Einfluss auf die Spannungsreserve zu jedem Zeitschritt (die blauen Linien

liegen über den anderen Linien), wobei die Varianten des Längsreglers sich erst in den

kritischen Zeitschritten (ab ca. 500 Stunden) positiv auswirken.


7.3.2.2 Typnetz-Dorf


Knotens

REFERENZFALL





Hausanschluss-Knotens für das „Typnetz-Dorf“ im Szenariorahmen

KNextrem ohne netzstabilisierende Maßnahme (Referenzfall)





Extremwert.









Der obere mittlere Extremwert der Spannung (Q0) liegt mit 1,095 pu knapp

innerhalb des zugelassenen Spannungsbands (1,10 pu – 0,85 pu).




RONT VAR

Analog zur Untersuchung des realen Dorfnetzes kann auch hier eine Maßnahme als am

besten geeignet identifiziert werden: in diesem Fall der rONT mit konstantem Sollwert.



regelbaren Ortsnetztransformator mit Leistungskompoundierung (rONT var).


Hausanschluss-Knotens für das „Typnetz-Dorf“ im Szenariorahmen

KNextrem mit rONT var

Durch die Schaltvorgänge des rONT tritt nun die kritischste Spannung nicht mehr an

dem Hausanschluss auf, der den Schaltvorgang induziert hat, sondern in einem anderen

Strang. Dies muss bei der Interpretation der Ergebnisse beachtet werden. Die

statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-Knoten ist in

der Tabelle 7-20 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen.



„Typnetz-Dorf“ im Szenariorahmen KNextrem


Maximum 1,095 pu 1,079 pu -0,016 pu -16,8 %


Minimum 0,898 pu 0,907 pu +0,008 pu +8,3 %





Der rONT mit Leistungskompoundierung wirkt sich in diesem Szenario positiv auf die

Spannung aus. Der Maximalwert wurde um 17 % relativ zu 1 pu reduziert und liegt

somit nicht mehr am Rand der oberen Spannungsgrenze. Der Minimalwert wurde um


8 % erhöht und die Streuung der Spannung hat sich für die Kategorie 98 % und 100 %

aller Werte reduziert.









Referenzfall für das „Typnetz-Dorf“ im Szenariorahmen KNextrem


Maximum 1,095 pu -0,009 pu -0,016 pu +0,007 pu +0,006 pu +0,006 pu

Mittelwert 1,008 pu -0,010 pu -0,002 pu -0,003 pu +0,003 pu +0,003 pu








Referenzfall für das „Typnetz-Dorf“ im Szenariorahmen KNextrem


Maximum 1,095 pu -9,5 % -16,8 % +7,4 % +6,3 % +6,3 %

Minimum 0,898 pu +1,3 % +8,3 % +4,0 % +16,1 % +16,1 %






die größte Auswirkung auf die Reduzierung der Maximum- und Minimumwerte sowie

die Streuung der Spannungswerte hat. Der regelbare Ortsnetztransformator mit

konstantem Sollwert (rONT const) wirkt auch positiv auf die Spannung.





Hausanschluss-Knoten für das „Typnetz-Dorf“ im Szenariorahmen

KNextrem für alle netzstabilisierenden Maßnahmen.


Leistungskompoundierung in diesem Szenario die Spannung am besten einhalten kann,

wobei der rONT mit konstantem Sollwert auch gute Ergebnisse liefert.





„Typnetz-Dorf“ im Szenariorahmen KNextrem – Vergleich der Maß-

nahmen


In diesem Szenario wirken sich beide Varianten des Längsreglers eher negativ aus und

regeln die Extremwerte der Spannungsreserve nicht aus dem negativen Bereich. Es

lässt sich für das Kriterium der Spannungsreserve in diesem Szenario festhalten, dass

die beste Maßnahme der rONT mit konstantem Sollwert ist, gefolgt vom rONT mit

Leistungskompoundierung.

7.3.3 Analyse Landnetz

7.3.3.1 GAP-Netz Land (ONT 158)


Knotens

REFERENZFALL



schluss-Knotens im Referenzfall des Szenarios GAPextrem dar.


Hausanschluss-Knotens für den ONT 158 im Szenariorahmen

GAPextrem ohne netzstabilisierende Maßnahmen (Referenzfall)





Extremwert.










Der obere mittlere Extremwert der Spannung (Q0) liegt bei 1,066 pu.



Es lässt sich feststellen, dass es im Referenzfall zu keinerlei Spannungsbandverletzun-

gen kommt. Die Bewertung der Maßnahmen erfolgt daher über den Vergleich mit dem

Referenzfall. Der rONT mit variablem Sollwert hat in diesem Fall den größten Einfluss

auf die Spannungshaltung.

RONT VAR



regelbaren Ortsnetztransformator mit Leistungskompoundierung (rONT var).


Hausanschluss-Knotens für den ONT 158 im Szenariorahmen

GAPextrem mit rONT var





Knoten für die Maßnahme rONT var und Vergleich mit dem Referenzfall für den

ONT158 im Szenariorahmen GAPextrem


Maximum 1,066 pu 1,055 pu -0,011 pu -16,7 %


Minimum 0,915 pu 0,914 pu -0,001 pu -1,5 %





Der rONT mit Leistungskompoundierung wirkt in diesem Szenario positiv auf die

Spannung. Der Maximalwert wurde um 17 % relativ zu 1 pu reduziert. Der Minimalwert

hat sich kaum reduziert, da durch die Schaltvorgänge im rONT zum kritischsten

Zeitpunkt die Minimalspannung nun nicht mehr in dem Strang auftritt, die den

Schaltvorgang induziert hat, sondern in einem anderen Strang. Die Streuung der

Spannung hat sich für jede Kategorie (50 %, 98 % und 100 % aller Werte) reduziert.



fasst und die Auswirkungen jeder Maßnahme in diesem Szenario miteinander

verglichen.








Maximum 1,066 pu -0,008 pu -0,011 pu +0,016 pu -0,006 pu -0,010 pu


Minimum 0,915 pu -0,012 pu -0,001 pu -0,005 pu +0,001 pu -0,005 pu




Streuung aller Werte (Max-Min) 0,151 pu +0,004 pu -0,010 pu +0,021 pu -0,007 pu -0,005 pu






Maximum 1,066 pu -12,1 % -16,7 % +24,2 % -9,1 % -15,2 %

Minimum 0,915 pu -14,5 % -1,5 % -5,7 % +1,4 % -6,5 %




Streuung aller Werte (Max-Min) 0,151 pu +2,9 % -6,4 % +13,8 % -4,8 % -3,0 %


die beste Wirkung zur Reduzierung der Maxima- und Minima sowie der Streuung der

Spannungswerte hat. Der Längsregler mit konstantem Sollwert (LVR const) wirkt auch

im Vergleich zu den restlichen Maßnahmen positiv auf die Spannung.




Hausanschluss-Knoten für den ONT 158 im Szenariorahmen

GAPextrem für alle netzstabilisierenden Maßnahmen.


Leistungskompoundierung (rONT var) und der Längsregler mit konstantem Sollwert

(LVR const) die Spannung besser als die anderen Maßnahmen in diesem Szenario

einhalten können. Es kommt jedoch weder im Referenzfall noch bei den untersuchten

Maßnahmen zu unzulässigen Netzzuständen.





Abbildung 7-36: Dauerlinie der Spannungsreserve der Hausanschluss-Knoten für den

ONT 158 im Szenariorahmen GAPextrem – Vergleich der Maßnah-

men

Es lässt sich für das Kriterium der Spannungsreserve in diesem Szenario festhalten,

dass die beste Maßnahme der rONT mit konstantem Sollwert ist, gefolgt von beiden

Varianten des Längsreglers, die alle noch einen ausreichenden Abstand einer möglichen

Spannungsbandverletzung aufweisen.

7.3.3.2 Typnetz-Land


Knotens

REFERENZFALL






Hausanschluss-Knotens für das „Typnetz-Land“ im Szenariorahmen

KNextrem ohne netzstabilisierende Maßnahmen (Referenzfall)





Extremwert.









Der obere mittlere Extremwert der Spannung (Q0) liegt mit 1,103 pu knapp

außerhalb des zugelassenen Spannungsbands (1,10 pu – 0,85 pu).



RONT VAR



regelbaren Ortsnetztransformator mit Leistungskompoundierung (rONT var). Durch die

Schaltvorgänge des rONT tritt nun die kritischste Spannung nicht mehr an dem


Hausanschluss auf, der den Schaltvorgang induziert hat, sondern an einem anderen

Hausanschluss. Der kritischste Strang besteht in diesem Fall nur aus einem Knoten.


Hausanschluss-Knotens für das „Typnetz-Land“ im Szenariorahmen

KNextrem mit rONT var





„Typnetz-Land“ im Szenariorahmen KNextrem


Maximum 1,103 pu 1,070 pu -0,033 pu -32,0 %


Minimum 0,905 pu 0,930 pu +0,024 pu +25,6 %





Der rONT mit Leistungskompoundierung (rONT var) wirkt sehr positiv auf die

Spannung. Der Maximalwert wurde um 32 % reduziert und der Minimalwert um 25,6 %

erhöht. Die Streuung der Spannung hat sich für die Kategorie 98 % und 100 % aller

Werte deutlich reduziert.



fasst und die Auswirkungen jeder Maßnahme in diesem Szenario miteinander

verglichen.







Referenzfall für das „Typnetz-Land“ im Szenariorahmen KNextrem




Minimum 0,905 pu -0,005 pu +0,024 pu -0,012 pu +0,004 pu +0,002 pu







Referenzfall für das „Typnetz-Land“ im Szenariorahmen KNextrem


Maximum 1,103 pu -14,6 % -32,0 % -8,7 % -23,3 % -29,1 %

Minimum 0,905 pu -5,8 % +25,6 % -12,7 % +4,4 % +2,2 %






die beste Auswirkung zur Reduzierung der Maximum- und Minimumwerte sowie der

Streuung der Spannungswerte hat. Der Längsregler, sowohl mit konstantem Sollwert

(LVR const) als auch mit Leistungskompoundierung (LVR var), wirkt auch positiv auf

die Spannung.





Hausanschluss-Knoten für das „Typnetz-Land“ im Szenariorahmen

KNextrem für alle netzstabilisierenden Maßnahmen.


Leistungskompoundierung in diesem Szenario im Vergleich zu den anderen Maßnahmen

die Spannung besser einhalten kann. Auch die adaptive Regelung verhindert

wirkungsvoll Spannungsbandverletzungen bei einer deutlich geringeren Zahl an

Schaltvorgängen (28 bei rONTadaptiv im Vergleich zu 366 beim rONTkonst).





„Typnetz-Land“ im Szenariorahmen KNextrem – Vergleich der Maß-

nahmen


Aus dem Vergleich der Dauerlinien der Spannungsreserve ist ersichtlich, dass alle

Maßnahmen zur Verbesserung der Spannungsreserve in den kritischen Zeitschritten

beitragen. Analog zu den meisten vorangegangenen Auswertungen haben die Varianten

des regelbaren Ortsnetztransformators mit konstantem Sollwert oder mit Leistungs-

kompoundierung einen positiven Einfluss auf die Spannungsreserve zu jedem Zeitschritt

(die dunkelblaue und die blauen Linien liegen bis ca. 580 Stunden über den anderen

Linien), wobei sich die Varianten des Längsreglers erst ab ca. 450 Stunden positiv

gegenüber dem Referenzfall auswirken. Es lässt sich für das Kriterium der Spannungs-

reserve festhalten, dass die besten Maßnahmen der LVR und der rONT mit Leistungs-

kompoundierung sind, gefolgt vom LVR mit konstantem Sollwert.

7.3.4 Zusammenfassung der Ergebnisse aus der technischen Analyse

Die Ergebnisse der technischen Analyse für Extremszenarien sind in der Tabelle 7-29

mit einer qualitativen Einordnung zur technischen Eignung zusammengefasst.

Tabelle 7-29: Eignung der netzstabilisierenden Maßnahme aus technischer Sicht

Netzgebiet rONT konst

rONT var rONT adaptiv

LVR konst LVR var

Vorstadt Reales Netz x

5 sehr gut x gut gut

Typnetz x gut x gut sehr gut

Dorf Reales Netz gut bedingt bedingt sehr gut bedingt

Typnetz sehr gut sehr gut x bedingt bedingt

Land Reales Netz bedingt sehr gut bedingt sehr gut gut

Typnetz bedingt sehr gut bedingt gut gut

Es zeigt sich, dass in Extremszenarien und ohne Berücksichtigung der Wirtschaftlich-

keit, der rONT mit Leistungskompoundierung und beide Varianten des Längsreglers in

vielen Anwendungsfeldern gut geeignet sind. Der rONT mit dem adaptiven Reglerkon-

zept scheint hier auf dem ersten Blick eher ungeeignet zu sein. Dies lässt sich aber

dadurch erklären, dass die adaptive Regelung versucht, die Anzahl von Schaltvorgängen

so gering wie möglich zu halten und dieses Ziel erreicht, indem sie das Netz näher an

den Spannungsgrenzen (mit Sicherheitsabstand) betreibt. Im überwiegenden Teil der

Zeitschritte ist auch dieses Regelkonzept in der Lage, die Spannungsgrenzen

einzuhalten.

Dadurch lässt sich feststellen, dass für eine realitätsnahe Bewertung der Regelkonzepte

eine bloße Untersuchung der Spannungswerte nicht zielführend ist und daher um die

Wirtschaftlichkeit ergänzt werden muss, welche im Folgenden erläutert wird.

5 x = nicht geeignet

Grundlagen der Wirtschaftlichkeitsrechnung 87

8 Wirtschaftliche Bewertung

8.1 Grundlagen der Wirtschaftlichkeitsrechnung

8.1.1 Allgemeine Parameter für die Berechnung der kalkulatorischen Kosten und der Betriebskosten

Die durchgeführten monetären Bewertungen sowie der Vergleich der untersuchten

Maßnahmen in wirtschaftlicher Hinsicht beruhen auf dem Annuitätenverfahren. Bei

dieser Methode wird die Summe der notwendigen Zahlungen des Investitionsvorhabens

in jährliche Raten gleicher Höhe umgewandelt. Diese werden als Annuitäten bezeichnet.

Zur Berechnung der Annuität d wird das gesamte, über die Nutzungsdauer anfallende

Investitionsvolumen I0 mit dem Annuitätsfaktor a multipliziert /KON-01 08/ (vgl.

Formel (11)).

𝑎 = (1+𝑖)𝑛∗𝑖

(1+𝑖)𝑛−1 (14)

n [a]: Nutzungsdauer

i [%]: kalkulatorischer Zinssatz

Nach der Festlegung einfließender Parameter sowie deren monetärer Bewertung, wie im

vorigen Kapitel bereits erläutert, erfordert es als nächsten Schritt die Ermittlung von

fehlenden, für das verwendete Rechenverfahren relevanten Variablen. Der kalkulatori-

sche Zinssatz 𝑖 stellt einen dieser Werte dar. Die Berechnung erfolgt nach dem Leitfaden

der Regulierungsbehörden zur Ermittlung von Sonderentgelten und basiert auf

/KEMA-02 13/ (Formel (12)):

𝑖 = 𝐸𝐾𝑄𝑢𝑜𝑡𝑒 ∗ [𝑟𝐸𝐾 + 𝐺𝑒𝑤𝐻 ∗ 𝐺𝑒𝑤𝑀𝑒𝑠𝑠 ∗ 𝑟𝐸𝐾] + 𝐹𝐾𝑄𝑢𝑜𝑡𝑒 ∗ 𝑟𝐹𝐾

(15)

Die zur Berechnung herangezogenen Prozentsätze der einzelnen Komponenten sind in

§ 6 und § 7 der Stromnetzentgeltverordnung sowie § 11 des Gewerbesteuergesetzes

bestimmt /BNETZA-23 11/. Für die einzelnen einfließenden Variablen wurden daher die

in den Paragraphen vorgegebenen Größen angenommen (vgl. Tabelle 8-1).

Tabelle 8-1: Werte zur Berechnung von i nach /BNETZA-23 11/

Variable Bezeichnung Wert

𝐸𝐾𝑄𝑢𝑜𝑡𝑒 Eigenkapitalquote 40%

𝐹𝐾𝑄𝑢𝑜𝑡𝑒 Fremdkapitalquote 60%

𝑟𝐸𝐾 Eigenkapitalzinssatz 9,05%

𝑟𝐹𝐾 Fremdkapitalzinssatz 3,8%

𝐺𝑒𝑤𝐻 Gewerbesteuerhebesatz 400%

𝐺𝑒𝑤𝑀𝑒𝑠𝑠 Gewerbesteuermesszahl 3,5%

Dadurch resultiert für den kalkulatorischen Zinssatz i ein Wert von 6,41 %. Der

Annuitätenfaktor berechnet sich damit auf 0,0699. Die restlichen benötigten Variablen,

wie beispielsweise die Nutzungsdauern n, welche für mögliche Ersatzinvestitionen


relevant sind, unterscheiden sich je Maßnahme sowie Betriebsmittel und wurden im

Zuge der durchgeführten Literaturrecherche und der Herstellerbefragung ermittelt.

8.1.2 Kostenrecherche der untersuchten Komponenten

Als Grundvoraussetzung für die Durchführbarkeit der Wirtschaftlichkeitsrechnung wird

eine monetäre Bewertung der einzelnen Kostenbestandteile durchgeführt. Zur

Bestimmung dieser Werte wurde im Vorfeld eine ausführliche Datensammlung

angefertigt (vgl. /FFE-23 15/). Die Ermittlung der darin festgehaltenen Kosten sowie

Lebensdauern der betrachteten Betriebsmittel erfolgte zum einen durch die Analyse

diverser relevanter Studien.

Zum anderen wurden durch Telefon- und Mailbefragungen von Herstellern6 innerhalb

des Projektes Primärdaten erhoben. Diese Vorgehensweise war zur Ermittlung der

Kostenangaben der Maßnahmen des rONT und des LVR notwendig, da zu diesen

Technologien bisher nur wenige und teils ungenaue Kostenangaben aus veröffentlichten

Studien hervorgehen. Aus den daraus gewonnen Werten wurde ein Kostendatenblatt

erstellt. Die folgenden Abschnitte beinhalten eine zusammenfassende Übersicht der in

die Kostenzusammensetzung einfließenden Parameter. Hier wird grundsätzlich

zwischen den Anfangs- und Ersatzinvestitionen sowie den jährlich anfallenden

Betriebskosten unterschieden. Die Sekundärtechnik wird dabei bei allen Regelkonzepten

als gleich teuer angenommen.

Tabelle 8-2: Kostenparameter rONT

Kostenart Betriebsmittel/Bereich Beschreibung Einheit Ausgewählter

Wert

Investitionen

rONT

250 kVA T€/Stk. 19,45

400 kVA T€/Stk. 20,95

630 kVA T€/Stk. 23,5

davon Sekundärtechnik (bezogen auf

Investitionsvolumen) % 15

Trafotausch konventionell zu rONT

Kosten Ein- und Ausbau, Transport

T€/Stk. 3,25

Betriebskosten rONT €/a 450

Analog zu den Kostenparametern des regelbaren Ortsnetztransformators sind auch bei

der dritten der untersuchten Maßnahmen die Anschaffungskosten abhängig von der

Scheinleistung und von den verfügbaren Regelstufen der Leistungselektronik. Auch hier

gilt die Unterscheidung zwischen Primär- und Sekundärtechnik bei Bestimmung der

Lebensdauer und die Höhe der dadurch resultierenden Ersatzinvestition nach Ablauf

der Nutzungsdauer der Sekundärtechnik.

6 Folgende Hersteller von regelbaren Ortsnetztransformatoren sowie Spannungslängsreglern

gaben Auskunft über Kostenkomponenten: ABB Automation Products GmbH, A. Eberle GmbH

& Co. KG, EA Technology, Elektro-Bauelemente EBG GmbH, Walcher GmbH & Co. KG


Tabelle 8-3: Kostenparameter LVR


Wert

Investitionen

Kosten nach Regelbereich und

Scheinleistung

3-Phasen 55 kVA, Regelbereich +/-6%

T€/Stk. 12,5


T€/Stk. 15


T€/Stk. 17


T€/Stk. 18

bezogen auf von Investitionsvolumen

% 15

Sekundärtechnik begehbar, ohne Trafo T€/Stk. 15

Ortsnetzstation MS/NS €/a 100

Betriebskosten LVR Wartungsintervall a 5

Tabelle 8-4: Kostenparameter konventioneller Netzausbau


Wert

Investitionen

reiner Kabelpreis (ohne Verlegung etc.)

NAYY 4x120 SE T€/km 8,5

NAYY 4x150 SE T€/km 10,5

Verlegungskosten je nach Untergrund

unbefestigt T€/km 40

Pflaster/Platten T€/km 60

Bitumen Gehweg T€/km 85

Fahrbahn T€/km 100

Pauschalwerte für Kosten Kabel inkl. Verlegung je nach Netzgebiet, sofern

Angaben über Untergrund fehlen

Land T€/km 50

Vorstadt T€/km 60

Stadt T€/km 90

Transformatoren

250 kVA T€/Stk. 7

400 kVA T€/Stk. 8,5

630 kVA T€/Stk. 12

Ortsnetzstation MS/NS begehbar, ohne Trafo T€/Stk. 15

weitere Komponenten

Niederspannungsverteilung 6-10 Abgänge

T€/Stk. 2,9 – 3,5

Niederspannungsverteilung Einbindung (Arbeitszeit etc.)

T€/Stk. 0,5 – 0,7

Abzweigmuffe € 200

Betriebskosten Kabel pauschale Betriebskostenzu-

schläge bezogen auf Investitionsvolumen

%/a 1

sonstige Anlagen %/a 2

Auch bei der Ermittlung der Nutzungszeiten der untersuchten Maßnahmen wird auf

Literatur oder konkrete Angaben der Hersteller zurückgegriffen. Für den rONT ist

anzumerken, dass hierbei zwischen Primär- (Schaltstation) und Sekundärtechnik


(verbaute Leistungselektronik) unterschieden wird. Bei der Sekundärtechnik des

regelbaren Ortsnetztransformators sowie des LVR sind auf Grund kürzerer Lebensdau-

ern Ersatzinvestitionen durchzuführen.

Tabelle 8-5: Nutzungsdauern der Maßnahmen

Maßnahme Variable Wert Quelle

konventioneller Netzausbau

Kabel 40 Jahre /EBR-01 14/

Transformatoren 30 Jahre /EBR-01 14/

Ortsnetzstation, Kabelverteilerschränke

30 – 35 Jahre StromNEV Anlage 1 (zu

§ 6 Abs. 5 Satz 1)

rONT Primärtechnik 40 Jahre /EBR-01 14/

Sekundärtechnik 20 Jahre /EBR-01 14/

LVR Primärtechnik 40 Jahre Herstellerangaben

Sekundärtechnik 15 - 20 Jahre Herstellerangaben

Die jährlich anfallenden Betriebskosten setzen sich bei allen Maßnahmen aus

Wartungs- sowie Verlustkosten zusammen. Zur Festlegung der Kosten für Wartungsar-

beiten wird auf die Daten der durchgeführten Literaturrecherche sowie der Herstellerbe-

fragung zurückgegriffen (siehe Tabelle 8-2, Tabelle 8-3, Tabelle 8-4).

Bei der Ermittlung der Verlustkosten muss beachtet werden, dass sich durch Zubau von

Parallelkabeln und Laststufenschaltern die Leistungsflüsse im Netzgebiet ändern

können. Dadurch muss bei der Berücksichtigung der Verlustkosten eine Bilanz über die

Netzverluste des kompletten Netzgebietes betrachtet werden. Dies erfolgt simulativ mit

Hilfe von Lastflussberechnungen.

Für eine Quantifizierung und monetäre Bewertung der Verlustkosten werden diese über

den Betrachtungszeitraum von 40 Jahren mit dem prognostizierten Strompreis des

Referenz- und Trendszenarios der Energiepreisentwicklung von 2011 bis 2050 der

Energiereferenzprognose von 65 €/MWh angenommen /BMWI-01 14/.

Lebenszykluskosten der betrachteten Maßnahmen

Aus den Anfangsinvestitionen, den Ersatzinvestitionen und den Betriebskosten können

nun die Lebenszykluskosten berechnet werden. In die Anfangsinvestitionen fließen

Komponenten wie Kosten für Installation und Betriebsmittel ein, für die Betriebskosten

sind Wartung und Kosten durch Verluste relevant. Zudem können Ersatzinvestitionen

anfallen. Bei rONT sowie LVR sind beispielsweise Erneuerungen der Sekundärtechnik

nach Ablauf der Lebensdauer erforderlich. Die Werte der Lebenszykluskosten werden in

Kapitel 10.1 detailliert aufgeschlüsselt.

8.1.3 Berechnung der leistungs- und spannungsspezifischen Kennzahl

Die Berechnung der Lebenszykluskosten liefert einen reinen Kostenvergleich der

einzelnen Maßnahmen. Um eine erweiterte Vergleichsmöglichkeit zu erlangen, wird

zudem eine Kennzahl berechnet, welche den generierten Mehrwert zur Netzstabilisie-

rung einer Maßnahme in den wirtschaftlichen Vergleich integriert. Dieser Mehrwert

kann entweder mit einer zusätzlichen Leistungsaufnahme, z. B. für EE-Anlagen oder

Elektrofahrzeuge, oder mit einer gesteigerten Spannungsreserve einhergehen. Diese


werden nun in Analogie zu den Stromgestehungskosten, welche beispielsweise bei

Kraftwerksprojekten herangezogen werden und die spezifischen Kosten je produzierter

Einheit an Energie ausdrücken, in Relation zu den Kosten gesetzt.

Leistungsspezifische Kennzahl

Dafür werden die gesamten Lebenszykluskosten im Verhältnis zu der Erweiterung der

Leistungsaufnahme durch die Maßnahme betrachtet. Abbildung 8-1 stellt die

einfließenden Kostenkomponenten zur Bestimmung von k dar.

Abbildung 8-1: Einfließende Komponenten der Kennzahl

Die so berechnete Kennzahl gibt damit die spezifischen Kosten je zusätzlich verfügbarer

Leistungsaufnahmekapazität im betrachteten Netz an (vgl. Formel (13)).

K𝐿𝑒𝑖𝑠𝑡𝑢𝑛𝑔 =Lebenszykluskosten

zusätzliche Leistungsaufnahme= (K0+KErsatz+KBetrieb)

Pzusätzl. (16)

K0 [€]: Anfangsinvestitionen

KErsatz [€]: Ersatzinvestitionen

KBetrieb [€]: Anfangsinvestitionen

Pzusätzlich [kW]: zusätzlich mögliche Leistungsaufnahme

Durch diese Kennzahl kann der Mehrwert einer Maßnahme, in diesem Fall eine

verstärkte Möglichkeit zur Integration von PV-Einspeisung oder Elektrofahrzeugen,

quantitativ bewertet werden.

Spannungsspezifische Kennzahl

Analog zur leistungsspezifischen Kennzahl wird dazu eine spannungsspezifische

Kennzahl formuliert (vgl. Formel (14)). Dafür werden die Lebenszykluskosten in

Relation zur zusätzlichen Spannungsreserve gesetzt und somit können Rückschlüsse auf

die spezifischen Kosten je spannungsspezifischem Mehrwert erfolgen.


K𝑆𝑝𝑎𝑛𝑛𝑢𝑛𝑔 =Lebenszykluskosten

zusätzliche Spannungsreserve= (K0+KErsatz+KBetrieb)

ΔRSpannung (17)

ΔRSpannung [pu]: zusätzliche Spannungsreserve

Für die weitere Bewertung werden beide Kennzahlen verwendet.

8.2 Wirtschaftliche Analyse der Referenznetze

Basierend auf der oben beschriebenen Kostenrecherche können für die untersuchten

Spannungshaltungsmaßnahmen die Lebenszykluskosten und in weiterer Folge die

leistungs- und spannungsspezifischen Kennzahlen angegeben werden. Mit diesen

Kenngrößen kann anschließend ein wirtschaftlicher Vergleich von rONT, LVR und

konventionellem Netzausbau (Parallelkabel über die gesamte Stranglänge) durchgeführt

werden.

Dazu werden als Untersuchungsobjekt alle Referenznetze ausgewählt, die Spannungs-

probleme aufweisen und in welchen diese kritischen Netzbelastungen durch alle

Maßnahmen behoben werden können. Für die Transformatorgröße von 250 kVA

entspricht dies einer Gesamtzahl von 32.462 Referenznetzen. Mit der Kostenrecherche

in Kapitel 8.1.2 können für jedes Referenznetz die Kosten der netzstabilisierenden

Maßnahmen angegeben werden. Die Dimensionierung der Komponenten wurde dabei

nach folgender Methodik berechnet:

LVR

Es können bis zu zwei LVR verbaut werden. Die Auswahl der benötigten Bemessungs-

scheinleistung wird über den maximalen Strangstrom 𝐼𝑚𝑎𝑥𝑆𝑡𝑟𝑎𝑛𝑔

nach folgender Formel

berechnet (vgl. Formel (15)).

𝑆𝑟𝑒𝑔 = (𝐼𝑚𝑎𝑥𝑆𝑡𝑟𝑎𝑛𝑔

∙ 400 ∙ √3)/1000 (18)

rONT

Hier wird die gleiche Bemessungsscheinleistung wie beim installierten konventionellen

Transformator verwendet.

Parallelverkabelung

Zur Netzstabilisierung mit einem Parallelkabel wird für jeden Strang, bei dem eine

Verletzung des Spannungsbandes auftritt, die kürzeste Parallelverkabelung gewählt, die

das Spannungsproblem ausregelt. Abbildung 8-2 führt die Minima, Maxima und die

Mittelwerte von LVR, rONT und Parallelverkabelung auf.

Wirtschaftliche Analyse der Referenznetze 93

Abbildung 8-2: Lebenszykluskosten der in den Referenznetzen eingesetzten

Maßnahmen

Es lässt sich feststellen, dass die absolut günstigste Variante die Parallelverkabelung

über 100 m mit 11.200 € kumulierten Lebenszykluskosten darstellt, mit 112.000 €

hingegen auch die absolut teuerste in den Referenznetzen verwendete Option ist. Die

Kosten für den LVR variieren durch die Anzahl der eingesetzten LVR zwischen 22.900 €

und 46.800 €, während der rONT durch die homogene Dimensionierung von 250 kVA in

jedem Referenznetz kumulierte Kosten von 47.500 € aufweist.

Diese Kosten werden nun für jedes Referenznetz in Relation zu den Auswirkungen auf

das Spannungsband bewertet. Die Minima und Mittelwerte der Kennzahl für die

untersuchten Maßnahmen können Abbildung 8-3 entnommen werden. In wenigen

Referenznetzen ist der Effekt der netzstabilisierenden Maßnahmen sehr gering, was zu

sehr hohen Kennzahlen führt (z. B. maximale Kennzahl bei LVR 55.426 €/pu). Aus

Gründen der Darstellbarkeit und der geringen Aussagekraft wird auf die Darstellung

der Maxima in der folgenden Grafik verzichtet.

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

LVR rONT Parallelkabel

Ko

ste

n in

Tau

sen

d €

Min

Mittelwert

Max



Abbildung 8-3: Spannungsspezifische Kennzahl der Maßnahmen

Die Analyse der Kennzahl zeigt, dass der LVR in 29 % der Referenznetze die günstigste

Option darstellt (vgl. Parallelverkabelung 71 % der Referenznetze). Der rONT ist in

keinem Fall die günstigste Variante. Darüber hinaus fällt auf, dass der LVR in

geeigneten Anwendungsfällen mit einer minimalen Kennzahl von 212,7 €/pu für geringe

Kosten einen starken Mehrwert bei der Netzstabilisierung bietet. Auch die mittlere

Kennzahl über alle Referenznetze, in den der LVR das Spannungsproblem ausregeln

kann, ist beim LVR mit 601,7 €/pu günstigster als der rONT mit 831,6 €/pu und das

Parallelkabel mit 973,8 €/pu.

Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass die Parallelverkabelung in vielen Fällen

eine geeignete Option darstellt, jedoch im Mittel hohe Kosten aufweist. Der LVR und der

rONT sind charakterisiert durch ein enges Anwendungsfeld, bieten hier aber eine

günstige und geeignete Variante.

8.3 Wirtschaftliche Analyse der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzgebieten

Die in Kapitel 8.1.3 definierten Kennzahlen werden nun für die wirtschaftliche Analyse

der Typnetze und der realen Netzgebiete herangezogen. Für den betroffenen

Netzbetreiber spielt es dabei vor allem eine Rolle, inwiefern eine netzstabilisierende

Maßnahme eine zusätzliche Integration von PV-Einspeisung im Netzgebiet erlaubt, da

nach den Vorgaben des EEG §11 „Netzbetreiber […] den gesamten Strom aus

erneuerbaren Energien oder unverzüglich vorrangig physikalisch abnehmen, übertragen

und verteilen“ /EEG-02 14/. Daher wird im Folgenden für eine abschließende

Wirtschaftlichkeitsbewertung ermittelt, wie viel zusätzliche PV-Einspeisung durch eine

Maßnahme ermöglicht wird. Anschließend wird dieser Wert in Relation zu den

annuitätischen Kosten der Maßnahme gesetzt. Die netzstabilisierenden Maßnahmen

ermöglichen darüber hinaus eine verstärkte Integration von Lasten, z. B. Elektrofahr-

zeugen, welche ebenfalls bewertet werden sollen.

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

1.000,0

LVR rONT Parallelkabel

Span

nu

ngs

spez

ifis

che

Ke

nn

zah

l in

€

/pu

Minimum

Mittelwert


Wirtschaftliche Analyse der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzgebieten 95

Für eine möglichst realitätsnahe Untersuchung der Netzgebiete werden nun nicht nur,

wie bei den Referenznetzen, LVR und rONT mit konstantem Sollwert untersucht. Es

werden darüber hinaus LVR und rONT mit variablem Sollwert und zusätzlich die

adaptive Regelung des rONT berücksichtigt.

8.3.1 Analyse der Vorstadtnetze

Zuerst werden die beiden Vorstadtnetze untersucht, welche eine vergleichsweise

homogene Netzstruktur mit mehreren Strängen aufweisen.

Abbildung 8-4 zeigt die maximale PV-Einspeisung und die maximale zusätzliche Last

für die untersuchten netzstabilisierenden Maßnahmen im realen Vorstadtnetz ONT 3.

Abbildung 8-4: Maximale PV-Einspeisung/zusätzliche Last im realen Vorstadtnetz

Im Vergleich mit dem Referenzfall ohne netzstabilisierende Maßnahme fällt die hohe

Auswirkung durch die Laststufenschalter auf, welche eine zwischen 41,2 % und 52,6 %

höhere PV-Integration ermöglichen. Die Parallelverkabelung erzielt sogar eine um

67,1 % verbesserte PV-Integration und erlaubt auch die höchste zusätzliche Last. Die

Auswertung zeigt, dass für eine verstärkte Integration von Lasten, z. B. durch

Elektrofahrzeuge, die höhere Stromtragfähigkeit einer Parallelverkabelung nötig

werden kann.

Wie bereits bei den Referenznetzen werden die obigen Werte als Grundlage für die

Berechnung der Kennzahl verwendet. Für die realen Netzgebiete und die Typnetze wird

dabei die leistungsspezifische Kennzahl berechnet(vgl. Abbildung 8-5).

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Max

imal

e P

V-E

insp

eis

un

g/zu

sätz

lich

e L

ast

in k

W

Max. PV-Einspeisung

Max. zusätzliche Last



Abbildung 8-5: Leistungsspezifische Kennzahl für zusätzliche PV-Einspeisung im

realen Vorstadtnetz

Der Vergleich der Laststufenschalter weist die geringste Kennzahl und damit die beste

Eignung beim LVR mit konstantem Sollwert und beim rONT mit adaptiver Regelung

(Kennzahl 5,2 €/kW) auf. Dies hat folgenden Grund: In den simulierten Szenarien stellt

die PV-Einspeisung den dimensionierenden Fall dar. Das bedeutet, dass Spannungen

über 1,0 pu vergleichsweise häufig auftauchen. Durch das adaptive Regelkonzept

werden hohe Spannungen relativ lange toleriert, bevor ein Schaltvorgang nötig wird. Die

hohen Spannungen bedingen bei gleichbleibender Lastsituation eine Verringerung der

Ströme. Dies reduziert die Verluste und damit auch die Verlustkosten bei der

Verwendung der adaptiven Regelung. Diese Kennzahl liegt jedoch immer noch 20 %

höher als bei der Parallelverkabelung.

0

1

2

3

4

5

6

7

Leis

tun

gssp

ezif

isch

e

Ke

nn

zah

l in

€/k

W



In Abbildung 8-6 wird die analoge Untersuchung für das Typnetz Vorstadt

durchgeführt.

Abbildung 8-6: Maximale PV-Einspeisung/zusätzliche Last im Vorstadt-Typnetz

Auch hier kann der große Effekt der Parallelverkabelung festgestellt werden. Hier kann

sowohl durch die zusätzliche PV-Einspeisung, als auch durch die Kennzahl von 4,5 €/kW

eine Eignung dieser Maßnahme nachgewiesen werden. Unter dem Laststufenschalter

kann analog zum realen Netzgebiet der rONT mit adaptiver Regelung (Kennzahl

26,7 €/kW) als geeignetster Laststufenschalter identifiziert werden. Wie bereits im

realen Netzgebiet kann auch im Typnetz eine verstärkte, netzverträgliche Integration

von Lasten wie Elektrofahrzeugen nur durch konventionellen Netzausbau gewährleistet

werden.

8.3.2 Analyse der Dorfnetze

Die Dorfnetze sind charakterisiert durch eine sehr hohe Auslastung der Transformato-

ren, was sich auch in der Analyse der zusätzlichen integrierbaren Leistung im Typnetz

und der realen Netzgebiete zeigt. Daher kann in beiden untersuchten Netztypen nur

durch den Einbau eines höher dimensionierten Transformators die maximale mögliche

PV-Einspeisung erhöht werden, der Einsatz von Laststufenschaltern hat nahezu keinen

Effekt (vgl. reales Dorfnetz in Abbildung 8-7 und Typnetz Dorf in Abbildung 8-8).

0

200

400

600

800

1000

1200M

axim

ale

PV

-Ein

spe

isu

ng/

zusä

tzlic

he

Las

t in

kW

Max. PV-Einspeisung




Abbildung 8-7: Maximale PV-Einspeisung/zusätzliche Last im realen Dorfnetz

Abbildung 8-8: Maximale PV-Einspeisung/zusätzliche Last im Typnetz Dorf

8.3.3 Analyse der Landnetze

In den Landnetzen fällt im Allgemeinen auf, dass durch den Einsatz von netzstabilisie-

renden Maßnahmen die Erhöhung der maximal möglichen PV-Einspeisung deutlich

signifikanter als die zusätzlich mögliche Last ist. Abbildung 8-9 zeigt die maximale PV-

Einspeisung bzw. die zusätzliche Last in einem realen Landnetz.

0

200

400

600

800

1000

1200

Max

imal

e P

V-E

insp

eis

un

g/zu

sätz

lich

e L

ast

in k

W

Max. PV-Einspeisung



0

100

200

300

400

500

600

Max

imal

e P

V-E

insp

eis

un

g/zu

sätz

lich

e L

ast

in k

W

Max. PV-Einspeisung




Abbildung 8-9: Maximale PV-Einspeisung/zusätzliche Last im realen Landnetz

Hier kann beobachtet werden, dass alle Laststufenschalter einen ähnlichen Effekt auf

die zusätzliche PV-Einspeisung haben und diese um 164,5 kW bis 188,9 kW erhöhen.

Beide Varianten des LVR weisen hier hohe Werte auf, was auf die inhomogene

Netzstruktur zurückzuführen ist. Das Netzgebiet des realen Landnetzes besteht aus

einem ausgeprägten Strang, der durch den LVR sehr gut ausgeregelt werden kann.

Abbildung 8-10: Leistungsspezifische Kennzahl für zusätzliche PV-Einspeisung und

zusätzliche Last im realen Landnetz

Betrachtet man die leistungsspezifische Kennzahl, weist der LVR in beiden Varianten

eine um 13,0 % bessere Kennzahl auf. Der rONT mit adaptiver Regelung kann trotz

höherer Kosten als geeignetste Variante des rONT bewertet werden. Der rONT mit

konstantem Sollwert führt sogar zu einer verminderten Lastaufnahmekapazität, da eine

mögliche Spannungsregelung des rONT zu thermischen Problemen im Netzgebiet führt.

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

Max

imal

e P

V-E

insp

eisu

ng/

zusä

tzlic

he

Last

in k

W

Max. PV-Einspeisung



-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

Leis

tun

gssp

ezif

isch

e K

enn

zah

l in

€/k

W

Kennzahl PV

Kennzahl Last



Die Parallelverkabelung ist aufgrund zu hoher Kosten schlechter geeignet als die

untersuchten Laststufenschalter.

Die Analysen im Typnetz Land bestätigen obige Erkenntnisse (vgl. Abbildung 8-11 und

Abbildung 8-12).

Abbildung 8-11: Maximale PV-Einspeisung/zusätzliche Last im Typnetz Land

Abbildung 8-12: Leistungsspezifische Kennzahl für zusätzliche PV-Einspeisung und

zusätzliche Last im Typnetz Land

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Max

imal

e P

V-E

insp

eis

un

g/zu

sätz

lich

e L

ast

in k

W

Max. PV-Einspeisung



0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

Leis

tun

gssp

ezif

isch

e

Ke

nn

zah

l in

€/k

W


Zusammenfassung der Wirtschaftlichkeitsanalyse 101

8.4 Zusammenfassung der Wirtschaftlichkeitsanalyse

Die Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsanalyse sind in folgender Tabelle aufgeführt.

Tabelle 8-6: Eignung der netzstabilisierenden Maßnahme aus wirtschaftlicher Sicht

Netzgebiet rONT const

rONT var rONT adaptiv

LVR konst LVR var Netzausbau

Vorstadt Reales Netz gut gut gut gut bedingt sehr gut

Typnetz bedingt x gut x x sehr gut

Dorf Reales Netz x x x x x sehr gut

Typnetz x x x x x bedingt

Land Reales Netz gut gut gut sehr gut sehr gut bedingt

Typnetz bedingt bedingt gut bedingt bedingt x

Es lässt sich feststellen, dass die adaptive Regelung in vielen Fällen einen Mehrwert

gegenüber den konventionellen Varianten mit konstantem oder variablem Sollwert

bietet. Der LVR ist charakterisiert durch ein begrenztes Anwendungsfeld (inhomogene

Landnetze mit ausgeprägten Strängen), weist hier aber eine gute Eignung auf. Bei

thermischen Problemen ist häufig der Netzausbau (Parallelverkabelung oder

Transformatortausch) die einzig mögliche Option (sehr gute Eignung in Vorstadt- und

Dorfnetzen).

102 Fazit und Ausblick

9 Fazit und Ausblick

Durch die zunehmende Anzahl von Elektrofahrzeugen und Photovoltaik-Anlagen

entstehen neue Herausforderungen für die bestehenden Niederspannungsnetze.

Elektrofahrzeuge wirken als zusätzliche Lasten mit hohen Spitzenleistungen und

können zu kritischen Spannungsabfällen führen, wohingegen eine zu hohe Einspeisung

von PV-Anlagen Überspannungen im Netz verursachen kann. Um diese zusätzlichen

dezentralen Verbraucher und Erzeuger besser ins Netz integrieren zu können, wurde im

Projektverbund ein innovatives Regelkonzept für Spannungsstufenschalter entwickelt.

Dieses adaptive Regelkonzept wurde im Vergleich sowohl mit etablierten Regelkonzep-

ten von Spannungslängsreglern (LVR) und regelbaren Ortsnetztransformatoren (rONT)

als auch mit konventionellem Netzausbau in technischer und wirtschaftlicher Hinsicht

bewertet. Dazu wurden standardisierte Referenz-, Typ- und reale Niederspannungsnetze

verwendet.

Referenznetze

Die Referenznetze wurden für die Differenzierung der Anwendungsgebiete von rONT

und LVR verwendet: Bei sehr homogenen Netzen mit einem IHF ≤ 0,1 können 78 % der

Netze mit Spannungsproblemen nur mit einem rONT ausgeregelt werden, wobei der

Einsatz eines LVR auf jedem Strang nicht betrachtet wurde. Maximal wurde jeweils ein

LVR auf zwei der drei Stränge eingesetzt. Für 0,7 ≤ IHF ≤ 0,9 können in mehr als 50 %

der Netze Spannungsprobleme nur mit einem oder zwei LVR gelöst werden, aber nicht

mit einem rONT.

Für eine abschließende techno-ökonomische Bewertung wurde auf die oben genannte

spannungsspezifische Kennzahl zurückgegriffen. Die Analyse der Kennzahl zeigt, dass

der LVR in 29 % der Referenznetze die günstigste Option darstellt (vgl. Parallelverkabe-

lung 71 % der Referenznetze). Der rONT ist in keinem Fall die günstigste Variante.

Darüber hinaus fällt auf, dass der LVR in geeigneten Anwendungsfällen mit einer

minimalen Kennzahl von 212,7 €/pu für geringe Kosten einen starken Mehrwert bei der

Netzstabilisierung bietet. Auch die mittlere Kennzahl über alle Referenznetze, in denen

der LVR das Spannungsproblem ausregeln kann, ist beim LVR mit 601,7 €/pu günstiger

als bei dem rONT mit 831,6 €/pu und dem Parallelkabel mit 973,8 €/pu.

Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass die Parallelverkabelung in fast allen

Fällen eine geeignete technische Lösung darstellt, jedoch hohe Kosten aufweist. Gerade

in Landnetzen ist die zu verkabelnde Strecke häufig sehr lang und ist in diesem Fall

deutlich teurer als der LVR oder der rONT. Der LVR und der rONT sind charakterisiert

durch ein beschränktes Anwendungsfeld in Abhängigkeit der Inhomogenität des Netzes,

stellen hier jedoch eine günstige und geeignete Option dar.

Typnetze und reale Netzgebiete aus Garmisch-Partenkirchen

Die Netzberechnungen haben gezeigt, dass unter realistischen Szenarien (Elektrofahr-

zeugdurchdringung bei 25 % aller Haushalte, 19 % des PV-Potenzials werden genutzt)

nur wenige Spannungsprobleme im Netzgebiet auftreten.

Mithilfe von detaillierten Lastflussberechnungen mit extremen Szenarien konnten die

untersuchten Reglerkonzepte für rONT (konstanter Sollwert, variabler Sollwert oder

Fazit und Ausblick 103

adaptive Regelung) und LVR (konstanter Sollwert oder variabler Sollwert) bezüglich

ihrer technischen Eignung zur Spannungsstabilisierung in verschiedenen Typnetzen

und realen Netzgebieten verglichen werden.

Es zeigt sich, dass in Extremszenarien und ohne Berücksichtigung der Wirtschaftlich-

keit der rONT mit Leistungskompoundierung und beide Varianten des Längsreglers in

vielen Anwendungsfeldern gut geeignet sind. Der rONT mit dem adaptiven Reglerkon-

zept scheint hier eher ungeeignet zu sein, dies lässt sich aber dadurch erklären, dass die

adaptive Regelung versucht, die Anzahl von Schaltvorgängen so gering wie möglich zu

halten und dieses Ziel erreicht, indem sie das Netz näher an den Spannungsgrenzen (mit

Sicherheitsabstand) betreibt. In realistischen Szenarien, in denen wenige extreme

Zustände auftreten, hat dies den Vorteil, dass die Lebensdauer des Betriebsmittels

erhöht wird.

Es lässt sich feststellen, dass die adaptive Regelung in vielen Fällen einen Mehrwert im

Vergleich zu den konventionellen Varianten mit konstantem oder variablem Sollwert

bietet. In vielen Fällen kann die adaptive Regelung die Spannung in den zulässigen

Grenzen halten und benötigt hierfür deutlich weniger Schaltvorgänge als herkömmliche

Regelungen. Der LVR ist charakterisiert durch ein begrenztes Anwendungsfeld

(inhomogene Landnetze mit ausgeprägten Strängen), weist hier aber eine gute Eignung

auf. Bei thermischen Problemen ist häufig der Netzausbau (Parallelverkabelung oder

Transformatortausch) die einzig mögliche Option (sehr gute Eignung in Vorstadt- und

Dorfnetzen).

Die Ergebnisse des Projekts zeigen, dass die Integration einer großen Anzahl an

Elektrofahrzeugen und auch dezentralen Erzeugungsanlagen durch innovative

Reglerkonzepte für die Spannungshaltung im Niederspannungsnetz gewährleistet

werden kann.

104 Anhang

10 Anhang

10.1 Lebenszykluskosten der untersuchten Maßnahmen

10.1.1 Parallelverkabelung

10.1.2 Lebenszykluskosten Laststufenschalter

Parallelkabel

Netztyp Land 50 0,1 5 40 5 0,05 2 7.000

Netztyp Vorstadt 60 0,1 6 40 6 0,06 2,4 8.400

Netztyp Stadt 90 0,1 9 40 9 0,09 3,6 12.600

Netztyp Land 50 0,3 15 40 15 0,15 6 21.000


Netztyp Stadt 90 0,3 27 40 27 0,27 10,8 37.800

Netztyp Land 50 0,5 25 40 25 0,25 10 35.000

Netztyp Vorstadt 60 0,5 30 40 30 0,3 12 42.000

Netztyp Stadt 90 0,5 45 40 45 0,45 18 63.000

Netztyp Land 50 0,075 3,75 40 3,75 0,0375 1,5 5.250

Netztyp Vorstadt 60 0,075 4,5 40 4,5 0,045 1,8 6.300

Netztyp Stadt 90 0,075 6,75 40 6,75 0,0675 2,7 9.450

Netztyp Land 50 0,225 11,25 40 11,25 0,1125 4,5 15.750


Netztyp Stadt 90 0,225 20,25 40 20,25 0,2025 8,1 28.350

Netztyp Land 50 0,375 18,75 40 18,75 0,1875 7,5 26.250

Netztyp Vorstadt 60 0,375 22,5 40 22,5 0,225 9 31.500

Netztyp Stadt 90 0,375 33,75 40 33,75 0,3375 13,5 47.250

Netztyp Land 50 0,05 2,5 40 2,5 0,025 1 3.500


Netztyp Stadt 90 0,05 4,5 40 4,5 0,045 1,8 6.300

Netztyp Land 50 0,15 7,5 40 7,5 0,075 3 10.500


Netztyp Stadt 90 0,15 13,5 40 13,5 0,135 5,4 18.900

Netztyp Land 50 0,25 12,5 40 12,5 0,125 5 17.500

Netztyp Vorstadt 60 0,25 15 40 15 0,15 6 21.000

Netztyp Stadt 90 0,25 22,5 40 22,5 0,225 9 31.500

Netztyp Land 50 0,025 1,25 40 1,25 0,0125 0,5 1.750


Netztyp Stadt 90 0,025 2,25 40 2,25 0,0225 0,9 3.150

Netztyp Land 50 0,075 3,75 40 3,75 0,0375 1,5 5.250


Netztyp Stadt 90 0,075 6,75 40 6,75 0,0675 2,7 9.450

Netztyp Land 50 0,125 6,25 40 6,25 0,0625 2,5 8.750

Netztyp Vorstadt 60 0,125 7,5 40 7,5 0,075 3 10.500

Netztyp Stadt 90 0,125 11,25 40 11,25 0,1125 4,5 15.750

50%

25%

Lebenszyklus-

kosten [€]

100%

75%

0,10

0,30

0,50

0,10

0,30

Lebensdauer

Betriebsmittel

[a]

Gesamtkosten

Anschaffung

über 40 a [T€]

Wartungskosten 1%

von Inv.volumen

[T€/a]

Gesamtkosten

Betrieb über 40

a [T€]

Stranglänge

[km]

Ausbaulänge

[%]

Struktur Netzgebiete Verlegungs-

kosten

[T€/km]

Kabellänge

[km]

Gesamtkosten

Anschaffung

[T€]

0,50

0,10

0,30

0,50

0,50

0,10

0,30

LVRmaximale Last

am Strang

benötigte

Scheinleistung

Sr [kVA] bei

Regelstufe +/-

10%

Kosten Primär-

technik [T€]

Kosten

Sekundär-

technik [T€]

Gesamtkosten

Betriebsmittel

[T€]

Installations-

kosten [T€]

Lebensdauer

Primär-

/Sekundär-

technik [a]

Ersatzinvest-

itionen in

Sekundärtechni

k [T€]

Gesamtkosten

Anschaffung über 40

a [T€]

Betriebs-kosten

[T€/a]

Ges. Betriebs-

kosten über

Betrachtungs-

zeitraum[T€]

Lebenszyklus-

kosten [€]

Annuität d

=Lebenszyklus-

kosten * a [€/a]

100 110 14,11 2,49 16,6 1 40/20 2,49 20,09 0,1 4 24.090 1.684

50 55 11,9 2,1 14 1 40/20 2,1 17,1 0,1 4 21.100 1.475

10 34 10,2 1,8 12 1 40/20 1,8 14,8 0,1 4 18.800 1.314

rONTbenötigte

Scheinleistung

Sr [kVA]

Kosten Primär-

technik [T€]

Kosten

Sekundär-

technik [T€]

Gesamt-

kosten

Betriebs-

mittel [T€]

ø Kosten

Trafotausch

[T€]

Lebensdauer

Primär-

/Sekundär-

technik [a]

Ersatzinvest-

itionen in

Sekundär-

technik [T€]

Gesamtkosten

Anschaffung

über 40 a [T€]

Betriebskosten [T€/a] Ges.

Betriebskosten

über

Betrachtungs-

zeitraum[T€]

Lebenszyklus-

kosten [€]

Annuität d

=Lebenszyklus-

kosten * a [€/a]

160 14,45 2,55 17 3,25 40/20 2,55 22,8 0,45 18,00 40.800 2.852

250 15,3 2,7 18 3,25 40/20 2,7 23,95 0,45 18,00 41.950 2.932

400 17 3 20 3,25 40/20 3 26,25 0,45 18,00 44.250 3.093

630 18,7 3,3 22 3,25 40/20 3,3 28,55 0,45 18,00 46.550 3.254

Steckbriefe der untersuchten Netzgebiete 105

10.2 Steckbriefe der untersuchten Netzgebiete

10.2.1 Ortsnetztransformator 3

106 Anhang


108 Anhang

10.2.4 Typnetz-Vorstadt


10.2.5 Typnetz-Dorf

110 Anhang

10.2.6 Typnetz-Land

Literaturverzeichnis 111

11 Literaturverzeichnis

AE-01 15 Spannungsregler REG-D™ - Bedienungsanleitung. Nürnberg: A.

Eberle GmbH & Co. KG, 2015

BDEW-02 14 Standardlastprofile Strom. Berlin: Bundesverband der Energie- und

Wasserwirtschaft e.V. (BDEW), 2014

BDEW-03 11 Abschätzung des Ausbaubedarfs in deutschen Verteilungsnetzen

aufgrund von Photovoltaik- und Windeinspeisungen bis 2020. E-

Bridge Consulting GmbH (Bonn): E-Bridge Consulting GmbH, 2011

BDEW-11 13 Oberascher, Claudia: Stromverbrauch im Haushalt in:

https://www.bdew.de/internet.nsf/id/6FE5E98B43647E00C1257C0F0

03314E5/$file/708-2_Beiblatt_zu%20BDEW-

Charts%20Stromverbrauch%20im%20Haushalt_2013-10-23.pdf.

Berlin: BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft

e.V. (BDEW), 2013

BLSD-02 11 Bevölkerung und Haushalte - Gemeinde Garmisch-Partenkirchen, M.

München: Bayerisches Landesamt für Statistik und Datenverarbei-

tung, 2011

BMWI-01 14 Schlesinger, Michael; Lindenberger, Dietmar; Lutz, Christian:

Entwicklung der Energiemärkte - Energiereferenzprognose - Projekt

Nr. 57/12 - Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft

und Technologie . Berlin: Bundesministerium für Wirtschaft und

Technologie (BMWi), 2014.

BNETZA-23 11 Hansen, Frank-Peter; Busch, Rainer; Lamoratta, Mario: BK4-11-304

- Beschluss zur Festlegung von Zinssätzen. Bonn: Bundesnetzagentur

(BNetzA), 2011

BRD-01 09 Nationaler Entwicklungsplan - Elektromobilität der Bundesregie-

rung. Berlin: Bundesrepublik Deutschland, 2009

EBR-01 14 Büchner, Dr.-Ing. Jens; Katzfey, Dr.-Ing. Jörg; Flörcken, Ole; Moser,

Univ.-Prof. Dr.-Ing. Albert; Schuster, Dr.-Ing. Henning; Dierkes,

Sebastian; van Leeuwen, Tobias; Verheggen, Lukas; Uslar, Dr.-Ing.

Mathias; van Amelsvoort, Marie: Moderne Verteilernetze für

Deutschland - Verteilernetzstudie. Bonn: E-Bridge Consulting GmbH,

2014

EEG-02 14 Gesetz für den Ausbau Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-

Energien-Gesetz EEG 2014). Berlin: Bundesrepublik Deutschland,

2014

EGAP-01 12 Nobis, Philipp; Fischhaber, Sebastian; Habermann, Jochen;

Samweber, Florian: e-GAP – Modellkommune Elektromobilität

Garmisch-Partenkirchen in: https://www.ffe.de/die-

themen/mobilitaet/410-e-gap-modellkommune-garmisch-

partenkirchen. München: Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V.

(FfE), 2012

ENRY-01 12 Benz, Thomas; Bochard, Thorsten: Spannungsregelung im

Verteilnetz in: Energy 2.0. München: Energy 2.0, 2012

112 Literaturverzeichnis

ETZ-01 12 Brückl, Oliver; Sojer, Manuel; Smolka, Thomas; Haslbeck, Matthias:

Mehr Netzanschlusskapazität durch regelbare Ortsnetztransformato-

ren in: etz Heft 9/2012. : etz, 2012

FENES-02 16 Brückl, Oliver: Informationsportal Regelbare Ortsnetztransformato-

ren. Regensburg: Forschungsstelle Energienetze und Energiespeicher

(FENES) OTH Regensburg, URL: http://ront.info/

FFE-23 15 Wohlschlager, Daniela; Köppl, Simon Dipl.-Ing.: Kostenanalyse

Netzstabilisierungsmaßnahmen – Stand Mai 2015 - Kostenparameter

für Komponenten ausgewählter netzstabilisierender Maßnahmen im

Niederspannungsnetz. München: Forschungsstelle für Energiewirt-

schaft e.V. (FfE), 2015

GERDI-01 13 Gerdiken, Christine: Analyse der Spannungsqualität für den Ausbau

und die Netzintegration von Photovoltaikanlagen anhand der

Modellkommune Elektromobilität Garmisch-Partenkirchen.

Hamburg: Hochschule für Angewandte Wissenschaften Hamburg,

2013

IWES-06 15 Strauß, Philipp; Braun, Martin: PV-Netzintegration - Energiesystem-

technische Aspekte und Umsetzungswege. Kassel: Fraunhofer-

Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES), 2015

KEMA-02 13 Itschert, Lutz; Grote, Daniel; Spanka, Katrin: ZuhauseKraftwerke im

Smart Grid als Alternative zum Netzausbau - Abschlussbericht.

Bonn: KEMA Consulting GmbH (KEMA), 2013

KON-01 08 Konstantin, Panos: Praxisbuch Energiewirtschaft - Energieumwand-

lung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt. Stuttgart:

Springer-Verlag, 2008

LEIT-01 13 Leitner, Thomas: Modellierung des Fahr- und Ladeverhaltens der

zukünftigen BEV- und PHEV-Flotte in Deutschland . München:

Technische Universität München, 2013

NEP-01 15 Übertragungsnetzbetreiber: Netzentwicklungsplan Strom 2025

Version 2015 - Erster Entwurf (Teil 1). [Online]

http://www.netzentwicklungsplan.de/NEP_2025_1_Entwurf_Teil1.pdf

, abgerufen am: 30.10.2015

NOBI-01 16 Nobis, Philipp: Entwicklung und Anwendung eines Modells zur

Analyse der Netzstabilität in Wohngebieten mit Elektrofahrzeugen,

Hausspeichersystemen und PV-Anlagen. Dissertation. München:

Technische Universität München - Fakultät für Elektrotechnik und

Informationstechnik, 2016

OSM-01 15 OpenStreetMap stellt Kartendaten für hunderte von Webseiten, Apps

und andere Geräte zur Verfügung. United Kingdom (UK):

https://www.openstreetmap.org/about, 2015

TAB-01 15 Tabacaru, Victor: Voltage regulation in Low Voltage Grids with a

high Penetration of Photovoltaic Systems and Electric Vehicles.

Master's Thesis. Herausgegeben durch die Technische Universität

München - Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik,

betreut durch die Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. :

München, 2015

TUM-01 13 Witzmann, Rolf; Altschäffl, Sascha; Esslinger, Peter; Lödl, Martin;

Pardatscher, Robert; Stöckl, Georg; Viernstein, Lorenz: Verteilnetz-

Literaturverzeichnis 113

studie Bayern 2013 - Ausbaubedarf bis 2021 - Basisszenario.

München: Technische Universität München, Fachgebiet Elektrische

Energieversorgungsnetze, 2013

TUM-04 11 Kerber, Georg: Aufnahmefähigkeit von Niederspannungsverteilnet-

zen für die Einspeisung aus Photovoltaikkleinanlagen. München:

TUM Fakultät für Elektrotechnik und Informationstechnik, 2011

TUW-02 14 Wadispointner, Michael: Optimierter Einsatz und Betrieb von

Laststufenschaltern zur Spannungshaltung in Verteilnetzen. Wien:

Technische Universität Wien, 2014

VDE-01 15 Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz - VDE-Vorschrift stellt

Weichen für die verbesserte Netzintegration dezentraler Erzeugung

(VDE-AR-N 4105). Berlin: VDE Verband der Elektrotechnik

Elektronik Informationstechnik e. V., 2015

WANG-01 16 Wang, Zuohan: Regelbare Komponenten in Verteilnetzen zur

Netzentlastung. Masterarbeit. Herausgegeben durch die Technische

Universität München - Lehrstuhl für Energiewirtschaft und

Anwendungstechnik, betreut durch die Forschungsstelle für

Energiewirtschaft e.V.: München, 2016

Smart Grid Controller - AKTUELLES · 2016-11-14 · Smart Grid Controller Technische und...

Documents

Transcript of Smart Grid Controller - AKTUELLES · 2016-11-14 · Smart Grid Controller Technische und...