Höhere Integration von PV-Anlagen in bestehende Niederspannungsnetze durch probabilistische Planung

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1 Höhere Integration von PV-Anlagen in bestehende Niederspannungsnetze durch probabilistische Planung Walter NIEDERHUEMER LINZ STROM NETZ GmbH, Fichtenstraße Linz, DW 3182, w.niederhuemer@linz-stromnetz.at Kurzfassung: Die dezentrale Einspeisung von Photovoltaikanlagen in die Niederspannungsnetze stellt für die Verteilernetzbetreiber eine besondere Herausforderung dar. Um die 100%-ige Einspeisung zu jeder Zeit zu garantieren, wird bei der Beurteilung die maximale Einspeiseleistung beim schlechtesten Betriebszustand angenommen. Bei der Betrachtung der aktuellen Netzverhältnisse zeigt sich jedoch, dass die schlechtesten Betriebszustände nur sehr selten auftreten. Der in diesem Beitrag beschriebene probabilistische Planungsansatz zielt auf eine Erhöhung der installierten Einspeiseleistung durch Photovoltaikanlagen, sowie eine Erhöhung der eingespeisten Energiemenge, bei geringen Netzkosten und einer geringen nicht eingespeisten Energiemenge ab. Dies ist jedoch nur erreichbar, wenn es dem Verteilernetzbetreiber möglich ist, für seltene kurze Zeitperioden die Einspeiseleistung eines oder mehrerer Einspeiser zu regeln (P(U)-Regelung) oder abzuschalten, wenn die obere Spannungsgrenze erreicht wird. Der probabilistische Planungsansatz stellt eine sehr effektive Methode zur verbesserten Bewertung der verfügbaren Netzkapazität für dezentrale PV-Einspeiser dar. Sowohl die Ergebnisse der vorgestellten Planungsansätze als auch die Erkenntnisse aus einem durchgeführten Feldtest zeigen, dass etwa eine Verdoppelung der installierten Photovoltaikleistung in bestehende Niederspannungsnetze bei geringer nicht eingespeister Energiemenge möglich ist. Keywords: probabilistische Planung, Photovoltaik 1 Motivation Die Ziele der Europäischen Kommission verpflichten alle Marktteilnehmer die Energieeffizienz und die Einspeisung durch erneuerbare Energie zu erhöhen. Dabei stellt die Einspeisung in die Niederspannungsnetze für die Verteilernetzbetreiber eine besondere Herausforderung dar. Die Anschlussanfragen ergeben sich dabei räumlich und zeitlich über das gesamte Netzgebiet verteilt. Wird die durch TOR D4 festgelegte Spannungsanhebung erreicht oder überschritten, so müsste der Anschluss am nächstgelegenen geeigneten Anschlusspunkt mit höherer Kurzschlussleistung erfolgen. Um die Einspeisung zu Seite 1 von 24

2 ermöglichen, ist es notwendig, die installierte Einspeiseleistung zu begrenzen oder die Verteilernetze auszubauen. Aus der Sicht der Erzeugung liegt, so ferne keine oder nur geringe Kosten für die Herstellung des technisch geeigneten Anschlusspunktes entstehen, das Optimum darin, die volle Einspeiseleistung zu jeder Zeit in das Netz einliefern zu können, um den Energieertrag und somit den Gewinn zu optimieren. Aus der Sicht des Netzbetreibers liegt das Optimum darin, die Netzkosten so gering wie möglich zu halten. Daraus resultiert jedoch sehr häufig eine Reduktion der installierbaren Einspeiseleistung. Um die Zielsetzung der EU zu unterstützen und mehr Einspeisung durch dezentrale Erzeugungsanlagen in das Netz zu ermöglichen, ist es notwendig, ein volkswirtschaftliches Optimum und damit einen Kompromiss zwischen Netzinvestitionen und dezentral erzeugter Energiemenge zu finden. 2 Planungsansätze 2.1 Konventioneller Planungsansatz Bei der konventionellen Planung wird angenommen, dass die maximale Leistung beim schlechtesten Netzbetriebszustand im Verteilernetz eingespeist wird. Zusätzlich wird die maximal mögliche Ausgangsspannung am Ortsnetztransformator berücksichtigt (z.b. 107% U n ). Nur unter diesen Bedingungen ist es dem Verteilernetzbetreiber möglich, die 100%-ige Einspeisung zu jeder beliebigen Zeit zu garantieren. Um weitere Einspeisung in Netzen, welche in oben beschriebenen Fällen bereits stark ausgelastet sind, zu ermöglichen, wäre oft eine Reduktion der installierten bzw. von den Anlagenbetreibern angefragten Einspeiseleistung notwendig. Durch diese Reduktion kann das vorhandene energetische Potential jedoch nicht genutzt werden. Alternativ wäre ein Anschluss am technisch geeigneten Anschlusspunkt mit höherer Kurzschlussleistung zu realisieren. Diese Kosten müssten als unmittelbare Aufwendungen vom Betreiber der dezentralen Erzeugungsanlage getragen werden. In diesem Fall ist die Wirtschaftlichkeit der Anlage nicht mehr gegeben. Mit der wachsenden Dichte von dezentralen Erzeugungsanlagen nimmt die Zahl dieser Fälle auf Basis der Beurteilung nach TOR D2 stetig zu. Betrachtet man jedoch die tatsächlich aktuell gegebenen Netzverhältnisse, zeigt sich, dass kritische Spannungspegel nur sehr selten auftreten. Daraus folgt, dass eine höhere Integration von dezentralen Einspeiseanlagen möglich ist und die aktuelle Bewertungsmethode vorhandene Reserven aus dem Gesamtsystem nicht berücksichtigt. 2.2 Probabilistischer Planungsansatz Der probabilistische Planungsansatz berücksichtigt das statistische Verhalten der beeinflussenden Parameter wie: Spannungshub am Ortsnetztransformator Verbraucherlast Einspeiseleistung Regelungsstrategie Seite 2 von 24

3 Das Ziel des Planungsansatzes ist es, die wahrscheinliche Spannung am Verknüpfungspunkt (VP) zu berechnen und die wahrscheinliche nicht eingespeiste Energie zu bestimmen und dadurch eine Erhöhung der installierbaren Einspeiseleistung, sowie eine Erhöhung der eingespeisten Energiemenge, bei geringen Netzkosten und einer geringen nicht eingespeisten Energiemenge zu erreichen. Dieses Ziel ist jedoch nur erreichbar, wenn es dem Verteilernetzbetreiber (VNB) möglich ist, für seltene kurze Zeitperioden die Einspeiseleistung eines oder mehrerer Einspeiser bei Bedarf zu regeln oder abzuschalten, wenn die obere Spannungsgrenze erreicht wird. Für die probabilistische Berechnung wurde das Berechnungsmodul SMARTSIM auf MS- ACCESS Basis entwickelt. Diese Berechnung ermöglicht eine detaillierte probabilistische Netzanalyse eines Niederspannungsnetzes, aber erfordert eine Vielzahl von Dateneingaben. Daher wurde für den praktischen Einsatz ein vereinfachtes probabilistisches Beurteilungsverfahren für PV-Anlagen entwickelt, das im Kapitel 4 näher beschrieben wird. 3 Probabilistische Netzanalyse SMARTSIM 3.1 Einleitung SMARTSIM Mit dem auf MS-ACESS Basis entwickelten Berechnungsmodul SMARTSIM lässt sich der unsymmetische Lastfluss in Niederspannungsnetzen unter Berücksichtigung unsymmetrischer Lasten und Einspeisungen und deren Verteilungskurven berechnen. Durch die Verwendung der Monte Carlo Methode kann eine Aussage zu den wahrscheinlichen Leitungsbelastungen und Spannungsverhältnisse im Tagesverlauf getroffen werden. Für ein vorgegebenes Netzmodell werden die Verbraucher und Einspeiser den Netzknoten fix zugeordnet. In jedem Iterationsschritt wird - Jede Verbraucherlast auf die einzelnen Phasen zufällig aufgeteilt - Die Leistungswerte der Einspeisung zufällig entsprechend einer Verteilungskurve ausgewählt - Die Transformatorausgangsspannung zufällig entsprechend einer Verteilungskurve ausgewählt Die exakte unsymmetrische Lastflussberechnung versucht durch Berücksichtigung von - Tageslastprofilen für Verbraucher - Gleichzeitigkeitsfaktoren bei Verbrauchern - Verteilungskurve der Transformatorausgangsspannung - Verteilungskurven für Einspeiser - Reglernachbildungen für Einspeiser (Q(U), P(U)..) ein gutes Abbild der Realität zu schaffen. Unterschieden wird dabei je nach Saison (Frühjahr, Sommer, Herbst, Winter) und Wochentag (Werktag, Samstag, Sonntag). Seite 3 von 24

4 3.2 Simulationsablauf Laden Netzdaten Zuordnung Erzeuger zu Netzknoten Zuordnung Verbraucher zu Netzknoten (zufällige Phasenaufteilung) Zufällige Auswahl Trafoausgangsspannung und Einspeiseleistung entsprechend der Häufigkeitsverteilungen Leistungen Verbraucher und Einspeiser für Zeitpunkt t berechnen Reglermodell (Wechselrichter) Unsym. Lastfluss Ergebnisse speichern Alle Zeitpunkte berechnet Alle Iterationen abgeschlossen Abbildung 1 Simulationsablauf SMARTSIM Seite 4 von 24

5 3.3 Simulationsdaten Netzdaten Das Netz wird als Knoten-Zweigmodell erfasst, welches durch folgende Parameter charakterisiert ist: Topologie: Transformator Eingabedaten: Leitung Eingabedaten: KnotenVon, KnotenNach Sn; u k ; u r R L +jx L ; R N +jx N ; Leitungslänge PV-Einspeisung Die Einspeisung an einem Netzknoten wird durch die Vorgabe der installierten PV-Leistung (kwp) und die Anschlussphasen (ein-, zwei-, dreiphasig) definiert. Abhängig von der Saison folgt jede Einspeisung dem entsprechenden Tagesverlauf nach Abbildung 2 a. Zwischen minimaler und maximaler Erzeugungsleistung treten die Leistungen dabei entsprechend einer Häufigkeitsverteilungskurve (Abbildung 2 b) auf. Im Zeitbereich zwischen 9:15 Uhr und 16:00 Uhr treten ähnliche Häufigkeitsverteilungen auf, so dass für diesen Zeitbereich der Mittelwert (rote Kurve) für die Simulation als Verteilungsfunktion vorgegeben wird. Gleiches gilt für die Zeitbereiche vor 9:15 Uhr und nach 16:00 Uhr und kann im Programm als eigene Häufigkeitsverteilung vorgegeben werden. In jedem Iterationslauf erfolgt eine zufällige Auswahl des Leistungswertes eintsprechend dieser Verteilungsfunktionen. a) b) Abbildung 2 a) Beispiel Tagesverlauf der maximalen Solarstrahlung bei optimale Ausrichtung b) Beispiel Häufigkeitsverteilung der Solarstrahlung Sommer Seite 5 von 24

6 3.3.3 Verbraucher Die Verbraucherlast an einem Netzknoten wird durch den Energieverbrauch und eine Lastprofilzuordnung definiert. In jedem Iterationslauf wird die Verbraucherlast zufällig auf die einzelnen Phasen aufgeteilt. Die Berechnung der Verbraucherleistung (Spitzenlast siehe Punkt 3.4) erfolgt für jeden Tageszeitpunkt entsprechend dem gewählten Lastprofil, dem Energieverbrauch und der Phasenaufteilung Transformatorausgangsspannung Die Transformatorausgangsspannung wird durch einen Tagesgang der maximalen Spannung und den Spannungshub beschrieben. Innerhalb des Spannungshubes (zwischen Min.- und Max-Spannung) treten die Spannungen entsprechend einer Verteilungsfunktion (Abbildung 3b) auf. Erwartungswert a) b) Abbildung 3 Transformatorausgangsspannung(Juni Sept.) und Erwartungswert der Spannung 3.4 Lastflusssimulation Die Lastflusssimulation wird als unsymmetrische LF-Berechnung durchgeführt. Um spannungs- und stromrichtige Ergebnisse zu erhalten, wird ein Verfahren angewendet, das an den Lastknoten die Spitzenlast ansetzt und mit Gleichzeitigkeitsfaktoren (g) die Last hin zur Transformatorstation reduziert Ermittlung Spitzenlast Ps aus Standardlastprofil und Jahresverbrauch Die Ermittlung der Spitzenlast für einen Verbraucher erfolgt über das Standardlastprofil (Sonstige Marktregeln Kapitel 6 der E-Control) den Jahresverbrauch und den Gleichzeitigkeitsfaktor g nach der Formel [3-1]. P s(t) = WertLP (t) * E Jahr * 4 / g 3-1 P s(t) WertLP (t) E Jahr g Spitzenleistung [kw] zum Zeitpunkt t Lastprofilwert zum Zeitpunkt t Jahresenergieverbrauch [kwh] Gleichzeitigkeitsfaktor bei unendlich vielen gleichartigen Lastprofilen (für Haushalte typischerweise 0,07 0,2) Seite 6 von 24

7 Um für die probabilistische Berechnung einen saisonalen und wochentagsabhängigen Tagesverlauf der Spitzenlast (Abbildung 4 b) zu erhalten, wird über die Formel [3-1] das Standardlastprofil (Abbildung 4 a) umgerechnet. a) b) Abbildung 4 a) Standardlastprofil H0 für g b) Sptitzenlast Ps für eine Anlage Lastzuordnung und Ermittlung Ersatzeinspeisung Prinzipielle Vorgehensweise Jedem Lastknoten wird die Spitzenlast P s(t) zugeordnet. Da die Lastflussberechnung unsymmetrisch durchgeführt wird, erfolgt eine zufällige Aufteilung der Spitzenlast (als spannungsunabhängige Last) auf die einzelnen Phasen. Hin zur Transformatorstation wird bei gleichen Lastprofiltypen der Gleichzeitigkeitsfaktor g n berechnet und die Ersatzeinspeisung ermittelt. Abbildung 5 Zuordnung Lasten und Ersatzeinspeisungen (Quelle Siemens SINCAL) Die Abbildung 5 zeigt das prinzipielle Vorgehen bei der Zuordnung der Lasten und Verteilung der Ersatzeinspeisungen. Ausgehend von den Netzrändern wird an jenen Knoten, an denen sich die Anzahl gleichartiger Lastprofile erhöht, eine Ersatzeinspeisung eingefügt. Dadurch reduziert sich die Leistung auf der speisenden Leitung jeweils um den Gleichzeitigkeitsfaktor g n. Seite 7 von 24

8 Ermittlung der gleichzeitigen Leistung bei n gleichen Verbrauchern Den einzelnen Lasten werden entsprechend Spitzenlasten zugeteilt. Abhängig von der Anzahl gleichartiger Verbraucher reduziert sich die Summenleistung auf der speisenden Leitung um den Gleichzeitigkeitsfaktor g n. P n(t) = g n * P s(t) 3-2 P n(t) g n P s(t) gleichzeitige Leistung [kw] zum Zeitpunkt t bei n gleichen Verbrauchern Gleichzeitigkeitsfaktor bei n gleichen Verbrauchern Spitzenleistung [kw] zum Zeitpunkt t g n = g + (1 - g ) * n -3/4 3-3 g n g n Gleichzeitigkeitsfaktor bei n gleichen Verbrauchern Gleichzeitigkeitsfaktor bei unendlich vielen gleichartigen Lastprofilen Anzahl gleichartiger Verbraucher Ermittlung der Ersatzeinspeisung Wie in Abbildung 5 dargestellt, wird an jenen Knoten, an denen sich die Anzahl gleichartiger Verbraucher erhöht, eine Ersatzeinspeisung eingefügt. Dabei wird an den Netzrändern begonnen und in Richtung Transformatorstation fortgeführt. Zusätzlich wird für jede Verbrauchergruppe (Lastprofiltyp) die gleichzeitige Leistung [3-2] und die Ersatzeinspeisung [3-4] getrennt berechnet. P Ersatz(t) = ( P Ltg(t) + P s_knoten(t) ) - (g n * P s(t) ) 3-4 P Ersatz(t) P Ltg(t) P s_knoten(t) g n P s(t) Ersatzeinspeisung [kw] zum Zeitpunkt t Leistung der von Knoten abgehenden Leitung (in Lastflussrichtung) Spitzenlast [kw] am betrachteten Knoten zum Zeitpunkt t Gleichzeitigkeitsfaktor bei n gleichen Verbrauchern Spitzenlast [kw] der nachfolgenden Knoten (in Lastflussrichtung) Vereinfachte unsymmetrische LF-Berechnung Für die Berechnung der Knotenspannungen und Zweigströme wird eine einfache unsymmetrische Lastflussberechnung verwendet. I r = S r * / U r * (k-1) U r = I r * Z L I n = I r + I s + I t U n = I n * Z N 3-5 U r = U r(k-1) U r - U n I r, I s, I t, I n S r * U r (k-1) U r U n Z L Z N U r Strom Phase L1,L2,L3 und Neutralleiter Scheinleistung je Phase L1, L2, L3 Phasenspannung am Vorgängerknoten Spannungsabfall am Phasenleiter Spannungsabfall am Neutralleiter Impedanz Phasenleiter Impedanz Neutralleiter Phasenspannung am Knoten Seite 8 von 24

9 3.5 Ergebnisdarstellung Die Simulation liefert für jede Iteration und jedes Zeitintervall die vollständigen Strom- und Spannungsergebnisse je Phase. Zusätzlich werden von der Reglersimulation (Wechselrichter) die Blindleistungswerte und die Wirkleistungsrückregelung bereitgestellt. Die Vielzahl der Kombinationen zwischen Last, Erzeugung und Transformatorspannung ermöglicht die statistische Auswertung der Ergebnisse z.b. in Form von Quantilsdarstellungen (Abbildung 6), Histogrammen (Abbildung 8) und Dauerlinien (Abbildung 7). Vergleich Einspeisung mit verschiedenen Regelstrategien Knoten (Abzweig 122) +10% +10% Bei >108% weiterer Spg.-Anstieg trotz voller Q-Einspeisung ΔU=+7% Utr=105% Einspeisung cosphi=1 Einspeisung mit Regelung Q(U) +10% Bei >108% Reduzierung der Wirkleistung Konv. Beurteilung ΔU=+9% Probabilistische Beurteilung ΔU=+7% Mit Q-Regelung (Cosρ max=0,95) ΔU=+6% Einspeisung Regelung Q(U) und P(U) Reduktion der Wirkleistung bei extremen Netzsituationen Hohe Ausgangsspannung Trafostation Unsymmetrische Verbrauchssituation Hohe PV-Einspeiseleistung nicht eingespeiste Energie im Sommer -> 2% (Juni - September) Abbildung 6 Spannungsverlauf (Quantilswerte) bei verschiedenen Regelungsstrategien Seite 9 von 24

10 Abbildung 7 Dauerlinien der Phasenspannungen Verbraucher u. Einspeiser CosPhi= -0,95; mit Verteilungskurven (Sommer Werktag) Abbildung 8 Spannungs- und Stromhistogramme je Phase und unterschiedliche Zeitbereiche und Zeitpunkte (Simulation mit 1h Zeitintervall) Dieses Verfahren der probabilistischen Netzanalyse erfordert eine große Anzahl an Parametereingaben und ist in der Berechnung zeitaufwändig. Bei ausreichender Automatisierung in einem GIS System kann es jedoch in der Netzberechnung und Netzbeurteilung zur Anwendung kommen. Seite 10 von 24

11 4 Vereinfachte probabisistische Beurteilung für PV-Anlagen Bei der in Kapitel 3 beschriebenen probabilistischen Methode werden die Einflüsse der lokalen Verbraucher und die Verteilung unsymmetrischer Einspeisung auf die tatsächlichen Spannungspegel im Ortsnetz berücksichtigt. Ein weiterer wichtiger Einflussfaktor ist die tatsächlich auftretende Spannung an der Sammelschiene des Ortsnetztransformators, die wesentlich durch das Mittelspannungsnetz geprägt wird. Diese Methode ermöglicht eine detaillierte Netzanalyse, aber bedingt eine Vielzahl von Parametereingaben. Für den praktischen Einsatz bei der Beurteilung von Netzrückwirkungen wurde daher ein vereinfachtes probabilistisches Beurteilungsverfahren für PV-Anlagen entwickelt. Basierend auf der Beurteilungsformel entsprechend TOR D2 für die Spannungsanhebung wird ein probabilistischer Reduktionsfaktor F eingeführt [4-1], der die Auftretenswahrscheinlichkeit der Spannungsanhebung berücksichtigt (Diagramm zu probabilistischer Reduktionsfaktor F siehe Abschnitt 4.2). 4-1 d S a S kv Ψ Ρ F relative Spannungsänderung Einspeiseleistung[kVA], für PV-Anlagen [kwp] Kurzschlussleistung am Verknüpfungspunkt Netzwinkel Winkel Scheinleistungsänderung probabilistischer Reduktionsfaktor 4.1 Methodik In diesem Verfahren sind die Ausgangsspannung am Ortsnetztransformator und die eingespeiste PV-Leistung die wesentlichen Einflüsse. Beide Parameter weisen dabei eine Verteilung zwischen Minimal- und Maximalwert auf. Zudem ist auf Grund des Tagesverlaufes der PV-Einspeisung nur der Zeitbereich zur Mittagszeit von Interesse Häufigkeitsverteilung der PV-Einspeisung Erwartungswert a) b) Abbildung 9 Gemessene PV-Leistungen(kW/kWp) und Erwartungswert der Leistung zur Mittagszeit Seite 11 von 24

12 Die PV-Einspeiseleistung wurde auf die installierte Modulnennleistung [kw p ] normiert (Abbildung 9 a) und die Ermittlung des Erwartungswertes (Abbildung 9 b) aus den gemessenen PV-Leistungen erfolgt über eine Kerndichteschätzung nach [4-2] [4-3]. Kerndichteschätzer 4-2 mit Kern Triweight-Funktion 4-3 Quelle: Häufigkeitsverteilung der Transformatorausgangsspannung Erwartungswert a) b) Abbildung 10 Gemessene Transformatorausgangsspannung(Juni Sept.) und Erwartungswert der Spannung Die Ermittlung des Erwartungswertes (Abbildung 10 b) aus den gemessenen Spannungswerten (Abbildung 10 a) erfolgt ebenfalls über eine Kerndichteschätzung nach [4-2] [4-3]. Im Wesentlichen entspricht diese Funktion einer Normalverteilung bzw. Triweight-Verteilung. UW Trafo Maximale Spannung z.b 107% mit Einspeisung in MS-Netz, Min. Last Reglerabweichung - Spannungshub U Hub durch Reglerabweichung und Laständerung Die Verteilung des Spannungshubes U Hub um den Median wird durch die Regelungenauigkeit der Umspannwerksspannungsregelung (Stufensteller) und den Spannungsabfall im Mittelspannungsnetz hervorgerufen. Für die probabilistische Beurteilung ist dieser Spannungshub relevant. Kommt es in der Mittelspannung durch Einspeisungen zu Seite 12 von 24

13 Spannungsanhebungen, so ist nicht der Spannungshub zwischen Hochlast ohne Einspeisung und Schwachlast mit Einspeisung von Interesse, sondern nur der durch die Last und die Spannungsregelung hervorgerufen Spannungshub. Als maximale Spannung ist jedoch die Spannung bei voller Einspeisung in der Mittelspannung zu verwenden Verfahren zur Bestimmung der Spannungsanhebung und deren Erwartungswertes Im Folgenden wird angenommen, dass jeder Wert der Ausgangsspannung am Ortsnetztransformator (Abbildung 10) und jede PV-Einspeiseleistung (Abbildung 9) unabhängig voneinander auftreten. In diesem Fall spricht man von zwei unabhängigen Ereignissen. Weiters wird als Bezugsbasis für die Spannungsanhebung die maximale Spannung am Ortsnetztransformator gewählt. Dies bietet sich an, da ab diesem Punkt das reservierte Spannungsband für die Anhebung durch PV-Anlagen im Niederspannungsnetz definiert ist. Der Anteil der Spannungsanhebung an der Transformatorimpedanz ist im Allgemeinen vernachlässigbar. U Pv Spannungsband fürpv z.b 3% Bezugspunkt 0% Spannungsanhebung U Hub Spannungshub am Trafo z.b 3% Abbildung 11 Definition Spannungsbänder und Bezugspunkt für die probabilistische Beurteilung Zur Bestimmung der Spannungsabweichung U gegenüber dem Bezugspunkt und zur Bestimmung des zugehörigen Erwartungswertes E kann daher wie folgt vorgegangen werden (siehe dazu auch Abbildung 12). Für jede Kombination U Hub und U Pv (0% bis max. Spannungsanhebung durch PV) wird eine resultierende Spannungsabweichung berechnet. U = U Hub + U Pv 4-4 U U Hub U Pv resultierende Spannungsanhebung Abweichung der Transformatorausgangsspannung vom Bezugspunkt Spannungsanhebung durch PV-Anlage Bei den Spannungswerten U Hub und U Pv handelt es sich um zwei unabhängig voneinander auftretende Werte. Der Gesamterwartungswert bestimmt sich daher aus der Multiplikation der Einzelerwartungswerte (Verteilungsfunktionen entsprechend und 4.1.2). Seite 13 von 24

14 E = E hub * E pv 4-5 E E Hub E Pv Gesamterwartungswert der resultierenden Spannungsanhebung Erwartungswert der Transformatorausgangsspannung Erwartungswert der Spannungsanhebung durch PV-Anlage Exemplarische Darstellung des Berechnungsverfahrens nach [4-4] und [4-5]. Erwartungswerte für U Hub und U Pv entsprechend Verteilungsfunktionen nach und Abbildung 12 Kombination aller Spannungsanhebungen und zugehörige Erwartungswerte Aus den Spannungsabweichungen und den Erwartungswerten kann eine kumulierte Häufigkeitsverteilung erstellt werden. Das Beispiel zeigt, dass es mit 60%-iger Wahrscheinlichkeit zu keiner Spannungsabweichung (0% entspricht Bezugspunkt) kommt. Abbildung 13 Kumulierte Häufigkeitsverteilung der Spannungsabweichung Bestimmung probabilistischer Reduktionsfaktor F Die Spannungsabweichung U in % wird auf die zulässige Spannungsanhebung U PV_zul normiert (z.b. laut TOR 3%). Damit ist der probabilistische Reduktionsfaktor F nur noch vom Verhältnis U Hub / U PV_zul abhängig. Dabei handelt es sich bei U Hub um den maximal auftretenden Spannungshub der Transformatorausgangsspannung in % und bei U PV_zul um die zulässige Spannungsanhebung durch PV-Einspeisungen. F = U / U PV_zul 4-6 F probabilistischer Reduktionsfaktor U resultierende Spannungsanhebung [4-4] U PV_zul zulässige Spannungsanhebung durch PV Seite 14 von 24

15 Abbildung 14 Ergebnis probabilistischer Faktor F für unterschiedliche Verhältnisse U Hub / U PV_zul (Spannungsverteilung Triweight-Verteilung) Aus der Abbildung 14 lässt sich nun der probabilistische Faktor F für die gewünschte Wahrscheinlichkeit der Einhaltung der zulässigen Spannungsanhebung durch PV- Einspeisungen U PV_zul ermitteln. Als Parameter dient das Verhältnis zwischen maximal auftretendem Spannungshub der Transformatorausgangsspannung ( U Hub in %) und der zulässigen Spannungsanhebung durch PV-Einspeisungen (U PV_zul in %). Dieses Spannungsband ist zusätzlich verfügbar bis es in der Mittelspannung benötigt wird, weil dort z.b. zusätzliche Einspeisungen oder insgesamt in allen Ortsnetzen hohe Leistungen installiert wurden. In diesem Fall schaffen regelbare Ortsnetztransformatoren Abhilfe. Eine Wahrscheinlichkeit von 1 bedeutet, dass mit dem probabilistischen Faktor F = 0,85 in die Berechnung nach [4-1] das zulässige Spannungsband U PV_zul nicht überschritten wird. Hingegen kann das zulässige Spanungsband U PV_zul bei Berechnungen mit dem probabilistischen Faktor F für eine Wahrscheinlichkeit von 0,9 mit einer 10%-igen Wahrscheinlichkeit überschritten werden. Abhängig von der absoluten Spannungshöhe kann es dann zur Abschaltung oder Reduzierung der Einspeisleistung durch eine P(U)-Regelung kommen. 4.2 Diagramme zur probabilistischen Beurteilung von PV-Anlagen Unter der Voraussetzung, dass die Verteilung der Transformatorspannung und der PV- Einspeiseleistung im zu beurteilenden Netz nicht wesentlich von den oben angeführten Verteilungen abweicht, können die folgenden Diagramme direkt angewendet werden. Zu beachten ist, dass in die Beurteilungsformel für S a die installierte Modulleistung der PV- Anlage einzusetzen ist. Seite 15 von 24

16 a) Abbildung 15 Ergebnis probabilistischer Faktor F für unterschiedliche Verhältnisse U Hub / U PV 5 Evaluierung in einer Feldtestregion Im Rahmen des Forschungsprojektes DG-DemoNet Smart LV Grid wurde ein Feldtest in der Gemeinde Windhaag b. F. in der Ortschaft Prendt durchgeführt um den probabilistischen Planungsansatz zu evaluieren. 5.1 Netzplan Der folgende Netzplan zeigt das Verteilernetz Prendt mit den beiden Niederspannungsabzweigen an denen in Summe 142,23 kwp PV-Anlagen einspeisen. Die mit grün hinterlegten Einspeisepunkte zeigen die Bestandsanlagen und die gelb hinterlegten Einspeisepunkte zeigen die im Rahmen des Projekts neu installierten PV-Anlagen. Bei allen neu installierten PV-Anlagen wurde zusätzlich zum Überschusszähler ein Kontrollzähler montiert, um die Leistungs- und Spannungswerte der Einspeisung aufzuzeichnen. Seite 16 von 24

17 2 71m 95 B 7kWp/2 67m 35 K 1 Trafo Prendt 160 kva uk= 6,2% PRENDT_1 104m 95 B 29 5,28kWp/1 8,25kWp/2 5,1kWp/2 30m 95 B 697m 95 B 30m 70 F 6 58m 70 F 33m 70 F 50m 70 F 40m 70 F ,54kWp/3 3,5kWp/1 6a 83m 70 F 93m 70 F 8,82kWp/3 8,25kWp/ m 70 F 74m 70 F 106m 70 F 63m 70 F 124m 70 F 83m 70 F 61m 95 B kWp/3 10kWp/3 10kWp/3 3,57kWp/1 10,2kWp/ m 95 B 10,2kWp/ m 95 B 2,52kWp/3 75m 95 B 9kWp/3 8 6kWp/2 Abzweig Prendt_1 14,54 kwp Bestand 29,13 kwp DG DemoNet Abzweig Prendt_2 11,34 kwp Bestand 87,22kWp DG DemoNet 142,23 kwp PV-Leistung (116,35 kwp DG DemoNet) Abbildung 16 Verteilernetz PRENDT 5.2 Analyse des Spannungsbandes und des Blindleistungshaushalts Während der Evaluierungsphase wurden die beiden WR-Regelungsstrategien CosPhi(P) sowie Q(U) kombiniert mit P(U) über einen längeren Zeitraum beibehalten. Dadurch ist es möglich die wahrscheinlich auftretenden Spannungsverhältnisse unter Einfluss der variierenden Trafoausgangsspannung, Lastverhältnisse und PV-Einspeiseleistungen zu erfassen. In den folgenden Abschnitten werden die Messergebnisse hinsichtlich der Spannungs- und Blindleistungsverhältnisse am Anschlusspunkt Prendt 2 dargestellt. Wenn nicht anders angegeben ist, handelt es sich bei den Spannungswerten um Momentanwerte der Spannung am Ende des 5-min Aufzeichnungsintervalls (Aufzeichnung IEM-Zähler). Des Weiteren erfolgt eine Abschätzung der nicht eingespeisten Energiemenge bei P(U) Regelung. Am Abzweig Prendt_1 wurden 29,13 kwp im Rahmen des Projekts neu installiert. Zusätzlich erfolgte die Einspeisung einer bestehenden PV-Anlage mit 14,54 kwp bei CosPhi=1. In Summe waren damit 43,67 kwp am betrachteten Netzabzweig angeschlossen Wechselrichter-Q(U) und P(U)-Regelung Im Zeitraum zwischen und waren die DG-DemoNet-Wechselrichter auf Q(U) und P(U) Regelung eingestellt (Abbildung 17). Bei den während der Feldtest-Designphase durchführten Simulationsrechnungen wurde mit einer Ausgangsspannung am Transformator von 103% ausgegangen. Diese Spannung wurde mittels Lastflussberechnung im Mittelspannungsnetz berechnet. Ausgehend von dieser Trafospannung konnte über SMARTSIM ermittelt werden, dass eine Einspeisung von 43,7 kwp (14,54 kwp mit CosPhi=1 und 29,13 kwp mit Q(U) und P(U) Regelung) nur mit einer Q(U) und P(U)-Kennlinie in engeren Spannungsgrenzen zu einem messbaren Seite 17 von 24

18 Evaluierungsergebnis führen wird. Deshalb wurde der P(U)-Regeleingriffspunkt mit 109% gewählt. Abbildung 17 Einstellung Kennlinie P(U) und Q(U) Trafostation Prendt 2 U [%] U Q95 101,7% 233,91 V 107,2% 246,56 V 5,5 % U Q ,5% 235,75 108,2% 248,86 V 5,7 % Tabelle 1 Gemessene maximale Spannungen 100% und 95% Quantil an der Trafostation und in Prendt2 An der Trafostation Prendt liegen die maximalen Ausgangsspannungen bei 102,5% und die maximale Spannung am Einspeisepunkt Prendt 2 bei 108,2%. Die maximalen Spannungen werden im Wesentlichen nicht durch die PV-Einspeisung sondern durch Zuschaltung von einphasigen Lasten beeinflusst. Für den Vergleich und die Beurteilung wird daher der 95%- Quantilswert betrachtet. Diese Messergebnisse bestätigen die durch die Simulationsberechnung getroffene Vorhersage, dass die Spannung von +10% eingehalten werden kann. Zudem ist aus Abbildung 18 klar erkennbar, dass es zu einer Verflachung des oberen Spannungsverlaufes kommt. Diese Verflachung zeigt die Wirkung der P(U) Regelung ab 109% U n. Wie sich diese Regeleingriffe auf den Energieertrag auswirken, wird in Abschnitt 5.3 behandelt. Seite 18 von 24

19 260 Spannungsverlauf 260 Spannungsverlauf Spannung [V] % 5% 50% 95% Spannung [V] % 5% 50% 95% % % :00:00 03:00:00 06:00:00 09:00:00 12:00:00 15:00:00 18:00:00 21:00:00 00:00: :00:00 03:00:00 06:00:00 09:00:00 12:00:00 15:00:00 18:00:00 21:00:00 00:00:00 Abbildung 18 Gemessener Spannungsverlauf Trafostation Prendt und Prendt 2 Abbildung 19 Gemessene PV-Einspeiseleistung in Prendt 2 Die in Abbildung 20 dargestellten Phasenspannungen zeigen, dass es nur in kurzen Zeiträumen zu einer hohen Spannungsanhebung kommt. Gegenüber der CosPhi(p)- Regelung ergibt sich jedoch eine Verflachung der Dauerlinie, die auf die Reduzierung der Wirkleistung bei Spannungen >109% zurückzuführen ist. Die Unsymmetrie auf den Phasen L2 und L3 wird durch die ein- und zweiphasigen Einspeisungen am Abzweig Prendt_1 hervorgerufen. Abbildung 20 Histogramm und Dauerlinie der Spannung Prendt 2 Auf Grund der Regelcharakteristik der Q(U)-Reglung, die nur abhängig von der Spannung den Blindleistungsbezug erhöht, wird in allen Leistungsbereichen der Einspeisung die Spannung im notwendigen Ausmaß gesenkt. Dadurch ergibt sich auch ein geringerer Spannungshub. Die in Abbildung 21 eingezeichnete P(U)-Regelkennlinie (rote Linie) stellt die Spannungsgrenze dar, bei der die Einspeiseleistung reduziert wird. Daher bewegen sich die Seite 19 von 24

20 Wertepaare P/U entlang dieser Kennlinie. Die Häufung der hohen Spannungswerte bei geringen Einspeiseleistungen ist daher ein Indiz für die Häufigkeit der Regeleingriffe. In der Auswertung der maximalen Spannungen zeigen sich Wertepaare P/U über der Grenzlinie. Dies ist dadurch zu erklären, dass Die Regelung mit einer Regelgeschwindigkeit 10% P mom /s arbeitet. Abbildung 21 Spannungen Prendt 2 bei Q(U) und P(U)-Regelung Abbildung 22 Blindleistung in Abhängigkeit der Spannung bei Q(U)-Regelung U max Maximale Spannung innerhalb des 5-min Intervalls (höchster Wert Phase L1,L2,L3) U Momentanwert der Spannung am Ende des 5-min Intervalls (höchster Wert Phase L1,L2,L3) In Abbildung 22 ist die Blindleistung in Abhängigkeit der Spannung dargestellt. Erwartungsgemäß erhöht sich der Blindleistungsbezug bei höheren Spannungen. Auffällig ist jedoch, dass trotz Einstellung von Q rel =83% (CosPhi=0,9) bei U=109% die gemessenen Werte nur einen CosPhi von ~0,95 bei maximaler Spannung erreichen. Da es sich bei der Blindleistung um einen 5-Min Mittelwert handelt und sich innerhalb dieses Intervalls die Spannung nicht konstant verhält, kommt es zu diesem geringen CosPhi. Würde die Spannung für längere Zeiträume die obere Spannungsgrenze von 109% überschreiten, so würde sich auch der Blindleistungsbedarf (CosPhi) erhöhen und ist daher auch ein Maß für die Häufigkeit der Regeleingriffe durch die P(U)-Regelung ab 109% Seite 20 von 24

21 5.3 Nicht eingespeiste PV-Leistung Die Messung der nicht eingespeisten Energie ist nicht direkt möglich. Eine Möglichkeit wäre die Installation einer Referenz-PV-Zelle, Hochrechnung auf die Gesamtanlage und Vergleich mit der tatsächlich erzeugten PV-Energie. Die Methodik wurde auf Grund der Komplexität und der fraglichen Umsetzbarkeit im Realbetrieb nicht weiter verfolgt. Ansätze für die Abschätzung der nicht eingespeisten Energiemenge über Korrelation zwischen nicht geregelten mit P(U)-geregelten PV-Anlagen führte zwar zu hohen Korrelationsfaktoren, aber für die Abschätzung von <5% Ertragsverlust zu ungenau (Abschätzungsfehler größer Messgröße). Vor allem die unterschiedlichen Modulausrichtungen und die Anteile von Diffuser- und Direktstrahlung machen eine Abschätzung auf diese Art nicht möglich. In Prendt 2 wurde durch den Kunden ein Fronius-Datalogger installiert. Dieser Datenlogger zeichnete während der Testphase die Regelungseingriffe ( Events ) der P(U)-Regelung in folgender Form auf. - Zeitpunkt des Regeleingriffs - Aktivierungsdauer - Minimale und Maximale Spannung der aktivierenden Phase(n) (1s-Wert) Im Folgenden wird eine Abschätzung der nicht eingespeisten Energiemenge für den Zeitraum bis vorgenommen. Dafür müssen einige Annahmen über die ertragsminderten Eventdauern und die Leistungsreduktion getroffen werden. Um die Bandbreite darzustellen, werden verschiedene Kombinationen berechnet. Innerhalb des Betrachtungszeitraumes von 223 Tagen wurde durch die PV-Anlage eine Energiemenge von 5091 kwh erzeugt. Die P(U) Regelung wurde dabei 9971 Mal aktiv. Wie jedoch aus Abbildung 23 ersichtlich, dauerten rund ¾ der Events <5s. Bei einer Regelgeschwindigkeit von 10% P mom /s ist bei Events <5s theoretisch nur eine maximale Leistungsreduktion von <25% möglich. Zudem ist die Auflösung der Eventdauer mit 1s begrenzt, so dass auch Anregungen der P(U) Regelung mit Bruchteilen einer Sekunde als Event mit 1s aufgezeichnet werden. Summiert man alle Eventdauern, so ergibt sich eine Regeleingriffzeit von 22 Stunden 8Minuten. Würde für diese Zeit der Wechselrichter die Leistung um 100% reduziert haben (Abschaltung) so ergäbe sich eine nicht eingespeiste Energie von 2,62%. Betrachtet man nur Events >5s so ergibt sich eine Regeleingriffszeit von 17 Stunden 15 Minuten und bei 100% Leistungsreduktion eine nicht eingespeiste Energiemenge von 2,04% Seite 21 von 24

22 Anzahl Events -> 9771 ~73% mit einer Dauer 0-5s Abbildung 23 Häufigkeitsverteilung der P(U)-Events Wie die obige Extremabschätzung zeigt, ist trotz der häufigen Regeleingriffe der Energieertragsverlust sehr gering. Realistisch ist bei einer Regelgeschwindigkeit von 10% P mom /s mit einer Leistungsreduktion von rund 25%-50% zu rechnen. In Tabelle 2 sind diese Ergebnisse dargestellt. Dabei wurde von einer Momentanleistung bei Regeleingriff von 6,034 kw ausgegangen (90% Quantil der Leistung). Aus den Abschätzungen der nicht eingespeisten Energie mit den unterschiedlichen Parametern für die relevanten Dauern und die Leistungsreduktion kann von einem Ertragsverlust zwischen 0,51% bis 1,31% ausgegangen werden. Erwartete Leistungsreduktion Ertragseinbuße [kwh] Ertragseinbuße [%] 100% 50% 25% 100% 50% 25% Eventdauer >0 s 133,6 66,8 33,4 2,62% 1,31% 0,66% >5 s 104,1 52,0 26,0 2,04% 1,02% 0,51% Tabelle 2 Abschätzung nicht eingespeiste Energie Die im Wechselrichter aufgezeichneten Spannungen (1s-Werte) zeigen, dass während des Regelungseingriffs die Spannungswerte unter 109% liegen. Geht man nun davon aus, dass derartige Regeleingriffe nur sehr kurze Zeit (Ausregelung von Spannungsspitzen bei Zuschaltung von Geräten) dauern und berücksichtigt auch die Regelkennlinie zur Abschätzung der Leistungsreduktion, so ergibt sich eine Ertragseinbuße von 0,176% bei 15,83 h Regelungseingriffszeit (siehe Tabelle 3). Anzahl Events Summe [h]: Red_P Summe Energie [kwh] Berücksichtigung Spannung und Kennlinie ,83 8,11 0,176% Tabelle 3 Abschätzung nicht eingespeiste Energie unter Berücksichtigung der Spannung und Kennlinie Seite 22 von 24

23 5.4 Erkenntnisse aus der Evaluierungsphase Bereits in der Designphase des Feldtests wurde mit dem Programm SMARTSIM die mögliche PV-Einspeiseleistung festgelegt. Ziel war es, so viel wie möglich beziehungsweise alle Interessenten in das Netz einspeisen zu lassen. Obwohl mit den bereits bestehenden 25,88 kwp an den beiden Abzweigen nach konventioneller Beurteilung keine weiteren Anlagen in der Vergangenheit zugelassen wurden, konnten mit Smart Planning in Summe 142,23 kwp angeschlossen werden. Eine wesentliche Rahmenbedingung war dabei, dass die Einhaltung der oberen Spannungsgrenze auch nach Ablauf der Testphase nur mit Blindleistungsregelung eingehalten werden kann und die Einspeisung uneingeschränkt möglich ist. Herausfordernd waren dabei die ein- und zweiphasigen Einspeisungen am Abzweig Prendt_1. Bei konventioneller Berechnung der Spannungsanhebung (mit cosphi=1) würde sich eine Anhebung von +9% ergeben. Die Messergebnisse mit Q(U) und P(U)-Regelung zeigen, dass sich am Anschlusspunkt Prendt 2 ein Spannungsbandgewinn von 3,5% ergibt und die Spannung von +10% U n nicht überschritten wird. Dabei ist die nicht eingespeiste Energiemenge mit 0,176% bis maximal 1,31% sehr gering. In dem Projekt hat sich jedoch gezeigt, dass die Abschätzung der nicht eingespeisten Energiemenge eine besondere Herausforderung darstellt. Dabei ist auch zu beachten, dass diese Abschätzung einfach und robust im Realeinsatz beim Netzbetreiber durchgeführt werden kann. Dafür sind jedoch neue Methoden zu entwickeln. 6 Schlussfolgerung Der vorgestellte probabilistische Planungsansatz stellt eine sehr effektive Methode zur verbesserten Bewertung der Netzkapazität für dezentrale PV-Einspeiser dar. Während die konventionelle Beurteilung immer von Worst-Case-Annahmen ausgeht, wird bei dem vorgestellten probabilistischen Planungsansatz das statische Verhalten der Spannung am Ortsnetztransformator und der Einspeiseleistung berücksichtigt. Dabei zeigt sich, dass die Worst-Case-Annahmen nur mit geringer Wahrscheinlichkeit auftreten. Wenn es dem Verteilernetzbetreiber möglich ist, für seltene kurze Zeitperioden die Einspeiseleistung eines oder mehrerer Einspeiser bei Bedarf zu regeln (P(U)-Regelung) oder abzuschalten, wenn der obere Spannungsgrenzwert erreicht wird, so ist eine Erhöhung der installierten PV- Einspeiseleistung möglich. Sowohl die Ergebnisse des probabilistischen Planungsansatzes als auch die Ergebnisse des Feldtests zeigen, dass eine Verdoppelung der installierten Photovoltaikleistung in bestehende Niederspannungsnetze bei einer geringen Menge an nicht eingespeister Energie möglich ist. Seite 23 von 24

24 Literatur (1) TOR-Teil D2: Richtlinie zur Beurteilung von Netzrückwirkungen, Version ; (2) TOR-Teil D4: Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen mit Verteilernetzen, Version ; Seite 24 von 24