Entwicklung des Blindleistungsbedarfs eines Verteilnetzes bei lokaler Blindleistungsregelung der PV-Anlagen im Niederspannungsnetz

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1 VDE/ ETG Konferenz Von Smart Grids zu Smart Markets, Kassel, März 2015 Entwicklung des Blindleistungsbedarfs eines Verteilnetzes bei lokaler Blindleistungsregelung der PV-Anlagen im Niederspannungsnetz Kurzfassung Markus Kraiczy 1, Thomas Stetz 1, Haonan Wang 1, Sebastian Schmidt 2, Martin Braun 1,3 1 Fraunhofer IWES, Kassel, Deutschland, markus.kraiczy@iwes.fraunhofer.de 2 Bayernwerk AG, Regensburg 3 Universität Kassel, Fachgebiet Energiemanagement und Betrieb elektrischer Netze, Kassel Im Rahmen der Studie wird die Auswirkung der Blindleistungsregelung der PV-Anlagen im Niederspannungsnetz (NS- Netz) auf den Blindleistungsaustausch am 110 kv-netzverknüpfungspunkt (110 kv-nvp) eines realen Verteilnetzgebietes analysiert. Dies geschieht an einem detaillierten spannungsebenen-übergreifenden Netzmodel des Netzgebietes Seebach der Bayernwerk AG. Als Regelungsverfahren für die Niederspannungs-PV-Anlagen werden die feste cosϕ- Vorgabe, die cosϕ(p)-kennlinie sowie eine Q(U)-Regelung berücksichtigt. Die Auswirkungen auf den Blindleistungsaustausch am 110 kv-nvp werden für verschiedene Durchdringungsgrade aktiv geregelter PV-Anlagen analysiert. Die Untersuchung zeigt, dass die Auswirkungen auf den Blindleistungsaustausch am 110 kv-nvp sich zum Teil deutlich für die untersuchten Regelungsverfahren unterscheiden. Bei fester cosϕ-vorgabe und cosϕ(p)-kennlinie führt bereits eine zunehmende Durchdringung aktiv geregelter Anlagen zu einem deutlichen Anstieg des maximalen induktiven Blindleistungsbezugs und der Blindleistungsgradienten am 110 kv-nvp. Die untersuchte Q(U)-Regelung zeigt hingegen einen verhältnismäßig geringen Einfluss auf den Blindleistungsaustausch am 110 kv-nvp. Die Q(U)-Regelung kann somit, bei geeigneter Parametrierung, eine wirksame Maßnahme zur Spannungshaltung im NS-Netz, bei einem verhältnismäßig geringen Einfluss auf den Blindleistungshaushalt des Netzgebietes darstellen. Abstract In this paper, the impact of voltage support by PV systems, installed at LV level, on the reactive power exchange at the HV/MV connection point is presented. The analysis was performed using a detailed system model of the smart grid region Seebach (south-eastern Bavaria), encompassing LV and MV level. The simulations were performed for different voltage control strategies (fixed cosϕ, cosϕ(p)-control, Q(U)-control) applied by the low voltage PV systems and for different penetration rates of PV systems with voltage support. However, the results show significant disparities between the investigated control strategies. While the Q(U)-control shows a minor impact on the reactive power exchange at the HV/MV connection point, a fixed cosϕ or cosϕ(p)-control can lead to a significant increase on the reactive power exchange, especially with increasing penetration of controlled low voltage PV systems. Therefore, Q(U) control of low voltage PV systems can be an effective measure for voltage support at the LV level, whilst minimizing the reactive power that is required from upstream voltage levels for compensation purpose. 1 Einleitung 1.1 Motivation Nach der dena-studie Systemdienstleistungen 2030 [1] wird der Blindleistungsbedarf im deutschen Übertragungsnetz bis zum Jahr 2030 deutlich zunehmen. Als wesentliche Gründe werden in [1] insbesondere zunehmende Leistungstransite und Transportentfernungen aufgeführt. So werden in Forschung und Entwicklung bereits Konzepte diskutiert, den ansteigenden Blindleistungsbedarf im Übertragungsnetz zunehmend auch durch Erzeugungsund Kompensationsanlagen im Verteilnetz bereitzustellen. Des Weiteren kann beispielsweise auch durch Netzausbaumaßnahmen und durch die lokale Blindleistungsregelung von dezentralen Erzeugungsanlagen (DEA), als Maßnahmen der Spannungshaltung, ein steigender Bedarf an zusätzlicher Blindleistung im Verteilnetz entstehen. Diese muss wiederum durch Kompensationsanlagen im Verteilnetz oder durch die nächst höhere Spannungsebene bereitgestellt werden. Das Blindleistungsmanagement im deutschen Verteilnetz wird im Zuge der aufgeführten Entwicklungen immer relevanter. Die vorliegende Untersuchung entstand im Rahmen der Potenzialstudie Blindleistungsmanagement im Verteilnetz der Bayernwerk AG. Zielstellung dieser Studie war die Untersuchung des technischen Potenzials eines zentral optimierenden Blindleistungsmanagement durch die Nutzung von Mittelspannungs-PV-Anlagen. Eine ausführliche Beschreibung des entwickelten Blindleistungsmanagementkonzeptes erfolgt in [2], [3]. Für die Weiterentwicklung des Blindleistungsmanagementkonzepts im Mittelspannungsnetz (MS-Netz) war eine detaillierte Analyse der Auswirkungen der lokalen Blindleistungsregelung im NS-Netz auf den Blindleistungsfluss im Verteilnetz notwendig. Der vorliegende Beitrag quantifiziert, für ein reales Netzgebiet den Blindleistungsbezug aus dem vorgelagerten HS-Netz, sowie die zu erwartenden Blindleistungsgradienten am 110 kv / 20 kv-nvp bei Anwendung unterschiedlicher, lokaler Blindleistungsregelungen auf der NS-Ebene.

2 1.2 Rahmenbedingung Für die Blindleistungsregelung der DEA im Niederspannungsnetz ist nach VDE-AR-N 4105 eine Verschiebungsfaktor-/Wirkleistungskennlinie (cosϕ(p)) oder ein fester Verschiebungsfaktor (feste cosϕ-vorgabe) vorgesehen. Des Weiteren wird darauf hingewiesen, dass zukünftig auch spannungsabhängige Blindleistungsregelungsverfahren Q(U)-Regelung Anwendung finden können. Bedenken gegenüber der Q(U)-Regelung bestehen insbesondere bezüglich der Netzspannungsstabilität einer spannungsabhängigen Blindleistungsregelung im Niederspannungsnetz. Aktuelle Studien [4] und [5] belegen, dass die Q(U)- Regelung, bei geeigneter Parametrierung, bezüglich der Netzspannungsstabilität unkritisch ist und somit eine Alternative zur festen cosϕ-vorgabe und cosϕ(p)-kennlinie im NS-Netz darstellen kann. 1.3 Aufbau der Untersuchung Die vorliegende Untersuchung ist wie folgt aufgebaut: In Abschnitt 2 erfolgt eine Beschreibung des untersuchten Netzgebietes und der getroffenen Simulationsannahmen. Die Auswirkungen der lokalen Blindleistungsregelung im NS-Netz auf den Blindleistungsaustausch am 110 kv- NVP im Netzgebiet werden in Abschnitt 3 vorgestellt und in Abschnitt 5 die Schlussfolgerungen der Untersuchung aufgearbeitet. Abschließend erfolgt eine ausführliche Diskussion der erzielten Ergebnisse 2 Simulationsmodell 2.1 Netzgebiet Seebach Um wechselseitige Beziehungen der Netzspannung und des Leistungsflusses über verschiedene Spannungsebenen nachbilden zu können, wurde im Rahmen der Studie ein vollständiges spannungsebenen-übergreifendes Modell der MS- und NS- Ebene des Netzgebiets Seebach der Bayernwerk AG erstellt (siehe Abbildung 1). Das Netzgebiet Seebach weist mit einem Verhältnis von 3,8 (installierte DEA-Nennleistung zur Jahreshöchstlast) eine sehr hohe DEA-Durchdringung auf, wobei über 70% der Erzeugungsleistung in den 156 NS-Ortsnetzen installiert sind. Eine Übersicht der charakteristischen Kenndaten des Netzgebietes ist in Tabelle 1 dargestellt. Jahreshöchstlast 12 MVA Gesamt Installierte DEA-Leistung 45 MVA Anzahl Ortsnetze Anzahl Netzknoten > Installierte DEA-Leistung 32 MVA NS-Netz Anteil PV-Leistung 95 % Anzahl PV-Anlagen Tabelle 1: Charakteristische Kenndaten des Netzgebiets Seebach (Stand 3. Quartal 2014) Hochspannung Mittelspannung Niederspannung Abbildung 1: Spannungsebenen-übergreifendes Netzmodell Seebach (Stand 3. Quartal 2014) 2.2 Abgleich des Simulationsmodells Die quasi-statischen Lastflussberechnungen werden für die zwei charakteristischen Tage klarer Sommerwerktag und wechselhafter Sommerwerktag und mit einer Auflösung von einer Minute durchgeführt. Um den Wirkund Blindleistungsfluss und die auftretenden Leistungsgradienten am 110 kv-nvp realistisch abbilden zu können, werden räumlich-verteilte Einstrahlungsdaten zur Modellierung der PV-Anlagenflotte nach [6], [7] im Netzgebiet verwendet. Eine ausführliche Beschreibung der Parametrierung der Last- und Einspeiseprofile im Simulationsmodell erfolgt in [8]. Eine Herausforderung beim Abgleich des Simulationsmodells ist, dass die verteilten Einstrahlungsdaten für den Zeitraum Juni bis August 2012 vorliegen, das erstellte Netzmodell sich allerdings auf dem Stand 3.Quartal 2014 befindet. Der Abgleich des absoluten Wirk- und Blindleistungsflusses am HS/MS-Umspannwerk erfolgt anhand von Messdaten eines vergleichbaren klaren Sommerwerktags mit Stand Juni Abbildung 2 zeigt eine gute Übereinstimmung der Mess- und Simulationsergebnisse für diesen Tag. Der Abgleich der Leistungsgradienten am Umspannwerk (UW) wird anhand der Messdaten des wechselhaften Sommerwerktags vom Juni 2012 durchgeführt. Da die wechselhaften Sommertage bezüglich der Einstrahlung charakteristisch sehr unterschiedlich ausfallen, ist ein Vergleich mit Messdaten eines wechselhaften Sommertages mit Stand 3.Quartal 2014 nicht zweckmäßig. In Abbildung 3 (oben) ist folglich auch eine relevante Abweichung des Wirkleistungsflusses am UW festzustellen, welche auf die unterschiedliche Erzeugungsleistung des Netzmodells (Stand 3. Quartal 2014, installierte Erzeugungsleistung 45 MVA) gegenüber den Messdaten (Stand Juni 2012, installierte Erzeugungsleistung 34 MVA) zurückzuführen ist. Wie in Abbildung 3 (unten) jedoch ersichtlich, liegen die Wirk- und Blindleistungsgradienten am UW in einer vergleichbaren Größenordnung.

3 0.9, S (1) cosφ Min = { DEAmax > 13.8 kva 0.95, S DEAmax 13.8 kva (2) S WR = P PV_STC 0,9 (3) Q Max = S WR tan (acos(cosφ Min )) Abbildung 4: Einstellung der cosϕ(p)-kennlinie (links) und der Q(U)-Kennlinie (rechts) Abbildung 2: Abgleich PQ-Fluss am Umspannwerk (MS-seitig) für den klaren Sommerwerktag (Messdaten vom , Netzmodell Stand 3.Quartal 2014) im Verbraucherzählpfeilsystem (VZS) 2.4 Einstellung der UW-Transformatorregelung Im untersuchten Netzgebiet wird eine leistungsflussabhängige UW-Transformatorregelung zur Spannungshaltung eingesetzt (siehe auch [10]). Diese reduziert die Spannung an der Mittelspannungssammelschiene im Umspannwerk bei einer hohen Wirkleistungsrückspeisung in das HS-Netz. Die Einstellung des UW-Stufenreglers und eine Auswahl der Kenndaten des UW-Transformators sind in Abbildung 5 dargestellt. Abbildung 5: Kenndaten der UW-Transformatorregelung Abbildung 3: oben: Vergleich des PQ-Flusses am UW (MSseitig) für den wechselhaften Sommerwerktag (Messdaten vom , Netzmodell Stand 3.Quartal 2014); unten: Vergleich der PQ-Leistungsgradienten am UW (MS-seitig) im VZS 2.3 Einstellung der PV- Blindleistungsregelung Bei der Untersuchung wird ausschließlich eine lokale Blindleistungsregelung der PV-Anlagen im NS-Netz berücksichtigt. Die Einstellung der lokalen Blindleistungsregelung der NS-PV-Anlagen erfolgt in Anlehnung an die VDE-AR-N Der minimale cosϕ der PV-Anlagen wird entsprechend der Anlagengröße nach VDE-AR-N gewählt (siehe Gleichung (1)). Es wird von einer Unterdimensionierung der PV-Wechselrichter im Niederspannungsnetz von 90% der installierten Erzeugungsleistung ausgegangen (siehe Gleichung (2)), dies entspricht nach [9] einem typischen Dimensionierungsverhältnis für NS-PV-Anlagen im Bereich 10 kwp bis 100 kwp in der untersuchten Region. Abbildung 4 zeigt die Einstellung der cosϕ(p)- und Q(U)-Kennlinie bei den NS-PV- Anlagen. Bei der festen cosϕ-vorgabe wird ein konstanter Leistungsfaktor mit cosϕ Min (siehe Gleichung (1)) eingestellt. 3 Auswirkung der lokalen Blindleistungsregelung im NS-Netz auf den Blindleistungsaustausch am 110 kv-netzverknüpfungspunkt In diesem Kapitel wird in Abschnitt 3.1 die grundlegende Methodik erläutert. Am Beispiel des klaren Sommerwerktags werden die Auswirkungen der lokalen Blindleistungsregelung im NS-Netz auf den absoluten Blindleistungsbedarf am 110 kv-nvp in Abschnitt 3.2 veranschaulicht. Die Auswirkungen der lokalen Blindleistungsregelung im NS-Netz auf die Blindleistungsgradienten am 110 kv-nvp werden am Beispiel des wechselhaften Sommerwerktags in Abschnitt 3.3 analysiert. In Abschnitt 3.4 wird die Relevanz der ermittelten Auswirkungen für den Netzbetrieb und die Netzplanung diskutiert. 3.1 Methodik Die Auswirkung der lokalen Blindleistungsregelung auf den Blindleistungsaustausch am 110 kv-nvp wird für verschiedene Durchdringungsgrade aktiv geregelter NS-

4 PV-Anlagen durchgeführt. Hierzu wird einmalig eine Reihenfolge NS-PV-Anlagen zufällig verteilt ermittelt und iterativ die Blindleistungsregelung der NS-PV- Anlagen aktiviert, bis der gewünschte Durchdringungsgrad erreicht wird. So sind beispielsweise beim 25% NS- PV Szenario, 25% der installierten PV-Leistung im NS- Netz mit einer aktiven Blindleistungsregelung ausgestattet. Die übrigen Erzeugungsanlagen im MS- und NS-Netz werden mit einem konstanten Leistungsfaktor von eins betrieben. Bei der Auswahl aktiv geregelter NS-PV- Anlagen erfolgt keine Berücksichtigung des Inbetriebsetzungsdatums. Das Aktivierungsszenario ist für die untersuchten lokalen Regelungsverfahren identisch. 3.2 Auswirkung - Blindleistungsbedarf am 110 kv- Netzverknüpfungspunkt Die Abbildung 6 zeigt die Auswirkung der lokalen Blindleistungsregelung der NS-PV-Anlagen auf den Blindleistungsaustausch am 110 kv-nvp für den klaren Sommerwerktag. Es ist ersichtlich dass insbesondere die feste cosϕ- Vorgabe und die cosϕ(p)-kennlinie einen deutlichen Einfluss auf den Blindleistungsbedarfs des Netzgebietes aufweisen. Die Q(U)-Regelung zeigt hingegen auch bei sehr hohen Durchdringungen aktiv geregelter NS-PV-Anlagen einen verhältnismäßig geringen Einfluss auf den Blindleistungsaustausch am 110 kv-nvp. Werden beispielsweise 25% der Gesamtleistung der Niederspannungs-PV- Anlagen aktiv geregelt, steigt an dem untersuchten klaren Sommerwerktag der maximale induktive Blindleistungsbezug am 110 kv-nvp von 1,1 MVar (ohne Blindleistungsregelung) auf 1,3 MVar (Q(U)), 2,7 MVar (cosϕ(p)) bzw. 3,4 MVar (feste cosϕ-vorgabe) an (siehe auch Tabelle 2). Bei der Q(U)-Regelung beschränkt sich die Blindleistungsregelung auf Zeitpunkte und auf PV-Anlagen mit einer erhöhter Netzspannung am Netzanschlusspunkt (NAP) wodurch die Auswirkung auf den kumulierten Blindleistungsfluss am 110 kv-nvp gegenüber einer festen cosϕ-vorgabe oder cosϕ(p)-regelung deutlich reduziert werden kann. So befinden sich beim Extremszenario (100% NS-PV) nur 164 der 1447 NS-PV-Anlagen zu dem Zeitpunkt des maximalen Blindleistungsbezugs am 110 kv-nvp (t=13:42uhr) im Q(U)-Regelbereich und stellen aktiv Blindleistung zur Spannungshaltung bereit, bei der festen cosϕ-vorgabe und der cosϕ(p)-regelung stellen zu dem Zeitpunkt alle 1447 Blindleistung zur Spannungshaltung bereit (siehe Tabelle 2). feste cosϕ- Vorgabe cosϕ(p)- Regelung Q(U)- Regelung Anteil geregelter NS-PV-Anlagen t=13:42 0% 25% 50% 75% 100% Q 110kV-NVP [Mvar] 1,1 3,4 6,1 8,6 11,5 Q ges NS-PV [Mvar] 0,0 2,3 4,7 7,1 9,5 Anzahl NS-PV Q > 0 [-] Q 110kV-NVP [Mvar] 1,1 2,7 4,6 6,5 8,2 Q ges NS-PV [Mvar] 0,0 1,7 3,4 5,1 6,8 Anzahl NS-PV Q > 0 [-] Q 110kV-NVP [Mvar] 1,1 1,3 1,9 2,1 2,3 Q ges NS-PV [Mvar] 0,0 0,1 0,7 0,9 1,1 Anzahl NS-PV Q > 0 [-] Tabelle 2: Q-Austausch am 110 kv-nvp (Q 110kV-NVP ), gesamte Q-Bereitstellung der NS-PV-Anlagen (Q Ges NS-PV ) und Anzahl der NS-PV-Anlagen die aktiv Blindleistung bereitstellen (NS- PV Q>0 ) für den Zeitpunkt 13:42 Uhr am klaren Sommerwerktag Abbildung 6: Auswirkung der lokalen Q-Regelung auf den Blindleistungsaustausch am 110 kv-nvp am klaren Sommerwerktag (VZS) Abbildung 7: Spannungswerte an den NS-PV-Anlagen mit der höchsten Netzspannung (sortiert) für den klaren Sommerwerktag (Szenario 100% NS-PV, Zeitbereich 6-20Uhr)

5 Die Abbildung 7 zeigt die Spannung an den 50 NAP der NS-PV-Anlagen in verschiedenen NS-Netzen mit den jeweils höchsten Netzspannungen für den klaren Sommerwerktag (Extremszenario 100% NS-PV). Trotz der verhältnismäßig geringen Auswirkung auf den Blindleistungsaustausch am 110 kv-nvp zeigt die Q(U)-Regelung an den NS-PV-Anlagen mit der höchsten Netzspannung ein beachtliches Spannungssenkungspotenzial. Die auftretenden Spannungssprünge (vertikale Linien) werden durch UW-Transformatorstufungen hervorgerufen. Es zeigt sich, dass die Blindleistungsregelung der NS-PV- Anlagen einen relevanten Einfluss auf die UW- Transformatorregelung aufweist und den Zeitpunkt und die Häufigkeit von UW-Stufenschaltung beeinflussen kann. Der Parallelbetrieb der UW-Transformatorregelung mit der lokalen Blindleistungsregelung von DEA wird eingehend in [8] analysiert und diskutiert. Der Einfluss der Q(U)-Regelung auf den Blindleistungshaushalt eines Netzgebietes hängt sehr stark von der Parametrierung der Q(U)-Kennlinie und den Spannungsverhältnissen in einem Netzgebiet ab, eine ausführliche Diskussion der erzielten Ergebnisse erfolgt in Abschnitt Auswirkung - Blindleistungsgradienten an der 110 kv-netzkoppelstelle Neben den absolut auftretenden Blindleistungsflüssen sind für die Auslegung von Blindleistungsmanagementkonzepten auch die auftretenden Blindleistungsgradienten relevant. In Abbildung 8 sind die Perzentile der Blindleistungsgradienten pro Minute für den wechselhaften Sommerwerktag bei verschiedenen Durchdringungsgraden aktiv geregelter NS-PV-Anlagen dargestellt. Es ist ersichtlich, dass insbesondere bei der festen cosϕ-vorgabe und der cosϕ(p)-regelung die Blindleistungsgradienten mit dem Anteil der aktiv geregelten NS-PV-Anlagen deutlich ansteigen werden. Bei dem Ausgangsszenario (ohne Blindleistungsregelung) sind noch 99% der Blindleistungsänderungen kleiner 0,4 MVar/min, bei dem Extremszenario (100% NS-PV) sind 99% der Blindleistungsänderungen kleiner 0,6 MVar/min (Q(U)), 1,4 MVar/min (feste cosϕ-vorgabe) bzw. 1,5 MVar/min (cosϕ(p)). 0% NS-PV Keine Q-Regelung 50% NS-PV 100% NS-PV Q(U) cosϕfix Abbildung 8: Blindleistungsgradienten pro Minute an der 110 kv-nvp für den wechselhaften Sommerwerktag bei verschiedenen Durchdringungsgraden aktiv geregelter NS-PV- Anlagen (VZS) cosϕ(p) Q(U) cosϕfix cosϕ(p) 3.4 Relevanz für Blindleistungsmanagement und Spannungshaltung im Verteilnetz Der vorgelagerte Hochspannungs- oder Übertragungsnetzbetreiber kann, bei unzulässigen Q(P)-Arbeitspunkten eines Verteilnetzes, die Einhaltung der getroffenen Vereinbarungen fordern. So ist es Zielstellung des Blindleistungsmanagements im Verteilnetz den Blindleistungsfluss an ausgewählten Verteilnetzknoten (i.d.r. Netzübergabepunkt mit übergeordneten Netzbetreiber) innerhalb definierter Grenzwerte zu halten. Die Untersuchung hat gezeigt, dass insbesondere bei fester cosϕ-vorgabe und cosϕ(p)-kennlinie der NS-PV-Anlagen der induktive Blindleistungsbedarf des Verteilnetzes bei PV- Einspeisung und entsprechend hoher PV-Durchdringung deutlich ansteigt, wodurch die flexible Nutzung bestehender Kompensationsanlagen eingeschränkt wird bzw. auch ein Bedarf an zusätzlichen Kompensationsanlagen entstehen kann. Die feste cosϕ-vorgabe und cosϕ(p)-regelung bei einer hohen Anzahl von NS-PV-Anlagen weist somit einen deutlichen Einfluss auf das Blindleistungsmanagement in dem Netzgebiet auf. Des Weiteren kann die Zunahme des Blindleistungsflusses und der Blindleistungsfluktuationen am Umspannwerk Rückwirkungen auf den Betrieb des UW- Stufentransformators aufweisen. In einer vorangegangen Untersuchung [8] wird beispielsweise gezeigt, dass eine Zunahme der Blindleistungsfluktuationen am Umspannwerk zu einer deutlichen Erhöhung der Anzahl der UW- Transformatorstufungen führen kann. Prinzipiell sind auch Auswirkungen der lokalen Blindleistungsregelung von PV-Anlagen auf den Betrieb von Kompensationsanlagen zu erwarten. Eingehende Untersuchungen, die den Parallelbetrieb von Kompensationsanlagen und DEA mit lokaler Blindleistungsregelung untersuchen, sind den Autoren jedoch nicht bekannt. 4 Diskussion der Ergebnisse Im Rahmen der Untersuchung wurde ein hoher Anspruch an realitätsnahe Simulationsannahmen gelegt. Hierzu zählt unter anderem die vollständige Modellierung des MS-Netzes und der untergeordneten NS-Netze und die Verwendung verteilter Einstrahlungsdaten aus dem Netzgebiet. Eine zentrale Vereinfachung, welche bei der Untersuchung gemacht wurde, ist die Anwendung der lokalen Blindleistungsregelung für bis zu alle PV-Anlagen im Netzgebiet, wobei das Inbetriebsetzungsdatum der Anlagen nicht berücksichtigt wurde. Die Anforderung zur Blindleistungsregelung nach VDE-AR-N 4105 ist allerdings nur für PV-Anlagen mit einem Inbetriebsetzungsdatum nach dem umzusetzen. Im untersuchten Netzgebiet wurden etwa 76% der Erzeugungsleistung vor dem in Betrieb genommen und somit scheint insbesondere das untersuchte Szenario 25 % NS-PV eine realistische Größenordnung für das Netzgebiet darzustellen. Die untersuchten Szenarien (50% - 100% NS-PV) geben eine Abschätzung für eine zukünftige weitreichen-

6 de Blindleistungsregelung der NS-PV-Anlagen ab und sollen die Sensibilität dieser Thematik für das Blindleistungsmanagements im Verteilnetz erhöhen. Ein 100% Szenario aktiv geregelter NS-PV-Anlagen ist beispielsweise in Neubausiedlungen vorstellbar. Wie die Untersuchung zeigt, können bereits entsprechend hohe Blindleistungsbezüge am 110 kv-nvp bei der festen cosϕ- Vorgabe und cosϕ(p)-regelung bei relativ geringer PV- Durchdringung hervorgerufen werden. Bei der Q(U)- Regelung hängt die Auswirkung auf den Blindleistungsaustausch am 110 kv-nvp stark von der Parametrierung der Kennlinie und der Netzauslegung ab. Wird bei der Netzauslegung die Q(U)-Regelung berücksichtigt, was beim aktuellen Stand des Netzmodells nicht der Fall war, und trägt die Q(U)-Regelung zunehmend zur Vermeidung von Netzausbaumaßnahmen bei, ist mit tendenziell höheren Netzspannungen zu rechnen und die Auswirkungen der Q(U)-Regelung auf den Blindleistungsaustausch am 110 kv-nvp kann sich relevant erhöhen. 5 Schlussfolgerung und Ausblick Am Beispiel eines realen Verteilnetzgebiets wurde gezeigt, dass der Einsatz einer festen cosϕ-vorgabe und der cosϕ(p)-kennlinie bei einer hohen Anzahl von geregelten NS-PV-Anlagen zu einer deutlichen Erhöhung des induktiven Blindleistungsbezugs und der Blindleistungsgradienten am 110 kv-nvp führt und somit das Blindleistungsmanagementkonzept unter diesen Voraussetzungen angepasst bzw. erweitert werden sollte. Maßnahmen welche die Auswirkung einer festen cosϕ-vorgabe und der cosϕ(p)-kennlinie im NS-Netz auf das Blindleistungsmanagement ggf. reduzieren können, sind eine Beschränkung der lokalen Blindleistungsregelung auf Anlagen an kritischen Netzausläufern oder eine temporäre Aktivierung der lokalen Blindleistungsregelung über Fernwirktechnik. Die untersuchte Q(U)-Regelung zeigt selbst bei einer hohen Anzahl aktiv geregelter NS-PV-Anlagen verhältnismäßig geringe Auswirkungen auf den Blindleistungshaushalt im Netzgebiet. Die Q(U)-Regelung kann, bei geeigneter Parametrierung, eine wirksame Maßnahme zur Spannungshaltung im Niederspannungsnetz bei gleichzeitig geringen Einfluss auf den Blindleistungshaushalt des Netzgebietes darstellen. Bei der Parametrierung der Q(U)-Regelung ist insbesondere auf einen geeigneten Kompromiss der Kriterien Spannungshaltung, Blindleistungsbedarf, Netzschutz und Netzspannungsstabilität zu achten. In einer nachfolgenden Untersuchung wird eine ganzheitliche Kosten-Nutzen-Bewertung verschiedener Spannungshaltungs- und Blindleistungsmanagementkonzepte im Verteilnetz erfolgen. 6 Literatur [1] Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): dena- Studie Systemdienstleistungen 2030 Sicherheit und Zuverlässigkeit einer Stromversorgung mit hohem Anteil erneuerbarer Energien, online verfügbar unter (zuletzt geprüft am ): [2] Wang H., Stetz T., Kraiczy M, Diwold K.., Schmidt S. Braun M.: Blindleistung für den Netzübergabepunkt Hochspannung/ Mittelspannung durch Nutzung eines zentralen Regelungsverfahrens, ETG Kongress, Kassel, 2015 [3] Bayernwerk AG: Technische Richtlinie Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz der Bayernwerk AG,, online verfügbar (zuletzt geprüft am ): k/ _bag_ergaenzungen TR EA_MS_ Netz.pdf [4] Andrén F., Bletterie B., Kadam S., Kotsampopoulos, Bucher C.: On the Stability of Local Voltage Control in Distribution Networks with a High Penetration of Inverter-Based Generation, DOI /TIE , IEEE Transactions on Industrial Electronics [5] Schacht D., Patzack S., Vennegeerts H., Bock C., Schmidt S.: Auslegung einer Q(U)-Regelung an Erzeugungsanlagen unter Berücksichtigung von Stabilitätsaspekten, Zukünftige Stromnetze für Erneuerbare Energien, Berlin, Januar 2015 [6] Wirth G., Spring A., Becker G., Pardatscher R., Witzmann R., Brantl J. Schmidt S., Schramm S., Schmidt M.: Klassifizierung der Netzeinflüsse durch Photovoltaikanlagen nach meteorologischen Parametern. 28. Symposium Photovoltaische Solarenergie, Bad Staffelstein, Germany, März 2013 [7] Grossi L., Wirth W., Spring A., Becker G., Pardatscher R., Witzmann R., Brantl J., Schmidt S.: Simulation of the grid impacts of a distributed PV fleet, 28. European PV Solar Energy Conference and Exhibition, Paris, Oktober 2013 [8] Kraiczy M., Braun M., Wirth G., Stetz T., Brantl J., Schmidt S.: Unintended Interferences of Local Voltage Control Strategies of HV/MV Transformer and Distributed Generators, 28. European PV Solar Energy Conference and Exhibition, Paris, Oktober 2013 [9] Stetz T., von Appen J., Braun M., Wirth G.: Cost- Optimal Inverter Sizing for Ancillary Services Field Experience in Germany and Future Consideration [10] C. Bock., Automatische Spannungsregelung in Mittelspannungsnetzen mit hoher Einspeiseleistung. Bayernwerk AG, , online verfügbar (zuletzt geprüft am ): /cps/rde/xbcr/bayernwerk/artikel_automatische_sp annungsregelung_in_mittelspannungsnetzen_mit_hoher_einspei seleistung.pdf