Analyse, Bewertung und Steigerung möglicher Einspeisekapazität dezentraler Energieerzeugungsanlagen in der Verteilnetzebene

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1 Analyse, Bewertung und Steigerung möglicher Einspeisekapazität dezentraler Energieerzeugungsanlagen in der Verteilnetzebene Thomas Wieland (1),1, Florian Otto (1),2, Lothar Fickert (1), Thomas Karl Schuster (2) (1) Institut für Elektrische Anlagen / TU Graz, Inffeldgasse 18/I, 8010 Graz, Tel.: +43 (0) , t.wieland@tugraz.at, (2) Wien Energie Stromnetz GmbH, Mariannengasse 4-6, 1090 Wien, Tel: , thomas.schuster@wienenergie-stromnetz.at, Kurzfassung: Die Klassifizierung und Erstellung von Modellnetzen (städtisch, vorstädtisch und ländlich) mittels einer ausgiebigen Analyse von realen Netzplänen, zeigt die mögliche Einspeisekapazität dezentraler Energieerzeugungseinheiten (DEA) in der Verteilnetzebene auf. Durch Steigerungsmaßnahmen wie z.b. ein dezentrales Blindleistungsmanagement seitens der DEA oder den Einsatz von Regeltransformatoren kann die mögliche Einspeisekapazität, unter Einhaltung der europäischen Normen EN bzw. nationalen Rahmenbedingungen (TOR), gesteigert werden. Die Bewertung der Auswirkungen der einzelnen Steigerungsmaßnahmen auf das elektrische Energiesystem zur Erreichung der maximal möglichen Einspeisekapazität, unter Einhaltung netztechnisch relevanter Paramater (relative Spannungsanhebung bzw. Betriebsmittelauslastung), ermöglichen eine zukünftig einfachere Integration von DEA in die Niederspannungsebene. Keywords: Lastflusssimulation, dezentrale Energieerzeugungsanlagen, Einspeisekapazität, Verteilnetzebene 1 Einleitung Die vermehrte Energieproduktion aus dezentralen Energieerzeugungsanlagen (DEA) ist stetig steigend, im Speziellen in der Verteilnetzebene durch Nutzung der dezentralen Einspeiser wie z. B. Photovoltaik und BHKW. Die Planung von dezentralen Energieerzeugungsanlagen sowie deren in Zukunft zur vereinfachenden Integration in das bestehende elektrische Energiesystem bedürfen Abschätzungen über deren Auswirkungen im Betrieb, um nachfolgend einen sinnvollen und kapazitätsorientierten Netzausbau zu gewährleisten. Die Ermittlung der möglichen Einspeisekapazität von DEA und deren Steigerungsmaßnahmen in unterschiedlichen Netzgebieten mittels erstellter Modellnetze (städtisch, vorstädtisch, ländlich) zeigen die Auswirkungen in der Verteilnetzebene auf und dient der zukünftigen Planung von elektrischen Energiesystemen. 1 Jungautor: t.wieland@tugraz.at, Institut für Elektrische Anlagen/TU Graz, Inffeldgasse 18/I, 8010 Graz, Tel.: +43 (0) , Fax: +43 (0) , 2 Jungautor: florian.otto@tugraz.at, Institut für Elektrische Anlagen/TU Graz, Inffeldgasse 18/I, 8010 Graz, Tel.: +43 (0) , Fax: +43 (0) , Seite 1 von 15

2 1.1 Methodische Vorgangsweise Regionale Unterschiede und verschiedene Historien in den Siedlungsstrukturen beeinflussen maßgeblich die Verteilnetzstrukturen. Zusätzlich können sich im Speziellen aufgrund unterschiedlicher Unternehmensphilosophien weitere Besonderheiten in der Verteilnetzstruktur des Niederspannungsnetzes ergeben. Die aus der Literatur bekannten unterschiedlichen Modellnetze wie z. B. aus [1], [2] usw. sind jedoch nicht für genauere Untersuchungen in der Niederspannung geeignet bzw. unterscheiden nicht zwischen einer städtischen, vorstädtischen oder einer ländlichen Netzstruktur. In diesem Beitrag werden Modellnetze mit unterschiedlicher Einwohnerdichte erstellt. Mit Hilfe der erstellten Modellnetze kann die mögliche Einspeisekapazität unter Einhaltung der technischen und organisatorischen Regeln TOR-D2 [3] Richtlinie zur Beurteilung von Netzrückwirkungen bzw. der europäischen Spannungsqualitätsnormen EN [4] eruiert werden. Durch unterschiedliche Maßnahmen wie z. B. Einsatz von leistungsstärkeren Transformatoren, Verkabelung, Regeltransformatoren, usw. wird die ermittelte mögliche Einspeisekapazität gesteigert, um deren Auswirkungen auf das elektrische Energiesystem zu analysieren und zu bewerten. Um die Auswirkungen von massiver Einspeisung aus dezentralen Energieerzeugungsanlagen (DEA) auf das elektrische Energiesystem zu untersuchen, wird das Netzgebiet in folgende Klassen unterteilt: Städtischer Netzbereich Vorstädtischer Netzbereich Ländlicher Netzbereich In Tabelle 1 ist die Einwohnerdichte der charakteristischen Netzbereiche dargestellt. Tabelle 1 Einwohnerdichte der erstellten charakteristischen Netzbereiche (städtisch, vorstädtisch, ländlich) Städtisch 3 Vorstädtisch 3 Ländlich Einwohner Einwohner/km² *) *) Hier wurde die gesamte Fläche der untersuchten Gemeinde verwendet Aus Tabelle 1 ist ersichtlich, dass die Einwohnerdichte ausgehend vom städtischen Bereich in den ländlichen Bereich abnimmt. Daraus lässt sich ableiten, dass eine Klassifizierung der einzelnen Modellnetze sinnvoll ist. Die erstellten Modellnetze unterscheiden sich aufgrund ihrer Einwohnerdichte, Niederspannungsleitungslänge, eingesetzten Transformatorscheinleistung, Leitungsquerschnitte, Anzahl der Niederspannungsabgänge, Haushalte (HH), Hausanschlüsse (HA), usw. Um die mögliche Einspeisekapazität der DEA für verschiedene Modellnetze (städtisch, vorstädtisch, ländlich) zu eruieren, wird die Anschlussleistung der DEA variiert und mittels 3 Daten Statistik Austria, Seite 2 von 15

3 Lastflussberechnungen in NEPLAN Netzauslastungen bzw. Netzbeanspruchungen mittels MATLBAB eruiert. Die Modellierung der DEA wird durch einen PQ-Knoten nachgebildet [5]. Durch diese Modellierung kann das reale Verhalten von dezentralen Energieerzeugungsanlagen nachgebildet, die laut den technischen organisatorischen Regeln TOR-D4 [6] Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen mit Verteilernetzen in das elektrische Energiesystem einspeisen. Durch einen veränderlichen Leistungsfaktor wird die Blindleistung unabhängig von der Wirkleistung eingestellt. Die folgenden Steigerungsmaßnahmen zur Erhöhung der ermittelten Einspeisekapazität der erstellten charakteristischen Modellnetze (städtisch, vorstädtisch und ländlich) sind in Abbildung 1 ersichtlich und werden simuliert, um die maximal mögliche Einspeisekapazität und deren Auswirkungen auf das elektrische Energiesystem zu eruieren: Netzverstärkung durch Leitungsaustausch Spannungsregelung mittels spannungsregelnder Verteilnetztransformatoren Lokales Blindleistungsmanagement seitens der dezentralen Energieerzeugungsanlage 4 Zentrales Blindleistungsmanagement Austausch der bestehen Transformatoren durch leistungsstärkere Transformatoren (z. B. 630 kva => 800 kva bzw kva) Abbildung 1 Darstellung der Steigerungsmaßnahmen zur Steigerung der maximal möglichen Einspeisekapazität von DEA 1.2 Spannungsanhebung am Verknüpfungspunkt Die Spannungsanhebung an jedem Verknüpfungspunkt, verursacht durch die Einspeisung der sich in diesem Leitungsabschnitt befindlichen DEA (siehe Abbildung 1), ist beispielhaft in Abbildung 2 dargestellt. Bei DEA mit Anschlusspunkt in der Niederspannungsebene beträgt 4 Lokales Blindleistungsmanagement generatorisch untererregt Bezug von induktiver Blindleistung cos φ = 0,95 Seite 3 von 15

4 die Spannungsanhebung am ungünstigsten Verknüpfungspunkt (HA 1.n ) laut TOR-D2 [3] Δu relativ,nsp + 3 %, bei Anlagen mit Anschlusspunkt in der Mittelspannungsebene Δu relativ,msp + 2 %. Dieser Zusammenhang ist in allgemeiner Form in Gleichung (1) dargestellt [3]. P R Q X urelativ 2 U Folgende Parameter aus Gleichung (1) haben Einfluss auf die relative Spannungsanhebung Δu relativ : HA 1.n (1) Wirkleistungsänderung ΔP: Verringerung bzw. Begrenzung der Anschlussleistung der dezentralen Energieerzeugungsanlage (DEA) Wirkwiderstand R: Netzverstärkung durch Leitungsaustausch (Querschnittsvergrößerung) Blindleistungseinspeisung bzw. -bezug ΔQ: Lokales Blindleistungsmanagement Wirkleistungseinspeisung mit einem variablen cos φ (z. B. generatorisch untererregt Bezug von induktiver Blindleistung) Blindwiderstand X: Tausch Freileitung gegen Kabel Bündel bzw. Mehrfachleiter Zentrales Blindleistungsmanagement Einbau von zusätzlichen Drosseln zur Spannungsregelung Spannung am Verknüpfungspunkt U HA : Spannungsregelung mittels spannungsregelnder Verteilnetztransformatoren am Verknüpfungspunkt HA Die Spannungsanhebung Δu relativ durch die massive Einspeisung aus DEA in den betrachteten Versorgungsgebieten bei unterschiedlichen HH-Lastannahmen, ist abhängig von der angenommen HH-Last. Zur Veranschaulichung sind die verwendeten Parameter in Tabelle 2 aufgelistet. Tabelle 2 Auflistung der Parameter zur schematischen Darstellung der Spannungsanhebung bei massiver Einspeisung aus DEA und unterschiedlichen HH-Lastannahmen im städtischen Modellnetz Fall Verbrauch HH-Last Erzeugung DEA-Einspeisung Diagrammlinienfarbe bzw. art (siehe Abbildung 2) Fall 1A 0,75 kw blaue Linie Fall 1B 0,75 kw 24 kw blaue Linie strichliert Fall 2A 0,25 kw rote Linie Fall 2B 0,25 kw 26 kw rote Linie strichliert Die Ergebnisse der Lastflussberechnungen der beiden Extremfälle für das städtische Modellnetz sind in Abbildung 2 dargestellt. Seite 4 von 15

5 103 relative Spannungsänderung ΔU relativ in % HA 1.0 HA 1.1 HA 1.2 HA 1.3 HA 1.4 HA 1.5 Verknüpfungspunkt Δu relativ +3 % Δu relativ +3 % HH-Last 0,25 kw HH-Last 0,25 kw - DEA- Erzeugung 26 kw HH-Last 0,75 kw HH-Last 0,75 kw - DEA- Erzeugung 24 kw Abbildung 2 Spannungsanhebung bei unterschiedlichen Annahmen der HH-Last (0,75 kw/hh 0,25 kw/hh) und unterschiedlichen Einspeisungen aus DEA (24 kw/ha 26 kw/ha) Abbildung 2 zeigt den Spannungsverlauf aus dem städtischen Modellnetz. Betrachtet wird hierbei der Abgang 1 beginnend vom HA 1.0 (sekundärseitige Sammelschiene am Verteilnetztransformator) bis zum letzten Verknüpfungspunkt HA 1.5. An jedem Verknüpfungspunkt (HA 1.1 bis HA 1.5) befinden sich 20 Haushalte (HH) mit je 0,75 kw/hh Fall 1A bzw. 0,25 kw/hh Fall 2A. Somit beträgt die insgesamt angenommene HH-Last für den Abgang 1 75 kw im Fall 1A und 25 kw im Fall 2A. Die relative Spannungsanhebung Δu relativ muss am ungünstigsten Verknüpfungspunkt (HA 1.5) laut den technischen organisatorischen Regeln TOR-D2 [3] innerhalb von + 3% im Vergleich zum Ausgangszustand (Fall 1A bzw. Fall 2A) liegen. Die im Fall 2B ermittelte Einspeisekapazität von 26 kw/ha lastet jedoch den Verteilnetztransformator mehr als 60 % (Strombelastung) aus. Für die in den städtischen, vorstädtischen und ländlichen Modellnetzen angenommen HH- Lastannahme, unter Berücksichtigung von Schwachlast, wird zur besseren Vergleichbarkeit der ermittelten Einspeisekapazität und der durch die Steigerungsmaßnahmen erhöhten maximal möglichen Einspeisekapazität, die HH-Last mit 500 W/HH und einem cos φ =0,97 fixiert. 1.3 Begrenzung der elektrischen Wirkleistungsänderung ΔP DEA, im Speziellen Photovoltaikanlagen, besitzen einen charakteristischen Tagesleistungsverlauf [10], zudem wird die maximale Wirkleistung des Wechselrichters, abhängig von der Dimensionierung der gesamten Photovoltaikanlage, nur an einigen Tagen und für einige Stunden innerhalb eines Jahres erreicht. Somit bietet sich die Reduzierung der Wirkleistung in speziellen Situationen z. B. während kritischen Netzzuständen an, um die Einhaltung der Spannungsqualitätsnorm EN [4] bzw. der technischen organisatorischen Regeln TOR- D2 [3] zu gewährleisten. Seite 5 von 15

6 1.4 Netzverstärkung durch Leitungsaustausch Um die Spannungsanhebung, verursacht durch die Einspeisung aus DEA zu verringern, kann eine Netzverstärkung bzw. eine Querschnittsvergrößerung durch einen Leitungsaustausch oder die Verlegung einer parallelen Leitung durchgeführt werden. Daraus folgt, dass der ohmsche Leitungswiderstand verkleinert und somit der Spannungsabfall entlang der Niederspannungsleitung verringert wird. 1.5 Spannungsregelung mittels spannungsregelnder Niederspannungstransformatoren Die Spannungsregelung durch einen regelbaren Ortsnetztransformator beruht auf dem Verfahren, die Versorgungsspannung innerhalb des Netzgebietes durch Messungen an definierten Punkten wie z. B. Hausanschlüssen durch z. B. Smart Meter zu eruieren und bei Bedarf die Spannung an der Sekundärseite des regelbaren Ortsnetztransformators zu senken bzw. zu erhöhen, um die europäische Norm zur Einhaltung der Spannungsqualität EN [4] bzw. der technischen organisatorischen Regeln TOR-D2 [3] einzuhalten [7]. Derzeit befinden sich diese Transformatoren in der Erprobungsphase; in den durchgeführten Simulationen wird ein 5-stufiger Transformator mit einem Spannungsregelbereich von 1,25 % der Nennspannung pro Stufe verwendet. Als Regelgröße wird aufgrund des strahlenförmigen, symmetrischen Aufbaues der letzte Hausanschluss (HA) des jeweiligen Modellnetzes (siehe Abbildung 3 Punkt D bzw. Abbildung 4 Punkt E) verwendet. 1.6 Lokales Blindleistungsmanagement seitens der dezentralen Energieerzeugungsanlage Mittels eines lokalen Blindleistungsmanagements seitens der DEA können folgende Betriebszustände erreicht werden: Generatorisch untererregt (Einspeisung v. Wirkleistung, Bezug v. Blindleistung) Generatorisch übererregt (Einspeisung v. Wirkleistung, Bereitstellung v. Blindleistung) Die Betriebsweise generatorisch untererregt speist Wirkleistung in das elektrische Energiesystem ein und ermöglicht zusätzlich die Spannungsanhebung innerhalb der Grenzen der technischen organisatorischen Regeln TOR-D2 [3] zu halten. Der vermehrt auftretende Blindstrom lastet Transformatoren und Niederspannungsleitungen zusätzlich aus. Bei DEA mit einer Anlagengröße < 10 kw ist der empfohlene Leistungsfaktor cos φ = 1. Bei einer Anlagengröße zwischen 10 kw und 100 kw bewegt sich der Leistungsfaktor zwischen cos φ = 0,95 (generatorisch untererregt) und cos φ = 0,95 (generatorisch übererregt) abhängig von der Netzsituation [6]. 1.7 Zentrales Blindleistungsmanagement Das zentrale Blindleistungsmanagement ist im Vergleich zum dezentralen Blindleistungsmanagement an einem ortsfesten Punkt konzentriert. Durch die Platzierung eines induktiven Blindwiderstandes an der Sekundärseite des Verteilnetztransformators und der vorhandenen Leitungsimpedanz der Niederspannungsleitung ist es möglich, die Versorgungsspannung in dem betrachteten Niederspannungsmodellnetz innerhalb der Seite 6 von 15

7 europäischen Spannungsqualitätsnormen EN [4] bzw. nationalen Rahmenbedingungen TOR-D2 [3] zu halten. In den Simulationen werden folgende Blindleistungsstufen verwendet: Stufe1: Zentrales Blindleistungsmanagement 50 kvar Stufe 2: Zentrales Blindleistungsmanagement 100 kvar Stufe 3: Zentrales Blindleistungsmanagement 150 kvar 1.8 Festlegung betriebstechnischer Grenzen Aus betriebstechnischen Gründen werden die folgenden Grenzwerte (Spannungskriterium bzw. Betriebsmittelauslastung) definiert: Spannungsanhebung am ungünstigsten Verknüpfungspunkt (siehe Abbildung 3 Punkt D bzw. Abbildung 4 Punkt E) Δu relativ +3% Auslastung der verwendeten Ortsnetztransformatoren I/I N = 60 % Auslastung der verwendeten Niederspannungsleitungen I/I N = 60 % Die einzuhaltende relative Spannungsanhebung Δu relativ im Vergleich zum Ausgangszustand durch die sich in dem Modellnetz befindlichen DEA mit Anschluss in der Niederspannung beträgt + 3 %, für jene Anlagen mit Anschluss in der Mittelspannung + 2 % [3]. Die Festlegung der Transformator- bzw. Leitungsauslastung ist durch betriebstechnische Gründe auf 60 % festgelegt. Somit wird einer betriebsbedingten Alterung vorgebeugt und eine Störungsreserve in den Simulationen berücksichtigt. 2 Erstellung der unterschiedlichen Modellnetze (städtisch, vorstädtisch, ländlich) Die Mittelspannungs- und Niederspannungsstruktur der einzelnen Modellnetze wurde auf Basis einer ausgiebigen Analyse von realen Netzplänen erstellt. 2.1 Städtisches Modellnetz Das städtische Modellnetz, in Abbildung 3 dargestellt, besteht aus einem 40-MVA-Regeltransformator (110 kv/10 kv) und 9 Ortsnetztransformatorstationen (10 kv/0,4 kv). Die einzelnen Leitungslängen werden mittels Äquidistanzen nachgebildet. In der Mittelspannungsebene ergibt sich eine Leitungslänge von a = 422 m und in der Niederspannungsebene eine Länge von b = 25 m. Das Niederspannungsnetz beinhaltet insgesamt 5 Abgänge; die Abgänge 1-4 umfassen jeweils 5 Hausanschlüsse (HA) und diese bestehen wiederum aus 20 Haushalten (HH) und 1 DEA. Der 5. Abgang beinhaltet 1 HA, und dieser besteht ebenfalls aus 20 HH und 1 DEA. In der Mittelspannung wird ein Kabelquerschnitt von 240 mm² Al und in der Niederspannung ein Kabelquerschnitt von 150 mm² Cu verwendet. Seite 7 von 15

8 Die mögliche Einspeisekapazität wird durch Simulationen des städtischen Modellnetzes bei einer konstanten Haushaltslast (HH-Last) von 500 W mit einem cos φ = 0,97 mittels einer schrittweisen Erhöhung der DEA-Anlagenleistung eruiert. Abbildung 3 Systematische Darstellung des städtischen Modellnetzes Ergebnisse des städtischen Modellnetzes Die Ergebnisse der einzelnen Simulationen sind in Tabelle 3 dargestellt. Zusätzlich zur Ausgangskonfiguration wird der Einsatz von leistungsstärkeren Transformatoren (800 kva bzw kva) untersucht. Tabelle 3 Ergebnisse des städtischen Modellnetzes [8] Maßnahme Trafo Scheinleistung HH- Last/ HA HH- Last Gesamt Auslastung Trafo DEA/HA DEA Gesamterzeugung Differenz Differenzauslastung Trafo [-] [kva] [kw] [kw] [%] [kw] [kw] [kw] [%] Ausgangskonfiguration (630-kVA- Transformator) Transformatortausch 630 kva => 800 kva Transformatortausch 800 kva => 1000 kva Die Ausgangskonfiguration, bestehend aus einem 630-kVA-Transformator, ergibt eine mögliche Einspeisekapazität von 26 kw/ha, ohne dass Veränderungen bzw. Steigerungsmaßnahmen durchgeführt werden. Der Einsatz von leistungsstärkeren Transformatoren (630 kva => 800 kva bzw. 630 kva => 1000 kva) zeigt keine drastische Änderung der maximal möglichen Einspeisekapazität unter Seite 8 von 15

9 Berücksichtigung der maximalen Spannungsanhebung Δu relativ + 3 % am ungünstigsten Verknüpfungspunkt (siehe Abbildung 3 Punkt D). Dies ist auf den Längsspannungsabfall der eingesetzten Transformatoren (800 kva bis 1000 kva) zurückzuführen. Mit Hilfe eines lokalen Blindleistungsmanagements wird die maximal mögliche Einspeisekapazität bei einem 800-kVA-Transformator von 27 kw/ha auf 30 kw/ha bzw. bei Einsatz eines 1000-kVA-Transformators von 28 kw/ha ebenfalls auf 30 kw/ha erhöht. Eine weitere Erhöhung der maximal möglichen Einspeisekapazität ist aufgrund der festgelegten betriebstechnischen Grenzen (Strombelastung) der verwendeten Betriebsmittel nicht möglich. 2.2 Vorstädtisches Modellnetz Ausgehend von der beibehaltenen Mittelspannungsstruktur des städtischen Modellnetzes besteht das vorstädtische Modellnetz ebenfalls aus dem 40-MVA-Regeltransformator (110 kv/20 kv) und den 9 Ortsnetztransformatoren (20 kv/0,4 kv) bei gleichbleibenden Mittelspannungslängen von a = 422 m sowie querschnitten. Der Aufbau des vorstädtischen Modellnetzes ist in Abbildung 4 dargestellt. Das Niederspannungsnetz besteht aus 2 Abgängen mit jeweils einer Niederspannungsleitungslänge zwischen den Hausanschlüssen (HA) von c = 35 m. Dieser Abstand ergibt sich aus der Durchsicht der Netzpläne eines Energieversorgungsunternehmens. Die beiden Abgänge bestehen aus jeweils 20 HA mit je 1 HH und 1 DEA. Die Hausanschlüsse HA 1-10 besitzen ein Niederspannungskabel mit einem Querschnitt von 150 mm² Al und die Hausanschlüsse HA eine Niederspannungsfreileitung mit einem Querschnitt von 95 mm² Al. Im Ausgangszustand wird ein 400-kVA-Transformator verwendet. Abbildung 4 Systematische Darstellung des vorstädtischen Modellnetzes Seite 9 von 15

10 2.2.1 Ergebnisse des vorstädtischen Modellnetzes Unter Einhaltung der zuvor festgelegten betriebstechnischen Grenzwerte (Spannungsanhebung sowie Betriebsmittelauslastung) ergibt sich im Vergleich zum städtischen Modellnetz eine verringerte mögliche Einspeisekapazität. Mittels der in Abbildung 1 dargestellten Steigerungsmaßnahmen wird die mögliche DEA-Anlagenleistung erhöht. Die Ergebnisse dieser Simulationen sind in Tabelle 4 aufgelistet. Tabelle 4 Ergebnisse des vorstädtischen Modellnetzes unter Einbeziehung der Steigerungsmaßnahmen [8] Maßnahme Trafo Scheinleistung HH- Last/ HA HH-Last Gesamt DEA/HA DEA Gesamterzeugung Differenz Differenzauslastung Trafo [-] [kva] [kw] [kw] [kw] [kw] [kw] [%] Ausgangskonfiguration 400 0,5 20 2, % NS Freileitung => NS Kabel DEA (generatorisch untererregt) Zentrales Blindleistungsmanagement (50 kvar) Zentrales Blindleistungsmanagement (100 kvar) Zentrales Blindleistungsmanagement (150 kvar) Regelbarer Ortsnetztransformator 400 0,5 20 2, % 400 0,5 20 3, % 400 0,5 20 3, % 400 0,5 20 4, % 400 0,5 20 4, % 400 0,5 20 5, % Aus den Ergebnissen der Tabelle 4 ist ersichtlich, dass im Ausgangszustand (400-kVA- Transformator) eine mögliche Einspeisekapazität von 2,5 kw/ha ohne zusätzliche Maßnahmen erreicht wird. Dies ist auf die Änderung der Verteilnetzstruktur bzw. den im Vergleich zum städtischen Modellnetz vergrößerten ohmschen Widerstandes der Niederspannungsleitungen aufgrund der größeren Leitungslänge zurückzuführen. Die untersuchten Steigerungsmaßnahmen zur Erhöhung der möglichen DEA-Anlagenleistung zeigen, dass die maximal mögliche Einspeisekapazität im vorstädtischen Modellnetz von 2,5 kw/ha auf 5,5 kw/ha bei Einsatz eines Regeltransformators erhöht werden kann. Die Verkabelung der bestehenden Freileitung im Niederspannungsmodellnetz zeigt in diesem Fall eine geringe Erhöhung der maximal möglichen Einspeisekapazität. Die festgelegte Betriebsmittelauslastung wird hierbei in keiner Simulation erreicht. 2.3 Ländliches Modellnetz Das ländliche Netz wurde anhand eines real vorliegenden Netzplanes nachgebildet. Es ergibt sich folgende Mittelspannungsstruktur. Das ländliche Netz ist in Abbildung 5 dargestellt, besteht ebenfalls aus einem 40-MVA-Regeltransformators (110 kv/20 kv) und insgesamt 58 Ortsnetztransformatoren. Das ländliche Netz wird in 2 Abschnitte unterteilt: Der Abschnitt 1 besteht aus 19 Transformatorstationen mit einer mittleren Mittelspannungs- Seite 10 von 15

11 leitungslänge von d = 840 m zwischen den Transformatorstationen und einem verwendeten Mittelspannungskabel mit 150 mm² Cu. Der Abschnitt 2 besteht aus 39 Ortsnetztransformatorstationen bei einer Mittelspannungslänge von e = 280 m und einer Mittelspannungsfreileitung 95 mm² StAlu. Abbildung 5 Übersichtsdarstellung der Mittelspannungsstruktur des ländlichen Modellnetzes 2.4 Detailliertere Betrachtung des ländlichen Modellnetzes Das ländliches Modellnetz wurde aufgrund der relativ großen Ausdehnung und der sich ergebenden Niederspannungsleitungslänge auf f = 144 m festgelegt und ist in Abbildung 6 dargestellt. Das ländliche Niederspannungsnetz besteht aus einem Abgang mit 10 HA und jeweils 1 HH und 1 DEA. Die Ausgangskonfiguration beinhaltet einen 400-kVA- Ortsnetztransformator bei einer angenommenen Haushaltslast von 500 W/HH mit einem cos φ = 0,97. Abbildung 6 Systematische Darstellung des ländlichen Modellnetzes Seite 11 von 15

12 2.4.1 Ergebnisse des ländlichen Modellnetzes Die Ergebnisse des ländlichen Modellnetzes sind in Tabelle 5 dargestellt und zeigen, dass bei der Ausgangskonfiguration eine mögliche Einspeisekapazität von 1,5 kw/ha erreicht wird. Die zusätzlich durchgeführten Steigerungsmaßnahmen z. B. der Einsatz eines zentralen Blindleistungsmanagements (150 kvar) ergeben eine maximal mögliche Einspeisekapazität von 4,5 kw/ha. Tabelle 5 Ergebnisse des ländlichen Modellnetzes [8] Maßnahme Trafo Scheinleistung HH- Last/ HA HH-Last Gesamt DEA/HA DEA Gesamterzeugung Differenz Differenzauslastung Trafo [-] [kva] [kw] [kw] [kw] [kw] [kw] [%] Ausgangskonfiguration 400 0,5 5 1, % NS Freileitung => NS Kabel DEA (generatorisch untererregt) Zentrales Blindleistungsmanagement (50 kvar) Zentrales Blindleistungsmanagement (100 kvar) Zentrales Blindleistungsmanagement (150 kvar) Regelbarer Ortsnetztransformator 400 0,5 5 2, % 400 0,5 5 < 2,0 *) % 400 0,5 5 3, % 400 0,5 5 < 4,0 *) % 400 0,5 5 4, % 400 0,5 5 < 4,5 *) % *) Δu relativ +3 % Spannungskriterium überschritten 3 Sensitivitätsanalyse Mittels einer Sensitivitätsanalyse ist es möglich, wichtige Einflussgrößen bei der Einspeisekapazität von DEA zu eruieren. Die folgenden Parameter wurden in den Simulationen für das ländliche Modellnetz jeweils verdoppelt bzw. halbiert: U K Kurzschlussspannung des Transformators P Cu Kupferverluste MV-Länge Mittelspannungsleitungslänge LV-Länge Niederspannungsleitungslänge HH-Lastannahmen Die relative Kurzschlussspannung u K und die Kupferverluste P Cu besitzen keinen nennenswerten Auswirkungen, hingegen ergibt sich bei Änderung der Mittelspannungs- und Niederspannungsleitungslänge ein Einfluss auf der mögliche Einspeisekapazität von DEA [8]. Bei unterschiedlich großen HH-Lastannahmen ergibt sich ein wesentlicher Effekt auf die Einspeisekapazität von DEA. Dies lässt sich durch systemtheoretische Überlegungen mit Hilfe der Knotenpunktsadmittanzmatrix Y + des elektrischen Modellnetzes, siehe Gleichung (2), erklären. Seite 12 von 15

13 I Y U (2) Mit den folgenden Bedingungen (3) und (4) kann die oben genannte Gleichung (2) zur Gleichung (5) umgeformt werden. Die Änderung der Stromhöhe durch eine Einspeisung in der Höhe ΔI + ergibt eine Spannungsänderung ΔU + gegenüber dem Grundlastfall (U 0 +, I 0 + ). U U U 0 I I I 0 1 U Y I (5) Aus der Gleichung (5) ist die relative Spannungsanhebung ΔU + an jedem Knoten z.b. an der Sammelschiene des Ortsnetztransformators ΔU HA1.0 oder am ungünstigsten Verknüpfungspunkt ΔU HA1.10, verursacht durch die eingespeisten Ströme ΔI +, bei unterschiedlichen Grundlastfälle ersichtlich. Die Lastströme I 0 + der unterschiedlichen Grundlastannahmen (Fall A: 6 kw, Fall B: 3 kw, Fall C: 0 kw) ergeben unterschiedliche Versorgungsspannungen U 0 + an den Verknüpfungspunkten (HA 1.1 bis HA 1.10). Die sich durch die Einspeisung der DEA ergebenden Einspeiseströme ΔI +, siehe Tabelle 6, verursachen unterschiedlich hohe relative Spannungsanhebungen ΔU + an den Verknüpfungspunkten (HA1.1 bis HA1.10). Die HH-Last und die DEA-Einspeisung zur besseren Vergleichbarkeit wird mit einem cos φ = 1 angenommen. Tabelle 6 Einspeiseströme ΔI + bei unterschiedlichen Grundlastfällen (Fall A, Fall B, Fall C) Fall A Fall B Fall C Grundlastfall: 6 kw/ha 3 kw/ha 0 kw/ha Einspeisefall: 2 kw/ha 2 kw/ha 2 kw/ha Verknüpfungspunkt (HA) Einspeisestrom ΔI 1 + Einspeisestrom ΔI 2 + Seite 13 von 15 Einspeisestrom ΔI 3 + [A] [A] [A] HA1.1 3,01 2,89 2,82 HA1.2 3,10 2,92 2,81 HA1.3 3,18 2,95 2,79 HA1.4 3,26 2,97 2,78 HA1.5 3,33 2,99 2,77 HA1.6 3,38 3,01 2,76 HA1.7 3,43 3,03 2,75 HA1.8 3,47 3,04 2,74 HA1.9 3,49 3,05 2,74 HA1.10 3,51 3,05 2,73 Aus Tabelle 6 ist ersichtlich, dass bei sehr hoher Grundlastannahme (Fall A: 6 kw) der Einspeisestrom ΔI + 1 am größten ist. Dieser erhöhte Strom verursacht wiederum an den Niederspannungsleitungen einen höheren Spannungsabfall und somit ergibt sich eine noch größere relative Spannungsanhebung am ungünstigsten Verknüpfungspunkt ΔU HA1.10. Die Ergebnisse der relativen Spannungsanhebung an der Sammelschiene des Transformators (HA1.0) und am ungünstigsten Verknüpfungspunkt (HA1.10) sind in Tabelle 7 ersichtlich. (3) (4)

14 Tabelle 7 Relativen Spannungsanhebung ΔU + an der Sammelschiene des Transformators HA1.0 und am ungünstigsten Verknüpfungspunkt HA1.10 bei unterschiedlichen Grundlastfällen (Fall A, Fall B, Fall C) Fall A Fall B Fall C Grundlastfall: 6 kw/ha 3 kw/ha 0 kw/ha Einspeisefall: 2 kw/ha 2 kw/ha 2 kw/ha Verknüpfungspunkt (HA) Spannungsanhebung ΔU + Spannungsanhebung ΔU + Spannungsanhebung ΔU + [%] [%] [%] HA1.0 0,99 % 0,27 % 0,5 % HA1.10 6,48 % 1,84 % 3,51 % Aus Tabelle 7 ist ersichtlich, dass durch die hohe Grundlastannahme, die Spannung innerhalb des Netzgebietes im Vergleich zu einer geringeren Grundlast tiefer absinkt. Die vergrößerte Grundlastannahme ergibt eine verringerte Spannung an den Verknüpfungspunkten und durch die konstante Einspeisung (2 kw) aus DEA ergibt sich ein höherer Strom verglichen mit einer höheren Versorgungsspannung. Daraus lässt sich schließen, dass sich bei gleichbleibender Knotenpunktsadmittanzmatrix Y +, siehe Gleichung (5), und einer relativ großen Grundlastannahme eine verringerte Einspeisekapazität aus DEA ergibt. 4 Schlussfolgerungen Die Untersuchungen bezüglich der möglichen Einspeisekapazität, im Speziellen von netzgekoppelten dezentralen Energieerzeugungsanlagen in der Niederspannungsebene hängen im Wesentlichen von der jeweiligen Netzstruktur ab. Die durchgeführten Simulationen im städtischen Modellnetz zeigen, dass bevor das Spannungskriterium laut TOR-D2 [3] am ungünstigsten Verknüpfungspunkt durch die schrittweise Erhöhung der Einspeiseleistung erreicht wird, es zur Betriebsmittelauslastung des Transformators bzw. des Niederspannungskabels aufgrund des Flaschenhalsprinzips kommt. Es lässt sich für das vorstädtische und ländliche Modellnetz zeigen, dass, durch die schrittweise Erhöhung der Einspeiseleistung die Einhaltung der Spannungsbedingungen am ungünstigsten Verknüpfungspunkt in diesen Modellnetzen maßgebend ist. Eine durchgeführte Sensitivitätsanalyse für das vorstädtische und ländliche Modellnetz zeigt, dass im Speziellen die mögliche Einspeisekapazität durch die Niederspannungs- und Mittelspanungsleitungslänge und des daraus resultierenden ohmschen Widerstandes, aufgrund der maximalen Spannungsanhebung von Δu relativ + 3 % [3] für DEA begrenzt wird [8]. Die Simulationen zur Steigerung der ermittelten Einspeisekapazität mittels der durchgeführten Steigerungsmaßnahmen sind im Speziellen in dem vorstädtischen und ländlichen Modellnetz wirksam, da die Betriebsmittel (Transformatoren bzw. Leitungen) nur zu einem geringen Anteil ausgelastet sind. Hierbei zeigt sich, dass der Einsatz von Regeltransformatoren sinnvoll ist, jedoch befinden sich diese Transformatoren derzeit in der Seite 14 von 15

15 Erprobungsphase. Durch die Verwendung der Regeltransformatoren wird die maximal mögliche Einspeisekapazität unter Einhaltung der Spannungsanhebung Δu relativ + 3 % [3] im vorstädtischen Modellnetz um 220% bzw. im ländlichen Modellnetz um ca. 300 % gesteigert. Als kostengünstige Variante für den Netzbetreiber stellt sich das dezentrale Blindleistungsmanagement heraus. Um die Transformatoren nicht zusätzlich durch den Bezug von induktivem Blindstrom zu belasten bzw. die Verluste möglichst gering zu halten, ist der Verbrauch bzw. die Bereitstellung von Blindleistung innerhalb des Netzgebietes zu forcieren. Die Betrachtungen mit Hilfe der Admittanzmatrix, zeigen das Verhalten und die Wirkung von DEA auf das elektrische Netz auf. Die zulässige Einspeiseleistung hängt von der Grundlast des Netzes ab und ist somit Lastabhängig. Diese Erkenntnis ist bei der Beurteilung der Zulässigkeit eines Anschlusses entsprechend zu berücksichtigen Literatur [1] W.H. Kersting: Radial Distribution Test Feeders, Power Engineering Society Winter Meeting, 2001 [2] K. Strunz, R. Campbell, R. H. Fletcher: Educational Representation of Electric Power Distribution Networks, IEEE Power and Energy Society General Meeting, Detroit, USA, 2011 [3] E-Control: Technische und organisatorische Regeln für Betreiber und Benutzer von Netzen Hauptabschnitt D2 Richtlinie zur Beurteilung von Netzrückwirkungen, E-Control GmbH, 2006 [4] ÖVE/ÖNORM EN 50160: Merkmale der Spannung in öffentlichen Elektrizitätsversorgungsnetzen, 2005 [5] Y. Zhu, K.Tomsovic: Adaptive Power Flow Method for Distribution Systems With Dispersed Generation, IEEE Transactions on Power Delivery, 2002 [6] E-Control: Technische und organisatorische Regeln für Betreiber und Benutzer von Netzen Hauptabschnitt D4 Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen mit Verteilernetzen, E-Control GmbH, 2008 [7] J. Schmiesing: Selbstregelnde Ortsnetztrafos Erfahrungen und Ideen 2. Siemens Transformatoren Symposium, 2011 [8] F. Otto: Impact Assessment for a High Penetration of Distributed Generators in Medium and Low Voltage Grids, Master Thesis, Technische Universität Graz, 2012 [9] G. Kerber: Aufnahmefähigkeit von Niederspannungsverteilnetzen für die Einspeisung aus Photovoltaikkleinanlagen. Dissertation, Technische Universität München - Fachgebiet Elektrische Energieversorgungsnetze, 2010 [10] T. Wieland, E. Schmautzer, M. Aigner, E. Friedl: Konzepte zum Einsatz von Stromspeichern und Laststeuerungen zur Glättung fluktuierender erneuerbarer Energiequellen im Niederspannungsbereich, 12. Symposium Energieinnovation, Graz/Austria, 2012 Seite 15 von 15