Simulation von Netzauswirkungen vieler PV-Anlagen auf der Basis eines Solarkatasters

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1 Simulation von Netzauswirkungen vieler PV-Anlagen auf der Basis eines Solarkatasters - Zusammenfassung - Daniel Klauser und Jan Remund, Meteotest Fabrikstrasse 14, CH-3012 Bern Tel.: daniel.klauser@meteotest.ch Internet: Wir präsentieren hier Ergebnisse aus einem gemeinsamen Projekt von Meteotest mit dem städtischen Energieversorger energie wasser bern (ewb). Mit Hilfe der PV- Leistung aus einem Solarkataster und den verfügbaren Netz- und Verbrauchsdaten konnten detaillierte Netzsimulationen durchgeführt werden. Die Netzsimulationen zeigen, dass PV-Einspeisung in grossem Masse zu erheblichen Spannungsanhebungen führt. Diese können jedoch für die meisten Szenarien innerhalb der Grenzwerte gehalten werden, wenn einerseits die Möglichkeit der Blindleistungseinspeisung von Wechselrichtern ausgenutzt wird und andererseits unter Last schaltbare Ortsnetztrafos eingesetzt werden. Einleitung Gerade in städtischen Gebieten werden Photovoltaikanlagen primär als Aufdachanlagen realisiert. Eine Studie der TU München [1] schätzt das Dachflächenpotential für Photovoltaikanlagen in Deutschland auf 161 GWp. Eine vergleichbare Studie für die Schweiz [2] schätzt das Dachflächenpotential für die Stromproduktion aus Photovoltaikanlagen in der Schweiz auf 15.5 TWh/Jahr (ca. 15 GWp). Während somit ein rascher Umbau des Produktionsportfolios im Gang ist und sich verstärkt fortsetzt, ist die gegenwärtige Netzinfrastruktur vieler Netzbetreiber immer noch auf die alte Stromversorgung ausgerichtet. Für die Netzbetreiber stellt sich somit beim Ersatz bestehender Netzelemente die Frage, wie diese dimensioniert werden müssen, um den Anforderungen für die nächsten Jahre gerecht zu werden. Da das kommunale Verteilnetz sehr kleinräumig ist, muss für eine fundierte Netzplanung auf Verteilnetzstufe auch eine kleinräumige Potentialanalyse für die Photovoltaik vorliegen. Die ideale Basis bietet hier ein sogenanntes Solarkataster. Ein Solarkataster gibt für jede Dachfläche einer Stadt oder Region Auskunft über das Potential zur Strom- und Wärmeerzeugung. Die Hochschule Ulm verfolgt in ihrem Projekt Smart Solar Grid ein ähnliches Ziel [3], bisher wurden aber noch keine Ergebnisse zum Solardachpotential und deren Verwendung präsentiert.

2 Netzdaten Um die Effekte im Niederspannungsnetz isoliert zu betrachten, wurden drei Teilnetze des Niederspannungsnetzes isoliert betrachtet. Dabei wurde die idealisierte Annahme getroffen, dass das überliegende Mittelspannungsnetz über so viel Kapazität verfügt, dass sich die primärseitige Spannung am Transformator nicht ändert. Als Grundlagendaten für die Erfassung der drei Teilnetze des Niederspannungsnetzes standen die Netzdatenbank von ewb und die im GIS erfassten Netzpläne zur Verfügung. Daraus liessen sich die Parameter der einzelnen Kabelteile ermitteln (Material, Länge, Querschnitt). Diese Kabel wurden anschliessend in der Netzsimulationssoftware NEPLAN [4] erfasst. Für die Leitungsdaten (u.a. Leitungsbeläge) stand eine NEPLAN-Bibliothek von ewb zur Verfügung. Diese basiert auf den Daten aus den D-A-CH-CZ-Richtlinien [5]. In Abbildung 1 ist für eines der drei Teilnetze, das wir im Folgenden als Beispielgebiet bezeichnen, der Netzplan dargestellt. Die angegebenen relativen Spannungen beziehen sich auf den Normalzustand ohne PV-Einspeisung. Abbildung 1: Netzplan für eines der drei untersuchten Teilnetze. Die angegebenen relativen Spannungen resultieren aus einer Simulation des Normalzustandes ohne PV-Einspeisung.

3 Für die Bestimmung der Last pro Hausanschluss standen Lastgangmessungen an den Transformatoren und jährliche Strombezüge an den einzelnen Hausanschlüssen zur Verfügung. Aus den jährlichen Strombezügen wurde mittels der Velander- Faktoren [6] Lasten pro Hausanschluss berechnet, die anschliessend so skaliert wurden, dass sie in Summe der Messung am Transformator entsprachen. PV-Leistung pro Hausanschluss Für die Simulation des Niederspannungsnetzes bei starkem Zubau von PV-Anlagen auf den Dächern werden Angaben benötigt, an welchem Hausanschluss wie viel Leistung ins Netz eingespeist werden wird. Basis für die Herleitung dieser Leistungswerte bildete das Solarkataster. In Abbildung 2 ist das Solarkataster zusammen mit dem Netz für das Beispielgebiet dargestellt. Die Farbe der Dachflächen richtet sich nach den Eignungsklassen gemäss Tabelle 1. Abbildung 2: Solarkataster und Netz für das Beispielgebiet. Der hellgrüne Kreis bezeichnet die Trafostation, die schwarzen Linien die Kabelverläufe und die hellgrünen Dreiecke die Hauanschlüsse. Quelle Luftbild: map.bern.ch. Tabelle 1: Eignungsklassen gemäss der mittleren Einstrahlung. Eignung sehr gut gut mässig schlecht Kriterien mittlere Einstrahlung grösser als 1'200 kwh/(m 2 Jahr) mittlere Einstrahlung grösser als 1'000 kwh/(m 2 Jahr) mittlere Einstrahlung grösser als 800 kwh/(m 2 Jahr) mittlere Einstrahlung kleiner als 800 kwh/(m 2 Jahr)

4 Für jede Dachfläche im Solarkataster liegen die Parameter gemäss Tabelle 2 vor. Die Dachflächen werden im GIS aufgrund ihrer Lage dem nächstgelegenen Hausanschluss zugeordnet. Tabelle 2: Parameter für die Dachflächen. Parameter Einheit Beschreibung Gesamteinstrahlung [kwh/jahr] Gesamte Einstrahlung für die Dachfläche pro Jahr. Fläche [m 2 ] Totale (geneigte) Fläche einer Dachfläche. Ausrichtung Grad -/+180 = Nord, -90 = Ost, 0 = Süd, 90 = West Neigung Grad 0 = flach, 90 = vertikal mittlere Einstrahlung [kwh/(m 2 Jahr)] Mittlere Einstrahlung pro Quadratmeter pro Jahr für die Dachfläche. Elektrischer Ertrag [kwh/jahr] erzielbarer elektrischer Ertrag Eignung - vgl. Tabelle 1. Mit Hilfe der stündlichen Strahlungs- und Temperaturwerte für ein typisches Jahr für den Standort Bern [7], wurde für jede Dachfläche die Einstrahlung für jede Stunde des Jahres berechnet. Die Verschattung wurde dabei (im Gegensatz zur Berechnung des Solarkatasters) vernachlässigt. Dies ist deshalb adäquat, weil die Stundenwerte nur zur Ermittlung der Stunde mit der höchsten Leistung verwendet werden und wir davon ausgehen können, dass dann die Verschattung zumindest für gut geeignete Dachflächen gering sein dürfte. Um die Stunde mit der höchsten elektrischen Leistung zu ermitteln, muss zudem die Temperaturabhängigkeit der Wirkungsgrade der PV-Zellen berücksichtigt werden. Im Rahmen dieser Arbeit wurde für den Modulwirkungsgrad ein relativer Temperatur-Gradient von -0.5%/K und ein Modulwirkungsgrad bei STC von 15% verwendet. Weiter wurde davon ausgegangen, dass die Modultemperatur 30 über der Aussentempera tur liegt. Auf Basis dieser Annahmen wurde für jede Stunde des Jahres die pro Dachfläche resultierende elektrische Leistung ermittelt und über das Beispielgebiet summiert. Dabei wurden nur die gut und sehr gut geeigneten Dachflächen mit einer Mindestgrösse von 10 m 2 berücksichtigt. Für die weitere Netzsimulation werden die PV-Leistungswerte jener Stunde verwendet, in der summiert über das Beispielgebiet die maximale Leistung auftritt. Diese Leistung wird im Folgenden als Spitzenleistung bezeichnet. In Abbildung 3 sind die gut und sehr gut geeigneten Dachflächen und die Hausanschlüsse entsprechend ihrer Spitzenleistung dargestellt.

5 Abbildung 3: Spitzenleistung pro Hausanschluss und die dazu beitragenden gut und sehr gut geeigneten Dachflächen. Szenarien der Netzsimulation Bei der Netzsimulation wurden für jedes Netz 11 Szenarien mit verschiedenen Kombinationen von Last, PV-Einspeisung und Blindleistungseinspeisung simuliert (vgl. Tabelle 3). Tabelle 3: Szenarien für die Netzsimulation. Szenario Starklast Normallast Schwachlast 100% PV 80 % PV 50% PV 20% PV cos(ϕ)=1 cos(ϕ)=0.95 Bei der Last wurden die Szenarien Starklast, Normallast und Schwachlast untersucht. Für die Simulation der PV-Einspeisung wurde von Schwachlast ausgegangen und vier Szenarien der PV-Einspeisung berechnet: 100%, 80%, 50%, 20% der elektrischen Leistung in der Spitzenstunde der gut und sehr gut geeigneten Dachflächen mit Mindestgrösse 10 m 2. Betreffend Blindleistungseinspeisung der

6 Wechselrichter wurde jeweils eine Variante ohne Blindleistungseinspeisung und eine Variante mit einem festen cos(ϕ)=0.95 simuliert. Ergebnisse der Netzsimulation Gemäss den D-A-CH-CZ-Richtlinien [5] sollte die Spannungsanhebung am Verknüpfungspunkt für eine neu anzuschliessende Anlage nicht mehr als 3% betragen. In Ausnahmefällen und unter Berücksichtigung aller zukünftig noch zu tätigenden Anschlüsse kann die Spannungsanhebung bis 5% betragen. Die praktischen Regeln sollen im Betrieb sicherstellen, dass die EN-Normen eingehalten werden, die eine Abweichung von der Sollspannung von +/- 10% zulassen. Die detaillierten Ergebnisse der Netzsimulation im Szenario 4 für das Beispielgebiet in Abbildung 4 zeigen, dass mit der maximalen PV-Einspeisung eine Spannungsanhebung von 6.2% auftritt und somit Massnahmen ergriffen werden müssen. Speisen die Wechselrichter kapazitive Blindleistung ins Netz ein (Bezug induktiver Blindleistung) mit einem cos(ϕ)=0.95, reduziert sich die maximale Spannungsanhebung auf 4.1% (vgl. Abbildung 5). Abbildung 4: Detaillierte Ergebnisse der Netzsimulation für die relative Spannung an jedem Hausanschluss im Szenario 4 (vgl. Tabelle 3). Die maximale Spannungsanhebung tritt beim Knoten links oben auf.

7 Abbildung 5: Detaillierte Ergebnisse der Netzsimulation für die relative Spannung an jedem Hausanschluss im Szenario 8 (vgl. Tabelle 3). Die maximale Spannungsanhebung tritt beim Knoten links oben auf. Die Einspeisung von kapazitiver Blindleistung durch die Wechselrichter erlaubt es, die Spannungsanhebung stark von 6.2% auf 4.1% zu vermindern. Als Nebenwirkung erhöht sich aber die Auslastung des Transformators, wie aus der Übersicht über die Ergebnisse der Netzsimulation in Tabelle 4 ersichtlich ist. Tabelle 4: Ergebnisse der Netzsimulation für das Beispielgebiet. u: maximale relative Spannung an einem Knoten; P, Q, S: Wirk-, Blind- und Scheinleistung bei der Ausspeisung aus dem Mittelspannungsnetz; s: Auslastung des Transformators. Szenario u P [kw] Q [kvar] S [kva] s 63% 40% 27% 113% 86% 45% 10% 127% 98% 56% 19%

8 Weiter reduzieren lässt sich die Spannungsanhebung, wenn der Transformator anders geschaltet wird. In den Szenarien 1-11 wurde davon ausgegangen, dass der Transformator wie heute üblich so geschaltet ist, dass die Spannung sekundärseitig am Transformator leicht überhöht ist (gut 2%). Die stellt beim heute üblichen Lastabfall im Niederspannungsnetz sicher, dass die Spannung bei den Hausanschlüssen nicht zu tief wird. Wird auf diese Spannungsüberhöhung am Transformator verzichtet, lässt sich die maximale Spannungsanhebung weiter reduzieren und zwar in der Kombination mit Blindleistungseinspeisung auf 1.6% (vgl. Abbildung 6). Die Ergebnisse der Netzsimulation zeigen, dass bei einem Betrieb des Netzes als Verbrauchernetz und ohne Blindleistungseinspeisung durch die Wechselrichter die relativen Spannungswerte über die Limite von 103% steigen. Mit einer Kombination von Blindleistungseinspeisung und angepasster Schaltung des Transformators kann jedoch die Spannungsanhebung auf unter 3% gesenkt werden. Diese Erkenntnis gilt auch für die anderen beiden untersuchten Netze. Bei sehr starkem Ausbau (und Blindleistungseinspeisung durch die Wechselrichter) wird die Überlastung der Transformatoren jedoch kritisch. Abbildung 6: Detaillierte Ergebnisse der Netzsimulation für die relative Spannung an jedem Hausanschluss im Szenario 8 (vgl. Tabelle 3) aber mit Trafoeinstellung ohne Spannungsüberhöhung. Die maximale Spannungsanhebung tritt beim Knoten links oben auf.

9 Fazit Mit Hilfe der PV-Leistung aus dem Solarkataster und den verfügbaren Netz- und Verbrauchsdaten konnten detaillierte Netzsimulationen durchgeführt werden. Die Netzsimulationen zeigen, dass PV-Einspeisung in grossem Masse zu erheblichen Spannungsanhebungen führt. Diese können jedoch für die meisten Szenarien innerhalb der Grenzwerte gehalten werden, wenn einerseits die Möglichkeit der Blindleistungseinspeisung von Wechselrichtern ausgenutzt wird und andererseits unter Last schaltbare Ortsnetztrafos eingesetzt werden. Netzsimulationen auf der Basis von Solarkatastern können Netzbetreibern bei der Netzplanung wichtige Hinweise liefern, wie das Netz für eine erneuerbare Zukunft ausgerichtet werden kann. Das Solarkataster liefert genaue und insbesondere räumlich hoch aufgelöste Daten zur möglichen PV-Einspeisung. Durch die im Solarkataster enthaltenen Daten wie Ausrichtung und Neigung lassen sich auch zeitlich hoch aufgelöste Daten zur PV-Leistung ableiten, die wiederum für die Simulation von Smart Grids von Interesse sind. [1] M. Lödl, G. Kerber, R. Witzmann, C. Hoffmann und M. Metzger: Abschätzung des Photovoltaik-Potentials auf Dachflächen in Deutschland. 11. Symposium Energieinnovation, Graz, [2] R. Cattin, B. Schaffner, T. Humar-Mägli, S. Albrecht, J. Remund, D. Klauser und J. J. Engel: Energiestrategie 2050, Berechnung der Energiepotentiale für Wind- und Sonnenenergie. METEOTEST im Auftrag des Bundesamtes für Umwelt BAFU, [3] H. Ruf, G. Heilscher, F. Meier: Smart Solar Grid Ergebnisse der Analyse und des Solardachpotentials des ersten Testgebiets der Stadtwerke Ulm. 27. Symposium Photovoltaische Solarenergie, Bad Staffelstein, [4] [5] G. Bartak, H. Holenstein und J. Meyer (Herausgeber): D-A-CH-CZ Technische Regeln zur Beurteilung von Netzrückwirkungen. VSE, Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen, 2. Ausgabe, [6] E. Lakervi und E. J. Holmes: Electrical Distribution Network Design. Peter Peregrinus Ltd., on behalf of the Institution of Electrical Engineers, London, [7]