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Smart Grid Controller
Technische und wirtschaftliche Analyse von regelbaren Ortsnetztransformatoren und Längs-reglern in Netzgebieten mit einem hohen Anteil an Elektromobilität und Photovoltaik
Endbericht© FfE, August 2016
Smart Grid Controller
Technische und wirtschaftliche Analyse von regelbaren Ortsnetztransformatoren und Längs-reglern in Netzgebieten mit einem hohen Anteil an Elektromobilität und Photovoltaik
Auftraggeber: GE Global Research; Bayerisches Staatsministerium für
Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie
FfE-Auftragsnummer: GE-02
Bearbeiter/in: Dipl.-Ing. Marc Gallet, M.Sc.
Dipl.-Ing. Simon Köppl
Fertigstellung: August 2016
Impressum:
Smart Grid Controller
Durchgeführt von der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. (FfE) in Zusammenarbeit mit GE Global Research
zum Projekt:
Smart Grid Controller
Gefördert durch:
Bayerisches Staatsministerium für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie
Kontakt:
Am Blütenanger 71 80995 München Tel.: +49 (0) 89 158121-0 Fax: +49 (0) 89 158121-10 E-Mail: info@ffe.de Internet: www.ffe.de
Wissenschaftlicher Leiter: Prof. Dr.-Ing. U. Wagner
Geschäftsführer: Prof. Dr.-Ing. W. Mauch
Projekt-Manager: Dr.-Ing. Dipl.-Phys. R. Corradini
Verfasst von:
Dipl.-Ing. Marc Gallet, M.Sc.
Dipl.-Ing. Simon Köppl
Dipl.-Ing. Philipp Nobis
Dipl.-Ing. Florian Samweber
Mit Unterstützung von:
Janis Reinhard
Victor Tabacaru
Zuohan Wang
Daniela Wohlschlager
Inhaltsverzeichnis i
Inhalt
1 Ausgangssituation und Zielsetzung ................................................................. 1
2 Vorgehensweise im Projekt Smart Grid Controller ......................................... 2
2.1 Datengrundlage Kosten und Kennwerte .................................................................. 2
2.2 Technische Bewertung ............................................................................................ 2
2.3 Wirtschaftliche Bewertung ....................................................................................... 3
3 Aktueller Stand von Forschung und Entwicklung .......................................... 4
4 Systembeschreibung der untersuchten netzstabilisierenden Maßnahmen . 5
4.1 Grundlagen des Netzbetriebes in der Niederspannungsebene ................................ 5
4.1.1 Thermische Belastbarkeit der Betriebsmittel .................................................... 5
4.1.2 Spannungskriterien .......................................................................................... 5
4.2 Stufenschaltbare Transformatoren zur Netzstabilisierung........................................ 6
4.2.1 Regelbarer Ortsnetztransformator .................................................................... 6
4.2.2 Spannungslängsregler ....................................................................................11
4.3 Konventioneller Netzausbau als Vergleich zur rONT und LVR ...............................14
5 Auswahl der zu untersuchenden Netzgebiete ............................................... 16
5.1 Definition von verallgemeinerten Referenznetzen ..................................................17
5.2 Synthetische Typnetze ...........................................................................................18
5.3 Verwendung von realen Netzgebieten ....................................................................21
5.3.1 Kriterien zur Auswahl der Netze ......................................................................21
5.3.2 Begleitende Messungen in Garmisch-Partenkirchen .......................................22
5.3.3 Digitalisierung der Netzpläne ...........................................................................24
5.3.4 Auswahl reale Netzgebiete aus Garmisch-Partenkirchen ................................25
6 Rahmenbedingungen der Netzsimulationen ................................................. 27
6.1 Aufbau der Szenarien .............................................................................................27
6.1.1 Szenariorahmen ..............................................................................................27
6.1.2 Maßnahmen mit Varianten ..............................................................................27
6.1.3 Zufallsverteilungen je Szenario .......................................................................28
6.1.4 Zusammenfassung des Aufbaus der Szenarien ..............................................29
6.2 Szenariounabhängige Parameter ...........................................................................29
6.2.1 Simulationszeitraum ........................................................................................29
6.2.2 Mittelspannungsnetz .......................................................................................29
6.2.3 Elemente .........................................................................................................30
6.2.3.1 Haushalte .................................................................................................30
ii Inhaltsverzeichnis
6.2.3.2 Elektrofahrzeuge ......................................................................................30
6.2.3.3 Photovoltaikanlagen .................................................................................30
6.2.3.4 Hausspeicher ...........................................................................................31
6.2.4 Spannungsstabilisierungsmaßnahmen ............................................................31
6.2.4.1 Eigenschaften des regelbaren Ortsnetztransformators und des
Längsreglers ..............................................................................................................31
6.3 Szenariorahmen GAP2030 .....................................................................................32
6.4 Szenariorahmen KN2030 .......................................................................................32
6.5 Szenariorahmen GAPextrem und KNextrem ..........................................................33
7 Technische Analyse der Netzgebiete ............................................................. 34
7.1 Simulationsprogramm zur netztechnischen Analyse ...............................................34
7.2 Differenzierung der Einsatzgebiete von rONT und LVR mithilfe der Referenznetze 38
7.2.1 Inhomogenität der Referenznetze ...................................................................38
7.2.2 Identifikation von unzulässigen Netzbelastungen der Referenznetze ..............39
7.2.3 Ausregelung von Spannungsproblemen durch rONT und LVR ........................40
7.2.4 Maximale Spannungsspreizung in einer Netztopologie zur Abgrenzung von
variablen und konstantem Sollwert ................................................................................42
7.3 Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch
detaillierte Simulationen in GridSim ..................................................................................45
7.3.1 Analyse Vorstadtnetz ......................................................................................46
7.3.1.1 GAP-Netz Vorstadt (ONT 3) .....................................................................46
7.3.1.2 Typnetz-Vorstadt ......................................................................................59
7.3.2 Analyse Dorfnetz .............................................................................................68
7.3.2.1 GAP-Netz Dorf (ONT 33) .........................................................................68
7.3.2.2 Typnetz-Dorf ............................................................................................73
7.3.3 Analyse Landnetz ............................................................................................77
7.3.3.1 GAP-Netz Land (ONT 158) ......................................................................77
7.3.3.2 Typnetz-Land ...........................................................................................81
7.3.4 Zusammenfassung der Ergebnisse aus der technischen Analyse ...................86
8 Wirtschaftliche Bewertung .............................................................................. 87
8.1 Grundlagen der Wirtschaftlichkeitsrechnung ..........................................................87
8.1.1 Allgemeine Parameter für die Berechnung der kalkulatorischen Kosten und der
Betriebskosten ..............................................................................................................87
8.1.2 Kostenrecherche der untersuchten Komponenten ...........................................88
8.1.3 Berechnung der leistungs- und spannungsspezifischen Kennzahl ..................90
8.2 Wirtschaftliche Analyse der Referenznetze ............................................................92
8.3 Wirtschaftliche Analyse der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzgebieten ...94
Inhaltsverzeichnis iii
8.3.1 Analyse der Vorstadtnetze ..............................................................................95
8.3.2 Analyse der Dorfnetze .....................................................................................97
8.3.3 Analyse der Landnetze ....................................................................................98
8.4 Zusammenfassung der Wirtschaftlichkeitsanalyse ............................................... 101
9 Fazit und Ausblick ......................................................................................... 102
10 Anhang ........................................................................................................ 104
10.1 Lebenszykluskosten der untersuchten Maßnahmen ............................................. 104
10.1.1 Parallelverkabelung ....................................................................................... 104
10.1.2 Lebenszykluskosten Laststufenschalter ........................................................ 104
10.2 Steckbriefe der untersuchten Netzgebiete ............................................................ 105
10.2.1 Ortsnetztransformator 3 ................................................................................ 105
10.2.2 Ortsnetztransformator 33.............................................................................. 106
10.2.3 Ortsnetztransformator 158............................................................................. 107
10.2.4 Typnetz-Vorstadt ........................................................................................... 108
10.2.5 Typnetz-Dorf ................................................................................................. 109
10.2.6 Typnetz-Land ................................................................................................ 110
11 Literaturverzeichnis .................................................................................... 111
1
Smart Grid Controller
1 Ausgangssituation und Zielsetzung
Die fortschreitende Energiewende bedingt einen Wandel in der Energieerzeugungsstruk-
tur, was durch größere räumliche Diskrepanz zwischen Energieerzeugung und
Energieverbrauch eine zwingende Anpassung der Netze erfordert. Für Deutschlands
Netzbetreiber stellt die Umsetzung neben der technischen vor allem eine erhebliche
finanzielle Herausforderung dar. Laut einer aktuellen Studie des Bundesverbandes der
Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) bewegt sich die notwendige Investitions-
summe rein für den Ausbau der deutschen Verteilnetze bis 2020 in einer Größenordnung
von 21 bis 27 Milliarden Euro. Potenzielle zusätzliche Kostenträger wie Installationskos-
ten von Ladeinfrastrukturen für Elektromobilität sowie die Integration von Smart
Metern werden dabei noch nicht berücksichtigt und können weitere Kosten hervorrufen
/BDEW-03 11/.
Durch den Einsatz intelligenter Regelkonzepte besteht die Möglichkeit, den Ausbaube-
darf der Stromnetze zu reduzieren. Das Zusammenspiel von konventionellem
Netzausbau und dem Einsatz verschiedener intelligenter Stabilisierungsmaßnahmen
könnte den Umbau der Verteilnetze effizienter gestalten und somit den Investitionsbe-
darf vermindern. Zusätzlich erhöht sich durch netzstabilisierende Maßnahmen die
maximal im Netzgebiet integrierbare Leistung, z. B. durch Photovoltaik oder eine hohe
Durchdringung mit Elektrofahrzeugen. Um eine möglichst ökonomische Optimierung
der bestehenden Netze zu erreichen, bedarf es einer Ermittlung der jeweils geeignetsten
Stabilisierungsmaßnahme.
Eine Möglichkeit, die Spannung des Verteilnetzes in den in der DIN-Norm
DIN EN 50160 festgelegten Spannungsgrenzen zu halten, sind stufenschaltbare
Transformatoren. Diese sind zwar mit Investitionskosten seitens der Netzbetreiber
verbunden, dieser besitzt jedoch die Kontrolle über die Betriebsmittel, die Verteilnetze
werden nicht zusätzlich belastet und zudem kommt es kaum zu Verlusten. Für regelbare
Ortsnetztransformatoren, die das Mittelspannungs- und Niederspannungsnetz
verknüpfen, und Längsregler, welche die Spannung innerhalb eines Netzstrangs
regulieren, wurde in den letzten Jahren des e-GAP-Projektes ein Längsregler mit einer
Kombination aus elektrischer und mechanischer Schaltung konzipiert. Ein Regelalgo-
rithmus für den Laststufenschalter, der auf einen Großteil der Verteilnetze anwendbar
ist und auch mit geringem Kenntnisstand über die entsprechenden Netzparameter
ausreichend gute Ergebnisse liefern kann, muss entwickelt werden, um die integrierbare
Anzahl an Elektrofahrzeugen und Photovoltaikanlagen kostengünstig maximieren zu
können.
Neben der Maximierung der Stromnetz-Aufnahmefähigkeit für Elektromobilität und
dezentrale Erzeuger, soll ein Spannungsregelungskonzept für die Netzstabilisierung bei
einem hohen Durchdringungsgrad von Elektromobilität und dezentralen Erzeugern
sowie ein wirtschaftliches und kostengünstiges Smart-Grid-Konzept entwickelt werden.
Neben den genannten Anforderungen an das Regelkonzept des Laststufenschalters soll
auch die Lebensdauer von Netzbetriebsmitteln maximiert werden, wonach die Anzahl an
Schalthandlungen auf einem notwendigen Minimum gehalten werden soll.
2 Vorgehensweise im Projekt Smart Grid Controller
2 Vorgehensweise im Projekt Smart Grid Controller
Abbildung 2-1 zeigt das grundsätzliche Vorgehen im Projekt Smart Grid Controller.
Hierzu wurden deshalb drei Arbeitspakete formuliert und bearbeitet.
Abbildung 2-1: Grundsätzliches Vorgehen im Projekt Smart Grid Controller
2.1 Datengrundlage Kosten und Kennwerte
In einem ersten Schritt wurden die notwendigen Inputdaten für die Entwicklung der
Schätzmethode generiert. Hierfür wurden Messdaten aufbereitet, die im Zuge des eGAP-
Projekts „Smart Grid – Basis einer elektromobilen Zukunft“ erhoben wurden und
Rückschlüsse auf mögliche Netzauswirkungen durch einen erhöhten Anteil an
Elektrofahrzeugen zulassen. Der Fokus des aktuellen Projekts liegt auf Netzgebieten,
die sich für den Einsatz eines Längsreglers eignen und an denen neue Messdaten
erhoben wurden. Es wurden Elektrofahrzeuglastgänge erstellt, um in Simulationen eine
hohe Durchdringung an Elektromobilität im Niederspannungsnetz abzubilden. Durch
verschiedene Ladelastgänge sollte ermöglicht werden, das entwickelte Regelkonzept in
unterschiedlichen Belastungsszenarien zu testen und validieren. Für die Validierung
des Längsreglers sollten mithilfe einer geeigneten Methode Netzgebiete gefunden
werden, die potenzielle Anwendungsgebiete für Regelkonzepte darstellen. Beispiele
hierfür sind Netze mit langen Netzauslegern oder Strahlennetze mit großen
Verbraucher- oder Erzeugereinheiten, welche in großer Entfernung zum Transformator
liegen.
2.2 Technische Bewertung
Für die technische Analyse standen sechs verschiedene Case Studies zur Verfügung
(drei reale Netzgebiete und drei Typnetze). Für die Validierung der einzelnen
Maßnahmen wurden Kriterien und Parameter definiert, um die Vergleichbarkeit in
Bezug auf die Stabilisierung des Netzes zu gewährleisten. Grundlagen hierfür bildeten
Wirtschaftliche Bewertung 3
geltende Normen, Gesetze und Kriterien wie die maximal mögliche Betriebsmittelbelas-
tung der Leitungen und Transformatoren. Um den Anteil der Photovoltaikanlagen und
die Durchdringung mit Elektrofahrzeugen für einzelne Netzgebiete abschätzen zu
können und damit zukünftige Last- und Einspeisesituationen abbilden zu können,
wurden verschiedene Szenarien modelliert, wobei auch auf Ergebnisse anderer eGAP-
Projekte zugegriffen wurde. Als Referenz dienten immer Lastflussberechnungen des
derzeitigen Netzes ohne Stabilisierungsmaßnahmen. Um die Effizienz der einzelnen
Spannungshaltungsmaßnahmen zu untersuchen, wurden der konventionelle Netz-
ausbau, regelbare Ortsnetztransformatoren und Längsregler simuliert. Nachdem der
adaptive Regler entwickelt wurde, wurde dieser in eine Simulationsumgebung
implementiert, um das Regelkonzept in unterschiedlichen Szenarien durch umfangrei-
che Lastflussberechnungen zu validieren und anschließend mit den anderen
Spannungsregelungsmethoden zu vergleichen.
2.3 Wirtschaftliche Bewertung
Nachdem die technische Analyse und die Simulationsergebnisse ausgewertet wurden,
wurde eine wirtschaftliche Betrachtung der Case Studies durchgeführt. Dafür mussten
wirtschaftliche Kriterien, wie zum Beispiel konkrete Kosten der betrachteten
Maßnahmen, nach denen Spannungsregelungsmethoden bewertet werden können,
definiert werden. Diese Kriterien wurden wiederum für die sechs Case Studies in
Abhängigkeit von den definierten Szenarien der Entwicklung der Elektromobilität
berechnet. Für die Kostenabschätzungen wurden gängige Methoden der Investitions-
rechnung herangezogen. Um Aussagen über die jeweils wirtschaftlichste Maßnahme
treffen zu können, erfolgte anhand der Kennwerte eine Bewertung der Spannungshal-
tungsmethoden für das jeweilige Netzgebiet. Durch die Verwendung von Typnetzen
konnten die Ergebnisse auch auf andere Verteilnetze übertragen werden. Somit war es
in einem nächsten Schritt möglich, mit Hilfe der Ergebnisse abzuschätzen, wie hoch die
Maximalkosten sein dürfen, um für den Netzbetreiber einen betriebswirtschaftlichen
Vorteil gegenüber anderen Netzstabilisierungsmaßnahmen zu generieren.
4 Aktueller Stand von Forschung und Entwicklung
3 Aktueller Stand von Forschung und Entwicklung
Die Auswirkungen des deutschlandweiten Ausbaus erneuerbarer Energien und die
damit verbundene Integration von dezentralen Erzeugern ins Verteilnetz sind längst
Gegenstand von Forschung und Entwicklung. Eine Vielzahl von Studien beschäftigt sich
mit den zukünftigen Herausforderungen der Netzbetreiber. Auch speziell für die
Anpassungen der Verteilnetze sind bereits Studien veröffentlicht worden. Zu den
Inhalten dieser Analysen zählen sowohl der Ausbaubedarf durch konventionelle
Netzverstärkungen als auch die Spannungsanpassung durch den Einsatz intelligenter
Regelsysteme. Neben den technischen Parametern sowie der Realisierbarkeit beziehen
sich manche Untersuchungen zudem auf wirtschaftliche Kenngrößen der einzelnen
Maßnahmen.
Auf Grund des noch relativ geringen Diffusionsgrades von eingesetzten Spannungs-
längsreglern werden in veröffentlichten Studien vorwiegend der Einsatz von bereits
stärker am Markt etablierten rONT sowie das ohnehin längst erprobte Verfahren des
konventionellen Netzausbaus zur vergleichenden Analyse herangezogen. Die in dieser
Arbeit durchgeführten Untersuchungen beziehen alle drei Maßnahmen gleichwertig mit
ein und beinhalten eine klare Abgrenzung des Einsatzes von regelbaren Ortsnetztrans-
formatoren und des Längsregler.
In der 2014 veröffentlichten Studie „Moderne Verteilernetze für Deutschland“ wird
unter anderem das Einsparpotenzial durch die Nutzung intelligenter Netztechnologien
und die Anwendung innovativer Planungs- und Betriebsstrategien analysiert und
beurteilt. In der Studie wird der Fokus auf die intelligenten Netztechnologien wie
beispielsweise den regelbaren Ortsnetztransformator gelegt. Die Studie beschränkt sich
auf Technologien, die bereits im heutigen Netzbetrieb eingesetzt werden, da neuartige,
sich noch im Forschungs- oder Versuchsstadium befindende Technologien laut den
Autoren keinen großen Beitrag zur Reduzierung des notwendigen Netzausbaus leisten
können. Auch wurde die Simulation von Spannungsreglern außer Betracht gelassen, da
laut Studie der spannungsbedingte Netzausbaubedarf in der Niederspannungsverteil-
netzebene fast vollständig durch regelbare Ortsnetztransformatoren substituiert werden
kann. Es wird sich auf das Abgreifen der Sammelschienenspannung beschränkt, die als
Regelgröße für den rONT Verwendung findet. /EBR-01 14/
Die Mitte 2015 veröffentlichte Studie „PV-Netzintegration“ beschreibt die Wichtigkeit
von Netzbetriebsmitteln mit der Möglichkeit zur Spannungsregelung, um das Mittel-
und Niederspannungsnetz zu entkoppeln bzw. einzelne Ausläufer im Niederspannungs-
netz auszuregeln. Netzbetriebsmittel, wie regelbare Ortsnetztransformatoren und
Längsregler, werden bereits in Feldtests untersucht und kommerzielle Produkte sind
bereits verfügbar. Ebenso sind aktive und intelligente Ortsnetzstationen entwickelt, die
ohne direkten Eingriff durch den Netzbetreiber ein abgestimmtes Verhalten des
Niederspannungsnetzes automatisieren können. Trotzdem wird angemerkt, dass
weiterer Forschungs- und Entwicklungsbedarf in diesem Gebiet besteht. /IWES-06 15/
Grundlagen des Netzbetriebes in der Niederspannungsebene 5
4 Systembeschreibung der untersuchten netzstabilisie-renden Maßnahmen
4.1 Grundlagen des Netzbetriebes in der Niederspannungsebene
Die untersuchten netzstabilisierenden Maßnahmen werden überwiegend in Netzgebie-
ten der Niederspannungsebene eingesetzt. Aufgabe dieses Teils des Verteilnetzes der
betrachteten Ebene ist es, umliegende Verbraucher wie Haushalte, Landwirtschaft,
Industrie sowie Gewerbebetriebe zu versorgen. Um eine adäquate Versorgung zu
gewährleisten, erfordert es die Einhaltung gewisser Rahmenbedingungen. In höheren
Spannungsebenen stellt die Erfüllung des (n-1)-Kriteriums, durch welches die Werte der
Spannung sowie der thermischen Belastung bei einem Ausfall oder einer betrieblichen
Abschaltung eines Betriebsmittels innerhalb der Norm bleiben und somit die
Netzsicherheit weiterhin gewährleistet wird, einen angewandten Planungsgrundsatz
dar. In der Niederspannungsebene ist dies aufgrund der häufig auftretenden
Strahlennetze nicht möglich.
4.1.1 Thermische Belastbarkeit der Betriebsmittel
Eine Rahmenbedingung zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit stellt die
Einhaltung thermischer Grenzwerte dar. Eine Überschreitung des Grenzstroms kann
durch zu hohe Einspeisungen beziehungsweise Verbraucherleistungen auftreten.
Ursachen dafür können eine erhöhte fluktuierende Stromerzeugung aus dezentralen
Anlagen als auch ein möglicher zunehmender Verbrauch, beispielsweise bedingt durch
eine steigende Anzahl von Elektrofahrzeugen, sein. Um eine vorzeitige Alterung sowie
Schädigungen und Ausfälle einzelner Betriebsmittel zu vermeiden, dürfen die
thermischen Belastbarkeiten der betreffenden Netzkomponenten, wie beispielsweise
Transformatoren und Leitungen, nicht dauerhaft überschritten werden. Folglich müssen
Betriebsmittel so dimensioniert sein, dass im Normalbetrieb die maximale Strombelast-
barkeit eingehalten wird. Ausnahme sind kurzzeitige Überlastungen im Störfall, welche
auf Grund der vorherrschenden thermischen Trägheit sowie einer geringen gleichzeiti-
gen Eintrittswahrscheinlichkeit von Jahreshöchstlast und Fehlerfall zulässig sind
/EBR-01 14/.
Die zulässigen Betriebsmittelbelastungen für den Rückspeisefall basieren auf denselben
Bedingungen wie für den Starklastfall und belaufen sich im ungestörten Netzbetrieb in
der Niederspannung auf maximal 100 % der Bemessungsscheinleistung /TUM-01 13/.
4.1.2 Spannungskriterien
Neben den thermischen Anforderungen stellt die Spannungshaltung die größte
Herausforderung bei der Gewährleistung des sicheren Netzbetriebes dar. Eine wichtige
Aufgabe der Verteilnetzbetreiber liegt in der Erfüllung von definierten Mindestanforde-
rungen an die Spannungsqualität. Diese sind in der DIN-Norm DIN EN 50160
festgelegt. Demnach befindet sich die zulässige Spannungsänderung beim Endverbrau-
cher in der Bandbreite von ± 10 % der Bemessungsspannung /EBR-01 14/.
6 Systembeschreibung der untersuchten netzstabilisierenden Maßnahmen
Kommt es zu einer Über- oder Unterschreitung der vorgegebenen Bandbreite,
beispielsweise durch die verstärkte Einspeisung dezentraler Erzeuger oder zu hohen
Verbraucherleistungen, spricht man von Spannungsbandverletzungen.
Der technisch wissenschaftliche Verband für Branchen und Berufe der Elektro- und
Informationstechnik VDE e.V. definierte zudem die Richtlinie VDE AR 4105, welche
technische Mindestanforderungen an den Netzanschluss und Parallelbetrieb von
Erzeugungsanlagen für eine verbesserte Integration dezentraler Anlagen ins Stromnetz
beinhaltet /VDE-01 15/. Die Richtlinie legt den zulässigen Betrag für durch dezentrale
Einspeiser verursachte Spannungsänderungen fest. Demnach darf im Niederspan-
nungsnetz die Summe der verursachten Spannungsanhebung aller Erzeugungsanlagen
den Betrag von drei Prozent nicht überschreiten. Folglich ist eine zusätzliche, durch
Erzeugungsanlagen hervorgerufene Spannungsänderung von mehr als drei Prozent
gegenüber der ursprünglichen Spannung an keinem Verknüpfungspunkt im
Niederspannungsnetz zulässig /TUM-01 13/.
4.2 Stufenschaltbare Transformatoren zur Netzstabilisierung
Im Rahmen dieser Studien werden zwei Typen von Laststufenschaltern betrachtet:
regelbarer Ortsnetztransformator (rONT)
Längsregler
Ein Längsregler wird entlang eines Netzstranges angebracht. Ein rONT hingegen
befindet sich immer in der Ortsnetzstation zwischen Mittel-und Niederspannungsnetz
(vgl. Abbildung 4-1) zeigt.
Abbildung 4-1: Position von regelbarem Ortsnetztransformator und Längsregler im
Niederspannungsnetz /FENES-02 16/
4.2.1 Regelbarer Ortsnetztransformator
Der regelbare Ortsnetztransformator (rONT) ist bereits am Markt etabliert und wird
vermehrt zur Spannungsregelung angewandt. Die Funktionsweise des rONT
unterscheidet sich bei vielen am Markt verfügbaren Modellen. Diese dynamische
Anpassung der unterseitigen Spannung am Transformator geschieht über einen
Laststufenschalter, welcher wiederum von einem Spannungsregler gesteuert wird.
Laststufenschalter dienen zur Änderung des Übersetzungsverhältnisses während des
Stufenschaltbare Transformatoren zur Netzstabilisierung 7
Betriebs und daher zur unterbrechungsfreien Schaltung bei Last /TUW-02 14/. Die
erforderlichen Daten für die intelligente Steuerung liefert beim rONT ein eingebauter
Sensor zur Spannungsmessung /ETZ-01 12/. Die folgende Abbildung 4-2 zeigt, wie die
Anpassung der Spannung aufgrund verstärkter Rückspeisung durch PV-Anlagen erfolgt.
Abbildung 4-2: Schematische Spannungsanpassung durch einen rONT
Die Spannung am Niederspannungsabgang dient als das Eingangsspannungsprofil für
die Regelung und wird mit einem vorgegebenen Spannungssollwert verglichen. Daraus
wird eine Spannungsdifferenz ∆U gebildet (vgl. Formel (1)).
∆𝑈 = 𝑈𝑆𝑒𝑘 − 𝑈𝑆𝑜𝑙𝑙 (1)
USoll: vorgegebener Spannungssollwert
USek: Spannung der Sekundärseite des Transformators
Für den Spannungssollwert wird zusätzlich ein Toleranzband eingestellt. Nur wenn die
Spannungsdifferenz größer als die halbe Bandweite dieses Toleranzbandes ist, spricht
der Stufenschalter vom rONT an (vgl. Formel (2)).
|∆𝑈 | ≥𝐵𝑊
2 (2)
BW: Bandweite des Toleranzbandes
Dabei wird bei der Regelung eine vordefinierte Verzögerungszeit (tVerzögerung) berücksich-
tigt. Eine genauere Beschreibung zur Verzögerungszeit findet sich in /TUW-02 14/.
Wenn die Spannung das Toleranzband überschreitet oder unterschreitet, startet ein
Zeitnehmer. Falls die Bandverletzung nur kurzzeitig dauert, kommt es zu keinem
Stufenwechsel. Läuft die vorgegebene Verzögerungszeit jedoch komplett ab und die
gemessene Spannung befindet sich immer noch außerhalb des Toleranzbandes, kommt
es zu einem Stufenwechsel, welcher die Spannung zurück in das Toleranzband bringen
soll. Dabei ist insbesondere zu beachten, dass die Bandweite größer als eine Stufe des
Schalters sein muss. In /AE-01 15/ wird eine minimale Bandweite der 1,2-fachen
Stufengröße empfohlen.
8 Systembeschreibung der untersuchten netzstabilisierenden Maßnahmen
Im Rahmen dieser Arbeit wird dieser Wert einheitlich für die Dimensionierung aller
Längsregler und regelbaren Ortsnetztransformatoren verwendet. Die Wirksamkeit eines
rONT hängt stark von den verwendeten Regelkonzepten ab, die im Folgenden vorgestellt
werden.
Konventionelle Regelung
Bei diesem Regelkonzept wird die Spannung an der Sekundärseite des rONTs
kontinuierlich gemessen. Die gemessene Spannung bildet das Spannungsprofil in der
Regelung. Der Spannungssollwert sowie die Bandweite des Toleranzbandes bleiben
während des Betriebs unverändert (vgl. exemplarischer Spannungsverlauf in
Abbildung 4-3).
Abbildung 4-3: Spannungsverlauf eines Tages am rONT bei konventioneller Regelung
Ein Vorteil hierbei ist die einfache Umsetzung der Regelung und die damit geringen
Kosten. Die Eingangsspannung ist stark von der Spannung des Mittelspannungsnetzes
abhängig. Daher ist diese Regelung eher geeignet, Schwankungen aus der Mittelspan-
nung zu glätten, als im Niederspannungsnetz Spannungsprobleme zu beheben.
Leistungskompoundierung
Bei diesem Regelkonzept ist der Spannungssollwert nicht mehr konstant, sondern
abhängig von der Auslastung des Transformators. Abbildung 4-4 zeigt eine Standard-
Kennlinie der Sollspannung in Abhängigkeit des auf die Bemessungsscheinleistung 𝑆𝑟
normierten Scheinleistungsflusses über den Transformator, die nach /TAB-01 15/ die
optimale Kennlinie darstellt. Die anderen Parameter, z. B. das Eingangsspannungsprofil
und die Bandweite des Toleranzbandes, werden analog zur konventionellen Regelung
gewählt.
-3
-2
-1
0
1
2
3
0,97
0,98
0,99
1,00
1,01
1,02
1,03
00:00 06:00 12:00 18:00 00:00St
ufe
np
osi
tio
n d
es
rON
T
Span
nu
ng
in p
u
Uhrzeit
Spannungsprofil
Sollwert
Bandbreite
Stufenposition©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00255
Stufenschaltbare Transformatoren zur Netzstabilisierung 9
Abbildung 4-4: Kennlinie der Leistungskompoundierung eines rONT
Der so variierende Spannungssollwert beeinflusst stark die Spannungsregelung am
rONT (vgl. Abbildung 4-5).
Abbildung 4-5: Spannungsverlauf eines Tages am rONT bei Leistungskompoundie-
rung
0,94
0,96
0,98
1
1,02
1,04
1,06
-50% -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50%
Span
nu
ng
in p
u
prozentualer Scheinleistungsfluss S/S_r über den Transformator
Umax
Usoll
Umin©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00260
-3
-2
-1
0
1
2
3
0,94
0,96
0,98
1,00
1,02
1,04
1,06
00:00 06:00 12:00 18:00 00:00
Stu
fen
po
siti
on
de
s rO
NT
Span
nu
ng
in p
u
Uhrzeit
Spannungsprofil
Sollwert
Bandbreite
Stufenposition
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00256
10 Systembeschreibung der untersuchten netzstabilisierenden Maßnahmen
Adaptive Regelung
Bei dem als adaptive Regelung bezeichneten Konzept werden Spannungssollwert und
das Toleranzband auf Basis der Spannungen aller Netzknoten im Netzgebiet variiert.
Für die Ermittlung dieser Spannungen sind keine zusätzlichen Messungen notwendig,
sondern können mit einem nach Herstellerangaben geringen Schätzfehler von 5 %
abgeschätzt werden. Dieser mögliche Schätzfehler wird durch einen Sicherheitsabstand
in der Spannungsregelung berücksichtigt. Bei einer Verletzung des Spannungsbandes
an einem beliebigen Netzknoten wird der Stufenschalter aktiviert, indem der Regler
dynamisch das Toleranzband ändert. Der Spannungssollwert und die Breite des
Toleranzbandes werden nach folgender Methodik ermittelt:
Befinden sich alle abgeschätzten Spannungen der Netzknoten innerhalb der
Spannungsgrenzen, kann ein breites Toleranzband angegeben werden.
Verletzt eine der abgeschätzten Spannungen das zulässige Spannungsband,
schaltet der Stufenschalter und es wird ein enges Toleranzband gewählt.
Durch den simulierten zufälligen Messfehler in Höhe von 5 % des tatsächlichen
Spannungswertes schwankt das vom Algorithmus generierte Toleranzband stark.
Abbildung 4-6 zeigt die Stufenposition des rONT, die Bandbreite und den resultieren-
den Spannungsverlauf eines Tages.
Abbildung 4-6: Spannungsverlauf eines Tages am rONT bei adaptiver Regelung
Die gewählte Stufenposition führt zu vergleichsweise extremen Spannungen an den
Netzknoten, die jedoch noch innerhalb der zulässigen Spannungsbänder liegen. Darüber
hinaus wird durch die geringe Anzahl an Stufenwechseln die Lebensdauer des
Laststufenschalters stark erhöht.
-5
-4
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
5
0,90
0,95
1,00
1,05
1,10
00:00 06:00 12:00 18:00 00:00
Stu
fen
po
siti
on
de
s rO
NT
Span
nu
ng
in p
u
Uhrzeit
Sollwert
Spannungsprofil
Bandbreite
Stufenposition
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00258
Stufenschaltbare Transformatoren zur Netzstabilisierung 11
4.2.2 Spannungslängsregler
Der Einbau eines Spannungslängsreglers (line voltage regulator – LVR) erfolgt dabei
seriell in einem Strang des Netzgebietes, das Regelsystem lässt sich je nach Ort der
auftretenden Spannungsprobleme variabel im Netzstrang installieren. Die genaue
Funktionsweise unterscheidet sich beim Längsregler je nach Hersteller: Prinzipiell
erfasst eine Reglereinheit die primärseitig anliegende Spannung und verändert bei einer
Abweichung von der Nennspannung das Übersetzungsverhältnis. Durch die somit
veränderte Ausgangsspannung des Längsreglers werden mögliche Spannungsbandver-
letzungen verhindert /ENRY-01 12/. Je nach Hersteller wird dabei zwischen
Regelsystemen mit und ohne Stufenregelung unterschieden. Bei einer Stufenregelung
erfolgt die Spannungsanpassung innerhalb eines gewissen Regelbereichs, gängige
Ausprägungen sind dabei ein Bereich von ± 6 % oder ± 10 %. Innerhalb dieses Bereichs
kann die Spannung in Stufen verändert werden, Beispiele für die Stufenweite sind 1,5 %
oder 2,5 %. Bei der stufenlosen Variante von Längsreglern liegen keine mechanischen
Schaltelemente vor, die errechnete Korrekturspannung wird beispielsweise über
Boost-Transformatoren stufenlos eingeprägt beziehungsweise entnommen /ENRY-01 12/.
Die Regelhäufigkeit ist dabei nahezu unbegrenzt.
In Abbildung 4-7 ist die Spannungsanpassung an einem Strang des Niederspannungs-
netzes zur Veranschaulichung grafisch dargestellt. Dabei entspricht sein Regelungsprin-
zip im Wesentlichen dem des rONT.
Abbildung 4-7: Schematische Spannungsanpassung durch LVR
Die Positionierung des LVR hat großen Einfluss auf die Güte der Spannungsregelung
und die Spannungshaltung im gesamten Strang. Die optimale Position wird nach einem
komplexen Verfahren ermittelt und am Beispiel eines realen Netzes in Garmisch-
Partenkirchen, des ONT 158, beschrieben. Abbildung 4-8 zeigt den Netzschemaplan
mit den enthaltenen Verteilerkästen.
Durch eine vereinfachte Simulation mit homogen verteilten Lasten an den Hausan-
schlüssen kann der Hausanschluss mit dem größten Spannungsabfall ermittelt werden.
Der kürzeste Pfad von diesem Hausanschluss zum ONT wird als kritischer Strang
festgelegt. Alle Verteilerkästen auf dem kritischen Strang kommen nun als potenzielle
Standorte für den LVR in Frage. In diesem Fall werden alle Netzknoten am kritischen
12 Systembeschreibung der untersuchten netzstabilisierenden Maßnahmen
Strang bei der Festlegung der optimalen Position für den LVR berücksichtigt. Sind in
den Netzdaten keine Verteilerkästen definiert (z. B. in standardisierten Referenznet-
zen), werden alle Netzknoten als potenzielle Standorte in Erwägung gezogen.
Abbildung 4-8: Netzschemaplan von ONT 158 mit Verteilerkästen und kritischem
Strang
Zur Ermittlung der optimalen Position wird nun der LVR an jedem der möglichen
Standorte installiert und wiederum eine Referenzsimulation mit homogen verteilten
Lasten durchgeführt, deren Höhe so gewählt wird, dass es ohne einen LVR bereits zu
Spannungsbandverletzungen am Strangende kommt. Die Summe der Spannungsabwei-
chung aller Netzknoten ist dabei ein Maß für die Auswahl der optimalen Position (vgl.
Formel (3)):
𝐷𝑖𝑓𝑓𝑚 = √∑ (𝑈𝐿𝑎𝑠𝑡𝑓𝑎𝑙𝑙,𝑛,𝑚 − 1)2𝑁𝐾𝑛𝑜𝑡𝑒𝑛
𝑛=1 + ∑ (𝑈𝐸𝑖𝑛𝑠𝑝,𝑛,𝑚 − 1)2𝑁𝐾𝑛𝑜𝑡𝑒𝑛
𝑛=1 (3)
Diffm: Summe der Spannungsabweichungen aller Netzknoten mit LVR in Position m
ULastfall,n,m: Spannung im Lastfall am Knoten n mit LVR in Position m
UEinspeisefall,n,m: Spannung im Einspeisefall am Knoten n mit LVR in Position m
NKnoten: Anzahl der Netzknoten im kritischen Strang
Für das Netzgebiet des ONT 158 ist somit der Verteilerkasten VK878 die optimale
Position für den LVR (vgl. Tabelle 4-1).
VK810 VK878
VK847
VK776
VK775
VK774
Stufenschaltbare Transformatoren zur Netzstabilisierung 13
Tabelle 4-1: Spannungsabweichung aller Knoten im kritischen Strang mit
unterschiedlicher Positionierung des LVR
Position des Längsreglers Spannungsabweichung aller Knoten
VK776 0,479 pu
VK776 0,302 pu
VK878 0,291 pu
VK810 0,386 pu
VK847 0,584 pu
Dieses Verfahren wird analog hierzu für alle untersuchten Netzgebiete durchgeführt.
Der eigentliche LVR kann anschließend mit drei verschiedenen Regelkonzepten
betrieben werden, die im Folgenden erläutert werden:
Konventionelle Regelung
Diese entspricht in der Funktionsweise der konventionellen Regelung des rONT und
wurde bereits in Kapitel 4.2.1 beschrieben.
Leistungskompoundierung
Auch diese Regelung agiert analog zum rONT. Der Spannungssollwert wird in der
Regelung nach einer in /TAB-01 15/ vorgegebenen Kennlinie in Abhängigkeit von seiner
Auslastung geändert (vgl. Abbildung 4-9). Prinzipiell ist diese Kennlinie in GridSim
auch frei einstellbar.
Abbildung 4-9: Kennlinie der Leistungskompoundierung von LVR
0,96
0,97
0,98
0,99
1
1,01
1,02
1,03
1,04
-30% -20% -10% 0% 10% 20% 30%
Span
nu
ng
in p
u
prozentualer Scheinleistungsfluss S/S_r über den Transformator
Umax
Usoll
Umin
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00261
14 Systembeschreibung der untersuchten netzstabilisierenden Maßnahmen
Abbildung 4-10 zeigt den Spannungsverlauf am LVR bei Verwendung von Leistungs-
kompoundierung. Im Vergleich zur konventionellen Regelung weist dieses Regelkonzept
Vorteile bei der Spannungshaltung auf, während die Anzahl der Stufenwechsel deutlich
steigt.
Abbildung 4-10: Spannungsverlauf eines Tages am LVR
4.3 Konventioneller Netzausbau als Vergleich zur rONT und LVR
Neben der Installation von Laststufenschaltern ist es auch möglich, die Netze durch
höher dimensionierte Betriebsmittel, z. B. Transformatoren, oder durch Verlegung von
zusätzlichen Kabeln zu verstärken. Diese Maßnahmen erhöhen die thermische
Belastbarkeit des Netzes und damit die Stromtragfähigkeit deutlich. Eine Parallelver-
kabelung senkt darüber hinaus die Netzimpedanz und kann damit zur Spannungsstabi-
lisierung beitragen (vgl. Spannungsverlauf eines Netzstrangs mit Parallelverkabelung in
Abbildung 4-11).
-4
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
0,96
0,97
0,98
0,99
1,00
1,01
1,02
1,03
1,04
00:00 06:00 12:00 18:00 00:00
Stu
fen
po
siti
on
de
s LV
R
Span
nu
ng
in p
u
Uhrzeit
Spannungsprofil
Sollwert
Bandbreite
Stufenposition
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00259
Konventioneller Netzausbau als Vergleich zur rONT und LVR 15
Abbildung 4-11: Spannungsanpassung durch Parallelkabelverlegung
Der konventionelle Netzausbau als bereits seit langem etablierte Maßnahme wird im
Projekt als Referenz zu rONT und LVR verwendet.
16 Auswahl der zu untersuchenden Netzgebiete
5 Auswahl der zu untersuchenden Netzgebiete
Durch eine geeignete Auswahl an repräsentativen Netzstrukturen soll sichergestellt
werden, dass die Ergebnisse der nachfolgenden techno-ökonomischen Analyse nicht nur
für spezifische Einzelfälle gelten, sondern für eine Vielzahl von Netzstrukturen
generalisierbar sind. Damit können generelle Aussagen über die Einsatzgebiete der
untersuchten netzstabilisierenden Maßnahmen getroffen werden.
Im Rahmen dieser Studie wird sowohl auf verallgemeinerte Referenznetze, synthetische
Typnetze und reale Netzgebiete aus dem Ortsnetz von Garmisch-Partenkirchen
zurückgegriffen:
Verallgemeinerte Referenznetze: Durch die Definition von verallgemeinerten
Referenznetzen, die kombinatorisch aus möglichen Transformatorgrößen, Lei-
tungslängen und vereinfachten Netznutzungsfällen gebildet werden, soll eine
Vielzahl möglicher Netzstrukturen abgedeckt werden und in diesen eine Diffe-
renzierung der Einsatzgebiete der untersuchten Maßnahmen erfolgen.
Synthetische Typnetze: Zur Validierung der Referenznetze wird auf synthetische
Typnetze zurückgegriffen /TUM-04 11/. Diese Netzstrukturen wurden an der TU
München aus realen Niederspannungsnetzgebieten synthetisiert und als reprä-
sentativ für verschiedene Netzcharakteristika identifiziert (z. B. „Typisches
Landnetz“, „extremes Vorstadtnetz“, …).
Reale Netzgebiete in GAP: Mithilfe von realen Netzgebieten werden die Ergebnis-
se der Typnetze auf Garmisch-Partenkirchen übertragen. Hierzu werden die im
Vorgängerprojekt Smart Grid@eGAP digitalisierten Netzgebiete zugrunde gelegt
/EGAP-01 12/.
Abbildung 5-1 zeigt eine Übersicht der verwendeten Netzgebiete. Diese werden im
Folgenden detailliert beschrieben.
Abbildung 5-1: Auswahl repräsentativer Netzgebiete im Rahmen dieser Studie
4
• Kombinatorische
Modellierung möglicher
Trafogrößen, Leitungslängen,
Last- und
Erzeugungsverteilungen
• Differenzierung der
Einsatzgebiete der
Maßnahmen
Validierung anhand
repräsentativer NetzeÜbertragung der Ergebnisse
der Typnetze auf GAP
• Verwendung repräsentativer
Netzstrukturen für
verschiedene
Netzcharakteristika, z.B.
„typisches Landnetz“
• Validierung der Ergebnisse
der Referenznetze
• Simulation der Maßnahmen in
realen Netzgebieten
• Genaue Auswertung der
Versorgungsqualität durch
Lastflussberechnungen und
Wirtschaftlichkeits-
rechnungen in Case Studies
Abdeckung einer Vielzahl
möglicher Netzstrukturen
Verallgemeinerte Referenznetze Synthetische Typnetze Reale Netzgebiete in GAP
Phase 2: Auswahl repräsentativer Netzgebiete
zur technischen Bewertung der Maßnahmen
Definition von verallgemeinerten Referenznetzen 17
5.1 Definition von verallgemeinerten Referenznetzen
Durch die kombinatorische Generierung von verallgemeinerten Referenznetzen wird die
heterogene Verteilung realer Niederspannungsnetzgebiete abgedeckt. Ziel ist es, mit
diesen Netzstrukturen die vorherrschenden Netzparameter ausreichend genau zu
erfassen und die relevanten Netzeigenschaften hinreichend präzise widerzuspiegeln.
Dadurch kann für viele denkbare Niederspannungsnetzgebiete ein Lösungsraum
aufgespannt werden und so eine generalisierte Aussage über die Einsatzgebiete der
Maßnahmen getroffen werden.
Für eine hinreichend vollständige Abbildung möglicher Netzstrukturen wurden in einer
Metastudie fünf verschiedene Parameter identifiziert. Zur Beschränkung der Anzahl der
kombinatorisch möglichen Netze wurde für jeden Parameter nur eine begrenzte Anzahl
an typischen Ausprägungen berücksichtigt.
Bemessungsscheinleistung des Transformators: 160 kVA, 250 kVA, 400 kVA,
600 kVA
Anzahl der Stränge: 1, 2, 3
Länge der einzelnen Stränge: 100 m, 300 m, 500 m
Kabeltyp: NAYY 4x70
Die Netzbelastung wird vereinfacht durch einen Verbraucher mit vier verschiedenen
Leistungswerten (0 kW, 10 kW, 50 kW, 100 kW) und einer Erzeugungseinheit (ebenfalls
0 kW, 10 kW, 50 kW, 100 kW) abgebildet.
In Abbildung 5-2 ist links ein exemplarisches verallgemeinertes Referenznetz mit drei
Strängen, drei Lasten und drei PV-Anlagen dargestellt. Die Tabelle in Abbildung 5-2
(rechts) fasst die Parameter der verallgemeinerten Referenznetze zusammen.
Abbildung 5-2: Parameter und deren mögliche Ausprägungen der Referenznetze 10
Transformatorgröße 160 kVA, 250 kVA, 400 kVA, 630 kVA
𝐿 10 kW 50 kW 100 kW
10 kW 50 kW 100 kW
Anzahl Feeder 1, 2, 3
Länger der Feeder 0.1 km, 0.3 km, 0.5 km
Backup: Parameter der Referenznetze
L1
L2
L3SR
nStränge = 1…3
PPV,3
PPV,2
PPV,2PLD,2
PLD,2
PLD,2
18 Auswahl der zu untersuchenden Netzgebiete
Durch Kombination aller Parameter ergeben sich 658.920 verschiedene Netzstrukturen,
wovon 19.980 nur einen oder zwei Stränge aufweisen. Abbildung 5-3 führt weitere
beispielhafte Referenznetze auf.
Abbildung 5-3: Beispielhafte Auswahl möglicher Referenznetze
Diese Referenznetze werden in einer reduzierten Lastflusssimulation auf Spannungs-
probleme sowie Betriebsmittelüberlastungen untersucht.
Abbildung 5-4: Ablaufschema der reduzierten Lastflussberechnung zur technischen
Analyse der Referenznetze
5.2 Synthetische Typnetze
Die oben beschriebenen verallgemeinerten Referenznetze decken aufgrund ihrer
kombinatorischen Generierung einen großen Lösungsraum ab. Eine Vielzahl dieser
44
Beispielnetze zu den Referenznetzen
Drei Feeder
Ein Feeder
-100kW
100kW
-10kW10kW
0,5km 0,3km 0,1km
-100kW
10kW
-100kW
50kW
0,5km 0,3km 0,1km
33
Beispielnetze zu den Referenznetzen
Zwei Feeder
Drei Feeder
-100kW
100kW
-10kW10kW
-50kW
100kW
-10kW10kW
0,5km 0,3km 0,1km
0,5km 0,3km 0,1km
50kW
1515
Ablauf der MiniGridSim
1Wahl der Eingangsparameter für Stränge, Transformator und Leistung
2Kombinatorische Generierung der Referenznetze
3Reduzierte Lastflussberechnung der Leistungsverteilung
4Überprüfung auf thermische Probleme
5Überprüfung auf Spannungsbandverletzungen
6Einbau eines rONT/LVR
7Berechnung der Spannungsreserven mit/ohne Maßnahme
Nein
Ja
Nein Ja
Synthetische Typnetze 19
Referenznetze hat kein Äquivalent in einer real existierenden Netzstruktur. Ein
weiterer Ansatz ist daher die Clusterung real existierender Niederspannungsnetzgebiete
in einzelne Klassen und darauf aufbauend die Definition von für jede Klasse
repräsentativen synthetischen Netzstrukturen. Für diese Methode wird im Projekt auf
Typnetze, die an der TU München entwickelt wurden, zurückgegriffen /TUM-04 11/.
Die dort abgeleiteten Typnetze bilden in ihrem Verhalten häufig vorkommende
Netzstrukturen ab und können in Land-, Dorf- und Vorstadtnetze unterteilt werden
(vgl. Tabelle 5-1). Durch die Analyse von Typnetzen kann im Rahmen dieser Studie die
Aussagekraft der Ergebnisse erhöht werden.
Tabelle 5-1: Auswahl der Typnetze für diese Studie aus /TUM-04 11/
Typnetz Bezeichnung in /TUM-04 11/
Typnetz „Land“ Landnetz mit hoch ausgelastetem Trafo 2
Typnetz „Dorf“ Dorfnetz mit hoch ausgelastetem Trafo
Typnetz „Vorstadt“ extremes Vorstadtnetz 1
Die folgenden Abschnitte fassen die wichtigsten Eigenschaften der ausgewählten
synthetisierten Netze zusammen. Die Kennzahlen der einzelnen Netzstrukturen finden
sich in Kapitel 10.2.
Die Netzstruktur des Typnetzes „Land“ repräsentiert ein typisch ländliches Netz (vgl.
Abbildung 5-5). In diesem Netzgebiet werden 27 Hausanschlüsse versorgt, die
hauptsächlich auf einem langen Strang liegen. Auffallend ist der mit 100 kVA sehr klein
dimensionierte Transformator.
Abbildung 5-5: Netzschemaplan des Typnetzes „Land“
Für die Modellierung von typischen Dorfnetzen wird auf das Typnetz „Dorf“
zurückgegriffen (vgl. Abbildung 5-6). Dieses stellt nach /TUM-04 11/ ein „Dorfnetz mit
hoch ausgelastetem Trafo“ dar. Die Anzahl der Haushalte ist in diesem Gebiet deutlich
höher als im Landnetz: Im Netzgebiet sind 117 Hausanschlüsse in neun Strängen
angeschlossen.
20 Auswahl der zu untersuchenden Netzgebiete
Abbildung 5-6: Netzschemaplan des Typnetz „Dorf“
Das dritte der ausgewählten Typnetze stellt nach /TUM-04 11/ ein „extremes
Vorstadtnetz“ dar und umfasst 149 Hausanschlüsse auf sechs Netzsträngen (vgl.
Abbildung 5-7). Davon liegen 69 Hausanschlüsse auf einem dominanten Strang. Die
Struktur lässt sich annähernd mit der des realen Netzes des ONT 3 vergleichen
(vgl. Kapitel 5.3.4). Die gesamte Leitungslänge beträgt 3.296 Meter und liegt damit im
Durchschnitt der untersuchten Netzstrukturen.
Verwendung von realen Netzgebieten 21
Abbildung 5-7: Netzschemaplan des Typnetzes „Vorstadt“
Eine Übersicht über elektrische und topologische Kenndaten zu den im Rahmen der
Studie verwendeten Typnetzen befindet sich im Anhang 10.2.
5.3 Verwendung von realen Netzgebieten
Zusätzlich zu verallgemeinerten Referenznetzen und synthetischen Typnetzen werden in
dieser Studie reale Netzstrukturen aus Garmisch-Partenkirchen analysiert.
5.3.1 Kriterien zur Auswahl der Netze
Im Rahmen dieser Studie werden reale Netzgebiete, die bereits im Projekt Smart
Grid@eGAP nach topologischen, statistischen und energetischen Kenndaten analysiert
wurden /EGAP-01 12/ herangezogen. Als Klassifizierungsparameter wurden dazu die
Siedlungsstruktur, Informationen zu installierten Erzeugungsanlagen, Daten zum
Verbrauch, die Topologie der Netze und das dort verfügbare PV-Potenzial gewählt. Für
die Auswahl der zur Analyse herangezogenen Ortsnetzgebiete sind gewisse Rahmenbe-
dingungen zu beachten:
Niederspannungsnetze sind häufig als Strahlennetze ausgeführt. Gebiete mit
langen Netzausläufern sowie Netze mit hoher installierter Erzeugungs- bezie-
hungsweise Verbraucherleistung sind für die Analyse besonders geeignet, da in
Netzgebieten ein erhöhtes Risiko für Spannungsbandverletzungen besteht.
22 Auswahl der zu untersuchenden Netzgebiete
Der Fokus liegt auf Gebieten mit einem hohen Anteil von Wohneinheiten.
Netzgebiete mit überdurchschnittlichen Verbräuchen pro Hausanschluss, wie es in
Gewerbegebieten vorkommt, werden nicht weiter berücksichtigt.
Zusätzlich müssen für das Netzgebiet, wie oben beschrieben, hinreichend genaue
Transformator-Messungen vorliegen.
Die Auswahl des realen Netzgebietes soll je ein Netzgebiet aus den drei verschiedenen
Hauptkategorien Land-, Dorf- und Vorstadtnetz beinhalten, um die Vergleichbarkeit mit
den Typnetzen zu gewährleisten.
5.3.2 Begleitende Messungen in Garmisch-Partenkirchen
Für die valide Verwendung von realen Netzdaten ist die Erhebung von Messdaten
erforderlich, welche im Folgenden erläutert wird. Zur Abschätzung der Netzbelastung
und für die Generierung von Eingangsdaten für die anschließende Simulation wurden
im Zuge der Projekte Smart Grid Controller und des Vorgängerprojekts Smart
Grid@eGAP /EGAP-01 12/ Messungen in Ortsnetzstationen und Verteilerkästen
durchgeführt. Verwendet wurden Power Energy Logger der Fa. Chauvin Arnoux. Diese
Datenlogger zeichnen Parameter wie Spannung, Strom, Blind- und Wirkleistung in
hoher Auflösung (bis zu einer Sekunde) auf (vgl. Abbildung 5-8).
Abbildung 5-8: Messungen in Ortsnetzstationen in Garmisch-Partenkirchen
Auswertungen zeigen, dass die Netzgebiete in Garmisch-Partenkirchen eine starke
Netzstruktur aufweisen und keine kritischen Verletzungen der Spannungsbänder
festgestellt werden konnten. In Abbildung 5-9 werden die gemessenen Spannungen an
der Sekundärseite eines Transformators nach der Uhrzeit und ihren Häufigkeiten
abgebildet.
Verwendung von realen Netzgebieten 23
Abbildung 5-9: Häufigkeit der gemessenen Spannungen an einem ONT
Essenziell für die durchgeführten Netzberechnungen sind hinreichend genaue
Messungen des Leistungsflusses und damit eine Approximation des Jahresenergiebe-
darfs eines Transformators. Dies ist notwendig, um die Anzahl an Haushalten im
Netzgebiet bestimmen zu können. Abbildung 5-10 zeigt die Typtage des Wirkleistungs-
flusses über einen der untersuchten Transformatoren.
Abbildung 5-10: Typtage des Lastflusses im ONT 3 auf Basis einer Messung sowie
Vergleich mit SLP
24 Auswahl der zu untersuchenden Netzgebiete
Diese Hilfsrechnung ist nötig, da aus der in den Netzplänen eingetragenen Anzahl der
Hausanschlüsse nicht auf die tatsächliche Anzahl von Haushalten geschlossen werden
kann. So gibt es beispielsweise in den Netzgebieten Wohngebäude mit einem
Hausanschluss und einem Haushalt, aber auch Mehrfamilienhäuser mit einem
Hausanschluss und mehreren Haushalten. Zusätzlich ist es möglich, dass mehrere
Gebäude einen gemeinsamen Hausanschluss besitzen. Aus diesem Grund wird mit der
folgenden Methode die Anzahl der Haushalte abgeschätzt.
Basierend auf Leistungsmessungen auf der Sekundärseite der Transformatoren wird
mit Hilfe des H0-Standardlastprofils der Gesamtjahresverbrauch des Transformatorge-
biets berechnet /BDEW-02 14/. Um die Messungen mit dem Standardlastprofil
vergleichen zu können, werden diese zuerst um den Einfluss der bekannten PV-Anlagen
in diesem Netzgebiet korrigiert. Die Lastgänge der PV-Anlagen errechnen sich aus der
im Netzgebiet installierten PV-Anlagenleistung, multipliziert mit einem gemittelten, auf
Nennleistung normierten Lastgang von PV-Anlagen aus Garmisch-Partenkirchen. Diese
errechneten PV-Lastgänge werden zu den Messdaten addiert, um den tatsächlichen
Verbrauch des Netzgebietes zu erhalten (vgl. Formel (4)).
𝑀𝑒𝑠𝑠𝑑𝑎𝑡𝑒𝑛,𝑏𝑒𝑟𝑒𝑖𝑛𝑖𝑔𝑡 = 𝐵𝑒𝑧𝑢𝑔 + −𝐸𝑟𝑧𝑒𝑢𝑔𝑢𝑛𝑔 (4)
PBezug [kW]: gemessener Leistungsfluss an der Sekundärseite des Transformators
PPV-Erzeugung [kW]: kumulierte PV-Erzeugung im Netzgebiet
Zusätzlich weist das Versorgungsgebiet der Gemeindewerke Garmisch-Partenkirchen
eine hohe Durchdringung mit Nachtspeicherheizungen auf. Da eine zeitlich hochaufge-
löste Prognose des Leistungsbezugs dieser Anlagen sehr aufwendig ist, werden für die
Berechnung der Haushaltslast nur die Tagesstunden zwischen 9 und 20 Uhr
berücksichtigt, wenn die Nachtspeicherheizungen außer Betrieb sind.
Im nächsten Schritt werden die bereinigten Messdaten mit dem Standardlastprofil
verglichen und daraus ein Normierungsfaktor berechnet. Mit diesem Faktor wird das
Standardlastprofil auf den Verbrauch des Netzgebietes skaliert. Aus diesem kann der
Jahresenergiebedarf errechnet werden (vgl. Formel (5)).
𝑁𝑜𝑟𝑚𝑖𝑒𝑟𝑢𝑛𝑔𝑠𝑓𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟 = Ø ( 𝑀𝑒𝑠𝑠𝑑𝑎𝑡𝑒𝑛,𝑏𝑒𝑟𝑒𝑖𝑛𝑖𝑔𝑡)
Ø ( 𝐻0− 𝑟𝑜𝑓𝑖𝑙)
(5)
PH0-Profil [kW]: skalierte Leistung des H0-Standardlastprofils
Diese Methode ermöglicht es, sowohl aus Jahresmessdaten als auch aus kürzeren
Messreihen den Jahresverbrauch des Transformatorgebiets abzuschätzen.
5.3.3 Digitalisierung der Netzpläne
Für die Netzberechnung wurden die zu untersuchenden Netzgebiete manuell
digitalisiert. Als Grundlage hierzu dienten Netzpläne von den Gemeindewerken
Garmisch-Partenkirchen.
Zur Digitalisierung wird ein lagerichtiger Netzplan maßstabsgerecht als Hintergrund-
grafik in NEPLAN, einer kommerziellen Netzberechnungssoftware der Firma BCP,
eingebunden /NEP-01 15/. In diesem Plan sind zudem Informationen über die verlegten
Kabeltypen enthalten. Aus der lagerichtigen Abbildung können nach einer Skalierung
Verwendung von realen Netzgebieten 25
des Plans die Leitungslängen berechnet werden. Der nun maßstabsgetreue Plan enthält
keine Informationen über die Schaltzustände der Verteilerkästen und Trennschalter.
Um ein rechenfähiges Netz zu erhalten, musste ein zweiter Netzplan, der Informationen
über die Schalter im Netzgebiet enthält, verwendet werden. Die so erstellten Netzpläne
werden anschließend mit einem im Rahmen der Modellkommune für Elektromobilität
„eGAP“ an der FfE entwickelten Tool aus dem NEPLAN-Format in das textbasierte
DSS-Format konvertiert. Diese Datei enthält das zu berechnende Netz mit den
notwendigen Parametern und kann als Eingangsdatei für die Netzberechnung
verwendet werden.
5.3.4 Auswahl reale Netzgebiete aus Garmisch-Partenkirchen
Auf diese Art und Weise wurden für das Projekt drei reale Netzgebiete in Garmisch-
Partenkirchen ausgewählt. Abbildung 5-11 visualisiert das Netzgebiet des ONT 33 als
Netzschemaplan in NEPLAN und in Open Street Map /OSM-01 15/. Dieses Netzgebiet
mit 147 Hausanschlüssen und 138 Haushalten weist im Vergleich mit den anderen
Netzgebieten eine mittlere Anzahl von Haushalten auf und repräsentiert ein typisches
Dorfnetz.
Abbildung 5-11: Darstellung des ONT 33 in NEPLAN und in Open Street Map
Darüber hinaus wird im Gebiet des ONT 3 ein typisches Vorstadtnetz ausgewählt (vgl.
Abbildung 5-12). Dieses Netzgebiet umfasst eine hohe Anzahl von angeschlossenen
Haushalten (239 Haushalte bei 108 Hausanschlüssen). Im Vergleich zu den anderen
Netzgebieten liegt im Gebiet des ONT 3 mit 9.900 kWh pro Jahr zudem ein größerer
Durchschnittsverbrauch pro Hausanschluss vor. Der Hausanschluss mit dem maximalen
Abstand zum Ortsnetztransformator liegt dabei in 546 Metern Entfernung. Zudem ist in
diesem Gebiet ein dominanter Netzausläufer vorhanden, auf welchem sehr viele
Hausanschlüsse angesiedelt sind.
26 Auswahl der zu untersuchenden Netzgebiete
Abbildung 5-12: Netzschemaplan des ONT 3
Das dritte verwendete reale Netzgebiet stellt ein typisches Landnetz dar (vgl.
Abbildung 5-13). Insgesamt befinden sich 77 Haushalte bei 36 Hausanschlüssen im
Netzgebiet. Im Vergleich zu den beiden anderen ausgewählten realen Ortsnetzgebieten
liegt in diesem Gebiet eine deutlich geringere Bevölkerungsdichte vor. Bei Betrachtung
der Netztopologie lässt sich ein Hauptstrang erkennen.
Abbildung 5-13: Netzschemaplan des ONT 158
Eine Übersicht über elektrische und topologische Kenndaten der Netzgebiete befindet
sich im Anhang 10.2.
Aufbau der Szenarien 27
6 Rahmenbedingungen der Netzsimulationen
Für robuste Aussagen über die Eignung der untersuchten netzstabilisierenden
Maßnahmen ist die Verwendung von mehreren Szenarien notwendig, um für das
Zieljahr 2030 mögliche Entwicklungspfade abzubilden. Daraus resultieren vier
Parametersätze, sog. Szenariorahmen, die in Kapitel 6.1 beschrieben werden.
6.1 Aufbau der Szenarien
6.1.1 Szenariorahmen
Die untersuchten Szenarien untergliedern sich, wie in Tabelle 6-1 beschrieben, in die
vier Szenariorahmen „GAP 2030“, „KN2030“, „GAPextrem“ und „KNextrem“.
Tabelle 6-1: Szenariorahmen für die untersuchten Szenarien
Szenariorahmen Beschreibung
GAP2030 Plausibles Szenario für Garmisch-Partenkirchen. Es werden für den Anteil an installierten PV-Anlagen und die Verbreitung von Elektromobilität optimistische Werte für das Jahr 2030 in Garmisch-Partenkirchen angenommen. (Abschnitt 6.3)
KN2030 Ein Szenario ähnlich wie GAP2030, aber mit den synthetischen Typnetzen (Abschnitt 5.2) und angenommenen Parameterwerten für Deutschland. (Abschnitt 6.4)
GAPextrem Ein Extremszenario für Garmisch-Partenkirchen mit 100 % Anteil an installierten PV-Anlagen und 100 % Durchdringung von Elektromobilität. (Abschnitt 6.5)
KNextrem Die gleichen Annahmen wie bei dem Szenario GAPextrem (Abschnitt 6.5), mit den ausgewählten synthetischen Typnetzen (Abschnitt 5.2).
Die Motivation für die Unterteilung der Szenariorahmen in die zwei Kategorien
„Szenarien für 2030“ und „Extremszenarien“ wurde aufgrund von Vorsimulationen
beschlossen, da die derzeitigen Netze von Garmisch-Partenkirchen im Allgemeinen stark
ausgelegt sind und in Simulationen mit plausiblen Randbedingungen (wie in den
Szenarien für das Jahr 2030) wenige bis keine spannungsbandspezifischen Probleme
aufweisen. Um die Spannungsstabilisierungsmaßnahmen auch in den verschiedenen
realen Netztopologien untersuchen zu können, müssen die Topologien der GAP-Netze
entweder synthetisch „geschwächt“ werden (z. B. durch Leitungen mit geringerem
Querschnitt) oder die Belastung des Netzes erhöht werden. Eine geeignete Methodik, um
die Netze durch manuelle Anpassung „schwächer“ zu gestalten, wäre nur durch sehr
hohen Aufwand realisierbar. Stattdessen wurde entschieden, die Belastung bis zu einer
100 %-Durchdringung mit Elektrofahrzeugen und 100 %-Anteil an installierten PV-
Anlagen zu erhöhen und so „Extremnetze“ zu generieren (siehe Abschnitt 6.5).
6.1.2 Maßnahmen mit Varianten
Für jeden Szenariorahmen wird im ersten Schritt ein Referenzfall ohne netzstabilisie-
rende Maßnahme simuliert. Der Einsatz der verschiedenen netzstabilisierenden
Maßnahmen wird anschließend mit den gleichen Randbedingungen wie im Referenzfall
simuliert und gegenüber diesem ausgewertet. Außerdem kann jede Maßnahme in
mehrere Varianten unterteilt werden, um z. B. unterschiedliche Regelungsarten zu
untersuchen.
Die berücksichtigten Maßnahmen sind in der Tabelle 6-2 zusammengefasst.
28 Rahmenbedingungen der Netzsimulationen
Tabelle 6-2: Untersuchte Maßnahmen mit Varianten
Maßnahme Variante Beschreibung
Referenzfall keine Eine Simulation ohne Einsatz einer Spannungsstabilisierungs-maßnahme. Das Netz wird über einen normalen ONT versorgt.
Regelbarer Ortsnetztransformator (rONT)
mit konstantem Sollwert Im Vergleich zum Referenzfall wurde der normale ONT durch einen regelbaren Ortsnetztransformator ersetzt. Dieser verfügt je nach Variante über unterschiedliche Regelungsvarianten, die im Abschnitt 4.2.1 beschrieben sind.
mit Leistungskompoundierung
mit adaptiver Regelung
Längsregler (LVR)
mit konstantem Sollwert Im Vergleich zum Referenzfall wurde ein Längsregler im Netz eingebaut. Die Position im Netz wird optimal gewählt, so dass die Wirkung des Längsreglers gegen spannungsspezifische Probleme maximiert wird. Der Längsregler verfügt je nach Variante über unterschiedliche Regelungsvarianten, die im Abschnitt 4.2.2 beschrieben sind.
mit Leistungskompoundierung
6.1.3 Zufallsverteilungen je Szenario
Bei der Simulation eines Szenarios werden die Komponenten (PV-Anlagen, Elektrofahr-
zeuge und Hausspeichersysteme) und einige der Kenngrößen (z. B. Größe der PV-
Anlage, Jahresstromverbrauch des Haushalts, Fahrzeugklasse, Fahrprofil …) zufällig
den Hausanschlüssen zugewiesen. Dies geschieht mit vorgegebenen Randbedingungen
nach einem vorgegebenen Zufallsschlüssel.
Dieser Zufallsschlüssel dient als „Ursprung“ (engl. Seed) für den Algorithmus des
Zufallsgenerators. Bei Verwendung desselben Schlüssels erzeugt der Zufallsgenerator
dieselben Zufallsverteilungen. Immer, wenn bestimmte Zufallsschlüssel gewählt werden,
werden dieselben Haushalte, Elektrofahrzeuge usw. am selben Hausanschluss mit
denselben Regelungen und Kenngrößen angeschlossen. Wenn nun einzelne Parameter
variiert werden, ermöglicht dies z. B. die Betrachtung der Veränderungen, die die
unterschiedlichen Parametersätze auf das Wohngebiet verursachen. Die eigentliche
Zufallsverteilung ist somit nicht steuerbar, aber jede Zufallsverteilung lässt sich
reproduzieren und für verschiedene Szenarien anwenden.
Da die Verteilung zufällig verläuft, können Verteilungen auftreten, welche ungewöhn-
lich „netzunfreundlich“ (z. B. eine hohe Last durch Elektrofahrzeuge überwiegend am
Strangende) oder ungewöhnlich „netzfreundlich“ sind. Aus diesem Grund kann jedes
Szenario mehrfach mit verschiedenen, vorgegebenen Zufallsschlüsseln berechnet
werden. Die einzelnen Ergebnisse können über mehrere Verteilungen gemittelt werden,
damit der Einfluss der zufälligen Verteilung der Komponenten auf das Ergebnis
gemindert wird und man allgemeine Aussagen über das Netzgebiet treffen kann.
Ein wichtiger Parameter ist dabei der „mittlere Extremwert“. Dieser bezeichnet das
arithmetische Mittel der Extremwerte aller simulierten Verteilungen.
Beispiel: Für den mittleren Extremwert der minimalen Spannung wird aus jeder
Verteilung die minimale Spannung gesucht und gespeichert (je nach Szenario vier oder
acht Werte). Diese werden anschließend gemittelt und bilden den extremen Mittelwert.
Die Tabelle 6-3 fasst die verwendeten Zufallsschlüssel für jeden Szenariorahmen
zusammen.
Szenariounabhängige Parameter 29
Tabelle 6-3: Zufallsverteilungen je Szenariorahmen
Szenariorahmen Anzahl von simulierten Zufallsverteilungen Zufallsschlüssel
GAP2030 8 A;B;C;D;E;F;G;H
KN2030 8 A;B;C;D;E;F;G;H
GAPextrem 4 A;B;C;D
KNextrem 4 A;B;C;D
6.1.4 Zusammenfassung des Aufbaus der Szenarien
Aus der in Kapitel 6.1.1 beschriebenen Szenarien-Unterteilung ergeben sich insgesamt:
18 Szenarien pro Szenariorahmen = 6 Maßnahmen × 3 ONT-Gebiete
72 Einzelszenarien = 4 Szenariorahmen × 6 Maßnahmen × 3 ONT-Gebiete
432 Einzelsimulationen = (2 Szenariorahmen „2030“ × 8 Zufallsverteilungen +
2 Szenariorahmen „Extrem“ × 4 Zufallsverteilungen) × 6 Maßnahmen × 3 ONT-
Gebiete
Die folgenden Ergebnisse basieren alle auf den bereits kombinierten Einzelsimulationen
(nach statistischer Zusammenfassung der Ergebnisse für die einzelnen Zufallsverteilun-
gen, vgl. Kapitel 6.1.3).
6.2 Szenariounabhängige Parameter
In diesem Abschnitt werden die Parameter, die für alle Szenarien unverändert gelten,
vorgestellt.
6.2.1 Simulationszeitraum
Die Simulationen liefen über einen Zeitraum von vier Wochen, von Montag, dem
17.06.2013, bis Sonntag, dem 14.07.2013. Die Zeitauflösung der Zeitschritte in der
Simulation betrug fünf Minuten.
Dieser Zeitraum wurde aus folgenden Gründen ausgewählt:
Für das Jahr 2013 sind alle Eingangsdaten als vollständige Zeitreihen verfügbar.
Insbesondere liegen reale PV- und Haushaltslastgänge vor.
Aufgrund der Vielzahl von Einzelsimulationen und der limitierten verfügbaren
Rechenleistung konnten nur Simulationszeiträume von bis zu einem Monat simu-
liert werden. Der zu simulierende Monat wurde bevorzugt im Sommer gewählt,
um den Einfluss von hoher PV-Einspeisung zu maximieren.
6.2.2 Mittelspannungsnetz
Für alle Netze wurde davon ausgegangen, dass die Mittelspannung an der Primärseite
des Ortsnetztransformators Schwankungen von bis zu ± 2 % aufweist. Darüber hinaus
wurde angenommen, dass der Sollwert des ONT auf 1,02 pu standardmäßig eingestellt
wurde.
30 Rahmenbedingungen der Netzsimulationen
6.2.3 Elemente
6.2.3.1 Haushalte
Der Jahresverbrauch jedes Haushalts wird nach einem Zufallsprinzip zugeordnet, so
dass die Verteilung des Jahresverbrauchs im Netzgebiet der statistischen Verteilung des
Jahresverbrauchs in Garmisch-Partenkirchen (Tabelle 6-4) entspricht.
Tabelle 6-4: Verteilung des elektrischen Jahresverbrauchs in Garmisch-Partenkirchen
nach /BLSD-02 11/ und /BDEW-11 13/
Jahresverbrauch in kWh Anteil der Haushalte
2.050 47,53 %
3.440 32,60 %
4.050 9,75 %
4.750 7,02 %
5.370 3,10 %
6.2.3.2 Elektrofahrzeuge
Die Anzahl der simulierten Elektrofahrzeuge im Netzgebiet ist über den Anteil an
Haushalten, die über ein Elektrofahrzeug verfügen, definiert. Darüber hinaus kann ein
Anteil der simulierten Elektrofahrzeuge bevorzugt zu einem Haushalt mit PV-Anlage
zugeordnet werden. Unabhängig davon wird ein Anteil von Elektrofahrzeugen, die über
eine Wallbox mit Ladeleistungen von bis zu 11 kW laden, definiert. Diese drei Parameter
variieren je nach Szenario. Ihre Werte sind in den Abschnitten 6.3, 6.4 und 6.5 genau
beschrieben.
Die folgenden drei Elektrofahrzeugklassen werden nach dem Zufallsprinzip verteilt:
Tabelle 6-5: Verteilung der Kapazität der Batterie nach Fahrzeugklasse
/LEIT-01 13/
Klasse Gesamtkapazität der Batterie Anteil
Kompaktwagen 39,5 kWh 27 %
Mittelklassewagen 47 kWh 58 %
Oberklassewagen 56 kWh 15 %
Die maximale Ladeleistung ohne Wallbox beträgt 3,6 kWh. Mit Wallbox wird eine
maximale Ladeleistung von 11 kWh angenommen. Der minimale Ladezustand der
Fahrzeugbatterie (𝑆𝑂𝐶𝑚𝑖𝑛) beträgt 10 % und der maximale Ladezustand (𝑆𝑂𝐶𝑚𝑎𝑥) 90 %.
Beim Laden der Batterie wird ein Wirkungsgrad von 93 % angenommen. Es findet keine
Ladesteuerung (Sofortladen) und auch keine Blindleistungsregelung statt.
6.2.3.3 Photovoltaikanlagen
Je nach Szenario wird die Anzahl von PV-Anlagen, die im Netzgebiet verteilt werden,
entweder über den Anteil von Hausanschlüssen, die über eine PV-Anlage verfügen, und
die mittlere Anlagengröße oder über die gesamte installierte PV-Leistung im Netzgebiet
Szenariounabhängige Parameter 31
und die mittlere Anlagengröße definiert. Die einzelnen Anlagengrößen werden durch
eine Normalverteilung zufällig verteilt: Die mittlere Anlagengröße beträgt für alle
Szenarien 5 kWp mit einer Standardabweichung von ±3 kWp. Die minimale
Anlagengröße von 2 kWp wird jedoch nicht unterschritten. Die Ausrichtung jeder PV-
Anlage wird ebenfalls für alle Szenarien zu 25 % nach Westen, 50 % nach Süden und
25 % nach Osten ausgewählt. Die Spitzenleistung wird ab 70 % der Nennleistung
gekappt (Peak-Shaving).
Es findet keine Blindleistungsregelung statt. Nach der Norm VDE 4105 wird für die PV-
Anlagen unter 13,8 kWp ein Leistungsfaktor (cos φ) von 0,95 angenommen. Der
Leistungsfaktor für PV-Anlagen über 13,8 kWp Nennleistung beträgt 0,90.
6.2.3.4 Hausspeicher
Die Hausspeichersysteme werden nach der Tabelle 6-6 auf die Haushalte des
Netzgebiets zugewiesen:
Tabelle 6-6: Verteilung der Hausspeichersysteme auf die Haushalte
Kategorie Anteil der Haushalte in dieser
Kategorie, die über ein Hausspeichersysteme verfügen
Batteriekapazität
Haushalte mit PV-Anlage 20 % 7 kWh
Haushalte mit PV-Anlage und Elektrofahrzeug(en) 40 % 10 kWh
Haushalte mit Elektrofahrzeug 0 % 4 kWh
Haushalte ohne PV-Anlage und Elektrofahrzeuge 0 % 6 kWh
Die maximale Lade- und Entladeleistung beträgt 3,6 kWh. Der minimale Ladezustand
des Hausspeichersystems (𝑆𝑂𝐶𝑚𝑖𝑛) beträgt 20 % und der maximale Ladezustand
(𝑆𝑂𝐶𝑚𝑎𝑥) 90 %. Bei dem Laden und Entladen wird ein Wirkungsgrad von 93 %
angenommen.
6.2.4 Spannungsstabilisierungsmaßnahmen
6.2.4.1 Eigenschaften des regelbaren Ortsnetztransformators und des Längsreglers
Für die in der Simulation eingesetzten regelbaren Ortsnetztransformatoren (rONT)
gelten für alle Szenarien die folgenden Charakteristiken:
Tabelle 6-7: Allgemeine Parameter für den regelbaren Ortsnetztransformator nach
/TAB-01 15/
Parameter Wert
zulässige Bandbreite um den Sollwert ± 3 %
Stufenhöhe 2,5 %
Stufenanzahl 4 nach oben und 4 nach unten
Für den Längsregler (LVR), der in die Simulationen implementiert wird, werden
folgende Eigenschaften veranschlagt:
32 Rahmenbedingungen der Netzsimulationen
Tabelle 6-8: Allgemeine Parameter für den Längsregler nach /WANG-01 16/
Parameter Wert
zulässige Bandbreite um den Sollwert ± 2,4 %
Stufenhöhe 2 %
Stufenanzahl 5 nach oben und 5 nach unten
6.3 Szenariorahmen GAP2030
Der Szenariorahmen GAP2030 bildet ein plausibles Szenario für die Netzgebiete in
Garmisch-Partenkirchen ab. Zur Bestimmung der Werte für das Jahr 2030 werden
optimistische Annahmen für den Anteil an installierten PV-Anlagen sowie die
Verbreitung von Elektromobilität getroffen.
Für den zukünftigen PV-Anteil wird auf die Ergebnisse einer durchgeführten
Potenzialanalyse für die Netzgebiete in Garmisch-Partenkirchen zurückgegriffen, die
installierte Leistung beläuft sich demnach im Jahre 2030 auf 13,3 MW, was 19 % des
Gesamtpotenzials entspricht /GERDI-01 13/.
Zur Festlegung des Diffusionsgrades von Elektromobilität wird zunächst der Wert eines
deutschlandweiten Anteils von rund 15 % im Jahr 2030 aus der Prognose der Nationalen
Plattform Elektromobilität (NPE) entnommen /BRD-01 09/. Da jedoch durch die
Modellkommune in Garmisch-Partenkirchen Elektromobilität besonders gefördert wird,
belaufen sich die angenommenen Werte für die Berechnungen in den betrachteten
Netzgebieten auf einen um zehn Prozent erhöhten Anteil von insgesamt 25 %. Darüber
hinaus wird davon ausgegangen, dass 50 % der Elektrofahrzeuge über eine Wallbox mit
einer maximalen Ladeleistung von 11 kW laden.
Detaillierte Werte der installierten PV-Leistung sowie der Anzahl von Elektrofahrzeu-
gen pro Netzgebiet sind Tabelle 6-9 zu entnehmen.
Tabelle 6-9: Prognostizierte installierte PV-Leistung sowie Anzahl Elektrofahrzeuge
in Garmisch-Partenkirchen im Jahre 2030
Prognose 2030: Anteil PV-Anlagen Anteil Elektromobilität
Netzgebiet Anzahl Haushalte Installierte Leistung [kWp] Anzahl Elektroautos
ONT 3 239 227,70 60
ONT 33 138 194,23 35
ONT 158 77 76,19 19
Für alle anderen Simulationsparameter gelten die Werte aus Kapitel 6.2.
6.4 Szenariorahmen KN2030
Der Szenariorahmen KN2030 bildet ein plausibles Szenario für die synthetischen
Typnetze für das Jahr 2030 ab.
Szenariorahmen GAPextrem und KNextrem 33
Die Werte für den zukünftigen PV-Anteil können nicht von der oben genannten
Potenzialstudie entnommen werden, da nur die Netze von Garmisch-Partenkirchen in
dieser Studie untersucht wurden. Im Szenariorahmen KN2030 wird davon ausgegangen,
dass pauschal 25 % der Haushalte im Netzgebiet eine PV-Anlage besitzen. Die mittlere
Anlagengröße bleibt mit 5 kWp unverändert.
Zur Festlegung des Diffusionsgrades von Elektromobilität wird der Wert eines
deutschlandweiten Anteils von rund 15 % im Jahr 2030 aus der Prognose der Nationalen
Plattform Elektromobilität (NPE) entnommen /BRD-01 09/. Darüber hinaus wird davon
ausgegangen, dass 50 % der Elektrofahrzeuge über eine Wallbox mit einer maximalen
Ladeleistung von 11 kW laden.
6.5 Szenariorahmen GAPextrem und KNextrem
Es werden in diesen Szenarien die gleichen Parameter wie bei den Szenariorahmen
GAP2030 bzw. KN2030 angenommen, außer für die Anzahl von installierten PV-
Anlagen und die Verbreitung der Elektromobilität.
Für die installierten PV-Anlagen wird davon ausgegangen, dass 100 % der Haushalte
über eine PV-Anlage verfügen. Die mittlere Größe der einzelnen PV-Anlagen bleibt
unverändert mit 5 kWp.
Bezüglich der Verbreitung der Elektromobilität wird in diesen Extremszenarien
angenommen, dass 100 % der Haushalte ein Elektrofahrzeug besitzen, und dass alle
Elektrofahrzeuge über eine Wallbox mit einer maximalen Ladeleistung von 11 kW laden.
34 Technische Analyse der Netzgebiete
7 Technische Analyse der Netzgebiete
7.1 Simulationsprogramm zur netztechnischen Analyse
Für die technische Analyse der Netzgebiete wird das im Vorgängerprojekt „Smart Grid -
Basis einer elektromobilen Zukunft“ entwickelte Simulationsmodell GridSim verwendet.
Abbildung 7-1 zeigt eine Übersicht über das Simulationsmodell.
Abbildung 7-1: Übersicht über die Elemente der GridSim; Darstellung aus
/NOBI-01 16/
Mit GridSim kann die Stromversorgung von Wohngebieten mit verschiedenen
Durchdringungen von PV-Anlagen, Elektrofahrzeugen und Hausspeichersystemen
simuliert und die Güte von unterschiedlichen Regelungen analysiert werden. Die
Funktionsweise des Programms ist detailliert in /NOBI-01 16/ beschrieben.
Im Projekt Smart Grid Controller wurden die Vorarbeiten methodisch erweitert und die
dort entwickelten Tools um neue Auswertungsmöglichkeiten ergänzt, welche hier
beschrieben werden.
Durch die Verallgemeinerung von Netzeigenschaften in Referenznetzen kann somit eine
generelle Aussage darüber getroffen werden, welche Netze typischerweise bei welcher
Last- bzw. Erzeugerstruktur Spannungs- und/oder thermische Probleme aufweisen.
Hierzu werden in einem ersten Schritt verschiedene Faktoren berechnet.
Simulationsprogramm zur netztechnischen Analyse 35
Definition eines Inhomogenitätsfaktors für Netzstrukturen
Zur Definition eines Inhomogenitätsfaktors wird zuerst ein sog. Feeder-Wert definiert:
Zunächst wird pro Feeder für jede angeschlossene Leistung das Produkt dieser mit ihrer
Entfernung vom Anfang des Feeders und des Widerstandes des Feeders gebildet. Die
Summe aller Produkte an einem Strang ist der sog. Feeder-Wert (vgl. Formel (6)).
𝐹𝑖 = 𝑖,𝑘 ⋅ 𝐿𝑖,𝑘 ⋅ 𝑅𝑖
𝐾𝑖
𝑘=1
𝑚𝑖𝑡 𝑖 ∈ [1, 𝑇]
(6)
T: Anzahl von Feedern
Ki: Anzahl von Knoten im Feeder i
Pi,k: Leistung am Knoten k des Feeders i
Ri: spezifischer Widerstand des Feeders i zum Knoten Ki
Li,k: Entfernung des Knotens k vom Anfang des Feeders i
Dieser Feeder-Wert ist ein Maß für die Höhe des Spannungsabfalls bzw. -anstiegs über
den Strang. Dieser Wert kann nun für jeden Strang berechnet werden.
Die Differenzen der einzelnen Strangwerte (über alle möglichen Kombinationen aller
Feeder-Werte) gehen in einem nächsten Schritt in die Berechnung eines sogenannten
Inhomogenitätsfaktors (IHF) ein. Dieser IHF quantifiziert letztendlich, wie homogen die
Last- bzw. Erzeugerleistung auf den einzelnen Netzsträngen verteilt ist. Nachdem sich
der IHF letztlich im Bereich zwischen 0 (sehr homogen) und 1 (sehr inhomogen) bewegen
soll, wird schließlich ein Normierungsfaktor eingeführt. Dieser quantifiziert die Anzahl
der möglichen (i,j)-Kombinationen mit 1 ≤ i < j ≤ T im Fall maximaler Inhomogenität
(alle Lasten auf einer Hälfte der Netzsträngen und alle Erzeuger auf der anderen Hälfte)
und stellt sicher, dass in diesem Fall 𝐼𝐻𝐹 = 1 gilt (vgl. Formel (7)).
𝑁𝑜𝑟𝑚𝑖𝑒𝑟𝑢𝑛𝑔𝑠𝑓𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟 𝐺𝑛𝑜𝑟𝑚(𝑇) = ⌊𝑇
2⌋ ⋅ ⌈𝑇
2⌉
(7)
Mit diesen Ausgangsdaten kann damit für die obigen Referenznetze der IHF berechnet
werden (vgl. Formel (8)).
𝐼𝐻𝐹 = √1
𝐺𝑛𝑜𝑟𝑚(𝑇)⋅ (
|𝐹𝑖 − 𝐹𝑗|
2 ⋅ max1≤𝑖≤𝑇|𝐹𝑖|)
2
1≤𝑖<𝑗≤𝑇
(8)
Dieser IHF kann für alle generierten Referenznetze ermittelt werden und gibt einen
ersten Aufschluss über die Last- und Erzeugungsverteilung im Netzgebiet.
36 Technische Analyse der Netzgebiete
Definition einer Spannungsreserve
Bei der Analyse der Wirksamkeit von netzstabilisierenden Maßnahmen werden häufig
mögliche Spannungsbandverletzungen nach DIN EN 50160 untersucht. Dies erlaubt
aber nur eine absolute Aussage über die Einhaltung der Grenzwerte, gibt aber keinen
Aufschluss über eine qualitative Verbesserung der Spannungsqualität durch den
Einsatz einer Maßnahme. Für eine effektive Bewertung des Einsatzes einer Maßnahme
ist daher die Definition einer qualitativen Kenngröße notwendig. Hierzu wird auf die
sog. Spannungsreserve zurückgegriffen. Diese bezeichnet den Abstand der extremsten
Spannung zu den erlaubten Grenzwerten.
In der Niederspannungsebene sind Spannungen zwischen 85 % und 110 % der
Nennspannung zulässig. Durch eine Lastflussberechnung wird sowohl die minimale als
auch die maximale Spannung im Netzgebiet ermittelt. Die minimale Spannung wird nun
von der unteren Spannungsgrenze (85 % der Nennspannung), die maximale Spannung
von der oberen Spannungsgrenze (110 % der Nennspannung) abgezogen. Der geringere
Wert dieser beiden Reserven bezeichnet die Spannungsreserve des Netzgebietes (vgl.
Formel (9)).
𝑅𝑆𝑝𝑎𝑛𝑛𝑢𝑛𝑔 = 𝑚𝑖𝑛 (1,1 𝑝𝑢 − 𝑈𝑚𝑎𝑥| 𝑈𝑚𝑖𝑛 − 0,85 𝑝𝑢)
(9)
Umax [V]: minimale Spannung im Netzgebiet
Umin [V]: maximale Spannung im Netzgebiet
Dieser Wert wird von nun an für die Bewertung der netzstabilisierenden Maßnahmen
verwendet.
Bestimmung einer zusätzlich möglichen Leistungsaufnahme durch netzstabili-
sierende Maßnahmen
Neben der Primärfunktion einer netzstabilisierenden Maßnahme, der Spannungshal-
tung, kann in vielen Fällen in den verstärkten Netzgebieten eine höhere Leistung ohne
weitere Verletzung der zulässigen Grenzwerte integriert werden. Die zusätzlich
integrierbare Leistung kann dabei sowohl eine erhöhte PV-Einspeisung oder eine
verstärkte Durchdringung mit Elektrofahrzeugen darstellen.
Zur Quantifizierung dieses Mehrwerts wurde im Projekt eine Methodik entwickelt, bei
der zum Zeitpunkt der kritischsten Spannung die Leistung im Netzgebiet solange erhöht
wird, bis es zu unzulässigen Netzzuständen kommt. Bei dieser Methodik wird davon
ausgegangen, dass selbst bei zunehmend steigender PV-Integration/Elektrofahrzeug-
Durchdringung der Zeitpunkt des kritischsten Netzzustandes unverändert bleibt, sofern
andere Randbedingungen nicht verändert werden.
Abbildung 7-2 zeigt das auf Lastflussberechnungen basierende Verfahren, welches im
Anschluss erläutert wird. Die Methodik beschreibt dabei die Ermittlung der zusätzlich
integrierbaren PV-Einspeisung. Für den Lastfall erfolgt die Berechnung analog.
Simulationsprogramm zur netztechnischen Analyse 37
Abbildung 7-2: Schematische Darstellung der Berechnung der zusätzlichen
Leistungsaufnahme (hier dargestellt: PV-Einspeisung)
Zunächst wird, basierend auf einer vorher durchgeführten Simulation, der Zeitpunkt mit
der kritischsten Spannung ermittelt. Für diesen Zeitpunkt werden alle relevanten
Kenndaten wie Spannungswert der Mittelspannung und Verteilung der Lasten
gespeichert.
Zusätzlich müssen mögliche Spannungsänderungen durch Laststufenschalter wie rONT
oder LVR berücksichtigt und bereinigt werden, um dadurch verursachte Verfälschungen
zu minimieren. Daher wird in Strängen mit einem LVR die Spannung der Knoten hinter
einem Längsregler um den Spannungssprung am LVR bereinigt, um auszuschließen,
dass die Spannungsverhältnisse im Netzgebiet nur durch Extrempositionen der
Maßnahmen erreicht werden können (vgl. Formel (10)). Ist im Netzgebiet ein rONT
installiert, wird die Methodik für alle Netzknoten angewandt.
𝑈𝑠𝑡𝑟𝑎𝑛𝑔,𝑏𝑒𝑟𝑒𝑖𝑛𝑖𝑔𝑡 = 𝑈𝑠𝑡𝑟𝑎𝑛𝑔,𝑠𝑖𝑚𝑢𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣 + ∆𝑈𝐿 𝑅/𝑟𝑂𝑁𝑇
(10)
Ustrang,simulativ [V]: minimale Spannung im Netzgebiet
ΔULVR/rONT [V]: maximale Spannungsänderung durch den LVR oder rONT
Die korrigierte Spannung dient nun als Ausgangspunkt für die Berechnung der
zusätzlich möglichen PV-Einspeisung. Hierzu wird iterativ die PV-Einspeisung im
Ergebnisse der Simulation
Lesen der Lasten und der slack voltage zu diesem
Zeitpunkt, Setze aller PV-Einspeisungen auf null
Suchen des Zeitpunkts mit stärkstem Spannungsproblem
erneute Lastflussberechnung
Überlastet?
Erhöhen der PV-Einspeisung über
einen diskreten Faktor
thermische Überlastung?
Installieren eines rONT oder LVR in
Netzgebiet
erneute Lastflussberechnung
Überlastet?
Erhöhen der PV-Einspeisung über
einen diskreten Faktor
Max. integrierbare PV-Einspeisung
ohne Laststufenschaltern
thermische Überlastung?
Max. integrierbare PV-Einspeisung
mit/ohne Laststufenschaltern
Ja
Ja
Ja
Ja
Nein
Nein
Nein
Nein
Simulation in GridSimBerechnung der max.
integrierbaren LeistungAuswertung der Ergebnisse
Ja
Nein
Berücksichtigen der Summe der restlichen Lasten aller anderen
Zeitpunkte
38 Technische Analyse der Netzgebiete
Netzgebiet erhöht und mit einer anschließenden Lastflussberechnung ohne Einsatz der
Laststufenschalter die Einhaltung der Grenzwerte überprüft.
Beim Auftreten einer thermischen Betriebsmittelüberlastung in einem Kabelabschnitt
oder im Transformator ist die maximal integrierbare Leistung erreicht, da auch eine
zusätzliche Spannungsänderung durch Laststufenschalter die thermische Überlastung
nicht verhindern kann.
Tritt keine thermische Überlastung, sondern eine Spannungsbandverletzung auf, wird
im Netzgebiet ein Laststufenschalter (LVR oder rONT) installiert. Durch eine weitere
Lastflussberechnung wird festgestellt, ob durch den Einsatz der Laststufenschalter
zusätzliche Leistung ohne Spannungsbandverletzungen integriert werden kann. Analog
zum Vorgehen oben wird auf diese Art und Weise die zusätzliche integrierbare Leistung
ermittelt.
7.2 Differenzierung der Einsatzgebiete von rONT und LVR mithilfe der Referenznetze
Die in Kapitel 5.1 definierten Referenznetze können nun für eine quantifizierte Analyse
über die optimalen Einsatzgebiete von rONT und LVR verwendet werden.
7.2.1 Inhomogenität der Referenznetze
Dazu wird in einem Schritt der in Kapitel 7.1 definierte IHF für alle generierten
Referenznetze ermittelt, was einen ersten Aufschluss über die Last- und Erzeugungsver-
teilung im Netzgebiet gibt. Durch die kombinatorische Variation der Eingangsparameter
wurden insgesamt 665.940 Referenznetze erzeugt, davon konnten in 212.153 Netzen
Spannungsbandverletzungen identifiziert werden.
Abbildung 7-3: Verteilung des IHF über alle Referenznetze
Differenzierung der Einsatzgebiete von rONT und LVR mithilfe der Referenznetze 39
In Abbildung 7-3 wird ersichtlich, dass die verallgemeinerten Referenznetze
überwiegend Netze mittlerer Homogenität umfassen. Es gibt nur eine geringe Anzahl
äußerst inhomogener Netze, während sehr homogene Netze noch seltener auftreten.
Zur Validierung wurde in Abbildung 7-4 dieser Faktor zusätzlich für die standardisier-
ten Typnetze nach /TUM-04 11/ berechnet.
Abbildung 7-4: Verteilung des IHF der Typnetze nach /TUM-04 11/
Hier konnte eine ähnliche Verteilung des IHF festgestellt werden, der IHF schwankt
zwischen 0,29 und 0,50. Eine Ausnahme davon sind Typnetze mit nur einem Strang
(z. B. „typisches Landnetz Freileitung 1“ oder „extremes Landnetz 2“), bei denen der IHF
bei 0 liegt. Zusammen lässt sich feststellen, dass der entwickelte IHF auch in
repräsentativen Netzstrukturen angewandt werden kann und einen ersten Indikator
über die zu erwartende Netzbelastung liefert.
7.2.2 Identifikation von unzulässigen Netzbelastungen der Referenznetze
In den Referenznetzen treten aufgrund ihrer heterogenen Netzstrukturen und der
unterschiedlichen Belastungssituationen sowohl thermische Überlastungen als auch
Spannungsbandverletzungen auf. Abbildung 7-5 zeigt die identifizierten kritischen
Netzbelastungen für Transformatoren mit einer Bemessungsscheinleistung von 160 kVA
bzw. 250 kVA.
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
An
teil
de
r Ty
pn
etze
IHF
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00175
u.a. „Landnetz mit
hochausgelastetem
Trafo 2“
Typnetze mit
1 Strang
u. a. „typisches
Vorstadtnetz
Kabel 1“
40 Technische Analyse der Netzgebiete
Abbildung 7-5: Identifikation der unzulässigen Netzbelastungen der Referenznetze
Dabei fällt auf, dass bei einer Transformatorgröße von 160 kVA in 11 % der Referenz-
netze thermische Überlastungen festgestellt werden konnten. Zusätzlich treten in
weiteren 29 % Verletzungen des Spannungsbandes auf. Bei einer Transformatorgröße
von 250 kVA ist der Transformator nur sehr selten überlastet, bei noch größer
dimensionierten Transformatoren treten keine thermischen Probleme mehr auf, sondern
ausschließlich Spannungsbandverletzungen in knapp einem Drittel der Fälle.
7.2.3 Ausregelung von Spannungsproblemen durch rONT und LVR
Im Folgenden werden alle Netze genauer untersucht, in denen ausschließlich
Spannungsbandverletzungen auftreten, um die Eignung der einzelnen Spannungs-
haltungsmaßnahmen zu eruieren und damit das optimale Einsatzgebiet von rONT bzw.
LVR zu ermitteln. Dazu wurde in den spannungskritischen Referenznetzen der
Ortsnetztransformator durch einen rONT ersetzt bzw. in einer separaten Untersuchung
der LVR auf den kritischen Strängen eingebaut. Zur Begrenzung der Komplexität und
der zu simulierenden Fälle wurde angenommen, dass rONT und LVR nur mit dem
Regelkonzept mit konstantem Sollwert implementiert werden. Eine Bewertung der
Konzepte mit variablem Sollwert und der adaptiven Regelung erfolgt an späterer Stelle
in den realen Netzgebieten und den Typnetzen.
Abbildung 7-6 gibt aufgeschlüsselt nach dem IHF an, welcher Anteil der Referenznetze
mit Spannungsproblemen durch rONT oder LVR ausgeregelt werden kann.
22
Analyse der „Netzprobleme“ aller Referenznetze
• Beachten: „Überlastung Trafo“ kann auch Spannungsbandverletzungen
bedeuten
• Für den IHF kommen alle Werte zwischen 0 (sehr homogen) und 1 (sehr
inhomogen) vor
• Der Mittelwert des IHF aller Referenznetze beträgt 0,62
7%4%
29%
60%
Trafo: 160kVA
Nur Überlastung Trafo
Überlastung Trafo +SpannungsbandverletzungNur Spannungsbandverletzung
keine Netzprobleme
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00170©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00170
1%
33%
66%
Trafo: 250kVA
Nur Überlastung Trafo
Nur Spannungsbandverletzung
keine Netzprobleme
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00171
Differenzierung der Einsatzgebiete von rONT und LVR mithilfe der Referenznetze 41
Abbildung 7-6: Ausregelung der Netze mit Spannungsproblemen durch rONT
UND/ODER LVR
Die statistischen Auswertungen zeigen, dass der rONT in sehr homogenen Netzen
(IHF ≤ 0,4) alle Spannungsbandverletzungen ausregeln kann. Bei inhomogenen Netzen
nimmt der Anteil an durch den rONT ausregelbaren Netzen ab. Netze mit mittlerer
Inhomogenität (0,3 ≤ IHF ≤ 0,8) können als Haupteinsatzgebiet für den LVR identifiziert
werden. Hier können in mehr als 70 % der Netze die Spannungsprobleme durch den
Einsatz von LVRs gelöst werden, bei 0,45 ≤ IHF ≤ 0,7 sogar in mehr als 90 % der Netze.
Für eine Differenzierung der Einsatzgebiete von rONT und LVR wurde in Abbil-
dung 7-7 zusätzlich untersucht, welche Referenznetze nur von einer Maßnahme, aber
nicht von der anderen ausgeregelt werden können.
42 Technische Analyse der Netzgebiete
Abbildung 7-7: Ausregelung der Netze mit Spannungsproblemen NUR durch rONT
oder (1 oder 2) LVR
Bei sehr homogenen Netzen mit IHF ≤ 0,1 können 78 % der Netze mit Spannungsprob-
lemen nur mit einem rONT ausgeregelt werden, wobei der Einsatz eines LVR auf jedem
Strang nicht betrachtet wurde. Maximal wurde jeweils ein LVR auf zwei der drei
Stränge eingesetzt. Für 0,7 ≤ IHF ≤ 0,9 können in mehr als 50 % der Netze die
Spannungsprobleme nur mit einem oder zwei LVR gelöst werden, aber nicht mit einem
rONT.
7.2.4 Maximale Spannungsspreizung in einer Netztopologie zur Abgrenzung von variablen und konstantem Sollwert
Um das Einsatzgebiet des rONTs weiter abgrenzen zu können, wird der regelbare
Ortsnetztransformator mit variablem Sollwert, wie in den bisherigen Berechnungen
angenommen, mit einem regelbaren Ortsnetztransformator mit konstantem Sollwert
verglichen. Damit kann eine Aussage getroffen werden, bis wann der Einsatz eines
rONTs mit konstantem Sollwert ebenfalls die Spannung in den vorgegebenen Limits
halten kann.
Um diesen Vergleich aufstellen zu können, wird lediglich die Leitungslänge der
generierten Referenznetze näher betrachtet. Aus den vielen Varianten der drei
Netzstränge des Netzes und den drei möglichen Leitungslängen von 100 m, 300 m und
500 m, ergeben sich durch die Formel für Kombination mit Wiederholung zehn
Netztopologien, die in Tabelle 7-1 dargestellt werden und für die Analyse des
regelbaren Ortsnetztransformators herangezogen werden.
Differenzierung der Einsatzgebiete von rONT und LVR mithilfe der Referenznetze 43
Tabelle 7-1: Mögliche Netztopologie bei Referenznetzen mit drei Strängen
Bezeichnung Strang 1 Strang 2 Strang 3 Durchschnittlicher IHF
Netztopologie 1 100 m 100 m 500 m 0,542
Netztopologie 2 100 m 100 m 300 m 0,555
Netztopologie 3 100 m 300 m 500 m 0,555
Netztopologie 4 100 m 500 m 500 m 0,558
Netztopologie 5 100 m 300 m 300 m 0,563
Netztopologie 6 300 m 300 m 500 m 0,573
Netztopologie 7 300 m 500 m 500 m 0,576
Netztopologie 8 100 m 100 m 100 m 0,577
Netztopologie 9 300 m 300 m 300 m 0,578
Netztopologie 10 500 m 500 m 500 m 0,582
Eine wichtige Größe in der Betrachtung stellt die maximale Spannungsspreizung dar.
Diese beschreibt die maximale Spannungsdifferenz zwischen den einzelnen Strängen
eines Netzes als Bezugswert, gemessen am kritischsten Punkt (Ende des Strangs,
Anschlusspunkt einer großen Einspeiseanlage oder eines Verbrauchers). Es konnte
ermittelt werden, dass durch steigende Stranglängen auch die maximale Spannungs-
spreizung zunimmt und damit die Wahrscheinlichkeit, Spannungsprobleme durch einen
rONT mit konstantem Sollwert zu lösen, abnimmt. Dies ist darauf zurückzuführen, dass
ein rONT mit variablem Sollwert ein größeres Spannungsband und somit auch eine
größere Spannungsspreizung als ein rONT mit konstantem Sollwert ausregeln kann. Ab
einer maximalen Spannungsspreizung von 0,2 pu muss ein rONT mit variablem
Sollwert eingesetzt werden, um Spannungsbandprobleme lösen zu können.
In Abbildung 7-8 wird die maximale und durchschnittliche Spannungsspreizung für
eine steigende Anzahl der Stranglängen dargestellt.
44 Technische Analyse der Netzgebiete
Abbildung 7-8: Spannungsspreizung der zusammengefassten Topologien
Die Ergebnisse der Berechnungen zeigen, dass jene Netztopologien, die kurze Stränge
enthalten, keine Spannungsbandverletzungen aufweisen. Es können Probleme
hinsichtlich thermischer Limits auftreten, diese werden in den Berechnungen jedoch
nicht näher betrachtet, da sie nur durch konventionelle Netzausbaumaßnahmen zu
verhindern sind. Des Weiteren konnte nachgewiesen werden, dass ein rONT mit
variablem Sollwert ausschließlich bei langen Stranglängen vorteilhaft zu bewerten ist.
So kann ein rONT mit konstantem Sollwert bei Stranglängen von 500 m nur 78 % der
Spannungsbandverletzungen lösen, die ein rONT mit variablem Sollwert lösen könnte.
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600
Span
nu
ngs
spre
izu
ng
in p
u
kumulierte Länge aller Stränge in m
Maximum
Durchschnitt
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00263
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 45
7.3 Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim
Die untersuchten Maßnahmen werden nun mithilfe der in Kapitel 5.2 und 5.3
definierten realen und standardisierten Netze durch detaillierte Lastflusssimulationen
in GridSim bewertet. In insgesamt vier unterschiedlichen Szenariorahmen (in Kapitel 6
definiert) wurde jede Maßnahme und deren Varianten jeweils in drei ausgewählten
realen bzw. standardisierten Netzen eingesetzt und ihre Auswirkungen auf die
Netzstabilität untersucht. Die zu bewertenden Spannungskriterien wurden in
Kapitel 7.1 definiert.
In der Tabelle 7-2 wurden die sechs untersuchten Netze in drei Netzkategorien von
jeweils einem realen Netz von Garmisch-Partenkirchen und einem Typnetz nach
/TUM-04 11/ unterteilt.
Tabelle 7-2: Zuordnung der untersuchten Netze zu der Netzkategorie
Netzkategorie Reales Netz Synthetisches Typnetz
nach /TUM 04 11/
Vorstadtnetz ONT 3 „Typnetz-Vorstadt“
Dorfnetz ONT 33 „Typnetz-Dorf“
Landnetz ONT 158 „Typnetz-Land“
Für jedes Netz werden die untersuchten Spannungsstabilisierungsmaßnahmen anhand
von drei Hauptkriterien bewertet:
Die grafischen Darstellungen des Spannungsverlaufs entlang des Strangs des
schwächsten Hausanschluss-Knotens werden für jede untersuchte Maßnahme
verglichen, um die Auswirkung der jeweiligen Maßnahme auf den Spannungsver-
lauf zu verdeutlichen.
Dann wird die Spannung an allen Hausanschlüssen für jede untersuchte
Maßnahme statistisch ausgewertet und verglichen. Damit können die Auswir-
kungen der einzelnen Maßnahmen nicht nur auf den kritischen Strang, sondern
auch für das gesamte Netzgebiet verdeutlicht werden.
Schließlich wird die im Kapitel 7.1 definierte Spannungsreserve in Form einer
Dauerlinie dargestellt. Dadurch kann die Verbesserung der Einhaltung der
Spannung innerhalb der Spannungsgrenzen qualitativ bewertet werden.
Zunächst werden die zwei Netze der Kategorie „Vorstadtnetz“ untersucht. Für diese
Netze wird der Spannungsverlauf entlang des Strangs des schwächsten Hausanschluss-
Knotens für den Referenzfall und für die fünf betrachteten Maßnahmen (siehe
Abschnitt 6.1.2) vorgestellt. Damit sollen die Auswirkungen der jeweiligen Maßnahmen
auf die Spannung im kritischen Strang des Netzes veranschaulicht werden.
In der Analyse der Netze der Kategorien „Dorfnetz“ (im Abschnitt 7.3.2) und
„Landnetz“ (im Abschnitt 7.3.3) wird wiederum nur der Spannungsverlauf des
Referenzfalls mit dem Spannungsverlauf der jeweils geeignetsten Maßnahme verglichen.
46 Technische Analyse der Netzgebiete
Es werden nur die Szenariorahmen „GAPextrem“ und „KNextrem“ ausführlich
beschrieben, da die Szenarien „2030“ zu wenige netzkritische Spannungsbandverletzun-
gen aufweisen. Für die Bewertung der Eignung der netzstabilisierenden Maßnahmen
wird daher eine umfangreiche Beschreibung der Extremszenarien vorgenommen.
7.3.1 Analyse Vorstadtnetz
In diesem Abschnitt werden zwei Netze verglichen, die zu der Kategorie Vorstadtnetz
gehören. Die wesentlichen Merkmale dieser Kategorie sind eine hohe Anzahl von
Haushalten und einige dominante Stränge.
7.3.1.1 GAP-Netz Vorstadt (ONT 3)
Die Eigenschaften des „GAP-Netzes Vorstadt“ wurden im Abschnitt 5.3.4 beschrieben.
7.3.1.1.1 Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten Hausanschluss-
Knotens
REFERENZFALL
Zur Erläuterung der verwendeten Abbildung werden die verschiedenen Darstellungsar-
ten für den Referenzfall detailliert beschrieben.
Die Abbildung 7-9 stellt eine statistische Auswertung über den gesamten Simulations-
zeitraum des Spannungsverlaufs entlang des Strangs des schwächsten Hausanschlusses
(Hausanschluss mit der größten Spannungsabweichung) im Referenzfall des Szenarios
GAPextrem dar. Zusätzlich zur Darstellung des Mittelwerts (durch eine weiße Linie) und
der Extremen (durch graue Linien), ist die Häufigkeitsverteilung des Spannungsverlaufs
mittels einer Farbskala abgebildet. Zwischen den schwarzen Linien befinden sich 98 %
aller Spannungsverläufe aufgeschlüsselt nach Quantilgruppen. Die Quantilgruppen „Q0
– Q1“ und „Q99 – Q100“ (die 1 % obersten bzw. untersten Spannungsverläufe) sind nicht
durch die Farbskala abgebildet, sondern liegen zwischen den schwarzen und
dunkelgrauen Linie. Die hellgrauen Linien entsprechen jeweils dem oberen bzw. unteren
aufgetretenen Extremverlauf der Spannung über alle simulierten Zufallsverteilungen
(siehe auch Abschnitt 6.1.3).
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 47
Abbildung 7-9: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knoten für den ONT 3 im Szenariorahmen
GAPextrem ohne netzstabilisierende Maßnahme (Referenzfall)
Links auf die Grafik (Abstand vom ONT: 0 km) sind die angenommenen Spannungs-
schwankungen aus dem Mittelspannungsnetz und dem Offset des ONT sichtbar (siehe
Abschnitt 6.2.2). Mit zunehmendem Abstand vom ONT verbreitert sich die Verteilung
der Spannungen nach oben (durch die PV-Einspeisung) und unten (durch die Last).
Bemerkenswert ist im Referenzfall, dass trotz der extremen Annahmen im
Szenariorahmen GAPextrem nur sehr wenige Spannungsbandverletzungen auftreten,
auch wenn keine spannungsstabilisierende Maßnahme im Einsatz ist. Dies zeigt, dass
die Netze von Garmisch-Partenkirchen bereits stark ausgelegt sind und rechtfertigt die
Anwendung des Szenariorahmens GAPextrem für die weitere Auswertung.
Es folgt eine Zusammenfassung der Kennwerte, die sich aus der Grafik auslesen lassen.
An der Sekundärseite des Transformators:
Die Spannung beträgt im Mittel 1,008 pu mit einer Streuung von bis zu 1,038 pu
für den oberen mittleren Extremwert und 0,9676 pu für den unteren mittleren
Extremwert.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,031 pu und das untere 1 %–
Quantil der Spannung (Q99) liegt bei 0,9814 pu.
Die Streuung von 98 % der Werte beträgt 0,0496 pu (Q1-Q99).
Am schwächsten Hausanschluss-Knoten:
Der Mittelwert der Spannung beträgt 0,9944 pu.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,061 pu.
Das untere 1 %–Quantil der Spannung (Q99) beträgt 0,9076 pu.
Die Streuung von 98 % der Werte beträgt 0,1534 pu (Q1-Q99).
Der obere mittlere Extremwert der Spannung (Q0) beträgt 1,086 pu.
48 Technische Analyse der Netzgebiete
Der untere mittlere Extremwert der Spannung (Q100) liegt bei 0,8441 pu
außerhalb des zugelassenen Spannungsbands (1,10 pu – 0,85 pu).
Die Streuung aller Werte beträgt 0,2419 pu (Q0-Q100).
RONT CONST
Die Abbildung 7-10 zeigt die statistische Auswertung des Spannungsverlaufs entlang
des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für die Variante mit einem
regelbaren Ortsnetztransformator mit konstantem Sollwert (Bezeichnung rONT const1).
Abbildung 7-10: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für den ONT 3 im Szenariorahmen GAPext-
rem mit rONT const
Der Einsatz eines regelbaren ONT mit konstantem Sollwert hat im Vergleich zum
Referenzfall folgende Auswirkungen:
An der Sekundärseite des Transformators:
Die Spannung wurde im Mittel auf 1 pu geregelt.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,022 pu.
Das untere 1 %–Quantil der Spannung (Q99) beträgt 0,9728 pu.
Die Streuung von 98 % der Werte beträgt somit 0,0492 pu (Q1-Q99).
Die Streuung der Spannungswerte an der Sekundärseite des Transformators bleibt
somit ähnlich wie im Referenzfall (0,0496 pu); nur der Mittelwert wurde auf 1 pu
geregelt.
Am schwächsten Hausanschluss-Knoten:
Der Mittelwert der Spannung beträgt 0,987 pu.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,047 pu.
1 steht für “regelbarer Ortsnetztransformator mit konstantem Sollwert”
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 49
Das untere 1 %–Quantil der Spannung (Q99) beträgt 0,9155 pu.
Der obere mittlere Extremwert der Spannung beträgt 1,077 pu.
Der untere mittlere Extremwert der Spannung liegt mit 0,8539 pu knapp
innerhalb des zugelassenen Spannungsbands.
Die statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-Knoten ist
in der Tabelle 7-3 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen. Die
Deltawerte werden in grün bei einer qualitativen Verbesserung des Kennwertes bzw. in
rot bei einer Verschlechterung dargestellt.
Die Deltawerte in den Tabellen wurden wie folgt berechnet:
𝐷𝑒𝑙𝑡𝑎 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡 = 𝑊𝑒𝑟𝑡 𝑀𝑎ß𝑛𝑎ℎ𝑚𝑒 −𝑊𝑒𝑟𝑡 𝑅𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑧𝑓𝑎𝑙𝑙
(11)
𝑅𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑒 𝑉𝑒𝑟𝑏𝑒𝑠𝑠𝑒𝑟𝑢𝑛𝑔 = 𝐷𝑒𝑙𝑡𝑎 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡
|𝑊𝑒𝑟𝑡 𝑅𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑧𝑓𝑎𝑙𝑙 − 1 𝑝. 𝑢. |
(12)
𝐷𝑒𝑙𝑡𝑎 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣 = 𝐷𝑒𝑙𝑡𝑎 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡𝑊𝑒𝑟𝑡 𝑅𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑧𝑓𝑎𝑙𝑙
(13)
Tabelle 7-3: Statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-
Knoten für die Maßnahme rONT const und Vergleich mit dem Referenzfall für den ONT 3
im Szenariorahmen GAPextrem
Spannung Referenzfall rONT const Delta absolut Relative Verbesserung
Maximum 1,086 pu 1,077 pu -0,009 pu -10,5 %
Mittelwert 0,994 pu 0,987 pu -0,007 pu
Minimum 0,844 pu 0,854 pu +0,010 pu +6,3 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const Delta absolut Delta relativ
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,031 pu 0,026 pu -0,004 pu -14,0 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,153 pu 0,132 pu -0,022 pu -14,3 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,242 pu 0,223 pu -0,019 pu -7,8 %
Der rONT mit konstantem Sollwert wirkt im Allgemeinen positiv auf die Spannung bis
auf eine sehr kleine Reduzierung des Mittelwerts. Der Minimalwert liegt mit 0.854 pu
knapp innerhalb des Spannungsbands, was einer nur kleinen Spannungsreserve
entspricht. Die Streuung der Spannung hat sich für jede Kategorie (50 %, 98 % und
100 % aller Werte) reduziert, wobei die Streuung der Werte inklusive Extremwerte
(100 % aller Werte) sich etwas weniger als bei den anderen Kategorien reduziert hat
(-8 % anstatt -14 %).
50 Technische Analyse der Netzgebiete
RONT VAR
Die Abbildung 7-11 zeigt die statistische Auswertung des Spannungsverlaufs entlang
des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knoten für die Variante mit einem
regelbaren Ortsnetztransformator mit Leistungskompoundierung (Bezeichnung
rONT var2).
Abbildung 7-11: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knoten für den ONT 3 im Szenariorahmen GAPext-
rem mit rONT var
Der Einsatz eines regelbaren ONT mit Leistungskompoundierung hat im Vergleich zum
Referenzfall folgende Auswirkungen:
An der Sekundärseite des Transformators:
Die Spannung wurde im Mittel auf 1,013 pu geregelt.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,047 pu.
Das untere 1 %–Quantil der Spannung (Q99) beträgt 0,964 pu.
Die Streuung von 98 % der Werte beträgt somit 0,083 pu (Q1-Q99).
Der Mittelwert der Spannung an der Sekundärseite des Transformators ist etwas größer
als im Referenzfall (1,008 pu). Die Streuung der Spannungswerte an der Sekundärseite
des Transformators ist in diesem Szenario deutlich größer als im Referenzfall
(0,0496 pu). Das liegt an der Funktionsweise der Leistungskompoundierung, wo der
Sollwert der Spannung an der Sekundärseite des Transformators abhängig von der
Auslastung ist (vgl. Kapitel 4.2.1).
Die statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-Knoten ist
in Tabelle 7-4 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen.
2 steht für “regelbarer Ortsnetztransformator mit variablem Sollwert”
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 51
Tabelle 7-4: Statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-
Knoten für die Maßnahme rONT var und Vergleich mit dem Referenzfall für den ONT 3
im Szenariorahmen GAPextrem
Spannung Referenzfall rONT var Delta absolut Relative Verbesserung
Maximum 1,086 pu 1,069 pu -0,017 pu -19,8 %
Mittelwert 0,994 pu 1,000 pu +0,006 pu
Minimum 0,844 pu 0,891 pu +0,047 pu +30,3 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT var Delta absolut Delta relativ
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,031 pu 0,022 pu -0,008 pu -26,7 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,153 pu 0,095 pu -0,058 pu -37,9 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,242 pu 0,178 pu -0,064 pu -26,6 %
Der rONT mit Leistungskompoundierung wirkt in diesem Szenario sehr positiv auf die
Spannung. Der Minimalwert wurde um 30 % gegenüber dem Referenzfall erhöht und
liegt mit 0.891 pu gut innerhalb des Spannungsbands. Der Maximalwert wurde um ca.
20 % gemindert. Die Streuung der Spannung hat sich für jede Kategorie (50 %, 98 % und
100 % aller Spannungswerte) mit mindestens -26,6 % stark reduziert.
RONT ADAPTIV
Die Abbildung 7-12 zeigt die statistische Auswertung des Spannungsverlaufs entlang
des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für die Variante mit einem
regelbaren Ortsnetztransformator mit adaptiver Regelung (Bezeichnung rONT adaptiv).
Abbildung 7-12: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für den ONT 3 im Szenariorahmen GAPext-
rem mit rONT adaptiv
Der Einsatz eines regelbaren ONT mit adaptiver Regelung hat im Vergleich zum
Referenzfall folgende Auswirkungen:
An der Sekundärseite des Transformators:
Die Spannung wurde im Mittel auf 1,021 pu geregelt.
52 Technische Analyse der Netzgebiete
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,065 pu.
Das untere 1 %–Quantil der Spannung (Q99) beträgt 0,974 pu.
Die Streuung von 98 % der Werte beträgt somit 0,091 pu (Q1-Q99).
Der Mittelwert der Spannung an der Sekundärseite des Transformators ist etwas größer
als im Referenzfall (1,008 pu). Die Streuung der Spannungswerte ist in diesem Szenario
deutlich größer als im Referenzfall (0,0496 pu). Das liegt an der Funktionsweise der
adaptiven Regelung, wo der Sollwert der Spannung an der Sekundärseite des
Transformators dynamisch ist (vgl. Kapitel 4.2.1).
Am schwächsten Hausanschluss-Knoten:
Der Mittelwert der Spannung beträgt 1,008 pu.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,064 pu.
Das untere 1 %–Quantil der Spannung (Q99) beträgt 0,925 pu.
Der obere mittlere Extremwert der Spannung beträgt 1,102 pu und überschreitet
die obere Spannungsgrenze.
Der untere mittlere Extremwert der Spannung liegt mit 0,860 pu knapp inner-
halb des zugelassenen Spannungsbands.
Die statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-Knoten ist
in der Tabelle 7-5 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen.
Tabelle 7-5: Statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-
Knoten für die Maßnahme rONT adaptiv und Vergleich mit dem Referenzfall für den
ONT 3 im Szenariorahmen GAPextrem
Spannung Referenzfall rONT adaptiv Delta absolut Relative Verbesserung
Maximum 1,086 pu 1,102 pu +0,016 pu +18,6 %
Mittelwert 0,994 pu 1,008 pu +0,014 pu
Minimum 0,844 pu 0,860 pu +0,016 pu +10,4 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT adaptiv Delta absolut Delta relativ
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,031 pu 0,037 pu +0,006 pu +19,9 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,153 pu 0,139 pu -0,014 pu -9,2 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,242 pu 0,242 pu -0,000 pu -0,1 %
Der rONT mit adaptiver Regelung wirkt in diesem Szenario eher negativ auf die
absoluten Spannungswerte. Der Minimalwert wurde zwar um ca. 10 % gegenüber dem
Referenzfall erhöht, und liegt mit 0.86 pu knapp innerhalb des Spannungsbands, aber
der Maximalwert hat sich um ca. 19 % erhöht und überschreitet nun mit 1,102 pu die
obere Spannungsgrenze. Die Streuung der häufigsten Werten (50 % aller Werte) hat sich
zwar um 20 % verbreitert, aber dies ist nicht kritisch, da es nur einer Breite von
0.037 pu entspricht. Die Streuung der Werte ohne Extremwerte (98 % aller Werte) ist
um ca. 9 % kleiner als im Referenzfall. Gerade im Vergleich mit dem rONT mit
variablem Sollwert ist somit das 98 %-Band breiter und es treten mehr Spannungen mit
größerer Abweichung von 1,0 pu auf.
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 53
Es lässt sich feststellen, dass die adaptive Regelung die Spannung bis auf extreme
Ausreißer innerhalb des Spannungsbandes hält. Darüber hinaus ist der große Vorteil
der adaptiven Regelung die deutliche Reduzierung der Schaltvorgänge (75 im Mittel bei
rONTadaptiv im Vergleich zu 368 im Mittel beim rONTkonst) und damit eine Verlängerung
der Lebenszeit.
LVR CONST
Die Abbildung 7-13 zeigt die statistische Auswertung des Spannungsverlaufs entlang
des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für die Variante mit einem
Längsregler mit konstantem Sollwert (Bezeichnung LVR const3).
Abbildung 7-13: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für den ONT 3 im Szenariorahmen GAPext-
rem mit LVR const
Der Einsatz eines regelbaren ONT mit adaptiver Regelung hat im Vergleich zum
Referenzfall folgende Auswirkungen:
An der Sekundärseite des Transformators ergibt sich keine Änderung zum Referenzfall,
da der Längsregler nur die Spannung von nachgeschalteten Knoten beeinflussen kann.
Am schwächsten Hausanschluss-Knoten:
Der Mittelwert der Spannung beträgt 0,992 pu.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,042 pu.
Das untere 1 %–Quantil der Spannung (Q99) beträgt 0,936 pu.
Der obere mittlere Extremwert der Spannung beträgt 1,074 pu.
Der untere mittlere Extremwert der Spannung liegt bei 0,874 pu innerhalb des
zugelassenen Spannungsbands.
3 steht für “Line Voltage Regulator with constant set point”
54 Technische Analyse der Netzgebiete
Die statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-Knoten ist
in der Tabelle 7-6 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen.
Tabelle 7-6: Statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-
Knoten für die Maßnahme LVR const und Vergleich mit dem Referenzfall für den ONT 3
im Szenariorahmen GAPextrem
Spannung Referenzfall LVR const Delta absolut Relative Verbesserung
Maximum 1,086 pu 1,074 pu -0,012 pu -14,0 %
Mittelwert 0,994 pu 0,992 pu -0,002 pu
Minimum 0,844 pu 0,874 pu +0,030 pu +19,3 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall LVR const Delta absolut Delta relativ
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,031 pu 0,019 pu -0,011 pu -37,1 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,153 pu 0,106 pu -0,048 pu -31,2 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,242 pu 0,200 pu -0,042 pu -17,4 %
Der Längsregler mit konstantem Sollwert wirkt im Allgemeinen positiv auf die
Spannung bis auf eine sehr kleine Reduzierung des Mittelwerts. Die Streuung der
Spannung hat sich für jede Kategorie (50 %, 98 % und 100 % aller Werte) reduziert,
wobei die Streuung der Werte inklusive Extremwerte (100 % aller Werte) sich weniger
als bei den anderen Kategorien reduziert hat (-17 % anstatt -31 % bzw. -37 %).
LVR VAR
Die Abbildung 7-14 zeigt die statistische Auswertung des Spannungsverlaufs entlang
des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für die Variante mit einem
Längsregler mit Leistungskompoundierung (Bezeichnung LVR var4).
Abbildung 7-14: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für den ONT 3 im Szenariorahmen GAPext-
rem mit LVR var
4 steht für “Line Voltage Regulator with variable set point”
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 55
An der Sekundärseite des Transformators ergibt sich keine Änderung zum Referenzfall,
da der Längsregler nur die Spannung von nachgeschalteten Knoten beeinflussen kann.
Am schwächsten Hausanschluss-Knoten:
Der Mittelwert der Spannung beträgt 0,999 pu.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,037 pu.
Das untere 1 %–Quantil der Spannung (Q99) beträgt 0,945 pu.
Der obere mittlere Extremwert der Spannung beträgt 1,077 pu.
Der untere mittlere Extremwert der Spannung liegt bei 0,889 pu innerhalb des
zugelassenen Spannungsbands.
Die statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-Knoten ist
in der Tabelle 7-7 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen.
Tabelle 7-7: Statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-
Knoten für die Maßnahme LVR var und Vergleich mit dem Referenzfall für den ONT 3
im Szenariorahmen GAPextrem
Spannung Referenzfall LVR var Delta absolut Relative Verbesserung
Maximum 1,086 pu 1,077 pu -0,009 pu -10,5 %
Mittelwert 0,994 pu 0,999 pu +0,005 pu
Minimum 0,844 pu 0,889 pu +0,045 pu +29,0 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall LVR var Delta absolut Delta relativ
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,031 pu 0,023 pu -0,008 pu -25,7 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,153 pu 0,092 pu -0,062 pu -40,1 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,242 pu 0,188 pu -0,054 pu -22,4 %
Der Längsregler mit Leistungskompoundierung wirkt sehr positiv auf die Spannung am
schwächsten Hausanschluss-Knoten. Die Streuung der Spannung hat sich für jede
Kategorie (50 %, 98 % und 100 % aller Werte) deutlich reduziert.
7.3.1.1.2 Statistische Auswertung der Spannung und Vergleich der Maßnahmen
In diesem Abschnitt werden die statistischen Kennwerte der Spannung zusammenge-
fasst und die Auswirkung jeder Maßnahme in diesem Szenario miteinander verglichen.
Die Tabelle 7-8 und
Tabelle 7-9 fassen die absoluten bzw. relativen Deltawerte der Spannung am Ende des
Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für jede Maßnahme im Vergleich zum
Referenzfall zusammen.
56 Technische Analyse der Netzgebiete
Tabelle 7-8: Zusammenfassung der absoluten Deltawerte der Spannung am schwächsten
Hausanschluss-Knoten für alle Maßnahmen und Vergleich mit dem Referenzfall für den
ONT 3 im Szenariorahmen GAPextrem
Spannung Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Maximum 1,086 pu -0,009 pu -0,017 pu +0,016 pu -0,012 pu -0,009 pu
Mittelwert 0,994 pu -0,007 pu +0,006 pu +0,014 pu -0,002 pu +0,005 pu
Minimum 0,844 pu +0,010 pu +0,047 pu +0,016 pu +0,030 pu +0,045 pu
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,031 pu -0,004 pu -0,008 pu +0,006 pu -0,011 pu -0,008 pu
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,153 pu -0,022 pu -0,058 pu -0,014 pu -0,048 pu -0,062 pu
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,242 pu -0,019 pu -0,064 pu -0,000 pu -0,042 pu -0,054 pu
Tabelle 7-9: Zusammenfassung der relativen Verbesserung der Spannung am
schwächsten Hausanschluss-Knoten für alle Maßnahmen und Vergleich mit dem
Referenzfall für den ONT 3 im Szenariorahmen GAPextrem
Spannung Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Maximum 1,086 pu -10,5 % -19,8 % +18,6 % -14,0 % -10,5 %
Minimum 0,844 pu +6,3 % +30,3 % +10,4 % +19,3 % +29,0 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,031 pu -14,0 % -26,7 % +19,9 % -37,1 % -25,7 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,153 pu -14,3 % -37,9 % -9,2 % -31,2 % -40,1 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,242 pu -7,8 % -26,6 % -0,1 % -17,4 % -22,4 %
Es zeigt sich, dass der rONT mit Leistungskompoundierung (rONT var) im Allgemeinen
die beste Auswirkung auf die Reduzierung der Maximum- und Minimumwerte sowie die
Streuung der Spannungswerte hat. Der Längsregler, sowohl mit konstantem Sollwert
(LVR const) als auch mit Leistungskompoundierung (LVR var), wirkt positiv auf die
Spannung. Im Gegenteil wirkt der rONT mit adaptiver Regelung (rONT adaptiv) in
diesem Szenario negativ auf die Maximalwerte und verursacht zusätzliche Spannungs-
bandverletzungen im oberen Bereich.
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 57
In der Abbildung 7-15 wird, anders als in den bisherigen Auswertungen, die Spannung
nicht nur am Ende des schwächsten Hausanschluss-Knotens, sondern an allen
Hausanschluss-Knoten statistisch dargestellt.
Abbildung 7-15: Vergleich der statistischen Auswertung der Spannung an allen
Hausanschluss-Knoten für den ONT 3 im Szenariorahmen GAPext-
rem für alle netzstabilisierende Maßnahmen.
Diese Darstellung bestätigt die obige Bewertung und zeigt, dass der rONT mit
Leistungskompoundierung (rONT var) in diesem Szenario die Spannung besser
einhalten kann, wobei die beiden Varianten des Längsreglers auch gute Ergebnisse
liefern. Die adaptive Regelung des rONT erscheint hier auf den ersten Blick als nur
mäßig geeignet, ist jedoch dennoch in der Lage, die Spannung bis auf wenige Zeitpunkte
in den zulässigen Grenzen zu halten.
58 Technische Analyse der Netzgebiete
7.3.1.1.3 Dauerlinie der Spannungsreserve
Die Abbildung 7-16 stellt die Spannungsreserve an allen Hausanschluss-Knoten in
Form einer Dauerkennlinie für jede Maßnahme dar. Die Dauerlinie der Spannungsre-
serve liefert einen detaillierten Vergleich der Auswirkung der netzstabilisierenden
Maßnahmen bzgl. der Einhaltung der Spannungsgrenzen und -verhältnisse im
Netzgebiet.
Abbildung 7-16: Dauerlinie der Spannungsreserve aller Hausanschluss-Knoten für
den ONT 3 im Szenariorahmen GAPextrem – Vergleich der Maß-
nahmen
Aus der Grafik ist ersichtlich, dass im Vergleich zum Referenzfall (dunkelorange Linie)
der rONT mit konstantem Sollwert (dunkelblaue Linie) die Spannungsreserve zu jedem
Zeitpunkt erhöht. Die Auswirkung in den kritischen Zeitschritten ist auch positiv (der
Minimalwert ist größer Null, damit treten beim Einsatz eines rONT mit konstantem
Sollwert keine Spannungsbandverletzungen auf). Gegenüber anderen Maßnahmen ist
die Verbesserung nur gering.
Der rONT mit Leistungskompoundierung (blaue Linie) reduziert die Spannungsreserve
während ca. 570 Stunden ein wenig. Aber in den kritischen Stunden, wo die
Spannungsreserve im Referenzfall am kleinsten ist, hat diese Maßnahme eine sehr gute
Auswirkung auf die Spannungsreserve und erhöht den Minimumwert um mehr als
0,2 pu.
Bis auf die kritischen Stunden weist der rONT mit adaptiver Regelung (hellblaue Linie)
in diesem Szenario eine vergleichsweise negative Auswirkung auf die Spannungsreserve
auf. Die positive Wirkung in den kritischen Stunden reicht aber nicht aus, um den
Minimumwert in den positiven Bereich zu bringen.
Die Kennlinie für den Längsregler mit konstantem Sollwert (hellorange Linie) bleibt in
den ersten 420 Stunden sehr nah an dem Referenzfall und wirkt danach sehr positiv auf
die Spannungsreserve, mit einem guten Ergebnis bezüglich der Erhöhung des
Minimumwertes.
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 59
Der Längsregler mit Leistungskompoundierung (gelbe Linie) reduziert die Spannungs-
reserve in den ersten 510 Stunden aber wirkt in den kritischen Stunden wie der
Längsregler mit konstantem Sollwert sehr positiv.
7.3.1.2 Typnetz-Vorstadt
Die Eigenschaften des „Typnetz-Vorstadt“ wurden im Abschnitt 5.2 beschrieben.
7.3.1.2.1 Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten Hausanschluss-
Knotens
REFERENZFALL
Die Abbildung 7-17 stellt eine statistische Auswertung des Spannungsverlaufs über
den gesamten Simulationszeitraum entlang des Strangs des schwächsten Hausan-
schluss-Knotens im Referenzfall des Szenarios KNextrem dar.
Abbildung 7-17: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für den „Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorah-
men KNextrem ohne netzstabilisierende Maßnahme (Referenzfall)
Es folgt eine Zusammenfassung der Kennwerte, die sich aus der Grafik auslesen lassen.
An der Sekundärseite des Transformators:
Die Spannung beträgt im Mittel 1,013 pu mit einer Streuung von bis zu 1,041 pu
für den oberen mittleren Extremwert und 0,984 pu für den unteren mittleren
Extremwert.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,034 pu und das untere 1 %–
Quantil der Spannung (Q99) liegt bei 0,993 pu.
Die Streuung von 98 % der Werte beträgt 0,042 pu (Q1-Q99).
Am schwächsten Hausanschluss-Knoten:
Der Mittelwert der Spannung beträgt 1,007 pu.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,080 pu.
60 Technische Analyse der Netzgebiete
Das untere 1 %–Quantil der Spannung (Q99) beträgt 0,935 pu.
Die Streuung von 98 % der Werte beträgt 0,145 pu (Q1-Q99).
Der obere mittlere Extremwert der Spannung (Q0) liegt mit 1,109 pu außerhalb
des zugelassenen Spannungsbands (1,10 pu – 0,85 pu).
Der untere mittlere Extremwert der Spannung (Q100) liegt bei 0,874 pu.
Die Streuung aller Werte beträgt 0,235 pu (Q0-Q100).
RONT CONST
Die Abbildung 7-18 zeigt die statistische Auswertung des Spannungsverlaufs entlang
des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für die Variante mit einem
regelbaren Ortsnetztransformator mit konstantem Sollwert (Bezeichnung rONT const).
Abbildung 7-18: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für das „Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorah-
men KNextrem mit rONT const
Die statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-Knoten ist
in der Tabelle 7-10 zusammengefasst und wird mit dem Referenzfall verglichen.
Tabelle 7-10: Statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-
Knoten für die Maßnahme rONT const und Vergleich mit dem Referenzfall für das
„Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorahmen KNextrem
Spannung Referenzfall rONT const Delta absolut Relative Verbesserung
Maximum 1,109 pu 1,095 pu -0,014 pu -12,8 %
Mittelwert 1,007 pu 0,994 pu -0,013 pu
Minimum 0,874 pu 0,874 pu +0,000 pu +0,0 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const Delta absolut Delta relativ
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,029 pu 0,026 pu -0,002 pu -8,4 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,145 pu 0,136 pu -0,009 pu -5,9 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,235 pu 0,221 pu -0,014 pu -6,0 %
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 61
Der rONT mit konstantem Sollwert wirkt in diesem Szenario nur mäßig positiv auf die
Spannungshaltung. Der Maximalwert wurde innerhalb den Bereich der Spannungsgren-
zen gebracht, aber der Minimalwert wurde nicht verbessert und die Streuung der
Spannung hat sich für jede Kategorie (50 %, 98 % und 100 % aller Werte) nur in
geringem Maß reduziert.
RONT VAR
Die Abbildung 7-19 zeigt die statistische Auswertung des Spannungsverlaufs entlang
des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für die Variante mit einem
regelbaren Ortsnetztransformator mit Leistungskompoundierung (Bezeichnung
rONT var).
Abbildung 7-19: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für das „Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorah-
men KNextrem mit rONT var
Die statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-Knoten ist
in der Tabelle 7-11 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen.
Tabelle 7-11: Statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-
Knoten für die Maßnahme rONT var und Vergleich mit dem Referenzfall für das
„Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorahmen KNextrem
Spannung Referenzfall rONT var Delta absolut Relative Verbesserung
Maximum 1,109 pu 1,071 pu -0,038 pu -34,9 %
Mittelwert 1,007 pu 0,997 pu -0,010 pu
Minimum 0,874 pu 0,900 pu +0,025 pu +20,0 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT var Delta absolut Delta relativ
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,029 pu 0,019 pu -0,009 pu -32,4 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,145 pu 0,089 pu -0,056 pu -38,8 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,235 pu 0,172 pu -0,063 pu -26,9 %
Der rONT mit Leistungskompoundierung wirkt in diesem Szenario sehr positiv auf die
Spannung. Der Minimalwert wurde um 20 % gegenüber dem Referenzfall erhöht. Der
62 Technische Analyse der Netzgebiete
Maximalwert wurde um ca. 35 % gemindert. Die Streuung der Spannung hat sich für
jede Kategorie (50 %, 98 % und 100 % aller Spannungswerte) stark reduziert.
RONT ADAPTIV
Die Abbildung 7-20 zeigt die statistische Auswertung des Spannungsverlaufs entlang
des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für die Variante mit einem
regelbaren Ortsnetztransformator mit adaptiver Regelung (Bezeichnung rONT adaptiv).
Abbildung 7-20: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für das „Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorah-
men KNextrem mit rONT adaptiv
Die statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-Knoten ist
in der Tabelle 7-12 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen.
Tabelle 7-12: Statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-
Knoten für die Maßnahme rONT adaptiv und im Vergleich mit dem Referenzfall für das
„Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorahmen KNextrem
Spannung Referenzfall rONT adaptiv Delta absolut Relative Verbesserung
Maximum 1,109 pu 1,104 pu -0,005 pu -4,6 %
Mittelwert 1,007 pu 1,003 pu -0,004 pu
Minimum 0,874 pu 0,879 pu +0,005 pu +3,7 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT adaptiv Delta absolut Delta relativ
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,029 pu 0,034 pu +0,005 pu +17,4 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,145 pu 0,133 pu -0,012 pu -8,2 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,235 pu 0,225 pu -0,010 pu -4,1 %
Der rONT mit adaptiver Regelung wirkt in diesem Szenario nur mäßig auf die
Extremwerte der Spannung. Der Minimalwert liegt weiterhin mit 0.88 pu innerhalb des
Spannungsbands, aber der Maximalwert hat sich nur um ca. 5 % reduziert und bleibt
mit 1,104 pu über der oberen Spannungsgrenze. Die Streuung der häufigsten Werte
(50 % aller Werte) hat sich zwar um 17 % verbreitert, aber dies ist nicht kritisch, da es
nur einer Breite von 0.034 pu entspricht.
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 63
LVR CONST
Die Abbildung 7-21 zeigt die statistische Auswertung des Spannungsverlaufs entlang
des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für die Variante mit einem
Längsregler mit konstantem Sollwert (Bezeichnung LVR const).
Abbildung 7-21: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für das „Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorah-
men KNextrem mit LVR const
Die statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-Knoten ist
in der Tabelle 7-13 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen.
Tabelle 7-13: Statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-
Knoten für die Maßnahme LVR const und Vergleich mit dem Referenzfall für das
„Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorahmen KNextrem
Spannung Referenzfall LVR const Delta absolut Relative Verbesserung
Maximum 1,109 pu 1,079 pu -0,030 pu -27,5 %
Mittelwert 1,007 pu 0,997 pu -0,010 pu
Minimum 0,874 pu 0,903 pu +0,029 pu +23,0 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall LVR const Delta absolut Delta relativ
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,029 pu 0,018 pu -0,010 pu -36,2 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,145 pu 0,095 pu -0,050 pu -34,3 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,235 pu 0,176 pu -0,059 pu -25,1 %
Der Längsregler mit konstantem Sollwert wirkt sehr positiv auf die Spannung. Der
Maximalwert wurde um 27,5 % relativ zu 1 pu reduziert und der Minimalwert um 23 %
erhöht. Die Streuung der Spannung hat sich für jede Kategorie (50 %, 98 % und 100 %
aller Werte) deutlich reduziert.
64 Technische Analyse der Netzgebiete
LVR VAR
Die Abbildung 7-22 zeigt die statistische Auswertung des entlang des Strangs des
schwächsten Hausanschluss-Knoten für die Variante mit einem Längsregler mit
Leistungskompoundierung (Bezeichnung LVR var).
Abbildung 7-22: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knoten für den „Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorah-
men KNextrem mit LVR var
Die statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-Knoten ist
in der Tabelle 7-14 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen.
Tabelle 7-14: Statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-
Knoten für die Maßnahme LVR var und Vergleich mit dem Referenzfall für den „Typnetz-
Vorstadt“ im Szenariorahmen KNextrem
Spannung Referenzfall LVR var Delta absolut Relative Verbesserung
Maximum 1,109 pu 1,061 pu -0,048 pu -44,0 %
Mittelwert 1,007 pu 0,998 pu -0,009 pu
Minimum 0,874 pu 0,900 pu +0,026 pu +20,3 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall LVR var Delta absolut Delta relativ
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,029 pu 0,020 pu -0,009 pu -30,7 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,145 pu 0,082 pu -0,063 pu -43,7 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,235 pu 0,161 pu -0,074 pu -31,3 %
Der Längsregler mit Leistungskompoundierung wirkt sehr positiv auf die Spannung am
schwächsten Hausanschluss-Knoten. Der Maximalwert wurde um 44 % relativ zu 1 pu
reduziert und der Minimalwert um 23 % erhöht. Die Streuung der Spannung hat sich
für jede Kategorie (50 %, 98 % und 100 % aller Werte) deutlich reduziert.
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 65
7.3.1.2.2 Statistische Auswertung der Spannung und Vergleich der Maßnahmen
In diesem Abschnitt werden die statistischen Kennwerte der Spannung zusammenge-
fasst und die Auswirkung jeder Maßnahme in diesem Szenario miteinander verglichen.
Die Tabelle 7-15 und Tabelle 7-16 fassen die absoluten bzw. relativen Deltawerte der
Spannung am Ende des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für jede
Maßnahme im Vergleich zum Referenzfall zusammen.
Tabelle 7-15: Zusammenfassung der absoluten Deltawerte der Spannung am
schwächsten Hausanschluss-Knoten für alle Maßnahmen und Vergleich mit dem
Referenzfall für das „Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorahmen KNextrem
Spannung Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Maximum 1,109 pu -0,014 pu -0,038 pu -0,005 pu -0,030 pu -0,048 pu
Mittelwert 1,007 pu -0,013 pu -0,010 pu -0,004 pu -0,010 pu -0,009 pu
Minimum 0,874 pu +0,000 pu +0,025 pu +0,005 pu +0,029 pu +0,026 pu
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,029 pu -0,002 pu -0,009 pu +0,005 pu -0,010 pu -0,009 pu
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,145 pu -0,009 pu -0,056 pu -0,012 pu -0,050 pu -0,063 pu
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,235 pu -0,014 pu -0,063 pu -0,010 pu -0,059 pu -0,074 pu
Tabelle 7-16: Zusammenfassung der relativen Verbesserung der Spannung am
schwächsten Hausanschluss-Knoten für alle Maßnahmen und Vergleich mit dem
Referenzfall für das „Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorahmen KNextrem
Spannung Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Maximum 1,109 pu -12,8 % -34,9 % -4,6 % -27,5 % -44,0 %
Minimum 0,874 pu +0,0 % +20,0 % +3,7 % +23,0 % +20,3 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,029 pu -8,4 % -32,4 % +17,4 % -36,2 % -30,7 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,145 pu -5,9 % -38,8 % -8,2 % -34,3 % -43,7 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,235 pu -6,0 % -26,9 % -4,1 % -25,1 % -31,3 %
Es zeigt sich, dass der Längsregler mit Leistungskompoundierung (LVR var) im
Allgemeinen die beste Auswirkung zur Reduzierung der Maximum- und Minimumwerte
sowie der Streuung der Spannungswerte hat. Der Längsregler mit konstantem Sollwert
(LVR const) und der rONT mit Leistungskompoundierung (rONT var) wirken auch sehr
positiv auf die Spannung. Der rONT mit konstantem Sollwert (rONT const) und mit
adaptiver Regelung (rONT adaptiv) wirken in diesem Szenario nicht sehr effektiv und
werden als ungeeignet eingeschätzt.
66 Technische Analyse der Netzgebiete
In der Abbildung 7-23 wird die Spannung an allen Hausanschluss-Knoten für alle
netzstabilisierenden Maßnahmen statistisch dargestellt.
Abbildung 7-23: Vergleich der statistischen Auswertung der Spannung an den
Hausanschluss-Knoten für das „Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorah-
men KNextrem für alle netzstabilisierende Maßnahmen.
Diese Darstellung bestätigt die obige Bewertung und zeigt, dass der Längsregler mit
konstantem Sollwert (LVR const) oder Leistungskompoundierung (LVR var) und der
rONT mit Leistungskompoundierung (rONT var) die Varianten sind, die in diesem
Szenario die Spannung am besten regeln können. Das resultierende Spannungsband ist
bei diesen Varianten deutlich schmäler als im Referenzfall. Die adaptive Regelung
erzeugt zwar ein breites Spannungsband, erreicht aber eine Stabilisierung der
Spannung mit deutlich weniger Schaltvorgängen (46 bei rONTadaptiv im Vergleich zu 357
bei rONTconst).
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 67
7.3.1.2.3 Dauerlinie der Spannungsreserve
Die Abbildung 7-24 stellt die Spannungsreserve an allen Hausanschluss-Knoten in
Form einer Dauerkennlinie für jede Maßnahme dar.
Abbildung 7-24: Dauerlinie der Spannungsreserve der Hausanschluss-Knoten für das
„Typnetz-Vorstadt“ im Szenariorahmen KNextrem – Vergleich der
Maßnahmen
Aus dem Vergleich der Dauerlinien der Spannungsreserve ist ersichtlich, dass alle
Maßnahmen zur Verbesserung der Spannungsreserve in den kritischen Zeitschritten
beitragen. Analog zu der Analyse für das GAP-Netz Vorstadt haben die Varianten des
regelbaren Ortsnetztransformators mit konstantem Sollwert oder mit Leistungskom-
poundierung einen positiven Einfluss auf die Spannungsreserve zu jedem Zeitschritt (die
dunkelblaue und die blauen Linien liegen bis ca. 580 Stunden über den anderen Linien),
wobei sich die Varianten des Längsreglers erst in den kritischen Zeitschritten (ab ca. 500
Stunden) positiv gegenüber dem Referenzfall auswirken. Die Spannungsreserve für den
rONT mit konstantem Sollwert sinkt ab ca. 550 Stunden im Vergleich zu den anderen
Maßnahmen viel schneller. Beide Varianten des Längsreglers weisen zu diesen
Zeitpunkten eine sehr gute Einhaltung der Spannungsreserve auf. Abschließend lässt
sich für das Kriterium der Spannungsreserve festhalten, dass die besten Maßnahmen
der LVR und der rONT mit Leistungskompoundierung sind, gefolgt von dem LVR mit
konstantem Sollwert.
68 Technische Analyse der Netzgebiete
7.3.2 Analyse Dorfnetz
In diesem Abschnitt werden zwei Netze verglichen, die zu der Kategorie Dorfnetz
gehören.
7.3.2.1 GAP-Netz Dorf (ONT 33)
7.3.2.1.1 Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten Hausanschluss-
Knotens
REFERENZFALL
Die Abbildung 7-25 stellt eine statistische Auswertung des Spannungsverlaufs über
den gesamten Simulationszeitraum entlang des Strangs des schwächsten Hausan-
schluss-Knotens im Referenzfall des Szenarios GAPextrem dar.
Abbildung 7-25: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für den ONT 33 im Szenariorahmen GAPext-
rem ohne netzstabilisierende Maßnahme (Referenzfall)
Es folgt eine Zusammenfassung der Kennwerte, die sich aus der Grafik herleiten lassen.
An der Sekundärseite des Transformators:
Die Spannung beträgt im Mittel 1,012 pu mit einer Streuung von bis zu 1,048 pu
für den oberen mittleren Extremwert und 0,976 pu für den unteren mittleren
Extremwert.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,038 pu und das untere 1 %–
Quantil der Spannung (Q99) liegt bei 0,987 pu.
Die Streuung von 98 % der Werte beträgt 0,051 pu (Q1-Q99).
Am schwächsten Hausanschluss-Knoten:
Der Mittelwert der Spannung beträgt 1,011 pu.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,064 pu.
Das untere 1 %–Quantil der Spannung (Q99) beträgt 0,961 pu.
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 69
Die Streuung von 98 % der Werte beträgt 0,103 pu (Q1-Q99).
Der obere mittlere Extremwert der Spannung (Q0) liegt bei 1,083 pu.
Der untere mittlere Extremwert der Spannung (Q100) liegt bei 926 pu.
Die Streuung aller Werte beträgt 0,157 pu (Q0-Q100).
LVR CONST
Die Simulationen der verschiedenen Maßnahmen zeigen, dass der LVR mit konstantem
Sollwert den größten Effekt auf die Spannungsstabilisierung hat. Daher wird der
Spannungsverlauf entlang des kritischen Knotens für diese Maßnahme detailliert
betrachtet. Der Vergleich mit den anderen Maßnahmen wird in der statistischen
Auswertung und der Dauerlinie vorgenommen.
Die Abbildung 7-26 zeigt die statistische Auswertung des Spannungsverlaufs entlang
des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für die Variante mit einem
Längsregler mit konstantem Sollwert (Bezeichnung LVR const).
Abbildung 7-26: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für den ONT 33 im Szenariorahmen GAPext-
rem mit LVR const
Die statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-Knoten ist
in der Tabelle 7-17 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen.
70 Technische Analyse der Netzgebiete
Tabelle 7-17: Statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-
Knoten für die Maßnahme LVR const und Vergleich mit dem Referenzfall für den ONT33
im Szenariorahmen KNextrem
Spannung Referenzfall LVR const Delta absolut Relative Verbesserung
Maximum 1,083 pu 1,061 pu -0,022 pu -26,5 %
Mittelwert 1,011 pu 0,999 pu -0,012 pu
Minimum 0,926 pu 0,932 pu +0,006 pu +8,2 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall LVR const Delta absolut Delta relativ
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,024 pu 0,015 pu -0,008 pu -34,3 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,103 pu 0,070 pu -0,033 pu -32,3 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,157 pu 0,129 pu -0,028 pu -17,9 %
Der Längsregler mit konstantem Sollwert wirkt positiv auf die Spannung am
schwächsten Hausanschluss-Knoten. Der Maximalwert wurde um 26,5 % relativ zu 1 pu
reduziert und der Minimalwert um 8 % erhöht. Die Streuung der Spannung hat sich für
jede Kategorie (50 %, 98 % und 100 % aller Werte) deutlich reduziert.
7.3.2.1.2 Statistische Auswertung der Spannung und Vergleich der Maßnahmen
In diesem Abschnitt werden die statistischen Kennwerte der Spannung zusammenge-
fasst und die Auswirkung jeder Maßnahme in diesem Szenario miteinander verglichen.
Die Tabelle 7-18 und Tabelle 7-19 fassen die absoluten bzw. relativen Deltawerte der
Spannung am Ende des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für jede
Maßnahme im Vergleich zum Referenzfall zusammen.
Tabelle 7-18: Zusammenfassung der absoluten Deltawerte der Spannung am
schwächsten Hausanschluss-Knoten für alle Maßnahmen und Vergleich mit dem
Referenzfall für den ONT 33 im Szenariorahmen GAPextrem
Spannung Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Maximum 1,083 pu -0,009 pu -0,012 pu -0,005 pu -0,022 pu -0,031 pu
Mittelwert 1,011 pu -0,012 pu -0,008 pu -0,008 pu -0,012 pu -0,012 pu
Minimum 0,926 pu -0,003 pu -0,004 pu -0,011 pu +0,006 pu -0,013 pu
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,024 pu -0,005 pu +0,006 pu +0,004 pu -0,008 pu -0,002 pu
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,103 pu -0,019 pu -0,011 pu +0,002 pu -0,033 pu -0,032 pu
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,157 pu -0,006 pu -0,008 pu +0,006 pu -0,028 pu -0,019 pu
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 71
Tabelle 7-19: Zusammenfassung der relativen Verbesserung der Spannung am
schwächsten Hausanschluss-Knoten für alle Maßnahmen und Vergleich mit dem
Referenzfall für den ONT 33 im Szenariorahmen GAPextrem
Spannung Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Maximum 1,083 pu -10,8 % -14,5 % -6,0 % -26,5 % -37,3 %
Minimum 0,926 pu -4,4 % -5,0 % -15,3 % +8,2 % -16,8 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,024 pu -21,2 % +26,7 % +17,8 % -34,3 % -6,4 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,103 pu -18,6 % -10,9 % +1,8 % -32,3 % -30,9 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,157 pu -3,6 % -5,3 % +4,1 % -17,9 % -11,8 %
Es zeigt sich, dass der Längsregler mit konstantem Sollwert (LVR const) im Allgemeinen
die beste Auswirkung zur Reduzierung der Maximum- und Minimumwerte sowie der
Streuung der Spannungswerte in diesem Szenario hat. Alle anderen Maßnahmen weisen
eine kleine Verschlechterung des Minimalwertes aus. Dies ist aber darauf zurückzufüh-
ren, dass der Minimalwert im Referenzfall schon ziemlich hoch ist (im Vergleich zu den
anderen untersuchten Netzen). Die Reduzierung des Minimalwertes ist in diesem
Szenario nicht kritisch. Der Einsatz einer spannungsstabilisierenden Maßnahme ist
daher in diesem Szenario nicht notwendig.
In der Abbildung 7-27 wird die Spannung an allen Hausanschluss-Knoten für alle
netzstabilisierenden Maßnahmen statistisch dargestellt.
Abbildung 7-27: Vergleich der statistischen Auswertung der Spannung an den
Hausanschluss-Knoten für den ONT 33 im Szenariorahmen GAPext-
rem für alle netzstabilisierenden Maßnahmen.
Diese Darstellung bestätigt die obige Bewertung und zeigt, dass der Längsregler mit
konstantem Sollwert (LVR const) in diesem Szenario die Spannung besser als alle
anderen Varianten einhalten kann.
72 Technische Analyse der Netzgebiete
7.3.2.1.3 Dauerlinie der Spannungsreserve
Die Abbildung 7-28 stellt die Spannungsreserve an allen Hausanschluss-Knoten in
Form einer Dauerkennlinie für jede Maßnahme dar.
Abbildung 7-28: Dauerlinie der Spannungsreserve der Hausanschluss-Knoten für den
ONT 33 im Szenariorahmen GAPextrem – Vergleich der Maßnahmen
Analog zu den vorangegangenen Analysen der Dauerlinien der Spannungsreserve hat
der regelbare Ortsnetztransformator mit allen Regelkonzepten im Allgemeinen einen
positiven Einfluss auf die Spannungsreserve zu jedem Zeitschritt (die blauen Linien
liegen über den anderen Linien), wobei die Varianten des Längsreglers sich erst in den
kritischen Zeitschritten (ab ca. 500 Stunden) positiv auswirken.
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 73
7.3.2.2 Typnetz-Dorf
7.3.2.2.1 Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten Hausanschluss-
Knotens
REFERENZFALL
Die Abbildung 7-29 stellt eine statistische Auswertung des Spannungsverlaufs über
den gesamten Simulationszeitraum entlang des Strangs des schwächsten Hausan-
schluss-Knotens im Referenzfall des Szenarios KNextrem dar.
Abbildung 7-29: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für das „Typnetz-Dorf“ im Szenariorahmen
KNextrem ohne netzstabilisierende Maßnahme (Referenzfall)
Es folgt eine Zusammenfassung der Kennwerte, die sich aus der Grafik auslesen lassen.
An der Sekundärseite des Transformators:
Die Spannung beträgt im Mittel 1,011 pu mit einer Streuung von bis zu 1,048 pu
für den oberen mittleren Extremwert und 0,971 pu für den unteren mittleren
Extremwert.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,038 pu und das untere 1 %–
Quantil der Spannung (Q99) liegt bei 0,984 pu.
Die Streuung von 98 % der Werte beträgt 0,054 pu (Q1-Q99).
Am schwächsten Hausanschluss-Knoten:
Der Mittelwert der Spannung beträgt 1,008 pu.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,071 pu.
Das untere 1 %–Quantil der Spannung (Q99) beträgt 0,952 pu.
Die Streuung von 98 % der Werte beträgt 0,119 pu (Q1-Q99).
Der obere mittlere Extremwert der Spannung (Q0) liegt mit 1,095 pu knapp
innerhalb des zugelassenen Spannungsbands (1,10 pu – 0,85 pu).
74 Technische Analyse der Netzgebiete
Der untere mittlere Extremwert der Spannung (Q100) liegt bei 0,898 pu.
Die Streuung aller Werte beträgt 0,197 pu (Q0-Q100).
RONT VAR
Analog zur Untersuchung des realen Dorfnetzes kann auch hier eine Maßnahme als am
besten geeignet identifiziert werden: in diesem Fall der rONT mit konstantem Sollwert.
Die Abbildung 7-30 zeigt die statistische Auswertung des Spannungsverlaufs entlang
des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für die Variante mit einem
regelbaren Ortsnetztransformator mit Leistungskompoundierung (rONT var).
Abbildung 7-30: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für das „Typnetz-Dorf“ im Szenariorahmen
KNextrem mit rONT var
Durch die Schaltvorgänge des rONT tritt nun die kritischste Spannung nicht mehr an
dem Hausanschluss auf, der den Schaltvorgang induziert hat, sondern in einem anderen
Strang. Dies muss bei der Interpretation der Ergebnisse beachtet werden. Die
statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-Knoten ist in
der Tabelle 7-20 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen.
Tabelle 7-20: Statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-
Knoten für die Maßnahme rONT var und Vergleich mit dem Referenzfall für das
„Typnetz-Dorf“ im Szenariorahmen KNextrem
Spannung Referenzfall rONT var Delta absolut Relative Verbesserung
Maximum 1,095 pu 1,079 pu -0,016 pu -16,8 %
Mittelwert 1,008 pu 1,006 pu -0,002 pu
Minimum 0,898 pu 0,907 pu +0,008 pu +8,3 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT var Delta absolut Delta relativ
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,025 pu 0,026 pu +0,000 pu +1,6 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,119 pu 0,090 pu -0,029 pu -24,5 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,197 pu 0,172 pu -0,025 pu -12,4 %
Der rONT mit Leistungskompoundierung wirkt sich in diesem Szenario positiv auf die
Spannung aus. Der Maximalwert wurde um 17 % relativ zu 1 pu reduziert und liegt
somit nicht mehr am Rand der oberen Spannungsgrenze. Der Minimalwert wurde um
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 75
8 % erhöht und die Streuung der Spannung hat sich für die Kategorie 98 % und 100 %
aller Werte reduziert.
7.3.2.2.2 Statistische Auswertung der Spannung und Vergleich der Maßnahmen
In diesem Abschnitt werden die statistischen Kennwerte der Spannung zusammenge-
fasst und die Auswirkung jeder Maßnahme in diesem Szenario miteinander verglichen.
Die Tabelle 7-21 und Tabelle 7-22 fassen die absoluten bzw. relativen Deltawerte der
Spannung am Ende des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für jede
Maßnahme im Vergleich zum Referenzfall zusammen.
Tabelle 7-21: Zusammenfassung der absoluten Deltawerte der Spannung am
schwächsten Hausanschluss-Knoten für alle Maßnahmen und Vergleich mit dem
Referenzfall für das „Typnetz-Dorf“ im Szenariorahmen KNextrem
Spannung Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Maximum 1,095 pu -0,009 pu -0,016 pu +0,007 pu +0,006 pu +0,006 pu
Mittelwert 1,008 pu -0,010 pu -0,002 pu -0,003 pu +0,003 pu +0,003 pu
Minimum 0,898 pu +0,001 pu +0,008 pu +0,004 pu +0,016 pu +0,016 pu
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,025 pu -0,005 pu +0,000 pu +0,004 pu -0,000 pu -0,000 pu
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,119 pu -0,021 pu -0,029 pu -0,009 pu -0,007 pu -0,007 pu
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,197 pu -0,010 pu -0,025 pu +0,003 pu -0,010 pu -0,010 pu
Tabelle 7-22: Zusammenfassung der relativen Verbesserung der Spannung am
schwächsten Hausanschluss-Knoten für alle Maßnahmen und Vergleich mit dem
Referenzfall für das „Typnetz-Dorf“ im Szenariorahmen KNextrem
Spannung Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Maximum 1,095 pu -9,5 % -16,8 % +7,4 % +6,3 % +6,3 %
Minimum 0,898 pu +1,3 % +8,3 % +4,0 % +16,1 % +16,1 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,025 pu -19,4 % +1,6 % +15,0 % -0,8 % -0,8 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,119 pu -18,0 % -24,5 % -7,8 % -6,3 % -6,3 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,197 pu -5,2 % -12,4 % +1,5 % -5,3 % -5,3 %
Es zeigt sich, dass der rONT mit Leistungskompoundierung (rONT var) im Allgemeinen
die größte Auswirkung auf die Reduzierung der Maximum- und Minimumwerte sowie
die Streuung der Spannungswerte hat. Der regelbare Ortsnetztransformator mit
konstantem Sollwert (rONT const) wirkt auch positiv auf die Spannung.
76 Technische Analyse der Netzgebiete
In der Abbildung 7-31 wird die Spannung an allen Hausanschluss-Knoten für alle
netzstabilisierenden Maßnahmen statistisch dargestellt.
Abbildung 7-31: Vergleich der statistischen Auswertung der Spannung an den
Hausanschluss-Knoten für das „Typnetz-Dorf“ im Szenariorahmen
KNextrem für alle netzstabilisierenden Maßnahmen.
Diese Darstellung bestätigt die obige Bewertung und zeigt, dass der rONT mit
Leistungskompoundierung in diesem Szenario die Spannung am besten einhalten kann,
wobei der rONT mit konstantem Sollwert auch gute Ergebnisse liefert.
7.3.2.2.3 Dauerlinie der Spannungsreserve
Die Abbildung 7-32 stellt die Spannungsreserve an allen Hausanschluss-Knoten in
Form einer Dauerkennlinie für jede Maßnahme dar.
Abbildung 7-32: Dauerlinie der Spannungsreserve der Hausanschluss-Knoten für das
„Typnetz-Dorf“ im Szenariorahmen KNextrem – Vergleich der Maß-
nahmen
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 77
In diesem Szenario wirken sich beide Varianten des Längsreglers eher negativ aus und
regeln die Extremwerte der Spannungsreserve nicht aus dem negativen Bereich. Es
lässt sich für das Kriterium der Spannungsreserve in diesem Szenario festhalten, dass
die beste Maßnahme der rONT mit konstantem Sollwert ist, gefolgt vom rONT mit
Leistungskompoundierung.
7.3.3 Analyse Landnetz
7.3.3.1 GAP-Netz Land (ONT 158)
7.3.3.1.1 Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten Hausanschluss-
Knotens
REFERENZFALL
Die Abbildung 7-33 stellt eine statistische Auswertung des Spannungsverlaufs über
den gesamten Simulationszeitraum entlang des Strangs des schwächsten Hausan-
schluss-Knotens im Referenzfall des Szenarios GAPextrem dar.
Abbildung 7-33: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für den ONT 158 im Szenariorahmen
GAPextrem ohne netzstabilisierende Maßnahmen (Referenzfall)
Es folgt eine Zusammenfassung der Kennwerte, die sich aus der Grafik auslesen lassen.
An der Sekundärseite des Transformators:
Die Spannung beträgt im Mittel 1,013 pu mit einer Streuung von bis zu 1,040 pu
für den oberen mittleren Extremwert und 0,985 pu für den unteren mittleren
Extremwert.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,034 pu und das untere 1 %–
Quantil der Spannung (Q99) liegt bei 0,993 pu.
Die Streuung von 98 % der Werte beträgt 0,041 pu (Q1-Q99).
Am schwächsten Hausanschluss-Knoten:
Der Mittelwert der Spannung beträgt 1,005 pu.
78 Technische Analyse der Netzgebiete
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,045 pu.
Das untere 1 %–Quantil der Spannung (Q99) beträgt 0,955 pu.
Die Streuung von 98 % der Werte beträgt 0,090 pu (Q1-Q99).
Der obere mittlere Extremwert der Spannung (Q0) liegt bei 1,066 pu.
Der untere mittlere Extremwert der Spannung (Q100) liegt bei 0,915 pu.
Die Streuung aller Werte beträgt 0,151 pu (Q0-Q100).
Es lässt sich feststellen, dass es im Referenzfall zu keinerlei Spannungsbandverletzun-
gen kommt. Die Bewertung der Maßnahmen erfolgt daher über den Vergleich mit dem
Referenzfall. Der rONT mit variablem Sollwert hat in diesem Fall den größten Einfluss
auf die Spannungshaltung.
RONT VAR
Die Abbildung 7-30 zeigt die statistische Auswertung des Spannungsverlaufs entlang
des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für die Variante mit einem
regelbaren Ortsnetztransformator mit Leistungskompoundierung (rONT var).
Abbildung 7-34: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für den ONT 158 im Szenariorahmen
GAPextrem mit rONT var
Die statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-Knoten ist
in der Tabelle 7-23 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen.
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 79
Tabelle 7-23: Statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-
Knoten für die Maßnahme rONT var und Vergleich mit dem Referenzfall für den
ONT158 im Szenariorahmen GAPextrem
Spannung Referenzfall rONT var Delta absolut Relative Verbesserung
Maximum 1,066 pu 1,055 pu -0,011 pu -16,7 %
Mittelwert 1,005 pu 1,000 pu -0,005 pu
Minimum 0,915 pu 0,914 pu -0,001 pu -1,5 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT var Delta absolut Delta relativ
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,021 pu 0,017 pu -0,004 pu -20,2 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,090 pu 0,067 pu -0,023 pu -25,4 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,151 pu 0,141 pu -0,010 pu -6,4 %
Der rONT mit Leistungskompoundierung wirkt in diesem Szenario positiv auf die
Spannung. Der Maximalwert wurde um 17 % relativ zu 1 pu reduziert. Der Minimalwert
hat sich kaum reduziert, da durch die Schaltvorgänge im rONT zum kritischsten
Zeitpunkt die Minimalspannung nun nicht mehr in dem Strang auftritt, die den
Schaltvorgang induziert hat, sondern in einem anderen Strang. Die Streuung der
Spannung hat sich für jede Kategorie (50 %, 98 % und 100 % aller Werte) reduziert.
7.3.3.1.2 Statistische Auswertung der Spannung und Vergleich der Maßnahmen
In diesem Abschnitt werden die statistischen Kennwerte der Spannung zusammenge-
fasst und die Auswirkungen jeder Maßnahme in diesem Szenario miteinander
verglichen.
Die Tabelle 7-24 und Tabelle 7-25 fassen die absoluten bzw. relativen Deltawerte der
Spannung am Ende des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für jede
Maßnahme im Vergleich zum Referenzfall zusammen.
Tabelle 7-24: Zusammenfassung der absoluten Deltawerte der Spannung am
schwächsten Hausanschluss-Knoten für alle Maßnahmen und Vergleich mit dem
Referenzfall für den ONT 158 im Szenariorahmen GAPextrem
Spannung Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Maximum 1,066 pu -0,008 pu -0,011 pu +0,016 pu -0,006 pu -0,010 pu
Mittelwert 1,005 pu -0,014 pu -0,005 pu -0,001 pu -0,010 pu -0,006 pu
Minimum 0,915 pu -0,012 pu -0,001 pu -0,005 pu +0,001 pu -0,005 pu
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,021 pu -0,001 pu -0,004 pu +0,003 pu -0,006 pu -0,004 pu
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,090 pu -0,003 pu -0,023 pu +0,007 pu -0,017 pu -0,017 pu
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,151 pu +0,004 pu -0,010 pu +0,021 pu -0,007 pu -0,005 pu
80 Technische Analyse der Netzgebiete
Tabelle 7-25: Zusammenfassung der relativen Verbesserung der Spannung am
schwächsten Hausanschluss-Knoten für alle Maßnahmen und Vergleich mit dem
Referenzfall für den ONT 158 im Szenariorahmen GAPextrem
Spannung Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Maximum 1,066 pu -12,1 % -16,7 % +24,2 % -9,1 % -15,2 %
Minimum 0,915 pu -14,5 % -1,5 % -5,7 % +1,4 % -6,5 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,021 pu -5,2 % -20,2 % +12,2 % -26,3 % -19,7 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,090 pu -3,2 % -25,4 % +7,9 % -18,6 % -18,8 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,151 pu +2,9 % -6,4 % +13,8 % -4,8 % -3,0 %
Es zeigt sich, dass der rONT mit Leistungskompoundierung (rONT var) im Allgemeinen
die beste Wirkung zur Reduzierung der Maxima- und Minima sowie der Streuung der
Spannungswerte hat. Der Längsregler mit konstantem Sollwert (LVR const) wirkt auch
im Vergleich zu den restlichen Maßnahmen positiv auf die Spannung.
In der Abbildung 7-35 wird die Spannung an allen Hausanschluss-Knoten für alle
netzstabilisierenden Maßnahmen statistisch dargestellt.
Abbildung 7-35: Vergleich der statistischen Auswertung der Spannung an den
Hausanschluss-Knoten für den ONT 158 im Szenariorahmen
GAPextrem für alle netzstabilisierenden Maßnahmen.
Diese Darstellung bestätigt die obige Bewertung und zeigt, dass der rONT mit
Leistungskompoundierung (rONT var) und der Längsregler mit konstantem Sollwert
(LVR const) die Spannung besser als die anderen Maßnahmen in diesem Szenario
einhalten können. Es kommt jedoch weder im Referenzfall noch bei den untersuchten
Maßnahmen zu unzulässigen Netzzuständen.
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 81
7.3.3.1.3 Dauerlinie der Spannungsreserve
Die Abbildung 7-36 stellt die Spannungsreserve an allen Hausanschluss-Knoten in
Form einer Dauerkennlinie für jede Maßnahme dar.
Abbildung 7-36: Dauerlinie der Spannungsreserve der Hausanschluss-Knoten für den
ONT 158 im Szenariorahmen GAPextrem – Vergleich der Maßnah-
men
Es lässt sich für das Kriterium der Spannungsreserve in diesem Szenario festhalten,
dass die beste Maßnahme der rONT mit konstantem Sollwert ist, gefolgt von beiden
Varianten des Längsreglers, die alle noch einen ausreichenden Abstand einer möglichen
Spannungsbandverletzung aufweisen.
7.3.3.2 Typnetz-Land
7.3.3.2.1 Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten Hausanschluss-
Knotens
REFERENZFALL
Die Abbildung 7-37 stellt eine statistische Auswertung des Spannungsverlaufs über
den gesamten Simulationszeitraum entlang des Strangs des schwächsten Hausan-
schluss-Knotens im Referenzfall des Szenarios KNextrem dar.
82 Technische Analyse der Netzgebiete
Abbildung 7-37: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für das „Typnetz-Land“ im Szenariorahmen
KNextrem ohne netzstabilisierende Maßnahmen (Referenzfall)
Es folgt eine Zusammenfassung der Kennwerte, die sich aus der Grafik auslesen lassen.
An der Sekundärseite des Transformators:
Die Spannung beträgt im Mittel 1,013 pu mit einer Streuung von bis zu 1,049 pu
für den oberen mittleren Extremwert und 0,976 pu für den unteren mittleren
Extremwert.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,038 pu und das untere 1 %–
Quantil der Spannung (Q99) liegt bei 0,989 pu.
Die Streuung von 98 % der Werte beträgt 0,049 pu (Q1-Q99).
Am schwächsten Hausanschluss-Knoten:
Der Mittelwert der Spannung beträgt 1,012 pu.
Das obere 1 %–Quantil der Spannung (Q1) beträgt 1,074 pu.
Das untere 1 %–Quantil der Spannung (Q99) beträgt 0,958 pu.
Die Streuung von 98 % der Werte beträgt 0,116 pu (Q1-Q99).
Der obere mittlere Extremwert der Spannung (Q0) liegt mit 1,103 pu knapp
außerhalb des zugelassenen Spannungsbands (1,10 pu – 0,85 pu).
Der untere mittlere Extremwert der Spannung (Q100) liegt bei 0,905 pu.
Die Streuung aller Werte beträgt 0,198 pu (Q0-Q100).
RONT VAR
Die Abbildung 7-38 zeigt die statistische Auswertung des Spannungsverlaufs entlang
des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für die Variante mit einem
regelbaren Ortsnetztransformator mit Leistungskompoundierung (rONT var). Durch die
Schaltvorgänge des rONT tritt nun die kritischste Spannung nicht mehr an dem
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 83
Hausanschluss auf, der den Schaltvorgang induziert hat, sondern an einem anderen
Hausanschluss. Der kritischste Strang besteht in diesem Fall nur aus einem Knoten.
Abbildung 7-38: Spannungsverlauf entlang des Stranges des schwächsten
Hausanschluss-Knotens für das „Typnetz-Land“ im Szenariorahmen
KNextrem mit rONT var
Die statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-Knoten ist
in der Tabelle 7-26 zusammengefasst und mit dem Referenzfall verglichen.
Tabelle 7-26: Statistische Auswertung der Spannung am schwächsten Hausanschluss-
Knoten für die Maßnahme rONT var und Vergleich mit dem Referenzfall für das
„Typnetz-Land“ im Szenariorahmen KNextrem
Spannung Referenzfall rONT var Delta absolut Relative Verbesserung
Maximum 1,103 pu 1,070 pu -0,033 pu -32,0 %
Mittelwert 1,012 pu 1,003 pu -0,009 pu
Minimum 0,905 pu 0,930 pu +0,024 pu +25,6 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT var Delta absolut Delta relativ
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,025 pu 0,034 pu +0,008 pu +32,8 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,116 pu 0,091 pu -0,025 pu -21,7 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,198 pu 0,141 pu -0,057 pu -29,0 %
Der rONT mit Leistungskompoundierung (rONT var) wirkt sehr positiv auf die
Spannung. Der Maximalwert wurde um 32 % reduziert und der Minimalwert um 25,6 %
erhöht. Die Streuung der Spannung hat sich für die Kategorie 98 % und 100 % aller
Werte deutlich reduziert.
7.3.3.2.2 Statistische Auswertung der Spannung und Vergleich der Maßnahmen
In diesem Abschnitt werden die statistischen Kennwerte der Spannung zusammenge-
fasst und die Auswirkungen jeder Maßnahme in diesem Szenario miteinander
verglichen.
Die Tabelle 7-27 und Tabelle 7-28 fassen die absoluten bzw. relativen Deltawerte der
Spannung am Ende des Strangs des schwächsten Hausanschluss-Knotens für jede
Maßnahme im Vergleich zum Referenzfall zusammen.
84 Technische Analyse der Netzgebiete
Tabelle 7-27: Zusammenfassung der absoluten Deltawerte der Spannung am
schwächsten Hausanschluss-Knoten für alle Maßnahmen und Vergleich mit dem
Referenzfall für das „Typnetz-Land“ im Szenariorahmen KNextrem
Spannung Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Maximum 1,103 pu -0,015 pu -0,033 pu -0,009 pu -0,024 pu -0,030 pu
Mittelwert 1,012 pu -0,012 pu -0,009 pu -0,010 pu -0,012 pu -0,013 pu
Minimum 0,905 pu -0,005 pu +0,024 pu -0,012 pu +0,004 pu +0,002 pu
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,025 pu -0,004 pu +0,008 pu +0,005 pu -0,007 pu -0,003 pu
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,116 pu -0,015 pu -0,025 pu +0,002 pu -0,028 pu -0,031 pu
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,198 pu -0,009 pu -0,057 pu +0,003 pu -0,028 pu -0,032 pu
Tabelle 7-28: Zusammenfassung der relativen Verbesserung der Spannung am
schwächsten Hausanschluss-Knoten für alle Maßnahmen und Vergleich mit dem
Referenzfall für das „Typnetz-Land“ im Szenariorahmen KNextrem
Spannung Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Maximum 1,103 pu -14,6 % -32,0 % -8,7 % -23,3 % -29,1 %
Minimum 0,905 pu -5,8 % +25,6 % -12,7 % +4,4 % +2,2 %
Streuung der Spannungswerte Referenzfall rONT const rONT var rONT adaptiv LVR const LVR var
Streuung 50 % aller Werte (Q25-Q75) 0,025 pu -17,4 % +32,8 % +19,4 % -28,5 % -12,3 %
Streuung 98 % aller Werte (Q1-Q99) 0,116 pu -12,6 % -21,7 % +1,5 % -24,4 % -26,7 %
Streuung aller Werte (Max-Min) 0,198 pu -4,8 % -29,0 % +1,5 % -14,3 % -16,2 %
Es zeigt sich, dass der rONT mit Leistungskompoundierung (rONT var) im Allgemeinen
die beste Auswirkung zur Reduzierung der Maximum- und Minimumwerte sowie der
Streuung der Spannungswerte hat. Der Längsregler, sowohl mit konstantem Sollwert
(LVR const) als auch mit Leistungskompoundierung (LVR var), wirkt auch positiv auf
die Spannung.
In der Abbildung 7-39 wird die Spannung an allen Hausanschluss-Knoten für alle
netzstabilisierenden Maßnahmen statistisch dargestellt.
Technische Bewertung der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzen durch detaillierte Simulationen in GridSim 85
Abbildung 7-39: Vergleich der statistischen Auswertung der Spannung an den
Hausanschluss-Knoten für das „Typnetz-Land“ im Szenariorahmen
KNextrem für alle netzstabilisierenden Maßnahmen.
Diese Darstellung bestätigt die obige Bewertung und zeigt, dass der rONT mit
Leistungskompoundierung in diesem Szenario im Vergleich zu den anderen Maßnahmen
die Spannung besser einhalten kann. Auch die adaptive Regelung verhindert
wirkungsvoll Spannungsbandverletzungen bei einer deutlich geringeren Zahl an
Schaltvorgängen (28 bei rONTadaptiv im Vergleich zu 366 beim rONTkonst).
7.3.3.2.3 Dauerlinie der Spannungsreserve
Die Abbildung 7-40 stellt die Spannungsreserve an allen Hausanschluss-Knoten in
Form einer Dauerkennlinie für jede Maßnahme dar.
Abbildung 7-40: Dauerlinie der Spannungsreserve der Hausanschluss-Knoten für das
„Typnetz-Land“ im Szenariorahmen KNextrem – Vergleich der Maß-
nahmen
86 Technische Analyse der Netzgebiete
Aus dem Vergleich der Dauerlinien der Spannungsreserve ist ersichtlich, dass alle
Maßnahmen zur Verbesserung der Spannungsreserve in den kritischen Zeitschritten
beitragen. Analog zu den meisten vorangegangenen Auswertungen haben die Varianten
des regelbaren Ortsnetztransformators mit konstantem Sollwert oder mit Leistungs-
kompoundierung einen positiven Einfluss auf die Spannungsreserve zu jedem Zeitschritt
(die dunkelblaue und die blauen Linien liegen bis ca. 580 Stunden über den anderen
Linien), wobei sich die Varianten des Längsreglers erst ab ca. 450 Stunden positiv
gegenüber dem Referenzfall auswirken. Es lässt sich für das Kriterium der Spannungs-
reserve festhalten, dass die besten Maßnahmen der LVR und der rONT mit Leistungs-
kompoundierung sind, gefolgt vom LVR mit konstantem Sollwert.
7.3.4 Zusammenfassung der Ergebnisse aus der technischen Analyse
Die Ergebnisse der technischen Analyse für Extremszenarien sind in der Tabelle 7-29
mit einer qualitativen Einordnung zur technischen Eignung zusammengefasst.
Tabelle 7-29: Eignung der netzstabilisierenden Maßnahme aus technischer Sicht
Netzgebiet rONT konst
rONT var rONT adaptiv
LVR konst LVR var
Vorstadt Reales Netz x
5 sehr gut x gut gut
Typnetz x gut x gut sehr gut
Dorf Reales Netz gut bedingt bedingt sehr gut bedingt
Typnetz sehr gut sehr gut x bedingt bedingt
Land Reales Netz bedingt sehr gut bedingt sehr gut gut
Typnetz bedingt sehr gut bedingt gut gut
Es zeigt sich, dass in Extremszenarien und ohne Berücksichtigung der Wirtschaftlich-
keit, der rONT mit Leistungskompoundierung und beide Varianten des Längsreglers in
vielen Anwendungsfeldern gut geeignet sind. Der rONT mit dem adaptiven Reglerkon-
zept scheint hier auf dem ersten Blick eher ungeeignet zu sein. Dies lässt sich aber
dadurch erklären, dass die adaptive Regelung versucht, die Anzahl von Schaltvorgängen
so gering wie möglich zu halten und dieses Ziel erreicht, indem sie das Netz näher an
den Spannungsgrenzen (mit Sicherheitsabstand) betreibt. Im überwiegenden Teil der
Zeitschritte ist auch dieses Regelkonzept in der Lage, die Spannungsgrenzen
einzuhalten.
Dadurch lässt sich feststellen, dass für eine realitätsnahe Bewertung der Regelkonzepte
eine bloße Untersuchung der Spannungswerte nicht zielführend ist und daher um die
Wirtschaftlichkeit ergänzt werden muss, welche im Folgenden erläutert wird.
5 x = nicht geeignet
Grundlagen der Wirtschaftlichkeitsrechnung 87
8 Wirtschaftliche Bewertung
8.1 Grundlagen der Wirtschaftlichkeitsrechnung
8.1.1 Allgemeine Parameter für die Berechnung der kalkulatorischen Kosten und der Betriebskosten
Die durchgeführten monetären Bewertungen sowie der Vergleich der untersuchten
Maßnahmen in wirtschaftlicher Hinsicht beruhen auf dem Annuitätenverfahren. Bei
dieser Methode wird die Summe der notwendigen Zahlungen des Investitionsvorhabens
in jährliche Raten gleicher Höhe umgewandelt. Diese werden als Annuitäten bezeichnet.
Zur Berechnung der Annuität d wird das gesamte, über die Nutzungsdauer anfallende
Investitionsvolumen I0 mit dem Annuitätsfaktor a multipliziert /KON-01 08/ (vgl.
Formel (11)).
𝑎 = (1+𝑖)𝑛∗𝑖
(1+𝑖)𝑛−1 (14)
n [a]: Nutzungsdauer
i [%]: kalkulatorischer Zinssatz
Nach der Festlegung einfließender Parameter sowie deren monetärer Bewertung, wie im
vorigen Kapitel bereits erläutert, erfordert es als nächsten Schritt die Ermittlung von
fehlenden, für das verwendete Rechenverfahren relevanten Variablen. Der kalkulatori-
sche Zinssatz 𝑖 stellt einen dieser Werte dar. Die Berechnung erfolgt nach dem Leitfaden
der Regulierungsbehörden zur Ermittlung von Sonderentgelten und basiert auf
/KEMA-02 13/ (Formel (12)):
𝑖 = 𝐸𝐾𝑄𝑢𝑜𝑡𝑒 ∗ [𝑟𝐸𝐾 + 𝐺𝑒𝑤𝐻 ∗ 𝐺𝑒𝑤𝑀𝑒𝑠𝑠 ∗ 𝑟𝐸𝐾] + 𝐹𝐾𝑄𝑢𝑜𝑡𝑒 ∗ 𝑟𝐹𝐾
(15)
Die zur Berechnung herangezogenen Prozentsätze der einzelnen Komponenten sind in
§ 6 und § 7 der Stromnetzentgeltverordnung sowie § 11 des Gewerbesteuergesetzes
bestimmt /BNETZA-23 11/. Für die einzelnen einfließenden Variablen wurden daher die
in den Paragraphen vorgegebenen Größen angenommen (vgl. Tabelle 8-1).
Tabelle 8-1: Werte zur Berechnung von i nach /BNETZA-23 11/
Variable Bezeichnung Wert
𝐸𝐾𝑄𝑢𝑜𝑡𝑒 Eigenkapitalquote 40%
𝐹𝐾𝑄𝑢𝑜𝑡𝑒 Fremdkapitalquote 60%
𝑟𝐸𝐾 Eigenkapitalzinssatz 9,05%
𝑟𝐹𝐾 Fremdkapitalzinssatz 3,8%
𝐺𝑒𝑤𝐻 Gewerbesteuerhebesatz 400%
𝐺𝑒𝑤𝑀𝑒𝑠𝑠 Gewerbesteuermesszahl 3,5%
Dadurch resultiert für den kalkulatorischen Zinssatz i ein Wert von 6,41 %. Der
Annuitätenfaktor berechnet sich damit auf 0,0699. Die restlichen benötigten Variablen,
wie beispielsweise die Nutzungsdauern n, welche für mögliche Ersatzinvestitionen
88 Wirtschaftliche Bewertung
relevant sind, unterscheiden sich je Maßnahme sowie Betriebsmittel und wurden im
Zuge der durchgeführten Literaturrecherche und der Herstellerbefragung ermittelt.
8.1.2 Kostenrecherche der untersuchten Komponenten
Als Grundvoraussetzung für die Durchführbarkeit der Wirtschaftlichkeitsrechnung wird
eine monetäre Bewertung der einzelnen Kostenbestandteile durchgeführt. Zur
Bestimmung dieser Werte wurde im Vorfeld eine ausführliche Datensammlung
angefertigt (vgl. /FFE-23 15/). Die Ermittlung der darin festgehaltenen Kosten sowie
Lebensdauern der betrachteten Betriebsmittel erfolgte zum einen durch die Analyse
diverser relevanter Studien.
Zum anderen wurden durch Telefon- und Mailbefragungen von Herstellern6 innerhalb
des Projektes Primärdaten erhoben. Diese Vorgehensweise war zur Ermittlung der
Kostenangaben der Maßnahmen des rONT und des LVR notwendig, da zu diesen
Technologien bisher nur wenige und teils ungenaue Kostenangaben aus veröffentlichten
Studien hervorgehen. Aus den daraus gewonnen Werten wurde ein Kostendatenblatt
erstellt. Die folgenden Abschnitte beinhalten eine zusammenfassende Übersicht der in
die Kostenzusammensetzung einfließenden Parameter. Hier wird grundsätzlich
zwischen den Anfangs- und Ersatzinvestitionen sowie den jährlich anfallenden
Betriebskosten unterschieden. Die Sekundärtechnik wird dabei bei allen Regelkonzepten
als gleich teuer angenommen.
Tabelle 8-2: Kostenparameter rONT
Kostenart Betriebsmittel/Bereich Beschreibung Einheit Ausgewählter
Wert
Investitionen
rONT
250 kVA T€/Stk. 19,45
400 kVA T€/Stk. 20,95
630 kVA T€/Stk. 23,5
davon Sekundärtechnik (bezogen auf
Investitionsvolumen) % 15
Trafotausch konventionell zu rONT
Kosten Ein- und Ausbau, Transport
T€/Stk. 3,25
Betriebskosten rONT €/a 450
Analog zu den Kostenparametern des regelbaren Ortsnetztransformators sind auch bei
der dritten der untersuchten Maßnahmen die Anschaffungskosten abhängig von der
Scheinleistung und von den verfügbaren Regelstufen der Leistungselektronik. Auch hier
gilt die Unterscheidung zwischen Primär- und Sekundärtechnik bei Bestimmung der
Lebensdauer und die Höhe der dadurch resultierenden Ersatzinvestition nach Ablauf
der Nutzungsdauer der Sekundärtechnik.
6 Folgende Hersteller von regelbaren Ortsnetztransformatoren sowie Spannungslängsreglern
gaben Auskunft über Kostenkomponenten: ABB Automation Products GmbH, A. Eberle GmbH
& Co. KG, EA Technology, Elektro-Bauelemente EBG GmbH, Walcher GmbH & Co. KG
Grundlagen der Wirtschaftlichkeitsrechnung 89
Tabelle 8-3: Kostenparameter LVR
Kostenart Betriebsmittel/Bereich Beschreibung Einheit Ausgewählter
Wert
Investitionen
Kosten nach Regelbereich und
Scheinleistung
3-Phasen 55 kVA, Regelbereich +/-6%
T€/Stk. 12,5
3-Phasen 110 kVA, Regelbereich +/-6%
T€/Stk. 15
3-Phasen 175 kVA, Regelbereich +/-6%
T€/Stk. 17
3-Phasen 250 kVA, Regelbereich +/-6%
T€/Stk. 18
bezogen auf von Investitionsvolumen
% 15
Sekundärtechnik begehbar, ohne Trafo T€/Stk. 15
Ortsnetzstation MS/NS €/a 100
Betriebskosten LVR Wartungsintervall a 5
Tabelle 8-4: Kostenparameter konventioneller Netzausbau
Kostenart Betriebsmittel/Bereich Beschreibung Einheit Ausgewählter
Wert
Investitionen
reiner Kabelpreis (ohne Verlegung etc.)
NAYY 4x120 SE T€/km 8,5
NAYY 4x150 SE T€/km 10,5
Verlegungskosten je nach Untergrund
unbefestigt T€/km 40
Pflaster/Platten T€/km 60
Bitumen Gehweg T€/km 85
Fahrbahn T€/km 100
Pauschalwerte für Kosten Kabel inkl. Verlegung je nach Netzgebiet, sofern
Angaben über Untergrund fehlen
Land T€/km 50
Vorstadt T€/km 60
Stadt T€/km 90
Transformatoren
250 kVA T€/Stk. 7
400 kVA T€/Stk. 8,5
630 kVA T€/Stk. 12
Ortsnetzstation MS/NS begehbar, ohne Trafo T€/Stk. 15
weitere Komponenten
Niederspannungsverteilung 6-10 Abgänge
T€/Stk. 2,9 – 3,5
Niederspannungsverteilung Einbindung (Arbeitszeit etc.)
T€/Stk. 0,5 – 0,7
Abzweigmuffe € 200
Betriebskosten Kabel pauschale Betriebskostenzu-
schläge bezogen auf Investitionsvolumen
%/a 1
sonstige Anlagen %/a 2
Auch bei der Ermittlung der Nutzungszeiten der untersuchten Maßnahmen wird auf
Literatur oder konkrete Angaben der Hersteller zurückgegriffen. Für den rONT ist
anzumerken, dass hierbei zwischen Primär- (Schaltstation) und Sekundärtechnik
90 Wirtschaftliche Bewertung
(verbaute Leistungselektronik) unterschieden wird. Bei der Sekundärtechnik des
regelbaren Ortsnetztransformators sowie des LVR sind auf Grund kürzerer Lebensdau-
ern Ersatzinvestitionen durchzuführen.
Tabelle 8-5: Nutzungsdauern der Maßnahmen
Maßnahme Variable Wert Quelle
konventioneller Netzausbau
Kabel 40 Jahre /EBR-01 14/
Transformatoren 30 Jahre /EBR-01 14/
Ortsnetzstation, Kabelverteilerschränke
30 – 35 Jahre StromNEV Anlage 1 (zu
§ 6 Abs. 5 Satz 1)
rONT Primärtechnik 40 Jahre /EBR-01 14/
Sekundärtechnik 20 Jahre /EBR-01 14/
LVR Primärtechnik 40 Jahre Herstellerangaben
Sekundärtechnik 15 - 20 Jahre Herstellerangaben
Die jährlich anfallenden Betriebskosten setzen sich bei allen Maßnahmen aus
Wartungs- sowie Verlustkosten zusammen. Zur Festlegung der Kosten für Wartungsar-
beiten wird auf die Daten der durchgeführten Literaturrecherche sowie der Herstellerbe-
fragung zurückgegriffen (siehe Tabelle 8-2, Tabelle 8-3, Tabelle 8-4).
Bei der Ermittlung der Verlustkosten muss beachtet werden, dass sich durch Zubau von
Parallelkabeln und Laststufenschaltern die Leistungsflüsse im Netzgebiet ändern
können. Dadurch muss bei der Berücksichtigung der Verlustkosten eine Bilanz über die
Netzverluste des kompletten Netzgebietes betrachtet werden. Dies erfolgt simulativ mit
Hilfe von Lastflussberechnungen.
Für eine Quantifizierung und monetäre Bewertung der Verlustkosten werden diese über
den Betrachtungszeitraum von 40 Jahren mit dem prognostizierten Strompreis des
Referenz- und Trendszenarios der Energiepreisentwicklung von 2011 bis 2050 der
Energiereferenzprognose von 65 €/MWh angenommen /BMWI-01 14/.
Lebenszykluskosten der betrachteten Maßnahmen
Aus den Anfangsinvestitionen, den Ersatzinvestitionen und den Betriebskosten können
nun die Lebenszykluskosten berechnet werden. In die Anfangsinvestitionen fließen
Komponenten wie Kosten für Installation und Betriebsmittel ein, für die Betriebskosten
sind Wartung und Kosten durch Verluste relevant. Zudem können Ersatzinvestitionen
anfallen. Bei rONT sowie LVR sind beispielsweise Erneuerungen der Sekundärtechnik
nach Ablauf der Lebensdauer erforderlich. Die Werte der Lebenszykluskosten werden in
Kapitel 10.1 detailliert aufgeschlüsselt.
8.1.3 Berechnung der leistungs- und spannungsspezifischen Kennzahl
Die Berechnung der Lebenszykluskosten liefert einen reinen Kostenvergleich der
einzelnen Maßnahmen. Um eine erweiterte Vergleichsmöglichkeit zu erlangen, wird
zudem eine Kennzahl berechnet, welche den generierten Mehrwert zur Netzstabilisie-
rung einer Maßnahme in den wirtschaftlichen Vergleich integriert. Dieser Mehrwert
kann entweder mit einer zusätzlichen Leistungsaufnahme, z. B. für EE-Anlagen oder
Elektrofahrzeuge, oder mit einer gesteigerten Spannungsreserve einhergehen. Diese
Grundlagen der Wirtschaftlichkeitsrechnung 91
werden nun in Analogie zu den Stromgestehungskosten, welche beispielsweise bei
Kraftwerksprojekten herangezogen werden und die spezifischen Kosten je produzierter
Einheit an Energie ausdrücken, in Relation zu den Kosten gesetzt.
Leistungsspezifische Kennzahl
Dafür werden die gesamten Lebenszykluskosten im Verhältnis zu der Erweiterung der
Leistungsaufnahme durch die Maßnahme betrachtet. Abbildung 8-1 stellt die
einfließenden Kostenkomponenten zur Bestimmung von k dar.
Abbildung 8-1: Einfließende Komponenten der Kennzahl
Die so berechnete Kennzahl gibt damit die spezifischen Kosten je zusätzlich verfügbarer
Leistungsaufnahmekapazität im betrachteten Netz an (vgl. Formel (13)).
K𝐿𝑒𝑖𝑠𝑡𝑢𝑛𝑔 =Lebenszykluskosten
zusätzliche Leistungsaufnahme= (K0+KErsatz+KBetrieb)
Pzusätzl. (16)
K0 [€]: Anfangsinvestitionen
KErsatz [€]: Ersatzinvestitionen
KBetrieb [€]: Anfangsinvestitionen
Pzusätzlich [kW]: zusätzlich mögliche Leistungsaufnahme
Durch diese Kennzahl kann der Mehrwert einer Maßnahme, in diesem Fall eine
verstärkte Möglichkeit zur Integration von PV-Einspeisung oder Elektrofahrzeugen,
quantitativ bewertet werden.
Spannungsspezifische Kennzahl
Analog zur leistungsspezifischen Kennzahl wird dazu eine spannungsspezifische
Kennzahl formuliert (vgl. Formel (14)). Dafür werden die Lebenszykluskosten in
Relation zur zusätzlichen Spannungsreserve gesetzt und somit können Rückschlüsse auf
die spezifischen Kosten je spannungsspezifischem Mehrwert erfolgen.
92 Wirtschaftliche Bewertung
K𝑆𝑝𝑎𝑛𝑛𝑢𝑛𝑔 =Lebenszykluskosten
zusätzliche Spannungsreserve= (K0+KErsatz+KBetrieb)
ΔRSpannung (17)
ΔRSpannung [pu]: zusätzliche Spannungsreserve
Für die weitere Bewertung werden beide Kennzahlen verwendet.
8.2 Wirtschaftliche Analyse der Referenznetze
Basierend auf der oben beschriebenen Kostenrecherche können für die untersuchten
Spannungshaltungsmaßnahmen die Lebenszykluskosten und in weiterer Folge die
leistungs- und spannungsspezifischen Kennzahlen angegeben werden. Mit diesen
Kenngrößen kann anschließend ein wirtschaftlicher Vergleich von rONT, LVR und
konventionellem Netzausbau (Parallelkabel über die gesamte Stranglänge) durchgeführt
werden.
Dazu werden als Untersuchungsobjekt alle Referenznetze ausgewählt, die Spannungs-
probleme aufweisen und in welchen diese kritischen Netzbelastungen durch alle
Maßnahmen behoben werden können. Für die Transformatorgröße von 250 kVA
entspricht dies einer Gesamtzahl von 32.462 Referenznetzen. Mit der Kostenrecherche
in Kapitel 8.1.2 können für jedes Referenznetz die Kosten der netzstabilisierenden
Maßnahmen angegeben werden. Die Dimensionierung der Komponenten wurde dabei
nach folgender Methodik berechnet:
LVR
Es können bis zu zwei LVR verbaut werden. Die Auswahl der benötigten Bemessungs-
scheinleistung wird über den maximalen Strangstrom 𝐼𝑚𝑎𝑥𝑆𝑡𝑟𝑎𝑛𝑔
nach folgender Formel
berechnet (vgl. Formel (15)).
𝑆𝑟𝑒𝑔 = (𝐼𝑚𝑎𝑥𝑆𝑡𝑟𝑎𝑛𝑔
∙ 400 ∙ √3)/1000 (18)
rONT
Hier wird die gleiche Bemessungsscheinleistung wie beim installierten konventionellen
Transformator verwendet.
Parallelverkabelung
Zur Netzstabilisierung mit einem Parallelkabel wird für jeden Strang, bei dem eine
Verletzung des Spannungsbandes auftritt, die kürzeste Parallelverkabelung gewählt, die
das Spannungsproblem ausregelt. Abbildung 8-2 führt die Minima, Maxima und die
Mittelwerte von LVR, rONT und Parallelverkabelung auf.
Wirtschaftliche Analyse der Referenznetze 93
Abbildung 8-2: Lebenszykluskosten der in den Referenznetzen eingesetzten
Maßnahmen
Es lässt sich feststellen, dass die absolut günstigste Variante die Parallelverkabelung
über 100 m mit 11.200 € kumulierten Lebenszykluskosten darstellt, mit 112.000 €
hingegen auch die absolut teuerste in den Referenznetzen verwendete Option ist. Die
Kosten für den LVR variieren durch die Anzahl der eingesetzten LVR zwischen 22.900 €
und 46.800 €, während der rONT durch die homogene Dimensionierung von 250 kVA in
jedem Referenznetz kumulierte Kosten von 47.500 € aufweist.
Diese Kosten werden nun für jedes Referenznetz in Relation zu den Auswirkungen auf
das Spannungsband bewertet. Die Minima und Mittelwerte der Kennzahl für die
untersuchten Maßnahmen können Abbildung 8-3 entnommen werden. In wenigen
Referenznetzen ist der Effekt der netzstabilisierenden Maßnahmen sehr gering, was zu
sehr hohen Kennzahlen führt (z. B. maximale Kennzahl bei LVR 55.426 €/pu). Aus
Gründen der Darstellbarkeit und der geringen Aussagekraft wird auf die Darstellung
der Maxima in der folgenden Grafik verzichtet.
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
LVR rONT Parallelkabel
Ko
ste
n in
Tau
sen
d €
Min
Mittelwert
Max
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00186
94 Wirtschaftliche Bewertung
Abbildung 8-3: Spannungsspezifische Kennzahl der Maßnahmen
Die Analyse der Kennzahl zeigt, dass der LVR in 29 % der Referenznetze die günstigste
Option darstellt (vgl. Parallelverkabelung 71 % der Referenznetze). Der rONT ist in
keinem Fall die günstigste Variante. Darüber hinaus fällt auf, dass der LVR in
geeigneten Anwendungsfällen mit einer minimalen Kennzahl von 212,7 €/pu für geringe
Kosten einen starken Mehrwert bei der Netzstabilisierung bietet. Auch die mittlere
Kennzahl über alle Referenznetze, in den der LVR das Spannungsproblem ausregeln
kann, ist beim LVR mit 601,7 €/pu günstigster als der rONT mit 831,6 €/pu und das
Parallelkabel mit 973,8 €/pu.
Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass die Parallelverkabelung in vielen Fällen
eine geeignete Option darstellt, jedoch im Mittel hohe Kosten aufweist. Der LVR und der
rONT sind charakterisiert durch ein enges Anwendungsfeld, bieten hier aber eine
günstige und geeignete Variante.
8.3 Wirtschaftliche Analyse der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzgebieten
Die in Kapitel 8.1.3 definierten Kennzahlen werden nun für die wirtschaftliche Analyse
der Typnetze und der realen Netzgebiete herangezogen. Für den betroffenen
Netzbetreiber spielt es dabei vor allem eine Rolle, inwiefern eine netzstabilisierende
Maßnahme eine zusätzliche Integration von PV-Einspeisung im Netzgebiet erlaubt, da
nach den Vorgaben des EEG §11 „Netzbetreiber […] den gesamten Strom aus
erneuerbaren Energien oder unverzüglich vorrangig physikalisch abnehmen, übertragen
und verteilen“ /EEG-02 14/. Daher wird im Folgenden für eine abschließende
Wirtschaftlichkeitsbewertung ermittelt, wie viel zusätzliche PV-Einspeisung durch eine
Maßnahme ermöglicht wird. Anschließend wird dieser Wert in Relation zu den
annuitätischen Kosten der Maßnahme gesetzt. Die netzstabilisierenden Maßnahmen
ermöglichen darüber hinaus eine verstärkte Integration von Lasten, z. B. Elektrofahr-
zeugen, welche ebenfalls bewertet werden sollen.
0,0
100,0
200,0
300,0
400,0
500,0
600,0
700,0
800,0
900,0
1.000,0
LVR rONT Parallelkabel
Span
nu
ngs
spez
ifis
che
Ke
nn
zah
l in
€
/pu
Minimum
Mittelwert
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00252
Wirtschaftliche Analyse der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzgebieten 95
Für eine möglichst realitätsnahe Untersuchung der Netzgebiete werden nun nicht nur,
wie bei den Referenznetzen, LVR und rONT mit konstantem Sollwert untersucht. Es
werden darüber hinaus LVR und rONT mit variablem Sollwert und zusätzlich die
adaptive Regelung des rONT berücksichtigt.
8.3.1 Analyse der Vorstadtnetze
Zuerst werden die beiden Vorstadtnetze untersucht, welche eine vergleichsweise
homogene Netzstruktur mit mehreren Strängen aufweisen.
Abbildung 8-4 zeigt die maximale PV-Einspeisung und die maximale zusätzliche Last
für die untersuchten netzstabilisierenden Maßnahmen im realen Vorstadtnetz ONT 3.
Abbildung 8-4: Maximale PV-Einspeisung/zusätzliche Last im realen Vorstadtnetz
Im Vergleich mit dem Referenzfall ohne netzstabilisierende Maßnahme fällt die hohe
Auswirkung durch die Laststufenschalter auf, welche eine zwischen 41,2 % und 52,6 %
höhere PV-Integration ermöglichen. Die Parallelverkabelung erzielt sogar eine um
67,1 % verbesserte PV-Integration und erlaubt auch die höchste zusätzliche Last. Die
Auswertung zeigt, dass für eine verstärkte Integration von Lasten, z. B. durch
Elektrofahrzeuge, die höhere Stromtragfähigkeit einer Parallelverkabelung nötig
werden kann.
Wie bereits bei den Referenznetzen werden die obigen Werte als Grundlage für die
Berechnung der Kennzahl verwendet. Für die realen Netzgebiete und die Typnetze wird
dabei die leistungsspezifische Kennzahl berechnet(vgl. Abbildung 8-5).
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Max
imal
e P
V-E
insp
eis
un
g/zu
sätz
lich
e L
ast
in k
W
Max. PV-Einspeisung
Max. zusätzliche Last
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00240
96 Wirtschaftliche Bewertung
Abbildung 8-5: Leistungsspezifische Kennzahl für zusätzliche PV-Einspeisung im
realen Vorstadtnetz
Der Vergleich der Laststufenschalter weist die geringste Kennzahl und damit die beste
Eignung beim LVR mit konstantem Sollwert und beim rONT mit adaptiver Regelung
(Kennzahl 5,2 €/kW) auf. Dies hat folgenden Grund: In den simulierten Szenarien stellt
die PV-Einspeisung den dimensionierenden Fall dar. Das bedeutet, dass Spannungen
über 1,0 pu vergleichsweise häufig auftauchen. Durch das adaptive Regelkonzept
werden hohe Spannungen relativ lange toleriert, bevor ein Schaltvorgang nötig wird. Die
hohen Spannungen bedingen bei gleichbleibender Lastsituation eine Verringerung der
Ströme. Dies reduziert die Verluste und damit auch die Verlustkosten bei der
Verwendung der adaptiven Regelung. Diese Kennzahl liegt jedoch immer noch 20 %
höher als bei der Parallelverkabelung.
0
1
2
3
4
5
6
7
Leis
tun
gssp
ezif
isch
e
Ke
nn
zah
l in
€/k
W
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00242
Wirtschaftliche Analyse der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzgebieten 97
In Abbildung 8-6 wird die analoge Untersuchung für das Typnetz Vorstadt
durchgeführt.
Abbildung 8-6: Maximale PV-Einspeisung/zusätzliche Last im Vorstadt-Typnetz
Auch hier kann der große Effekt der Parallelverkabelung festgestellt werden. Hier kann
sowohl durch die zusätzliche PV-Einspeisung, als auch durch die Kennzahl von 4,5 €/kW
eine Eignung dieser Maßnahme nachgewiesen werden. Unter dem Laststufenschalter
kann analog zum realen Netzgebiet der rONT mit adaptiver Regelung (Kennzahl
26,7 €/kW) als geeignetster Laststufenschalter identifiziert werden. Wie bereits im
realen Netzgebiet kann auch im Typnetz eine verstärkte, netzverträgliche Integration
von Lasten wie Elektrofahrzeugen nur durch konventionellen Netzausbau gewährleistet
werden.
8.3.2 Analyse der Dorfnetze
Die Dorfnetze sind charakterisiert durch eine sehr hohe Auslastung der Transformato-
ren, was sich auch in der Analyse der zusätzlichen integrierbaren Leistung im Typnetz
und der realen Netzgebiete zeigt. Daher kann in beiden untersuchten Netztypen nur
durch den Einbau eines höher dimensionierten Transformators die maximale mögliche
PV-Einspeisung erhöht werden, der Einsatz von Laststufenschaltern hat nahezu keinen
Effekt (vgl. reales Dorfnetz in Abbildung 8-7 und Typnetz Dorf in Abbildung 8-8).
0
200
400
600
800
1000
1200M
axim
ale
PV
-Ein
spe
isu
ng/
zusä
tzlic
he
Las
t in
kW
Max. PV-Einspeisung
Max. zusätzliche Last
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00243
98 Wirtschaftliche Bewertung
Abbildung 8-7: Maximale PV-Einspeisung/zusätzliche Last im realen Dorfnetz
Abbildung 8-8: Maximale PV-Einspeisung/zusätzliche Last im Typnetz Dorf
8.3.3 Analyse der Landnetze
In den Landnetzen fällt im Allgemeinen auf, dass durch den Einsatz von netzstabilisie-
renden Maßnahmen die Erhöhung der maximal möglichen PV-Einspeisung deutlich
signifikanter als die zusätzlich mögliche Last ist. Abbildung 8-9 zeigt die maximale PV-
Einspeisung bzw. die zusätzliche Last in einem realen Landnetz.
0
200
400
600
800
1000
1200
Max
imal
e P
V-E
insp
eis
un
g/zu
sätz
lich
e L
ast
in k
W
Max. PV-Einspeisung
Max. zusätzliche Last
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00244
0
100
200
300
400
500
600
Max
imal
e P
V-E
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eis
un
g/zu
sätz
lich
e L
ast
in k
W
Max. PV-Einspeisung
Max. zusätzliche Last
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00245
Wirtschaftliche Analyse der Maßnahmen in Typnetzen und realen Netzgebieten 99
Abbildung 8-9: Maximale PV-Einspeisung/zusätzliche Last im realen Landnetz
Hier kann beobachtet werden, dass alle Laststufenschalter einen ähnlichen Effekt auf
die zusätzliche PV-Einspeisung haben und diese um 164,5 kW bis 188,9 kW erhöhen.
Beide Varianten des LVR weisen hier hohe Werte auf, was auf die inhomogene
Netzstruktur zurückzuführen ist. Das Netzgebiet des realen Landnetzes besteht aus
einem ausgeprägten Strang, der durch den LVR sehr gut ausgeregelt werden kann.
Abbildung 8-10: Leistungsspezifische Kennzahl für zusätzliche PV-Einspeisung und
zusätzliche Last im realen Landnetz
Betrachtet man die leistungsspezifische Kennzahl, weist der LVR in beiden Varianten
eine um 13,0 % bessere Kennzahl auf. Der rONT mit adaptiver Regelung kann trotz
höherer Kosten als geeignetste Variante des rONT bewertet werden. Der rONT mit
konstantem Sollwert führt sogar zu einer verminderten Lastaufnahmekapazität, da eine
mögliche Spannungsregelung des rONT zu thermischen Problemen im Netzgebiet führt.
-100
0
100
200
300
400
500
600
700
Max
imal
e P
V-E
insp
eisu
ng/
zusä
tzlic
he
Last
in k
W
Max. PV-Einspeisung
Max. zusätzliche Last
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00264
-5,0
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
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30,0
Leis
tun
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isch
e K
enn
zah
l in
€/k
W
Kennzahl PV
Kennzahl Last
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00265
100 Wirtschaftliche Bewertung
Die Parallelverkabelung ist aufgrund zu hoher Kosten schlechter geeignet als die
untersuchten Laststufenschalter.
Die Analysen im Typnetz Land bestätigen obige Erkenntnisse (vgl. Abbildung 8-11 und
Abbildung 8-12).
Abbildung 8-11: Maximale PV-Einspeisung/zusätzliche Last im Typnetz Land
Abbildung 8-12: Leistungsspezifische Kennzahl für zusätzliche PV-Einspeisung und
zusätzliche Last im Typnetz Land
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
Max
imal
e P
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un
g/zu
sätz
lich
e L
ast
in k
W
Max. PV-Einspeisung
Max. zusätzliche Last
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00250
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Leis
tun
gssp
ezif
isch
e
Ke
nn
zah
l in
€/k
W
©FfE GE-02#A eGAP-Adaptiver Regler_eV_00251
Zusammenfassung der Wirtschaftlichkeitsanalyse 101
8.4 Zusammenfassung der Wirtschaftlichkeitsanalyse
Die Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsanalyse sind in folgender Tabelle aufgeführt.
Tabelle 8-6: Eignung der netzstabilisierenden Maßnahme aus wirtschaftlicher Sicht
Netzgebiet rONT const
rONT var rONT adaptiv
LVR konst LVR var Netzausbau
Vorstadt Reales Netz gut gut gut gut bedingt sehr gut
Typnetz bedingt x gut x x sehr gut
Dorf Reales Netz x x x x x sehr gut
Typnetz x x x x x bedingt
Land Reales Netz gut gut gut sehr gut sehr gut bedingt
Typnetz bedingt bedingt gut bedingt bedingt x
Es lässt sich feststellen, dass die adaptive Regelung in vielen Fällen einen Mehrwert
gegenüber den konventionellen Varianten mit konstantem oder variablem Sollwert
bietet. Der LVR ist charakterisiert durch ein begrenztes Anwendungsfeld (inhomogene
Landnetze mit ausgeprägten Strängen), weist hier aber eine gute Eignung auf. Bei
thermischen Problemen ist häufig der Netzausbau (Parallelverkabelung oder
Transformatortausch) die einzig mögliche Option (sehr gute Eignung in Vorstadt- und
Dorfnetzen).
102 Fazit und Ausblick
9 Fazit und Ausblick
Durch die zunehmende Anzahl von Elektrofahrzeugen und Photovoltaik-Anlagen
entstehen neue Herausforderungen für die bestehenden Niederspannungsnetze.
Elektrofahrzeuge wirken als zusätzliche Lasten mit hohen Spitzenleistungen und
können zu kritischen Spannungsabfällen führen, wohingegen eine zu hohe Einspeisung
von PV-Anlagen Überspannungen im Netz verursachen kann. Um diese zusätzlichen
dezentralen Verbraucher und Erzeuger besser ins Netz integrieren zu können, wurde im
Projektverbund ein innovatives Regelkonzept für Spannungsstufenschalter entwickelt.
Dieses adaptive Regelkonzept wurde im Vergleich sowohl mit etablierten Regelkonzep-
ten von Spannungslängsreglern (LVR) und regelbaren Ortsnetztransformatoren (rONT)
als auch mit konventionellem Netzausbau in technischer und wirtschaftlicher Hinsicht
bewertet. Dazu wurden standardisierte Referenz-, Typ- und reale Niederspannungsnetze
verwendet.
Referenznetze
Die Referenznetze wurden für die Differenzierung der Anwendungsgebiete von rONT
und LVR verwendet: Bei sehr homogenen Netzen mit einem IHF ≤ 0,1 können 78 % der
Netze mit Spannungsproblemen nur mit einem rONT ausgeregelt werden, wobei der
Einsatz eines LVR auf jedem Strang nicht betrachtet wurde. Maximal wurde jeweils ein
LVR auf zwei der drei Stränge eingesetzt. Für 0,7 ≤ IHF ≤ 0,9 können in mehr als 50 %
der Netze Spannungsprobleme nur mit einem oder zwei LVR gelöst werden, aber nicht
mit einem rONT.
Für eine abschließende techno-ökonomische Bewertung wurde auf die oben genannte
spannungsspezifische Kennzahl zurückgegriffen. Die Analyse der Kennzahl zeigt, dass
der LVR in 29 % der Referenznetze die günstigste Option darstellt (vgl. Parallelverkabe-
lung 71 % der Referenznetze). Der rONT ist in keinem Fall die günstigste Variante.
Darüber hinaus fällt auf, dass der LVR in geeigneten Anwendungsfällen mit einer
minimalen Kennzahl von 212,7 €/pu für geringe Kosten einen starken Mehrwert bei der
Netzstabilisierung bietet. Auch die mittlere Kennzahl über alle Referenznetze, in denen
der LVR das Spannungsproblem ausregeln kann, ist beim LVR mit 601,7 €/pu günstiger
als bei dem rONT mit 831,6 €/pu und dem Parallelkabel mit 973,8 €/pu.
Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass die Parallelverkabelung in fast allen
Fällen eine geeignete technische Lösung darstellt, jedoch hohe Kosten aufweist. Gerade
in Landnetzen ist die zu verkabelnde Strecke häufig sehr lang und ist in diesem Fall
deutlich teurer als der LVR oder der rONT. Der LVR und der rONT sind charakterisiert
durch ein beschränktes Anwendungsfeld in Abhängigkeit der Inhomogenität des Netzes,
stellen hier jedoch eine günstige und geeignete Option dar.
Typnetze und reale Netzgebiete aus Garmisch-Partenkirchen
Die Netzberechnungen haben gezeigt, dass unter realistischen Szenarien (Elektrofahr-
zeugdurchdringung bei 25 % aller Haushalte, 19 % des PV-Potenzials werden genutzt)
nur wenige Spannungsprobleme im Netzgebiet auftreten.
Mithilfe von detaillierten Lastflussberechnungen mit extremen Szenarien konnten die
untersuchten Reglerkonzepte für rONT (konstanter Sollwert, variabler Sollwert oder
Fazit und Ausblick 103
adaptive Regelung) und LVR (konstanter Sollwert oder variabler Sollwert) bezüglich
ihrer technischen Eignung zur Spannungsstabilisierung in verschiedenen Typnetzen
und realen Netzgebieten verglichen werden.
Es zeigt sich, dass in Extremszenarien und ohne Berücksichtigung der Wirtschaftlich-
keit der rONT mit Leistungskompoundierung und beide Varianten des Längsreglers in
vielen Anwendungsfeldern gut geeignet sind. Der rONT mit dem adaptiven Reglerkon-
zept scheint hier eher ungeeignet zu sein, dies lässt sich aber dadurch erklären, dass die
adaptive Regelung versucht, die Anzahl von Schaltvorgängen so gering wie möglich zu
halten und dieses Ziel erreicht, indem sie das Netz näher an den Spannungsgrenzen (mit
Sicherheitsabstand) betreibt. In realistischen Szenarien, in denen wenige extreme
Zustände auftreten, hat dies den Vorteil, dass die Lebensdauer des Betriebsmittels
erhöht wird.
Es lässt sich feststellen, dass die adaptive Regelung in vielen Fällen einen Mehrwert im
Vergleich zu den konventionellen Varianten mit konstantem oder variablem Sollwert
bietet. In vielen Fällen kann die adaptive Regelung die Spannung in den zulässigen
Grenzen halten und benötigt hierfür deutlich weniger Schaltvorgänge als herkömmliche
Regelungen. Der LVR ist charakterisiert durch ein begrenztes Anwendungsfeld
(inhomogene Landnetze mit ausgeprägten Strängen), weist hier aber eine gute Eignung
auf. Bei thermischen Problemen ist häufig der Netzausbau (Parallelverkabelung oder
Transformatortausch) die einzig mögliche Option (sehr gute Eignung in Vorstadt- und
Dorfnetzen).
Die Ergebnisse des Projekts zeigen, dass die Integration einer großen Anzahl an
Elektrofahrzeugen und auch dezentralen Erzeugungsanlagen durch innovative
Reglerkonzepte für die Spannungshaltung im Niederspannungsnetz gewährleistet
werden kann.
104 Anhang
10 Anhang
10.1 Lebenszykluskosten der untersuchten Maßnahmen
10.1.1 Parallelverkabelung
10.1.2 Lebenszykluskosten Laststufenschalter
Parallelkabel
Netztyp Land 50 0,1 5 40 5 0,05 2 7.000
Netztyp Vorstadt 60 0,1 6 40 6 0,06 2,4 8.400
Netztyp Stadt 90 0,1 9 40 9 0,09 3,6 12.600
Netztyp Land 50 0,3 15 40 15 0,15 6 21.000
Netztyp Vorstadt 60 0,3 18 40 18 0,18 7,2 25.200
Netztyp Stadt 90 0,3 27 40 27 0,27 10,8 37.800
Netztyp Land 50 0,5 25 40 25 0,25 10 35.000
Netztyp Vorstadt 60 0,5 30 40 30 0,3 12 42.000
Netztyp Stadt 90 0,5 45 40 45 0,45 18 63.000
Netztyp Land 50 0,075 3,75 40 3,75 0,0375 1,5 5.250
Netztyp Vorstadt 60 0,075 4,5 40 4,5 0,045 1,8 6.300
Netztyp Stadt 90 0,075 6,75 40 6,75 0,0675 2,7 9.450
Netztyp Land 50 0,225 11,25 40 11,25 0,1125 4,5 15.750
Netztyp Vorstadt 60 0,225 13,5 40 13,5 0,135 5,4 18.900
Netztyp Stadt 90 0,225 20,25 40 20,25 0,2025 8,1 28.350
Netztyp Land 50 0,375 18,75 40 18,75 0,1875 7,5 26.250
Netztyp Vorstadt 60 0,375 22,5 40 22,5 0,225 9 31.500
Netztyp Stadt 90 0,375 33,75 40 33,75 0,3375 13,5 47.250
Netztyp Land 50 0,05 2,5 40 2,5 0,025 1 3.500
Netztyp Vorstadt 60 0,05 3 40 3 0,03 1,2 4.200
Netztyp Stadt 90 0,05 4,5 40 4,5 0,045 1,8 6.300
Netztyp Land 50 0,15 7,5 40 7,5 0,075 3 10.500
Netztyp Vorstadt 60 0,15 9 40 9 0,09 3,6 12.600
Netztyp Stadt 90 0,15 13,5 40 13,5 0,135 5,4 18.900
Netztyp Land 50 0,25 12,5 40 12,5 0,125 5 17.500
Netztyp Vorstadt 60 0,25 15 40 15 0,15 6 21.000
Netztyp Stadt 90 0,25 22,5 40 22,5 0,225 9 31.500
Netztyp Land 50 0,025 1,25 40 1,25 0,0125 0,5 1.750
Netztyp Vorstadt 60 0,025 1,5 40 1,5 0,015 0,6 2.100
Netztyp Stadt 90 0,025 2,25 40 2,25 0,0225 0,9 3.150
Netztyp Land 50 0,075 3,75 40 3,75 0,0375 1,5 5.250
Netztyp Vorstadt 60 0,075 4,5 40 4,5 0,045 1,8 6.300
Netztyp Stadt 90 0,075 6,75 40 6,75 0,0675 2,7 9.450
Netztyp Land 50 0,125 6,25 40 6,25 0,0625 2,5 8.750
Netztyp Vorstadt 60 0,125 7,5 40 7,5 0,075 3 10.500
Netztyp Stadt 90 0,125 11,25 40 11,25 0,1125 4,5 15.750
50%
25%
Lebenszyklus-
kosten [€]
100%
75%
0,10
0,30
0,50
0,10
0,30
Lebensdauer
Betriebsmittel
[a]
Gesamtkosten
Anschaffung
über 40 a [T€]
Wartungskosten 1%
von Inv.volumen
[T€/a]
Gesamtkosten
Betrieb über 40
a [T€]
Stranglänge
[km]
Ausbaulänge
[%]
Struktur Netzgebiete Verlegungs-
kosten
[T€/km]
Kabellänge
[km]
Gesamtkosten
Anschaffung
[T€]
0,50
0,10
0,30
0,50
0,50
0,10
0,30
LVRmaximale Last
am Strang
benötigte
Scheinleistung
Sr [kVA] bei
Regelstufe +/-
10%
Kosten Primär-
technik [T€]
Kosten
Sekundär-
technik [T€]
Gesamtkosten
Betriebsmittel
[T€]
Installations-
kosten [T€]
Lebensdauer
Primär-
/Sekundär-
technik [a]
Ersatzinvest-
itionen in
Sekundärtechni
k [T€]
Gesamtkosten
Anschaffung über 40
a [T€]
Betriebs-kosten
[T€/a]
Ges. Betriebs-
kosten über
Betrachtungs-
zeitraum[T€]
Lebenszyklus-
kosten [€]
Annuität d
=Lebenszyklus-
kosten * a [€/a]
100 110 14,11 2,49 16,6 1 40/20 2,49 20,09 0,1 4 24.090 1.684
50 55 11,9 2,1 14 1 40/20 2,1 17,1 0,1 4 21.100 1.475
10 34 10,2 1,8 12 1 40/20 1,8 14,8 0,1 4 18.800 1.314
rONTbenötigte
Scheinleistung
Sr [kVA]
Kosten Primär-
technik [T€]
Kosten
Sekundär-
technik [T€]
Gesamt-
kosten
Betriebs-
mittel [T€]
ø Kosten
Trafotausch
[T€]
Lebensdauer
Primär-
/Sekundär-
technik [a]
Ersatzinvest-
itionen in
Sekundär-
technik [T€]
Gesamtkosten
Anschaffung
über 40 a [T€]
Betriebskosten [T€/a] Ges.
Betriebskosten
über
Betrachtungs-
zeitraum[T€]
Lebenszyklus-
kosten [€]
Annuität d
=Lebenszyklus-
kosten * a [€/a]
160 14,45 2,55 17 3,25 40/20 2,55 22,8 0,45 18,00 40.800 2.852
250 15,3 2,7 18 3,25 40/20 2,7 23,95 0,45 18,00 41.950 2.932
400 17 3 20 3,25 40/20 3 26,25 0,45 18,00 44.250 3.093
630 18,7 3,3 22 3,25 40/20 3,3 28,55 0,45 18,00 46.550 3.254
Steckbriefe der untersuchten Netzgebiete 105
10.2 Steckbriefe der untersuchten Netzgebiete
10.2.1 Ortsnetztransformator 3
106 Anhang
10.2.2 Ortsnetztransformator 33
Steckbriefe der untersuchten Netzgebiete 107
10.2.3 Ortsnetztransformator 158
108 Anhang
10.2.4 Typnetz-Vorstadt
Steckbriefe der untersuchten Netzgebiete 109
10.2.5 Typnetz-Dorf
110 Anhang
10.2.6 Typnetz-Land
Literaturverzeichnis 111
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Recommended