A A A
| Sitemap | Kontakt | Impressum | Datenschutz
ETZ Logo VDE Verlag Logo

Maximale Spannung im Netz zuverlässig abschätzen

Bild 1. Einfachstes Modell für stationsweise gespeiste, in sich vermaschte Netze

Bild 2. Beispielnetz mit exemplarischer Verteilung der PV-Anlagen

Bild 3

Die zunehmende Durchdringung der Niederspannungsnetze mit Photovoltaikanlagen macht es für die Netzbetreiber immer schwieriger, alle Anschlussgesuche der Anlagenbetreiber mit konventionellen Mitteln zu überprüfen. Mit einer neuen Lösung von ABB auf Basis eines effizienten, dreistufigen Prozesses lässt sich dieser Herausforderung schnell und wirtschaftlich begegnen.

In Deutschland werden immer mehr Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen) ans Netz angeschlossen. Der Zubau, der überwiegend in den Niederspannungsnetzen stattfindet, stellt die Netzbetreiber vor immer größere Herausforderungen, wenn es darum geht, das Anschlussgesuch der Anlagenbetreiber zu überprüfen. Eine detaillierte Überprüfung aller Anschlussgesuche auf Erfüllung der VDE-Anwendungsregel 4105 ist in den wenigsten Fällen mit überschaubarem Aufwand möglich. Um dies zu vereinfachen, hat die Elektrische Systemberatung von ABB einen dreistufigen Bewertungsprozess entwickelt. Dieser unterstützt Betreiber von stationsweise gespeisten Netzen strategisch bei der zunehmenden Durchdringung der Netze mit PV-Anlagen. Die Ausgestaltung des Ansatzes erfolgte im Rahmen des vom BMWi geförderten Projekts Smart Area. An ersten Praxistests beteiligten sich bisher die Stadtwerke Saarbrücken, die Stadtwerke Duisburg Netzgesellschaft sowie die Stadtwerke Aachen.

Mehrstufiger Bewertungsprozess
Aufgrund der zahlreichen zu betrachtenden Niederspannungsnetze ist der Bewertungsprozess mehrstufig gegliedert. Es kommen nur Netze in die nächste Prozessphase, wenn sie als kritisch bewertet wurden. Der Prozess gliedert sich wie folgt: 1. Stufe: Klassifizierung der Ortsnetze; 2. Stufe: Beobachtung in der Ortsnetzstation; 3. Stufe: Installation eines regelbaren Ortsnetztransformators. In der ersten Stufe werden die Netze anhand einfach zu bestimmender Netzstrukturmerkmale klassifiziert, wie der Anzahl der Wohneinheiten und Hausanschlusse, des Ortsnetzradius und der aktuellen Durchdringung des Netzes mit PV-Anlagen. Bis zu einer bestimmten kritischen Durchdringung des Netzes kann einem Anschlussgesuch ohne weitere Netzberechnung stattgegeben werden. Erweist sich ein Netz in dieser Klassifizierungsphase als potenziell am Ende seiner Aufnahmekapazität, wird in der zweiten Prozessstufe auf Grundlage von Messungen in der Ortsnetzstation und einem vorab über eine Netzberechnung bestimmten „Fingerabdruck“ des Netzes die maximale Spannung im Netz beobachtet. In der sogenannten Beobachtungsphase rüstet man die Ortsnetzstation mit Messtechnik aus. Diese hier erfassten Messwerte werden mit dem „Fingerabdruck“ des Netzes verglichen. Aus den Abweichungen lassen sich mögliche Spannungsbandverletzungen ableiten. Weitere aufwendige Messungen im Niederspannungsnetz sind nicht nötig. Erst wenn ein Netz in dieser Phase an die vom Netzbetreiber vorgegebene maximal zulässige Spannungsgrenze gelangt, folgt in der nächsten Stufe eine Ausrüstung der betreffenden Ortsnetzstation mit einem Spannungsregler oder einem regelbaren Ortsnetztransformator.

Verfahren zur Spannungsbeobachtung
Das Verfahren von ABB zur Beobachtung der kritischen Spannung im stationsweise gespeisten, in sich vermaschten Netz basiert auf dem Vergleich der Messung in der Ortsnetzstation und der zuvor bestimmten maximalen Spannungsanhebung im Niederspannungsnetz in Abhängigkeit des Leistungsflusses über den Ortsnetztransformator (Bild 1). Im ersten Schritt wird das Netz in dem Netzberechnungsprogramm Neplan nachgebildet. Dabei werden nur die Einspeisungen ohne Lasten berücksichtigt. Damit lässt sich die maximale Spannungsanhebung im Ortsnetz (ohne Ortsnetztransformator) bei einem zugehörigen Leistungsfluss über den Ortsnetztransformator bestimmen. Diese Werte dienen für spätere Betrachtungen als Referenzszenario oder auch als der bereits angesprochene „Fingerabdruck“ des Netzes. Um die Spannung (U NS , ONS ) in der Ortsnetzstation sowie den Leistungsfluss (P Tr ) bestimmen zu können, wird die betreffende Ortsnetzstation mit Messtechnik ausgestattet. Aus den Referenzwerten lasst sich nun unter Berücksichtigung des Referenzszenarios die aktuelle Spannung am kritischen Punkt im Netz (U NS , krit ) über den einfachen Zusammenhang (s. Bild 3) abschätzen. Die Abschätzung erfolgt kontinuierlich in einer weiterverarbeitenden Einheit in der Ortsnetzstation. Mit dem Verfahren ist es bei dreiphasiger Messung durch entsprechende Erweiterung der Berechnungsvorschrift auch möglich, unsymmetrische Verhältnisse zu berücksichtigen. ABB hat gemeinsam mit Partnern 35 Niederspannungsnetze für die Überprüfung des Verfahrens untersucht. Für alle Netze (Bild 2) standen Neplan-Datensatze inklusive der Nachbildung der Lasten zur Verfügung. Das Verfahren zur Spannungsbeobachtung erwies sich dabei als sehr robust bezüglich einer gleichzeitigen Netzbelastung und unsymmetrischer Verhältnisse. Zurzeit wird das Verfahren anhand von Referenzmessungen in exemplarischen Niederspannungsnetzen validiert.

Fazit
Mit dem dreistufigen Bewertungsprozess können Netzbetreiber das Mengenproblem bei der Bewertung des zunehmenden Ausbaus dezentraler Energieerzeugung bewerkstelligen. Mit dem beschriebenen Verfahren zur Spannungsbeobachtung kann auf Messungen im Netz sowie aufwendige Kommunikationstechnik verzichtet werden. Mit der beobachteten Spannung lässt sich zudem der Sollwert bei installierten regelbaren Ortsnetztransformatoren anpassen. (no)

Bild 4. Britta Buchholz

Beratungslösung für Verteilnetzbetreiber
Die etz-Redaktion befragte Dr. Britta Buchholz (Bild 4), Leiterin der Abteilung Elektrische Systemberatung bei der ABB AG in Mannheim, zur Smart-Planning-Strategie.

An wen wenden Sie sich mit der Beratungslösung Smart Planning?
Dr. Britta Buchholz: In erster Linie richtet sich unser Ansatz an Verteilnetzbetreiber, die aufgrund von verteilten, dezentralen Einspeisern Spannungsprobleme in ihren Netzen haben und die einen transparenten sowie standardisierten Lösungsweg suchen, um den Problemen möglichst effizient zu begegnen.

Ermöglichen Sie dadurch mit kleinen Schritten den Aufbau von Smart Grids?
Dr. Britta Buchholz: Genau. Der Netzbetreiber wird durch diesen Prozess dazu geführt, an den richtigen Stellen im Netz die richtigen Maßnahmen zu ergreifen, also zielgerichtet zu investieren. In der Klassifizierungsphase werden mit einigen wenigen Netzstrukturmerkmalen aus der Fülle von Ortsnetzen diejenigen herausgefiltert, die potenziell Probleme bereiten könnten. In diesen wird dann in der nächsten Phase jedoch noch nicht direkt investiert, sondern mit wirklich wenig Messtechnik die maximale Spannung beobachtet. Lediglich in den Netzen, in denen die beobachtete Spannung kritisch wird, wird dann in der dritten Phase priorisiert investiert – zum Beispiel in einen regelbaren Ortsnetztransformator.

Was ist erforderlich um die noch vorherrschenden Investitionshemmnisse abzubauen?
Dr. Britta Buchholz: Ganz klar: Die notwendigen Investitionen in neue Betriebsmittel, wie gerade den regelbaren Ortsnetztransformator, müssen in den Netznutzungsentgelten direkt wirksam werden.

Ist geplant, diesen Service bzw. die Beratungslösungen zu erweitern?
Dr. Britta Buchholz: Der Ansatz der Spannungsbeobachtung ist prinzipiell natürlich auch auf lastgeprägte Netze anwendbar. Außerdem lassen sich über den Ansatz des Fingerabdrucks noch weitere unterlagerte Netzgrößen wie zum Beispiel die Netzverluste beobachten – beides wollen wir zusammen mit Kunden noch testen und dann am Markt anbieten.

Der Beitrag als pdf

Autoren:
Dr.-Ing. Adam Slupinski leitet das Fachgebiet Spannungsregelung für Verteilnetze in der Abteilung Elektrische Systemberatung bei der ABB AG in Mannheim. adam.slupinski@de.abb.com

Dipl.-Ing. Uwe Prause ist Principal Engineer in der Gruppe Verteilnetze in der Abteilung Elektrische Systemberatung bei der ABB AG in Mannheim. uwe.prause@de.abb.com

Dr.-Ing. Martin Maximini leitet die Gruppe Verteilnetze und Smart Grids in der Abteilung Elektrische Systemberatung bei der ABB AG in Mannheim. martin.maximi@de.abb.com