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Weiterentwickeltes Anwendungsspektrum von regelbaren Ortsnetztransformatoren – Teil 1

01  Regelbarer Ortsnetztransformator

01  Regelbarer Ortsnetztransformator

02  Verhalten des Spannungsreglers „Gridcon Transformer“ im Zeitverlauf

02  Verhalten des Spannungsreglers „Gridcon Transformer“ im Zeitverlauf

03  Spannungsverlauf fixer Spannungssollwert Sammelschiene

03  Spannungsverlauf fixer Spannungssollwert Sammelschiene

04  Spannungsverlauf fixer Spannungssollwert, abgesetzter Sensor

04  Spannungsverlauf fixer Spannungssollwert, abgesetzter Sensor

Regelbare Ortsnetztransformatoren sind nach einer mehrjährigen Pilotphase als netzdienliches Smart-Grid-Betriebsmittel im Standardbetrieb der Verteilungsnetze angekommen. Sie implementieren ein zusätzliches Stellglied, über das die Spannung in der Ortsnetzstation situationsbezogen verändert werden kann, und lösen so einen Großteil der durch die Einspeisung von erneuerbarer Energie verursachten Spannungsbandprobleme. Mit den aktuellen Verbesserungen am „Gridcon iTap“ können sie in noch mehr Anwendungsfällen eingesetzt werden. Diese stellt der zweiteilige Fachbeitrag vor.

Seit der Markteinführung im Jahr 2012 ist „Gridcon iTap“ eine führende Lösung für regelbare Ortsnetztransformatoren (Ront). Ront, wie der mit Technologie der Maschinenfabrik Reinhausen ausgestattete „Gridcon Transformer“, sind Transformatoren, die in der Lage sind, im Betrieb ­dynamisch ihre Ausgangsspannung zu verändern [1]. Zur Realisierung dieser Funktion benötigen sie einen Aktor, der das Übersetzungsverhältnis des Transformators ändert, einen Spannungsregler, der erkennt, wann welche Spannung geeignet ist und entsprechende Stufenschaltungen auslöst sowie Sensorik, die die Daten erfasst, die der Spannungsregler benötigt, um Entscheidungen zu treffen (Bild 1).
Ront entkoppeln die Spannung im Niederspannungsnetz von der des Mittelspannungsnetzes. Damit stellen sie eine von mehreren Lösungen dar, um die im Verteilungsnetz drängendste Herausforderung bei der Integration von erneuerbaren Energien zu lösen: Die Spannung auch in Zeiten starker Einspeisung im durch die DIN EN 50160 vorgegebenen Band zu halten. In vielen Netzkonstellationen erhöhen Ront die Aufnahmekapazität des Verteilungsnetzes um das Doppelte bis Vierfache, ohne dass dabei konventioneller Netzausbau, wie die Verlegung von zusätzlichen Leitungen, erforderlich ist [2]. Neben ihrer hohen Effektivität im Vergleich mit klassischen Netzverstärkungsmaßnahmen sind Ront zudem auch häufig wirtschaftlicher als beispielsweise die Parallellegung von Kabeln oder das Aufstellen von zusätzlichen Ortsnetzstationen [3, 4]. Ront können dabei sowohl das Integrationspotenzial für erneuerbare Energie im Niederspannungsnetz erhöhen, wo sie vor allem helfen, zusätzliche Photovoltaikanlagen ohne Netzausbau anzuschließen, wie auch den Zubau von weiteren Windenergieanlagen im Mittelspannungsnetz ermöglichen, wenn Teile von Mittelspannungsringen mit ihnen ausgestattet werden [5].
Nachdem Ront in Deutschland seit 2008 von verschiedenen Verteilungsnetzbetreibern in Pilotprojekten ausführlich getestet wurden, ist seit Ende 2012 Serientechnologie verfügbar. Die ersten Verteilungsnetzbetreiber haben Ront heute als Standardbetriebsmittel in ihre Planungsprozesse integriert [6]. Während sich an der installierten Basis der Ront klar ablesen lässt, dass sich hinsichtlich des Aktors Systeme auf Basis elektromechanischer Laststufenschalter aufgrund deren Zuverlässigkeit, Lebensdauer und Wirtschaftlichkeit durchgesetzt haben, zeigt die Heterogenität bei den in den Spannungsreglern zum Einsatz kommenden Algorithmen, dass unterschiedliche Netztypen unterschiedlicher Regelungsstrategien bedürfen, um mithilfe des Ront maximal „Platz“ für erneuerbare Energie zu schaffen.
Seit Jahresbeginn ist der bewährte „Gridcon iTap“ mit neuen erweiterten Features erhältlich. In der Weiterentwicklung wurden Erfahrungen aus der Praxis ebenso berücksichtigt wie Kundenanforderungen.

Erweiterte Regelalgorithmen – immer die passende Lösung für jede Netzkonfiguration
Eine wesentliche Erweiterung sind die zusätzlichen Spannungsregelungsalgorithmen, die eine optimale autarke Spannungsregelung in den verschiedensten Netzkonfigurationen ermöglichen. Neben dem bewährten Standardregelkonzept mit einer dreiphasigen Messung und einem fixen Spannungssollwert ist über einen erweiterten Algorithmus eine Dynamisierung des Spannungssollwerts in Abhängigkeit der gemessenen Scheinleistung oder des Stroms inklusive Richtungserkennung möglich. Dieses Regelkonzept ist insbesondere in Netzen mit vielen dezentralen Einspeisern in der Niederspannung vorteilhaft, weil es erkennt, ob und in welchem Ausmaß über den Ortsnetztransformator Strom in das vorgelagerte Mittelspannungsnetz eingespeist wird und sein Regelverhalten entsprechend anpassen kann.
Eine weitere Möglichkeit einer fortgeschrittenen Spannungsregelung ist die „Schlechtpunktregelung“. Hier wird ein fixer Spannungssollwert mit den gemessenen Spannungswerten eines abgesetzten Sensors verglichen, um in Netzen mit einem klar identifizierbaren kritischen Knoten gezielt die Spannung zu verbessern. Eine ganzheitliche Opti­mierung der Spannung in einem Netzabschnitt kann durch die Spannungsregelung auf Basis multipler abgesetzter ­Sensoren ermöglicht werden.

Fixer Spannungssollwert Sammelschiene
Das am weitesten verbreitete Regelkonzept basiert auf einer Messung der tatsächlich anliegenden Spannung an der Niederspannungssammelschiene der Ortsnetzstation mit Regelung auf einen voreingestellten Spannungssollwert. Zur Beschreibung des Verhaltens eines Ronts mit diesem Algorithmus sind gemäß der Implementierung im „Gridcon Transformer“ drei Parameter notwendig: der Spannungssollwert, eine Bandbreite um den Spannungssollwert und eine Verzögerungszeit.
Bild 2 zeigt beispielhaft den Verlauf einer dreiphasig ­gemessenen Spannung. Die drei genannten Parameter des Algorithmus sind in grüner Farbe eingetragen, Zeitpunkte, an denen der Algorithmus eine Stufenschaltung auslöst sind mit orangen Pfeilen markiert. In Abschnitt „I“ verläuft die Spannung aller drei Phasen unterhalb des eingestellten Spannungssollwerts jedoch oberhalb der unteren Bandbreite. In Konsequenz sieht der Spannungsregler keine Notwendigkeit eine Stufenschaltung auszulösen. In Abschnitt „II“ unterschreiten die drei Phasen für unterschiedlich kurze Zeiträume die untere Bandbreite. Mit Unterschreitung der Bandbreite wird ein Timer gestartet. Sobald dieser die eingestellte Verzögerungszeit erreicht, wird eine Schaltung ausgelöst. Im Beispiel verlassen jedoch alle drei Phasen den Bereich unter der Bandbreite vor Ablauf des Timers, sodass keine Stufenschaltung erfolgt. Anders verhält es sich in ­Abschnitt „III“. Wieder unterschreiten alle drei Phasen die untere Bandbreite und wieder beginnt der Timer zu zählen, der nun auch die eingestellte Verzögerungszeit erreicht, ohne dass die Spannung der Phasen den Bereich unter der Bandbreite wieder verlässt. In Folge löst der Spannungsregler eine Stufenschaltung aus, deren Auswirkungen in der Abbildung klar dadurch zu erkennen ist, dass die Spannung aller drei Phasen kurzfristig um die Stufenspannung des Ront nach oben angehoben wird und sich damit wieder innerhalb der Bandbreite befindet.
Durch die Berücksichtigung aller drei Phasen in der Spannungsregelung entstehen Fragen, wie mit etwaigen Unsymmetrien umzugehen ist. Befindet sich die Spannung mindestens einer Phase für die Zeitdauer der Verzögerungszeit unter- oder oberhalb der Bandbreite während mindestens eine andere Phase innerhalb der Bandbreite liegt, sollte bei der Entscheidung, ob eine Stufenschaltung ausgelöst wird berücksichtigt werden, wo sich die Spannungen der drei Phasen nach der Stufenschaltung befinden werden. Lässt sich abschätzen, dass nach einer Schaltung alle drei Phasen innerhalb der Bandbreite sein werden, verbessert eine Stufenschaltung die Spannungssituation immer. In Folge wird die Schaltung veranlasst.
Muss jedoch angenommen werden, dass im Falle ungewöhnlich starker Phasenunsymmetrie eine Stufenschaltung zwar mindestens eine Phase wieder zurück in die Bandbreite bringt, dafür aber mindestens eine andere Phase außerhalb der Bandbreite schiebt, kann der Spannungsregler nicht ­automatisch eine Entscheidung treffen, die die Spannungssituation definitiv verbessert. Für diese Fälle kann über einen weiteren Parameter hinterlegt werden, ob es in dem jeweiligen Netz sinnvoller ist, die Spannung definitiv unterhalb der oberen Bandbreite zu halten, auch wenn dies auf Kosten einer Verletzung der unteren Bandbreite einhergeht („Unterspannung vor Überspannung“) oder umgekehrt („Überspannung vor Unterspannung“).
In Abschnitt „IV“ verlassen zwei Phasen die Bandbreite nach oben während sich die dritte Phase zwar innerhalb aber eher am unteren Rand der Bandbreite befindet. Mit Ablauf des Timers stellt der Spannungsregler fest, dass eine Stufen-schaltung zwar die beiden höheren Phasen zurück in den Bereich der Bandbreite bringt, dafür jedoch die niedrigere Phase unterhalb der Bandbreite schiebt. In dem in der Abbildung gezeigten Fall ist der Spannungsregler derart parametriert, dass er zu hohe Spannungen zwingend vermeidet, auch auf Kosten von gegebenenfalls zu niedrigen Spannungen. Er führt in Konsequenz eine Stufenschaltung durch. Wäre er alternativ parametriert, würde er keinen Schaltbefehl senden, wodurch weiterhin zwei Phasen über der Bandbreite lägen, jedoch keine darunter.
Bild 3 zeigt, wie ein mit dem beschriebenen Algorithmus ausgestatteter Ront die Spannung im Netz gestaltet. Dargestellt ist ein beispielhaftes Niederspannungsnetz, in dem an den Ront zwei Stränge angeschlossen sind, die jeweils einige Häuser mit und einige Häuser ohne dezentraler Erzeugung in Form von Photovoltaik versorgen. Zudem ist für jeden Strang die maximal wie minimal auftretende Spannung an jedem Punkt zu sehen. Über die grauen Flächen ist dargestellt, innerhalb welchen Bereichs sich die Spannung ohne Einsatz eines Ronts in Abhängigkeit von aktuellen Lasten und Einspeisungen maximal bewegt, während die blauen Flächen zeigen, zwischen welchen Grenzen die Spannung bei Verwendung eines Ronts gelagert ist.
In den grauen Flächen der Grafik, die die Situation ohne Ront darstellen, wird ersichtlich, dass in dem beispielhaften Netz eine starke Schwankung der Mittelspannung vorliegt, die zum Beispiel durch signifikante Einspeiseleistung von in dieser Spannungsebene angeschlossenen Windenergieanlagen entstehen kann. In Konsequenz ist die maximale Spreizung der Spannung an der Sammelschiene der Ortsnetzstation bereits sehr ausgeprägt. In Konstellationen in denen in der Mittelspannung eine hohe Einspeiseleistung anliegt und zudem Leistung aus der Niederspannung zurückgespeist wird, ergibt sich im dargestellten Niederspannungsnetz in beiden Strängen ein hoher Spannungsverlauf, der noch relativ nahe an der Ortsnetzstation das qua DIN EN 50160 erlaubte Spannungsband von ±10 % um die Nennspannung nach oben verlässt. Ähnlich verhält es sich in einem ausgeprägten Lastfall, in dem auch in der Mittelspannung keine Einspeisung stattfindet. Hier kommt es zu einer Unterschreitung des erlaubten Spannungsbands.
Ein Ront mit dem in Bild 2 dargestellten Algorithmus „fixer Spannungssollwert Sammelschiene“ sorgt für eine massive Verbesserung der Situation. In beiden Strängen liegt die blaue Fläche, die jeweils die maximal und minimal mögliche Spannung bei Einsatz eines Ront zeigt, innerhalb der Grenzen nach EN 50160. Durch den Ront ist sogar noch signifikantes Potenzial für den weiteren Anschluss von sowohl Einspeise- als auch Verbrauchsleistung vorhanden. Die Abbildung zeigt, dass ein Ront mit dem Algorithmus „fixer Spannungssollwert Sammelschiene“ insbesondere mögliche Schwankungen der Mittelspannung kompensiert. Dies ist daran ­ersichtlich, dass die maximale Spannungsspreizung an der Sammelschiene mit Ront geringer ist als ohne Ront. Die Spannungshübe oder -fälle „hinter“ dem Ront im Niederspannungsnetz fallen mit und ohne Ront ähnlich aus. Jedoch ist der Aufsatzpunkt für die Spannungsänderungen im Fall mit Ront näher an der Nennspannung, wodurch die Verletzung der ±10-%-Grenzen vermieden wird.
Ein „fixer Spannungssollwert Sammelschiene“ ist typischerweise die erste Wahl für Netze, in denen die Mittelspannung beispielsweise durch die Einspeisung von Windenergieanlagen schwankt und dadurch der für den Anschluss von erneuerbarer Energie im Niederspannungsnetz zur ­Verfügung stehende Spielraum begrenzt ist. Zudem benötigt dieser Algorithmus keine zusätzlich verbaute Mess- oder Kommunikationstechnik, durch die einerseits zusätzliche Kosten und andererseits Komplexität und technische ­Herausforderungen für die Kommunikation entstehen. Weiterhin können Ront, die gemäß eines „fixen Spannungssollwerts Sammelschiene“ regeln häufig ohne detaillierte netzplanerische Untersuchungen installiert werden. Damit ist diese Regelungsstrategie zumeist die erste Wahl für Verteilungsnetzbetreiber. Sie erhöht das Integrationspotenzial für erneuerbare Energie und kann ohne aufwendige netzindividuelle Betrachtung implementiert werden.

Fixer Spannungssollwert, abgesetzter Sensor
Ein Regelalgorithmus mit fixem Spannungssollwert muss diesen nicht zwingend auf die Sammelschiene beziehen. Die identische Ablauflogik kann den eingestellten Spannungssollwert auch mit den Messwerten eines abgesetzten Sensors im Niederspannungsnetz vergleichen. Hierfür ist neben ­einem abgesetzten Sensor, der zum Beispiel in einem Kabelverteilerschrank installiert werden kann, eine Datenverbindung zwischen besagtem Sensor und dem Spannungsregler des Ront in der Ortsnetzstation erforderlich. Sensor wie Datenverbindung verursachen dabei jedoch zusätzliche ­Kosten. Zudem muss ein zuverlässiger Betrieb der Datenverbindung sichergestellt werden, was in ländlichen Netzgebieten zu Herausforderungen führen kann.
Bild 4 zeigt das bereits bekannt Beispielnetz, in dem nun ungefähr in der Mitte von Strang 1 ein Sensor installiert wurde, der die vor Ort gemessenen Werte an den Ront kommuniziert. Der Spannungsregler des Ront arbeitet weiterhin mit einem fixen Spannungssollwert, versucht nun allerdings, diesen Sollwert statt auf der Sammelschiene an dem Punkt im Netz zu erreichen, an dem der abgesetzte Sensor installiert ist. Infolge dieses veränderten Regelverhaltens stellen sich auch die maximal und minimal auftretenden Spannungen im Netz anders dar.
Während die grauen Flächen, die die Situation ohne Ront beschreiben, für beide Stränge identisch zu Bild 3 sind, zeigen die blauen Flächen, in denen der Ront aktiv ist, ein anderes Profil. Im ersten Strang liegt die kleinste Spreizung zwischen maximaler und minimaler Spannung nun nicht mehr an der Sammelschiene vor, sondern am abgesetzten Sensor. Von diesem Punkt, der hier beispielhaft in die Mitte des Strangs gelegt wurde, geht ein sich öffnender Trichter in Richtung Sammelschiene und ein weiterer in Richtung Strangende. Damit ist die Spannungsspreizung an der Sammelschiene nun größer als beim Einsatz des Algorithmus mit den Messwerten der Sammelschiene, allerdings sind die Spannungen „tiefer“ im Netz näher am gewünschten Sollwert. Diese Aussage ist jedoch nur für den Strang gültig, in dem der abgesetzte Sensor verbaut wurde.
Der zweite Strang wird bei der Bestimmung des Verhaltens des Ronts nicht betrachtet, aus ihm erhält der Spannungsregler keine Daten. In Konsequenz ist die maximale Spannungsspreizung im zweiten Strang bei Verwendung des aktuellen Algorithmus durchgängig größer als beim Einsatz des Algorithmus mit Messdaten der Sammelschiene. Im ungünstigsten konstruierbaren Fall, herrscht im Strang mit Sensor ausschließlich Leistungsbezug während im Strang ohne Sensor ausschließlich Einspeisung stattfindet. Der Sensor registriert hier nur den Spannungsabfall durch den Bezug und der Ront stellt in Folge eine entsprechend hohe Spannung an der Sammelschiene ein, um die über die Leitung absinkende Spannung zu kompensieren. Für den zweiten Strang mit der ob der Einspeisung steigenden Spannung bedeutet diese jedoch, dass die steigende Spannung nun an der Sammelschiene auch noch einen hohen Aufsatzpunkt vorfindet. In Konsequenz wäre die Spannung im zweiten Strang durchgängig relativ hoch. Im in Bild 3 gezeigten Beispiel verletzt die Spannung im zweiten Strang jedoch selbst unter den beschriebenen ungünstigen Voraussetzungen nie die Grenzen nach DIN EN 50160, während diese Grenzen ohne Ront über- bzw. unterschritten werden.
Die Betrachtungen zeigen, dass der Algorithmus „fixer Spannungssollwert abgesetzter Sensor“ gut dazu geeignet ist, eine qualitativ hochwertige Spannung insbesondere an dem Netzanschlusspunkt im Niederspannungsnetz zu gewährleisten, an dem der Sensor installiert ist. In Abhängigkeit von den individuellen Eigenschaften des Netzes geht diese Optimierung jedoch möglicherweise zulasten anderer Netzanschlusspunkte. In Folge ist vor Einsatz des Algorithmus zumindest eine grobe netzplanerische Betrachtung unter Berücksichtigung der Positionierung von Einspeisern und Lasten im Netz erforderlich. Kann in einem Netz ein eindeutiger „Schlechtestpunkt“ identifiziert werden, ist über die Regelung der Spannung an exakt diesem Punkt mehr Integrationspozential für erneuerbare Energie realisierbar als bei der Regelung mit Bezug auf die Sammelschiene. Allerdings müssen die zusätzlichen Kosten für den Sensor und die Datenverbindung bei den Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen berücksichtig werden.

Dynamischer Spannungssollwert Sammelschiene
Während die beiden zuletzt vorgestellten Algorithmen darauf abzielten, eine tatsächlich gemessene Spannung in der Nähe eines fix eingestellten Spannungssollwerts zu halten, kann die Regelung auch mit einem dynamischen Spannungssollwert arbeiten. Dieses Konzept stellt der zweite Teil des Beitrags in der Ausgabe 11 vor. (mh)

Literatur
[1] Sojer, M.; Hinz, A. (2012): Regelbare Ortsnetztransformatoren statt Netzausbau. Netzpraxis 51 (6), S. 18 – 22
[2] Haslbeck, M.; Sojer, M.; Smolka, T.; Brückl, O. (2012): Mehr Netzanschlusskapazität durch regelbare Ortsnetztransformatoren. etz 9/2012, S. 46 – 51
[3] Dena (2012): Verteilnetzstudie: Ausbau- und Innovationsbedarf der Stromverteilnetze in Deutschland bis 2030
[4] Fiedeldey, M.; Brennauer, B.; Pienitz, S.; Krämer, M.; Frings, R.; Peitz, M.; Gödde, M.; Smolka, T. (2013): Einsatzpotentiale und Wirtschaftlichkeitsanalysen des regelbaren Ortsnetztrans-formators unter regulatorischen Rahmenbedingungen. ­Internationaler ETG-Kongress, Berlin, Deutschland
[5] Schmiesing, J.; Beck, H.-P.; Smolka, T.; Sojer, M. (2013): ­Avoiding MV-Network Expansion by Distributed Voltage ­Control. 22nd International Conference on Electricity ­Distribution. Stockholm, Schweden
[6] Ratsch, P. (2013): Nachhaltige Netzentwicklung – Regelbare Ortsnetztransformatoren (Ront). ETG-Mitgliederinformation, Juni 2013, S. 7 – 10

Dr. Manuel Sojer ist Leiter Strategie und ­Marketing Power Quality bei der Maschinenfabrik Reinhausen GmbH in Regensburg. m.sojer@reinhausen.com

Dr. Manuel Sojer ist Leiter Strategie und ­Marketing Power Quality bei der Maschinenfabrik Reinhausen GmbH in Regensburg. m.sojer@reinhausen.com

Dr.-Ing. Thomas Smolka ist Business ­Development Manager bei der Maschinenfabrik Reinhausen GmbH in Regensburg. t.smolka@reinhausen.com

Dr.-Ing. Thomas Smolka ist Business ­Development Manager bei der Maschinenfabrik Reinhausen GmbH in Regensburg. t.smolka@reinhausen.com