Diese Arbeit entwickelt eine auf realen Netz- und Messdaten basierende Simulationsumgebung für probabilistische Lastflussrechnungen mit Modellen für regelbare Ortsnetztransformatoren, Photovoltaikanlagen und gängige Verbraucher der Niederspannungsebene. Damit werden praxisnahe und hoch optimierte Verfahren zur Spannungshaltung in Niederspannungsnetzen entwickelt. Als Ergebnis stehen allgemein übertragbare und wirksame Methoden zur Spannungshaltung, die den klassischen Netzausbau verzögern bzw. vermeiden können. Die Validierung findet anhand von Repräsentanten-Netzen statt, die durch eine Clusteranalyse des Netzbestands eines großen süddeutschen Verteilnetzbetreibers identifiziert werden.
Aktualisiert: 2022-04-30
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Die Aufnahmefähigkeit des Stromverteilnetzes für erneuerbare Energien ist meist durch Spannungsbandverletzungen beschränkt. Diese Arbeit untersucht Strategien der statischen Spannungshaltung, wie Blindleistungsbereitstellung, regelbare Ortsnetztransformatoren, Längsregler sowie deren Kombinationen unter technischen Aspekten. Als Basis dienen spannungsebenenübergreifende Verteilnetzmodelle. Ein Vergleich erfolgt anhand von Integrationspotenzialen, Netzausbaubedarf sowie jährlichen Aufwendungen für Netzverluste und Blindarbeit. Ferner werden Auswirkungen asymmetrischer Einspeisung beleuchtet.
Aktualisiert: 2021-12-30
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In der vorliegenden Arbeit wird eine übergeordnete Spannungsregelung für Niederspannungsnetze mit hoher PV-Durchdringung entwickelt und ihr Spannungssenkungspotential im Vergleich zu etablierten dezentralen Spannungshaltungsverfahren untersucht. Die Kernidee beruht auf einer effizienten Nutzung von Leistungsreserven der regelbaren Betriebsmittel eines Verteilnetzes (z. B. PV-Wechselrichter, Batteriespeicher, Strangregler) zur Spannungshaltung. Die Überwachung der Netzspannung sowie die Koordinierung der Leistungsreserven übernimmt ein mehrstufig aufgebauter Netzregler. Mithilfe der übergeordneten Spannungsregelung wird das Spannungsniveau im Netz deutlich abgesenkt und werden Grenzwerte besser eingehalten.
Aktualisiert: 2021-12-30
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Durch den Photovoltaikzubau und neue Lasten, wie beispielsweise die Ladeinfrastruktur für die Elektromobilität oder Wärmepumpen, sind Maßnahmen erforderlich, um die Spannungsgrenzen nach der Norm DIN EN 50160 im Niederspannungsverteilnetz einzuhalten.
Eine Möglichkeit ist der Einsatz regelbarer Ortsnetztransformatoren (rONT), die unterbrechungsfrei ihr Übersetzungsverhältnis ändern, um die Spannung an der Unterspannungsseite in ein definiertes Reglertotband zu regeln (sog. Monosensorbetrieb).
Durch die in dieser Arbeit untersuchten erweiterten Regelungsverfahren besteht die Möglichkeit, das Leistungszubaupotential im Niederspannungsverteilnetz im Vergleich zum regelbaren Ortsnetztransformator im Monosensorbetrieb bei Regelung der Spannung an der Niederspannungsverteilung weiter zu steigern. So können durch den Einsatz regelbarer Ortsnetztransformatoren spannungsbandbedingte konventionelle Netzausbaumaßnahmen reduziert oder sogar vermieden werden.
Aktualisiert: 2021-04-16
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Die Elektromobilität ist ein wichtiger Ansatz zur Reduktion der CO2-Emissionen im Verkehrssektor. Die steigende Anzahl an batterieelektrischen Fahrzeugen wird insbesondere bestehende vorstädtische Niederspannungsnetze vor große Herausforderungen stellen.
Die vorliegende Arbeit thematisiert anhand von drei repräsentativen Netzen und ausgewählter Szenarien den Einfluss von Ladevorgängen auf den Netzbetrieb und mögliche Lösungsansätze zur Kapazitätserhöhung. Die Anzahl der integrierbaren Elektrofahrzeugen ist durch Extremtage, z. B. Sonntage mit vielen Ausflugsfahrten, mit entsprechenden Ladebedarfen begrenzt.
Um zusätzliche Elektrofahrzeuge bei einem weiterhin sicheren Netzbetrieb integrieren zu können, werden drei mögliche Lösungsansätze mit insgesamt 17 unterschiedlichen Maßnahmen vorgestellt und untersucht. Ein netzorientiertes Laden wird durch die Blindleistungsbereitstellung während des Ladevorgangs und eine spannungsabhängige Ladeleistungsreduktion erreicht. Die Funktionen von häuslichen PV-Speichersystem werden erweitert. Diese umfassen die Blindleistungsbereitstellung zu jedem Zeitpunkt und zusätzlich das Laden des Speichers aus dem Netz an Tagen ohne PV-Erzeugung. Darüber hinaus werden netzseitige Maßnahmen, wie der regelbare Ortsnetztransformator, konventioneller Netzausbau und Speicher im Niederspannungsnetz, untersucht.
Mithilfe dieser Lösungsansätze kann die Aufnahmekapazität von bestehenden vorstädtischen Niederspannungsnetzen für Elektrofahrzeuge grundsätzlich erhöht werden. Die Wirksamkeit der einzelnen Maßnahmen ist von der jeweiligen Netztopologie abhängig. Bei einer Kosten-Wirksamkeits-Analyse stellen bei Spannungsproblemen die erweiterte Blindleistungsbereitstellung der PV-Speichersysteme und die Parallelleitung die besten Alternativen dar. Beim Netz mit Auslastungsproblemen schneiden die spannungsabhängige Ladeleistungsreduktion abhängig von der gewählten Kennlinie und der Austausch des Ortsnetztransformators am besten ab.
Aktualisiert: 2021-12-30
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Die steigende Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien stellt das elektrische Energieversorgungssystem vor neue Herausforderungen. Für Verteilnetze mit zunehmender Durchdringung mit dezentralen Erzeugungsanlagen sind besonders Maßnahmen zur Spannungshaltung relevant. Systemkonzepte zur aktiven Spannungsregelung stellen hierbei Alternativen zu konventionellen Netzverstärkungsmaßnahmen dar. In dieser Arbeit wird daher der Einsatz von leistungselektronischen Spannungsreglern in aktiven Niederspannungsverteilnetzen untersucht. Für ländliche Niederspannungsnetze wird betrachtet, welche theoretischen Potenziale sich hinsichtlich der erreichbaren Aufnahmekapazität durch Einsatz autonomer Konzepte zur Spannungshaltung ergeben. Hierauf aufbauend werden Einsatzszenarien für Längsspannungsregler identifiziert und analysiert.
Als Realisierungsmöglichkeit eines Längsspannungsreglers wird ein auf IGBT-Wechselrichtern basierendes Systemkonzept untersucht. Der Schwerpunkt liegt hierbei auf dem Einsatz des Betriebsmittels als dezentrale Zusatzkomponente. Zu den betrachteten Aspekten gehören u.a. Konzepte für Hardware, Regelung und Betriebsführung sowie Untersuchungen zu Belastungsprofilen und zur Zuverlässigkeit des Betriebsmittels. Zudem erfolgt eine praktische Erprobung des Systemkonzepts mittels Labortests.
Aktualisiert: 2022-12-22
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Die vorliegende Arbeit widmet sich den Wechselwirkungen von autonomen Spannungsregelungen im Verteilungsnetz in Form von Simulationen, Laborversuchen und einem Feldversuch. Dabei werden sowohl Wechselwirkungen zwischen Spannungsregelungen des gleichen als auch verschiedenen Typs betrachtet. Zur Vorbereitung der Untersuchungen wurden dynamische Simulationsmodelle für die untersuchten Regler erstellt und anhand von Labormessungen validiert. Für die Laborversuche wurde darüber hinaus eine Hardware-In-The-Loop-Simulation eines regelbaren Ortsnetztransformators aufgebaut und validiert.
Die Untersuchungen zu möglichen Spannungsregelungs-Interaktionen stellen die Q(U)-Regelung in den Fokus, da erst durch einen spannungshaltungsbedingten Blindleistungstransport wechselseitige Regelungsinteraktionen im Verteilungsnetz möglich gemacht werden. Die Ergebnisse der Simulationen, Laborversuche und des Feldversuchs zeigen, dass es theoretisch und praktisch zu Interaktionen kommen kann, die nicht als Instabilitäten interpretiert werden sollten. Aus Netzsicht unerwünschte Interaktionen, wie beispielsweise mehrere Stufungen des regelbaren Ortsnetztransformators in Folge, konnten nur für praxisferne, bzw. fehlerhafte Regelungsparameter und installierte Leistungen der Erzeugungsanlagen, parametriert mit der Q(U)-Regelung, oberhalb der Aufnahmefähigkeit des Netzes hervorgerufen werden. Für die praktische Auslegung von autonomen Spannungsregelkonzepten für Verteilungsnetze können sie daher vernachlässigt werden.
Abschließend erfolgt eine simulative Wirksamkeitsanalyse der untersuchten Span-nungshaltungskonzepte – in Form einer Steigerung des Integrationspotenzials hinsichtlich weiterer Erzeugungsanlagen. Sie zeigt die höchste Wirksamkeit für eine kombinierte Spannungshaltung aus Q(U)-Regelung und regelbarem Ortsnetztrans-formator. Ergänzt werden die Ergebnisse durch eine ökonomische Bewertung auf Basis von Marktrecherchen und einer Befragung von Verteilungsnetzbetreibern.
Aktualisiert: 2020-12-26
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Die zunehmende Einspeisung dezentraler Energieumwandlungsanlagen führt zu einer Substitution von konventionellen Großkraftwerken und folglich auch von benötigten Blindleistungsquellen zur Spannungshaltung. Um auch zukünftig einen stabilen und sicheren Systembetrieb gewährleisten zu können, müssen dezentrale Energieumwandlungsanlagen vermehrt in der Lage sein, einen Beitrag zur Blindleistungsbereitstellung zu leisten. Die Ermittlung des vertikalen Blindleistungsbereitstellungspotentials aus dem Verteilnetz zeigt, dass eine Blindleistungsneutralität aller Netzebenen möglich ist. Eine Bewertung dezentraler, zentraler und hybrider Netzregelungskonzepte zur Blindleistungsbereitstellung aus dem Verteilnetz erfolgt mittels dynamischer Simulationsrechnungen. Der Einbezug lokaler Messgrößen ist im Hinblick auf einen Ausfall der Kommunikationsinfrastruktur gegenüber einer vollständig zentralen Ausgestaltung von Vorteil, kann jedoch unter Berücksichtigung der Transformatorstufungen zu einem unerwünschten Systemverhalten führen. Zudem ist der entwickelte Ansatz eines Blindleistungsfahrplans zwischen Übertragungs- und Verteilnetz umsetzbar.
Aktualisiert: 2021-03-31
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Seit Beginn dieses Jahrhunderts wurden bundesweit über eine Million Photovoltaikanlagen ans öffentliche Versorgungsnetz angeschlossen worden, zum allergrößten Teil in der niedrigsten Spannungsebene. Die vorliegende Arbeit widmet sich den daraus entstehenden Herausforderungen bei Netzplanung und -betrieb durch einen systemischen Blick auf das Netz als Gesamtsystem mittels Softwaresimulationen.
Auf Basis realer Netzdaten werden Niederspannungsnetze anhand qualitativer und quantitativer Kriterien in Cluster eingeteilt und repräsentative Niederspannungsnetze festgelegt. Weiterhin werden PV-Anlagen unterschiedlicher Leistung auf die Netzanschlusspunkte der Niederspannung verteilt. Der zeitliche Verlauf der Einspeisung wird aus realen Leistungsverläufen gewonnen.
Lastflusssimulationen erfolgen durch Vorgabe von Profilen für Wirk- und Blindleistung an den Netzanschlusspunkten. In Szenarien werden verschiedene Maßnahmen zur Behebung von Grenzwertverletzungen verglichen. Zur Spannungshaltung im Niederspannungsnetz ist ein regelbarer Ortsnetztransformator am wirkungsvollsten. Blindleistungsregelung am Wechselrichter eignet sich eher in Einzelfällen, führt aber auch zu einer höheren Auslastung der Betriebsmittel.
Die Auswirkungen auf die Versorgungszuverlässigkeit werden mit Hilfe einer probabilistischen Zuverlässigkeitsberechnung untersucht. Die Nichtverfügbarkeit wird hauptsächlich beeinflusst von zusätzlichen Umschaltmöglichkeiten zur Wiederversorgung, wenngleich die Effekte insgesamt eher gering sind. Abschließend werden die untersuchten Aspekte hinsichtlich des aktuellen regulatorischen Regimes betrachtet. Darin gibt es für den Netzbetreiber allenfalls indirekte Anreize, Spannungsprobleme besonders effizient zu lösen oder die Zuverlässigkeit durch Verstärkungen zu steigern.
Aktualisiert: 2021-12-20
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Durch den Photovoltaikzubau und neue Lasten, wie beispielsweise die Ladeinfrastruktur für die Elektromobilität oder Wärmepumpen, sind Maßnahmen erforderlich, um die Spannungsgrenzen nach der Norm DIN EN 50160 im Niederspannungsverteilnetz einzuhalten.
Eine Möglichkeit ist der Einsatz regelbarer Ortsnetztransformatoren (rONT), die unterbrechungsfrei ihr Übersetzungsverhältnis ändern, um die Spannung an der Unterspannungsseite in ein definiertes Reglertotband zu regeln (sog. Monosensorbetrieb).
Durch die in dieser Arbeit untersuchten erweiterten Regelungsverfahren besteht die Möglichkeit, das Leistungszubaupotential im Niederspannungsverteilnetz im Vergleich zum regelbaren Ortsnetztransformator im Monosensorbetrieb bei Regelung der Spannung an der Niederspannungsverteilung weiter zu steigern. So können durch den Einsatz regelbarer Ortsnetztransformatoren spannungsbandbedingte konventionelle Netzausbaumaßnahmen reduziert oder sogar vermieden werden.
Aktualisiert: 2019-09-11
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Die zunehmende Einspeisung dezentraler Energieumwandlungsanlagen führt zu einer Substitution von konventionellen Großkraftwerken und folglich auch von benötigten Blindleistungsquellen zur Spannungshaltung. Um auch zukünftig einen stabilen und sicheren Systembetrieb gewährleisten zu können, müssen dezentrale Energieumwandlungsanlagen vermehrt in der Lage sein, einen Beitrag zur Blindleistungsbereitstellung zu leisten. Die Ermittlung des vertikalen Blindleistungsbereitstellungspotentials aus dem Verteilnetz zeigt, dass eine Blindleistungsneutralität aller Netzebenen möglich ist. Eine Bewertung dezentraler, zentraler und hybrider Netzregelungskonzepte zur Blindleistungsbereitstellung aus dem Verteilnetz erfolgt mittels dynamischer Simulationsrechnungen. Der Einbezug lokaler Messgrößen ist im Hinblick auf einen Ausfall der Kommunikationsinfrastruktur gegenüber einer vollständig zentralen Ausgestaltung von Vorteil, kann jedoch unter Berücksichtigung der Transformatorstufungen zu einem unerwünschten Systemverhalten führen. Zudem ist der entwickelte Ansatz eines Blindleistungsfahrplans zwischen Übertragungs- und Verteilnetz umsetzbar.
Aktualisiert: 2019-03-15
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