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Einbindung dezentraler Erzeuger am Beispiel von Photovoltaikanlagen ins elektrische Verteilungsnetz und die Auswirkungen auf die Netzstruktur

Eisenreich, Marc :
Einbindung dezentraler Erzeuger am Beispiel von Photovoltaikanlagen ins elektrische Verteilungsnetz und die Auswirkungen auf die Netzstruktur.
Technische Universität, Darmstadt
[Ph.D. Thesis], (2018)

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Item Type: Ph.D. Thesis
Title: Einbindung dezentraler Erzeuger am Beispiel von Photovoltaikanlagen ins elektrische Verteilungsnetz und die Auswirkungen auf die Netzstruktur
Language: German
Abstract:

Die Energiewende findet im Verteilungsnetz statt. Durch technischen Fortschritt und politischen Gestaltungswillen sind seit Beginn dieses Jahrhunderts bundesweit über eine Million Photovoltaikanlagen ans öffentliche Versorgungsnetz angeschlossen worden, zum allergrößten Teil in der niedrigsten Spannungsebene. In mehr und mehr Regionen führt dies zu einem Paradigmenwechsel im Verteilungsnetz, d.h., es kommt zu zeitweise bidirektionalen Leistungsflüssen, was bislang ungekannte Herausforderungen bei Netzplanung und Netzbetrieb zur Folge hat. Lösungen dafür sind unter dem Begriff „Smart Grid“ bekannt, und wurden in verschiedenen teilweise öffentlich geförderten Forschungsprojekten untersucht.

In diesen Kontext ist die vorliegende Arbeit einzuordnen. Wesentliche Merkmale sind ein systemischer Blick auf das Netz als Gesamtsystem statt auf einzelne Komponenten. Wegen des Fokus auf das Gesamtsystem werden die Ergebnisse ausschließlich mittels Softwaresimulationen erzielt und nicht im Labor oder im realen Netz. Dafür werden reale Netzdaten, generische Verbrauchsprofile sowie reale Einspeiseverläufe verwendet.

Von einem Verteilungsnetzbetreiber stehen reale Daten der einem Umspannwerk unterlagerten Mittel- und Niederspannungsebene zur Verfügung. Auf dieser Basis werden die Niederspannungsnetze anhand qualitativer und quantitativer Kriterien in sechs Cluster eingeteilt und zwölf repräsentative Niederspannungsnetze sowie die beiden Mittelspannungsnetze detailliert nachgebildet. Weiterhin wird anhand eines öffentlichen Registers von Photovoltaikanlagen eine Verteilung der PV-Anlagengröße auf die Netzanschlusspunkte der Niederspannung erstellt. Der zeitliche Verlauf der Einspeisung wird aus realen Leistungsverläufen gewonnen. Die Annahmen zur Durchdringung mit PV-Anlagen und die Cluster gehen in die Festlegung der Konfigurationen ein. In der Ausgangslage werden die repräsentativen Niederspannungsnetze ohne PV-Anlagen betrachtet. Im zweiten Schritt wird in diesen Netzen die Situation mit maximaler dezentraler Einspeisung simuliert. Als drittes wird die gesamte Mittelspannungsebene untersucht, indem die Niederspannungsnetze durch Vertreter aus ihrem Cluster aggregiert werden.

Lastflusssimulationen bilden den Schwerpunkt dieser Arbeit. Dafür wird ein Netzberechnungsprogramm eingesetzt, weshalb die gängige Modellierung der Betriebsmittel übernommen wird. Die Netznachbildung erfolgt nur im Mitsystem. Die Simulationen erfolgen quasistatisch durch Vorgabe von Profilen für Wirk- und Blindleistung an den Netzanschlusspunkten und mit einer simulierten Dauer von zwei Jahren. Knotenspannungen sowie die Auslastung von Transformatoren und Leitungen sind Gegenstand der Auswertung. Die Simulationen werden in verschiedenen Szenarien durchgeführt. Sie unterscheiden sich in den Maßnahmen zur Behebung von Grenzwertverletzungen. Im Niederspannungsnetz ist fast ausschließlich das Spannungsband betroffen. Als insgesamt wirkungsvollste Maßnahme hat sich der Einsatz eines regelbaren Ortsnetztransformators erwiesen. Blindleistungsregelung am Wechselrichter eignet sich eher in Einzelfällen, führt aber auch zu einer höheren Auslastung der Betriebsmittel. In der Mittelspannungsebene werden unter den gewählten Annahmen auch vereinzelt Leitungen überlastet.

Die Auswirkungen auf die Versorgungszuverlässigkeit werden mit Hilfe einer probabilistischen Zuverlässigkeitsberechnung untersucht. Die Bewertung erfolgt anhand von standardisierten Kenngrößen wie der durchschnittlichen Nichtverfügbarkeit für Netzkunden. Dieser Wert wird hauptsächlich beeinflusst von zusätzlichen Umschaltmöglichkeiten zur Wiederversorgung, wenngleich die Effekte insgesamt eher gering sind.

Eine finanzielle Betrachtung der untersuchten Aspekte schließt diese Arbeit ab. Im aktuellen regulatorischen Regime stellen Netzverstärkungen oder Entschädigungszahlungen aufgrund von Abregelung bei der Festsetzung der Netzentgelte grundsätzlich anrechenbare Kosten dar. Aus diesem Grund gibt es für den Netzbetreiber allenfalls indirekte Anreize, Spannungsprobleme besonders effizient zu lösen oder die Zuverlässigkeit durch Verstärkungen zu steigern.

Alternative Abstract:
Alternative AbstractLanguage
The energy transition occurs at the distribution grid system level. Through technical progress and political will, more than one million photovoltaic plants have been connected to the German public power system since the beginning of this century. To a large extent, this was accomplished by implementing the PV systems at the lowest voltage level. In more and more regions, this has led to a paradigm shift in the distribution grid, i.e. the flow of electricity has become bi-directional, which results in unprecedented challenges for grid planning and operation. Solutions for these are known collectively under the term of “Smart Grid” and have been studied in numerous public-funded research projects. The present work should be classified in this context. Key features are a systemic view of the network as a whole system rather than as a collection of individual components. Due to the focus on the whole system, the results have been obtained exclusively by means of software simulations and not in the laboratory or in the field. Real network data, generic consumption profiles and real feed-in processes are used in connection with the simulation tools for this purpose. Real network data from the medium- and low-voltage grid levels, which are subordinated to a single substation, were provided by a distribution network operator. On this basis, the low-voltage networks are divided into six clusters, based on specific qualitative and quantitative criteria, and twelve representative low-voltage networks, as well as the two medium-voltage networks, are modelled in detail. In addition, a distribution of PV plant sizes to grid connection points at the low-voltage grid level is assumed, based on an existing public register of photovoltaic plants. The time curves for the electricity feed-in are obtained from real production data. The assumptions for the penetration of PV systems and the clusters are used to define the various configurations. As a starting point, the representative low-voltage networks are considered without PV systems installed. In a second step these networks are considered for the case with maximum decentralized, PV system feed-in. Finally, the entire medium-voltage grid level is investigated by aggregating the low-voltage networks through representatives from their clusters. Load flow simulations are the main focus of this study. For this purpose, a network calculation program is employed, which is why the standard equipment modelling has been adopted. The network simulation only considers a single-phase, that is, only in a positive sequence system. The simulations are carried out quasi-statically by specifying profiles for active and reactive power at the grid connection points and considering a simulation period of two years. Node voltages, as well as the loading of the transformers and lines are results of the evaluation. The simulations are carried out considering different scenarios. These vary in the methods used for the elimination of limit violations. In the low-voltage network, the voltage range is almost exclusively affected. In this case, the use of a regulated distribution transformer has proved to be the most effective measure. Reactive power control at the PV-inverter is more suitable in some cases, but also leads to higher loading of the equipment. In the medium-voltage grid, individual lines are also overloaded under the selected assumptions. The effects on service reliability are examined with the help of a probabilistic reliability calculation. The assessment is based on standardized parameters, such as the average unavailability for network customers. This value is mainly influenced by additional switching options for re-establishing service, although the overall effects are rather small. A financial analysis of the examined aspects completes this investigation. In the current regulatory situation, grid upgrades or compensatory payments are chargeable costs in general, due to the settling charges. For this reason, there are currently, at best, indirect incentives to the grid operator to solve voltage problems in the most efficient way, or to increase service reliability through grid upgrades.English
Place of Publication: Darmstadt
Classification DDC: 600 Technik, Medizin, angewandte Wissenschaften > 620 Ingenieurwissenschaften
Divisions: 18 Department of Electrical Engineering and Information Technology > Electrical Power Systems
18 Department of Electrical Engineering and Information Technology > Institute for Electrical Power Systems
Date Deposited: 29 Jun 2018 07:08
Last Modified: 29 Jun 2018 07:08
URN: urn:nbn:de:tuda-tuprints-75196
Referees: Balzer, Prof. Dr. Gerd and Witzmann, Prof. Dr. Rolf and Hanson, Prof. Dr. Jutta
Refereed: 6 February 2018
URI: https://tuprints.ulb.tu-darmstadt.de/id/eprint/7519
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