Wirtschaftlichkeitsbetrachtung der Einspeiseabregelung dezentraler Erzeugungsanlagen. Alternativen zum konventionellen Netzausbau

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungen und Formelzeichen

1 Einleitung
1.1 Motivation und Zielsetzung
1.2 Stand der Forschung
1.3 Aufbau und Gliederung der Arbeit

2 Netzstruktur in Deutschland

3 Netzerweiterungen
3.1 Grenzkurvenanalyse
3.2 Lastzuwachs
3.3 Erhöhung der Rückeinspeiseleistung

4 Netzentlastungsmaßnahmen
4.1 konventionelle Betriebsmittel
4.2 Abregelung
4.3 Batterie-Speicher

5 Szenarien
5.1 Zu treffende Annahmen
5.2 Aufstellung der Szenarien
5.2.1 Szenario 1: Ländliches NS-Netz
5.2.2 Szenario 2: Städtisches NS-Netz
5.2.3 Szenario 3: Ländliches MS-Netz
5.2.4 Szenario 4: Städtisches MS-Netz

6 Sensitivitätsanalyse

7 Zusammenfassung und Ausblick

Literaturverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: häufigste Netzstrukturen der MS und NS [4]

Abbildung 2: Beispielhafte Vereinfachung der Netzstruktur in der NS-Ebene [4]

Abbildung 3: Grenzkurven nach dem analytischen Verfahren [4]

Abbildung 4: Dauerlinie für PVA

Abbildung 5: Dauerlinie für WKA

Abbildung 6: Kostenfunktion der Einspeiseerhöhung für Szenario 1

Abbildung 7: Kostenfunktion der Einspeiseerhöhung für Szenario 2

Abbildung 8: Kostenfunktion der Einspeiseerhöhung für Szenario 3

Abbildung 9: Ausschnitt der Kostenfunktion der Einspeiseerhöhung für Szenario 3

Abbildung 10: Kostenfunktion der Einspeiseerhöhung für Szenario 4

Abbildung 11: Ausschnitt der Kostenfunktion für Szenario 4

Abbildung 12: GK für Szenario 1 ohne direkte Spannungsregelung [28]

Abbildung 13: GK für Szenario 1 mit direkter Spannungsregelung [28]

Abbildung 14: Kostenfunktion für Szenario 1 mit gesenkten Speicherkosten

Abbildung 15: Kostenfunktion für Szenario 3 mit gesenkten Speicherkosten

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Durchschnittliche Betriebsmittelkosten

Tabelle 2: Interpolierte Leitungskosten für die Niederspannungsebene [23]

Tabelle 3: Interpolierte Leitungskosten für die Mittelspannungsebene [22]

Tabelle 4: Abregelungskosten nach dem EEG

Tabelle 5: Übersicht über Batterie-Speicher [24]

Tabelle 6: Annahmen für die GKA

Tabelle 7: Parameter der GKA für Szenario 1

Tabelle 8: Parameter der GKA für Szenario 2

Tabelle 9: Parameter der GKA für Szenario 3

Tabelle 10: Parameter der GKA für Szenario 4

Tabelle 11: Erhöhung der Anschlusskapazität durch die direkte Spannungsregelung

Tabelle 12: Kapazitätserweiterung durch Änderung des DEZ-Angriffsfaktors

Abkürzungen und Formelzeichen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

1.1 Motivation und Zielsetzung

In den letzten Jahren hat der Ausbau von Anlagen zur Bereitstellung elektrischer Energie aus erneuerbaren Energiequellen in Deutschland im Rahmen der Energiewende deutlich zugenommen. Dieser Trend wird sich nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz^[1] auch in den nächsten Jahren weiter fortsetzen und verstärken.

„Zweck dieses Gesetzes ist es […] eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen, […] fossile Energieresourcen zu schonen und die Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien zu fördern. Um den Zweck […] zu erreichen, verfolgt dieses Gesetz das Ziel, den Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch stetig und kosteneffizient auf mindestens 80 Prozent bis zum Jahr 2050 zu erhöhen. Hierzu soll dieser Anteil Betragen: 1. 40 bis 45 Prozent bis zum Jahr 2025 und 2. 55 bis 60 Prozent bis zum Jahr 2035.“ [1]

Insbesondere werden zunehmend dezentrale Energieumwandlungsanlagen wie Windkraft- oder Photovoltaikanlagen (im Weiteren mit WKA und PVA abgekürzt) eingesetzt. Die Energieeinspeisung erfolgt überwiegend im Verteilnetz, also in der Hoch-, Mittel- und Niederspannungsebene. Historisch gewachsen sind Verteilnetze dazu ausgelegt einen vertikalen Energietransport von höheren Netzebenen in die unter gelagerten Netzebenen. Durch den vermehrten Ausbau dezentraler Energieumwandlungsanlagen (im Weiteren DEZ) kommt es zunehmend zu einer Änderung der Lastflussrichtung und viele Verteilnetze erreichen ihre technischen Grenzen. Das stellt neue Anforderungen zur Spannungshaltung an die Verteilnetze, weshalb Ausbau- und Verstärkungsmaßnahmen getätigt werden müssen, um diesen Anforderungen gerecht zu werden. Außerdem sollten durch den langfristig hohen Anteil der fluktuierenden Erzeugungsanlagen aus erneuerbaren Energien Speichermöglichkeiten vorhanden sein [2]. So kann erzeugte Energie aus Energieumwandlungsanlagen, die das Verteilnetz in Schwachlastphasen zu stark belasten würden, zwischengespeichert werden und zu einem späteren Zeitpunkt, wenn die Leistungsnachfrage steigt, nahe am Verbraucher zurück ins Netz eingespeist werden. Ein großer Teil dieser Entwicklung findet im Verteilnetz der Mittel- und Niederspannung (im Weiteren als MS und NS abgekürzt) statt. Ziel dieser Arbeit ist es, die Nutzung von Batterie-Speichern, rONS und Abregelung in der Mittel- und Niederspannungsebene als Alternativen zu traditionellen Netzausbaumaßnahmen zu analysieren und zu bewerten. Dabei wird auch beachtet, ob eine technische Umsetzung der Ausbaumaßnahmen im Rahmen der Möglichkeiten liegt.

1.2 Stand der Forschung

In der Literatur wird die Frage zur Integration von DEZ in deutsche Verteilnetze insbesondere unter möglichen Innovationskonzepten diskutiert (vgl. z.B. [3], [4] und [5]). Der Fokus liegt dabei auf der Problematik, den aus der Integration der DEZ ins Verteilnetz resultierenden neuen Anforderungen gerecht zu werden. Angesetzt wird vermehrt bei den konventionellen Netzentlastungsmaßnahmen wie Kabeln, Freileitungen und Transformatoren. Weniger Bedeutung wird der Abregelung von Energie aus DEZ und Batterie-Speichern zugemessen. Die in dieser Arbeit durchgeführte Wirtschaftlichkeitsbetrachtung der verschiedenen Netzentlastungsmaßnahmen Abregelung, Batterie-Speichern sowie regelbarer Ortsnetztransformatoren auf Basis von aufgestellten Szenarien stellt dabei eine Erweiterung der bisherigen Diskussion dar.

Die Berechnung der Kosten für Netzausbauvarianten findet in der Literatur größtenteils unter Ausschluss der Kosten für Aufwendungen für Wartungen, Betrieb oder den Bau von Speichern statt und bezieht sich auf Kostenvergleiche verschiedener Szenarien (vgl. z.B. [3]). Der direkte Vergleich der Wirtschaftlichkeit der Netzausbauvarianten findet szenarienbasiert bisher keine große Anwendung. Dort setzt diese Arbeit an, vergleicht die unterschiedlichen Lösungsansätze miteinander und erörtert zusätzlich erforderliche Maßnahmen um Kosteneinsparungen gegenüber dem konventionellen Netzausbau zu erzielen, wodurch die angewandte Methodik validiert wird.

1.3 Aufbau und Gliederung der Arbeit

Diese Bachelorarbeit untersucht die Wirtschaftlichkeit von Alternativen zum konventionellen Netzausbau, die im Rahmen der Energiewende stark an Bedeutung gewonnen haben. Dazu werden geeignete Szenarien aufgestellt, anhand derer die Entwicklung von DEZ in Deutschland untersucht werden kann.

Nach einer kurzen Einführung in Kapitel eins folgt in Kapitel zwei eine Beschreibung der heute in Deutschland vorhandenen Netzstrukturen mit einem Ausblick darauf, was sich in Zukunft bezüglich einer möglichen Lasterhöhung und dem starken Zubau von DEZ am Verteilnetz der Mittel- und Niederspannung ändern kann.

In Kapitel drei wird die in dieser Arbeit verwendete Analysemethodik vorgestellt. Außerdem wird näher auf mögliche Netzänderungen eingegangen, die zu Netzverstärkungsmaßnahmen führen können.

Anschließend werden in Kapitel vier verschiedene Maßnahmen erläutert, die einem Netzausbau durch Lasterhöhung und der Zunahme der Energieeinspeisung durch DEZ entgegenwirken können.

In Kapitel fünf werden verschiedene Szenarien für Netzentwicklungen aufgestellt. Diese beschreiben unterschiedliche, mit Blick auf die Zukunft gerichtete Einspeise- und Lastsituationen unter Variation der Zunahme von DEZ im Verteilnetz, bevor im sechsten Kapitel eine Sensitivitätsanalyse vorgenommen wird, um erhaltene Ergebnisse zu validieren und Aussagen zur Wirtschaftlichkeit zu treffen.

Abschließend werden die wesentlichen Ergebnisse der Arbeit zusammengefasst und ein Ausblick über Netzplanungsgrundsätze und -alternativen in zukünftigen Verteilnetzen gegeben.

2 Netzstruktur in Deutschland

In diesem Kapitel wird die in Deutschland vorhandene Verteilnetzstruktur erläutert. Außerdem wird auf Anforderungen an das Verteilnetz eingegangen und Richtlinien bzw. Gesetze zum Anschluss von DEZ beleuchtet.

Die vorhandenen Mittel- und Niederspannungsnetze in Deutschland haben eine konventionelle Netzstruktur. Dies bedeutet, sie bestehen aus allen elektrotechnischen Komponenten, die für eine Verbindung zwischen Erzeuger und Verbraucher notwendig sind [7]. Sie werden nach [3] und [8] als Strahlennetz, offener Ring, geschlossener Ring, Maschennetz, Tripelnetz, Liniennetz oder Stützpunktnetz geplant wie es in Abbildung 1 exemplarisch dargestellt ist. Diese können auch in Mischformen auftreten, lassen sich jedoch stets auf die genannten Grundformen zurückführen, meist sogar auf den offenen Ring [3] [8]. In der NS-Ebene werden Netze meist als Strahlennetze errichtet. Ein wesentlicher Grund für diese gewählte Topologie ist die fehlende Notwendigkeit der (n-1)-Sicherheit in der NS-Ebene [8]. Für die MS-Ebene werden Netze häufig als Mischung aus offenem Ring und Stichausläufern errichtet. So kann der Betriebsbereich von einem im Fehlerfall betroffenen Netzabschnitt durch eine Ortsnetzstation erweitert werden [8].

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: häufigste Netzstrukturen der MS und NS [3]

Bis auf das Strahlennetz erfüllen alle anderen Netzformen die (n-1)-Sicherheit. Das bedeutet, dass sie in einem Fehlerfall den entsprechenden Netzabschnitt stabil halten können und es zu keinem Ausfall [9]. Ein Fehlerfall kann beispielsweise der Ausfall eines Transformators oder ein beschädigtes Kabel sein. Die (n-1)-Sicherheit wird durch das Öffnen eines Trennschalters ermöglicht, wenn ein vom Fehler betroffener Netzausschnitt durch einen anderen mitversorgt wird. Eine Zunahme der Betriebsmittelbelastung ist die Folge. In einem möglichen Fehlerfall wird kurzzeitig eine Belastung von 120% der bei Last auftretenden Bemessungsscheinleistung zugelassen. Eine solch hohe Belastung ist möglich, da die kurze Zeit der Überschreitung der maximal übertragbaren Leistung nicht ausreichend ist, um eine Beschädigung der Betriebsmittel durch eine thermische Verletzung herbeizuführen. Aus dieser hohen Belastung folgt für den Normalbetrieb eine maximal zulässige Belastung von 60% [3]. Für DEZ mit Anschluss im MS- und NS-Netz wird keine (n-1)-Sicherheit für einen Netzanschluss als Planungsgrundsatz vorgesehen. Stattdessen wird in einem Fehlerfall die DEZ vom Netz getrennt, um eine thermische Überlastung der Betriebsmittel zu vermeiden [3]. Dazu muss nach dem Energiewirtschaftsgesetz^[2] eine Ansteuerbarkeit der Anlagen vorhanden sein.

„Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben denjenigen Lieferanten und Letztverbrauchern im Bereich der Niederspannung, mit denen sie Netznutzungsverträge abgeschlossen haben, ein reduziertes Netzentgelt zu berechnen, wenn ihnen im Gegenzug die Steuerung von vollständig unterbrechbaren Verbrauchseinrichtungen, die über einen separaten Zählpunkt verfügen, zum Zweck der Netzentlastung gestattet wird.“ [6]

Diese Ansteuerbarkeit wird im weiteren Verlauf dieser Arbeit als gegeben angenommen. Daraus resultiert, dass sowohl Transformatoren, als auch Kabel und Freileitungen im Starklastfall^[3] und auch im Rückspeisefall in der Mittel- und Niederspannung mit 100% ihrer maximal übertragbaren Leistung belastet werden dürfen. Lediglich MS-Kabel und MS-Freileitungen können wegen der (n-1)-Sicherheit im Starklastfall nur mit 60% der maximal übertragbaren Leistung belastet werden [3]. Sollte es zu einer längerfristigen thermischen Überschreitung einer Betriebsmittelgrenze kommen, ist ein Netzausbau erforderlich.

Neben der zuvor beschriebenen Anforderung an die thermische Belastungsgrenze gibt es eine weitere Anforderung an das bestehende Verteilnetz. Dies ist die konstante Spannungshaltung. Nach den Vorgaben der DIN EN 50160 [10] muss beim Verbraucher eine Spannung gewährleistet sein, die um maximal 10% von der Nennspannung abweichen darf, aufgeteilt in Hoch- Mittel- und Niederspannungsebene. Die Hochspannungsebene wird in dieser Arbeit nicht genauer untersucht, da die meisten DEZ in der MS- und NS-Ebene angeschlossen werden. Lediglich die Anforderung zur Spannungshaltung ist relevant. Diese wird in der HS-Ebene im Folgenden auf eine Abweichung von 5% zur Nennspannung am Leitungsende festgelegt, da im MS-Netz laut BDEW Richtlinie eine Abweichung der Nennspannung um maximal 2% im Vergleich ohne DEZ zugelassen [11] wird. Für das NS-Netz gilt eine ähnliche Formulierung, hier werden allerdings bis zu 3% Abweichung als akzeptabel definiert [11]. In Summe ergeben sich demnach die akzeptierten 10% Abweichung zur Nennspannung. Die Unterteilung der beiden Spannungsebenen lässt eine getrennte Betrachtung der Netzebenen zu. Sollte aus etwaigen Gründen die Haltung des Spannungsbandes nicht möglich sein, werden Netzentlastungsmaßnahmen erforderlich (siehe Kapitel 4).

Die in Zukunft deutliche Zunahme von DEZ in der MS- und NS-Ebene wird zeitweise für eine Umkehrung der Lastflussrichtung sorgen, sodass dieser nun bidirektional ist. Das bedeutet, dass zeitweise mehr Energie von DEZ ins Verteilnetz eingespeist wird, als von Verbrauchern gefordert wird. Somit findet ein Energietransport von den niederen Spannungsebenen zur übergeordneten Spannungsebene statt, wofür traditionelle Netze nicht ausgelegt worden sind [4]. Dies zieht einen Netzausbau nach sich, da neue Anforderungen an die Verteilnetze gestellt werden. Wenn der Ausbau traditionell erfolgt, können die entstehenden Kosten im Vergleich zu Batterie-Speichern und einer möglichen Abregelung sehr hoch werden. Denn in der heutigen Planung für einen langfristigen Netzausbau wird das Verteilnetz nur unter Berücksichtigung von Worst-Case-Szenarien untersucht. Die so ermittelte Netzplanung nutzt demzufolge die Typen von Betriebsmitteln mit einer Belastungsgrenze, die diesen Worst-Case-Szenarien standhalten können. Ungeachtet bleiben andere Möglichkeiten das Netz auszubauen, die eine Betrachtung der Worst-Case-Szenarien zwar nicht überflüssig machen, diese aber eventuell kostengünstiger bewältigen können. Zudem wird die Auftrittsdauer der Spitzenlasten und der höchsten Einspeisung nicht berücksichtigt, wodurch ebenfalls Kosteneinsparungen möglich sein können.

3 Netzerweiterungen

In diesem Kapitel wird das Analyseverfahren der zu untersuchenden regionalen Verteilnetze näher erläutert. Außerdem wird auf zukünftige Änderungen der Verteilnetze hingewiesen und Änderungen am Netz explizit erläutert.

3.1 Grenzkurvenanalyse

Als Analyseverfahren der regional betrachteten Verteilnetze dieser Arbeit dient eine Lastflussrechnung, die mit Hilfe der Grenzkurvenanalyse durchgeführt wird. Die folgenden dargestellten Funktionsverläufe sind mit dem von Prof. Dr.-Ing. C. Rehtanz und Dipl.-Ing. B. Gwisdorf entwickelten Grenzkurven-Analysetool ermittelt worden. Mit diesem Verfahren lassen sich Auswirkungen von Lasten und DEZ auf die thermische Betriebsmittelbelastung sowie die Anforderungen an das Spannungsband mit zusätzlicher Auswirkung auf das Verteilnetz bestimmen und bewerten. Die Leistungsfähigkeit einer Netzstruktur wird anhand von Grenzwerten für die maximale, zulässige übertragbare Leistung aufgestellt. Dabei werden sowohl thermische Grenzen der Betriebsmittel, als auch die Anforderung zur Haltung des Spannungsbandes berücksichtigt. Es können MS- und NS-Netzen gesondert analysiert und nach unterschiedlichen Vorgehensweisen untersucht werden [3].

In der NS-Ebene wird zunächst eine Umwandlung der realen Netztopologie in eine vereinfachte Struktur durchgeführt, wie es exemplarisch an einem Strahlennetz durchgeführt wird (siehe Abbildung 2).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Beispielhafte Vereinfachung der Netzstruktur in der NS-Ebene [3]

Zunächst werden die vom Hauptstrang abgehenden Stiche als Lasten dargestellt. So wird später ein erforderlicher Netzverstärkungsbedarf in Abhängigkeit der Stiche, Lasten und DEZ ersichtlich. Im zweiten Schritt wird die elektrische Leitungslänge anhand des topologischen Leitungsverlaufs bestimmt. Zuletzt werden alle am Hauptstrang vorhandenen Lasten und DEZ als typische Last- und Einspeiseverteilung dargestellt. Diese kann je nach Verteilnetz unterschiedlich sein, beispielsweise als homogene Verteilung oder als Punktlast am Ende eines Stranges [3].

Dieser Vorgang wird genauso auch für andere Netzformen durchgeführt. Die Leitungsabschnitte bis zu einer Trennstelle können ebenfalls als Strahlennetze betrachtet werden. Lediglich für den geschlossenen Ring, das Maschen- und Stützpunktnetz ist die GKA nicht möglich. Allerdings sind die anderen Netzformen in der NS zu Großteilen vorhanden [3]. Somit entsteht eine vereinfachte Netzstruktur, die aus der Leitungslänge, dem dominierenden Kabeltyp sowie der Leistung und Verteilung von Lasten und DEZ besteht [3]. Zusätzlich werden auch der Freileitungsanteil und der dominierende Freileitungstyp mit in die Analyse von NS-Netzen einbezogen.

Anschließend werden die Ergebnisse der GKA eines vereinfachten Netzausschnittes in einem Grenzkurvendiagramm dargestellt, wie in Abbildung 3 dargestellt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Grenzkurven nach dem analytischen Verfahren [3]

Dazu wird zunächst die Grenzkurve, die die maximale übertragbare Leistung in Abhängigkeit der Leitungslänge angibt, mit einem analytischen oder numerischen Verfahren bestimmt.

Bei dem numerischen Verfahren wird die zuvor vereinfachte Netzstruktur mit einem Netzberechnungsprogramm modelliert. Zunächst wird die Leitungslänge auf einen geeigneten Startwert gesetzt. Nun folgt so lange eine Erhöhung der Leistung von Last oder DEZ beginnend bei null, bis es zu einer kritischen Spannung am Leitungsende oder eine kritische Belastung entlang der Leitung kommt. Dann werden die aktuellen Werte in der Kurve eingetragen. Anschließend wird die Leitungslänge erhöht und der Prozess beginnt von neuem. Die eingetragenen Wertepaare ergeben die Grenzkurven. Dabei sind thermische Grenzen der Betriebsmittel durch einen waagerechten und Begrenzungen durch das Spannungsband durch einen nicht linear fallenden Verlauf dargestellt. Der obere Bereich des Diagramms beschreibt das Verhalten des betrachteten Netzausschnitts bei einem möglichen Lastzubau, der untere Bereich beschreibt das Verhalten bei Zubau von DEZ. Für kurze Leitungslängen weist die Grenzkurve einen waagerechten Verlauf auf, da es in diesem Bereich früher zu einer Überschreitung der thermischen Belastungsgrenze kommt, als eine Spannungsbandverletzung auftritt. Für lange Leitungslängen sieht es genau umgekehrt aus. Hier wird die übertragbare Wirkleistung durch das Spannungsband in nicht linear fallendem bzw. steigendem Verlauf begrenzt [3].

Bei der analytischen Methode wird die gleiche zugrundeliegende Netzstruktur wie bei dem numerischen Verfahren in ein vereinfachtes Ersatzschaltbild überführt. Die Vereinfachung geht so weit, dass schließlich nur noch eine Ersatzlast am Ende eines Stranges bei halber Stranglänge vorhanden ist. Diese Vereinfachung ist möglich, da ein Strang mit homogener Verteilung das gleiche physikalische Verhalten zeigt wie der vereinfachte Strang mit Ersatzlast [3]. Dieser Zusammenhang wird durch den Lastangriffsfaktor ɛ angegeben. Eine homogene Lastverteilung hat den Angriffsfaktor , während eine Punktlast am Ende einer Leitung mit angegeben wird. In dieser Arbeit wird der Angriffsfaktor im Bereich zwischen 0 und 1 variabel gewählt.

Bei Durchführung der GKA werden die Stränge unter Berücksichtigung der Länge, der Jahreshöchstlast und der maximalen Rückspeisung im Jahresverlauf in das zuvor ermittelte Diagramm eingetragen. Diese ergeben eine Punktewolke und spiegeln die aktuelle Versorgungssituation wider. Liegen Punkte innerhalb der GK, hat das Netz einen stabilen Zustand und es werden keine Grenzwerte überschritten. Anhand der Abstände einzelner Punkte zur Grenzkurve kann eine Abschätzung der Anschlusskapazität für Lasten und DEZ gemacht werden. Ein Zubau von Lasten oder DEZ bewirkt demzufolge eine Verschiebung der Punktwolke. Sollte ein Wertepaar die GK überschreiten ist ein Netzausbau (siehe Kapitel 4) erforderlich.

Das Vorgehen in der MS-Ebene ist dem der NS-Ebene sehr ähnlich, weshalb hier nur näher auf Änderungen gegenüber der NS eingegangen wird. Zur Umwandlung der Netztopologie wird neben den bereits in der NS-Ebene berücksichtigten Parametern zusätzlich die Leistung im Starklastfall sowie Rückspeisefall und die Leistung der DEZ mit Anschluss im MS-Netz ergänzt. Außerdem wird zur Bestimmung des Angriffsfaktors neben der in der MS-Ebene angeschlossenen DEZ auch eine mögliche Rückspeisung aus dem NS-Netz berücksichtigt [3].

Das Verfahren der GKA eignet sich gut für die in dieser Arbeit zu untersuchenden regionalen Netzstrukturen, da es auf die vorhandenen Netzstrukturen Deutschlands (siehe Kapitel 2) ausgelegt ist.

3.2 Lastzuwachs

Jahres- und tageszeitenabhängige Lastschwankungen im Verteilnetz sind heute Alltag. Allerdings bewegen sich diese in einem kleinen Bereich, in dem sie von den traditionellen Netzen noch getragen werden können. In Zukunft können verschiedene Entwicklungen dazu führen, dass Netzverstärkungsmaßnahmen getroffen werden müssen. Der Wunsch vieler Haushalte nach intelligenter Haustechnik, immer größer werdenden Geräten oder Verwendung von Kühlsystemen bewirken einen hohen Lastanstieg [3][8]. Verstärkt wird dieser Lastzuwachs zusätzlich durch eine in den letzten Jahren herrschende Stagnation in der Steigerung der Energieeffizienz elektrischer Geräte und den steigenden Elektrifizierungsgraden [8].

Aber auch Batterie-Speicher können eine zusätzliche Belastung für das Verteilnetz darstellen (siehe Kapitel 4.3). Die Regierung plant bis 2020, die Zahl der Elektrofahrzeuge auf 1 Mio. auf deutschen Straßen zu erhöhen [12]. Diese werden von einem Batterie-Speicher versorgt. Eine Belastung für das Verteilnetz ist das Resultat. Außerdem ist die Prognose für den Zuwachs von Elektrofahrzeugen bis 2025 sehr hoch. Dann soll es bereits 3 bis 7 Mio. Elektrofahrzeuge geben, die eine Speicherkapazität von etwa 45 bis 120 MWh haben [3].

Zudem kann der Bau einer neuen Wohnsiedlung oder eines Industriegebietes die Last anheben. Dabei gilt nach [3] als Faustformel eine Spitzenlast von zwei kW pro Hausanschluss.

3.3 Erhöhung der Rückeinspeiseleistung

Heute und zunehmend auch in Zukunft sind DEZ von großer Bedeutung. Anders als konventionelle Energieerzeugungsanlagen, die große Energiemengen an Erzeugungsschwerpunkten ins Netz einspeisen, speisen DEZ kleinere Energiemengen an verschiedenen Standorten des Verteilnetzes ein. Bei DEZ unterscheidet man zwischen primären und sekundären Treibern [3]. Unter die primären Treiber fallen unter anderem WKA und PVA. In einer Studie des BDEW wurde im Jahr 2012 ein Anteil von rund 85% aller EE-Anlagen von WKA und PVA ausgemacht [13]. Sie haben auch in Zukunft eine hohe Zubauprognose und der Anteil wird sich weiter erhöhen. Daher haben sie einen wesentlichen Einfluss für die Entwicklung in der Mittel- und auch Niederspannung.

Unter die sekundären Treiber fallen unter anderem Bioenergieanlagen oder auch Geothermieanlagen. Jedoch befindet sich der Anlagenzubau für Bioenergieanlagen nach Angaben des Fachverband BIOGAS seit einigen Jahren im Rückgang [14]. Im Jahr 2010 können 1.270 neu errichteten Anlagen verzeichnet werden, während im Jahr 2012 ein Rückgang auf lediglich 340 neue Biogasanlagen zu verzeichnen ist [14]. Die Prognose für das Jahr 2014 liegt nur noch bei 110 neu errichteten Anlagen in Deutschland [14]. Auch Geothermieanlagen haben für die Stromerzeugung kaum eine Bedeutung. So waren zum Jahresende 2010 lediglich 11,1 GW installierter Leistung aus Geothermieanlagen in insgesamt 24 Ländern der Welt vorhanden [15]. Diese Annahmen werden von der BDEW zusätzlich bestätigt [13]. Auf Grundlage dessen beschränkt sich die Arbeit auf den Zubau Primärer Treiber.

Windkraftanlagen haben in der Vergangenheit eine große Entwicklung erfahren. Einer Studie der Deutschen WindGuard zufolge liegt die in Deutschland durchschnittliche installierte Nennleistung im Jahre 2005 bei 1 MW je WKA, während im Jahr 2012 der Durchschnitt bereits 1,36 MW beträgt. Die durchschnittliche Leistung der in 2012 neu installierten WKA beträgt 2,42 MW und ist somit nahezu doppelt so groß wie die durchschnittlich installierte Leistung der Bestandsanlagen [16]. Auf Grund der positiven und raschen Entwicklung wird für die Untersuchungen eine durchschnittliche Nennleistung von neu installierten WKA mit 3 MW für die nächsten Jahre als realistisch angenommen.

Doch nicht nur durch die Neuinstallation von WKA kann ein Netzausbau erforderlich werden, sondern auch durch den Austausch vorhandener WKA, die bereits etwa zwölf Jahren im Einsatz sind, durch effizientere Anlagen [3]. Die im Allgemeinen hohe Nennleistung neuer WKA sieht einen Anschluss im MS-Netz vor.

Anders sieht es bei PV-Anlagen aus. Ihre Nennleistung ist im Verhältnis zu WKA eher gering. Einer Untersuchung von BSW Solar zufolge lag die durchschnittliche Nennleistung der in Deutschland installierten PV-Anlagen im Jahr 2012 bei 41,3 kW, während es im Jahr 2013 nur noch etwa 27,2 kW sind [17]. Vor dem Hintergrund der Studien und der Tatsache das kleinere PV-Anlagen verstärkt auf Hausdächern Verwendung finden, wird eine weitere Abnahme der Nennleistung in dieser Arbeit erwartet. Die durchschnittliche Nutzfläche für PVA auf Hausdächern in Deutschland wird auf 30 bis 50 m2 geschätzt bei einer durchschnittlichen Leistung der PV-Module von etwa 1 kW pro 10 m2. Es ergeben sich demnach Anlagen mit einer durchschnittlichen Leistung von 3 bis 5 kW. Daher wird eine Reduzierung der durchschnittlichen Nennleistung von PVA auf 25 kW angenommen. Wegen der geringen Energieerzeugung werden PV-Anlagen in das NS-Netz eingespeist. Trotz der vergleichsweise geringen Energieerzeugung pro PV-Anlage haben sie einen erheblichen Einfluss auf Verteilnetze. In regionalen Netzen wird witterungsbedingt eine hohe Gleichzeitigkeit der Energieerzeugung hergestellt. Dadurch entsteht für das Verteilnetz in der NS-Ebene eine starke Belastung.

Zukünftig wird es häufiger vorkommen, dass mehr Energie durch DEZ bereitgestellt wird, als vom Verbraucher gefordert. Dies führt zu einer Rückeinspeisung. Das bedeutet, dass der Energietransport von der NS-Ebene über die MS-Ebene hin zur Hochspannungsebene führt, also rückgespeist wird [3]. Es kommt hinzu, dass die betrachteten DEZ Energie mit einer starken Fluktuation erzeugen, die sowohl wetter- als auch tageszeiten- und jahreszeitenabhängig ist. Daher ist eine Möglichkeit zur Energiespeicherung oder Abregelung als Alternative zum traditionellen Netzausbau möglich (siehe Kapitel 4.2 und 4.3).

Eine relevante Kenngröße im GKA-Tool für DEZ ist der Leistungsfaktor ( ). Dieser gibt an, wie hoch der Anteil der Wirkleistung an der Scheinleistung ist. Um die Übertragungsverluste und die Belastung der Betriebsmittel möglichst gering zu halten, ist ein theoretischer Wert von wünschenswert [18]. Bei einem Leistungsfaktor von müssen Transformatoren und Leitungen bei gleicher Wirkleistung für einen doppelt so großen Strom ausgelegt sein, als wenn der beträgt. Dieser optimale Wert kann in der Praxis jedoch nicht ganz erreicht werden. Daher kann er für PVA und WKA auf gesetzt werden [3]. Lediglich in der NS wird für PVA ein Leistungsfaktor von angenommen, da die eingespeiste Leistung ausschließlich durch PVA bereitgestellt wird und diese zusätzlich eine durchschnittliche Leistung von mehr als 13,5 kW aufweisen [3]. In der MS hat der geringe Anteil von PVA nur eine geringe Auswirkung auf die Anschlusskapazität von DEZ, weshalb dort allgemein ein Leistungsfaktor von vorausgesetzt wird. Dieser ist induktiv, da die meisten Kabel und Freileitungen ein induktives Verhalten aufweisen [19].

4 Netzentlastungsmaßnahmen

Im diesem Kapitel werden verschiedene Maßnahmen zur Netzentlastung vorgestellt. Dabei geht es um den Austausch oder die Ergänzung von Betriebsmitteln sowie die Möglichkeit zur Abregelung. Ungeachtet bleibt eine mögliche Effizienzsteigerung, wobei neu errichtete DEZ bei gleicher Ist-Situation mehr Energie erzeugen können als alte DEZ.

4.1 konventionelle Betriebsmittel

Als netzentlastende konventionelle Betriebsmittel werden in dieser Arbeit Leitungen und rONS verstanden. Bei diesen gibt es unterschiedliche Ausführungen, die sich im Aufbau und ihren Betriebsmittelgrenzen unterscheiden. Außerdem bestehen verschiedene andere Möglichkeiten, eine Netzentlastung herbeizuführen. Beide Betriebsmittel werden in diesem Kapitel, beginnend mit Leitungen, untersucht und analysiert.

Leitungen können in Form von verlegten Kabeln unter der Erdoberfläche oder auch als Freileitungen ausgeführt sein. Beide Betriebsmittel können sowohl in der MS- als auch in der NS-Ebene eingesetzt werden. In den letzten Jahren ist allerdings ein Rückgang des Ausbaus von Freileitungen zu beobachten und es werden zunehmend Kabel eingesetzt, vor dem Hintergrund einer langen Betriebsmittellebensdauer [8]. Daher werden die Netzverstärkungsmaßnahmen im betrachteten Verteilnetz vornehmlich durch Kabel realisiert.

Für jeden Kabeltypen gibt es eine Angabe der Nennspannung, für die der jeweilige Typ ausgelegt ist, sowie Angaben zur maximal übertragbaren Leistung, zum Isoliermaterial, der Aderzahl und anderen typischen Merkmalen. Dabei ist das Isoliermaterial maßgeblich für die thermische Übertragungsfähigkeit eines Kabels oder einer Freileitung. Eine Leitung gilt erst ab dem Zeitpunkt als thermisch überlastet, an dem die maximal zulässige Leitertemperatur überschritten wird. Der Nennstrom kann demzufolge zumindest zeitweise überschritten werden, ohne dass eine thermische Überlastung die direkte Folge ist [8]. Sollte eine solche Belastung oder eine Spannungsbandverletzung eintreten, ist eine Entlastungsmaßnahme zu treffen. Diese kann je nach Spannungsebene unterschiedlich sein.

In der NS gibt es zwei wesentliche Maßnahmen zur Netzentlastung. Dabei ist es von Bedeutung, welche kritische Belastung im Verteilnetzausschnitt vorliegt, eine Spannungsbandverletzung oder eine thermische Verletzung. Für kurze Leitungslängen tritt eine thermische Verletzung schneller ein, als eine Verletzung der Spannungsbandes. Aus gleichem Grund kann umgekehrt für lange Leitungslängen keine thermische Verletzung auftreten, sondern lediglich eine Verletzung des Spannungsbandes.

Bei einer kritischen Belastung am Anfang eines Stranges kann eine parallele Leitung über die halbe Länge dieses Stranges ausgeführt werden. Dabei wird der zuvor vorhandene Strang in der Mitte aufgetrennt und an die Parallelleitung angeschlossen [3]. Durch die Parallelleitung wird die Belastung auf zwei Stränge aufgeteilt und so ein Netzengpass vermieden. Sollte es nicht zu einer thermischen Überlastung kommen, sondern eine Spannungsbandverletzung weiter hinten in einer Leitung auftreten, ist eine andere Maßnahme erforderlich. Dann kann bei einem einzelnen Strang ebenfalls eine Parallelleitung verwendet werden, diese sollte jedoch über zwei Drittel der Stranglänge verlaufen, eventuell auch über die gesamte Länge wenn dies nicht ausreichend ist.

In der MS-Ebene kann eine durch DEZ verursachte Rückeinspeisung zu einer zu hohen thermischen Belastung oder einer Verletzung des Spannungsbandes führen. Dazu reicht es in der MS-Ebene nicht mehr aus nur einen einzelnen Strang zu betrachten. Es liegt daher die Betrachtung eines offenen Ringnetzes nahe, da alle anderen Netzformen auf diese zurückzuführen sind (siehe Kapitel 2). Eine Verschiebung der Trennstelle des offenen Ringnetzes gilt in dieser Arbeit nicht als Entlastungsmaßnahme, da diese Reserve der (n-1)-Sicherheit gilt [3]. Hier gibt es genau wie in der NS zwei wesentliche Planungsgrundsätze zur Beseitigung kritischer Spannungen oder Belastungen. Sowohl für eine kritische Belastung am Leitungsanfang, als auch für Spannungsbandverletzungen im weiteren Verlauf der Leitung, an denen vermehrt DEZ ins Netz einspeisen, kann durch Verlegung einer Parallelleitung Abhilfe geschafft werden. Diese wird mit einem Trennschalter in der Nähe der DEZ angeschlossen. Alternativ kann auch ein neuer MS-Ring verlegt werden. Dabei wird die Leitungsverbindung zwischen den DEZ getrennt und ein Teil an den neuen MS-Ring versetzt. Diese Netzentlastungsmaßnahme wird vor allem eingesetzt, wenn eine Parallelverkabelung nicht ausreichend ist, um die kritische Belastung zu beheben. Beide Varianten entlasten das Verteilnetz und führen es auf einen stabilen Betriebszustand zurück.

Nun werden Netzentlastungsmaßnahmen, die durch die Verwendung eines Transformators hervorgerufen werden können, näher erläutert. Kommt es wie zuvor beschrieben zu einer Überlastung von Kabeln, kann auch der Transformator in Mitleidenschaft gezogen werden. In dieser Arbeit wird angenommen, dass der Transformator keine restriktive Größe ist. Er kann also keiner Überlastung ausgesetzt werden, ganz gleich welcher Kabel- oder Freileitungstyp verwendet wird. Da die Betrachtung von konventionellen Transformatoren durch das Grenzkurven-Analysetool nicht ermöglicht werden kann, wird in dieser Arbeit der Einsatz von rONS mit Laststufenschalter berücksichtigt, um eine Spannungsband- bzw. thermische Verletzung auszugleichen. Dieser ermöglicht es durch sein Übersetzungsverhältnis in neun, fünf oder vier Stufen, mit einer frei einstellbaren Spannungsänderung bis maximal 3% [20] das Spannungsband zu ändern. Nach [20] ermöglicht ein rONS unter 4% eigener Regelbandbreite dafür, dass in der NS-Ebene nun 11% Spannungsänderung für den Rückeinspeisefall und 5% für den Lastfall zur Verfügung stehen, also das Spannungsband nach [10] vollständig ausgenutzt werden kann. Eingesetzt wird dieser in der Umspannebene von MS zu NS. Es gilt zu beachten, dass durch den Einsatz eines rONS lediglich Spannungsbandverletzungen, jedoch keine thermischen Verletzungen behoben werden können.

[...]

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^[1] Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 21. Juli 2014 (BGBl. I S. 1066), das durch Artikel 4 des Gesetzes vom 22. Juli 2014 (BGBl. I S. 1218) geändert worden ist

^[2] Aktuelle Fassung EnWG: Energiewirtschaftsgesetz vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), das zuletzt durch Artikel 3 Absatz 4 des Gesetzes vom 4. Oktober 2013 (BGBl. I S. 3746) geändert worden ist.

^[3] Der Starklastfall ist die maximale Last eines Netzabschnittes