CrossEnergy

Automatisierte Netzplanung für die grenzüberschreitende Region Bayern–Tschechien

CrossEnergy

Die Energiewende stellt vor allem die Verteilnetze vor neue Aufgaben. Dezentrale Erzeugungsanlagen nehmen stark zu und bringen Netzabschnitte an ihre Grenzen, die dafür nicht ausgelegt sind. Verteilnetzbetreibern steht zur Lösung eine wachsende Zahl von Netzplanungsmaßnahmen zur Verfügung: klassische Netzverstärkungsmaßnahmen wie Leitungstausch, Parallelleitung, Transformatortausch und paralleler Transformator, aber auch innovative Netzoptimierungsmaßnahmen wie regelbare Ortsnetztransformatoren (RONT) oder die Blindleistungsregelung dezentraler Erzeugungsanlagen. Welche Maßnahme ein konkretes Netzproblem am günstigsten löst, lässt sich im Einzelfall nur mit erheblichem Aufwand beantworten; für neuere Maßnahmen fehlt zudem oft noch die Erfahrung aus der Praxis.

Im EU-Projekt CrossEnergy entwickelte das Konsortium deshalb ein Entscheidungsunterstützungssystem, das die Lösungsmöglichkeiten automatisiert berechnet und vergleichbar macht. Zum wissenschaftlichen Konsortium gehörten die Westböhmische Universität Pilsen als federführender Partner mit dem Schwerpunkt Netzbetrieb, die OTH Regensburg mit dem Schwerpunkt Netzplanung, die darin das Netzplanungstool entwickelte, und die Technische Hochschule Deggendorf mit dem Schwerpunkt Energie- und Prognosedaten. Mit den Netzbetreibern Bayernwerk und ČEZ als assoziierten Partnern untersuchte das Projekt die Energieinfrastruktur der Grenzregion Bayern–Tschechien und ihre Entwicklung bis 2050.

Ausgewählte Projektergebnisse

Für jede Netzplanungsmaßnahme entstand ein eigener Algorithmus, der Überlastungen und/oder Spannungsprobleme automatisiert löst: für Leitungs- und Transformatorverstärkung ebenso wie für den RONT und die Blindleistungsregelung von Erzeugungsanlagen. Umgesetzt wurden die Algorithmen im Netzberechnungsprogramm PowerFactory, dessen Lastfluss- und Quasi-dynamische Jahressimulation über eigene Skripte gesteuert und erweitert wurde.
Die Algorithmen wurden allgemeingültig ausgelegt, damit sie mit unterschiedlichen Netzstrukturen, Spannungsebenen und Problemstellungen umgehen können. Grundlage waren Heuristiken aus der Netzplanungspraxis in Verbindung mit mathematischen Optimierungsansätzen.
Verschiedene Planungsstrategien werden automatisiert angewendet und miteinander verglichen. Für jede Strategie berechnet das Netzplanungstool ein eigenes Zielnetz und stellt Netzreserven und Investitionskosten gegenüber. Die Entscheidung bleibt beim Netzbetreiber, der auch Faktoren wie Lagerhaltung, Verfügbarkeit und Personaleinsatz einbezieht, die im Modell nicht abgebildet sind.

Ausführliche Projektbeschreibung

Die Algorithmen bewerten stets den gesamten Netzstrang und nicht nur die auffälligste Stelle, denn naheliegende Vorgehensweisen können sogar kontraproduktiv sein. Abbildung 1 zeigt einen solchen Fall: In einem Netzstrang mit Haushalten und einer größeren PV-Anlage steigt die Spannung bis zur Einspeisung an und fällt dahinter wieder ab. Wird der Leitungsabschnitt mit der größten Spannungsdifferenz getauscht, hier der Abschnitt vor der Einspeisung, steigt die Spannung bis zur PV-Anlage weniger stark an. Der Verlauf dahinter liegt tiefer, das Unterspannungsproblem am Strangende verschärft sich. Gelöst wird es erst, wenn ein Abschnitt hinter der Einspeisung verstärkt wird.

Abbildung 1: Leitungstausch vor und hinter einer PV-Einspeisung. Vor der Einspeisung verschärft der Tausch das Unterspannungsproblem am Strangende, dahinter löst er es (Grafik: OTH Regensburg).

Ebenso entscheidend sind Reihenfolge und Umfang der Maßnahmen. Treten Überlastungen und Spannungsprobleme gleichzeitig auf, löst das Netzplanungstool zuerst die Überlastungen, weil sich Spannungsprobleme dadurch in den meisten Fällen reduzieren oder sogar lösen lassen. Bei der Blindleistungsregelung müssen nicht alle regelfähigen Anlagen einbezogen werden: Eine gezielt ausgewählte, kleinere Zahl von Anlagen löst dasselbe Spannungsproblem mit deutlich geringerem Eingriff.

Abbildung 2 zeigt die Wirkung der berücksichtigten Netzoptimierungsmaßnahmen im Spannungsband. Der RONT vergrößert das nutzbare Spannungsband in der Niederspannung, die Blindleistungsregelung verringert die Spannungsanhebung durch die Einspeisung.

Abbildung 2: Spannungsband ohne Maßnahme, mit regelbarem Ortsnetztransformator (RONT) und mit Blindleistungsregelung der Erzeugungsanlagen. Beide Maßnahmen halten die Grenzwerte ein, ohne dass eine Leitung getauscht wird (Grafik: OTH Regensburg).

Welche Maßnahme am günstigsten ist, zeigt sich erst im Zusammenspiel, also auf der Ebene der Planungsstrategien. Das Netzplanungstool rechnet dafür mehrere Strategien durch: die klassische Netzverstärkung, eine Strategie mit dem RONT als vorrangiger Maßnahme und eine Strategie, die zuerst die Blindleistung der Erzeugungsanlagen regelt (Abbildung 3). Überlastungen löst auch hier zuerst die Netzverstärkung, weil RONT und Blindleistungsregelung als Spannungsmaßnahmen das nicht können; ein überlasteter Transformator wird in der RONT-Strategie allerdings direkt durch einen RONT mit größerer Leistungsklasse ersetzt. Für die Spannungsprobleme gilt die Reihenfolge der Strategie. Kann die primäre Maßnahme das Problem nicht lösen, folgt eine sekundäre Maßnahme. Löst etwa die Blindleistungsregelung der Erzeugungsanlagen das Problem nicht vollständig, kommt eine klassische Netzverstärkung zum Einsatz. Im Vergleich der so entstehenden Zielnetze zeigte sich, dass technisch bessere Strategien mit höheren Netzreserven wegen ihrer höheren Investitionskosten nicht unbedingt die wirtschaftlichere Wahl sind.