1 Motivation und Problemstellung
Durch die hohe Durchdringung mit dezentralen PV Systemen und damit einhergehenden regulatorischen Vorgaben kommen neue Aufgaben auf die Netzleitstellen zu. Bisher benötigte die Netzleitstelle nur wenige Messwerte für eine adäquate Netzabbildung. Gerade für das Einspeisemanagement werden nun jedoch detaillierte Informationen benötigt. Es erlaubt dem Netzbetreiber die temporäre Reduzierung der Einspeiseleistung von Anlagen der Erneuerbaren Energien, gemäß § 11 EEG (2012). Ziel ist es, Netzbetriebsmittel in kritischen Situationen vor Überlastungen zu schützen und Versorgungsausfälle zu vermeiden. So soll eine optimale Nutzung der Netze bis zum Abschluss der notwendigen Netzverstärkungs- maßnahmen ermöglicht werden. Die Reduzierung soll hohe Sicherheit garantieren und trotzdem möglichst wenig Energie abregeln, zudem müssen bei EEG-bedingten Regelmaßnahmen die betroffenen Energiemengen vergütet werden. Daher müssen Verfahren entwickelt werden, um die wirklich nötige Reduzierung zur Herstellung eines stabilen Netzzustandes zu ermitteln. Der Aufruf zur Einspeiseleistungsbegrenzung geschieht dabei in Stufen (typisch: 100%, 60%, 30%, 0% PSTC). Dabei bietet der Bezug auf die installierte Leistung PSTC den Vorteil einer fest planbaren Leistung im Netz. Gleichzeitig bringt sie aber gerade bei Photovoltaik, deren abgegebene elektrische Energie von der momentanen Strahlungsleistung abhängt, den Nachteil, dass eine vorgegebene Reduzierung (beispielsweise auf 60%) im Netz eine andere meist deutlich geringere Entlastung bewirkt. In diesem Beitrag wird die momentane Einspeiseleistung verteilter PV Systeme in einem Mittelspannungsnetz mithilfe von me- teorologischen Daten errechnet. Damit kann der Gesamtlastfluss in dezentralen Verbrauch und Erzeugung getrennt, und dadurch der Netzzustand bestimmt werden. Aus den gewonnenen Erkenntnissen können Rückschlüsse auf die Simulationsgüte, Eingangsdaten und die benötigte Messnetzdichte gezogen werden.
Die erarbeiteten Ergebnisse stammen aus dem Projekt „Netz der Zukunft“, das von der Bayernwerk AG in Zusammenarbeit mit der Technischen Universität München und der Hoch- schule München bearbeitet wird. Ziel des Projektes ist es, die Auswirkungen der dezentralen Einspeisung auf die Verteilnetze zu analysieren. Dazu wurde ein Mittelspannungsnetz mit
einer sehr hohen PV Durchdringung im Mündungsgebiet der Isar in Niederbayern ausgewählt. Es versorgt, eine Fläche von etwa 100 km² in der Nähe von Deggendorf. Das ländli- che Versorgungsgebiet besteht aus einigen Dörfern und der Kleinstadt Osterhofen. Insge- samt ist die installierte PV Leistung mit 33,6 MW zu beziffern (Stand: Juni 2013), dies ent- spricht etwa 5 kWp pro Hausanschluss. Um das Einspeiseverhalten der verteilten PV-Flotte im Untersuchungsgebiet Seebach beschreiben zu können, wird die räumliche Verteilung der Globalstrahlung über das Untersuchungsgebiet analysiert. Dazu dienen zehn, im Gebiet verteilt installierte Messstationen, die in Sekundenauflösung die horizontale Globalstrahlung und die Umgebungstemperatur aufnehmen.
In der Veröffentlichung wird ein Ansatz vorgestellt, mit dem unter Verwendung eines ebenfalls eingeführten Modells zur Simulation der Einspeiseleistung aller im Gebiet vorhandenen PV-Anlagen der Lastfluss über einen 110 kV / 20 kV Umspanner ermittelt werden kann. Das Modell zur Bestimmung der Einspeiseleistung einer verteilten PV-Flotte verwendet die auf- gezeichneten Daten des verteilten Messsystems (Globalstrahlung auf die horizontale Fläche und Umgebungstemperatur) als Eingangsgrößen. Zur Bestimmung des aktuellen Lastflusses über den Umspanner wird zusätzlich noch der Gesamtlastfluss über den Umspanner an einem klaren Tag benötigt. Alle Messdaten liegen bei der Analyse in einer Auflösung von 3 Sekunden vor. Anschließend geht dieses Paper auf die Auswertung der Ergebnisse der Si- mulation ein, wobei der Fokus auf der räumlichen Glättung der Einspeiseleistung an wech- selhaften Tagen liegt. Zuletzt wird die Variation der räumlichen und zeitlichen Auflösung für die Einbindung der Simulation in die Netzbetriebsführung sowie die Nachbildung des dynamischen Verhaltens diskutiert.
2 Fazit
Das Simulationsmodell ermöglicht die Beschreibung des Verhaltens der räumlich verteilten PV-Flotte. Der Einfluss verschiedener Wettersituationen auf das Verteilnetz kann analysiert und somit kritische meteorologische Lagen charakterisiert werden. Die Simulation auf Basis nur eines Globalstrahlungsmesspunktes ist nur an klaren Tagen ausreichend. Um die räum- liche Verteilung an wechselhaften Tagen abzubilden, sind zusätzliche Messpunkte notwen- dig. Die Anzahl der Messstationen ist auch die entscheidende Variable für die Simulationsgenauigkeit. Die Betrachtung der zeitlichen Auflösung zeigt eine Reduktion des RMSE von einer Sekundenauflösung auf eine Stundenauflösung um etwa ein Drittel. Mit zehn Messpunkten (gleichmäßig verteilt auf 10x10 km²) als Eingangsgröße wird für wechselhafte Tage ein RMSE von durchschnittlich drei Prozent erreicht und die Rampen der PV Leistung adä- quat abgebildet. Die aus der Simulation gewonnene genaue Kenntnis des Netzzustandes erlaubt somit die optimierte Durchführung von Einspeisemanagementmaßnahmen.
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