Kapitel 4

Implementierte Regelungen

4 Implementierte Regelungen Dieses Kapitel stellt die implementierten Regelungen für die Komponenten PV-Anlage, Elektrofahrzeug und Hausspeichersystem vor. Im Vorfeld wird dazu Wissen vermittelt welches beim Verstehen der implementierten Blind- und Wirkleistungsregelungen hilfreich ist.

4.1 Grundlagen der implementierten Regelungen In diesem Abschnitt werden die Grundlagen der Blindleistungsregelung kurz erläutert. Im Folgenden wird von Blindleistungsbereitstellung gesprochen, wenn dadurch die Spannung erhöht und von Blindleistungsbezug wenn dadurch die Spannung reduziert wird.

4.1.1 Spannungsfall über eine Stromleitung Der Widerstandsbelag (R‘) und der Induktivitätsbelag (L‘) einer Stromleitung führen bei einer stromtragenden Leitung zu einem Spannungsfall. Der Kapazitätsbelag (C‘) eines Stromkabels ist in Niederspannungsnetzen in der Regel vernachlässigbar. Der Ableitungsbelag (G‘) stellt die Stromverluste durch unzureichende Isolation dar und ist für diese Arbeit ohne Belang. Das Ersatzschaltbild einer Stromleitung ist in Abbildung 4-1 dargestellt.

Abbildung 4-1: Ersatzschaltbild einer Stromleitung Eine Gleichung zur Berechnung des Spannungsfalls über eine Stromleitung lässt sich auf Basis des in Abbildung 4-1 dargestellten Ersatzschaltbildes ableiten. Die Gleichung, bei Vernachlässigung des Kapazitätsbelags und des Ableitungsbelag, lautet:

∆ = √3 ∗ ∗ ∗ ( ´ ∗ cos + ∗ ´ ∗ sin ) (4:1)

Mit ∆ Spannungsfall oder Spannungsanhebung über die Stromleitung Stromhöhe Länge der Stromleitung ´ Widerstandsbelag der Stromleitung ´ Induktivitätsbelag der Stromleitung Verschiebungswinkel des Stromes

Anhand dieser Gleichung lässt sich erkennen, dass die Höhe der Widerstands- und Reaktanzbeläge den Spannungsfall über die Leitung bestimmen. Weiterhin bestimmt das ´ Verhältnis des Widerstandbelags zum Induktivitätsbelag ( ´) den Einfluss des Verschiebungswinkels (Leistungsfaktor) auf den Spannungsfall.

Seite 64

4.1 - Grundlagen der implementierten Regelungen

4.1.2 Erhöhung der Stromtragfähigkeit Da die Scheinleistung die vektorielle Summe aus Wirk- und Blindleistung ist, ermöglicht eine geringe Erhöhung der Scheinleistung bereits eine deutliche Steigerung der Blindleistungsbereitstellung oder -bezug. Dieser Zusammenhang wird im Folgenden gezeigt: Die vektorielle Addition von Wirk- und Blindstrom ergeben den Scheinstrom: = + (4:2)

Bei oberwellenfreien Strömen berechnet sich der Leistungsfaktor wie folgt: | | (4:3) = = cos( )

Zur Berechnung wie stark der Umrichter im EFZ oder in der PV-Anlage überdimensioniert werden muss, falls zusätzlich zum Wirkstrom noch ein Blindstrom , fließen soll, eignet sich folgende Gleichung:

+ | | , 1 (4:4) ℎöℎ äℎ = = = =

Beispielsweise muss für einen Leistungsfaktor = 0,9 die Stromtragfähigkeit des Umrichters um 11,1 % größer ausgelegt werden als für einen Leistungsfaktor = 1. Bei einem Wirkstrom von 10,0 A bedeutet dies, dass, wenn der Umrichter auf einen Scheinstrom von 11,1 A ausgelegt ist, ein zusätzlicher Blindstrom in Höhe von ±4,7 fließen kann. In Abbildung 4-2 ist das Zeigerdiagramm zur Veranschaulichung dargestellt. Dies verdeutlicht, dass zur Blindleistungsbereitstellung oder –bezug der Umrichter in Elektrofahrzeugen oder PV-Anlagen in Relation zu einer isolierten Auslegung auf Blindleistung weniger stark ausgelegt werden muss.

1 A 11, I s= IB= 4,7A 25,14°

IW= 10A Is

Abbildung 4-2: Zeigerdiagramm: Erhöhung der Stromtragfähigkeit (Abbildung in Anlehnung an /TUM-04 11/)

Seite 65

4.2 - Blindleistungsregelungen

4.2 Blindleistungsregelungen Im Folgenden werden die in der GridSim implementierten Blindleistungsregelungen vorgestellt. Die Vorstellung dieser erfolgt komponentenübergreifend, da die meisten von ihnen für PV-Anlagen, Hausspeichersysteme und Elektrofahrzeuge aktivierbar sind.

4.2.1 Wirkleistungsabhängige Blindleistungsregelung Die in Kapitel 2.3.2 vorgestellte wirkleistungsabhängige Blindleistungsregelung Q(P) (nach VDE AR-N 4105) ist im Simulationsmodell GridSim integriert. Die stückweise-lineare Kennlinie aus Abbildung 2-8 wurde hierfür übernommen. Diese Regelung ist nur bei PV-Anlagen zuschaltbar. Bei PV-Anlagen mit einer Leistung unter 13,8 kVA wird ein cos = 0,95 verwendet, größere PV-Anlagen verwenden einen cos = 0,9. Nach VDE AN-R 4105 muss die Blindleistung innerhalb von 10 Sekunden eingestellt werden. Aus diesem Grund wird in der GridSim die Blindleistung auf Basis der Wirkleistung des aktuellen Zeitschritts bestimmt und eingestellt. Bei einer PV-Anlage mit Peak-Shaving richtet sich die Blindleistung nach der Wechselrichterleistung (vergleiche Abbildung 4-3). 0,8 Normierte Leistung

0,6

0,4

0,2 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 Uhrzeit P Modulleistung P Wechselrichter Q Wechselrichter

Abbildung 4-3: Blindleistungsbereitstellung nach Q(P) für cos = 0,9 Durch die Q(P)-Regelung wird in einem typischen Niederspannungsnetz ( = 30°) die Spannung am Anschlusspunkt der PV-Anlage (cos = 0,95) um knapp 20 % gesenkt. Die Q(P)-Regelung hat den Nachteil, dass sie unabhängig von der Spannung Blindleistung aufnimmt. Insofern wird die Blindleistung nicht effektiv eingesetzt und erhöht die anfallenden Wirkleistungsverluste durch die Übertragung der Blindleistung im Stromnetz. Die Vorteile sind, dass sie einfach umzusetzen ist und zu keinen kritischen Netzzuständen führen kann.

4.2.2 Spannungsabhängige Blindleistungsregelung Die spannungsabhängige Blindleistungsregelung Q(U) wird mit einer stückweise-linearen Kennlinie eingestellt. In der GridSim wird diese Kennlinie mittels vier Stützpunkten eingetragen. Der im Rahmen dieser Arbeit verwendete Standardfall dieser Kennlinie ist in Abbildung 4-4 dargestellt. Die Stützpunkte sind durch die vier Kreise markiert. Der

Seite 66

4.3 - Peak-Shaving

Grundgedanke ist, dass die Blindleistung möglichst spannungseffektiv eingesetzt werden soll. Erreicht werden soll dies dadurch, dass bei einer Spannung ± 5 % keine Blindleistung bereitgestellt oder aufgenommen werden soll und erst über diesen Grenzen hinaus die Blindleistungsbereitstellung oder -aufnahme linear – bis zum Maximalwert - erhöht wird.

1,15

1,1

Spannung in p.u. 1,05 0,95

0,9

0,85 0,9 0,95 1 1,05 1,1 cos(φ)

Abbildung 4-4: Kennlinie: Spannungsabhängige Blindleistungsregelung Q(U) Bei PV-Anlagen hat diese Regelung gegenüber der Q(P)-Regelung den Vorteil, dass Blindleistung nur bereitstellt wird, wenn sie tatsächlich spannungsbedingt notwendig ist und folglich die Transportverluste für Blindleistung nicht unnötig erhöht. In der GridSim wird die Blindleistung für den aktuellen Zeitschritt auf Basis der Spannungen der vorherigen Zeitschritte berechnet und ggf. auf eine maximale Steigung begrenzt. Die vorherigen Zeitschritte stellen den Integrationszeitraum der Regelung dar. Der Integrationszeitraum und die maximale Steigung sind notwendig, da es sonst zu starken Spannungsschwankungen führen kann. Im Rahmen dieser Arbeit wurde ein Integrationszeitraum von fünf Zeitschritten gewählt und die maximale Änderung der Blindleistung je Zeitschritt darf 25 % der Nominalblindleistung nicht überschreiten. Die Q(U)-Regelung ist nicht nur für PV-Anlagen verwendbar, sondern auch bei Elektrofahrzeugen und Hausspeichersystemen. Bei Elektrofahrzeugen führt die Kennlinie zu einer Anhebung der Spannung wenn sie, beispielsweise durch Ladevorgänge absinkt. In diesem Fall wird Blindleistung bereitgestellt und in der Regel werden durch diese Maßnahme die Netzverluste reduziert, da sie die Blindleistungsaufnahme, von z.B. Haushaltsgeräten, zum Teil kompensieren. Aus diesem Grund wird die Blindleistungsbereitstellung zur Spannungsanhebung bereits bei einem absoluten Abstand von 0,03 p.u. zur Sollspannung aktiviert und nicht wie die Blindleistungsaufnahme zur Spannungsabsenkung erst bei einem absoluten Abstand von 0,05 p.u. zur Sollspannung.

4.3 Peak-Shaving Neben Blindleistungsregelungen ist Peak-Shaving (Begrenzung der Erzeugungsspitzen) eine weitere Möglichkeit die Netzstabilität zu verbessern. Dies ist sinnvoll wenn z.B. die Stromleitungen nicht für hohe Leistungsspitzen ausgelegt sind oder wenn es Probleme mit der Spannungshaltung im lokalen Netzgebiet gibt.

Seite 67

4.3 - Peak-Shaving

Seit dem EEG 2012 werden nahezu alle neuen, privaten PV-Anlagen in Wohngebieten mit einer Begrenzung der Einspeisung auf 70 % der Modulleistung aufgebaut (s. Kapitel 2.3.1.). Eine Fernsteuerung zur Begrenzung der Einspeiseleistung ist nur bei wenigen privaten Anlagen in Verwendung. Hausspeichersysteme können sich ebenfalls am Peak-Shaving beteiligen indem sie überwiegend in Zeiten mit häufiger PV-Rückspeisung laden. Damit dies möglich ist, müssen die Hausspeichersysteme mit dem Einspeisezähler und PV-Wechselrichter mittels Datenkommunikation verbunden sein. Der Einspeisezähler meldet die aktuelle Einspeisung an der PV-Wechselrichter und dieser begrenzt ggf. die erzeugte PV-Leistung. Durch diese Maßnahme ist es möglich die Verlustenergie durch die Einspeisebegrenzung zu reduzieren.

4.3.1 Peak-Shaving bei PV-Anlagen Dieser Abschnitt beschreibt das Peak-Shaving der PV-Anlage ohne Beteiligung des Hausspeichersystems. In der GridSim ist die Höhe des Peak-Shavings einstellbar. Standardmäßig ist die Begrenzung auf 70 % der Modulleistung eingestellt – wie es im EEG gefordert ist. Die eingestellte Begrenzung gilt für alle PV-Anlagen im betrachteten Netzgebiet. Das Peak-Shaving wird vor dem PV-Eigenverbrauch durchgeführt. In Abbildung 4-5 ist für einen Haushalt an einem Sommertag dargestellt, wie bei aktiviertem Peak-Shaving die GridSim die PV-Leistung abschneidet. Um das Peak-Shaving besser zu erkennen wurde in diesem Beispiel ein Peak-Shaving auf 60 % eingestellt. Die blaue Kurve stellt einen Haushaltslastgang mit einem hohen Verbrauch am Vormittag dar. Die grüne Kurve zeigt den Ladelastgang des Elektrofahrzeuges an diesem Tag dar, es gibt am Abend gegen 19:00 Uhr einen Ladevorgang mit ca. 3,5 kW. Die orange Linie gibt die PV-Modulleistung wieder, bei welcher ab ca. 10 Uhr das Peak-Shaving greift und die Leistung begrenzt. Die rote Kurve ist die Netzlast, bzw. Residuallast, des Haushaltes. An diesem Tag speist der Haushalt nahezu kontinuierlich ein, bis auf den Zeitpunkt des Ladevorgangs des Elektrofahrzeuges welcher sich zu einer Zeit mit geringer PV-Erzeugung ereignet. 6 Leistung in kW 0 -2 -4 -6 -8 06:00 10:00 14:00 18:00 22:00 Uhrzeit Haushalt PV-Erzeugung Elektrofahrzeug Netzlast

Abbildung 4-5: Tageslastgang eines Haushaltes mit PV-Anlage und Elektrofahrzeug

Seite 68

4.3 - Peak-Shaving

4.3.2 Peak-Shaving bei PV-Anlagen unterstützt durch Hausspeichersysteme Häufig sind Hausspeichersysteme am Vormittag bereits aufgeladen und reduzieren dadurch nicht die Einspeisespitzen der PV-Anlagen. In der GridSim kann für Hausspeichersysteme eingestellt werden, dass die Speicher erst ab einer bestimmten Uhrzeit laden dürfen. Durch diese Handlung werden sie gezwungen in einspeisestärkeren Zeiten zu laden und dadurch die PV-Einspeisung zu reduzieren. In Abbildung 4-6 ist exemplarisch ein Haushalt mit einem Hausspeichersystem, welches sich am Peak-Shaving beteiligt, dargestellt. Die Grafik ist analog zu Abbildung 4-5, nur dass in dieser noch die grüne Kurve zur Darstellung des Hausspeichersystems hinzugekommen ist. Das dargestellte Hausspeichersystem beginnt erst um 10:00 Uhr den Ladevorgang und reduziert dadurch die Peak-Shaving Verlustenergie, welche sonst zwischen 10:30 bis 12 Uhr angefallen wäre. Im Vergleich zur vorherigen Grafik ist die abendliche Lastspitze (Ladevorgang Elektrofahrzeug) deutlich kleiner, da das EFZ überwiegend von dem Hausspeichersystem gespeist wird. 6 2 Leistung in kW -2 -4 -6 -8 -10 06:00 10:00 14:00 18:00 22:00 Uhrzeit Haushalt PV-Erzeugung Hausspeichersystem Elektrofahrzeug Netzlast

Abbildung 4-6: Beispiel eines Haushaltes mit Peak-Shaving Beteiligung des Hausspeichersystems In der GridSim ist einstellbar, wie groß der Anteil, von Hausspeichersystemen die sich am Peak-Shaving beteiligen, sein soll. Daneben ist die Uhrzeit ab der diese Systeme zum Laden freigeschalten werden einstellbar. Mit der Uhrzeit kann, wie das Beispiel in Abbildung 4-6 zeigt, ein verzögertes Aufladen des HSS eingestellt werden. Dies dient dazu den HSS in Zeiten zu laden wo tendenziell auch eine Verlustleistung durch Peak-Shaving auftritt um folglich diese Verlustleistung durch das Aufladen des Speichers zu reduzieren. Ohne eine zeitliche Verzögerung des Ladevorgangs wäre das HSS aus obigem Beispiel bereits um 10:00 Uhr voll aufgeladen und hätte nicht die PV-Erzeugungsleistung ausgereizt. Ein weiterer Vorteil der verzögerten Aufladung kann die Reduktion der PV-Einspeisespitze sein.

Seite 69

4.4 - Ladesteuerungen für Elektrofahrzeuge

4.3.3 Peak-Shaving nach tatsächlicher Einspeisung Eine weitere Möglichkeit die Energieverluste durch Peak-Shaving zu begrenzen ist es die tatsächliche Einspeisung von PV-Leistung in das öffentliche Stromnetz auf die festgelegte Peak-Shaving Grenze zu regeln. Die tatsächliche Einspeisung ist die PV-Erzeugungsleistung abzüglich der Haushalts- und Elektrofahrzeuglast. Diese Maßnahme reduziert die Energieverluste durch Peak-Shaving. In der GridSim kann eingestellt werden ob Haushalte und/oder Elektrofahrzeuge sich am Peak-Shaving beteiligen. In Abbildung 4-7 sind Beispiele hierfür dargestellt. 8 6 4 4 Leistung in kW

Leistung in kW 0 0 -4 -2 -4 -8 -6 -12 -8 06:00 10:00 14:00 18:00 22:00 06:00 10:00 14:00 18:00 22:00 Uhrzeit Uhrzeit Haushalt PV-Erzeugung Haushalt PV-Erzeugung Elektrofahrzeug Netzlast Elektrofahrzeug Netzlast

Abbildung 4-7: Beispiele für Peak-Shaving nach tatsächlicher Einspeisung. Links: Haushaltslast erhöht die PV-Erzeugung; Rechts: Haushalts- und Elektrofahrzeuglast erhöhen die PV-Erzeugung. Das Peak-Shaving nach tatsächlicher Einspeisung kann zudem noch durch das Hausspeichersystem (Kapitel 4.3.2) unterstützt werden.

4.4 Ladesteuerungen für Elektrofahrzeuge Neben den vorgestellten Blindleistungsregelungen können Elektrofahrzeuge auch über Ladesteuerungen verfügen welche die Wirkleistung betreffen. Zur weiteren Verbesserung der Spannungsstabilität wurde die Ladesteuerung „Spannungsabhängige Wirkleistungsregelung“ implementiert. Zur Erhöhung des PV-Eigenverbrauchs wurde eine Ladesteuerung integriert um PV-Überschussenergie in das Elektrofahrzeug zu laden. Da die implementieren Wirkleistungsregelungen den Ladevorgang beeinflussen, kann es, wie in Kapitel 3.3.3 erwähnt, dazu kommen, dass ein Elektrofahrzeug nicht ausreichend Energie für die Fahrt mit sich führt. In diesem Fall wird das aus Kapitel 3.3.3 vorgestellte Modell des Range Extenders angewendet. Der Benzinverbrauch und der Grad der rein-elektrischen Fahrprofilabdeckung müssen folglich in die Auswertung mit einfließen um den Einfluss der Wirkleistungsregelungen beurteilen zu können. Der verbrauchte Treibstoff fließt zudem mit in die CO2-Betrachtung ein.

Seite 70

4.4 - Ladesteuerungen für Elektrofahrzeuge

4.4.1 Spannungsabhängige Wirkleistungsregelung Die spannungsabhängige Wirkleistungsregelung reduziert mittels einer stückweise-linearen Kennlinie die Ladeleistung in Abhängigkeit der Spannung. Dies soll einer unteren Spannungsbandverletzung entgegenwirken. Einer oberen Spannungsbandverletzung durch PV-Rückspeisung kann mit dieser Regelung nicht entgegengewirkt werden. Die Kennlinie wird durch drei Stützpunkte festgelegt. Eine beispielhafte Kennlinie ist in Abbildung 4-8 dargestellt. Für die maximale Begrenzung der Ladeleistung wurde 50 % gewählt und gilt für eine Spannung unter 0,91 p.u. am Anschlusspunkt der Elektrofahrzeuge. Wenn diese Regelung für ein Szenario aktiviert wird, gilt sie für alle Elektrofahrzeuge im Wohngebiet. Ladeleistung in % Zulässige 25 0,85 0,9 0,95 1 1,05 1,1 Spannung in p.u.

Abbildung 4-8: Kennlinie: Spannungsabhängige Wirkleistungsregelung

4.4.2 Ladesteuerung zur Erhöhung des PV-Eigenverbrauchs Ohne Ladesteuerung beginnen Elektrofahrzeuge ihren Ladevorgang sobald sie mit dem Stromnetz verbunden werden. Dies garantiert schnellstmöglich eine voll aufgeladene Batterie. Dieses Ladeverhalten ist jedoch nicht optimal falls ein hoher PV-Eigenverbrauch gewünscht ist. Mit der Ankunft des Fahrzeuges steigt auch häufig der Haushaltsverbrauch und das Elektrofahrzeug lädt überwiegend aus dem Stromnetz, da die PV-Anlage oder das Hausspeichersystem nicht mehr ausreichend Leistung zur Verfügung stellen können um den Ladevorgang des Elektrofahrzeuges zu decken. Die Ladesteuerung zur Erhöhung des PV-Eigenverbrauchs verschiebt einen Teil des Ladevorgangs in Zeitbereiche, in denen ein Überschuss an selbst erzeugter Energie vorherrscht. Für diese Ladesteuerung wird die nutzbare Batteriekapazität in zwei Blöcke unterteilt. Der erste Block stellt den Batterieanteil für „Sofortladen“ dar. Dieser wird wie gewohnt unmittelbar geladen sobald das Fahrzeug mit dem Stromnetz verbunden wird. Dies garantiert, dass der Fahrzeugnutzer für spontane Kurzstrecken immer ausreichend Energie in der Batterie zur Verfügung stehen hat. Der zweite Block „PV-Überschuss“ wird nur aufgeladen wenn ausreichend PV-Energie zur Verfügung steht. Zur Verdeutlichung der Methodik sind in Abbildung 4-9 die SOC-Grenzen der Blöcke veranschaulicht.

Seite 71

4.5 - Regelbarer Ortsnetztransformator

Puffer Obere SOC Grenze PV-Über- schuss SOC-Schwellwert Nutzbare für Ladesteuerung Kapazität Sofort- laden

Untere SOC Grenze Puffer

Abbildung 4-9: SOC-Grenzen für die Ladesteuerung zur Erhöhung des PV- Eigenverbrauchs Wenn PV-Energie für das Laden des Elektrofahrzeuges zur Verfügung steht, wird zwischen folgenden vier Ladevarianten unterschieden: 1. Blockladen nur mit PV-Überschussleistung 2. Geregeltes Laden nur mit PV-Überschussleistung 3. Blockladen mit PV-Überschussleistung oder Energie aus dem Hausspeicher 4. Geregeltes Laden mit PV-Überschussleistung oder Energie aus dem Hausspeicher Diese Unterscheidung findet statt, da es Elektrofahrzeuge gibt welche nicht die Höhe ihrer Ladeleistung regeln können. Blockladen bedeutet, dass die Elektrofahrzeuge ihre Ladeleistung nicht variieren können. D.h. wenn ein EFZ eine Ladeleistung von 3 kW hat, muss der PV-Überschuss mindestens 3 kW betragen damit das Elektrofahrzeug lädt. Geregeltes Laden bedeutet, dass die Elektrofahrzeuge ihre Ladeleistung - bis zu ihrer Maximalladeleistung - an den PV-Überschuss anpassen können. Bei den Varianten 1 und 2 dürfen Elektrofahrzeuge nur laden wenn die PV-Anlage mehr Energie erzeugt als der Haushalt verbraucht. Bei der Variante 3 und 4 darf zusätzlich Energie aus dem Hausspeicher bezogen werden. Dies ist vor allem bei Variante 3 von hoher Relevanz, da das Hausspeichersystem exakt die Bedarfslücke für das Blockladen füllen kann. Bei den Varianten 3 und 4 kann optional noch ein zweiter Schwellwert eingestellt werden, der einen Teil der gespeicherten Energie im Hausspeichersystem für den „unflexiblen“ Haushalt reserviert. In der Parametertabelle der GridSim muss für die Elektrofahrzeuge mit Ladesteuerung festgelegt werden wie groß der Anteil der vier Varianten ist. Die Ladesteuerung kann mit den Regelungen, die zur Verbesserung der Netzstabilität angewendet werden (Kap. 4.2.2 und 4.4.1), kombiniert werden.

4.5 Regelbarer Ortsnetztransformator Der regelbare Ortsnetztransformator wurde in zwei Varianten implementiert. Die erste Variante ist die in Kapitel 4.5.1 dargestellte Version. Dieser versucht durch den automatischen Stufensteller die Spannung auf der Sekundärseite des ONTs konstant auf

Seite 72

4.5 - Regelbarer Ortsnetztransformator

ca. 1 p.u. zu halten. Diese Steuerung wird im Rahmen dieser Arbeit als „konventionelle Steuerung“ bezeichnet. Bei der zweiten Variante wird die Soll-Spannung nicht fest auf 1 p.u. eingestellt. In Anlehnung an die Stromkompoundierung (vgl. Kapitel 2.4.3) wurde ein lastflussabhängig geregelter ONT (lfrONT) für die NS-Ebene modelliert. Im Gegensatz zum konventionell gesteuerten rONT wird beim lfrONT kein starres Spannungsband verwendet, sondern die Spannung abhängig von der Leistung am ONT variiert.

4.5.1 Konventioneller rONT Die wichtigsten Parameter eines konventionell gesteuerten regelbaren Ortsnetztransformators sind:  Stufenhöhe (UStufenhöhe)  Spannungsbandbreite (BB)  Totzeit (tVerzögerung)  Soll-Spannung (Usoll) Die Regelgröße ist die Ist-Spannung, welche in der GridSim stets mit der unterspannungsseitigen Spannung des rONT simuliert wird. In folgender Abbildung 4-10 ist das Funktionsprinzip mit den Parametern dargestellt.

Abbildung 4-10: Funktionsprinzip automatischer Stufensteller (Eigene Darstellung nach /TUW-02 14/) Sobald sich die Spannung länger als eine vorgegebene Totzeit außerhalb des zulässigen Spannungsbandes befindet, wird das Übersetzungsverhältnis geändert. Die Totzeit verhindert unnötig häufige Schaltvorgänge und wirkt damit einer Abnutzung entgegen. Die Stufenhöhe muss kleiner als die Spannungsbreite sein um ein Zurückschalten zu vermeiden. In Tabelle 3-3 sind die Parameter, die in der Simulation verwendet wurden zusammengefasst.

Seite 73

4.5 - Regelbarer Ortsnetztransformator

Tabelle 4-1: Standard Parameter für den rONT Stufenhöhe (UStufenhöhe) 0,025 p.u.

Spannungsbandbreite (BB) 0,03 p.u.

Totzeit (tVerzögerung) 30 s

Soll-Spannung (Usoll) 1 p.u.

Die gewählte Stufenhöhe ist eine Standard-Stufenhöhe von rONTs (/MR-02 12/). Die Spannungsbandbreite wurde so ausgewählt, dass sie größer als die Stufenhöhe ausfällt. Die Totzeit von 30 Sekunden ist nach Aussage von einem rONT Hersteller eine Verzögerungszeit welche häufig von Netzbetreibern eingestellt wird. Prinzipiell sind diese Parameter in der GridSim alle frei einstellbar. Im Rahmen dieser Arbeit werden sie jedoch nicht variiert und optimiert, da der rONT nicht im wesentlichen Fokus steht. Für weitergehende Analysen wird auf den Endbericht zum Projekt „Smart Grid Controller“ verwiesen.

4.5.2 Lastflussabhängig gesteuerter rONT Der lastflussabhängig gesteuerter rONT benötigt eine Kennlinie zur Einstellung der Soll- Spannung in Abhängigkeit der Auslastung. Für die Simulation wurde die Soll-Spannungskennlinie in Abbildung 4-11 experimentell ermittelt. Hierfür wurden 3.200 verschiedene Konfigurationen an Kennlinien für ein Netzgebiet für drei verschiedene Tage (hohe Last, hohe Einspeisung, hohe Last und Einspeisung) simuliert. Die Kennlinie mit der geringsten Spannungsdifferenz zwischen maximaler und minimaler Spannung an den drei Tagen wurde ausgewählt. Die anderen Parameter, Stufenhöhe Spannungsbandbreite und Totzeit wurden wie beim konventionellen rONT gewählt.

1,05

1,03 Spannungskennlinie in p.u.

1,01

0,99 Umax 0,97 Usoll Umin 0,95 -60% -40% -20% 0% 20% 40% 60% 80% Anteil an ONT Nennleistung

Abbildung 4-11: Kennlinie lfrONT

Seite 74

4.5 - Regelbarer Ortsnetztransformator

In Abbildung 4-12 ist die Spannungsregelung des lfrONT exemplarisch anhand eines Tages dargestellt. Die Soll-Spannung wird im Rückspeisefall reduziert auf 0,95 p.u. Die Spannung am stärksten belasteten Netzknoten (grüne Linie) steigt somit nur auf 1,05 p.u, welche bei einer Regelung mit starrem Spannungsband möglicherweise stärker angestiegen wäre. Um das Regelungsverhalten besser sichtbar zu machen wurde für diese Abbildung ein erweitertes Spannungsband als in Abbildung 4-11 verwendet.

1,075 6

1,05 4

Spannungsdifferenz in %, Stufenstellerposition 1,025 2 Spannung in p.u.

1 0

0,975 -2

0,95 -4

0,925 -6 0:00 6:00 12:00 18:00 0:00 Uhrzeit Ist-Spannung Primärachse: Soll-Spannung Stufenstellerposition Sekundärachse: Max. Spannungsdifferenz Abbildung 4-12: Lastflussabhängige Steuerung im Tagesverlauf eines Tages mit hoher PV-Erzeugung

Seite 75