Strategische Entwick­lung der Netze

Erste Auswertungen von Feldversuchen zeigen, dass zukünftig ein sicherer und zuverlässiger Netzbetrieb ohne voraus­schauende Netzplanung und eine Laststeuerung zu Hochlastzeiten nicht möglich sein wird [1]. Zudem ist ein klassischer Netzausbau mit Blick auf die prognostizierten Leistungen im Jahr 2050 mit enormen zusätzlichen Kosten verbunden.

In Deutschland nimmt dieses Thema vom rechtlichen Rahmen her Gestalt an. Netzbetreiber sollen zur Vermeidung von kritischen Netzzuständen künftig Verbraucher mit einem maximalen Leistungsbezug von mehr als 3,7 kW, wie zum Beispiel Lade­infra­strukturen, Wärmepumpen (WP) oder Batteriespeicher, aus der Ferne temporär reduzieren dürfen. Dies jedoch nur so lange, wie unbedingt notwendig, damit der Komfort der Kundschaft so wenig wie möglich eingeschränkt wird. Im Gegenzug erhält die Kundschaft einen pauschalen Rabatt auf das Netzentgelt. Dies sehen Pläne der Bundesnetzagentur vor, welche Ende November 2022 zur Diskussion gestellt wurden [2].

Vor diesen Hintergründen sind die St. Galler Stadtwerke (SGSW) die strategische Entwicklung der Nieder­span­nungs­netze angegangen. Aufgrund des grossen Mengengerüsts der Netze galt es zunächst, klare Ziel­netz­vorgaben und betriebliche Vorgaben zu definieren. Danach wurden die potenziell schwachen und somit frühzeitig kritischen Netze identifiziert. In den nächsten Jahren müssen diese punktuell verstärkt und zur Beobachtung der Netzverhältnisse sowie zur Vorbereitung für eine Lastregelung mit Messtechnik ausgestattet werden.

Für die Analyse und zur strategischen Entwicklung von Nieder­span­nungs­netzen wurden in den letzten vier Jahren von Siemens im Rahmen einer Vielzahl von Projekten mit deutschen Netzbetreibern Werkzeuge entwickelt [3 – 5], die im Verlauf des Projekts zum Einsatz kamen bzw. weiterentwickelt wurden.

Im Folgenden werden die Projektschritte bei der strategischen Entwicklung der Netze beschrieben.

Schritt 1: Stresstest für zehn Netze, Ableitung von Vorgaben

Die SGSW haben zunächst zehn reprä­sen­tative Nieder­span­nungs­netze mit einer Bebauung mit Ein- und Mehr­familien­häusern ausgewählt und im Netz­berech­nungs­programm Neplan V10 aufbereitet. Neben der Anzahl Wohneinheiten wurde das technische Leistungspotenzial für den Anschluss einer WP und einer PV-Anlage aus einer vorab durchgeführten Potenzialanalyse für jeden Hausanschluss übernommen.

Diese Netze wurden einem Stresstest unterzogen, indem über Monte-Carlo-Simulationen die schleichende Zunahme der Durchdringung der Netze mit Lade­infra­strukturen für Elektrofahrzeuge (EFZ), mit WP und PV nachgebildet wurde. Dazu wurden automatisiert in Zweijahresschritten jeweils 100 Lastflussberechnungen für unterschiedliche Verteilungen der Lade­infra­strukturen, WP und PV durchgeführt und protokolliert. Die Simulationen können für verschiedene Last- und Erzeugertypen getrennt oder kombiniert durchgeführt werden. Eine Beschreibung des Stresstest-Ansatzes für EFZ ist in [3] wiedergegeben.

Bild 1 zeigt die Ergebnisse des Stresstests Elektromobilität für eines der reprä­sen­tativen Netze. Es ist zu erkennen, dass das Leitungsnetz im Jahr 2026 die Kritikalität von 1,0 übersteigt und somit kritisch werden wird. Bei Abregelung aller Lade­infra­strukturen auf 3,7 kW bei Volldurchdringung der EFZ im Jahr 2050 würden weiterhin kritische Auslastungen auftreten.

Aus den umfangreichen Ergebnissen der zehn reprä­sen­tativen Netze wurden die folgenden Erkenntnisse und Zielvorgaben abgeleitet:

• Im städtischen Gebiet sind die Netze meist lastgeprägt. Auch bei hohem PV-Anteil bestimmt der Lastfall die Dimensionierung der Netze.
• Zur Vermeidung einer zeitlichen Überlagerung der Ladespitzen mit dem Betrieb der Wärme­pumpen sollen Letztere beim Anschluss­nehmer in Hochlast­zeiten (Laden) verriegelt werden. Bei konse­quenter Umset­zung dieser Massnahme ist das dimensio­nierende Szenario das Ladeszenario durch EFZ.
• Die Netze sollen so ausgebaut werden, dass mindestens bis 2032 bei ungeregelter Ladung keine kritischen Auslastungen auftreten. Dies entspricht nach dem angesetzten Hochlauf einer Durchdringung der Netze mit EFZ von knapp 25%. Zudem sind die Stromnetze unter Berück­sich­tigung des Regel­konzepts für die Lasten im Jahr 2050 auszulegen.
• Bis zum Jahr 2032 soll ein Regelkonzept etabliert werden, über das bei sich anbah­nenden kritischen Aus­las­tungen unter­gelagerte Lade­infra­strukturen des betroffenen Stranges auf maximal 3,7 kW abgeregelt werden können.
• Der Engpass liegt meist im Leitungsnetz und nicht beim Trafo. Teilweise liegt er aufgrund von Quer­schnitts­reduk­tionen z. B. nach einem Verteil­kasten (VK) nicht im Abgangs­kabel aus der Trafostation (TS), sondern im Leitungsnetz. Bei der Netz­entwick­lung soll der Engpass zu den Abgangs­kabeln aus der Trafostation geführt werden, sodass zukünftig ein einheitliches Regelkonzept auf Grundlage der mess­technisch erfassten Abgangs­auslastung etabliert werden kann.
• Für die PV-Einspeisung soll eine Spitzen­kappung auf 70% eingeführt und der Leistungs­faktor auf 0,95 induktiv eingestellt werden.
• Eine voraus­schauende Überwachung von Spannungs­ver­letzungen ist mit intelli­genten Zählern im Zuge des Smart-Meter-Rollouts zu etablieren.

Diese Zielvorgaben dienen als Input für die Kalibrierung eines Tools für die Prognose unter anderem von kritischen Situationen.

Schritt 2: Kalibrierung eines Prognose-Tools

Gemäss der Zielvorgabe sollen alle Netze, die vor dem Jahr 2032 potenziell kritisch werden, punktuell verstärkt werden. Die Analyse einer Vielzahl von Netzen mit dem Stresstest-Tool ist aufgrund des hohen Zeitaufwands nicht praktikabel. Um diesen zu minimieren, wird ein Prognose-Tool eingesetzt. Anhand der folgenden Netz­struktur­merkmale wird über einen formalen Zusammen­hang eine Prognose der kritischen Hochlaufjahre für den Transformator und das Leitungsnetz abgeleitet.

• Anzahl Wohneinheiten (#WE)
• Anzahl Hausanschlüsse (#HA)
• Vorlast (S_L)
• Bemessungsleistung der Trafostation (S_r,Tr)
• Anzahl der Abgänge von der Nieder­spannungs­haupt­verteilung der Trafostation (#Abg)
• Bemessungs­strom des Standard­abgangs­kabels (I_r,K)
• Unsymmetrie­faktor des Netzes (k_U, maximaler Abgangs­strom im Verhältnis zum Mittelwert der Abgangs­ströme).

Die daraus ermittelten Prognosen werden mit den Ergebnissen des detaillierten Stresstests verglichen. An- schliessend wird das Prognose-Tool so kalibriert, dass die Ergebnisse des detaillierten Stresstests und der Prognose minimal voneinander abweichen. Diese Vorgehensweise ist in [4] beschrieben. Die Kalibrierung des Prognose-Tools ist in Bild 2 schematisch dargestellt. Das Prognose-Tool ist als VBA in MS-Excel implementiert.

Für die betrachteten zehn reprä­sen­tativen Netze ist eine Gegen­über­stellung der kritischen Hoch­lauf­jahre von Prognose und detaillier­tem Stresstest in Bild 3 dargestellt. Die Ergebnisse decken sich in ihrer Qualität mit den in [4] bzw. [5] ver­öffent­lichten Resultaten. Die berech­neten Ergebnisse für die kritischen Hoch­lauf­jahre aus dem Prognose-Tool und dem detaillierten Stresstest für die Trans­forma­toren liegen aufgrund der nahezu identischen Berech­nungs­grund­sätze dicht beieinander. Minimale Unterschiede beruhen primär auf spannungs­abhängigen Effekten, die im Prognose-Tool nicht berücksichtigt werden können. In den Leitungs­netzen stimmen die Ergebnisse ebenfalls gut überein. Allerdings ergeben sich beim Vergleich von Prognose und Stresstest grössere Abweichungen als bei den Transformatoren. Dies resultiert aus der indivi­duellen Struktur der Leitungs­netze und der stets unter­schiedlichen Abgangs­aus­lastungen. Die gering­fügigen Unschärfen sind jedoch für eine Prognose vertretbar.

Gemäss Prognose erfüllen alle Trafos in den untersuchten Netzen die aufgestellte Zielvorgabe, bis zum Jahr 2032 ohne Grenzwertverletzung zu funktionieren. In vier der zehn Leitungsnetze müssen jedoch zur Erfüllung dieser Zielvorgabe Netzmassnahmen durchgeführt werden, wobei Netz 01 im Vergleich zum detaillierten Stresstest zu kritisch beurteilt wurde.

Schritt 3: Anwendung des Prognose-Tools auf alle Netze

Das kalibrierte Prognose-Tool wurde auf alle Nieder­span­nungs­netze der St. Galler Stadtwerke angewendet, wobei die oben beschriebenen erforderlichen Netz­struktur­merkmale erhoben wurden. Für den Unsymmetriefaktor, der selten vorliegt und nur über Messkampagnen bestimmt werden kann, wurde pauschal ein aus den reprä­sen­tativen Netzen abgeleiteter Wert von 1,6 angesetzt. Die zentralen Ergebnisse der Auswertungen sind in Bild 4 dargestellt. Demnach können schon recht zeitnah in einigen Netzen ohne weitere Massnahmen und bei ungünstigen Ladekonstellationen die Grenzen ihrer Übertragungskapazität überschritten werden. Bis zum Ende des Hochlaufs, bei Vollelektrifizierung des Verkehrs im Jahr 2050, sind in knapp 70% der Netze Massnahmen zur Vermeidung von Grenzwertverletzungen zu ergreifen. Zur Erfüllung der Zielvorgabe, bis zum Jahr 2032 ohne Grenzwertverletzung zu funktionieren, müssen nur 20% der Netze verstärkt werden, wobei der Engpass meist im Leitungsnetz (95%) und nicht auf dem Trafo (5%) liegt.

Schritt 4: Schwach­stellen­analyse und Zielnetzplanung

Im letzten Schritt, der eigentlichen Zielnetzplanung, werden die als frühzeitig kritisch prognostizierten Netze priorisiert untersucht. Dazu werden zunächst im Prognosetool die für dieses Netz angesetzten Netz­struktur­merkmale überprüft und ggf. über Messkampagnen der tatsächliche Unsymmetriefaktor bestimmt. Sollte sich das untersuchte Netz im Prognose-Tool weiterhin als kritisch erweisen, wird dieses gemäss dem Prozess zur strategischen Netzentwicklung beurteilt und allenfalls punktuell verstärkt. Die aufgestellten Zielvorgaben sind dabei für das Zielnetz einzuhalten.

Beim Stresstest mit Schwach­stellen­analyse greift das Tool wiederum direkt auf Neplan V10 zu. Dazu werden die Ergebnisse der Monte-Carlo-Simulation mit jeweils 100 stochastisch verteilten Lastflussberechnungen gemäss der eingestellten Planungskriterien in der Oberfläche eingefärbt dargestellt. Eine beispielhafte Anwendung des Tools zeigt Bild 5.

Gemäss dem Stresstest für das Zieljahr 2032 treten an drei Stellen im Leitungsnetz bei ungünstigen Ladekonstellationen Auslastungen grösser als 100% auf (Bild 5a, rot eingefärbte Strecken). Durch Änderung des Schaltzustands in VK1 und Kabelverlegungen zwischen TS bis VK2 und zwischen TS bis VK3 gelingt es, diese Auslastungen für das Zieljahr 2032 deutlich unter 100% zu reduzieren. Zudem wird der Engpass im Leitungsnetz zum Abgang der TS verschoben (Bild 5b). Auch der Stresstest für das Jahr 2050 bei Abregelung aller Lade­infra­strukturen auf 3,7 kW ergibt keine unzulässigen Kabel­auslastungen (Bild 5c), womit die Ziel­netz­vorgaben erfüllt sind.

Die St. Galler Stadtwerke haben parallel zum beschriebenen Projekt eine Schnittstelle geschaffen, mit welcher die Netze pro Trafostation aus dem geografischen Informations­system inklusive Anreicherung der nötigen Betriebsmittel-, Zustands-, Last- und Erzeugungsdaten ausgegeben werden können. Diese Netze stehen anschliessend für den Import im Netz­berech­nungs­programm Neplan V10 zur Verfügung. Der grosse Aufwand liegt darin, die einzelnen Netze und die hinterlegten Daten auf deren Richtigkeit zu kontrollieren bzw. zu bereinigen. Dieser Aufwand zahlt sich jedoch mit einer höheren Datenqualität und einem rechenbaren Netz aus, welches für die beschriebene standardisierte Schwach­stellen­analyse und Zielnetz­planung zur Verfügung steht, aber auch für die Beurteilung von Anschluss­gesuchen.

Zusammenfassung und Ausblick

Die St. Galler Stadtwerke haben gemeinsam mit Siemens eine systematische Vorgehensweise zur voraus­schauenden Identifikation von Netzengpässen und zur Planung von zielgerichteten Netzverstärkungen für Nieder­span­nungs­netze entwickelt.

Mit dem Prognose-Tool werden zunächst die potenziell kritischen Netze auf Grundlage von Netz­struktur­merkmalen identifiziert. Diese werden dann, priorisiert nach ihrer Kritikalität, einer Schwach­stellen­analyse unterzogen, wobei das Stresstest-Tool direkt auf Neplan V10 zugreift. Die Ergebnisse des Stresstests werden in der Oberfläche dargestellt. Mit dem Tool ist somit eine effiziente Schwach­stellen­analyse und eine interaktive Überprüfung von möglichen Ziel­netz­varianten möglich.

Bei konsequenter Anwendung dieses Ansatzes sollte in allen Netzen ein ungeregeltes Laden bis 2032 auch bei ungünstigen Ladekonstellationen möglich werden. Bis dann muss ein einheitliches Regel­konzept für die kritischen Netze eingeführt worden sein, wobei die Zustands­beobach­tung auf den Abgangskabeln der Trafostation erfolgt. Bei sich anbah­nenden kritischen Auslastungen werden die Lade­infra­strukturen des betroffenen Stranges auf minimal 3,7 kW abgeregelt. Zudem sind die Netze unter Berücksichtigung des Regelkonzepts für die Lasten im Jahr 2050 auszulegen. Die für die Stresstests getroffenen Annahmen bezüglich Hochlauf­dynamik und Lademix werden in den kommenden Jahren beobachtet und können bei Abweichungen angepasst werden.

Die abgeleiteten Erkenntnisse und Zielvorgaben müssen nun bestmöglich umgesetzt werden, wobei auch der rechtliche Rahmen wichtig ist. Es ist derzeit noch unklar, in welche Richtung sich z. B. die Abregelung von Lade­infra­strukturen zu Hochlastzeiten und die Limitierung der PV-Einspeiseleistung in der Schweiz bewegen wird. Dennoch müssen bereits heute Massnahmen getroffen werden, da die Anzahl kritischer Netze kontinuierlich zunimmt. Die St. Galler Stadtwerke werden nun in einem ersten Schritt die in den kommenden Jahren kritisch werdenden Stationen punktuell verstärken und mit Messtechnik ausrüsten. Die strategische Entwicklung des Nieder­span­nungs­netzes wird unter Betrachtung der Lastentwicklung und des rechtlichen Rahmens laufend neu beurteilt.

Referenzen

[1] www.netze-bw.de/news/netzlabore-intelligentes-lademanagement

[2] www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2022/20221124-14aEnWG.html; jsessionid=1B3C5F4B120F3596AD42C31FCA0BABE8

[3] M. Maximini, U. Prause, S. Schulze, A. Slupinski, U. Jordan, C. Löhken, C. Rekowski, «Stresstest E-Mobilität – Sind die Nieder­span­nungs­netze den künftigen Herausforderungen gewachsen?», ew Spezial III, S. 24–29, 2018.

[4] M. Maximini, U. Prause, S. Schulze, A. Slupinski, M. Auverkamp, «Stresstest E-Mobilität – Prognosetool auf Grundlage von Netz­struktur­merkmalen», Elektrizitätswirtschaft, Jg. 118, Nr. 10, S. 46–50, 2019.

[5] M. Maximini, U. Prause, S. Schulze, A. Slupinski, C. Johae, L. Günther, «EWR GmbH überplant ihre Mittelspannungsnetze – Integration des Stresstests für Elektromobilität in einen standardisierten Prozess», Elektrizitätswirtschaft, Jg. 119, Nr. 10, S. 50–53, 2020.