Der Zubau von Photovoltaik hat in Malta in den letzten Jahren sowohl im großen Maßstab als auch im privaten Bereich erheblich zugenommen. Die derzeitige installierte Kapazität wirkt sich bereits heute stark negativ auf die Netzinfrastruktur Maltas aus und verursacht Probleme aufgrund von Spannungshaltungsproblemen wie Leistungsrückflüssen (die aus einem Überangebot resultieren) und damit eihergehende Spannungsanstiege im Niederspannungsnetz. Dieser Beitrag befasst sich mit der Integration des »LVRSys®-Niederspannungsregelsystems« in ein Niederspannungsnetz in einem halb-ländlichen Gebiet auf Malta.
Ein thyristorgesteuerter Niederspannungsregler auf Transformatorbasis wurde in MATLAB/Simulink unter Verwendung des PLECS-Blocksets modelliert und simuliert. Experimentelle Ergebnisse wurden auch durch Messungen der Spannungsprofile bei 70 % der tatsächlichen Niederspannungseinspeisung erzielt, die mehrere Fälle von Über- und Unterspannung zeigten. Die Ergebnisse des Simulationsmodells stimmten in hohem Maße mit den Ergebnissen der Feldtests überein, wodurch die in dieser Studie entwickelten Simulationsmodelle validiert wurden. Die Ergebnisse zeigen, dass die Spannung des Netzes erfolgreich auf die Nennspannung von 240 V geregelt wurde.
LVRSys®
Das »LVRSys®-Niederspannungsregelsystem« wurde speziell entwickelt, um Spannungshaltungsprobleme aufgrund der Integration von Elektromobilität, Photovoltaik und Wärmepumpen im Niederspannungsnetz zu lösen. Es stellt eine wirtschaftliche & flexible Alternative zum kosten- und zeitintensiven Leitungsausbau dar.
1 EINFÜHRUNG
Die Photovoltaik (PV) ist derzeit die wichtigste erneuerbare Energiequelle in Malta. Es wird erwartet, dass Malta in den kommenden Jahren seine Dekarbonisierungsstrategie fortsetzt und dabei das Beste aus seinen natürlichen Gegebenheiten macht, d. h. aus der hohen Bevölkerungsdichte und der begrenzten Verfügbarkeit von Land. Es wird erwartet, dass die Photovoltaik der größte Beitrag Maltas zur Erreichung des für 2030 angestrebten Anteils von 11,5 % erneuerbarer Energiequellen (EE) bleiben wird. In Malta konzentrieren sich die Photovoltaikanlagen auf eine Fläche von nur 316 km2, so dass die photovoltaische Stromerzeugung sehr anfällig für schnelle Schwankungen der Ausgangsleistung aufgrund von Wettereinflüssen, z.B. bei Bewölkung, ist. Daher stellt die Photovoltaik aufgrund ihrer inhärenten Unbeständigkeit eine erhebliche Herausforderung für die Netzstabilität dar. Diese Schwankungen werden derzeit durch die Hochspannungs-Wechselstrom-Verbindungsleitung zwischen Malta und Italien und die zentrale Stromerzeugung Malta´s abgemildert. Der derzeitige Anteil der erneuerbaren Energien wirkt sich bereits heute massiv auf die Netzinfrastruktur Maltas aus und verursacht Risiken durch Spannungshaltungsprobleme wie Spannungserhöhungen und Leistungsrückflüsse [1].
Das maltesische Stromnetz wurde originär mit der alten Netzinfrastruktur für unidirektionale Stromflüsse gebaut, bei denen der Strom von der zentralen Erzeugung zu den Verbrauchern fließt. Die künftige Zunahme der Photovoltaik-Durchdringung wird den Verteilernetzbetreiber (VNB) vor zusätzliche betriebliche, planerische und verwaltungstechnische Herausforderungen stellen. Erhebliche Investitionen in die Netzverstärkung werden erforderlich sein, da die derzeitige Infrastruktur zunehmend an ihre Grenzen stoßen wird. Dies stellt eine große Herausforderung für den VNB dar, da die Stromleitungen in Zeiten hohen Verbrauchs einen erheblichen Spannungsabfall aufweisen, während die Stromleitungen bei hoher Photovoltaik-Erzeugung aufgrund des umgekehrten Stromflusses einen Spannungsanstieg erfahren. Es wird erwartet, dass diese Spannungsschwankungen in Zukunft noch weiteren zunehmen werden, da Malta zusätzlich auch noch zusammen mit dem Rest der Europäischen Union darauf drängt, mehr Elektrofahrzeuge auf die Straße zu bringen. Derzeit werden auf der Insel in raschem Tempo Schnellladestationen installiert.
Der Verteilnetzbetreiber muss die Spannung gemäß den in der Norm EN50160 [2] festgelegten Grenzwerten aufrechterhalten. Nach dieser Norm müssen die 10-Minuten-Effektivwerte der Niederspannungsversorgungsspannung bei normalem Betrieb während mehr als 95 % der Zeit innerhalb eines Zeitraums von einer Woche im Bereich von ±10 % der Nennspannung liegen. Vor der Integration von Elektrofahrzeugen (EVs) waren spannungsbezogene Probleme fast immer auf Niederspannungen zurückzuführen. Diese Probleme wurden auf sehr einfache Art und Weise gelöst, indem die Spannung in den Verteilerstationen durch Abzweigungen erhöht wurde. Diese Art von Korrekturmaßnahmen ist in der heutigen Zeit nicht mehr möglich, da die Netzspannung täglich sowohl über als auch unter der Nennspannung schwankt. Wenn ein Transformator so eingestellt wurde, dass er die Spannung in den Unterstationen erhöht, um Spannungsabfälle auszugleichen, verschlimmert diese Einstellung die Auswirkungen des Spannungsanstiegs bei Rückleistungsflüssen sogar noch zusätzlich.
Zur Abschwächung der Spannungsschwankungen, die durch die derzeitigen bidirektionalen Stromflüsse im heutigen Stromnetz verursacht werden, kann eine Reihe praktischer Lösungen in Betracht gezogen werden. Die naheliegendsten Optionen bestehen in der Drosselung der Photovoltaik-Erzeugung (Reduzierung der Leistung von Photovoltaik-Anlagen in Zeiten überschüssiger Erzeugung) und der Restriktion von Elektromobilität (Begrenzung der Ladeleistung von Elektrofahrzeugen), wenn der Lastbedarf im Netz zu hoch ist. Wirkleistungsbegrenzung und EV-Lastabwurf schaffen jedoch unfaire Möglichkeiten für Verbraucher und „Prosumer“ (privater Strom-Verbraucher und -produzent in einem), die sich an verschiedenen Punkten des Verteilungsnetzes oder sogar am selben Einspeiser befinden. Alternativ könnte das Verteilernetz verstärkt und aufgerüstet werden, indem die Größe der Transformatoren und Kabel erhöht wird. Diese Option ist jedoch aufgrund der hohen Kosten und der für die Einführung erforderlichen Vorlaufzeiten möglicherweise nicht sinnvoll. Es gibt noch andere technische Lösungen, die angewandt werden können, von denen einige auf handelsübliche Geräte zurückgreifen. Diese werden im folgenden Abschnitt erörtert.
1.1 Betrachtung & Bewertung unterschiedlicher Methoden zur Lastspannungsregelung in Stromnetzen
Es gibt verschiedene Lösungen, um die Spannungsschwankungen im Niederspannungsnetz abzumildern. Bei einigen Technologien wird direkt auf die Spannung eingewirkt, bei anderen wird die Spannung durch intelligente Steuerung reguliert, indem Energiespeichersysteme oder Blindleistungsregelung eingesetzt werden. Die folgende Liste fasst die Technologien und Strategien zusammen, die zur Spannungskorrektur im Niederspannungsnetz eingesetzt werden:
- Laststufenschalter (OLTC)
- Energiespeichersysteme (ESS)
- Statische VAR-Kompensatoren (SVC)
- Dynamic Voltage Restorer / Dynamischer Spannungswiederhersteller (DVR)
- Blindleistungsregelung über netzgekoppelte Wechselrichter
- Stufenspannungsregler (SVR)
- »LVRSys®«-Niederspannungsregelsystem
Laststufenschalter (OLTC)
Der OLTC ist eine weit verbreitete Lösung für die Spannungsregelung in Stromnetzen. Diese Geräte ermöglichen die Auswahl verschiedener Transformatoranzapfungen zur Anpassung der Ausgangsspannung, ohne die Last abzuschalten. Ein typisches Beispiel für einen Stufenschalter des Typs «Diverter» ist in Abbildung 1 dargestellt. OLTCs werden hauptsächlich in Verteilertransformatoren installiert, die Übertragungsnetze mit Verteilungseinspeisungen verbinden. Der OLTC kompensiert den Spannungsabfall (Line Drop Compensation, LDC), indem er die Stufenstellungen anpasst, z. B. durch Anlegen höherer Spannungen, wenn die Last steigt. Die Spannungsreferenz muss sorgfältig ausgewählt werden, um die Spannung mehrerer Einspeisungen, die an einen einzigen Transformator angeschlossen sind und jeweils ein anderes Spannungsprofil aufweisen, im gesamten Netz innerhalb des zulässigen Bereichs zu halten.
Die OLTC-Zielspannungsreferenz kann unter Berücksichtigung des maximalen Spannungsabfalls zwischen der Transformator-Sendeschiene und dem am stärksten betroffenen Abzweigende bestimmt werden, wobei sichergestellt werden muss, dass die Mindestlastspannung nicht unter die in EN50160 festgelegte Untergrenze fällt. In der Vergangenheit wurden OLTCs nur zur Regelung von Spannungsabfällen eingesetzt. Daher gehen herkömmliche OLTC-Spannungsregelungsstrategien von unidirektionalen Leistungsflüssen aus. Heutzutage hat sich die Situation jedoch dahingehend geändert, dass ein Spannungsanstieg bei hoher Photovoltaik-Erzeugung (und Rückwärtsstromflüssen aufgrund eines geringen Lastbedarfs) auftritt. Es ist auch davon auszugehen, dass höhere Spannungsabfälle auftreten werden, wenn das Laden von Elektrofahrzeugen in großem Umfang üblich wird. Die Autoren in [4] untersuchten eine Methode zur Steuerung des Spannungsabfalls, die bei OLTCs sowohl auf Mittelspannungs- als auch auf Niederspannungstransformatoren angewandt wird, um das korrekte Spannungsniveau während der Erzeugung großer Mengen von Photovoltaikstrom aufrechtzuerhalten.
Die autonome Steuerung von Mittelspannungs-/Niederspannungstransformatoren zeigte, dass der Spannungsanstieg kontrolliert werden kann, was eine weitere Steigerung der Kapazität der Photovoltaikanlage ermöglicht. Die daraus resultierende Leistungsdynamik ist jedoch ein wichtiger Faktor, der in Szenarien mit hoher Durchdringung von Photovoltaikanlagen berücksichtigt werden muss. Das Stromnetz erfährt schnelle Leistungsänderungen, zum Beispiel bei vorbeiziehenden Wolken. Dies erfordert eine schnelle Betätigung der Motorkontakte des OLTC, was sich auf die Zuverlässigkeit und Lebensdauer des OLTC auswirkt. Eine weitere betriebliche Einschränkung besteht darin, dass der OLTC aufgrund des großflächigen Einsatzes von einphasigen Photovoltaik-Dachanlagen im Niederspannungsnetz mit unsymmetrischen dreiphasigen Stromflüssen arbeiten muss. Der OLTC funktioniert unter diesen Umständen in der Regel nicht zufriedenstellend, da eine gleichzeitige individuelle Phasenkorrektur nicht ohne weiteres möglich ist.
Laststufenschalter (OLTC) in Kombination mit Energiespeichersystemen
Trotz dieser Einschränkungen sind OLTCs heute ein fester Bestandteil der Verteilungsnetze. Es ist notwendig geworden, diese teuren Geräte unter optimalen Arbeitsbedingungen funktionsfähig zu halten, um den Verschleiß zu verringern, der durch schnell wechselnde Spannungsanforderungen und die Anzahl der Stufenschaltungen verursacht wird. In der Literatur wurden mehrere Ansätze vorgeschlagen, um die zusätzliche Belastung der OLTCs zu mindern. Eine Möglichkeit, die Auswirkungen der unvorhersehbaren schnellen Änderungen der Netzstromflüsse abzumildern, ist der Einsatz von Energiespeichersystemen (ESS). ESS können eingesetzt werden, um die zusätzliche Arbeitsbelastung der OLTCs durch die Spannungsschwankungen aufzufangen. In [5, 6] wurde eine Koordinierung zwischen einem Batterie-Energiespeichersystem (BESS) und einem OLTC durchgeführt, um akzeptable Spannungsniveaus aufrechtzuerhalten und gleichzeitig die Anzahl der OLTC-Operationen und die aus dem BESS entnommene Energie zu minimieren. In [6] wurde ein Algorithmus auf der Grundlage einer Vorhersage für den nächsten Tag vorgeschlagen, um die optimalen Systemeinstellungen zu bestimmen, und es wurde festgestellt, dass er die Koordinierung zwischen allen Systemkomponenten verbessert. Es wurden alternative Strategien vorgeschlagen, um schnelle und häufige Anpassungen der OLTCs während photovoltaischer Leistungsschwankungen abzumildern.
Blindleistungsregelung über netzgekoppelte Wechselrichter
Bei diesen Strategien erfolgt die Spannungsregelung durch Blindleistungsregelung mit den netzgekoppelten Photovoltaik-Wechselrichtern selbst, wodurch die Notwendigkeit von Anzapfvorgängen am OLTC reduziert wird. In [7] wurde eine Optimierungsmethode für die Koordination von OLTCs und Photovoltaik-Wechselrichtern entwickelt. Das Optimierungsproblem zielte darauf ab, die Spannungsabweichungen zu minimieren und die Anzapfungen zu reduzieren. Simulationen zeigten, dass die Methode auch bei Spannungsungleichgewichten und erheblichen Lastprognosefehlern wirksam blieb. Allerdings ist eine Kommunikation zwischen OLTCs und Wechselrichtern erforderlich, damit diese Methode funktioniert. Die Autoren in [8, 9] schlugen Techniken vor, die autonom arbeiten, ohne eine Kommunikationsinfrastruktur zu benötigen. In [8] überwachte der Photovoltaik-Controller schnelle Leistungsschwankungen aufgrund von Änderungen der Sonneneinstrahlung und bezog/absorbierte Blindleistung entsprechend einem vordefinierten Faktor. Der OLTC-Regler beobachtete kontinuierlich die Schwankungen der Wirk- und Blindleistung und verzichtete auf unnötige Stufenanpassungen, von denen bekannt war, dass sie durch die Einspeisung/Absorption von Photovoltaik-Wechselrichterleistung ausgelöst werden. In einigen Fällen muss jedoch die Leistung der Photovoltaikanlagen gedrosselt werden, damit der OLTC die Spannung regeln kann. Diese Strategie erforderte zwar kein Kommunikationsnetz, hatte aber den großen Nachteil, dass sie den Energieertrag der Photovoltaikanlage verringerte. In [9] wurde ein Koordinierungssystem vorgeschlagen, das einen Betrieb ohne Einbußen bei der photovoltaischen Erzeugung ermöglichte. Der Betrieb basierte auf einem dezentralen Kontrollschema, bei dem Korrekturmaßnahmen nur auf der Grundlage lokaler Messungen vorgenommen wurden und eine Signalisierungsmethode für die Koordination zwischen den OLTCs und den Wechselrichtern verwendet wurde.
Laststufenschalter (OLTC) in Kombination mit Statische VAR-Kompensatoren (SVC)
Eine Technologie, die schon lange vor der Ära der dezentralen Erzeugung zur Netzspannungsregelung eingesetzt wurde, ist der statische VAR-Kompensator (SVC). Ihre Rolle bei der Spannungsregelung ist in der Literatur gut belegt. Der SVC besteht aus im Nebenschluss angeschlossenen passiven Elementen, die die Spannung durch Aufnahme/Abgabe von Blindleistung aus dem/an das Stromnetz regeln, wobei die Steuerung durch einen Leistungswandler (normalerweise auf Thyristorbasis) erfolgt. SVCs sind relativ kostengünstig, erfordern eine einfache Steuerung, sind wartungsfrei und können im Gegensatz zu OLTCs in bestehende Transformatoren von Umspannwerken nachgerüstet werden. In [10, 11] wurde eine Methode zur Integration von SVCs in Netze mit bestehenden OLTCs vorgestellt, die darauf abzielt, den Betrieb des OLTCs zu reduzieren.
Eine Analyse eines Niederspannungsnetzes mit einem OLTC am Mittelspannungs-/Niederspannungstransformator wurde von den Autoren in [12] durchgeführt. Die Ergebnisse zeigten, dass der Stufenschalterbetrieb des OLTC durch die richtige Auslegung eines SVC in Abstimmung mit einer zentralen Steuerung erheblich reduziert werden konnte. Der SVC wurde so gesteuert, dass er die Spannungsschwankungen erkannte und diesen Effekt in Koexistenz mit den lokal gesteuerten dezentralen Photovoltaik-Wechselrichtern, die ebenfalls zur Spannungsregelung beitrugen, abschwächte. Der Nachteil von SVCs besteht darin, dass es sich um wechselstromgesteuerte Systeme handelt und somit kontinuierliche Verluste mit ihrem Betrieb verbunden sind.
Dynamischer Spannungswiederhersteller (DVR)
Zur Regulierung der Versorgungsspannung können auch aktive Serienspannungskompensatoren, so genannte Dynamic Voltage Restorer (DVRs, DE: Dynamische Spannungswiederhersteller), eingesetzt werden (Abbildung 2). Diese DVRs [16] bestehen aus einem primärseitigen Transformator, der von einem pulsweitenmodulierten Schaltwandler gesteuert wird, der von der Versorgungsspannung gespeist wird (siehe Abbildung 2). Bei Spannungseinbrüchen oder Überspannungen speist der DVR eine Hilfs- oder Gegenspannung ein [12, 13]. Normalerweise besteht ein DVR aus einem zweistufigen Stromrichter mit einem Gleichspannungszwischenkreis, was aufgrund der doppelten Umwandlung zu hohen Verlusten, einer erhöhten Größe und höheren Kosten führt. Es können auch DVR-Topologien mit direkter Wechselstromumwandlung verwendet werden, aber diese sind sehr komplex zu steuern und erfordern immer noch mehrere passive Komponenten für Filterzwecke [14, 15].
Stufenspannungsregler (SVR)
Schließlich bieten auch Stufenspannungsregler (SVR) ein relativ einfaches Mittel zur Spannungsregelung. SVR sind schon seit geraumer Zeit in Betrieb und bestehen aus einer Reihenkompensationsspule mit mechanisch schaltbaren Entnahmestellen, die in der Regel an den Einspeisungen installiert sind. Das Betriebskonzept ist in Abbildung 3 dargestellt.
Die Serienspule ist mit einer Hauptnebenspule verbunden, die parallel zur Last geschaltet ist [17, 18]. Der Hauptnachteil solcher SVRs ist, dass sie mechanisch bewegliche Teile haben und nur langsam auf Spannungsänderungen reagieren.
Trotz dieser Nachteile wurde in [19] gezeigt, dass SVRs in bestimmten Fällen das Unterspannungsproblem bei hoher Last sowie Überspannungsszenarien, die durch eine hohe Durchdringung von Photovoltaikanlagen verursacht werden, entschärfen können.
Ein weiterer Nachteil der SVR besteht darin, dass diese Geräte, ähnlich wie OLTCs, die drei Phasen gleichzeitig korrigieren und daher bei Spannungsasymmetrien nicht korrekt arbeiten können. Die Lösung hierfür wäre eine entkoppelte, phasenweise Spannungsregelung, wie sie in [20] vorgeschlagen wurde.
»LVRSys®«-Niederspannungsregelsystem
In diesem Fachbericht wird ein »LVRSys®« vorgestellt, welches keinen OLTC am Niederspannungs-Verteilungstransformator benötigt, da es die Funktion des OLTC selbst übernehmen kann [22-24]. Der Vorteil dieser Technologie besteht darin, dass sie einzelne Phasen korrigieren kann, eine viel schnellere Reaktionszeit hat, keine beweglichen Teile besitzt und sehr einfach bei allen Arten von Transformatoren und Abgängen nachgerüstet werden kann. Das vorgestellte »LVRSys®« kann auch für niedrigere Leistungen ausgelegt werden und kann sogar bei mittleren Abgängen installiert werden [25]. Die Technologie wurde erfolgreich implementiert, ist kommerziell verfügbar und hat eine breite Anwendung in Niederspannungsnetzen gefunden [26]. »LVRSys®« basiert auf einem sehr einfachen Konzept, d. h. ein Transformator wird verwendet, um eine «isolierte» abgesenkte Version der Versorgungsspannung an einem bestimmten Punkt des Netzes hinzuzufügen oder abzuziehen. Diese Technologie erfordert eine relativ einfache Regelungsmethode und hat im Vergleich zu allen anderen Spannungsregelungsmethoden sehr geringe Leistungsverluste. Es wurde festgestellt, dass »LVRSys®« die geeignetste Technologie ist, um Spannungskorrekturen in der kürzesten Zeit im Vergleich zu alternativen Technologien durchzuführen. In diesem Zusammenhang werden die Ziele dieses Fachberichtes im Folgenden zusammengefasst:
- Das erste Ziel ist die Entwicklung eines Simulationsmodells des »LVRSys®« in MATLAB/Simulink unter Verwendung des PLECS-Blocksatzes. Dieses wird zunächst an einem sehr einfachen Niederspannungsnetz mit aggregierter Last und einer bekannten Spannungsstörung auf einer der Phasen getestet.
- Danach werden die experimentellen Daten aus der von den Autoren durchgeführten Datenerfassung zur Überwachung der Leistung eines »LVRSys®«, das in einem Niederspannungsnetzabzweig in Malta eingesetzt wird, analysiert.
- Schließlich werden die aus der vorangegangenen Analyse gewonnenen Daten zur Validierung des Simulationsmodells des Niederspannungsreglers gegenüber dem tatsächlichen Regler verwendet. Dieses Simulationsmodell wird dann für die optimale Auswahl von Punkten im Niederspannungsnetz verwendet, an denen »LVRSys®«-Einheiten eingesetzt werden können, um die beste Leistung zu erzielen.
Der Rest des Fachberichtes ist wie folgt aufgebaut: In Abschnitt 2 wird ein kurzer Überblick über die theoretischen Grundlagen der Spannungsschwankungen in einem Niederspannungsnetz aufgrund von Photovoltaikanlagen und hoher Lastnachfrage gegeben.
In Abschnitt 3 werden das Konzept hinter dem Betrieb des »LVRSys®«, sein typischer Einsatz im Niederspannungsnetz und sein Regelungsalgorithmus beschrieben.
Das Simulationsmodell und die erzielten Ergebnisse werden in Abschnitt 4 erörtert. In Abschnitt 5 wird eine Fallstudie des »LVRSys®« vorgestellt und diskutiert. In Abschnitt 6 wird die Validierung des Niederspannungsregelungs-Simulationsmodells erörtert, und Abschnitt 7 bildet den Abschluss des Dokuments.
2 SPANNUNGSSCHWANKUNGEN IN EINEM NIEDERSPANNUNGSNETZ AUFGRUND VON PHOTOVOLTAIKANLAGEN
2.1 Leistungsfluss entlang eines Niederspannungsnetzes
Abbildung 4 zeigt ein vereinfachtes Einleitungsdiagramm eines Niederspannungsverteilernetzes von einem Verteilertransformator (V1) zu einem Endkunden (V2). Es wird angenommen, dass der Kunde einen durch PL+jQL definierten Lastbedarf und eine durch PPV+jQPV definierte Photovoltaikanlage hat.
Wenn die Impedanz des Niederspannungsnetzes durch die Impedanz Z = (R+jX) dargestellt wird, können die Scheinleistung und der einphasige Strom am Punkt V2 wie folgt definiert werden:
S2 = V2 x I∗ = (PL−PPV) + j(QL−QPV) (1)
I∗ = (PL−PPV) + j(QL−QPV) / V2 (2)
Der Spannungsabfall an der Niederspannungseinspeisung ist gegeben durch:
ΔV = V1 − V2 (3)
I = V1 − V2 / Z = ΔV / Z (4)
ΔV = I∗ x Z = (PL−PPV)−j(QL−QPV) / V*2 x Z (5)
Unter der Annahme, dass V∗2 die Referenz V ist, und wenn man Z durch R + jX ersetzt, kann (5) wie folgt umgeschrieben werden:
ΔV = ΔVd + jΔVq (6)
wobei ΔVd der Realteil und ΔVq der Imaginärteil des Spannungsabfalls ΔV ist. Bei Niederspannungseinspeisungen ist das X/R-Verhältnis sehr niedrig [20], daher kann der Imaginärteil als nahezu Null angenommen werden (ΔVq ≈ 0). Folglich kann (5) weiter vereinfacht werden als:
ΔVd = V1 − V2 = (PL−PPV)R + (QL−QPV)X / V2 (7)
Gleichung (7) kann umgeschrieben werden, indem V2 in die Formel eingesetzt wird:
V2 ≈ V1 − [(PL−PPV)R + (QL−QPV)X / V1] (8)
Gleichung (8) beschreibt das Verhalten der Spannung am Ende des Abgangs. Betrachtet man nur den ersten Term, wenn:
- PL > PPV, dann V1 > V2: Es gibt einen Spannungsabfall über der Zuleitungsimpedanz.
- PPV > PL, dann V2 > V1: Es kommt zu einem Spannungsanstieg über die Leitungsimpedanz.
Das bedeutet, dass die Spannung an der Impedanz des Einspeisers abfällt, wenn der Lastbedarf des Kunden höher ist als die photovoltaische Erzeugung. Übersteigt hingegen die photovoltaische Erzeugung den Lastbedarf, so fließt der Strom zum Verteilertransformator, was zu einem Spannungsanstieg am Punkt der gemeinsamen Kopplung (PCC) des Kunden führt. Aus (8) kann man auch schließen, dass sogar die Netto-Blindleistung einen erheblichen Einfluss auf die PCC-Spannung hat, wenn die Induktivität groß ist. Bei der Blindleistungsregelung von Photovoltaik-Wechselrichtern wird der Wechselrichter zur Einspeisung/Absorption von Blindleistung genutzt, um die Spannungshöhe zu steuern [27]. Derzeit ist es in Malta jedoch üblich, dass die Photovoltaik-Wechselrichter so eingestellt sind, dass sie Leistung mit einem Leistungsfaktor von eins abgeben. Daher wird in der Analyse dieses Fachberichtes die Spannung direkt korrigiert, unabhängig vom Zustand der Blindleistung des Systems.
3 NIEDERSPANNUNGSREGLER (»LVRSys®«)
3.1 Arbeitsprinzip
Das in dieser Arbeit behandelte »LVRSys®« besteht aus einem Strangregler, der von der A. Eberle GmbH [28] entwickelt und hergestellt wird. Die Spannungsregelung erfolgt über das Schalten der Sekundärseite einer Konfiguration aus einem oder mehreren Transformatoren mit festem Übersetzungsverhältnis, wie in Abbildung 5 dargestellt.
Neben dem direkten Nutzen der Spannungsregelung am Installationsort im Niederspannungsnetz hat sie einen indirekten Nutzen durch die Verringerung der Abschaltvorgänge von Photovoltaik-Wechselrichtern aufgrund von Hochspannung am PCC (Punkt der gemeinsamen Kopplung). Dies trägt somit auch zur Minimierung der Intermittenz der von Photovoltaikanlagen erzeugten Energie bei. Das System korrigiert Spannungsschwankungen im Stromnetz, indem es eine zusätzliche Serienspannung (z. B. 1,5 % und 4,5 % der Nennspannung) über diese Transformatoren einspeist.
Je nach Bedarf kann die Korrektur eine ansteigende (phasengleiche) oder abfallende (phasenverschobene) Wirkung von bis zu ±6% in Schritten von ±1,5% haben.
Die Richtung der Spannungssteuerung (d.h. Addition oder Subtraktion der Prozentwerte) wird durch die Verbindung der Primärwicklung der Transformatoren über eine Thyristorbrücke bestimmt, die von einem elektronischen Regler gesteuert wird.
Da die Thyristorbank zum Schalten der Primärseite der Kompensationstransformatoren verwendet wird, ist der Strom, der durch sie fließt, im Vergleich zum Hauptstrom sehr gering. Dieser geringe Strom in den Halbleitern führt zu einer sehr geringen Verlustleistung des Systems (unter 0,5 %).
3.2 Typischer Einsatz
Die Nennleistung eines »LVRSys®« kann von einigen kVA bis zu MVA reichen. Sie können nahtlos an ungeregelte Ortsnetztransformatoren, Sammelschienen und Mehrfach- oder Einzelabgänge angeschlossen werden, wie in Abbildung 6 dargestellt. Aufgrund ihres Leistungsbereichs und ihrer Vielseitigkeit können sie in größere, zentralere Positionen als Ortsnetzregler oder in kleinere Lösungen für einzelne Leitungen oder sogar Phasen integriert werden.
3.3 Funktionsprinzip des Algorithmus
Wie in Abschnitt 3.1 erläutert, führt der Regler eine Aufwärts- oder Abwärtskompensation für die Spannung entlang jeder einzelnen Phase der Versorgungsleitung durch. Im Normalbetrieb stellt der Benutzer zwei Reglerparameter wie folgt ein:
- Sollwert der Nennspannung (z.B. 230 V)
- Toleranzband (Totzone), entweder als Spannungsbetrag oder als Prozentsatz des Nennspannungssollwerts (z.B. ±3%).
Diese grundsätzliche Funktionsweise ist in Abbildung 7 bildlich dargestellt. Wenn die Eingangsversorgungsspannung außerhalb des Toleranzbandes abweicht, ermittelt der Regler den erforderlichen Spannungskompensationswert und steuert die notwendigen Thyristoren an, um die erforderliche Transformatorenkombination zu schalten.
Typische Kombinationsmöglichkeiten für einen Kompensationsbereich von ±6% sind in Tabelle 1 dargestellt. In Fällen, in denen keiner der Transformatoren einen Beitrag leisten muss (gekennzeichnet durch 0%), wird die Primärwicklung des Transformators kurzgeschlossen. Liegt die Versorgungsspannung innerhalb des Toleranzbandes, bleibt »LVRSys®« inaktiv, wenn die Primärseite beider Transformatoren kurzgeschlossen ist.
Die Reaktionszeit des »LVRSys®« kann ebenfalls vom Benutzer in Form von Volt-Sekunden (V s) eingestellt werden. Die schnellste Reaktionszeit auf eine Spannungsabweichung liegt unter 30 ms, und das System kann von 1 bis 100 V s in Schritten von 0,1 V s langsamer eingestellt werden. Der Spannungsregler kann auch die Spannung an einem entfernten Knotenpunkt regeln, wenn die Netzimpedanz (Zgrid) vor diesem Knotenpunkt bekannt ist. In diesem Fall kann die Sollwertspannung wie folgt bestimmt werden:
Vset _point = Vmeasured + Imeasured × Zgrid (9)
wobei Vmeasured und Imeasured die vom System gemessenen Spannungs- und Stromgrößen sind.
3.4 Anwendung auf Photovoltaikanlagen und große Lasten
Die Energieprofile von Verbrauchern und Prosumenten weisen tägliche Schwankungen auf. In Zeiten hoher Sonneneinstrahlung können Photovoltaikanlagen mehr Energie erzeugen, als von den Verbrauchern benötigt wird, wodurch die Spannung auf dem Netz ansteigt. Umgekehrt kommt es abends, wenn der Lastbedarf steigt, zu einem Spannungsabfall auf dem Einspeiser, ohne dass die photovoltaische Erzeugung dazu beiträgt. »LVRSys®« kann beide Fälle abdecken, wie in Abbildung 8 dargestellt. In beiden Fällen können die Spannungsabweichungen zu groß sein und dazu führen, dass die Spannung über die in der Norm EN50160:2010 [2] festgelegten Grenzen hinaus schwankt. Dies zeigt, dass der Spannungsregler gleichermaßen geeignet ist, um die Integration dezentraler Stromerzeugung zu erleichtern und den prognostizierten Lastanstieg aufgrund der weiten Verbreitung der Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge abzufedern.
4 SIMULATIONSMODELL DES NIEDERSPANNUNGSREGLERS
4.1 Simulationsmodell
Ein Simulationsmodell eines einphasigen Niederspannungsreglers wurde in MATLAB/Simulink unter Verwendung des PLECS-Blocksatzes entwickelt. Das Spannungsreglermodell bestand aus zwei antiparallelen thyristorbasierten h-Brücken, wie in Abbildung 5 dargestellt, einem Regler und zwei Transformatoren. Ein weiterer Satz antiparalleler Thyristoren wurde über den Primärwicklungen des Transformators hinzugefügt, um die Wicklungen kurzzuschließen, wenn die Spannung innerhalb des Totzonenbereichs liegt.
Die Kompensationstransformatoren wurden so gewählt, dass sie ein Kompensationsniveau von 2.5%×Un und 7.5%×Un erreichen, was zu einer Kombination führt, die in einem Bereich von ±10%×Un kompensieren kann. Ein einfaches Verteilernetzmodell wurde ebenfalls modelliert, um »LVRSys®« zu testen. Es bestand aus einem Dyn11-Verteilungstransformator (11 kV/400 V), einer 100 m langen Aluminium-Zuleitung mit einer pauschalen Impedanz von 0,211 + j0,072Ω/km und einer aggregierten Last von 30 einphasigen Haushalten, die durch eine pauschale Impedanz von 1 + j0,754Ω auf jeder Phase modelliert wurde. Die vereinfachte Darstellung der Modelle des Niederspannungsnetzes und des Spannungsreglers ist in Abbildung 9 zu sehen.
Das Hauptziel des Niederspannungsreglers bestand darin, die erforderliche Spannungskompensation zu bestimmen und dann die erforderlichen Thyristorkombinationen entsprechend zu schalten. Die Eingänge des Reglers sind benutzerdefinierte Sollwerte: Nennspannung (VNOM) und die Totzone sowie Messwerte (Strom und Spannung). Der Regler misst den Strom (INOM) durch den Regler (d. h. den Laststrom) und die Spannung am »LVRSys®«-Ausgang (d. h. die geregelte Lastspannung). Die Strommessungen wurden benötigt, um die Phaseninformation zu bestimmen und die Thyristoren bei Nulldurchgängen einzuschalten. Die Spannungsmessung war für den Algorithmus erforderlich, um die Leistung des Spannungsreglers zu verfolgen.
4.2 Simulationsergebnisse
Eine Störspannung wurde in die Phase C der Sekundärwicklung des Transformators eingespeist, um die Leistung des »LVRSys®« zu testen. Die Störung bestand aus einer Rampenvariation der in Serie eingespeisten Spannung zwischen 25 V und -25 V rms. Der Nennspannungssollwert wurde auf 230 V rms und die Totzone auf ±5 V eingestellt. Die Simulationen wurden über einen Zeitraum von 10 Minuten durchgeführt und die Ergebnisse sind in Abbildung 10 dargestellt.
Wie aus den Kurvenformen ersichtlich ist, lag die unkorrigierte Spannung anfangs innerhalb des Toleranzbereichs (Totzone), so dass »LVRSys®« inaktiv war. Während des Zeitraums zwischen t = 40 s und t = 60 s begann die Spannung entsprechend der negativen Rampenstörung abzufallen. Sobald die Phasenspannung den unteren Wert der Totzone erreichte, korrigierte »LVRSys®« die Spannung, indem er die erste Kompensation von +2,5 % einführte (Schritt 1 in der Abbildung 10).
Die unkorrigierte Spannung sank weiter und die geregelte Spannung überschritt erneut die untere Totzonengrenze. Der Regler erhöhte seine Kompensation auf +5 %, indem er die 7,5 %- und 2,5 %-Kompensationstransformatoren in Reihe zur Unterstützung bzw. in Reihe gegenläufig einschaltete (Schritt 2 in der Abbildung). Dieser Vorgang wurde wiederholt (Schritte 3 und 4), bis die gesamte Kompensation von +10% erreicht war. Bei t = 150 s begann die Spannung, sich wieder der Nennspannung anzunähern, und der Regler begann, seine Kompensation zu verringern, bis die gesamte Kompensation aufgehoben war. Bei t = 400 s begann die Netzspannung zu steigen und überschritt die obere Totzone. Der Regler wiederholte das gleiche Verfahren wie oben, diesmal jedoch mit negativer Kompensation.
5 FALLSTUDIE VON »LVRSys®« IM MALTESISCHEN NIEDERSPANNUNGS-NETZWERK
Es wurde eine Fallstudie über ein sehr langes Zuleitungskabel in einem halb-ländlichen Gebiet in Malta durchgeführt, in dem die Verbraucher sowohl Über- als auch Unterspannungen aufwiesen.
Das geografische Informationssystem (GIS) des Verteilungsnetzes wurde vom maltesischen Verteilnetzbetreiber (VNB/DSO) „Enemalta plc“ zur Verfügung gestellt. Anhand des GIS wurde der Standort des Mittelpunkts des Niederspannungsnetzes ermittelt.
Die aus dem GIS gewonnenen Informationen dienten dann als Ausgangspunkt für eine Vor-Ort-Untersuchung zur Ermittlung potenzieller (physischer) Standorte, an denen die Niederspannungsnetze untergebracht werden können. Bei der Untersuchung wurden die Knotenpunkte zwischen dem Mittelpunkt und dem Endpunkt des Niederspannungsnetzes berücksichtigt.
Ein strategischer Standort, der potenziell für »LVRSys®« in Frage kommt, wurde bei 70 % der Länge des Abgangs ermittelt. Am ermittelten Standort wurde eine Woche lang eine Spannungsüberwachung durchgeführt. Die Anzahl der Verbraucher und ihre Versorgungsart, die hinter dem Spannungsüberwachungspunkt angeschlossen sind, sind in Tabelle 2 aufgeführt. Das Laststromprofil des Einspeisers ist in Abbildung 11 dargestellt. Die Gesamtkapazität der installierten Photovoltaikanlagen wurde auf 30 kWp geschätzt. Die Position der Aufzeichnungsübung lag bei etwa 70 % der Abzweiglänge (wie zuvor ermittelt). Die unkorrigierten dreiphasigen Spannungsprofilmessungen (braun, schwarz, grau) und die zulässigen Grenzwerte für Nennspannungsschwankungen von ±10 % (rot) sind in Abbildung 12 dargestellt.
Wie aus den Spannungsprofilen ersichtlich ist, näherte sich die Spannung jeden Tag gegen 12:00 Uhr dem oberen zulässigen Grenzwert, während sie gegen 20:30 Uhr unter den unteren Grenzwert sank. Die problematischste Phase war Phase C (graue Wellenform). Diese Information fiel mit den Zeiträumen der maximalen Photovoltaik-Erzeugung bzw. der höchsten Belastung zusammen.
Da diese Messung bei 70 % der Einspeisungslänge durchgeführt wurde, war zu erwarten, dass die Spannungsschwankungen bei den Verbrauchern, die am Ende der Einspeisung angeschlossen sind, noch stärker ausfallen würden.
An der ermittelten Stelle (ca. 70 % der Einspeisungslänge) wurde ein Niederspannungsregelsystem »LVRSys®« mit den in Tabelle 3 aufgeführten Parametern installiert, um Spannungsanstiege und -abfälle während der Photovoltaik-Erzeugung bzw. der Hochlastzeiten auszugleichen.
Die installierte Anlage ist in Abbildung 13 dargestellt. Da bei der Einspeisung eher große Spannungseinbrüche als Spannungsanstiege beobachtet wurden, wurde der Nennspannungssollwert auf 240 V festgelegt. Das auf der Lastseite des Niederspannungsreglersystems erhaltene Spannungsprofil ist in Abbildung 14 dargestellt.
Es ist zu erkennen, dass die Spannung an den drei Phasen die meiste Zeit über erfolgreich in der Nähe des programmierten Nennspannungssollwerts geregelt wurde. Die Spannungserhöhungen wurden vollständig kompensiert, und es ist ein Spielraum von etwa 10 V rms zum Erreichen der maximal zulässigen Grenze zu beobachten.
Dies bedeutet, dass weitere zusätzliche Photovoltaikanlagen integriert werden können, ohne die Betriebsgrenzen zu verletzen.
In Bezug auf die Spannungsabfälle ist zu beobachten, dass »LVRSys®« in den meisten Fällen die Abfälle ausgleichen konnte. Allerdings gab es einen Moment, in dem das System dies nicht erfolgreich kompensieren konnte, und zwar am 25. Juli 2022. Dies geschah, da die Spannung auf einen sehr niedrigen Wert von 184 V (-23,3 %) fiel und der maximale Regelbereich des installierten Systems nur ±10 % betrug. Tabelle 4 zeigt die minimalen/maximalen Effektivspannungen vor und nach der Kompensation in Phase C.
6 SIMULATION DES NIEDERSPANNUNGSREGLERS: MODELLVALIDIERUNG
Die beiden Feldtests des Niederspannungsreglers gesammelten Informationen wurden für die Validierung des entwickelten Reglermodells verwendet, das zuvor in Abbildung 9 dargestellt wurde.
Die von einer der Phasen der unkorrigierten Dreiphasenspannungen erhaltenen Spannungsdaten wurden dann als Eingangsspannung für das Niederspannungsmodell verwendet.
Die benutzerdefinierten Einstellungen des Modells wurden dann so festgelegt, dass sie mit denen des installierten »LVRSys®« übereinstimmen, d. h. die Nennspannung wurde auf 240 V und das Totband auf ±3 V eingestellt. Die Ergebnisse, die für einen Datensatz über einen Zeitraum von einer Woche erzielt wurden, sind in Abbildung 15 dargestellt.
Eine vergrößerte Darstellung der Ergebnisse für einen der überwachten Tage (26/07/2022) ist in Abbildung 16 zu sehen. Die korrigierte Spannung aus den Felddaten (Abbildung 14 – Phase C) und dem Simulationsmodell (Abbildung 15 – orangefarbene Wellenform) zeigt, dass das Simulationsmodell identische Ergebnisse erzielt hat.
Die Ergebnisse zeigen, dass die Wellenformen der Simulation sehr genau denjenigen folgen, die in einem praktischen, im Feld getesteten »LVRSys®« erzielt wurden. Dies bestätigt, dass das Modell eine wahrheitsgetreue und korrekte Darstellung der Niederspannungs-Hardware-Ausrüstung ist.
Bei der durchgeführten Simulation wurde die Anwendung eines einzelnen Geräts auf einem Abgang berücksichtigt. Da jedoch die korrekte Funktionsweise des »LVRSys®«-Modells nachgewiesen wurde, kann es nun in größeren und komplexeren Niederspannungsnetzsimulationen verwendet werden.
7 FAZIT
In diesem Beitrag wurden gängige Methoden zur Abschwächung von Spannungsschwankungen in Niederspannungsnetzen, die durch eine hohe Photovoltaik-Erzeugung und eine hohe Lastanforderung verursacht werden, untersucht. Ein Simulationsmodell eines »LVRSys®« wurde in MATLAB/Simulink unter Verwendung des PLECS-Blocksets entwickelt. Anschließend wurde eine Fallstudie an einem Niederspannungsnetz in einem halb-ländlichen Gebiet in Malta vorgestellt. Der Einspeiser war ursprünglich für eine kleine Gemeinde konzipiert und nicht für große Photovoltaikanlagen und Elektrofahrzeuge ausgelegt. Es wurde ein Spannungsprofil bei 70 % des Einspeisers vorgestellt, bei dem mehrere Fälle von Über- und Unterspannung beobachtet wurden. Es wurde ein »LVRSys®« installiert, das sowohl die Über- als auch die Unterspannungsprobleme möglicherweise beheben kann.
Die Ergebnisse zeigen, dass die Spannung an der Last erfolgreich um eine Nennspannung von 240 V herum geregelt wurde. Die einzigen Fälle, in denen der Regler die Spannung nicht mit einer Genauigkeit von ±10 % korrigieren konnte, waren während eines sehr hohen Lastfalls. In diesem Fall fiel die Spannung so weit ab, dass sie den Regelbereich des Systems überschritt. Dennoch gelang es dem Gerät, die Spannung von 184 auf 200 V zu korrigieren. Die bei dieser Fallstudie gesammelten Echtzeitdaten der unkorrigierten Spannung wurden dann zur Validierung des für »LVRSys®« entwickelten Simulationsmodells verwendet. Die mit dem Simulationsmodell erzielten Ergebnisse stimmten mit den Echtzeitdaten der korrigierten Spannung überein. Daraus lässt sich schließen, dass das entwickelte »LVRSys®«-Simulationsmodell nahezu identisch mit der tatsächlichen Anlage funktioniert. Daher kann das entwickelte »LVRSys®«-Simulationsmodell verwendet werden, um:
- das Verhalten komplexerer Niederspannungsnetze mit der Integration von »LVRSys®« zu untersuchen,
- Ermittlung des optimalen Standorts des »LVRSys®« vor dem eigentlichen Einsatz,
- die Menge an zusätzlichen Photovoltaikanlagen zu bewerten, die in das Netz integriert werden können, und die Spannungsschwankungen in problematischen Bereichen des Netzes vorherzusagen.
AUTOREN
John Licari: Konzeptualisierung; Datenkuratierung; formale Analyse; Untersuchung; Methodik; Ressourcen; Software; Validierung; Visualisierung; Verfassen des ursprünglichen Entwurfs.
Cyril Spiteri Staines: Konzeptualisierung; Datenkuratierung; formale Analyse; Untersuchung; Methodik; Ressourcen; Software; Validierung; Visualisierung; Verfassen des ursprünglichen Entwurfs.
Alexander Micallef: Konzeptualisierung; Datenkuratierung; formale Analyse; Untersuchung; Methodik; Ressourcen; Software; Validierung; Visualisierung; Schreiben – ursprünglicher Entwurf.
Stefan Hoppert: Konzeptualisierung; Schreiben – Überprüfung und Bearbeitung
DANKSAGUNGEN
Diese Forschungsarbeit wurde von der Energie- und Wasseragentur im Rahmen der Nationalen Strategie für Forschung und Innovation in den Bereichen Energie und Wasser (2021-2030) finanziert, Fördervertragsnummer REVOLT EWA 65/22. Die Autoren möchten sich auch bei dem maltesischen Verteilnetzbetreiber (DSO/VNB) „Enemalta plc“ (DSO) für die Bereitstellung des Zugangs zum »LVRSys®« und der für die Durchführung dieser Studie erforderlichen Daten bedanken.
