Stromverteilnetzplanung für die Energieperspektiven 2050
Partner: ETHZ (FEN)
Finanzierung: Schweizer Energieversorgungsunternehmen
Projektleitung: ETHZ (FEN)
Projektteam: Dr. C. Yaman Evrenosoglu, Dr. Turhan Demiray, Philippe Buchecker
Romande Energie: 07.2023 - 07.2024
Groupe E: 07.2023 - 10.2024
externe Seite Bulletin-Artikel (auf Französisch)
Berechnung der gesamten (oder auf das Jahr umgerechneten) Netzinvestitionskosten auf jeder Netzebene (NE4-7) für eine Reihe von Szenarien der Verbreitung dezentraler Energieressourcen (d.h. PV, HP, EVs) für jedes Zieljahr (z.B. 2030, 2035, 2040) mit und ohne Flexibilitäten im Netz unter Verwendung zeitreihenbasierter Netzinfrastrukturplanung.
Die Stromversorgungsunternehmen interessieren sich für die Auswirkungen der nationalen Ziele für die Verbreitung der Photovoltaik, die Elektrifizierung der Heizung und die E-Mobilität auf die Netzinvestitionsentscheidungen in ihren Mittel- und Niederspannungsnetzen.
Dabei stehen zwei Ansätze zur Netzverstärkung zur Verfügung:
(i) Traditionelle Netzausbaumethoden: Verstärkung der Verkabelung, Umstellung der Freileitungen auf Kabel, Verstärkung der Transformatoren
(ii) Einsatz von Flexibilitäten: Regelbare Ortsnetzransformatoren im Mittel- und Niederspannungsnetz (NE6), Sicherstellung der Blindleistungsunterstützung durch PV-Anlagen im Niederspannungsnetz (NE7), Drosselung von PV-Anlagen, intelligentes Laden von Elektrofahrzeugen, Begrenzung der Ladekapazitäten und Anpassung des Wärmepumpenbetriebs.
- Abbildung der E-Fahrzeug-, PV- und WP-Verbreitungsszenarien auf jedes Gebäude (EGID) und jeden Netzknoten (Hausanschlusskasten - HAK), basierend auf den Datensätzen des Bundes (z.B. Gebäude- und Wohnungsstatistik des BFS)
- Erstellung der Zeitreihen von Ladestationen, PV und Wärmepumpen mit und ohne Flexibilitäten in 15-Minuten-Auflösung für 9 repräsentative Tage (Winter/Sommer/Frühling Wochentag/Samstag/Sonntag) auf Gebäude- und HAK-Ebene.
- Importieren der Netzdaten aus kommerzieller Software (z.B. NEPLAN, CYME)
- Durchführung der Netzplanung auf Basis der AC-Leistungsflussanalyse für jedes Szenario und jede Flexibilitätskombination für 9 Tage in 15-minütiger Zeitauflösung für jedes Zieljahr.
- Berechnung der annualisierten Investitionskosten
Zusammenfassung des externe Seite Artikels aus dem Bulletin:
Die massive Marktdurchdringung von Photovoltaik (PV), Wärmepumpen (WP) und Elektromobilität (EV), die bis zum Jahr 2040 erwartet wird, stellt eine grosse Herausforderung für die Mittel- und Niederspannungsnetze dar. Im Rahmen von Studien der Forschungsstelle Energienetze (FEN) der ETH Zürich an 50 HS/MS-Stationen der Netze von Groupe E und Romande Energie wurden die Auswirkungen verschiedener Lösungen in unterschiedlichen Regionstypen – städtisch, gemischt und ländlich – bewertet, um die Netzplanung zu optimieren.
Diese Studien basieren einerseits auf der Erstellung von Lastkurven für EV, WP, PV sowie für die konventionelle Nachfrage von Privat- und Geschäftskunden und andererseits auf der Planung des Verteilnetzes durch Modellierung jeder einzelnen HS/MS-Station (NE4) sowie des nachgelagerten Verteilnetzes (NE5–7). Die für die Netzplanung verwendete Methodik berücksichtigt traditionelle Planungsprinzipien (Verstärkung von Kabeln und Transformatoren), aber auch alternative Lösungen. Dazu gehören der Blindleistungsbeitrag Q(U) von PV-Wechselrichtern, der Einsatz von U(P)-Regelkurven sowohl für regelbare Ortsnetztransformatoren (RONT) in MS/NS-Stationen als auch für Transformatoren in HS/MS-Stationen sowie die Nutzung der Flexibilitäten von WP, EV und PV-Anlagen (Abregelung bzw. intelligenter, netzdienlicher Betrieb).
Einerseits zeigen die Ergebnisse, dass die PV-Einspeisebegrenzung den Investitionsbedarf insbesondere in ländlichen und semi-urbanen Regionen deutlich reduzieren kann. Demand-Side Management durch Lastverschiebung oder -reduktion hat hingegen einen grösseren Einfluss in städtischen Gebieten.
Andererseits kann der Blindleistungsbeitrag Q(U) von PV-Wechselrichtern den Investitionsbedarf im NE7-Netz erheblich reduzieren. Schliesslich sind regelbare Ortsnetztransformatoren (besonders bei Verwendung von U(P)-Regelkurven) wirksam bei der Lösung von Spannungsproblemen vor allem in ländlichen Netzen.
