Oplossingsrichtingen voor congestie in middenspanningsnetten: de casus Buiksloterham-Zuid/Overhoeks Amsterdam

Abstract

https://openresearch.amsterdam/nl/page/83648/oplossingsrichtingen-voor-congestie-in-middenspanningsnetten

Full text

1
Publieke samenvatting
Oplossingsrichtingen voor congestie in
middenspanningsnetten: de casus
Buiksloterham-Zuid/Overhoeks
Amsterdam
AMS Institute en TU Delft
Augustus - December 2021
Context
Dit project is gestart naar aanleiding van de vooraankondiging
1
verwachte congestie in het elektriciteitsnet in
de Amsterdamse regio Buiksloterham-Zuid/Overhoeks op 24 juni 2021 door Liander, de regionale
netbeheerder van elektriciteits- en gasnetwerken. De hier gepresenteerde analyse is het resultaat van de
samenwerking van het Advanced Metropolitan Solutions Institute in Amsterdam (AMS Institute) en de
onderzoeksgroep Intelligent Electric Power Grids (IEPG) van de Technische Universiteit Delft (TU Delft). Dit
onderzoeksproject is gestart met de bedoeling om netbeheerder Liander en de gemeente Amsterdam te
ondersteunen bij het zoeken naar oplossingsrichtingen en een korte termijn aanpak voor congestieproblemen
in het middenspanningsnet. Oplossingen moeten bovendien repliceerbaar zijn, omdat vergelijkbare situaties
zich in de nabije toekomst ook elders in Amsterdam en in andere stedelijke gebieden kunnen voordoen.
Het project is uitgevoerd met cofinanciering door het AMS Institute en de TU Delft. De steun vanuit de
gemeente Amsterdam en Liander was essentieel om gegevens te kunnen verzamelen voor de ontwikkeling van
een netwerkmodel voor gedetailleerde berekening van de energiestromen in het middenspanningsnetwerk in
Buiksloterham-Zuid/Overhoeks. Verder willen de auteurs graag de lokale grootverbruikers bedanken die
toestemming hebben gegeven voor het gebruik van hun energiedata, die zijn gebruikt voor het kalibreren van
het netwerkmodel. Deze publieke samenvatting is een ingekorte bewerking van het Engelstalig origineel.
1
https://www.liander.nl/sites/default/files/20211209%20Vooraankondiging%20verwachte%20congestie%20Noord%20Papaver weg%20v1.2.pdf

2
Onderzoeksteam:
Prof. Peter Palensky (TU Delft)
Associate Prof. Jose Rueda Torres (TU Delft)
Assistant Prof. Pedro Vergara (TU Delft)
Aleksandar Boričić, Ph.D. candidate (TU Delft)
Aihui Fu, PhD candidate (TU Delft)
Paul Voskuilen (AMS Institute)
Met ondersteuning van Gemeente Amsterdam en Liander
Vrijwaring:
De TU Delft en AMS Institute hebben hun uiterste best gedaan om de analyse volledig en juist uit te voeren
met de beschikbare gegevens. Het doel van dit project is om netbeheerder Liander te ondersteunen bij het
zoeken naar nieuwe oplossingen voor congestieproblemen in het middenspanningsnetwerk op korte termijn.
De TU Delft en AMS Institute aanvaarden geen enkele aansprakelijkheid voor de exploitatie of technische en/of
financiële haalbaarheid van de voorgestelde oplossingstrajecten. Vanwege de leesbaarheid van dit rapport, is
de beschrijving van de totstandkoming van het power-flowmodel aanzienlijk ingekort. Neem voor meer
informatie over de geïntegreerde belastingen in de modellering en geïntegreerde aannames contact op met
Paul Voskuilen, AMS Institute, paul.voskuilen@ams-institute.org.

3
Samenvatting
Door middel van een zo representatief mogelijk rekenmodel voor het middenspanningsnet van de
Amsterdamse gebieden Buiksloterham-Zuid/Overhoeks (BZOH), heeft het onderzoeksteam een detailanalyse
kunnen uitvoeren naar de verwachte leveringscongestie in dit gebied zoals aangekondigd door Liander op 24
juni 2021. De detailanalyse laat een grootschalige toename in elektriciteitsverbruik in 3 jaar tijd zien,
voornamelijk vanwege de stedelijke ontwikkeling in Overhoeks. Uit de beperkte beschikbare data en de
resultaten uit het rekenmodel blijkt dat deze toename in vermogensvraag in het middenspanningsnet boven
de normale beleidsgrenzen komt totdat de realisatie van de geplande netuitbreiding halverwege 2023
gereed is. De capaciteit is vooral ontoereikend in storings- en/of onderhoudssituaties, ook wel verschakelde
toestand genoemd, in bepaalde delen van het netwerk.
De studie laat zien dat het effectief verschakelen van het netwerk door Liander een groot deel van het
capaciteitsprobleem vermindert. Er bestaan meerdere mogelijkheden om de configuratie van het net aan te
passen om zowel in normaal bedrijf als in storings- en/of onderhoudssituaties belastingen beter in het
netwerk te kunnen integreren.
Een optimale netwerktopologie is daarom noodzakelijk om capaciteit vrij te spelen. In combinatie met een
alternatieve reservestelling voor storing en onderhoud (t.o.v. de huidige reservecapaciteit in het netwerk)
blijkt dat kritieke netsituaties voorkomen kunnen worden. Om tot een kosteneffectieve en uitvoerbare
inschatting te komen voor de dimensionering en locatie van de alternatieve reservestelling, is het
detailniveau van netanalyse cruciaal en is voor het toepassen van een alternatieve reservestelling in BZOH
een kalibratie van deze studie door Liander noodzakelijk. Daarbij kan de detailanalyse inzichten bieden om in
tijden van congestie het overschrijden van de normale beleidsgrenzen omtrent kabelbelasting tijdelijk toe te
staan onder de veilige omstandigheden. Op basis van de resultaten uit deze studie zijn deze opties voor
reservestelling vanuit energetisch perspectief kansrijk voor BZOH, zonder een verdere uitwerking te bieden
voor implementatie:
1. Het alleen tijdens specifieke storings- en onderhoudssituaties afschakelen van collectieve
warmtepompen van zeer goed geïsoleerde hoogbouw, alleen tijdens de piekmomenten overdag en
alleen tot de netverzwaring medio 2023 gerealiseerd is. Anders gezegd: mocht er in de periode tot
midden 2023 een uiterst ongunstige storing zijn in het middenspanningsnet van BZOH, dan is het
overdag afschakelen van collectieve warmtepompen in nieuwe hoogbouw een mogelijkheid om
middenspanningscongestie te voorkomen om alle andere ontwikkelingen in het gebied permanent
van een elektriciteitsaansluiting te voorzien. Deze afschakeling kan zonder comfortverlies voor de
bewoners, zonder tijdelijke CO2-uitstoot van eventuele generatoren en is mogelijk, mits goed
afgestemd, betrekkelijk eenvoudig uitvoerbaar op korte termijn. Hoewel de kans voor een storing op
deze specifieke locaties in dit korte tijdsbestek niet uit te sluiten is, kan een risicoanalyse een
inschatting geven voor een weloverwogen keuze tot de afschakeling van specifieke warmtepompen.
(Voor deze oplossing is het noodzakelijk detailniveau van de analyse hoog).
2. Het integreren van 2 opslagsystemen op strategische locaties in het netwerk. In deze studie is
gebleken dat vooral storingen aan het begin van 2 kabels leiden tot zeer hoge belastingen. Om de
hoge belastingen te voorkomen, is de integratie van opslag een mogelijke oplossing. In deze studie is
vooral het benodigde vermogen van de opslag uitgezocht: er is tot 2MW nodig om alle mogelijke
situaties van overbelasting gedurende elk moment van het jaar te voorkomen in het netwerk. Uit de
studie blijkt dat de relatie tussen het benodigd vermogen en de overbelasting niet-lineair is, dat wil
zeggen dat een relatieve grote vermindering in opslagvermogen toch een groot deel van de
overbelastingsituaties zou kunnen voorkomen. Gezien de typische storingshersteltijd van 3-10 dagen
is de 2MW ook een overdimensionering van wat er daadwerkelijk nodig is, en is niet gezegd dat deze
2MW batterijen optimaal benut worden vanwege het ontbreken vaneen economische analyse. Een

4
hoger detailniveau van het netmodel leidt tot een betere dimensionering van de batterijen, inclusief
een indicatie omtrent de batterij capaciteit.
3. De integratie van 2 generatoren (diesel, brandstofcellen) op de locaties van de batterijen. Een
pragmatische oplossing, en reeds vaak uitgevoerd door Liander op afgelegen locaties in unieke
storingssituaties. Ten opzichte van batterijen en vraagsturing een oplossing met CO2-uitstoot, maar
alleen ten tijde van een mogelijke storing in het net voor de typische duur van
herstelwerkzaamheden van Liander van 3 tot 10 dagen. Dit in tegenstelling tot het mogelijk dagelijks
gebruik van een generator door een grootverbruiker die nu niet op het net aangesloten kan worden.
Ten slotte, op 16 september 2021 kondigde Liander aan dat niet alleen het middenspanningsnet, maar er ook
voor het onderstation Noord-Papaverweg congestie verwacht wordt. Daardoor is het verhelpen van
middenspanningscongestie alleen niet voldoende om partijen in BZOH weer toegang te bieden tot het net.
De verdere elektrificatie van mobiliteit en industrie, samen met de warmtetransitie, zorgen wel voor de
verwachting dat middenspanningscongestie meerdere gebieden in Amsterdam en omgeving zal treffen. Voor
deze uitdaging is een structurele, actieve benutting van de reservecapaciteit van het middenspanningsnet tot
de geplande netverzwaring gereed is in combinatie met een additionele strategische reservestelling (d.m.v.
klantflexibiliteit, batterijen of generatoren) een effectieve oplossing. Voor het structureel veilig inzetten van
deze tactiek is een logische vervolgstap om kwetsbare gebieden op korte termijn te inventariseren en een
risico-gebaseerde reservestelling te gaan onderzoeken voor de stad.

5
Inhoud
1. Inleiding 6
2. Netcongestie in Buiksloterham-Zuid/Overhoeks: een casestudy 7
2.1. Soorten belastingen en verbruikers in BZOH 7
2.2. Middenspanningsnet in het BZOH-gebied 8
2.3. Gebruik van MS-kabels in het BZOH-gebied in 2020-2021 9
2.4. Aankondiging van congestie: problemen tijdens leveringsonderbrekingen 10
3. Ontwikkeling van een power-flowmodel voor BZOH 11
3.1. Bottom-upmethode en modelvalidatie 12
3.2. Bedrijfsscenario 2023: twee sets inputgegevens 13
3.3. Resultaten voor Alfa 2023- en Bèta 2023-inputgegevens per MS-kabel 14
4. Voorgestelde technische oplossingen 14
5. Resultaatanalyse en discussie 15
5.1 Oplossing 1: optimalisatie van de topoplogie van het netwerk 15
5.2. Oplossing 2: ringtopologie 18
5.3. Oplossing 3: energieopslag in grootschalige batterijsystemen 18
5.4. Oplossing 4: vraagflexibiliteit 19
5.5. Overzicht van oplossingsrichtingen en conclusie 22
6. Vervolgstappen: 2022 en daarna 23
6.1. Aanbevolen stappen voor het BZOH-gebied in Amsterdam 24
6.2. Aanbevolen stappen voor Amsterdam 26
6.3. Aanbevolen stappen voor nader onderzoek naar netcongestie 2627

6
1. Inleiding
Uit de Themastudie Elektriciteitsinfrastructuur Amsterdam
2
, ontwikkeld door de gemeente Amsterdam en
Liander, blijkt dat de verwachte ontwikkeling van nieuwe woningen en de (gedeeltelijke) elektrificatie van de
warmtevoorziening, industrie en mobiliteit, samen met de integratie van nieuwe datacenters een grote impact
op het elektriciteitsnet van Amsterdam zullen hebben. De Themastudie benadrukt de noodzaak voor
uitbreiding van het elektriciteitsnet. Helaas zijn er al locaties bekend waar deze uitbreiding niet tijdig kan
worden gerealiseerd. De eerste van deze locaties werd op 24 juni 2021 bekendgemaakt. (De officiële
aankondiging van Liander over de verwachte congestieproblemen is te vinden op de website van Liander
3
.) In
het Westhavengebied en de wijken Buiksloterham Zuid/Overhoeks stijgt de vraag naar netcapaciteit sneller
dan de voorziene capaciteitsuitbreiding kan bijbenen. Liander kende aan de Westhaven de code oranje toe,
aangezien een tijdelijke oplossing (i.e. congestiemanagement) werd onderzocht. Het gebied Buiksloterham
Zuid/Overhoeks kreeg de code rood: de enige mogelijke oplossing om capaciteit beschikbaar te makende is
uitbreiding van het elektriciteitsnet. Dit staat gepland voor het eerste kwartaal van 2023.
Figuur 1: De Amsterdamse regio die verbonden is met het onderstation Noord Papaverweg (geel gearceerd). De wijken met de
congestie in het middenspanningsnet zijn Overhoeks (lichtgroen), Buiksloterham Zuid (donkergroen) en Van der Pekbuurt (grijs).
De congestie in de twee genoemde gebieden heeft een verschillend karakter. Westhaven heeft te maken met
verwachte congestie van een 150 kV onderstation dat een groot gebied bedient. In verband met verschillende
nieuwe grootverbruikers van elektriciteit moet het onderstation worden uitgebreid, dat naar verwachting vijf
tot zeven jaar zal duren. De congestie in de wijk Buiksloterham-Zuid/Overhoeks (hierna: BZOH) wordt
gekenmerkt door een toename van het verbruik als gevolg van de snelle stedelijke herontwikkeling in het
2
https://openresearch.amsterdam/nl/page/46981/themastudie-elektriciteitsinfrastructuur
3
https://www.liander.nl/sites/default/files/20211209%20Vooraankondiging%20verwachte%20congestie%20Noord%20Papaverweg%20v1.2.pdf

7
gebied. Deze congestie doet zich voor in de ondergrondse middenspanningskabels (MS-kabels) die afkomstig
zijn van het onderstation Noord-Papaverweg. De MS-kabels die in vergelijking met een onderstation een
kleiner gebied bedienen (aangegeven met de rode kabels in figuur 1) zullen niet de capaciteit bieden voor de
toegenomen vraag. Vanwege de geringe omvang van het betreffende gebied en de aard van de MS-congestie
kwam Liander al snel tot de conclusie dat congestiemanagement hier geen optie zou zijn. Daarom gaf Liander
aan dat er geen alternatief is dan het versnellen van de voorgenomen netwerkuitbreiding en het informeren
van grootverbruikers dat ze op dit moment geen netaansluitingen kunnen uitbreiden en/of nieuwe
aansluitingen kunnen aanvragen – vandaar code rood.
In deze context is dit onderzoeksproject bedoeld om ondersteuning te bieden aan de gemeente Amsterdam,
Liander en richting getroffen grootverbruikers door een analyse te maken van de congestieproblematiek in
BZOH. Een integrale aanpak van het probleem door middel van identificatie en beoordeling van mogelijke
(combinaties van) technische oplossingen leidt er hopelijk toe dat Liander de aanvragen van verbruikers voor
nieuwe aansluitingen alsnog kan accepteren. Dit project is gericht op kortetermijnoplossingen voor MS-
congestie zoals de huidige congestie in BZOH: er wordt niet verder gekeken dan de jaren 2022 en 2023,
aangezien de verwachte uitbreiding van het net tot voldoende capaciteit zal leiden.
Tenslotte, de vooraankondiging congestie van Liander op 16 september 2021 betreffende de congestie bij het
onderstation Noord-Papaverweg heeft invloed op het mogelijk gebruik van de resultaten van dit verkennende
onderzoek. Het vinden van een mogelijke oplossing voor de congestie bij Noord-Papaverweg is buiten scope
van dit onderzoek, wat zich alleen richt op het middenspanningsnetwerk.
2. Netcongestie in Buiksloterham-Zuid/Overhoeks: een
casestudy
2.1. Soorten belastingen en verbruikers in BZOH
Hoewel het BZOH-gebied oorspronkelijk vooral een zware industrie functie had, herbergt het momenteel een
groot aantal appartementengebouwen. In deze wijk is de bebouwde omgeving voor een groot deel ná 2000
gerealiseerd. Dit betekent dat het gaat om relatief goed geïsoleerde woningen, waarvan de meeste niet
worden verwarmd met behulp van aardgas. Een stadsverwarmingsnet is zeer beperkt aanwezig
4
en de meeste
nieuwe woongebouwen zijn uitgerust met centrale warmte- en koudeopslagsystemen (WKO) en
warmtepompen, in combinatie met elektrisch koken en een boosterwarmtepomp voor warm tapwater. Zoals
te zien is in Figuur 2, is het merendeel van het gebied in ontwikkeling.
Hoewel woningbouw de dominante ontwikkelingsvorm in het BZOH-gebied is, zal een deel van de industrie
blijven bestaan, of worden aangevuld met zakelijk gebruik zoals kantoren, musea of entertainment. In het
kader van dit onderzoek heeft Liander aangegeven dat er meer dan 20 verschillende zakelijke verbruikers zijn
met een netaansluiting groter dan 3x80 Ampère. Deze verbruikers zijn verplicht om hun energieverbruik
gedetailleerd te meten en hebben een bilateraal contract met Liander gesloten over het gecontracteerde
piekvermogen.
4
Stadsverwarming en -verkoeling (amsterdam.nl)

8
Figuur 2: Beeld van de herontwikkeling van Overhoeks
5
(links) en Buiksloterham-Zuid
6
(rechts).
2.2. Middenspanningsnet in het BZOH-gebied
Het verkennen van oplossingsrichtingen voor het verlichten van de congestie in de periode tot aan de
uitbreiding van het netwerk (naar verwachting van Liander gereed in het eerste kwartaal van 2023, de
berekeningen in dit rapport rekenen uit voorzichtigheid met medio 2023) vereist inzicht in het huidige verbruik
per MS-kabel en de verwachte lokale groei van de elektriciteitsvraag in het BZOH-gebied. Hiervoor maakt
Liander gebruik van metingen van de desbetreffende MS-kabels in de wijk, gekoppeld aan de voorspelde
maximale piek van nieuwe verbruikers van wie een offerteaanvraag voor een aansluiting al is goedgekeurd en
de reservering voor de elektriciteitsvraag voor nieuwe woningen, in deze studie aangeleverd door de
gemeente Amsterdam. Figuur 3 toont alle MS-kabels volgens de routes die in de zomer van 2021 stroom
leverden aan BZOH. Door het net op verschillende plaatsen te openen en te sluiten, kan Liander de routes
aanpassen als de omstandigheden daar om vragen. Tot mei 2021 gebruikte Liander vier MS-kabels (V112,
V113, V116 en V143) voor de stroomlevering in BZOH, terwijl een vijfde MS-kabel (V147) in reserve werd
gehouden voor gebruik tijdens storingen of onderhoudswerk. Met ingang van mei 2021 zijn alle vijf
beschikbare MS-kabels continu in bedrijf om overbelasting te voorkomen. De belastingsanalyse voor BZOH is
gebaseerd op de recente operationele metingen voor de bovengenoemde MS-kabels.
5
Overhoeks: stadswijk in wording - Gemeente Amsterdam
6
Buiksloterham: duurzame herontwikkeling tot werk- en woongebied - Gemeente Amsterdam

9
Figuur 3: Ondergrondse ligging van de vijf MS-kabels die in de zomer van 2021 stroom leverden aan BZOH; gebaseerd op informatie
van Liander en afgeleid door gebruik te maken van PDOK.nl/viewer: Elektriciteitsnetten
2.3. Gebruik van MS-kabels in het BZOH-gebied in 2020-2021
Elk van de actieve MS-kabels bedient een specifiek deel van het BZOH-gebied en de bijbehorende verbruikers.
Liander meet de stroomsterktes in alle MS-kabels onder meer om het toenemende verbruik als gevolg van
nieuwe ontwikkelingen te volgen en te kunnen afzetten tegen toekomstige ontwikkelingen op het net (zoals
nieuwe verbruikers of integratie van duurzame energie). Figuur 4 toont de geschatte relatieve kabelbelasting
in procenten, op basis van stroommetingen, voor alle MS-kabels in BZOH voor de eerste weken van februari
2020 (toen het een relatief milde winter was). Zoals te zien is in Figuur 4, bereikt het verbruik dagelijks een
piek tijdens kantooruren. In de eerste week van februari komen kabels V112 en V113 tot circa 60% van hun
capaciteit. Bij een leveringsonderbreking
7
in MS-kabel V116, zoals in begin februari 2020 (met name na 5
februari), was de relatieve belasting echter veel hoger. In onderbrekingssituaties wordt de oorzaak van
onderbreking geïsoleerd van het netwerk, terwijl MS-kabels worden verbonden om getroffen verbruikers snel
van stroom te voorzien. In dit geval werden de verbruikers op V116 tijdelijk verbonden via V113. Daardoor
bereikte MS-kabel V113 in de week waarin MS-kabel V116 buiten bedrijf was verschillende keren een
kabelbelasting van bijna 90%.
7
Er zijn twee soorten leveringsonderbrekingen: storingen (onverwachte onderbrekingen van de
stroomlevering aan verbruikers) en gepland onderhoud (verwachte en/of geplande onderbrekingen).

10
Figuur 4: Belasting van MS-kabels (gemeten en uitgedrukt in procenten van nominaal vermogen) in BZOH in de eerste weken van
februari 2020. Kleuren zijn niet corresponderend met de kleuren in Figuur 3.
2.4. Aankondiging van congestie: problemen tijdens leveringsonderbrekingen
In 2021 blijkt het energieverbruik gemiddeld te zijn gestegen tussen 10% en 15% ten opzichte van het verbruik
in 2020
8
, zoals weergegeven in Figuur 5. Door middel van analyse is te zien hoe deze toename van het
energieverbruik de belasting van het distributienet voor BZOH heeft veranderd. Figuur 6 toont de (gemeten)
belasting van MS-kabels in BZOH tijdens de eerste weken van februari 2021 (toen het een koude winter was).
In deze periode hadden de MS-kabels V112 en V113 een belasting van circa 60% van hun nominale vermogen,
terwijl V116 en V143 op minder dan 40% van hun nominale vermogen belast werden.
Figuur 6 laat echter ook zien wat de geschatte relatieve kabelbelasting was geweest (data gelabeld V113 +
V116) mocht er in februari 2021 een situatie optreden zoals de eerder genoemde leveringsonderbreking in
februari 2020 (onder de hypothese dat kabel V116 buiten bedrijf is). Zoals in de figuur te zien is, zou kabel V113
met dezelfde procedure als in 2020 de belasting van kabel V116 overnemen en daardoor een kabelbelasting
van meer dan 100% bereiken. Aangezien het onveilig is om met dergelijke hoge kabelbelastingen te werken,
zou Liander meerdere verbruikers in het BZOH-gebied niet hebben kunnen aansluiten op V113, maar andere
oplossingen moeten zoeken. Om dit soort situaties te voorkomen en bij leveringsonderbrekingen een snelle
omleiding van de stroomlevering aan verbruikers mogelijk te maken, heeft Liander in de zomer van 2021 MS-
kabel V147 in gebruik genomen. Naast de toegenomen belasting in 2021 en een verwachte toename van de
vraag als gevolg van nieuwe woningbouwprojecten in de nabije toekomst, heeft Liander op 24 juni 2021
daarom aangekondigd dat er sprake was van netcongestie. De activering van kabel V147 heeft de relatief hoge
belasting van kabel V112 per direct opgelost, zoals te zien is in Figuur 7. Rekening houdend met de verwachte
verbruikstoename als gevolg van nieuwe woningbouwprojecten in het gebied, kan elke verdere toename van
het verbruik echter leiden tot congestie in het geval van een leveringsonderbreking – in strijd met de
noodzakelijke reservestelling (ook wel de N-1 redundantie).
8
Als gevolg van de Covid-19 pandemie en de daarmee samenhangende lockdowns in Nederland zijn de gegevens over
het energieverbruik mogelijk vertekend vanaf 12 maart 2020. Er is geen aparte analyse gemaakt van de effecten van de
lockdowns en de pandemie.

11
Figuur 5: Dagelijkse gemiddelde verbruiksprofielen (± 2 standaarddeviaties, stappen van 0,5 standaarddeviaties) voor de jaren 2020 en
2021 in BZOH.
Figuur 6: Belasting van MS-kabels (gemeten) in BZOH in de eerste weken van februari 2021, met indicatief de samengestelde belasting
V113+V116 mocht er zelfde storing (V116) en verschakeling plaats vinden zoals in Figuur 4 te zien is.
Figuur 7: Belasting van MS-kabels (gemeten) in BZOH na ingebruikname van kabel V147 in de zomer van 2021.
3. Ontwikkeling van een power-flowmodel voor BZOH
Om mogelijke nieuwe technische oplossingen te kunnen identificeren en te toetsen of die de hoge belasting
(congestie) kunnen voorkomen, is een gevalideerd power-flowmodel nodig voor BZOH. Een power-flowmodel
beschrijft de juiste lengtes en topologische aansluitingen voor de MS-kabels, het vermogen dat door gebruikers
wordt gevraagd en het vermogen dat wordt geleverd door lokale generatoren.
Om het ontwikkelde model te kunnen valideren, is een vergelijking gemaakt tussen metingen van de belasting

12
van de MS-kabels van 2020 en 2021 en de kabelbelastingen op basis van de gesimuleerde data. Hieronder volgt
een kort overzicht van de ontwikkeling en validatie die is gevolgd om een power-flowmodel voor BZOH te
verkrijgen.
3.1. Bottom-upmethode en modelvalidatie
Het BZOH-gebied wordt in hoog tempo ontwikkeld. Dit betekent dat historische energiedata relatief weinig
waardevolle inzichten opleveren voor de toekomstige netbelastingen. Vanwege de relatief kleine oppervlakte
van het gebied is het netwerkmodel volledig gereconstrueerd via een bottom-upbenadering, bestaande uit
twee belangrijke stappen. In Stap 1 zijn de door Liander aangeleverde gegevens over het elektriciteitsnet
zorgvuldig geïntegreerd. Deze netwerkgegevens bestaan uit de kabelkarakteristieken en de netwerktopologie.
Vervolgens zijn in Stap 2 verschillende gegevensbronnen verwerkt om het toekomstige electriciteitsgebruik
(verbruik en productie) van aangeslotenen te kunnen benaderen tot op een detailniveau van 15 minuten.
Voor het integreren van aangeslotenen in het model zijn bijvoorbeeld meetdata van grootverbruikers uit 2020
gebruikt alsmede de profielen voor verbruikers die ook gebruikt zijn in de eerdere genoemde Themastudie
Elektriciteits-infrastructuur Amsterdam. Het op de juiste manier integreren van aangeslotenen is zowel
arbeids- als informatie-intensief, maar is cruciaal in veilig netbedrijf. Voor deze studie hebben niet alle
grootverbruikers toestemming gegeven voor het delen van hun data. Daarom zijn voor bepaalde
gebruikersgroepen aannamen gedaan over hun toekomstig energieverbruik.
9
Het verkregen model is gevalideerd door het gemeten totale vermogen (de optelsom van de gemeten
vermogens van alle MS-kabels) te vergelijken met het geschatte totale verbruik volgens de voorgestelde
bottom-upmethode
10
. De resultaten voor een winter- en een zomerweek in 2020 zijn weergegeven in Figuur 8
en Figuur 9. Zoals uit de figuren blijkt, was het tot op zekere hoogte mogelijk om de werkelijke
verbruiksmetingen te reproduceren.
Figuur 8: Vergelijking van het totale gemeten vermogen (in kW) en het totale verbruik voor een week in de winter van 2020, geschat
volgens de voorgestelde bottom-upmethode.
9
Een nauwkeurige beschrijving van de gevolgde procedure voor de modellering van de netbelasting in BZOH
is in overleg beschikbaar via paul.voskuilen@ams-insitute.org.
10
Bij deze schatting is geen rekening gehouden met de totale vermogensverliezen voor BZOH. Het was niet mogelijk om
een nauwkeurig power-flowmodel voor het jaar 2020 te ontwikkelen onder dezelfde bedrijfsomstandigheden als de
metingen. Op basis van simulaties met het voor 2023 ontwikkelde model wordt echter geschat dat de
vermogensverliezen zo klein zijn (minder dan 5%) dat ze de hier gepresenteerde resultaten niet noemenswaardig
beïnvloeden.

13
Figuur 9: Vergelijking van het totale gemeten vermogen (in kW) en het totale verbruik voor een week in de zomer van 2020, geschat
volgens de voorgestelde bottom-upmethode.
3.2. Bedrijfsscenario 2023: twee sets inputgegevens
Voor een scenario van de belasting van het net in BZOH in 2023 zijn voor deze studie alle ontwikkelingsplannen,
zoals die bekend waren bij de gemeente Amsterdam (in juli 2021) en welke voor medio 2023 gerealiseerd
zouden worden, beschouwd en gemodelleerd. Hierbij zijn ook mogelijk afgewezen aansluitingsaanvragen van
zakelijke verbruikers meegenomen. Welke aansluitingen daadwerkelijk zijn afgewezen door Liander zijn
vanwege privacy wetgeving niet beschikbaar gemaakt voor het onderzoek. Liander verwacht de
netwerkuitbreiding te realiseren in het eerste kwartaal van 2023, vanuit voorzichtigheid is er daarom voor
medio 2023 gekozen voor de integratie van ontwikkelingen.
Tijdens het integreren van zowel meetdata als beschikbare klantprofielen kwam de uitdaging van het
zorgvuldig integreren van belastingen zoals verwacht naar boven. In dit onderzoek zijn vergelijkende datasets
van het werkelijke energieverbruik en profielen voor specifieke gebouwfuncties zeer beperkt beschikbaar, en
er bleek bij een vergelijking van het basisverbruik in kantoorprofielen een grote afwijking te bestaan ten
opzichte van geschaalde metingen. Gezien de enorme toename van dergelijke bedrijfsoppervlakte in het
gebied en de onzekerheid t.o.v. de gerealiseerde belasting in 2023 is er daarom gebruik gemaakt van 2 sets
met inputgegevens.
Bovendien is er een andere motivatie om zorgvuldigheid te betrachten ten opzichte van standaard
netplanning: de tijdshorizon tot aan de netwerkuitbreiding in het eerste kwartaal van 2023. Dit motiveert om
in de planning voor 2023 rekening te houden met bijvoorbeeld een beperkte adoptie van elektrisch vervoer,
anders dan wanneer netrekenmodellen rekening moeten houden met een tijdshorizon van 40 jaar, welke
gebruikt wordt voor de levensduur van een elektriciteitskabel.
Ten slotte verschillen de twee sets inputgegevens ook nog door een correctie aan basisjaarverbruik van een
huishoudelijke kleinverbruiker. De woningen in BZOH zijn namelijk nieuw, hebben een uiteenlopende
bezetting (gezinssamenstelling) en worden ook niet onmiddellijk volledig bewoond of gebruikt, en daarom is
het mogelijk om een lager basisjaarverbruik te nemen dan het beschikbare maximum uit de open source-
dataset
11
. De twee verschillende sets inputgegevens voor de modellering van belasting worden aan gegeven
met Alfa 2023 en Bèta 2023.
Alfa 2023 volgt de schatting van het energieverbruik meer gelijkend aan de procedure van Liander, terwijl Bèta
2023 een minder conservatieve schatting van het energieverbruik aanhoudt. Door het gebruik van beide
scenario’s is te zien hoe gevoelig de schatting van het toekomstige energieverbruik is voor verschillende
inputwaarden.
11
https://www.liander.nl/partners/datadiensten/open-data/data

14
Figuur 10 laat de resultaten voor Alfa 2023 (groen) en Beta 2023 (geel) zien voor BZOH in 2023 t.o.v. de
gemeten (blauw) en gemodelleerde (rood) belastingen in 2020. De figuur laat de enorme toename aan
belasting zien t.o.v. 2020, de verandering in het gebruik in het gebied gedurende de week en het jaar en de
verschillen tussen Alfa 2023 en Beta 2023.
Figuur 10. Totaal verbruik in BZOH in : gemeten voor 2020 (blauw), geschat voor 2020 volgens voorgestelde bottom-upmethode (rood),
geschat voor 2023 volgens het Alfa 2023-scenario (groen) en geschat voor 2023 volgens het Bèta 2023-scenario (geel).
3.3. Resultaten voor Alfa 2023- en Bèta 2023-inputgegevens per MS-kabel
De bovenvermelde resultaten geven waardevolle inzichten in de veranderingen in het verbruik in BZOH. Om
vast te stellen hoe het verbruik toeneemt ten opzichte van de capaciteit van de MS-kabels is het nodig de
belastingen op basis van de huidige netwerktopologie te clusteren. Uit de resultaten blijkt dat, op basis van de
netwerktopologie van juli 2021, voor beide sets inputgegevens een aanzienlijk aantal momenten met
maximale belasting wordt verwacht, vooral in de winter en rond de piekuren (vroeg in de ochtend en vroeg in
de avond). De meest belastte kabels zijn V112, V113 en de onlangs in gebruik genomen V147-kabel.
Op basis van de Alfa 2023-inputgegevens wordt een groot aantal congestiemomenten verwacht, waarbij de
kabelbelasting van kabel V112 gedurende meer dan 60% van de jaarlijkse bedrijfstijd hoger is dan 100% (met
een belastingspiek van bijna 144% in de winter). Voor kabel V147 is de belasting gedurende circa 40% van de
jaarlijkse bedrijfstijd hoger dan 100% (met een piek van bijna 150% in de winter). Op basis van de Bèta 2023-
inputgegevens is de inschatting dat kabel V147 gedurende ongeveer 20% van de jaarlijkse bedrijfstijd een
kabelbelasting van meer dan 100% zal hebben. Het belastingsniveau van de overige MS-kabels (V116 en V143)
blijft lager dan 60%. Hieruit blijkt het volgende: als er vóór het jaar 2023 geen actie wordt ondernomen terwijl
de huidige topologie gehandhaafd blijft, dan kunnen er in het distributienet van BZOH gevaarlijke
belastingsniveaus optreden, met storingen als mogelijk gevolg.
Het is belangrijk op te merken dat alle resultaten zijn berekend op basis van de topologie van juli 2021. Gezien
het feit dat er op korte termijn meerdere nieuwbouwprojecten in het BZOH-gebied op het net aangesloten
zullen moeten worden, zal Liander deze tijd gebruiken voor een herconfiguratie om overbelasting te
voorkomen.
4. Voorgestelde technische oplossingen
De hier genoemde technische oplossingen zijn door het onderzoeksteam voorgesteld en samen met Liander
geselecteerd tijdens verschillende technische besprekingen. De voorgestelde oplossingen zijn gedefinieerd
vanuit een integraal perspectief: een combinatie van het probleemoplossend vermogen van het netwerk (het
perspectief van de netbeheerder) met het probleemoplossend vermogen van de markt voor ondersteunende

15
diensten (het marktperspectief). De oplossingen zijn afzonderlijk geanalyseerd, maar kunnen elkaar juist
aanvullen om verwachte congestie in BZOH te verlichten.
Vanuit het perspectief van de netbeheerder geldt dat Liander het MS-distributienet in BZOH bedrijft op basis
van een radiale topologie. Dit is gangbare praktijk, maar het is geen operationele vereiste. Een radiale topologie
houdt in dat de energie van de MS-transformator via slechts één route naar elke verbruiker stroomt. Hoewel
dit operationele voordelen biedt, betekent de dit ook dat kabels gemakkelijker overbelast kunnen raken,
omdat er slechts één mogelijke route is voor de elektriciteit. Uiteindelijk zal dit afhangen van het aantal
verbruikers en hun verbruiksgedrag. Omdat de netwerktopologie rechtstreeks invloed heeft op mogelijke
overbelasting van het distributienet, moet als eerste stap een analyse worden gemaakt om te zien hoe
optimalisatie van de topologie zou kunnen bijdragen aan het oplossen van het congestieprobleem. Dit is het
belangrijkste argument dat is uitgewerkt in het kader van Oplossing 1.
Een alternatief voor de radiale topologie van een distributienet is de ringtopologie. Een ringtopologie maakt
meerdere routes mogelijk voor de stroom van de distributietransformator naar de verbruikers. Dit kan ertoe
leiden dat de overbelasting op sommige routes wordt verminderd. Deze topologie verhoogt echter ook de
complexiteit van de exploitatie van het net, waardoor het gebruik van beveiligingsinrichtingen wordt
bemoeilijkt. Exploitatie op basis van een ringtopologie wordt uitgewerkt in Oplossing 2.
Vanuit marktperspectief zou de frequentie van de congestiemomenten verminderd kunnen worden indien een
deel van het verbruikte vermogen lokaal wordt opgewekt. Dit kan bijvoorbeeld gebeuren door generatoren of
grootschalige opslagsystemen (zoals batterijen) te installeren. Deze mogelijke aanpak wordt uitgewerkt in
Oplossing 3.
Oplossingen op basis van vraagflexibiliteit bieden een vergelijkbaar potentieel. Dergelijke methoden zijn het
basisprincipe van de huidige praktijk voor congestiemanagement en bieden mogelijk een geschikte oplossing
voor congestie op het niveau van HS/MS-onderstations. Bij oplossingen op basis van vraagflexibiliteit
ontvangen de desbetreffende grootverbruikers doorgaans een compensatie van de netbeheerders en worden
aanvragen voor energieflexibiliteit rechtstreeks ingediend bij de grootverbruikers, die al dan niet op vrijwillige
basis meewerken. Bij deze oplossing is het nodig dat grootverbruikers hun energieverbruikende installaties
actief beheren om hoog verbruik tijdens congestie tegen te gaan. Vraagflexibiliteit (volgens de huidige
werkwijzen voor congestiemanagement) werd door Liander uitgesloten in verband met regelgeving van de
Autoriteit Consument en Markt (ACM). De potentie van deze aanpak wordt uitgewerkt in Oplossing 4, mede
omdat regelgeving in ontwikkeling is.
5. Resultaatanalyse en discussie
5.1 Oplossing 1: optimalisatie van de topoplogie van het netwerk
Op basis van de simulaties voor 2023, blijkt dat de kabels V116 en V143 in zowel het Alfa 2023- als het Bèta
2023-scenario een normale kabelbelasting hebben. In het Alfa 2023-scenario overschrijden de kabels V112 en
V147 echter de maximale kabelbelasting gedurende respectievelijk 60% en 45% van de jaarlijkse bedrijfstijd.
In het Bèta 2023-scenario overschrijdt kabel V147 de maximale kabelbelasting gedurende 20% van de jaarlijkse
bedrijfstijd.
Naar aanleiding van deze resultaten is een analyse gemaakt van de werking van het distributienet voor het
BZOH-gebied in een nieuwe configuratie (ook op basis van een radiale topologie) waarin de restcapaciteit van
de kabels V116 en V143 beter kan worden benut. Dit is onderdeel van normale bedrijfsprocessen bij Liander;
het verbinden van verbruikers met andere MS-kabels en het verplaatsen van openingen in het netwerk. In de
simulaties van het dit project wordt het aantal wijzigingen echter niet direct beperkt door de operationele
randvoorwaarden van Liander, zodat er meerdere scenario’s zijn onderzocht.

16
De voorgestelde nieuwe radiale topologie voor het distributienet is gebaseerd op het verplaatsen van
meerdere netwerkopeningen. Daarnaast zijn er nog aan te sluiten verbruikers verplaatst t.o.v. de aangeleverde
informatie van Liander.
Figuur 11 en Tabel 1 geven informatie over de belasting van het distributienet in BZOH op basis van de
voorgestelde nieuwe radiale topologie en de inputgegevens van het Alfa 2023-scenario. Figuur 12 en Tabel 2
tonen dezelfde informatie, maar dan op basis van de Bèta 2023-inputgegevens. De resultaten voor het Alfa
2023-scenario laten zien dat de extreme belasting zoals in paragraaf 3.3. is beschreven grotendeels kan worden
beperkt. Belangrijk is dat zowel in de Alfa 2023 als Bèta 2023 resultaten er dus ook aansluitingen en verbruik
zijn opgenomen die zeer waarschijnlijk een aansluiting op het net voorlopig is ontzegd tot netverzwaring
gereed is. Echter, de belastingen zijn voor alle MS-kabels zodanig in normaal bedrijf dat ook in een
geoptimaliseerde topologische configuratie er zeer hoge belastingen zijn. In de kabels V113 en V147 kan er
tijdens piekperioden zelfs maximumbelasting optreden.
Figuur 11: Belasting van MS-kabels in 2023 als percentage van het nominaal vermogen per kabel in het BZOH-gebied op basis van de
Alfa 2023-inputgegevens en de voorgestelde nieuwe radiale topologie.
Tabel 1: Geschatte congestiemomenten per MS-kabel op basis van Alfa 2023-inputgegevens en de voorgestelde nieuwe radiale
topologie.
MS-kabel
Geschatte
piekbelasting (%)
Geschat tijdstip
piekbelasting
% jaarlijkse
tijdsintervallen met
kabelbelasting >100%
% jaarlijkse
tijdsintervallen met
kabelbelasting >70%
NDP 10-1V113
104.8
2023.01.20 18:00:00
0.07
5.3
NDP 10-1V116L
91.4
2023.01.20 17:00:00
0.0
12.9
NDP 10-1V112L
85.7
2023.01.21 09:00:00
0.0
8.2
NDP 10-1V143R
77.9
2023.01.14 09:00:00
0.0
1.4
NDP 10-1V147L
104.4
2023.01.20 18:00:00
0.07
11.6
In het Bèta 2023-scenario voor deze nieuwe topologie laat het model zien dat alle MS-kabels in de zomer een
vergelijkbare kabelbelasting hebben van circa 40%, terwijl de kabels V147 en V113 alleen in de winter een hoge
kabelbelasting hebben en gedurende het hele jaar slechts gedurende enkele tijdsintervallen (uren) een
belasting van 100% bereiken. Bovendien is op basis van de door Liander gehanteerde definitie van congestie
(kabelbelasting boven de drempelwaarde van 70%) geschat dat de kabels V113 en V147 deze drempel
gedurende minder dan 6% van de jaarlijkse bedrijfstijd zouden overschrijden. Deze resultaten illustreren de
potentie van netwerk herconfiguratie voor het oplossen van congestie in het BZOH-gebied goed.
Tot nu toe zijn echter alleen normale bedrijfssituaties onderzocht, dus met de aanname dat alle MS-kabels in
bedrijf zijn. Het is belangrijk te beseffen dat de N-1 redundantie-eis (storingsreserve) voorschrijft dat
netbeheerders voldoende capaciteit hebben voor het geval een MS-kabel te maken krijgt met een
leveringsonderbreking (door gepland onderhoud of een onverwachte storing). Hieronder staan de resultaten

17
van een simulatie waarbij de voorgestelde radiale topologie wordt getest met leveringsonderbrekingen in
verschillende MS-kabels. Vanwege de uitkomsten voor het Alfa 2023-scenario bij normaal bedrijf met optimale
topologie kan worden gesteld dat onder deze input gegevens de mogelijke oplossingsrichtingen minder
waardevol lijken. Gezien de onvolledigheid in beschikbare data voor deze studie kan er echter niet gesteld
worden dat de mogelijke oplossingsrichtingen ook daarom minder waardevol zijn. Daarom worden in de
volgende paragrafen uitsluitend de Bèta 2023-inputgegevens gebruikt om de effecten van de voorgestelde
oplossingen te illustreren.
Figuur 12: Belasting van MS-kabels in 2023 als percentage van het nominaal vermogen per kabel in het BZOH-gebied op basis van de
Bèta 2023-inputgegevens en de voorgestelde nieuwe radiale topologie.
Tabel 2: Geschatte congestiemomenten per MS-kabel op basis van Bèta 2023-inputgegevens en de voorgestelde nieuwe radiale
topologie.
MS-kabel
Geschatte
piekbelasting (%)
Geschat tijdstip
piekbelasting
% jaarlijkse
tijdsintervallen met
kabelbelasting >100%
% jaarlijkse
tijdsintervallen met
kabelbelasting >70%
NDP 10-1V113
92.9
2023.01.20 18:00:00
0.0
2.0
NDP 10-1V116L
78.7
2023.01.20 18:00:00
0.0
0.6
NDP 10-1V112L
55.7
2023.01.21 08:00:00
0.0
0.0
NDP 10-1V143R
66.8
2023.01.20 09:00:00
0.0
0.0
NDP 10-1V147L
100.7
2023.01.20 18:00:00
0.01%
5.8
Werking tijdens leveringsonderbrekingen in verschillende MS-kabels
Om de voorgestelde radiale configuratie te evalueren in situaties met leveringsonderbrekingen in verschillende
MS-kabels, is het distributienet van het BZOH-gebied gesimuleerd voor vijf bedrijfsscenario’s. In elk van deze
scenario’s wordt een storing verondersteld in het eerste kabelsegment van de MS-kabel welke verbonden is
met de distributietransformator. Naar aanleiding hiervan worden de verbruikers die door de uitgevallen kabel
worden bediend, overgebracht naar een van de beschikbare MS-kabels. Bij deze procedure wordt rekening
gehouden met de netwerktopologie en de beschikbare schakelapparatuur. De resultaten van de vijf
bedrijfsscenario’s zijn weergegeven in Tabel 3.
Indien er sprake is van leveringsonderbrekingen in de kabels V113 en V116, zal het distributienet naar schatting
gedurende circa 5% van de jaarlijkse bedrijfstijd een belasting van meer dan 100% bereiken. In het geval van
leveringsonderbrekingen in de overige kabels (V112, V143 en V147) worden lagere kabelbelastingen verwacht,
waarbij relatieve belastingswaarden van meer dan 100% optreden gedurende minder dan 1% van de jaarlijkse
bedrijfstijd. Op basis van deze resultaten kan worden geconcludeerd dat de voorgestelde nieuwe radiale
configuratie de verwachte congestiemomenten in 2023 weliswaar minder ernstig kan maken, maar dat deze
technische oplossing alléén niet volstaat. Daarom moeten aanvullende technische maatregelen worden
getroffen om betrouwbare werking te garanderen. Er kunnen verschillende technische oplossingen vanuit het

18
marktperspectief (verbruikersperspectief) worden overwogen om de exploitatie van het distributienet te
ondersteunen in het geval van leveringsonderbrekingen in de kabels V113 en V116. Met het oog hierop zijn de
oplossingen 3 en 4 onderzocht.
Tabel 3: Geschatte congestiemomenten per MS-kabel op basis van Bèta 2023-inputgegevens en de voorgestelde nieuwe radiale
topologie, met leveringsonderbrekingen in verschillende kabels.
MS kabel met
leverings-
onderbreking
NDP 10-1V113
NDP 10-1V116L
NDP 10-1V112L
NDP 10-1V143R
NDP 10-1V147L
MS kabel
Max.
kabel
belasting
[%]
Totale
tijd
>100%13
Max. kabel
belasting
[%]
Totale
tijd
>100%
Max. kabel
belasting
[%]
Totale
tijd
>100%
Max. kabel
belasting
[%]
Totale
tijd
>100%
Max. kabel
belasting
[%]
Totale
tijd
>100%
NDP 10-1V113
--
--
141%
4.43%
108%
0.09%
108%
0.09%
108%
0.09%
NDP 10-1V116L
138%
4.33%
--
--
78%
0
78%
0
78%
0
NDP 10-1V112L
55%
0
55%
0
--
--
104%
0.15%
92%
0
NDP 10-1V143R
66%
0
66%
0
104%
0.18%
--
--
103%
0.11%
NDP 10-1V147L
136%
3.8%
136%
3.8%
112%
0.23%
112%
0.23%
--
--
5.2. Oplossing 2: ringtopologie
In een gesloten ringconfiguratie blijkt alleen kabel V112 ooit het maximale belastingsniveau van 100% te
overschrijden, en wel gedurende minder dan 0,2% van de jaarlijkse bedrijfstijd. Deze resultaten zijn
veelbelovend, maar wanneer wordt gekeken naar de door Liander gehanteerde definitie van congestie
(kabelbelasting hoger dan 70%), presteert de voorgestelde nieuwe radiale configuratie (Oplossing 1) beter dan
de ringconfiguratie. In de radiale configuratie zijn er 15% minder uren congestie in een volledig jaar. Daarom
is deze oplossing voor deze locatie niet verder onderzocht.
Een ander aspect is dat Liander in het geval van een leveringsonderbreking in een MS-kabel snel aanpassingen
in de configuratie moet doorvoeren om de energievoorziening in BZOH te herstellen. Foutdetectie in
ringconfiguraties kan echter tijdrovend zijn en de tijdelijke netwerkconfiguratie die wordt ingevoerd totdat de
leveringsonderbreking is opgeheven, moet een radiale topologie hebben, want tijdens een onderbreking is het
niet mogelijk om te werken met een gesloten ringconfiguratie.
5.3. Oplossing 3: energieopslag in grootschalige batterijsystemen
Oplossing 3 is bedoeld het distributienet te ondersteunen in het geval van een leveringsonderbreking. Gelet
op de meest extreme situaties in Tabel 3 is met name aandacht besteed aan onderbrekingen in de kabels V113
en V116. In deze scenario’s, die zijn gebaseerd op de in paragraaf 5.1 gedefinieerde topologie, zal de
kabelbelasting naar schatting gedurende minder dan 5% van de jaarlijkse bedrijfstijd boven de 100% uitkomen.
Bij een leveringsonderbreking in kabel V113 wordt een maximale kabelbelasting waargenomen in de kabels
V116 en V147. Andersom wordt bij een leveringsonderbreking in kabel V116 een maximale kabelbelasting
waargenomen in de kabels V113 en V147. Alle piekbelasting vindt plaats in de winter. Om piekbelasting tijdens
leveringsonderbrekingen in kabel V113 te verhelpen, werd de integratie van afzonderlijke batterijsystemen op
de kabels V116 en V147 gesimuleerd. Op een vergelijkbare manier werden voor het testen van
leveringsonderbrekingen in kabel V116 twee batterijsystemen (afzonderlijk) gesimuleerd op de kabels V113
en V147. De gepresenteerde uitkomsten zijn op basis van een leveringsonderbrekingen in de MS-kabels
gedurende het hele jaar, aangezien dergelijke storingen op elk moment kunnen plaatsvinden. In de praktijk
hebben leveringsonderbrekingen een variabele duur, uiteenlopend van enkele uren tot weken, typisch 3 tot
10 dagen. Een onderzoek op basis van de frequentie, duur en locatie van de onderbrekingen zou een
specifiekere analyse mogelijk maken, maar dit valt buiten het bestek van dit project.

19
Leveringsonderbrekingen in MS-kabel V113 en in V116
In de leveringsonderbreking in V113 wordt de hoogste kabelbelasting voor kabel V116 geschat op bijna 138%,
bij een leveringsonderbreking in V116 is de hoogste kabelbelasting geschat op 141%. Om deze belasting te
verlagen tot onder de 100%, moet de op deze kabel te installeren batterij een vermogensequivalent leveren
dat voldoende is om de belasting met minimaal 38%, resp. 41% te verminderen.
Naar schatting vereist dit een batterijsysteem met een nominaal vermogen van meer dan 1626 kW. (Bij deze
berekening is geen rekening gehouden met verliezen in het distributienet). De nominale energiecapaciteit
van deze batterijen in de twee storingsscenario’s is te zien in Tabel 4.
Tabel 4: Geschatte nominale energiecapaciteit en nominaal vermogen van de voorgestelde batterijsystemen voor bij storing in MS-
kabels V113 (links) en V116 (rechts).
Batterij op MS-
kabel
Nominale
energiecapaciteit
[kWh]
Nominaal
vermogen
[kW]
Batterij op MS-
kabel
Nominale
energiecapaciteit
[kWh]
Nominaal
vermogen [kW]
NDP 10-1V116L
19900
1523
NDP 10-1V113
26524
1626
NDP 10-1V147L
9198
1424
NDP 10-1V147L
9198
1424
Om 100% van de maximumbelasting te kunnen elimineren zouden de batterijen een zeer hoge nominale
energiecapaciteit moeten hebben. In deze simulaties heeft de meest kritieke onderbreking het gehele jaar
plaatsgevonden in tegenstelling tot de dagelijkse praktijk van 3-10 dagen. Dit heeft een enorm vergrotend
effect heeft op energie capaciteit. Mocht een batterij strategisch geïntegreerd worden op basis van de lokale
netsituatie en inschatting van faalkansen van componenten, en evt. maximumbelasting in de MS-kabels voor
kortere perioden kan worden getolereerd, kan de vereiste nominale energiecapaciteit van de batterijen
worden verlaagd. Tabel 5 toont een schatting van de maximumbelastingmomenten bij verschillende nominale
vermogens van de batterijen. De tabel laat zien dat zelfs batterijen met een (in vergelijking met het
piekverbruik) relatief gering nominaal vermogen van 500 kW al in staat zijn om 80% van het totaal aantal
verwachte maximumbelastingmomenten te vermijden, waardoor deze situaties worden beperkt tot minder
dan 1% van de totale jaarlijkse bedrijfstijd.
Tabel 5: Geschatte maximumbelastingmomenten in 2023 (Bèta 2023-inputgegevens) op basis van de voorgestelde nieuwe radiale
netconfiguratie en twee batterijen op de kabels V116 en V147, voor verschillende nominale batterijvermogens. Kabel V113 is buiten
bedrijf.
NDP 10-1V116L
NDP 10-1V147L
Nominaal
batterijvermogen
[kW]
Vermeden
gebeurtenissen met
maximumbelasting
% jaarlijkse tijdsintervallen
met kabelbelasting >100%
Nominaal
batterijvermoge
n [kW]
Vermeden
gebeurtenissen met
maximumbelasting
% jaarlijkse tijdsintervallen
met kabelbelasting >100%
0,00
0%
4,33%
0,00
0%
3,80%
226,89
50%
2,17%
240,87
50%
1,90%
470,08
80%
0,87%
481,54
80%
0,76%
687,55
90%
0,43%
736,11
90%
0,38%
816,92
95%
0,22%
902,23
95%
0,19%
1213,14
99%
0,04%
1185,85
99%
0,04%
1523,55
100%
0,00%
1424,95
100%
0,00%
5.4. Oplossing 4: vraagflexibiliteit
Net als Oplossing 3 is Oplossing 4 bedoeld om het distributienet te ondersteunen in het geval van een
leveringsonderbreking in de kabels V113 en V116. In dit geval zal van verbruikers worden gevraagd om
vraagflexibiliteit aan te bieden. De aard van deze vraagflexibiliteit hangt af van het verbruiksgedrag van elke
verbruiker en de mate waarin een verbruiker zijn energieverbruikende installaties kan beïnvloeden. In dit
scenario wordt uitgegaan van de veronderstelling dat huishoudelijke kleinverbruikers (in nieuwbouw)
vraagflexibiliteit kunnen leveren door hun elektrische collectieve warmtepompen te regelen. Daarnaast wordt
de impact verkend voor vraagflexibiliteit bij industriële grootverbruikers. Hoewel industriële grootverbruikers
in potentie veel vraagflexibiliteit kunnen leveren, kan het in 2023 verwachte grote aantal huishoudelijke

20
kleinverbruikers mogelijk al voldoende energieflexibiliteit bieden om de maximumbelastingmomenten te
verhelpen in de onderbrekingsscenario’s voor de meest kritieke MS-kabels, zeker gezien de korte periode tot
de netwerkuitbreiding in het eerste kwartaal van 2023.
De kabels V113 en V147 krijgen naar verwachting met de grootste maximumbelastingen te maken in het geval
van een uitval van kabel V116 in de winter. Om de karakteristieken van deze maximumbelastingmomenten te
verduidelijken, toont Figuur 13 het gemiddelde aantal maximumbelastingmomenten per maand, inclusief de
verdeling van de gemiddelde duur van deze momenten, op basis van de inputgegevens van het Bèta 2023-
scenario. Zoals te zien is in Figuur 13, doen de maximumbelastingmomenten zich het vaakst voor in de middag
en de vroege avonduren in de wintermaanden, met name tussen 17.00 en 20.00 uur en zelden ’s nachts. Ze
duren doorgaans enkele uren. Aangezien de meeste van deze momenten zich op deze specifieke tijdstippen
voordoen, kan het heel nuttig zijn om te kijken naar vraagflexibiliteit bij energieverbruikende installaties die
doorgaans op deze tijdstippen actief zijn. Flexibiliteit is immers alleen noodzakelijk tijdens uitval van de
desbetreffende MS-kabels. Centrale warmtepompen met warmte- en koudeopslag per gebouw zijn de meest
voorkomende verwarmingssystemen in het BZOH-gebied, en kunnen daarom een veelbelovende kandidaat
zijn. De analyse van industriële grootverbruikers is gemaakt op het niveau van het totale energieverbruik,
aangezien specifieker onderzoek noodzakelijk zou zijn om te beoordelen welke specifieke energieverbruikende
installaties geschikt zijn om vraagflexibiliteit te leveren (en een dergelijk onderzoek buiten scope van dit project
valt).
Figuur 13: Het gemiddelde aantal maximumbelastingmomenten per maand, gebaseerd op het Bèta 2023-scenario en de aanname dat
kabel V116 buiten bedrijf is. Het staafdiagram (inzet) toont de verdeling van de tijdsduur van de maximumbelasting. (Let op: de kleuren
hebben niet dezelfde betekenissen in beide grafieken.)
Figuur 14 toont de kabelbelastingen van de kabels V113 en V147 bij verschillende verbruiksniveaus van de
centrale warmtepompen. Hierbij betekent 100% van de warmtepompcapaciteit dat alle warmtepompen op
maximaal vermogen werken. Met 90% wordt bedoeld dat de warmtepompen 10% minder energie verbruiken
(ten opzichte van de maximale capaciteit). Een vermindering van het energieverbruik met 10% kan ook worden

21
bereikt door 10% van de capaciteit van centrale warmtepompen volledig af te schakelen, wat neerkomt op
circa 215 appartementen (ongeveer twee nieuwe appartementengebouwen). In 2023 zullen in totaal naar
schatting 2000 appartementen in de wijk Overhoeks zijn uitgerust met centrale warmtepompen. Op basis van
Figuur 14 is de inschatting dat de totale capaciteit van de centrale warmtepompen met 30% moet worden
verminderd om maximumbelasting in de ergste storingssituatie terug te dringen tot minder dan 1% van de
totale jaarlijkse bedrijfstijd. De resultaten op basis van de Bèta 2023-inputgegevens laten zien dat het
ernstigste uitvalscenario tijdens de jaarlijkse piekperiode baat zou kunnen hebben bij tijdelijke afschakeling
van een deel van de centrale warmtepompen. Dit zou ongeveer 645 woningen betreffen, voor een relatief
korte periode van drie tot vier uur. Gezien het aantal woningen per appartementengebouw en de uitstekende
isolatie van deze gebouwen is dit een veelbelovende oplossing. Een verdere vermindering van de
warmtepompcapaciteit zou leiden tot verdere verbetering, maar met afnemende meeropbrengst.
Figuur 14: Belastingen van de kabels V113 en V147 in 2023 op basis van het Bèta 2023-scenario, de voorgestelde nieuwe
sterconfiguratie en uitval van kabel V116, bij verschillende waarden voor de vermindering van het energieverbruik door centrale
warmtepompen.
Tabel 6: Maximumbelastingmomenten bij verschillende capaciteitsniveaus van de warmtepompen.
Capaciteit
van de
warmtepom
pen
Aantal tijdsintervallen
met kabelbelasting
>100%
Percentage
tijdsintervallen met
kabelbelasting >100%
100%
314
3,59
90%
190
2,17
80%
101
1,16
70%
43
0,50
60%
12
0,13
50%
0
0,0
De meeste industriële grootverbruikers met bedrijfskritische processen hebben behoefte aan (of beschikken
al over) noodstroomvoorzieningen, bijvoorbeeld in de vorm van dieselaggregaten of grootschalige
batterijsystemen. Dit betekent dat ze mogelijk gebruik kunnen maken van deze noodstroomvoorzieningen om
tijdelijk in een belangrijk deel van hun energiebehoefte te voorzien. Vanuit het perspectief van de
netbeheerder kan dit worden beschouwd als een tijdelijke afkoppeling van de industriële grootverbruiker,
hetgeen ondersteuning voor het distributienet inhoudt. Figuur 15 toont de maximale belasting voor de kabels
V113 en V147 bij afkoppeling van een grootverbruiker (dat wil zeggen dat deze gebruiker tijdelijke
energielevering krijgt door noodstroomsystemen). Een kwantificering van het aantal
maximumbelastingmomenten bij een dergelijke afkoppeling is te zien in Tabel 7. Op basis van deze resultaten
kan worden geconcludeerd dat het afkoppelen van slechts één grootverbruiker al voldoende is om
maximumbelasting terug te brengen tot minder dan 1% van de totale jaarlijkse bedrijfstijd. Nogmaals: de
resultaten hebben betrekking op het hele jaar, maar deze oplossing is alleen bedoeld om te worden toegepast
tijdens leveringsonderbrekingen. Om maximumbelasting verder terug te dringen, kan bovendien
vraagflexibiliteit worden aangevraagd bij huishoudelijke kleinverbruikers. In dit geval zou een vermindering
met 10% van de capaciteit van de warmtepompen in woningen ertoe leiden dat er gedurende minder dan 0,3%

22
van de jaarlijkse bedrijfstijd sprake is van maximumbelasting.
Deze resultaten illustreren hoe vraagflexibiliteit bij warmtepompen in woningen en rechtstreekse contracten
met grootverbruikers operationele ondersteuning kunnen bieden aan het distributienet, met name in het geval
van leveringsonderbrekingen in MS-kabels. Hierbij moet worden opgemerkt dat deze analyse is uitgevoerd om
het potentieel van vraagflexibiliteit te demonstreren, en niet om te bepalen welke specifieke industriële (of
zakelijke) grootverbruikers het meest geschikt zijn om dergelijke steun te verlenen. Om een indruk te geven
van de verbruikers die het meest geschikt zouden zijn om vraagflexibiliteit te leveren, is er een inschatting van
het energieverbruik per verbruikerstype voor elk van de MS-kabels in het BZOH-gebied gemaakt. Dit laat
bijvoorbeeld zien dat een aanzienlijk deel van het energieverbruik via kabel V112 afkomstig is van zakelijke
verbruikers, zodat het mogelijk weinig zin heeft om vraagflexibiliteit te vragen aan de huishoudelijke
kleinverbruikers die op deze kabel zijn aangesloten. Een vergelijkbare analyse kan worden uitgevoerd voor de
kabels V116 en V143. Vraagflexibiliteit van huishoudelijke kleinverbruikers heeft potentieel een groter effect
op het aantal maximumbelastingmomenten in de kabels V113 en V147, aangezien er een aanzienlijk aantal
huishoudelijke kleinverbruikers op deze kabels is aangesloten.
Figuur 15: Belastingen van de kabels V113 en V147 in 2023 op basis van het Bèta 2023-scenario, de voorgestelde nieuwe
sterconfiguratie en uitval van kabel V116, bij verschillende opties voor de afkoppeling van een industriële grootverbruiker (die gebruik
kunnen maken van mogelijke tijdelijke energielevering door lokale generatoren).
Tabel 7: Maximumbelastingmomenten bij verschillende opties voor de afkoppeling van een industriële grootverbruiker (tijdelijke
energielevering door lokale generatoren).
Scenario
Aantal tijdsintervallen
met kabelbelasting
>100%
Percentage tijdsintervallen met
kabelbelasting >100%
Verbruiker aangesloten
314
3,584%
Verbruiker afgekoppeld
67
0,765%
Verbruiker afgekoppeld en
10% vermindering van
warmtepompen
26
0,297%
Verbruiker afgekoppeld en
25% vermindering van
warmtepompen
1
0,011%
5.5. Overzicht van oplossingsrichtingen en conclusie
Om onderzoek te doen naar mogelijke technische oplossingen voor de verwachte congestiemomenten in het
MS-distributienet van het BZOH-gebied, en die de komende jaren naar verwachting in aantal zullen toenemen,
is om te beginnen een bottom-upmethode voor modellering van het energieverbruik ontwikkeld. In deze
modellen zijn huidige en toekomstige verbruikers opgenomen op basis van planningsinformatie van Liander
en de gemeente Amsterdam. De ontwikkelde methode is gevalideerd door de geschatte
energieverbruiksprofielen voor het jaar 2020 te vergelijken met metingen door Liander in hetzelfde jaar.
Gezien het effect dat verschillende aannames (voor specifieke nieuwe belastingen in het jaar 2023) hebben op
de schatting van het energieverbruik, zijn twee scenario’s ontwikkeld, elk met een eigen set inputgegevens

23
voor het model. De scenario’s worden Alfa 2023 en Bèta 2023 genoemd. Beide sets inputgegevens hebben
laten zien dat de belasting in het gebied enorm toeneemt, en de uitdaging in onderbrekingsscenario’s
complexer nog zijn. Om de meerwaarde van de oplossingen goed te kunnen illustreren, zijn de meeste
resultaten in dit rapport gebaseerd op het minder conservatieve scenario (Bèta 2023). Benadrukt moet worden
dat een hogere detailniveau en nauwkeurigere schatting van het energieverbruik moet worden verkregen voor
de voorkeur kan worden gegeven aan een van beide sets inputgegevens. Daarom mogen de resultaten met
betrekking tot het BZOH-gebied niet worden geïnterpreteerd als definitieve conclusies; ze moeten eerder
worden gezien als een indicatie voor de meest veelbelovende oplossingen.
Uit de technische analyse is gebleken dat een procedure voor herconfiguratie van de topologie (Oplossing 1)
leidt tot een significante vergroting van de capaciteit van het distributienet, waardoor het verwachte aantal
congestiemomenten aanzienlijk afneemt. De voorgestelde geoptimaliseerde radiale topologie presteerde zelfs
beter dan de ringconfiguratie (Oplossing 2), die een interessante optie kan zijn voor nieuwe, of andere
netwerken. Maar zelfs bij een dergelijke geoptimaliseerde topologie werd nog een groot aantal
congestiemomenten waargenomen in een situatie met leveringsonderbrekingen.
Er is speciale aandacht besteed aan twee relatief ernstige situaties die zich naar verwachting zullen voordoen:
leveringsonderbrekingen in de MS-kabels V113 en V116. Voor deze onderbrekingsscenario’s werd gekeken
naar het potentieel van energieopslag in grootschalige batterijsystemen (Oplossing 3) en het potentieel van
vraagflexibiliteit bij huishoudelijke en/of industriële verbruikers (Oplossing 4). De conclusie was dat deze opties
een aanzienlijk potentieel hebben. Grootschalige batterijsystemen kunnen een groot deel van het verbruik
lokaal voor hun rekening nemen, terwijl de gevolgen van verbruikspieken verzacht kunnen worden door middel
van vraagflexibiliteit bij industriële of zakelijke grootverbruikers en bij centrale warmtepompen in nieuwe
woningbouwprojecten. Deze oplossingen bieden bovendien middelen om het distributienet ook onder
normale bedrijfsomstandigheden te ondersteunen. Naarmate het energieverbruik complexer, variabeler en
moeilijker te voorspellen wordt, nemen de voordelen van vraagflexibiliteit toe. De effectiviteit en de gevolgen
voor de exploitatie van het netwerk moeten echter nader worden onderzocht.
6. Vervolgstappen: 2022 en daarna
Middenspanningsdistributienetten vormen de ruggengraat van de elektriciteitsinfrastructuur in stedelijke
gebieden. Maar het aantal elektrische voertuigen neemt verder toe en de transitie van bepaalde stadswijken
naar wijken met veel moderne flatgebouwen wordt versneld. Steden zoals Amsterdam zullen zich op korte
termijn aan deze ontwikkelingen moeten aanpassen en dit zeer zorgvuldig moeten synchroniseren met de
aanwezige en geplande infrastructuur voor distributienetten. Snelle elektrificatie van de
verwarmingssystemen in bestaande en nieuwe gebouwen zal de infrastructuur verder onder druk zetten.
Daarom zal congestie in het middenspanningsnet vaker kunnen plaatsvinden en zullen nabijgelegen locaties
baat hebben bij een praktische, oplossingsgerichte aanpak, eventueel om toekomstige netwerkuitbreidingen
te kunnen uitstellen.
Uit dit onderzoek is gebleken dat het oplossen van congestie in het MS-distributienet, een nog relatief slecht
begrepen probleem, een gezamenlijke inspanning vereist van alle betrokken partijen: naast de netbeheerders
ook de verbruikers, die via marktpartijen uit de energiemarkt vraagflexibiliteit kunnen ontsluiten. In dit
onderzoek zijn oplossingsrichtingen onderzocht zonder een gedetailleerde beschrijving te geven van de
organisatorische rollen en de rolverdeling van de partijen die betrokken zijn bij het leveren van oplossingen.
Er is echter wel geleerd wat de waarde van een integrale beoordeling van de huidige problematiek is, en dat
de netwerk topologie een groot deel van de nodige flexibiliteit kan verstrekken.
Met het oog op de verdere toekomst moeten enkele cruciale inzichten worden verkregen om een effectieve
strategie te kunnen bepalen voor congestie in MS-distributienetten, zodat bewoners, vastgoedontwikkelaars
en bedrijven toegang kunnen blijven krijgen tot de gevraagde netaansluitingen (zelfs als er op korte termijn
geen netwerkuitbreidingen worden gerealiseerd). De benodigde inzichten zijn als volgt:

24
o Een gedetailleerde analyse van het huidige en toekomstige energieverbruik van grootverbruikers. Deze
analyse is nodig om een beeld te krijgen van de omvang, de duur en de frequentie van congestie en om te
kunnen anticiperen op het effect van vraagflexibiliteit die mogelijk door deze grootverbruikers kan worden
geleverd.
o Een methodologie om op schaal snel een integratie te kunnen doen van de relevante energieprofielen,
rekening houdend met beperkte datakwaliteit en met in achtneming van de korte termijn (2-3 jaar) tot
realisatie van netverzwaring voor de detailanalyse i.p.v. standaard kengetallen voor netplanning. De
zekerheid van toekomstige gebruikers en hun verbruiksprofielen is dus veel groter dan in de typische
netwerkplanningsmethodologie (meestal tot 40 jaar).
o Een gestandaardiseerde procedure om de optimale netconfiguratie van MS-kabels voor
capaciteitsplanning op korte termijn te bepalen, aanvullend op planningsstrategieën waarbij wordt
gekeken naar andere operationele doelstellingen, zoals verhoging van de betrouwbaarheid of
vermindering van stroomstoringen.
o Kwantificering van de aanvaarde risiconiveaus voor veilig bedrijf van het distributienet binnen de grenzen
van de capaciteit, inclusief een probabilistische analyse van onderbrekingsscenario’s waarin rekening
wordt gehouden met alle relevante operationele onzekerheden.
o Een specifieke procedure voor het definiëren van noodstroomvoorzieningen, om de mechanismen te
beschrijven die het distributienet kunnen ondersteunen in de ernstigste onderbrekingsscenario’s.
o De effecten van de preventieve integratie van batterijen en opwek in de winter ter preventie van hoge
belastingen per kabel.
Op basis van het bovenstaande worden de stappen nader uitgewerkt die op korte termijn (zowel aan de
gemeente Amsterdam als aan Liander) worden geadviseerd om de dreigende congestieproblemen te
verhelpen. Ten slotte wordt beschreven welke onderzoekstappen er nodig zijn om de lessen van dit onderzoek
te vertalen naar een schaalbare aanpak die kan worden toegepast in alle stedelijke gebieden waar sprake is
van netcongestie.
6.1. Aanbevolen stappen voor het BZOH-gebied in Amsterdam
Dit project is opgezet om een analyse te maken van de congestie in het MS-distributienet voor het gebied
Buiksloterham-Zuid/Overhoeks en om mogelijke oplossingen te verkennen waarmee deze congestie nog vóór
de netwerkuitbreiding van 2023 kan worden verlicht. Aangezien de resultaten van de inputgegevens voor het
Alfa 2023-scenario geen haalbare technische oplossingen aan het licht hebben gebracht om de netexploitatie
te verbeteren, wordt er geen specifiek advies uitgebracht over de wijze waarop de netcongestie op korte
termijn kan worden verlicht. Dit hangt ook samen met het feit dat gegevens uit het jaar 2020 zijn gebruikt,
waarvan in verband met de pandemie alleen de periode tot medio maart 2020 representatief is voor het
normale verbruik. Daarnaast is geen rekening gehouden met een toename van het stroomverbruik door
bestaande verbruikers die al op het net zijn aangesloten. Dit betreft industriële en zakelijke grootverbruikers
voor wie al een grootschalige netaansluiting is goedgekeurd door Liander, maar die momenteel beduidend
minder verbruiken dan de maximaal toegestane capaciteit van hun aansluiting. De hoeveelheid
nieuwbouwprojecten in het gebied is daarbij zowel een zegen als een last: tijdelijke zogenoemde
bouwaansluitingen voor de bouwplaats zijn buiten beschouwing gelaten, evenals het potentieel van
energieopwekkingsystemen die op deze locaties aanwezig zijn. Daarnaast zorgt de verwachte congestie op het

25
onderstation Noord-Papaverweg waarschijnlijk voor een directe beperking voor het benutten van de
storingsreserve in het middenspanningsnet, maar dat is niet onderzocht.
Echter, op basis van de resultaten van het Bèta 2023-scenario blijkt dat een combinatie van topologie-
optimalisatie met een strategische reservestelling voor leveringsonderbrekingen het aantal
overbelastingsmomenten significant zou kunnen verlichten, waardoor in een dergelijk scenario wel de
commerciële ontwikkelingen in het gebied aangesloten kan worden op het Liander net.
Het effect van grootschalige batterijsystemen dan wel een generator, geïnstalleerd in de nabijheid van de
grootste verbruikers in het gebied, moet worden geëvalueerd vanuit economisch en organisatorisch
perspectief. De resultaten zijn echter significant. Het aantal bedrijfsuren van deze systemen in scenario’s
zonder leveringsonderbrekingen zou moeten worden geanalyseerd t.o.v. de prestatie-eisen welke gevraagd
worden door de congestie van het onderstation. Aangezien de congestie van dit onderstation buiten scope van
dit onderzoeksproject valt, kunnen deze oplossingen hier niet nader worden gespecificeerd.
Wanneer uitsluitend wordt gekeken naar de congestie van het middenspanningsnet in het BZOH-gebied, zijn
de oplossingen specifiek gericht op onderbrekingsscenario’s. In dit geval zullen batterijen en generatoren
minimaal worden gebruikt voor verlichting van de congestie, wat inhoudt dat deze oplossing onder de huidige
marktomstandigheden mogelijk als financieel onrendabel kan worden beschouwd. Daarom is een beroep op
vraagflexibiliteit een meer gerichte oplossing, die alleen wordt toegepast in onderbrekingsscenario’s en tijdens
perioden met hoog verbruik (zoals in de winter). Vraagflexibiliteit kan worden geleverd door industriële of
zakelijke grootverbruikers of door de centrale warmtepompen die naar verwachting eind dit jaar zullen worden
geïnstalleerd in nieuwbouwprojecten in het gebied. Het is vooralsnog echter niet duidelijk of het mogelijk zal
zijn om deze systemen op afstand te regelen. In elk geval kon worden aangetoond dat dergelijke systemen een
direct effect kunnen hebben op het aantal uren met maximumbelasting van het distributienet in het BZOH-
gebied. Het aantal warmtepompen dat zou moeten worden afgekoppeld om het aantal uren met
maximumbelasting te minimaliseren in het meest schadelijke scenario, namelijk uitval van MS-kabel V116, kan
worden vertaald naar het aantal huishoudelijke kleinverbruikers op de kavels die momenteel worden
ontwikkeld in Overhoeks. Uit onderzoek (TKI Urban Energy
12
, Couperus 2015
13
) blijkt dat in dergelijke
nieuwbouw er gemiddeld tussen zes en acht uur de warmtepomp kan worden uitgeschakeld zonder
comfortverlies. Deze periode kan nog langer worden bij hogere isolatiewaarden. Voorafgaand aan de
oplevering van woningen aan nieuwe bewoners zouden bilaterale afspraken met ontwikkelaars over
warmtepompen een zeer interessante optie kunnen zijn voor alle toekomstige locaties, vooral wanneer
gebouwen zijn voorzien van een buffervoorziening voor warm water.
De voorgestelde vervolgstappen om de aansluitbeperkingen in het netwerk in BZOH door de verwachte
congestie op te heffen zijn:
● Definieer beperkingen en mogelijkheden op basis van de verwachte congestie op onderstation Noord-
Papaverweg
● Evalueer de gebruikte inputgegevens van het Bèta 2023-scenario met de netbeheerder en de gemeente
Amsterdam
● Maak een inventarisatie van de mogelijke onderbrekingen en verwachte onderhoudsactiviteiten
● Maak een waarschijnlijkheidsanalyse voor de meest schadelijke leveringsonderbrekingen
● Identificeer mogelijk beschikbare batterij- of generatorcapaciteit in de omgeving ter ondersteuning van
zowel het distributienet als het onderstation
● Maak een overzicht van de beschikbare noodstroomvoorzieningen en onderzoek de mogelijkheid om
centrale warmtepompen in het BZOH-gebied op afstand te regelen
12
https://www.topsectorenergie.nl/sites/default/files/uploads/Urban%20energy/publicaties/Flexibele-inzet-warmtepompen-voor-een-
duurzaam-energiesysteem.pdf
13
https://www.rvo.nl/sites/default/files/2015/09/5339-IPIN-FS-Couperus%20%5Bweb%5D.pdf

26
● Simuleer bovengenoemde oplossingen in het power-flow model, en maak een afweging voor de beste
oplossing.
● Coördineer de congestie verlichtende activiteiten met Liander en de gemeente Amsterdam
6.2. Aanbevolen stappen voor Amsterdam
De gemeente Amsterdam en Liander werken nauw samen omdat de congestie op hoogspanningsonderstations
gevolgen heeft voor de stedelijke ontwikkeling en de groene ambities in grote delen van de stad. Innovatief
congestiemanagement en met name de integratie van nieuwe hoogspanningsonderstations zijn belangrijke
prioriteiten. Maar het voorbeeld van het BZOH-gebied laat zien dat ook de congestie in
middenspanningsdistributienetten een uitdaging is welke aandacht verdient.
Naast het gegeven dat de huidige capaciteit van het MS-net waarschijnlijk op korte termijn onder druk zal
komen te staan, vereisen de uitbreidingen van hoogspanningsonderstations ook nieuwe kabelinfrastructuur
om de vermogenscapaciteit te verruimen. De toevoeging van redundantie aan MS-netten in gebieden met
netcongestie is niet alleen bedoeld om de congestie te verminderen, maar kan ook uitstel van de
netwerkuitbreiding mogelijk maken. Daarom moet nader onderzoek worden gedaan naar een strategie om de
netredundantie in de stad optimaal te benutten. Het is van cruciaal belang dat wordt geïnventariseerd welke
gebieden momenteel of in de nabije toekomst te maken krijgen met congestie, en dat gedetailleerd onderzoek
wordt gedaan naar de oorzaken van de vraagpieken in deze gebieden, en de beschikbare
noodstroomvoorzieningen in de stad. De gemeente Amsterdam kan de timing en de capaciteit van nieuwe
aansluitingen coördineren, omdat de gemeente belang heeft bij stadsontwikkeling en bij bijvoorbeeld de
installatie van laadstations voor elektrische voertuigen.
Tot slot kan de gemeente, om actief gebruik te maken van redundantie in middenspanningsnetten in
combinatie met batterijsystemen of vraagflexibiliteit, zowel met industriële als met huishoudelijke verbruikers
onderhandelen over vraagflexibiliteit. Hiervoor zijn gedetailleerde inzichten van stedenbouwkundigen en
Liander in de benodigde capaciteit nodig.
6.3. Aanbevolen stappen voor nader onderzoek naar netcongestie: MS-congestielab
Als gevolg van de doorlopende stadsuitbreiding, de toenemende elektrificatie van verwarmingssystemen en
het groeiende aantal elektrische voertuigen zullen ook andere MS-distributienetten binnenkort te maken
krijgen met congestie die vergelijkbaar is met die in BZOH. Het is duidelijk dat netbeheerders behoefte hebben
aan nieuwe kaders voor capaciteitsoptimalisering, waarmee ze nieuwe verbruikersprofielen,
onderbrekingsscenario’s en de actuele status van aangesloten installaties kunnen analyseren om korte
perioden met maximumbelasting van het net mogelijk te maken totdat de netwerkuitbreiding is gerealiseerd.
Deze out-of-the-box-kaders moeten worden ontwikkeld, getest en gevalideerd op basis van verschillende
(huidige en toekomstige) bedrijfsscenario’s, de huidige (en wellicht nieuwe) betrouwbaarheidscriteria van
Liander en nieuwe technologische ontwikkelingen, samen gebracht in een mogelijk MS-congestielab.
Het is noodzakelijk dat de capaciteitsplanning en de integratie van aangesloten installaties voor
middenspanningsnetten onder congestie worden geoptimaliseerd, rekening houdend met
risicobeoordelingen. Dit vereist een structurele benadering die een gunstig effect kan hebben op de
parameters bij toekomstige congestie. Een dergelijke benadering zou normaal gesproken de volgende
voordelen moeten bieden:
1. De integratie van verschillende operationele scenario’s in een netrekenmodel (zoals veranderingen in de
topologische configuratie of toevoeging van nieuwe energieverbruikende installaties en verbruikers) en
verschillende schattingen van energieverbruik en opwekking, allemaal geïntegreerd in één
softwareplatform (bijvoorbeeld een digital-twinsysteem van het distributienet) dat de validatie van nieuwe
maatregelen en de extrapolatie van deze maatregelen naar andere netwerktopologieën vergemakkelijkt
zonder dat hiervoor intensieve en tijdrovende modelleringsprocedures nodig zijn.

27
2. Modellering, gevoeligheidsanalyse en onzekerheidsanalyse van het energieverbruik door relevante
verbruikers. De ontwikkeling van deze modellen vereist dat huidige (industriële of zakelijke)
grootverbruikers inzicht verschaffen in hun verbruiksgegevens.
3. Omgaan met en verhelpen van onvolledige, onzekere of ontbrekende data en fouten in de data.
4. Beoordeling van de verwachte levensduur en prestaties van aangesloten installaties en van kritische
netwerkcomponenten zoals MS-kabels en transformatoren. Op basis van deze beoordelingsprocedure
moet bijvoorbeeld een inschatting gemaakt kunnen worden van de technische veroudering van
aangesloten installaties onder extreme bedrijfsomstandigheden (indien het gebruik hiervan wordt
toegestaan tijdens congestie), en moeten maatregelen voorgesteld kunnen worden om de levensduur van
deze installaties te verbeteren.
5. Identificeren van de optimale topologie van het MS-distributienet op basis van de huidige infrastructuur
en rekening houdend met de operationele beperkingen en restricties van netbeheerders
(betrouwbaarheid, beveiliging, bescherming en dergelijke).
6. Identificeren van de onderbrekingsscenario’s met de grootste impact en de waarschijnlijkheid van deze
scenario’s, inclusief definitie van topologische aanpassingen en de implicaties daarvan om betrouwbare
werking en snel herstel van de energievoorziening te garanderen.
7. Identificeren, clusteren en definiëren van controlestrategieën voor aangesloten installaties (afhankelijk
van het type verbruiker) die vraagflexibiliteit kunnen bieden.
8. Optimalisatie van de netmanagement op basis van risicobeoordelingen en risicobeheersingsmaatregelen.