Johannes Brantl’s scientific contributions

Die vorliegende Arbeit untersucht den Einfluss verschiedener Detailgrade auf die Ergebnisqualität von Netzstudien. Dabei werden die Herausforderungen der Netzplanung im Zusammenhang mit dem raschen Ausbau erneuerbarer Energien und der Elektrifizierung von Wärme- und Mobilitätssektoren angesprochen. Es wird eine zweistufige Methodik angewendet, die zunächst die klassische, vereinfachte Modellierung erweitert, um verschiedene Aspekte wie detaillierte Szenarien, Regionalisierung, Netzmodellierung und innovative Netzplanungsmaßnahmen zu integrieren. Im zweiten Schritt erfolgt eine Analyse zur Komplexitätsreduktion, um eine angepasste Modelltiefe zu bestimmen, die ein Optimum zwischen Detailgrad, Datenaufbereitung, Rechenaufwand und Ergebnisqualität ermöglicht. Die Ergebnisse unterstreichen die Bedeutung einer detaillierten Netzmodellierung für präzise Prognosen und Planung von Verteilnetzen im Kontext der Energiewende. Anhand verschiedener Untersuchungsperspektiven wird gezeigt, dass eine angepasste Modelltiefe, die den spezifischen Anforderungen der Netzstudien entspricht, entscheidend für die Effizienz und Ergebnisse verschiedener Netzstudien ist. Durch die Anwendung der entwickelten Methodik kann die Modelltiefe bei einer Netzstudie mit Fokus auf Netzausbauplanung flexibel und effektiv angepasst werden.

In Niederspannungsnetzen mit hohem Anteil dezentraler Energieerzeugungsanlagen ist die Einhaltung des zulässigen Spannungsbands nach DIN EN 50160 eine der Hauptherausforderungen zur Sicherung einer zuverlässigen und qualitativ hochwerti-gen Energieversorgung. Auch Photovoltaikanlagen niedriger Leistungsklassen kön-nen durch Maßnahmen zur lokalen Spannungshaltung einen relevanten und sinnvol-len Beitrag zur Netzstützung leisten. Bereits 2011 wurde mit Veröffentlichung der VDE AR-N 4105 der Grundstein dafür gelegt, PV-Wechselrichter durch die lokale Bereitstellung von Blindleistung an der Spannungshaltung in Niederspannungsnet-zen zu beteiligen und somit kostenintensive Netzausbaumaßnahmen zu vermeiden bzw. zu verzögern. Für die Umsetzung der lokalen Blindleistungsbereitstellung in den PV-Wechselrichtern sieht die VDE AR-N 4105 derzeit entweder eine Verschiebungs-faktor-/Wirkleistungskennlinie (sog. cosϕ(P)) oder einen festen Verschiebungsfaktor vor. Netzspannungsabhängige Verfahren wie beispielsweise eine Q(U)-Regelung werden als weitere Möglichkeit erwähnt. Die Langfassung dieses Beitrages behandelt die Erweiterung der Q(U)-Regelung um eine zusätzliche, netzspannungsabhängige Wirkleistungsregelung, also einer P(U)-Regelung. Es werden die Auswirkungen und Vorteile einer solchen zusätzlichen P(U)-Regelung sowohl aus Sicht eines Netzbetreibers als auch aus Sicht der Betrei-ber von PV-Systemen und PV-Batterie-Systemen herausgearbeitet, diskutiert und bewertet. Dabei werden auch verschiedene Einsatzfelder wie der reguläre und der gestörte Netzbetrieb, sowie der Einfluss der überlagerten Netzspannungsebene – konkret des Mittelspannungsnetzes – betrachtet.

Im Verteilnetzbetrieb werden neben den Verteilnetztransformatoren zunehmend dezentrale Erzeuger, wie Photovoltaikanlagen, an der Spannungshaltung aktiv beteiligt. Zur Sicherstel-lung eines qualitativ hochwertigen Netzbetriebs sind ungewollte wechselseitige Beeinflus-sungen von PV-Anlagenregelung und Transformatorregelung auszuschließen bzw. auf ein geeignetes Maß zu reduzieren. In dieser Studie wird der Parallelbetrieb zweier praxisrele-vanter Regelungsverfahren des Umspannwerks-Transformators und die nach BDEW-Mittelspannungsrichtlinie vorgesehenen lokalen Blindleistungsregelungsverfahren der PV-Anlagen (feste cosφ-Vorgabe, cosφ(P)-Kennlinie, Q(U)-Kennlinie) untersucht und der Parallelbetrieb anhand der Kriterien Anzahl der Stufenschaltungen des Transformators und Wirk-samkeit bei der Spannungshaltung bewertet. Weiterführend werden Verbesserungspotenziale der Transformatorregelung im Parallelbetrieb mit der PV-Anlagenregelung aufgezeigt und diskutiert.

In Germany, reactive power management of distribution systems, i.e. managing reactive power exchange at MV/HV substations is increasingly discussed. This article analyzes the reasons for this development. Following the impact factor analysis the possibilities and limitations of reactive power provision using medium voltage decentralized energy resources (DER) are presented for selected sample networks and possibilities for specifying reactive bandwidths are outlined. The article concludes by demonstrating the advantages of defining bandwidths for reactive zones that span over multiple medium voltage networks.

Kurzfassung Die stetig steigende Durchdringung der Energieversorgungsnetze mit dezentralen Energieeinspeisern macht eine Betei-ligung dieser an der Bereitstellung von Systemdienstleistungen unabdingbar. Eine Blindleistungsregelung zur statischen Spannungsstützung kann effektiv für eine Erhöhung der Netzaufnahmekapazität bzw. der Verfügbarkeit von Erzeu-gungsanlagen sorgen. Wie Untersuchungen der Avacon AG zeigen, stellt die Q(U)-Regelung eine besonders effektive Maßnahme zur Umsetzung dieser Netzanforderungen in Mittelspannungsnetzen dar. In diesem Beitrag werden zwei un-terschiedliche Umsetzungskonzepte einer Q(U)-Reglung mit PV-Anlagen vorgestellt. Ein gemeinsamer Feldtest zeigt hierbei sehr gute Ergebnisse für beide Umsetzungskonzepte hinsichtlich des statischen und dynamischen Anlagenver-haltens und unterstreicht die besondere Eignung von PV-Anlagen zur flexiblen und bedarfsgerechten Bereitstellung von Systemdienstleistungen. Abstract The increasing penetration of distribution networks with decentralized renewable resources makes a participation in the provision of ancillary services essential. A reactive power control for static voltage support can effectively increase the hosting capacity respectively the availability of renewable resources. As studies of Avacon AG show, the Q(V) control is a particularly effective measure to implement these network requirements. In this paper, two different approaches to realise a Q(V) control with PV systems are introduced. A field test in cooperation of Avacon AG and SMA Solar Tech-nology AG shows very good results for both realisation concepts with respect to the static and dynamic system behav-iour and emphasises the particular suitability of PV systems for flexible and responsive provision of ancillary services.

The constantly increasing penetration of distribution networks with local renewable resources makes it essential that such resources participate in the provision of grid management services. Reactive power control for static voltage support can effectively increase the grid's hosting capacity and the availability of power generation plants. As studies carried out by Avacon AG show, Q(V) control represents a particularly effective measure for such grid requirements in medium-voltage grids. In this paper, two different approaches for implementing Q(V) control with PV plants are introduced. A joint field test by Avacon AG and SMA Solar Technology AG shows very good results for both implementation concepts with respect to the static and dynamic plant behaviour and highlights the particular suitability of PV plants for flexible and responsive provision of grid management services.

ABSTRACT: Local reactive power provision by photovoltaic (PV) inverters can contribute to maintaining the voltage in distribution grids and therefore contribute to reduce grid reinforcement measures, caused by an increased PV penetration. This study investigates the interferences and dynamics of a parallel and autonomous operation of HV/MV on-load tap changer (OLTC) control and autonomous PV inverter control. The focus of this investigation is to identify whether reactive power provided by PV inverters can cause an increase of HV/MV transformer tap changes. The analysis is based on simulations of a real German distribution grid with a high share of PV generation. To incorporate realistic power fluctuations of PV systems in the investigated grid, geographically distributed solar irradiation measurements are used as input data for the simulations. The simulations show that reactive power provided by PV inverters can lead to an increase of reactive power fluctuations over the HV/MV transformer and can thus cause a significant increase of OLTC tap changes. The number of additional tap changes depends on the reactive power control strategy of the PV inverters.

In diesem Beitrag wird untersucht, wie sich die lokale Spannungsregelung des Um-spannwerks-Transformators und die Blindleistungsregelung der Photovoltaikanlagen gegenseitig beeinflussen können. Es werden mögliche ungewollte Wechselwirkun-gen für den Netzbetrieb dargestellt. Für die Untersuchung wird ein spannungsebe-nen-übergreifendes Simulationsmodell erstellt und der Einfluss der Blindleistungsre-gelung im Mittel- und Niederspannungsnetz auf die Regelgröße des Umspannwerks-Transformators analysiert. Für verschiedene Blindleistungsregelungsverfahren wer-den der Nutzen bei der Spannungshaltung und das Risiko, eine ungewollte Wech-selwirkung mit der Spannungsregelung des Umspannwerks-Transformators auszulösen, bewertet.