auswirkungen hoher erneuerbarer energieanteile auf

Auswirkungen hoher erneuerbarer Energieanteile auf städtische Stromnetze unter Berücksichtigung

der Fernwärmeinfrastruktur

Wolfgang Kusch

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Wolfgang Kusch

Auswirkungen hoher erneuerbarer Energieanteile auf städtische Stromnetze unter Berücksichtigung der Fernwärme-infrastruktur

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Die vorliegende Arbeit wurde vom Fachbereich Elektrotechnik/Informatik der Universität Kassel als Dissertation zur Erlangung des akademischen Grades eines Doktors der Ingenieurwissenschaften (Dr.-Ing.) angenommen. Gutachter: Prof. Dr.-Ing. Albert Claudi Prof. Dr.-Ing. Ingo Stadler Tag der mündlichen Prüfung: 21. August 2020

Diese Veröffentlichung – ausgenommen Zitate und anderweitig gekennzeichnete Teile – ist unter der Creative-Commons-Lizenz Namensnennung - Weitergabe unter gleichen Bedingungen 4.0 International (CC BY-SA 4.0: https://creativecommons.org/licenses/by-sa/4.0/deed.de) lizenziert. Bibliografische Information der Deutschen Nationalbibliothek Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über http://dnb.dnb.de abrufbar. Zugl.: Kassel, Univ., Diss. 2020 ISBN 978-3-7376-0979-1 DOI: https://doi.org/doi:10.17170/kobra-202108024464 © 2021, kassel university press, Kassel https://kup.uni-kassel.de Druck: Print Management Logistik Service, Kassel Printed in Germany

3

Vorwort

Diese Dissertation entstand im Zusammenhang eines Forschungsprojektes an der TH

Köln, das von der Rheinenergie AG finanziert worden ist.

Mein besonderer Dank gilt Herrn Prof. Dr.-Ing. habil. Ingo Stadler, Leiter des Labors

für Erneuerbare Energien und Energiewirtschaft am Institut für Elektrische Energie-

technik der TH Köln, dass er die Projektidee initiiert hat und dass er die sich daraus

ergebende Aufgabenstellung für eine Dissertation entwickelt hat. Der Dank umfasst

auch die Übernahme des Koreferates und die wissenschaftliche Betreuung dieser Arbeit.

Herrn Univ. Prof. Dr.-Ing. Albert Claudi, Leiter des Fachgebietes für Anlagen- und

Hochspannungstechnik am Fachbereich 16 der Universität Kassel, möchte ich danken,

dass er die Aufgabe des Erstgutachters übernommen hat und immer für sehr hilfreiche

Gespräche zur Verfügung stand.

Den Herren Univ. Prof. Dr.-Ing. Martin Braun, Leiter des Fachgebietes Energiemana-

gement und Betrieb elektrischer Netze am Fachbereich 16 der Universität Kassel, Abtei-

lungsleiter Netzplanung und Netzbetrieb am Fraunhofer IEE, und Prof. Dr.-Ing. Marcus

Ziegler, Leiter des Fachgebietes Elektrische Maschinen und Antriebe am Fachbe-

reich 16 der Universität Kassel danke ich, dass sie in der Prüfungskommission mitge-

wirkt haben.

Ohne das Engagement des Herrn Michael Angenend (damaliger Geschäftsführer der

Rheinischen Netzgesellschaft mbH) und des zukunftsorientierten Netzvorstandes der

Rheinenergie AG, Herrn Volker Staufert, wäre dieses Forschungsprojekt in diesem Um-

fang nicht möglich gewesen. Hierfür bin ich ihnen sehr dankbar.

Des Weiteren gilt ein Dank den Kollegen am Labor für Erneuerbare Energien und

Energiewirtschaft der TH Köln und den vielen Verfassern von Abschlussarbeiten, die

mich in dem Forschungsprojekt mental oder hilfreich unterstützt haben.

4

Zu guter Letzt möchte ich Prof. Dr. rer. nat. Gerhard Ise sowie meinem Vater danken,

die viel Zeit für das Korrekturlesen geopfert haben.

5

Kurzfassung

Die Energie-, Wärme- und Verkehrswende kann eine Herausforderung für die städtische

Netzinfrastruktur werden.

Um die Auswirkungen vor allem auf die Niederspannungsnetze in städtischem und

stadtnahem Umfeld beurteilen zu können, wird in dieser Dissertation die Auswirkung

einer vollumfassenden Energiewende aufgezeigt. Die ausgesuchten Niederspannungs-

netze sind als typische Netze in der Region Köln zu betrachten. In einem ersten Schritt

wird davon ausgegangen, dass in den zu untersuchenden Niederspannungsnetzen alle

für die Photovoltaik geeigneten Dächer mit Photovoltaik-Modulen belegt werden und

diese als netzgekoppelte PV-Anlagen betrieben werden. Hierzu ist eine detaillierte

Auswertung der Dachflächen notwendig, da für die untersuchten Netze kein Solarkatas-

ter existiert. In diesem Zusammenhang ist zu untersuchen, ob es zu Problemen im

Spannungsband [Niederspannungsrichtlinie] oder zu Betriebsmittelüberlastungen [Ka-

bel, Transformatoren] kommt. Um realistische Berechnungen durchführen zu können,

werden statistisch gemittelte Lastprofile benötigt, die auch zukünftige Entwicklungen

wie Demand Side Management bei Großgeräten im Haushalt, elektrische Brauchwas-

sererwärmung mit Überschüssen aus erneuerbaren Energien, verstärkte Nutzung von

Wärmepumpenheizungen unter Berücksichtigung von verbesserter Energieeffizienz bei

Bestandsgebäuden [energetische Sanierung | Reduktion des Heizwärmebedarfs um bis

zu 70 % in Bezug auf den durchschnittlichen Gebäudebestand] berücksichtigen. Damit

diese Lastprofile effizient erstellt werden können, wird ein Lastprofilgenerator benötigt,

der diese Aufgabe übernehmen kann. Dieser wird auf bereits bekannten Methoden wie

den Standard-Lastprofil für Haushaltstrom, Wasserzapfprofilen für Warmwasser und

den einschlägigen DIN-Normen für die Heizenergieberechnung erstellt. Für den Bereich

Elektromobilität wird auf statistisch ausgewertete Fahr-/Mobilitätsprofile zurückgegrif-

fen, deren Datensätze vom KIT [Karlsruher Institut für Technologie] über einen Zeit-

raum von 20 Jahren gesammelt worden sind.

Anhand von Grundrissdaten der Gebäude aus Liegenschaftskarten lassen sich relativ

genaue Heizprofile anhand der so bestimmten beheizten Fläche mit Hilfe des Lastpro-

6

filgenerators erstellen, um so die Belastung der Netze durch Wärmepumpenheizungen

darzustellen.

Treten Probleme bei der Einhaltung des Spannungsbandes bzw. Betriebsmittelüberlas-

tungen für den untersuchten Fall in den Niederspannungsnetzen auf, werden Lösungs-

ansätze wie z.B. Demand Side Management, Lastreduktion, aber auch eine Kombinati-

on aus Wärmepumpenheizungen und Kraftwärmekopplung, thermische Speicher und

Batteriespeicher [auch bidirektionale Traktionsbatterien von E-Fahrzeugen] genutzt, um

einen zulässigen Arbeitspunkt in den Niederspannungsnetzen zu erreichen.

Außerdem wird die Auswirkung der energetischen Gebäudesanierung bis hin zum Pas-

sivhaus auf den Fernwärmesektor anhand eines Fernwärmemodells betrachtet. Besonde-

rer Wert wird auf die Begutachtung der Verteilverluste gelegt. Durch eine verbesserte

Fahrweise der Fernwärmesysteme und ggf. eine Weiterentwicklung der Anlagentechnik

– insbesondere bei der Brauchwassererwärmung durch Fernwärme – können

Verteilverluste bei Energieeffizienzgebäuden deutlich reduziert werden.

Die Betrachtung des Energieverbrauchs und der nutzbaren Flächen durch Photovoltaik

in einer Metropole zeigt aber auch, dass eine Großstadt auch in Zukunft, vor allem im

Winter, auf Energieimporte aus dem Umland angewiesen sein wird. Im Sommer ist es

bei ausreichenden Speicherkapazitäten in der Stadt möglich, diese zeitweise durch loka-

le dezentrale Photovoltaik zu versorgen. Mit Hilfe von dezentralen Speichern können

die vorgelagerten Netzebenen entlastet werden.

Diese Dissertation zeigt Lösungsansätze für die Energiewende im Hinblick auf eine

effiziente Nutzung städtischer Niederspannungsnetze auf.

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Abstract

The transitions in the fields of electricity, heat energy and traffic could prove a chal-

lenge for the urban grid infrastructure.

This dissertation studies the effects of such a comprehensive energy transition in order

to provide a professional opinion on its impact on low-voltage grids in an urban and a

peri-urban environment. The chosen types of low-voltage grids are typical in the region

of Cologne. The first step is to examine the photovoltaic potential of the roofs in the

designated low-voltage grids. A detailed analysis is very important as a solar cadastre

doesn’t exist in the examined area. All photovoltaic systems are grid-connected in this

study. In the case of many grid-connected photovoltaic systems, grid analyses have to

be calculated to detect overloaded electrical equipment (cables, transformers) and viola-

tions of the voltage range (low-voltage directive). Load profiles are essential for these

grid calculations and are used with a statistical average. These load profiles are needed

to account for future developments such as Demand Side Management in case of large

household appliances (refrigerator, freezer, washing machine, tumble dryer, dishwasher)

and electrical domestic water heaters with a surplus of renewable energy, increased us-

age of electrical heat pumps under consideration of a better existing buildings’ energy

efficiency (energy-saving measures | heat demand savings up to 70 % in relation to the

existing buildings’ average). A load profile generator has to be developed and pro-

grammed for an efficient calculation of these different load profiles. This generator uses

well known methods like electrical standard load profiles for households, tapping be-

haviour for hot water and DIN standards for heating energy calculations. The KIT

(Karlsruher Institute of Technology) has collected more than 20 years representative

data sets of drive/mobility behaviour in Germany. A statistical evaluation of these data

sets is used to calculate charging profiles for electro mobility.

For realistic heating load profiles, it is relevant to know the approximate heating surface

of the buildings. This could be calculated by their floor space. Land register maps are

used to acquire this data. The load profile generator uses this heating surface and other

8

parameters to calculate the load profiles for heat pumps which are used to analyse the

loading of the chosen low-voltage grids.

If the voltage range is exceeded or the electrical equipment overloads in the analysed

low-voltage grids, the following approaches are used to eliminate the possible grid bot-

tlenecks: Demand Side Management, decrease of load, a combination of heat pumps

and combined heat and power (CHP), thermal energy storages and batteries (also bidi-

rectional electric vehicle batteries).

An important analysis for district heating is the impact of buildings’ energy-saving

measures until low-energy-housing (passive house) standards. The simulation model of

district heating is considered particularly the transportation heat losses in the pipes. A

better operation mode and further development of installation equipment – especially

the district heating supply of domestic water boilers – in the district heating systems

could reduce the transport heat losses in case of energy efficiency buildings drastically.

The consideration of the energy consumption and the usable areas through photovoltaics

in a metropolitan area also shows, however, that a big city will also be dependent on

energy imports from the surrounding countryside in the future, especially during winter.

In summer it is possible, if enough storages are installed, to supply a city temporarily

with local decentralized photovoltaic. Decentralized storages could take the load off the

upstream grid levels.

This dissertation identifies solutions for the energy system transformation with regard to

an efficient use of urban low-voltage grids.

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Inhalt

Vorwort ............................................................................................................................. 3

Kurzfassung ...................................................................................................................... 5

Abstract ............................................................................................................................. 7

Nomenklatur ................................................................................................................... 11

1 Einleitung und wissenschaftliche Fragestellungen ...................................................... 13

2 Stand der Forschung/Technik ...................................................................................... 15

3 Lastprofilgenerator ...................................................................................................... 29

3.1 Profile für Haushaltsstrom .................................................................................... 32

3.1.1 Statistische Zerlegung des H0-Profils ............................................................ 35

3.1.2 Berechnung des neuen Haushaltstromprofils ................................................. 44

3.1.2.1 Ergebnisse der Profilgenerierung ............................................................. 49

3.1.2.2 Anwendung des Demand Side Managements beim Haushaltsstromprofil ...

.................................................................................................................. 52

3.2 Profile für Brauchwassererwärmung .................................................................... 56

3.3 Profile für Raumwärme ......................................................................................... 66

3.4 Profile für das Laden von Elektrofahrzeugen ....................................................... 78

4 Untersuchungen von Niederspannungsnetzen und Mittelspannungssträngen ............. 87

4.1 Niederspannungsnetz Typ F.................................................................................. 97

4.2 Niederspannungsnetz Typ G ............................................................................... 101

4.3 Niederspannungsnetz Typ M .............................................................................. 107

4.4 Niederspannungsnetz Typ N ............................................................................... 114

4.5 Mittelspannungsnetz Typ AA ............................................................................. 131

4.6 Mittelspannungsnetz Typ AB ............................................................................. 139

4.7 Zusammenfassung der Netzuntersuchung .......................................................... 144

5 Auswirkungen auf Fernwärmenetze .......................................................................... 149

10

5.1 Modellvergleich und Plausibilitätsprüfung einer Fernwärmeleitung .................. 150

5.2 Ergebnisse anhand eines Testnetzes .................................................................... 154

6 Mögliche Auswirkungen eines städtischen PV-Vollausbau im Jahresverlauf ........... 165

7 Fazit und Ausblick ...................................................................................................... 173

8 Abbildungsverzeichnis ............................................................................................... 181

9 Tabellenverzeichnis .................................................................................................... 191

10 Formelverzeichnis .................................................................................................... 193

11 Anhang ..................................................................................................................... 197

A.1 Niederspannungsnetz Typ A ............................................................................... 207

A.2 Niederspannungsnetz Typ B ............................................................................... 211

A.3 Niederspannungsnetz Typ C ............................................................................... 216

A.4 Niederspannungsnetz Typ D ............................................................................... 219

A.5 Niederspannungsnetz Typ E ............................................................................... 223

A.6 Niederspannungsnetz Typ H ............................................................................... 226

A.7 Niederspannungsnetz Typ I ................................................................................ 229

A.8 Niederspannungsnetz Typ J ................................................................................ 233

A.9 Niederspannungsnetz Typ K ............................................................................... 237

A.10 Niederspannungsnetz Typ L ............................................................................. 239

12 Quellen ..................................................................................................................... 247

Literaturverzeichnis ....................................................................................................... 247

11

Nomenklatur

A Ampere

BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft

DPF DIgSILENT PowerFactory

DSM Demand Side Management

DWD Deutscher Wetterdienst

EEG erneuerbares Energiengesetz

EEX Europäische Strombörse in Leipzig

EFH Einfamilienhaus

EnEv Energieeinsparverordnung

EPKW elektrisch betriebener Personenkraftwagen

EVU Energieversorgungsunternehmen

GW Gigawatt

HA Hausanschluss

HEH Hilfsenergie von Heizungsanlagen

I Strom

ind. induktiv

IT Informationstechnik

KIT 1. Kommunikations- und Informationstechnik

2. als Quellenangabe: Karlsruher Institut für Technologie

12

kVA Kilovoltampere

kVAr Kilovoltampere reaktiv

kW Kilowatt

KWK Kraftwärmekopplung

MFH Mehrfamilienhaus

MOP Deutsches Mobilitätspanel

MW Megawatt

ONT Ortsnetztransformator

P Wirkleistung

PKW Personenkraftwagen

PV Photovotaik

Q Blindleistung

RONT spannungsregelbarer Ortsnetztransformator

S Scheinleistung

SAT Satellitenanlage zum Empfang von Rundfunk und Fernsehen

U Spannung

V Volt

WP Wärmepumpe

WW Brauchwassererwärmung

13

1 Einleitung und wissenschaftliche Fragestellun-

gen

Die Energiewende stellt die Energieinfrastruktur vor einen bisher nicht dagewesenen

Umwandlungsprozess. Das Stromnetz ist nach dem Ausstieg aus der Kernenergie und

der Kohleverstromung an eine nahezu 100 %-Versorgung aus erneuerbaren Energien

anzupassen. Die Versorgungsstruktur wird somit von einem zentral geprägten Erzeu-

gungssystem auf zum Großteil dezentrale Erzeugungseinheiten umgestellt. Dies führt zu

einer Änderung im Netzbetrieb. Vor allem in Süddeutschland gibt es Probleme, von

Photovoltaikanlagen eingespeiste elektrische Energie aufzunehmen, da die Verteilnetze

nicht für eine derart große dezentrale Einspeiseleistung ausgelegt sind (Witzmann

2007).

Werden sich diese Probleme mit einer fortschreitenden Energiewende auch in anderen

Netzen zeigen? Die in Süddeutschland geschilderten Probleme treten hauptsächlich in

ländlich geprägten Regionen auf. Gilt das in Zukunft auch für die Metropolregionen?

Hier ist die Verbrauchsdichte wegen der hohen Bevölkerungsdichte deutlich höher. Hier

sind die Verteilnetze stärker ausgelegt und mögliche Probleme sind erst deutlich später

zu erwarten. Diese Hypothese gilt es in entsprechenden Untersuchungen im Hinblick

auf die Energiewende - speziell die dezentrale Einspeisung von Photovoltaikdachan-

lagen, aber auch weitere Effekte der Energiewende wie eine erhöhte Energieeffizienz in

Gebäuden und ggf. damit verbundener vermehrter Stromeinsatz im Wärmebereich so-

wie die Elektrifizierung des Individualverkehrs - zu verifizieren. Die Energiewende ist

aber nicht nur auf das Stromnetz beschränkt. Zur Reduktion der Klimaerwärmung durch

vom Menschen verursachten CO2-Ausstoss ist ein nahezu CO2-neutrales Wirtschaften

notwendig. Damit geht einher, dass alle Bereiche des Lebens betroffen sein werden.

Das bedeutet, dass auch der Wärmesektor und der Verkehrssektor dekarbonisiert wer-

den müssen. Aus diesem Grund sind auch Fernwärme- und Gasnetze betroffen. Da vor

allem die Heizwärme den größten Anteil am Energiebedarf ausmacht, werden dort

durch gesetzlich vorgeschriebene Energiesparmaßnahmen bis 2050 die Verbräuche um

bis zu 70 % zurückgehen (Bundesregierung 2010). Bisher werden diese drei Netzarten

14

nahezu voneinander unabhängig betrieben. Eine sektorenübergreifende Verknüpfung

kann ein vielversprechender Lösungsansatz sein, der auftretende Probleme im Strom-

netzbetrieb lösen und die weitere Daseinsberechtigung von Fernwärme- und Gasnetzen

rechtfertigen kann. Diese Sektorenkopplung ist zum einen durch den verstärkten Einsatz

von gasbetriebenen KWK-Anlagen möglich, zum anderen durch die Nutzung von er-

neuerbaren Energieüberschüssen durch Wärmepumpen in Fernwärmenetzen. Damit ist

eine bidirektionale Verknüpfung von Strom- und Fernwärmenetz möglich. Des Weite-

ren stellt sich die Frage, ob das Stromnetz zumindest im Bereich der Wohngebiete die

komplette Versorgung - also auch von Wärme durch den Einsatz von elektrischen

Wärmepumpen - übernehmen kann. Ist hierfür ein Netzausbau der Niederspannungsnet-

ze nötig? Wenn ein Stromnetzausbau dort nicht erforderlich sein sollte, könnten ggf.

teure parallele Netzinfrastrukturen vermieden werden. Ist das realistisch umsetzbar?

Aus Platzgründen und auch aus wirtschaftlichen Erwägungen werden nicht überall ent-

sprechend große Wärmespeicher installiert werden können, mit denen der Wärmebedarf

im Winter [z.B. bei Dunkelflauten] für mehrere Wochen überbrückt werden kann. Es

stellt sich daher die Frage, wie elektrische Wärmepumpen in Dunkelflauten betrieben

werden können. Ein Betrieb der Wärmepumpen mit Kohlestrom verbietet sich aus

Gründen der CO2-Ausstoßvermeidung. Aus diesem Grund ist die momentane Entwick-

lung des Wärmepumpeneinsatzes sehr kritisch zu sehen (Becker 2008; Fette 2018).

Eine weitere Verknüpfung stellt der Verkehrssektor mit dem Stromsektor dar. Der Ver-

kehrssektor wird mit Ausnahme des elektrischen Bahnbetriebes bisher hauptsächlich

mit Erdölprodukten betrieben. Wenn auch dort eine Umstellung auf batteriebetriebene

Elektroantriebe erfolgt, welche Auswirkungen hat das auf die Niederspannungsnetze?

Dort werden die Elektroautomobile [EPKW] hauptsächlich geladen werden.

15

2 Stand der Forschung/Technik

Die Dissertation befasst sich mit den Bereichen Strom, Gas und Fernwärme. Hauptsäch-

lich wird das Stromnetz [genauer: verschiedene Niederspannungsnetze] betrachtet und

untersucht, inwiefern dieses im Hinblick auf die hohe Durchdringung von Photovoltaik

als die dezentralste erneuerbare Energie auf die verstärkte Nutzung von elektrischen

Wärmepumpen sowie auf die Nutzung elektrisch betriebener PKW [EPKW] gerüstet ist.

Die anderen Sektoren [Fernwärme- und Gasnetze] werden ergänzend herangezogen, da

durch sie heutzutage der größte Anteil an Heizwärme in Ballungsgebieten bereitgestellt

wird. Aus diesem Grund ist die Auswirkung der Energie- und Wärmewende auf alle

Sektoren hin zu untersuchen. In Abb. 2.1 wird der aktuelle Endenergiebedarf deutscher

Haushalte dargestellt.

Abbildung 2.1: Endenergiedarf deutscher Haushalte nach Energieträgern (BMWi 2018)

Ein besonderer Fokus wird auf das Niederspannungsnetz gelegt, da in Zukunft die elekt-

rische Energie immer wichtiger werden wird. Die Gas- und Fernwärmenetze werden

nachrangig betrachtet, da als Verknüpfungspunkt dieser Netze das Stromnetz [v.a. das

Niederspannungsnetz] anzusehen ist. Wegen der fluktuierenden Erzeugung aus Wind-

0

200

400

600

800

1.000

1.200

in P

J

2016

2017

16

energieanlagen, Photovoltaikkraftwerken und dezentralen Photovoltaikdachanlagen

müssen Strategien entwickelt werden, die die Netzstabilität gewährleisten.

Stand der Technik

Niederspannungsnetze sind in Deutschland zum größten Teil mit Erdkabeln ausgebildet.

Sie sind grundsätzlich als Drehstromnetz mit Sternpunkt ausgelegt, damit auch einpha-

sige Verbraucher angeschlossen werden können. Die Standardspannung Leiter/Leiter

beträgt 400 V. Die Leiter/Erde-Spannung hat einen Wert von 230 V. Je nach Besied-

lungsdichte sind die Niederspannungsnetze unterschiedlich stark ausgelegt. Aus diesem

Grund sind die Netze entweder als Strahlennetz, als Ringnetz oder als vermaschtes Netz

ausgelegt (Böge 2004). Das Strahlennetz ist die einfachste Bauform. Es hat den Nach-

teil, dass im Fehlerfall alle weiteren Verbraucher im Strang nicht mehr versorgt werden

können, bis der Fehler behoben ist. Das Ringnetz behebt diesen Nachteil. Wenn aller-

dings die Ortsnetzstation ausfällt, kann auch dieser Netztyp nicht versorgt werden. Aus

diesem Grund sind in dicht besiedelten Gebieten die Niederspannungsnetze als

vermaschtes Netz ausgebildet. Trotzdem werden sie aufgrund des einfacheren Netz-

schutzes als Strahlennetz betrieben. Im Fehlerfall ist durch manuelles Umschalten eine

Versorgung der meisten Anschlüsse möglich.

Bei der Integration von Photovoltaik, Wärmepumpenheizungen und Elektromobilität in

eine bestehende Niederspannungsnetzinfrastruktur kann es zu Spannungsbandver-

letzungen, Betriebsmittelüberlastung an Kabeln und auch Transformatoren kommen.

Dieses wird in den Abbildungen 2.2 und 2.3 anhand von PV und WP als Strom- und

Spannungsdiagramm beispielhaft dargestellt. Grüne Linien bedeuten zulässige Werte,

violette Linien bedeuten eine Verletzung der Grenzwerte.

Bei den veröffentlichten Forschungsergebnissen werden immer nur Teilgebiete des

Energieversorgungssystems untersucht bzw. durch deutliche Vereinfachungen weniger

detailliert untersucht.

Im Bereich der Photovoltaik untersucht (Kerber 2010) verschiedene Netze in Bayern.

Hier sind der Zubau und die Grenzen der Netzaufnahmefähigkeit des Niederspannungs-

netzes untersucht worden. Was nicht betrachtet wurde, sind die Auswirkungen des De-

mand Side Managements. Hierdurch lässt sich ein Netzausbau evtl. vermeiden. Neue

17

Abnehmer, wie die Elektromobilität oder der verstärkte Einsatz von elektrisch betriebe-

nen Heizsystemen, wie Wärmepumpen, sind hier nicht untersucht worden. Das Haupt-

augenmerk wurde dort auf die niedrigste gesicherte Last gelegt. Die niedrigste gesicher-

te Last lässt sich nur durch ein intelligentes Energiemanagement deutlich erhöhen. Das

wird in der vorliegenden Dissertation unter dem Aspekt untersucht, dass

Einspeisespitzen durch Photovoltaikanlagen mit Demand Side Management verringert

werden können und damit das Niederspannungsnetz leistungsfähiger wird.

(Craciun 2012) geht pauschal von 5 kWp je Hausanschluss [HA] aus. Das dort unter-

suchte Netz ist so aufgebaut, dass alle 30 m bis 35 m ein HA bzw. Einspeisepunkt ist.

Das ist für ländliche Gebiete ein Durchschnittswert, gilt aber nicht für städtische Gebie-

te, da dort die Bebauung dichter ist. Als Lösung bei einer 3 % Spannungsbandverlet-

zung wird ein cos φ von 0,9 induktiv vorgeschlagen, was einer Verschärfung der VDE-

AR-N 4105 entspricht, da dort dieser Wert erst für PV-Anlagen ab einer Nennleistung

von über 13,6 kVA gilt.

(Stetz 2013) untersucht die Netzintegration von PV eines Vorstadtnetzes. Dort werden

PV-Anlagengrößen von 10 kWp angenommen. Es werden fiktive Szenarien von

120 kWp bis 360 kWp untersucht. Außerdem wird dort die Annahme getroffen, dass das

3 % Spannungsband eingehalten wird. Es gibt keine eindeutige Aussage, ob es bei den

Szenarien mit hoher PV-Durchdringung zu einer Spannungsbandverletzung kommt.

Einzig wird erwähnt, dass die induktive Blindleistungseinspeisung die kosteneffiziente

Maßnahme ist, um den PV-bedingten Spannungshub zu begrenzen.

(Hashemi 2016) betrachtet ein Niederspannungsnetz einer dänischen Insel. Es wird von

5,2 kWp PV-Anlagen je Hausanschluss ausgegangen. Es kommt zu einer Überspannung

des PV-Potentials bei reiner Wirkleistungseinspeisung. Ein Batteriespeicher von

10 kWh bis 24 kWh je HA kann die PV-Integration bewerkstelligen. Der kleine Spei-

cher reicht bei Nutzung von induktiver Blindleistungseinspeisung aus, um die installier-

te PV-Leistung zu 100 % zu integrieren.

Eine weitere Studie beschäftigt sich mit einem Verteilnetzabschnitt in einem 20 kV Mit-

telspannungsnetz mit 6 Ortsnetzstationen (Fuchs 2015). Es wird von einem PV-

Potential von 10 MW ausgegangen. Im Netz sind ohne Speicher 5 MW und mit Spei-

18

cher bis zu 6,5 MW PV-Leistung integrierbar. Die darüber hinausgehende Leistung

wird abgeregelt.

(Keiner 2019) betrachtet einen kostenoptimalen Eigenverbrauch von PV-Strom. Das

Netz wird in dieser Studie nicht betrachtet. Es geht darum, möglichst viel PV-Strom

eines Hauses dort in stationären Batterien, thermischen Speichern und EPKW zu spei-

chern und vor Ort zu kostenoptimal zu verbrauchen.

(Luthander 2017) betrachtet ein Mittelspannungsnetz und die daran angeschlossenen

Niederspannungsnetze mit über 5000 Endkunden. Dieses Mittelspannungsnetz ist in

einer ländlichen und kleinstädtischen Region. Es wird dort die Überspannung mit Hilfe

von Batteriespeichern und „intelligenten“ Wechselrichtern reduziert.

Die Ortsnetzstationen verfügen über Transformatoren mit fest eingestelltem Überset-

zungsverhältnis. Neuere Netzstationen in Gebieten mit hohem Anteil dezentraler Ein-

speisung werden auch mit regelbaren Ortsnetztransformatoren [RONT] ausgestattet, um

das zulässige Spannungsband einzuhalten (Dallmer-Zerbe 2014). In gut ausgebauten

Netzgebieten ist dieses jedoch nicht unbedingt nötig (dena 2012).

(Hashemi T. 2016) diskutiert bei durchschnittlichen PV-Anlagengrößen von 10 kWp je

Einspeisepunkt die verschiedenen Spannungshaltungsmethoden wie Leistungsbegren-

zung, induktive Blindleistung und regelbare Ortsnetztransformatoren. Eine genaue De-

finition der Netzparameter unterbleibt. Damit können die Ergebnisse nicht beurteilt

werden, ob ein RONT die effektivste Art ist, Spannungsbandverletzungen am effektivs-

ten zu verhindern.

In Bezug auf Elektrowärmeanwendung in Verteilnetzen gibt es folgende Untersuchun-

gen, die für diese Dissertation von Bedeutung sind:

(Klobasa 2008) geht von einem verschiebbaren Heizpotential von 20 GW Nachtspei-

cherheizungen in Deutschland aus. Zu den Netzbelastungen wird keine Aussage getrof-

fen.

(Nykamp 2012) geht von einer WP-Leistung von 3 kVA bis 3,5 kVA je HA aus. Bei

Anwendung von DSM [Speicherladung] geht er sogar von 5,9 kVA je HA aus. Letzte-

res führt zu einer notwendigen Netzverstärkung von 60 %.

19

(Fischer 2017) betrachtet WP im Smart Grid. Dazu wird ein Hausmodell inkl. WP mit

Pufferspeicher abgebildet. Eine Spannungsüberwachung der Netzspannung wird be-

rücksichtigt. Weitere Netzkennziffern, wie die Kabelbelastung, werden nicht betrachtet.

(Oliyide 2017) geht bis 2030 nicht von Netzüberlastungen durch WP aus, da die WP-

Durchdringung auf bis zu 18,1 % ansteigen wird. Bis in das Jahr 2050 werden keine

Aussagen getroffen.

Da sich die Elektromobilität momentan noch am Anfang ihrer Entwicklung befindet, ist

es nicht möglich, genaue Aussagen zu der tatsächlichen Entwicklung des Anteils der

Elektromobilität bis zum Jahr 2050 zu machen. In den in (Höfer 2016) zusammenge-

fassten Studien gibt es eine Bandbreite von 10 % bis 50 % bei den EPKW-

Neuzulassungen. In einer älteren Studie wird keine konkrete Aussage gemacht (Böcker

2010).

(Akshya 2017) betrachtet nicht die Netzbelastung durch EPKW, sondern die über den

Tag variierenden Stromkosten [vier Preisgruppen] und die damit verbundenen Vorteile

eines gesteuerten Ladens.

(Oliyide 2017) geht von einer Transformatorüberlastung durch das Laden von

304 EPKW bei 298 HA in dem von ihm untersuchten Netz aus, das über einen 500 kVA

Transformator gespeist wird. Welche Ladeleistung er annimmt, ist unklar. Er schlägt als

Lösung ein preisgesteuertes Laden vor.

Im Bereich Kraftwärmekopplung ist die Studie von (Smolka 2009) zu erwähnen. Die

Ergebnisse beziehen sich hier auf die Ausbaumöglichkeiten von KWK im Zusammen-

hang mit Fern- und Nahwärmenetzen sowie auf einen dezentralen Einsatz von Brenn-

stoffzellen. Genaue Untersuchungen, wie das Niederspannungsnetz dieses verkraftet,

liegen nicht vor, da grundsätzlich mehr Wert auf eine ökologisch und ökonomisch sinn-

volle Verwendung des KWK-Zubaus und das bisherige Stromerzeugungsmodell mit

wenigen Großkraftwerken und separater Bereitstellung der Heizwärme als Hauptziel

gelegt wurde.

In den Studien (Ecke 2017; Sager-Klauß 2018) werden Potentiale der Sektorenkopplung

im allgemeinen dargestellt. (Ecke 2017): „Ohne einen beschleunigten Kohleausstieg ist

keine Dekarbonisierung bei Strom und Wärme möglich. Bis 2040 bleibt Erdgas für

20

Wärme die kosteneffizienteste CO2-Vermeidungsoption und für Backupkraftwerke

grundsätzlich.“ (Sager-Klauß 2018) befürwortet eine alternative Nutzung von Strom-

überangeboten. Diese und eine Speicherung sollen gefördert werden. Stromdirektnut-

zung im Wärmebereich muss differenzierter betrachtet werden. Netzentgelte sollen in

eine Infrastrukturabgabe überführt werden. Die EEG-Umlage und Netzentgelte sind zu

flexibilisieren. Erneuerbare Energien sind zur Sektorenkopplung von Wärme und Strom

auszubauen. In diesen beiden Studien werden aber keine detaillierten Untersuchungen

der letzten Meile durchgeführt, so dass diese Studien zwar mit dieser Dissertation ver-

wandt sind, aber nicht die tatsächlich benötigten Netzkapazitäten in Metropolregionen

betrachten.

Die Verteilnetzstudie (dena 2012) geht von einem Netzausbau der Niederspannungsnet-

ze von über 15.000 km bis zum Jahr 2030 aus. Das entspricht einem Neubau von ca.5 %

der bestehenden Niederspannungsnetze bzw. ca. 10 % des Gesamtinvestitionsvolumens

in alle Stromnetzebenen. Städtische Netze besitzen deutliche Reserven für

Photovoltaikeinspeisung. Keine der Innovationen, wie z.B. RONT, muss flächende-

ckend zum Einsatz kommen. RONT sollen nur dort eingesetzt werden, wo die induktive

Blindleistungseinspeisung nicht ausreicht. Eine Begrenzung der Abregelleistung auf

70 %, wie im EEG 2012 vorgeschrieben, reduziert die Netzausbaukosten um 13 % bei

jährlichen Ertragsverlusten der PV von 2 % bis 8 %. Der Umfang von DSM ist schwie-

rig abzuschätzen. Es werden wegen des DSM sogar höhere Netzausbaukosten wegen

der erhöhten Gleichzeitigkeit erwartet.

Die Verteilnetzstudie des Landes Baden-Württemberg (ef.RUHR 2017) berücksichtigt

alle Spannungsebenen der Verteilnetze. Die EE-Erzeugungsanlagen [Wind und PV]

werden Anhand von DWD-Testreferenzregionen bis in das Jahr 2035 berücksichtigt. Es

wird von PV-Anlagengrößen von durchschnittlich 5 kWp ausgegangen. Die maximale

PV-Einspeiseleistung wird mit 85 % der installierten Leistung angenommen und bei

Bedarf auf 70 % der Nennleistung in Anlehnung an das EEG 2012 begrenzt. Der PV-

Ausbau und -Zubau wird über Regionalisierungsfaktoren bestimmt. Bei der Windkraft

wird als maximale Leistung 100 % der Nennleistung angenommen. Als Lastprofile

werden stochastische Lastprofile verwendet. Bei der Betrachtung der Elektromobilität

und Wärmepumpen überlagern sich die Lastspitzen von heute mit den „neuen“ Strom-

anwendungen. Dieses gilt für den marktorientierten Ansatz [150 % in der Mittelspan-

21

nung und 170 % in der Niederspannung]. Bei netzorientierter Betrachtungsweise lässt

sich die Gleichzeitigkeit auf 85 % bzw. 77 % reduzieren. Für die Wärmebereitstellung

werden auch KWK-Anlagen berücksichtigt. Sowohl KWK wie auch WP werden wär-

megeführt betrieben. Der KWK-Zubau wird verstärkt in der Stadt erfolgen. Die Span-

nungsgrenzen werden von +/- 10 % für den Einspeisefall und den Lastfall auf die Mit-

telspannung, die Ortsnetztransformatoren und die Niederspannung wie folgt aufgeteilt:

+5 %/-1,5 % für die Mittelspannung, +1,5 %/-2 % für die Ortsnetztransformatoren und

+3,5 %/-6,5 % für die Niederspannung. Dementsprechend sind die

Stufenstellereinstellungen zu optimieren. Außerdem sind ggf. bei Mittelspannungs- und

Niederspannungsnetzen Stränge bei 2/3 der Länge aufzutrennen und entsprechend zu

verstärken, damit Spannungsbandverletzungen entgegengewirkt werden kann. Regelba-

re Ortsnetztransformatoren werden nicht in der Stadt benötigt. Sie sollen den ländlichen

Netzausbau bei Spannungsbandverletzungen um bis zu 2000 km in Baden-Württemberg

reduzieren. Beim Einsatz von Mittelspannungsreglern ist keine Einsparung zu erwarten.

Bei inhomogener Verteilung von Erzeugung und Last sind regelbare Ortsnetztransfor-

matoren nicht sinnvoll, da es bei thermischen Netzengpässen zu einer weiteren Ver-

schärfung dieses Problems führen kann.

Auch die Hessen-Verteilnetzstudie (Fraunhofer IEE und Bearing Point 2018) betrachtet

nur einen Zeithorizont bis Mitte der 2030 Jahre. Der Anteil der erneuerbaren Energien

soll 2034 insgesamt 43 % betragen. Dies entspricht einem Zuwachs um den Faktor 4,53

bei der Windenergie und 2,62 bei der Photovoltaik gegenüber 2014. Pro Niederspan-

nungsnetz werden maximal ca. 100 kWp PV-Leistung angenommen. Dieses PV-

Potential wird anhand von Solarkatastern bestimmt. Es liegt bis 25 GW unter der An-

nahme eines Flächenbedarfs von 7 m²/kWp. Es wird grundsätzlich von einer maximalen

Betriebsmittelauslastung von 100 % ausgegangen. Im Wärmesektor wird davon ausge-

gangen, dass 2034 ca. 30 % der Gebäude über Wärmepumpen mit Heizenergie versorgt

werden. Bei Neubauten wird der Anteil für Luftwärmepumpen mit 68 % und der Anteil

für Erdwärmepumpen mit 32 % angegeben. Die KWK wird nicht explizit berücksich-

tigt. Der bisherige Energiebedarf im Stromsektor wird als konstant angenommen. Der

Wärmebedarf für die Wärmepumpen wird nach der DIN V 4108-6 und der DIN V

4701-10 bestimmt. Es wird eine sinkende Gleichzeitigkeit angenommen, je mehr Wär-

mepumpen betrachtet werden. Bei der Elektromobilität werden Verteilfaktoren von 0,5

22

bis 1,5 angenommen. Hierbei handelt es sich um die Verteilung zwischen verschiedenen

Bebauungsstrukturen. Bei Ein- und Zweifamilienhäusern werden größere Werte erreicht

als bei Mehrfamilienhäusern. Es werden Ladeleistungen zwischen 11 kW bis 22 kW

beim Heimladen unterstellt. Die Gleichzeitigkeit der Ladevorgänge werden durch Kor-

rekturfaktoren, je nachdem ob es ein markt- oder netzorientiert Szenario ist, angepasst.

Diese Korrekturfaktoren betragen 1,4 marktorientiert bzw. 0,9 netzorientiert.

Alle oben genannten Studien betrachten immer nur Ausschnitte der sich in der Ener-

giewende [inkl. der Wärme- und Mobilitätswende] ergebenden Herausforderungen bzw.

geben einen Überblick. Eine detaillierte Betrachtung der jeweiligen örtlichen Gegeben-

heiten erfolgt nicht. Bei der PV-Auslegung wird immer von pauschalen Anlagengrößen

ausgegangen. Damit kann sich eine Netzausbauempfehlung ergeben, die bei genauerer

Netzuntersuchung jeglicher Grundlage in der Realität entbehrt. In keiner Studie werden

die Auswirkungen durch die von der deutschen Bundesregierung gewünschte drastische

Abnahme des Wohngebäudewärmebedarfs bis 2050 (Bundesregierung 2010) und die

damit verbundenen Auswirkungen auf die Stromnetze untersucht. Die Kombination aus

dezentraler PV, Anwendung von DSM zur Netzentlastung in Niederspannungsnetzen,

Elektrowärme unter Berücksichtigung der energetischen Gebäudesanierung und dem

dezentralen Laden von EPKW wird ansatzweise in den Verteilnetzstudien von Hessen

(Fraunhofer IEE und Bearing Point 2018) und Baden-Württemberg (ef.RUHR 2017)

betrachtet. Damit diese umfangreichen Untersuchungen effizient durchgeführt werden

können, reichen die vorhandenen Werkzeuge zur Lastprofilanalyse nicht aus.

Struktur und Methoden

In der Energiewirtschaft haben sich sowohl im Strom- als auch im Wärmesektor die

sog. Standardlastprofile für Kleinverbraucher durchgesetzt. Da es sich bei den Verbrau-

chern in den untersuchten Niederspannungsnetzen ausschließlich um Kleinverbraucher

handelt, werden nur diese Standardlastprofile als Stand der Technik betrachtet. Sie be-

inhalten keine Innovationen wie Demand Side Management in Bezug auf die Nutzung

von erneuerbarer Energie, Elektromobilität oder Energiespeicherung.

Der BDEW bestimmt die Standardlastprofile. Sie werden von den diversen Energiever-

sorgungsunternehmen (EVU) bereitgestellt (BDEW 2017).

23

Für den Stromsektor gibt es für den Haushaltsstrom das H0 Profil. Es ist auf 1000 kWh

im Jahr normiert. Es gibt zwei verschiedene Ausführungen dieses Profils: zum einen als

Leistungsprofil und zum anderen als Energieprofil. Beide können ineinander überführt

werden, indem das Energieprofil mit dem Faktor 4 multipliziert wird und damit zum

Leistungsprofil wird oder das Leistungsprofil durch 4 dividiert wird und dann zum

Energieprofil wird. Diese Unterscheidung ist wichtig für die Verarbeitung der Werte des

jeweiligen Profils. Für Lastflussberechnungen sind grundsätzlich Leistungsprofile zu

verwenden. Für den in dieser Dissertation vorgestellten Lastprofilgenerator wird das

Standardlastprofil für Haushaltstrom entsprechend modifiziert. Die benötigten Gewer-

be- und Beleuchtungsprofile werden unverändert übernommen und nur an den erwarte-

ten Jahreselektrizitätsbedarf angepasst.

Im Wärmebereich ist das Standardlastprofil für Wärme bzw. Gas Stand der Technik. Es

basiert auf der Sigmoid-Funktion (Hellwig 2003). Da die Tabellenwerte die EnEV 2009

nicht eindeutig darstellen, können diese Profile für die Untersuchungen zur Effizienz-

steigerung und Nutzung von Wärmepumpen in diesen Häusern nicht ohne Weiteres

verwendet werden. Aus diesem Grund wird in dieser Dissertation auf die einschlägigen

DIN-Normen DIN V 4108-6 und DIN V 4701-10 zurückgegriffen und daraus werden

Wärmeprofile abgeleitet.

Unter Berücksichtigung dieser Aussagen ist ein Lastprofilgenerator zu entwickeln, der

die Bereiche Haushaltstrom, Brauchwassererwärmung, Heizprofile und Elektromobilität

abdeckt [Kapitel 3]. Im Bereich der Brauchwassererwärmung und der Heizprofile sind

sowohl elektrische Profile wie thermische Profile umzusetzen, damit eine sektorenüber-

greifende Untersuchung möglich wird.

Die Profilgenerierung für den Haushaltsstrom nach (Bost 2011) ist dagegen für ein ein-

zelnes Haus geeignet, aber nicht für Netzberechnungen, weil zusätzlich noch eine An-

passung für ein Durchschnittsprofil durchgeführt werden müsste oder für jedes Haus ein

individuelles Profil zu erstellen wäre. Hierdurch werden die Ergebnisse von Lastfluss-

berechnungen in Niederspannungsnetzen nicht vergleichbar. Ein DSM wird dort nicht

berücksichtigt.

Für eine umfassende Untersuchung aller Sektoren sind noch die folgenden Dinge essen-

tiell:

24

Die Studien zum Photovoltaikausbau unterscheiden sich stark, je nachdem welche er-

neuerbare Energiequelle als Hauptlieferant dienen soll. Das Fraunhofer ISE geht von

147 GW bzw. von 220 GW installierter Leistung im Jahr 2050 aus (Fraunhofer ISE

2013). Das Umweltbundesamt geht von einem technisch-ökonomischen Potential von

275 GW aus (Umweltbundesamt 2010). Für die Betrachtung der reinen Lastflussbe-

rechnung bedeutet das, dass das gesamte sinnvoll nutzbare Dachflächenpotential genutzt

werden kann. Daraus ergibt sich die maximale Einspeisebelastung für das Niederspan-

nungsnetz in Bezug auf die Photovoltaik. Somit lässt sich darstellen, ob die Nieder-

spannungsnetze in Ballungszentren ausgebaut werden müssen oder nicht. Für die Jah-

ressimulation [Kapitel 6] sind diese Werte ebenfalls relevant, da es sich bei der unter-

suchten Metropolregion um einen Lastschwerpunkt in Deutschland handelt.

Wegen eines fehlenden Solarkatasters werden für die 14 Niederspannungsnetze die Dä-

cher mit Hilfe von Luftbildaufnahmen und der dazugehörenden Liegenschaftskarten

möglichst genau vermessen. Anschließend hat eine möglichst realistische Ausnutzung

der PV-geeigneten Dachflächen zu erfolgen, um das PV-Potential optimal zu nutzen

[Kapitel 4]. Für die Abschätzung nach visueller Sichtung des gesamten Stadtgebietes

[Kapitel 6] für ein Leistungsflussjahresmodell wird zur Sicherheit und Fehlerkorrektur

[Dachfenster, Dachgauben und Kamine] der konservative Ansatz von 8 m²/kWp für die

PV angewendet.

Die Netzberechnungen erfolgen mit DIgSILENT PowerFactory, Version 14.1.6. Dieses

ist das einzige herstellerunabhängige verbreitete Netzberechnungsprogramm auf dem

Markt. Herstellerabhängige Programme sind NEPLAN [ABB] und PSS SINCAL [Sie-

mens].

Die jeweiligen vorgelagerten Netze werden nach der DIN EN 60909 (VDE 2016) defi-

niert.

Das mathematische Lastflussmodell in DIgSILENT PowerFactory basiert auf dem

Newton-Raphson Algorithmus. Hierbei handelt es sich um ein Iterationsverfahren, das

durch eine Abbruchbedingung beendet wird. Es werden immer alle Stromgleichungen

für alle Knoten des abgebildeten Netzes gebildet und die Maschen berechnet. Wenn die

Abweichung innerhalb des zulässigen Fehlers zur vorherigen Iteration ist, wird die Be-

25

rechnung abgebrochen. Dieses Verfahren ist ideal für rechnergestützte Systeme geeig-

net, da eine manuelle Berechnung bei komplexen Netzen aufwendig wird.

Für das dezentrale Einspeisen in Niederspannungsnetze gilt grundsätzlich die Nieder-

spannungsrichtlinie, die für dezentrale Einspeiser am Einspeisepunkt eine maximale

Änderung der Spannung von +/- 3 % vom aktuellen Istzustand vorsieht (VDE 2011). Da

diese Vorgabe bei der Beurteilung von Netzsimulationen bei vielen Anlagen im Grenz-

bereich zu einem zeitlich nicht kalkulierbaren Mehraufwand führt, wird in dieser Arbeit

eine Vereinfachung dahingehend vorgenommen, dass die Spannungsänderung immer

auf die Niederspannungssammelschiene der jeweiligen Ortsnetzstation bezogen wird.

Dieses wird auch in anderen Studien so angewendet (Kerber 2007, 2008). Für alle ande-

ren Fälle gilt das Spannungsband von +/- 10 %.

Die Belastung der Ortsnetztransformatoren wird anhand der IEC 60354 (IEC 1991)

durch tabellarische Auswertung entweder auf 100 % für die Sommermonate und mit

150 % für die Wintermonate mit niedrigen Außentemperaturen festgelegt. Vereinfa-

chend gilt für Wärmepumpenszenarien mit hoher Leistung [kalter Wintertag] die

Abbildung 2.2: Schematische Darstellung der Strombelastung eines Kabels durch PV bzw. WP

(eigene Darstellung)

26

Abbildung 2.3: Schematische Darstellung des Spannungsverlaufs entlang eines Kabels verursacht

durch PV bzw. WP (eigene Darstellung)

150 % Transformatorenauslastung als zulässig, für alle Photovoltaikszenarien [sonnige

Tage] gilt 100 % Transformatorenauslastung als Maximalwert. Für die erdverlegten

Kabel gilt grundsätzlich eine maximale Strombelastung von 100 %, entsprechend der

DIN VDE 0298-4 (VDE 2013). Bei Einhaltung dieser Grenzwerte ist davon auszuge-

hen, dass es zu keiner Lebensdauerbeeinträchtigung der Betriebsmittel kommen wird.

Die wichtigste Vorgabe bis zum Jahr 2050 für Wärmeenergiesparmaßnahmen ist das

Energiekonzept der Bundesregierung von 2010 (Bundesregierung 2010). Außerdem

spielt die Energieeinsparverordnung eine große Rolle. In dieser Arbeit wird sie in der

Fassung von 2009 angewendet (BUND 2009). Weitere Novellierungen beinhalten

hauptsächlich die Anlagentechnik in Kombination mit dem CO2-Ausstoß. Letzteres

spielt in dieser Arbeit keine Rolle.

Eine drastische Wärmebedarfsreduktion als Folge von (Bundesregierung 2010) stellt

den wirtschaftlichen Betrieb der Erdgas- und Fernwärmenetze in Frage. Für die 14

Niederspannungsnetze werden die beheizten Flächen für jedes Gebäude anhand der

Liegenschaftskarten bestimmt. Mit Hilfe dieser Daten können durch Nutzung des Last-

profilgenerators verschiedenen Szenarien in Hinblick auf die Energieeffizienz der Ge-

bäude und auch die Nutzung verschiedener Heizformen [Wärmepumpen oder KWK]

berücksichtigt werden, so dass für das jeweilige Netz die beste Form des Heizens ge-

27

wählt werden kann. Ein möglicher verstärkter Einsatz von KWK-Anlagen würde zu-

mindest den Gasabsatz sichern. Bei Fernwärmeleitungen wird heute von ca. 10 % Ver-

lusten beim Transport der Wärme ausgegangen (Schäfer 2001). In absoluten Zahlen

werden diese Verluste bei verringertem Wärmebedarf gleich bleiben (AGFW 1993).

Der prozentuale Anteil der Verluste steigt aber auf bis zu 50 %. Dieser hohe Anteil ist

kaum vertretbar. Je nach Anlagentechnik der KWK wird aber weiterhin ein Wärmenetz

benötigt. Da bei Fernwärmeleitungen von Lebensdauern von über 50 Jahren ausgegan-

gen wird (Nast 2009), wird der Leitungsquerschnitt beim Neubau oder Austausch dieser

Leitungen für den heutigen Wärmevolumenstrom ausgelegt und aus wirtschaftlichen

Gründen keine spätere Anpassung der Leitungen vorgenommen, sobald der Wärmebe-

darf abnimmt. Bei gleichem Durchmesser der Leitungen sinkt in Zukunft der Volumen-

strom, wenn das Fernwärmenetz mit den heute üblichen Temperaturen betrieben wird.

Die Verluste werden dann hauptsächlich in der Winterzeit entstehen, wenn erhöhte Vor-

lauftemperaturen benötigt werden. Die Verluste im Sommerhalbjahr werden nahezu

konstant bleiben. Wird hingegen der Volumenstrom im Wärmenetz relativ konstant

gehalten, um auch die Pumpen im besten Arbeitspunkt betreiben zu können, können die

Wärmeverluste beim Transport vermindert werden. Es ist auch eine Variation von Tem-

peraturen und daraus resultierender Volumenstromänderung zu untersuchen. Wissen-

schaftliche Untersuchungen zu den Übertragungsverlusten gibt es bisher keine in Bezug

auf die Energieeffizienzsteigerung von Gebäuden. Dieses ist mit einem entsprechenden

Simulationsmodell zu untersuchen, das hierfür zu entwickeln ist. Dieses ist ein wichti-

ger Baustein, um eine Aussage zum Fortbestehen der Fernwärmenetze und auch fun-

dierte Aussagen zu den Maßnahmen für eine Erweiterung, Reduzierung oder sogar Still-

legung von Fernwärmenetzen treffen zu können.

Ziel der Arbeit

Die folgenden Fragestellungen sind zu beantworten und werden in der hier vorliegenden

Dissertation untersucht:

Erstellung eines Profilgenerators für elektrischen Verbrauch; neue Märkte wie

Stromheizungen mit Überschussenergie aus Sonne und Wind, E-Mobilität sowie

Lastverschiebung werden betrachtet.

28

Untersuchung der Verteilnetzstruktur auf deren Belastungsfähigkeit in Bezug

auf zu erwartende Energiewendeauswirkungen. Anders als in den vorherigen

Arbeiten wird nun nicht ein einzelner Aspekt isoliert betrachtet, sondern als Ge-

samtprozess bis in das Jahr 2050 abgebildet

o verschiedene Durchdringungstiefen der Photovoltaik

o verschiedene Durchdringungstiefen der Elektromobilität

o verschiedene Stufen der energetischen Gebäudesanierung mit unter-

schiedlichen Wärmeanteilen

o verschiedene Durchdringungstiefen von Anwendung des Demand Side

Managements

Untersuchung der Auswirkungen der Effizienzsteigerung von Gebäuden auf die

Verteilverluste in Fernwärmenetzen

o Finden von Lösungsansätzen, um Verluste zu reduzieren ohne gravieren-

de Änderungen an der Rohrinfrastruktur

Untersuchung einer ganzen Stadt auf eine verstärkte Nutzung von Photovoltaik

für einen Jahreszeitraum

o Lösungsansätze, um Erzeugungsspitzen vor Ort zu nutzen => Vermei-

dung von Netzausbaumaßnahmen im Transportnetz

29

3 Lastprofilgenerator

In diesem Kapitel wird ein speziell für die Arbeit entwickelter Lastprofilgenerator vor-

gestellt. Er ergänzt die bereits existierenden Standardlastprofile für Haushaltstrom um

zukünftige Anwendungsgebiete und mögliche Veränderungen des Verbrauchsverhal-

tens. Der Profilgenerator ist ein Tool, welches Forscher und Netzplaner unterstützt, um

die Zukunftsfähigkeit von Stromnetzen auf den Verteilnetzebenen, vorzugsweise im

Niederspannungsnetz, nachweisen zu können. Die programmtechnische Umsetzung des

Profilgenerators erfolgt mit Matlab und Matlab-Simulink der Firma Mathworks.

Ein Lastprofilgenerator ist ein nützliches Hilfsmittel, um Lastprofile für die Analyse

von elektrischen Netzen zu erzeugen. Lastprofile beschreiben den zeitlichen Leistungs-

bedarf oder Energiebedarf. Dieses hängt davon ab, wofür sie benötigt werden. Für

Energiehändler ist der Energiebedarf wichtiger. Für Netzbetreiber hingegen spielt der

Leistungsbedarf eine wichtige Rolle. Es gibt für verschiedene Anwendungszwecke un-

terschiedliche Lastprofile. Diese werden vom Bundesverband für Energie- und Wasser-

wirtschaft (BDEW 2017) als normierte Standardlastprofile erstellt.

Im Kapitel 4 [Untersuchungen von Niederspannungsnetzen] dieser Dissertation werden

ausschließlich Lastprofile für Haushalte generiert. Die so generierten Lastprofile können

ohne weitere Bearbeitung in einem Lastflussberechnungsprogramm, wie beispielsweise

DIgSILENT PowerFactory, bei der vom Anwender gewünschten Last verwendet wer-

den. Einzige Voraussetzung ist, dass die Lastgangdaten im CSV-Format eingelesen

werden können. Im Gegensatz zu den normierten Lastprofilen, wie den BDEW-

Standardlastprofilen, übernimmt der Profilgenerator viele Dinge, die sonst von demje-

nigen bedacht werden müssen, der sich Lastprofile für seine Aufgabenstellung aus den

BDEW-Standardlastprofilen erstellt. Hier nur die wichtigsten: Die Blindleistung wird

automatisch in den Lastprofildaten neben der Wirkleistung abgelegt. Außerdem wird

die Bewohneranzahl eines Hauses durch eine entsprechende Auswahlmöglichkeit fest-

gelegt (Energieagentur NRW 2011). Die Profilauswahl des in dieser Arbeit erstellten

Profilgenerators ist umfangreicher. Das heutzutage übliche Standardlastprofil H0 stellt

nur den heute üblichen elektrischen Lastbedarf von Haushalten in Viertelstundenwerten

30

dar. Diese Viertelstunden Einteilung der Lastgangwerte ist im Profilgenerator für die

Profilberechnung übernommen worden, da sich Viertelstundenwerte in der Energiewirt-

schaft durchgesetzt haben (50 Hertz 2017). Der Nachteil der Standardlastprofile in der

Rohfassung ist, dass es normierte Profile sind. Neueinsteiger in der Thematik machen

hier häufig dieselben Fehler bei der Profilerstellung für ihre Zwecke. Außerdem wird

viel mehr Zeit benötigt, wenn kein Automatisierungstool zur Lastprofilerstellung wie

ein Profilgenerator zur Verfügung steht. Außerdem muss jeder, ob Wissenschaftler oder

auch ein Ingenieur eines Energieversorgungsunternehmens, der Lastprofile erstellen

möchte, alle Parameter für die Lastprofilerstellung kennen. Das entfällt bei Nutzung

eines gut konzeptionierten Profilgenerators.

Das H0-Profil spiegelt den Lastverlauf sehr gut wieder, wenn in der Realität, nachge-

wiesen durch eine Messung, mehr als ca. 400 Haushalte an einer Ortsnetzstation ange-

schlossen sind (Kerber 2009). Dies hat den Grund, dass sich durch die statistische Ver-

haltensweise der privaten Verbraucher die einzelnen Lastspitzen der jeweiligen Ver-

braucher glätten. So entsteht ein statistisch gemitteltes Profil, das Standardlastprofil. Im

Hinblick auf die Energiewende bis 2050, wie sie im Konzept der Bundesregierung von

2010 beschrieben ist (Bundesregierung 2010), fehlen Profile, die die geänderte Ver-

brauchstruktur der Zukunft abbilden können. Mit geänderter Verbrauchstruktur ist fol-

gendes gemeint: Die Verwendung von Demand Side Management im Haushaltsbereich,

also eine vorgegebene Lastverschiebung, angewendet auf fast alle Bereiche eines Haus-

halts; ausgenommen sind lediglich Dinge, die zur Mahlzeitenzubereitung und Freizeit-

gestaltung elektrische Energie benötigen. In Studien, z.B. Stadler (2005), werden für

den privaten Energieverbrauch die Potentiale von verschiebbaren Lasten im Haushalt,

Brauchwassererwärmung und Wärmepumpen zusammen mit Speichern analysiert. Die

Elektromobilität ist erst später auf der Agenda der Forschungsgruppen erschienen

(Böcker 2010). Auch die bisher bekannten Profilgeneratoren für elektrische Profile bil-

den diese Dinge nicht oder nur zum Teil ab (Bost 2011), (Pflugradt 2012). Aus diesem

Grund, um eine benutzerfreundliche Möglichkeit zu erhalten, die die möglichen zukünf-

tigen Änderungen in dem Lastprofil für Haushalte abbildet, ist es wichtig, die Bereiche

Haushalt, Warmwasseraufbereitung, Heizwärme sowie Elektromobilität bei der Last-

profilerstellung zu betrachten. Diese vier Bereiche sind in dem hier vorgestellten Profil-

generator umgesetzt worden (Kusch 2015c). Die genaue Beschreibung erfolgt in den

31

sich anschließenden Unterkapiteln. Die weiteren Funktionen sind in drei verschiedene

DSM-Modi aufgeteilt. Es können eine Bandlast, erhöhte Solarüberschussnutzung aus

dezentralen, ortsnahen Photovoltaikanlagen sowie Windüberschüsse aus dem vorgela-

gerten Netz durch die Lastverschiebung genutzt werden. Eine Bandlast vergleichmäßigt

im Vergleich zum normalen Standardlastprofil den Lastverlauf. Damit ist es möglich,

dass vorhandene Netzinfrastruktur besser ausgenutzt werden kann. Um dieses untersu-

chen zu können, ist dieser Profiltyp für den Profilgenerator unerlässlich. Solarüber-

schüsse aus ortsnahen Photovoltaikanlagen führen ggf. zu Problemen im Niederspan-

nungsnetz und den vorgelagerten Netzen. Wenn dieses eintritt, ist eine bisher nicht

praktizierte Lösung die Steuerung von dezentralen Lasten, um den Netzengpass zu be-

heben. Durch den Profilgenerator können für Netzsimulationen entsprechende Profile

erstellt werden, die einen erhöhten Leistungsbedarf, z.B. von gesteuerten Waschma-

schinen, zu Zeiten hoher PV-Einspeisung darstellen. Durch diese geänderten Profile

sinkt der Überschuss direkt am Ort der Erzeugung, und das Netz wird entlastet. Diese

Profileinstellung stellt vereinfacht die Möglichkeit eines Smart Grids dar. Ähnliches gilt

für die Profilgenerierung zur Nutzung von Windenergieüberschüssen. Im Gegensatz zur

dezentralen Photovoltaik speisen Windkraftanlagen in höhere Spannungsebenen ein, so

dass die Windenergieübertragung zu den Metropolen als Lastzentren vergleichbar mit

der Energieübertragung aus zentralen Kraftwerken ist. Durch die Nutzung von Wind-

energieüberschüssen mit Hilfe des DSM kommt es zwangsläufig zu Lastspitzen in den

Übertragungsnetzen. Mit Hilfe entsprechender Profile können die Grenzen der Netze

bei Nutzung von Windenergieüberschüssen überprüft werden. Programmtechnisch vor-

bereitet, aber nicht umgesetzt ist die Kombination von Wind- und Solarüberschüssen.

Diese Kombination wurde aus Gründen der Abgrenzung dieser Arbeit nicht weiter be-

trachtet, weil sich keine neuen Aussagen bei einer zu Beginn der Forschung an diesem

Thema durchgeführten Untersuchung der Netzbelastung der Niederspannungsnetze er-

geben haben. Die Profile können für jeden Tag des Jahres festgelegt werden. Es werden

dann Tageslastprofile, kurz Tagesprofile, erstellt. Alternativ können auch Wochenlast-

profile, kurz Wochenprofile, erstellt werden. Wenn der Nutzer bei den Wochenprofilen

nicht einen Montag auswählt, beginnt der Profilgenerator automatisch mit dem voran-

gegangenen Montag. Das hat den Grund, dass so die Wochenprofile genormt sind und

somit besser verglichen werden können. Der Profilgenerator ist nicht dafür geeignet,

Lastprofile zu erstellen, die die vorhandene Netzbelastung berücksichtigen.

32

In der Abbildung 3.1 wird die Benutzeroberfläche des Lastprofilgenerators dargestellt.

Abbildung 3.1: Grafische Benutzeroberfläche des Profilgenerators (eigene Darstellung)

3.1 Profile für Haushaltsstrom

Haushaltsstromprofile sind Lastprofile, die den üblichen Lastbedarf über den Tag abbil-

den. Das gängige Zeitintervall zwischen den einzelnen Lastgangwerten ist eine Viertel-

stunde. Man spricht daher von auch von Viertelstundenwerten (ris 2015).

Stand der Technik für das Haushaltsstromprofil ist z.Z. das Standardlastprofil H0, wel-

ches durch den BDEW als normiertes Profil herausgegeben wird und von den EVUs für

energiewirtschaftliche als auch die Niederspannungsnetze betreffende technische Zwe-

cke eingesetzt wird (Kerber 2010). Für netztechnische Zwecke ist die Einheit kW rele-

vant. Das H0-Profil weist für neun Tage verschiedene Profile auf. Es handelt sich je-

weils um einen Werktag, einen Samstag und einen Sonntag für die Jahreszeiten Som-

mer, Winter und Übergang. Mit Übergang sind der Frühling und der Herbst zusammen-

gefasst. Das H0-Profil ist auf 1000 kWh/a normiert. Um für von 1000 kWh/a abwei-

chende Lastprofile darstellen zu können, wird nur ein Faktor, der den Unterschied be-

33

schreibt, benötigt. Beispiel: Ein Haushalt benötigt 3500 kWh/a an elektrischer Energie.

In diesem Fall ist jeder Lastgangwert des H0-Profils mit 3,5 zu multiplizieren und das

H0 Profil für diesen Haushalt ist für die Wirkleistung berechnet.

Bei Messungen an Ortsnetzstationen konnte nachgewiesen werden, dass der gemessene

Lastverlauf ab 400 Wohneinheiten in etwa dem durch das H0-Profil nachgebildeten

Lastverlauf entspricht (Kerber 2010). Damit zeigt sich, dass es sich bei dem Standard-

lastprofil um ein statistisch gemitteltes Lastprofil handelt, welches für Lastflussberech-

nungen für heutige Szenarien gut geeignet ist. Die Profilgenerierung nach (Bost 2011)

ist dagegen für ein einzelnes Haus geeignet, aber nicht für Netzberechnungen, weil zu-

sätzlich noch eine Anpassung durchgeführt werden müsste, oder für jedes Haus ein in-

dividuelles Profil zu erstellen wäre. Hierdurch werden die Ergebnisse von Lastflussbe-

rechnungen in Niederspannungsnetzen nicht vergleichbar. Das hat den Grund, dass die

Realität zu komplex ist, um sie 1:1 abbilden zu können. Durch statistische Abschätzun-

gen, die durch die Standardlastprofile gegeben werden, sind gute Näherungswerte mög-

lich.

Das Standardlastprofil dient als Datengrundlage der Haushaltstromlastprofile in dem

hier vorgestellten Profilgenerator. Um aussagekräftige Profile auch für zukünftige Sze-

narien zu erhalten, ist zuerst eine Aufspaltung der Profile in seine Bestandteile nötig.

Anschließend werden die Profile wieder nach den gewünschten Eigenschaften zusam-

mengesetzt. Die Profilzerlegung in die Bestandteile erfolgt nach den Tagesverteilungen,

die (Prior 1997) in „Nachbildung der Energiebedarfsstruktur der privaten Haushalte“

beschrieben hat. Die nötigen Anpassungen der jährlichen Energieverbrauchsanteile er-

folgt durch die Auswertung weiterer Quellen (RWI 2011), (Energieagentur NRW 2011).

In der Abbildung 3.2 ist zu sehen, dass die verschiedenen Quellen unterschiedliche Ge-

wichtungen in den diversen Bereichen erhalten. Dies liegt daran, dass alle Quellen auf

unterschiedliche Datensätze zugreifen. Der wichtige Punkt ist aber die Zusammenfas-

sung von Prozesswärme und Warmwasser. Hier ist zu sehen, dass die Unterschiede ge-

ring sind. Es ist bei diesem Vergleich eine maximale Abweichung von 1,8 % vorhan-

den, was als Toleranz akzeptiert werden kann. Die Energieagentur NRW hat die höchste

Detaillierung der Statistiken zum privaten Stromverbrauch erstellt. Im Lastprofilgenera-

tor können damit nicht nur ein Durchschnittshaushalt, sondern auch Haushaltsgrößen

34

von ein bis sechs Personenhaushalte berechnet werden. Aus diesem Grund werden die

Werte zu der Energieverbrauchsverteilung der Energieagentur NRW verwendet (Ener-

gieagentur NRW 2011).

Abbildung 3.2: Vergleich verschiedener Energieverbrauchs-Studien auf Unterschiede (Prior 1997;

Energieagentur NRW 2011; RWI 2011)

Die Zerlegung der Profile wird im Kapitel 3.1.1 beschrieben. Die anschließende Profil-

berechnung erfolgt in Kapitel 3.1.2. Das auszugebende Lastprofil für den Haushaltstrom

ist dann individuell für einen bestimmten Tag festgelegt. Hier spielen dann mehrere

Faktoren eine Rolle. Berücksichtigt werden die Größe des Haushaltes, die Anzahl der

Wohneinheiten, der Tag und das Jahr. Bei der Haushaltsgröße werden die typischen,

jährlichen Stromverbräuche berücksichtigt (Energieagentur NRW 2011). Bei der Aus-

wahl des Tages wird zwischen Werktag, Samstag und Sonntag unterschieden. Ebenso

wird eine Unterscheidung in den Jahreszeiten gemacht, wobei der Frühling und der

Herbst als Übergangsjahreszeit definiert ist (BDEW 2017). Welches Jahr gewählt wur-

de, spielt eine Rolle für den Anteil an Demand Side Management [DSM] fähigen Gerä-

ten im Haushalt. Der Anteil der-DSM fähigen Geräte beträgt 0 % für das Jahr 2011 und

95 % für das Jahr 2050. Das bedeutet, dass 2011 keine Änderung des Profils erfolgt. In

2050 wird hingegen das Profil anhand der DSM-Einstellung berechnet. Es können drei

verschiedene Modi des DSM gewählt werden. Diese sind zum einen eine Art Bandlast,

0

10

20

30

40

50

60

An

teil

in P

roze

nt

EA NRW

Ebilanzen

Prior

35

wobei die verschiebbaren Lasten in das nächtliche Lasttal verschoben werden, zum an-

deren kann eine Windenergieüberschussnutzung zeitlich begrenzt von einer Stunde bis

24 Stunden betrachtet werden. Dadurch werden die DSM-fähigen Lasten entsprechend

der zeitlichen Länge des Windenergieüberschusses verteilt. Kurze Überschusszeiten

bedeuten hier auch hohe Lastspitzen. Der dritte DSM-Modus ist die Nutzung von Solar-

stromüberschüssen. Hier können typische, vorgegebene Werte, die im Profilgenerator

hinterlegt sind, verwendet werden oder es kann auch ein individuelles Photovoltaik-

Erzeugungsprofil eingelesen werden. Die berechneten Profile werden entweder als Ta-

gesprofile oder als Wochenprofile ausgegeben. Für jede Viertelstunde eines Tages wird

ein Wert für die Wirkleistung P in Kilowatt [kW] und die dazugehörende Blindleistung

Q in Kilovoltampere reaktiv [kVAr] erzeugt. Es wird ein durchschnittlicher cos φ von

0,95 für das Haushaltsstromprofil angenommen (Schnettler 2014).

3.1.1 Statistische Zerlegung des H0-Profils

Um das H0-Profil in seine einzelnen Bestandteile aufzuteilen, werden Tagesverteilun-

gen benötigt, die entsprechend genau die Nutzungsmuster der einzelnen Gerä-

te/Anwendungsbereiche wiedergeben. In „Nachbildung der Energiebedarfsstruktur der

privaten Haushalte“ (Prior 1997) wurde dieses exemplarisch für alle Haushalte in

Deutschland gemacht. Es ist davon auszugehen, dass sich das Nutzerverhalten im Gro-

ßen und Ganzen wenig geändert hat, was die zeitliche Verteilung angeht. Bei dem An-

teil des jährlichen Energiebedarfs hat sich hingegen eine Verschiebung ergeben (Ener-

gieagentur NRW 2011), (RWI 2011). Somit müssen die Verteilungen entsprechend den

aktuellen Gegebenheiten angepasst werden. Die wichtigsten Anwendungsbereiche, für

die elektrische Energie in nennenswertem Umfang benötigt wird, sind in Tabelle 3.1.

aufgeführt.

Für die Profilzerlegung erfolgt nun eine Unterscheidung der Anwendungsbereiche in

verschiebbare Lasten und in nicht verschiebbare Lasten. Zu den Anwendungsbereichen

der nicht verschiebbaren Lasten zählen: Wohnraumbeleuchtung, Kochen, Fernseher,

Video, SAT, Musikanlagen, Radio, Telekommunikation und Personal Computer. Unter

Personal Computer wird die ganze IT zusammengefasst, die im privaten Bereich An-

wendung findet. Diese neun Anwendungsbereiche bilden das Sockellastprofil.

36

Verbrauchskategorien/

Geräte

1 Waschmaschinen

2 Trockner

3 Kochen

4 Spülmaschinen

5 Kühlgeräte

6 Gefriergeräte

7 Wohnraumbeleuchtung

8 Hilfsenergie

9 Warmwasser

10 Fernseher

11 Video

12 SAT

13 Musikanlagen

14 Radio

15 Telekommunikation

16 Personal Computer

Tabelle 3.1: Gerätegruppen eines typischen Haushalts (Prior 1997)

Dieses Sockellastprofil wird auch in Zukunft gültig sein. Die weiteren Bestandteile wie

Kühlgeräte, Gefriergeräte, Spülmaschinen, Waschmaschinen und Trockner zählen zu

den verschiebbaren Lasten. Die Anwendungsbereiche Hilfsenergie, gemeint ist hier die

Hilfsenergie für die Heizung, sowie das Warmwasser wird auch bei der Profilzerlegung

berücksichtigt.

Die vorgesehenen Funktionsbereiche des Profilgenerators Profile für die Brauchwasser-

erwärmung [Kapitel 3.2] und Profile für die Raumwärme [Kapitel 3.3] beinhalten die

Anwendungsbereiche Warmwasser und Hilfsenergie für die Heizung. Beispielhaft wird

die Verteilung über 24 Stunden für Waschmaschinen für einen Werktag im Sommer-

und Winterhalbjahr in Abbildung 3.3 abgebildet. Als Datengrundlage liegen nur Stun-

denwerte für die Tagesverteilungen vor (Prior 1997).

37

Abbildung 3.3: Typische Tagesverteilung für einen Werktag von Waschmaschinen in Deutschland

(Prior 1997)

Die von (Prior 1997) angenommene Energieverbrauchsverteilung hat sich in der Zwi-

schenzeit verändert. Aus diesem Grund ist hier eine Anpassung notwendig. Hierfür

werden die Werte der Energieagentur NRW verwendet (Energieagentur NRW 2011).

Die von der Energieagentur NRW dargestellten Werte sind nicht direkt für die Profilzer-

legung verwendbar. Die Darstellungen von der (Energieagentur NRW 2011) sind zum

einen auf Haushalte mit elektrischer Warmwassererzeugung und zum anderen auf

Haushalte, die ihr Warmwasser nicht elektrisch erzeugen, beschränkt. Weil das H0-

Profil aber für alle Haushalte gilt, sind die beiden Statistiken miteinander zu kombinie-

ren. In (Energieagentur NRW 2011) wird erwähnt, dass nur 38 % der Haushalte über

eine elektrische Warmwasserbereitung verfügen. In Abbildung 3.4. wird dieses Verhält-

nis in der Gesamtverteilung, die aus den beiden anderen Datensätzen entstanden ist,

berücksichtigt. Die Gesamtverteilung des privaten elektrischen Energiebedarfs wird nun

für die Profilzerlegung verwendet.

Um das Standardlastprofil in seine Bestandteile zerlegen zu können, werden aus den

Tagesverteilungen der Geräte Geräteprofile erstellt. Für die Berechnung der Gerätepro-

file gibt es drei verschiedene Gleichungen. Diese werden im Folgenden hergeleitet:

0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,14

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

An

teil

auf

24

Stu

nd

en

be

zoge

n

Zeit [h]

Werktag Winterhaljahr

Werktag Sommerhalbjahr

38

Abbildung 3.4: Erstellen der Gesamtverteilung des privaten Elektrizitätsbedarfs (eigene Darstel-

lung, Energieagentur NRW 2011)

Formel 3.1

Die Variable, die mit abgekürzt ist, ist die Aufsummierung der Viertelstundenleis-

tungen eines Tages der Standardlastprofilwerte [Gl. 3.1]. Die Einheit ist kWh, da die

Zeit mit einfließt.

- siehe Gl. 3.2 - beschreibt die Verteilung jeder Viertelstunde zu ihrem je-

weiligen Stundenmittelwert. Dieses wird benötigt, um eine feinere Stufung der Stun-

denwerte - Gl. 3.5 - zu erreichen. In Abbildung 3.5 wird der Unterschied zwi-

schen dem reinen Stundenwert und dem verfeinerten Viertelstundenwert verdeutlicht.

Formel 3.2

P(t) ist ein Vektor mit 96 Viertelstundenwerten. Je 4 Viertelstundenwerte beinhalten

den dazugehörenden Stundenmittelwert P(h).

0 5 10 15 20 25 30

Warmwasser

Büro

TV/Audio

Kühlen

Licht

Kochen

Diverses

Trocknen

Umwälzpumpe

Spülen

Waschen

Gefrieren

in Prozent

Gesamtverteilung in %

Verteilung ohne Warmwasserbereitung in %

Verteilung mit Warmwasserbereitung in %

39

Formel 3.3

Die Stundenmittelwerte P(h) werden aus den Standardlastprofilwerten berechnet.

Formel 3.4

Formel 3.5

Abbildung 3.5: Detailansicht einer Tagesverteilung (eigene Darstellung)

Für die diversen Tage und Jahreszeiten stehen die in Tabelle 3.2 aufgeführten Standard-

lastprofile zur Verfügung.

Die Geräteverteilung muss ggf. durch den Korrekturfaktor geteilt wer-

den, da sich bei Summierung aller Werte der Stundenverteilung wegen Run-

dungsfehlern in der tabellarischen Auflösung bei (Prior 1997) teilweise eine Summe

von mehr als 100 % ergibt. Wenn keine Korrektur der Geräteverteilung nötig ist, ist

gleich 1.

0,045

0,047

0,049

0,051

0,053

0,055

0,057

0,059

0,061

0,063

13

:00

13

:15

13

:30

13

:45

14

:00

14

:15

14

:30

14

:45

15

:00

15

:15

15

:30

15

:45

16

:00

16

:15

16

:30

16

:45

Teit [h]

Urverteilung

angepasste Verteilung

40

Name Beschreibung

H0 Profil für Samstage im Sommer

H0 Profil für Sonntage im Sommer

H0 Profil für Werktage im Sommer

H0 Profil für Samstage im Winter

H0 Profil für Sonntage im Winter

H0 Profil für Werktage im Winter

H0 Profil für Samstage im Übergang

H0 Profil für Sonntage im Übergang

H0 Profil für Werktage im Übergang

Tabelle 3.2: Tage der Standardlastprofile

Formel 3.6

Die Geräteverteilungen liegen bei (Prior 1997) nur als stündliche Nutzungsverteilung

vor. Aus diesem Grund ist jeder Stundenwert je Stunde viermal zu verwenden, um eine

Überführung in Viertelstundenwerte zu erhalten.

Formel 3.7

Der Faktor beschreibt den Einsatz eines Gerätes für einen Tag über ein ganzes Jahr

gesehen. Die Wertigkeit dieses Faktors ist auf das Sommer- und Winterhalbjahr aufge-

teilt und setzt sich immer aus der Zeile normierter Tagesenergiebedarf (Prior 1997) ge-

teilt durch 100/14 zusammen. Es sind folglich 14 Tage berücksichtigt [10 Werktage

sowie 2 Samstage und 2 Sonntage].

Formel 3.8

Der Anteil der Tagesverteilungen der Geräte wird mit der Spalte „Gesamt“ aus Abb. 3.4

gewichtet. Für diese Gewichtung wird im Modell der Faktor verwendet.

41

Formel 3.9

Für die Gl. 3.10 und 3.11 wird mit Hilfe der Anteile am Jahresverbrauch, die bei (Prior

1997) aufgelistet sind, der jeweilige Wert manuell bestimmt und in dem dazugehören-

den Gerätemodell in Matlab-Simulink als Konstante definiert. Es werden entsprechend

die Gerätegruppen, z.B. TV/Audio, aus den Jahresenergiebedarfswerten von (Prior

1997) berechnet. Für jedes Gerät mit zwei Betriebszuständen [Betrieb, Standby] wird

der Gesamtenergiebedarf des Gerätes aus den beiden Teilbedarfen ermittelt. In Gl. 3.13

und 3.14 ergibt sich durch den Bruch aus und der Anteil des

ausgewählten Gerätes an seiner Gerätegruppe.

Formel 3.10

Formel 3.11

Um die Geräte mit den Betriebszuständen Betrieb und Standby beschreiben zu können,

wird der Faktor eingeführt.

Formel 3.12

Auch diese Anteile werden aus dem Jahresenergiebedarf nach (Prior 1997) für das aus-

gewählte Gerät manuell berechnet und als Konstante im jeweiligen Modell eingefügt.

Die Gl. 3.13-3.15 ergeben sich aus den bisher in den Gl. 3.1 bis 3.12 hergeleiteten Vari-

ablen und machen die Profilzerlegung erst möglich. Das jeweils angehängte

h ist als

Korrektur der Einheit notwendig.

Für Geräte, die mit den Betriebszuständen Betrieb und Standby ausgestattet sind, gilt:

42

ä ä

ä

ä

ä ä

h

Formel 3.13

Für weitere Geräte, die sich eine Gerätegruppe aus Abbildung 3.4 teilen, gilt:

ä ä ä

ä

ä

h

Formel 3.14

Für Geräte mit nur einem Betriebszustand, die in Tabelle 3.1 und Abbildung 3.4 aufge-

zeigt werden, gilt:

Formel 3.15

Die weiteren Gleichungen verwenden Ergebnisse aus den bisher aufgeführten Glei-

chungen. Die Gl. 3.16 enthält alle nicht verrückbaren Geräte,

die in Gl. 3.18 aufgelistet sind, sowie den unter Diverses fallenden Strombedarfsanteil.

Hierzu zählen Geräte, die nicht ständig im Einsatz sind, wie beispielsweise Staubsauger

Haartrockner, elektrische Rasierer und andere Kleingeräte sowie elektrische Werkzeuge

für den Heimwerker und Hobbybedarf. Der Anteil dieser Gerätegruppe liegt auf das

Jahr gesehen immerhin bei ca. 7 % des Strombedarfs. Diese Geräte sind in

abgebildet.

Formel 3.16

Formel 3.17

43

Formel 3.18

Im Folgenden wird nur Gleichung 3.16 weiter betrachtet, da die Gleichungen 3.17 und

3.18 für eine mögliche Berücksichtigung von Energieeffizienzsteigerungen vorgesehen

sind. Dieses spielt bei diesem Teil des Profilgenerators eine untergeordnete Rolle und

wird deshalb erst einmal nicht weiter verfolgt.

Abbildung 3.6: Haushaltstromprofil im Urzustand in seinen Bestandteilen (eigene Darstellung)

In Abbildung 3.6. ist das Ergebnis der Zerlegung des H0 Profils für einen Winter Sams-

tag in seine Bestandteile zu sehen. Die Warmwasserbereitung sowie die Hilfsenergie für

die Heizung werden wegen der beiden extra Funktionen des Profilgenerators für diese

Bereiche nicht für die Profilerzeugung verwendet und von dem Ur H0 Profil abgezogen.

So wie es in Abbildung 3.7. zu sehen ist.

0

50

100

150

200

250

00

:00

01

:15

02

:30

03

:45

05

:00

06

:15

07

:30

08

:45

10

:00

11

:15

12

:30

13

:45

15

:00

16

:15

17

:30

18

:45

20

:00

21

:15

22

:30

23

:45

P in

W

Zeit [h]

Warmwasserbereitung

Heizung Hilfsenergie

Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen

unverrückbarer Sockel

44

Abbildung 3.7: Haushaltsstromprofil ohne Warmwasser- und Heizungs-Hilfsenergie-Anteil (eigene

Darstellung)

Alle weiteren Tage sind dem Anhang zu entnehmen.

3.1.2 Berechnung des neuen Haushaltstromprofils

Die verschiedenen Profile werden mit den Gleichungen 3.19, 3.20 und 3.21 berechnet.

In Gl. 3.19 werden die oben gezeigten Lastprofile [Abbildung 3.7] erstellt. Je nach ge-

wähltem Jahr und gewählter Einstellung der Demand Side Management Strategie wer-

den die Profile verändert. Welche Gewichtung die Lasten ohne und mit Demand Side

Management haben, ist den Gleichungen 3.31 und 3.32 zu entnehmen. Die Faktoren PZ

[Personenzahl pro Haushalt] berücksichtigen die Änderung des Verbrauchsverhaltens

von einem Einpersonenhaushalt bis zu einem 6-Personenhaushalt. Aus Tabelle 3.3 sind

die unterschiedlichen Anteile der verschiedenen Haushaltsgrößen und der Strombe-

darfsdurchschnitt für die jeweilige Haushaltsgröße zu entnehmen. Die Jahreszeit wird

mit Jz und der Tag mit T abgekürzt. nn bedeutet nicht normiert.

0

50

100

150

200

250

00

:00

01

:15

02

:30

03

:45

05

:00

06

:15

07

:30

08

:45

10

:00

11

:15

12

:30

13

:45

15

:00

16

:15

17

:30

18

:45

20

:00

21

:15

22

:30

23

:45

P in

W

Zeit [h]

Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


45

h

h ä

h

h

h h h h

h

h

Formel 3.19

Rang

Verbrauchs-

bereich

Anteil

Durch-

schnitt

1-

Pers.

2-

Pers.

3-

Pers.

4-

Pers.

5-

Pers.

6-

Pers.

1 Büro 14,5 17,7 14,6 14 13,3 13,2 14,3

2 TV/Audio 13,3 15,8 14 14,2 12,3 11,6 11,8

3 Kühlen 12,0 18,5 13,8 13,8 10,1 8,9 8,9

4 Licht 11,1 11 10,6 10,6 10,8 12,7 11,2

5 Kochen 10,1 9,6 11,5 11,5 10,3 9,5 9,4

6 Trocknen 7,6 2,6 5,4 5,4 9,3 10,1 10,4

7 Diverses 7,4 7,4 7,5 7,5 7,3 7,7 7,2

8 Umwälzpumpe 7,4 7,1 7,2 7,2 8,2 7,3 7,2

9 Spülen 5,9 2,8 5,1 5,1 7,0 7,2 7,2

10 Waschen 5,5 4,3 4,8 4,8 5,7 6,3 6,4

11 Gefrieren 5,3 3,1 5,5 5,5 5,7 5,6 6,0

Tabelle 3.3: Anteile der Gerätegruppen am Stromjahresverbrauch bei Haushalten ohne elektrische

Warmwassererzeugung [alles in Prozent] (Energieagentur NRW 2011)

Die Faktoren ä ergeben sich aus dem Wert für die zu berechnende Haus-

haltsgröße als Bezugsgröße und dem jeweiligen Durchschnittswert nach dem Schema:

Anteil Gerätetyp für Haushalsgröße z / Anteil Gerätetyp Ø. (Gleichungen 3.22, 3.26 bis

3.30)

Da die Anteile Warmwassererwärmung und Heizung mit Hilfsenergie in genaueren

Modellen betrachtet werden, ist eine neue Normierung der Profile nötig, damit über den

46

Jahresstrombedarf das entsprechende Profil berechnet werden kann. Diese Normierung

auf 1000 kWh/a wird in Gleichung 3.20 durchgeführt. Dazu wird jeder Wert aus Glei-

chung 3.19 und jeder Wert des originalen Standardlastprofils aufaddiert, zu sehen im

Bruch der Gleichung 3.20. Der Bruch ergibt dann den Normierungsfaktor, um den jeder

Wert aus Gleichung 3.19 korrigiert werden muss.

Formel 3.20

Mit Gleichung 3.21 wird das Endprofil erzeugt, welches den Jahresstromverbrauch je

nach Anzahl der Wohneinheiten und Haushaltsgröße berücksichtigt. Damit erhält der

Nutzer für jeden Hausanschluss eines Niederspannungsnetzes, den er in einem Netzbe-

rechnungsprogramm berechnen möchte, ein geeignetes Wirkleistungslastprofil. Die

Berechnung der Blindleistung wird in einem weiteren Rechenschritt ausgeführt, bevor

die Profildaten in einer csv-Datei abgespeichert werden.

Formel 3.21

Der unverrückbare Sockel ergibt sich aus den Gewichtungen der einzelnen Gerätegrup-

pen gemäß den Gleichungen 3.23 und 3.24.

Formel 3.22

Formel 3.23

Formel 3.24

Für die Berechnungen nimmt PZ Werte zwischen 1 und 6 an, je nachdem wie viele Per-

sonen im jeweiligen Haushalt angenommen werden. Für Mehrfamilienhäuser ist eine

47

durchschnittliche Personenzahl pro Wohneinheit anzusetzen, da eine genauere Betrach-

tung das Modell ohne größeren Nutzen verkomplizieren würde. Für die ersten Programm-

tests wurde die Personenzahl 7 eingeführt. Hierdurch wird im nicht normierten Profil ein

neues Standardlastprofil, wie bereits oben erwähnt, ohne die Gerätekategorien Heizung,

Hilfsenergie und Brauchwassererwärmung erzeugt.

Formel 3.25

Formel 3.26

Formel 3.27

Formel 3.28

Formel 3.29

Formel 3.30

Gleichung 3.31 beschreibt den Anteil des Demand Side Managements über die Zeit bis

2050, wobei die Anteile ab 2020 momentan als Fiktion zu betrachten sind.

48

Formel 3.31

Im Gegensatz dazu beschreibt die Gleichung 3.32 den jeweiligen Anteil der verschieb-

baren Lasten, bei denen aber kein DSM angewendet wird.

Formel 3.32

Die Gleichungen 3.33 bis 3.37 gehören schon zum Bereich der DSM-Berechnung. Da-

mit aber die Gleichung 3.19 exakt beschrieben werden kann, sind auch diese Faktoren

der Vollständigkeit halber hier aufzuzählen. Für alle verschiebbaren Lasten gilt immer

nur eine DSM-Strategie. Bandlast bedeutet hier, dass der Algorithmus versucht, die Ge-

räte nach realistisch gewählten Vorgaben der Geräteparameter in den unverrückbaren

Sockellastgang einzugliedern und somit nahe an eine Bandlast zu kommen. Genauer

gesagt, es handelt sich um eine teilweise Verschiebung des Bedarfs dieser Lasten in die

Lasttäler des unverrückbaren Sockels. Die anderen beiden Bezeichnungen „Windüber-

schussnutzung“ sowie „Solar-Eigenstromnutzung“ sind selbsterklärend. Bei der Wind-

überschussnutzung wird im Gegensatz zu der solaren Eigenstromnutzung kein Limit als

Leistungsbegrenzung vorgegeben. Hiermit soll anhand der erstellten Profile die maxi-

male Belastbarkeit der Niederspannungsnetze sowie die maximale Windüberschussnut-

zung ausgelotet werden, ohne dass beim Niederspannungsnetz Veränderungen an den

Betriebsmitteln vorgenommen werden. Die solare Eigenstromnutzung soll hingegen

netzentlastend wirken, damit mehr Photovoltaikleistung in Niederspannungsnetzen in-

tegriert werden kann, ohne die Betriebsmittel verstärken zu müssen. Wie diese drei Stra-

tegien für jeden verschiebbaren Gerätetyp ausgeführt sind, wird im Kapitel 3.1.2.2

[Anwendung des Demand Side Managements beim Haushaltsstromprofil] beschrieben.

49

Formel 3.33

Formel 3.34

Formel 3.35

Formel 3.36

Formel 3.37

3.1.2.1 Ergebnisse der Profilgenerierung

In den folgenden Diagrammen werden die Unterschiede der Lastprofile zwischen den

einzelnen Haushaltsgrößen dargestellt. Die stärksten Abweichungen sind bei Einperso-

nenhaushalten zu erkennen. 2- und 3-Personenhaushalte unterscheiden sich im nicht

normierten und im normierten Profil kaum. Die Profile sind erneut zu normieren, weil

das Haushaltsstromprofil durch das Heraustrennen der Hilfsenergie für die Heizung und

die Brauchwassererwärmung nicht mehr auf die üblichen Jahresstromverbräuche

50

Abbildung 3.8: Lastprofile Sommer Sonntag auf Basis des Standardlastprofils, nicht normiert (ei-

gene Darstellung)

Abbildung 3.9: normierte Lastprofile Sommer Sonntag auf 1000 kWh/a (eigene Darstellung)

angewendet werden kann. Die „Großhaushalte“ mit 4 bis 6 Personen liegen ebenfalls

dicht beisammen. Das Durchschnittslastprofil liegt zwischen den Werten der 3- und 4-

40 50 60 70 80 90

100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

P in

W

Zeit [h]

1 Person

2 Personen

3 Personen

4 Personen

5 Personen

6 Personen

Durschnitt Durchschnitt

40 50 60 70 80 90

100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

P in

W

Zeit [h]

1 Person

2 Personen

3 Personen

4 Personen

5 Personen

6 Personen

Durschnitt Durchschnitt

51

Anzahl

Verbrauchswerte verschiedener

Haushaltsgrößen mit und ohne

elektrische WWB [kWh]

Haushaltsgröße Datensätze mit /ohne mit ohne

1 72.693 2.256 2.818 1.798

2 143.699 3.248 3.843 2.850

3 72.139 4.246 5.151 3.733

4 67.605 5.009 6.189 4.480

5 18.988 5.969 7.494 5.311

6 5.246 6.579 8.465 5.816

Tabelle 3.4: durchschnittlicher Jahresstromverbrauch von Haushalten (Energieagentur NRW

2011)

Abbildung 3.10: Lastprofile für Sonntage im Sommer ohne Demand Side Management (eigene

Darstellung)

Personenhaushalte. Die Abweichungen kommen daher zu Stande, weil das Verbrauchs-

verhalten sich in den diversen Haushaltsgrößen unterscheidet (Energieagentur NRW

2011).

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

P in

kW

Zeit [h]

1 Person

2 Personen

3 Personen

4 Personen

5 Personen

6 Personen

52

In Tabelle 3.4 ist der durchschnittliche Jahresstromverbrauch für die unterschiedlichen

Haushaltsgrößen angegeben. Für die Berechnungen im Lastprofilgenerator werden die

Werte ohne Brauchwassererwärmung verwendet.

Im letzten Schritt wird nun das Profil dargestellt, welches für die Netzberechnung Ver-

wendung findet. Hier ist in Abbildung 3.10 erkennbar, dass, je mehr Personen in einem

Haushalt leben, die Lastspitzen deutlicher ausgebildet sind. Das ΔP zwischen Minimum

und Maximum ist bei Singlehaushalten ca. 220 Watt, bei einem 6-Personenhaushalt sind

es 1000 Watt. Daraus lässt sich ablesen, dass größere Haushalte pro Person weniger

elektrische Energie benötigen als kleine Haushalte.

3.1.2.2 Anwendung des Demand Side Managements beim Haus-

haltsstromprofil

Zu den Demand Side Management [DSM] fähigen Lasten zählen Kühlschränke, Ge-

frierschränke, Waschmaschinen, Wäschetrockner sowie Geschirrspülmaschinen. Für die

Jahre bis 2019 werden keine DSM-fähigen Lasten angenommen, 10 % sind es von 2020

bis 2025, 30 % zwischen 2026 und 2035, 70 % zwischen 2036 und 2045 und 95 % ab

2046. Dieses entspricht dann einem Vollausbau von schaltbaren Lasten im Haushalt.

Eine 100 % Nutzung des DSM ist nicht zu erreichen [Gl. 3.31 und 3.32]. Ab dem Jahr

2020 muss die Anwendung des DSM als Fiktion angenommen werden, da aus heutiger

Sicht [2019] eine Einführung von DSM im Haushaltsbereich in der Masse noch auf sich

warten lässt. Aus diesem Grund ist immer ein Teil der DSM-fähigen Lasten so verteilt,

wie im ursprünglichen H0-Profil und der zuvor beschriebenen Profilzerlegung. Jedes

DSM-fähige Gerät hat drei verschiedene DSM-Strategien zur Auswahl, die in der GUI

festgelegt werden. Der GUI DSM Typ Standard entspricht der Bandlast. PV- bzw.

Windüberschuss sind die beiden weiteren DSM-Typen, die für steuerfähige Lasten rele-

vant sind.

Das Windprofil besteht bei insgesamt 96 Viertelstundenwerten aus „1“ und „0“. Eins

bedeutet Windüberschuss, 0 kein Überschuss an Windenergie. Es können Windüber-

schüsse zwischen einer und 24 Stunden dargestellt werden. Bei weniger als 24 Stunden

Windüberschuss kann die Überschusszeit viertelstundengenau abgebildet werden.

53

Für die Nutzung von Solarüberschüssen sind Solarprofile nötig. Zehn verschiedene So-

larprofile sind im Profilgenerator fest hinterlegt. Außerdem besteht die Möglichkeit, ein

individuelles Photovoltaik-Erzeugungsprofil einzulesen. Anhand der bisher berechneten

Lasten wird entsprechend der Anzahl der Haushaltsgröße und der Anzahl der Wohnein-

heiten der entsprechende PV-Leistungsüberschuss berechnet. Die Weiterverarbeitung

erfolgt im entsprechenden DSM-Solar-Eigenstromnutzung-Programmteil und wird an-

schließend an die weiteren steuerfähigen Geräte zur Weiternutzung des Überschussres-

tes übergeben.

Relevant für eine möglichst vollständige Nutzung der Überschüsse ist, dass kritische

Geräte die höchste Priorität erhalten. Aus diesem Grund werden die fünf DSM-fähigen

Geräte in drei Gerätearten zusammengefasst:

1. Thermostat-abhängige Geräte

2. Geräte mit teilbarem Programmablauf in Bezug auf den Leistungsbedarf

3. Geräte mit unteilbarem Programmablauf

Die Geräteart 1 umfasst Kühlschränke und Gefrierschränke. In der Standardausführung

können diese Geräte wegen der Verderblichkeit der Lebensmittel nur in begrenztem

Rahmen abgeschaltet werden. Die maximale Abschaltzeit ist in der rechten Spalte in

Tabelle 3.5 dargestellt (Miele 2011c). [1] Außerdem ist davon auszugehen, dass die

Kompressoren nach einer Abschaltung ohne Unterbrechung laufen, bis die Solltempera-

tur im Gerät erreicht ist. Um das im Modell nachzubilden, wird dafür die doppelte

durchschnittliche Leistung angenommen.

Bei der Geräteart 2 handelt es sich um Waschmaschinen. Waschprogramme lassen sich

vereinfacht in den Waschgang und den Spülgang inkl. des Endschleuderns aufteilen. Im

Waschgang wird im Regelfall das Wasser elektrisch aufgeheizt. Aus diesem Grund

werden ca. 75 % des Energiebedarfs für den Waschgang benötigt. Der Rest wird für den

Spülgang und das Endschleudern benötigt. Der Zeitbedarf eines durchschnittlichen

Waschvorganges beträgt zwei Stunden (Miele 2011b). Waschgang und Spülgang dau-

ern jeweils eine Stunde. Da der Spülgang den Lastgang weniger stark beeinflusst, kann

1 Kühlschränke mit drehzahlgeregelten Kompressoren werden nicht betrachtet (Siegrist

2010)

54

der Spülgang bei Überschussenergienutzung auch an eine Überschussphase anschließen.

So wird der Überschuss optimal für den Waschgang benutzt werden.

Geräteart [DSM] Gerätetyp Ausschaltschwelle

als Faktor bezogen

auf den Lastgang-

mittelwert

maximale Aus-

schaltzeit

in Stunden

(Miele 2011c)

1. Kühlschrank 1,8 3

Gefrierschrank 1,2 6

2. Waschmaschine 0,9 -

3. Wäschetrockner 0,9 -

Geschirrspüler 0,9 -

Tabelle 3.5: Definition der DSM Eigenschaften von DSM-fähigen Geräten

Wäschetrockner und Geschirrspüler zählen zu der Geräteart 3. Sie arbeiten in der Regel

mit Programmlaufzeiten von ca. einer Stunde (Miele 2011a). Der Leistungsbedarf wäh-

rend der Laufzeit kann hier gemittelt als konstant angenommen werden.

Der Einsatz der drei Gerätegruppen unterscheidet sich je nach Regelstrategie:

Bei der Bandlast geht es darum, den Lastgang zu vergleichmäßigen. Aus diesem Grund

ist für alle fünf Geräte eine Ausschaltschwelle, wie sie in Tabelle 3.5 dargestellt ist,

definiert. So kann die Abendspitze von allen Geräten abgemildert werden. [siehe

Abb. 3.11 Bandlast]. Dazu wird der Einsatz der Gerätearten 2 und 3 in den Lasttälern

gleichmäßig verteilt. Die Geräteart 1 wird während der Lastspitzen unter Berücksichti-

gung der maximal zulässigen Ausschaltzeit ausgeschaltet.

Bei der Nutzung von regenerativen Energieüberschüssen wird die Geräteart 1 vor dem

Überschuss in der zeitlichen Dauer des Überschusses ausgeschaltet. Hierbei werden

allerdings die maximalen Ausschaltzeiten aus Tabelle 3.5 berücksichtigt, damit die Le-

bensmittel im zulässigen Temperaturbereich gelagert werden. Bei der Nutzung von So-

larenergieüberschüssen ist die erhöhte Nutzung eingeschränkt, wenn es, unterbrochen

durch Wolken, zu mehreren Überschussphasen am Tag kommt. In diesem Fall wird nur

der erste Überschuss verstärkt genutzt. Bei den weiteren Überschüssen wird sicherge-

55

stellt, dass die Kühlgeräte im Normalbetrieb arbeiten. Für Waschmaschinen [Geräteart

2] gilt, dass der laststarke Waschgang als Entscheidungskriterium herangezogen wird,

in welchem Maße der Überschuss genutzt wird. Der daran anschließende Spülgang kann

deshalb an eine Überschussphase anschließen. Die Geräteart 3 wird ähnlich behandelt.

Der Einsatz im Fall Bandlast erfolgt außerhalb der Lastspitzen gleichmäßig in den Last-

tälern verteilt. Bei der Überschussnutzung von Wind- und Solarenergie wird der Einsatz

dieser Geräte auf die vorhandene Überschusszeit aufgeteilt. Bei der Solarenergienut-

zung wird bei allen Gerätearten auch die zur Verfügung stehende Überschussleistung

berücksichtigt.

Abbildung 3.11: Lastprofile der verschiedenen DSM Strategien im Vergleich (eigene Darstellung)

Durch die Nutzung derart geänderter Profile kann im Fall der Photovoltaik die Netzka-

pazität besser genutzt werden. Im Fall der Windenergie ist das Netz der begrenzende

Faktor, um Überschüsse mit Hilfe von DSM-Maßnahmen, wie sie hier beschrieben

werden, zu nutzen. Grundsätzlich sind die Lastprofile immer nur ein Hilfswerkzeug, um

Lastszenarien in Lastflussprogrammen darstellen zu können. Eine Netzvorbelastung zu

prüfen, ist Aufgabe des Anwenders und nicht des Profilgenerators

0

1

0

0,5

1

1,5

2

2,5

00

:00

01

:45

03

:30

05

:15

07

:00

08

:45

10

:30

12

:15

14

:00

15

:45

17

:30

19

:15

21

:00

22

:45

Win

de

ne

rgie

üb

ers

chu

ss b

inär

P[k

W]

Zeit [h]

PV Erzeugung

Solarnutzung

"Bandlast"

Windnutzung

ungesteuertes Profil

Windenergieüberschuss

56

3.2 Profile für Brauchwassererwärmung

Lastprofile alleine für die Brauchwassererwärmung automatisiert zu berechnen ist neu.

Dieser Ansatz wurde in anderen Forschungsprojekten bisher nicht umgesetzt. Die ma-

thematischen und physikalischen Ansätze für die Berechnung der Profile sind aber all-

gemein bekannt.

Der Begriff Brauchwassererwärmung umfasst hier den Bereich des warmen Trinkwas-

sers, das für die Bereiche der Körperhygiene und des nicht maschinellen Spülens ver-

wendet wird. In (Menz 2012) wurden Analysen durchgeführt, die zu dem hier vorge-

stellten Modell ausgearbeitet worden sind. Der Warmwasserbedarf ist zeitlich abhängig

von der Art der Bewohner der Wohneinheit (Neunteufel 2010). Es kommt auch zu jah-

reszeitlichen Schwankungen, die von den Faktoren Frischwassertemperatur, Warmwas-

sergebrauchstemperatur und Nutzungsgrad abhängig ist, wobei die Reisezeit eine Rolle

spielt. Aus den nachfolgend genannten Studien wird dies abgeleitet. Die Daten sind als

Mittelwerte aus den Quellen (Brunnengräber 1996; Blatter 1993; Mühlbacher 2007)

entnommen und in Abbildung 3.12 dargestellt.

Abbildung 3.12: Saisonaler Verbrauchsschwankungsvergleich (Menz 2012)

Für die weitere Verwendung der Verteilungen ist es erforderlich, diese in einen gewich-

teten Mittelwert, wie in Abbildung 3.13 dargestellt, zu überführen.

57

Abbildung 3.13: Verbrauchsschwankungen im monatlichen Durchschnitt (Menz 2012)

Die tatsächliche Verbrauchsmenge pro Person und Tag ist in mehreren Studien unter-

sucht worden (Laasch 2009; AG 2012; Nestle 2003). Es gibt zwei Methoden, die in die-

sen Quellen zur Anwendung kommen. Einerseits kann der Warmwasserbedarf über An-

lagendimensionierungskennwerte bestimmt werden [Methode 1]. Andererseits kann

eine Verbrauchsmengenhochrechnung bei Wissen des Verwendungszwecks erfolgen

[Methode 2]. Bei letzter Betrachtung wird die Nutzungstemperatur von 38 °C verwen-

det. Die normgerechte Wassertemperatur beträgt 60 °C. Somit sind die Wassermengen

entsprechend umzurechnen (Nestle 2003). Für Ein- und Mehrfamilienhäuser

Abbildung 3.14: berechnete Verbrauchsmenge für Einfamilienhäuser (Menz 2012)

58

Abbildung 3.15: berechnete Verbrauchsmenge für Mehrfamilenhäuser (Menz 2012)

ist die berechnete Verbrauchsmenge in den Abbildungen 3.14 und 3.15 nach diesen bei-

den Methoden aufgeführt. Aus diesen Werten ist für die weitere Verwendung eine Mit-

telwertbildung erforderlich, wie sie in Tabelle 3.6 zu sehen ist.

Einfamilienhäuser

Bewohner 1 2 3 4 5 6

Verbrauch [l/Tag] 55 98 120 144 170 198

Mehrfamilienhäuser

Haushalte (Wohneinheiten) 2 3 4 5 6 7

Verbrauch [l/Tag] 140 210 280 350 420 490

Tabelle 3.6: Warmwasserverbrauch in Abhängigkeit der Bewohneranzahl (Menz 2012)

In der Studie von (Menz 2012) werden mit Hilfe des Programms DHW-calc (Jordan

2003) typische Zapfprofile anhand von Verbrauchsverteilungen (Andres 2006) für die

folgenden Haushaltsgrößen für Einfamilienhäuser erstellt:

kleiner Haushalt (1-2 Personen)

durchschnittlicher Haushalt (3-4 Personen)

59

großer Haushalt (5-6 Personen)

Für Mehrfamilienhäuser sind das:

kleines Mehrfamilienhaus mit 2-4 Wohneinheiten

durchschnittliches Mehrfamilienhaus mit 5-7 Wohneinheiten

großes Mehrfamilienhaus mit 8-10 Wohneinheiten

Abbildung 3.16 zeigt eines dieser erstellten Zapfprofile. DHW-calc gibt die Zapfprofile

in 15 Minutenwerten aus. Es ist deutlich zu erkennen, dass es drei Tagesbereiche gibt,

in denen Warmwasser hauptsächlich benötigt wird. Dieser Effekt ist bei Einfamilien-

häusern und kleinen Mehrfamilienhäusern stärker ausgeprägt. Bei großen Einheiten

verteilt sich der Verbrauch über den ganzen Tag. Es gibt für die oben aufgezählten Ty-

pen ein Zapfprofil für Werktage, eines für Samstage und eines für Sonntage. Diese

Zapfprofile werden anschließend entsprechend für die Berechnung der Wassererwär-

mungslastprofile verwendet.

Abbildung 3.16: Mit DHW-calc erstelltes Werktagszapfprofil für ein Einfamilienhaus mit 3-4 Per-

sonen (Menz 2012)

Als Grundlage für die Berechnung der Endenergie dient die DIN V 18599-8. Es werden

für den Lastprofilgenerator die Speichertypen kleine dezentrale Speicher und ein großer

zentraler Speicher umgesetzt. Außerdem wird ein Durchlauferhitzer simuliert. Beim

Durchlauferhitzer sind die Wärmeverluste vernachlässigbar. Bei den zentralen Spei-

60

chern ist die Hauptnachheizphase entweder tagsüber oder nachts vorgesehen. Diese Re-

gelung wird als „Tag-“ oder „Nachtspeicher“ bezeichnet. In der DIN V 18599-8 wird

für die Berechnung der Transmissionswärmeverluste eine durchschnittliche Speicher-

temperatur von 50 °C angenommen. Hier wird von dem üblichen Nachladen des Spei-

chers ausgegangen. Die Nutzung von fluktuierenden Energiequellen ist in der DIN V

18599-8 nicht berücksichtigt, so dass die Wärmeverluste dynamisch, also in Abhängig-

keit der Speichertemperatur, umgesetzt werden (Schweizer 2014).

Die Gleichungen 3.38 bis 3.42 sind der Arbeit von (Menz 2014) entnommen.

Die Wärmeverluste werden wie folgt berechnet:

Formel 3.38

Die Variablen haben folgende Bedeutung:

Q: Wärmeverluste nach z Stunden [J]

: Gesamtmasse des Behältermediums [kg]

: Spez. Wärmekapazität des Behältermediums [J/kg*K]

: Temperatur des Mediums zum Anfangszeitpunkt [°C]

: Temperatur des Mediums zum Zeitpunkt z [°C]

Die Temperatur des Speichermediums, hier Wasser, wird wie folgt berechnet:

Formel 3.39

Mit folgender Variablenbedeutung:

: Temperatur des Mediums zum Zeitpunkt z [°C]

: Temperatur des Mediums zum Anfangszeitpunkt [°C]

61

: Umgebungslufttemperatur [°C]

Die Lufttemperatur innerhalb des Gebäudes am Speicheraufstellungsort wird mit kon-

stant 20 °C als Umgebungstemperatur angenommen

Formel 3.40

Die Variablen haben folgende Bedeutung:

Ɛ: Berechnungskonstante

u: Wärmedurchgangskoeffizient [W/m2*K]

A: Oberfläche der Isolierung (Mitte Isolierdicke) [m2]

z: Zeitraum des Wärmeverlustes [s]

: Gesamtmasse des Behältermediums [kg]

: Spez. Wärmekapazität des Behältermediums [J/kg*K]

(Schweizer 2014)

Eine genaue Berechnung der Speicheraußenhülle basiert auf einer Reihe von Abschät-

zungen, weil jeder Speicher andere Eigenschaften besitzt. Somit ist es einfacher, wenn

ein volumenbezogener Wärmedurchgangskoeffizient verwendet wird. So kann die Spei-

chergeometrie beliebig sein. Es ergibt sich nach (N.N. 2014) folgende Änderung:

U durch Us: Volumenbezogener Wärmedurchgangskoeffizient für Speicher

[W/m3*K]

A durch V: Speichervolumen [m3]

Dadurch erhalten wir die abgewandelte Gleichung f r die Berechnungskonstante Ɛ:

Formel 3.41

62

Abschließend muss der Wärmeverlust Q [J] auf die Energiemenge [kWh] umgerechnet

werden.

Die Umrechnung von J in kWh ergibt:

1 kJ = 0,000278 kWh

Formel 3.42

Als Energiequellen zum Aufheizen des Brauchwassers können gewählt werden

elektrisch [gemeint ist eine Elektrodirektheizung]

Brennwertkessel

Niedertemperaturkessel

Wärmepumpe

Fernwärme

Bei den Heizungsarten Brennwertkessel, Niedertemperaturkessel und Fernwärme wer-

den zwei Lastprofile erzeugt. Das elektrische Lastprofil gibt die benötigte elektrische

Hilfsenergie wieder, die das Brauchwassersystem über den Tag verteilt benötigt. Im

thermischen Lastprofil wird die benötigte Wärmeleistung abgelegt. Bei den Heizungsar-

ten „elektrisch“ und „Wärmepumpe“ wird im elektrischen Profil auch die benötigte

elektrische Heizleistung ausgegeben. Die jahreszeitlichen Unterschiede beim Warm-

wasserverbrauch ergeben sich durch mehrere Faktoren. Das Nutzerverhalten spielt eine

große Rolle. In Tabelle 3.7 ist die übliche saisonale Verbrauchsschwankung dargestellt.

Der Jahresmittelwert dieser Schwankung wird für die Verarbeitung in Matlab-Simulink

mit dem Wert eins angenommen. Die Datengrundlage für die Monatswerte sind der

Abbildung 3.13 entnommen Das Resultat sind die folgenden Monatsfaktoren:

Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez

1.05 1.1 1.1 1.05 1.04 0.99 0.88 0.82 0.89 0.99 1.04 1.05

Tabelle 3.7: Faktoren für die saisonale Verbrauchsschwankung (Menz 2012)

Die Außentemperaturen haben einen Einfluss auf die Frischwassertemperatur. Dadurch,

dass die Trinkwasserleitungen immer in frostfreier Tiefe im Boden liegen, gibt es eine

zeitliche Verzögerung der Temperaturänderung des Frischwassers. Dieses wird in den

Tabellen 3.8 und 3.9 deutlich.

63


0,85 1.86 4.41 9.15 13.66 16.58 18.7 17.84 13.85 9.62 5.3 1.45

Tabelle 3.8: gemittelte Lufttemperatur in °C in Deutschland (DWD 2012)

Je kälter das Frischwasser ist desto stärker muss es aufgeheizt werden.


7.71 7.97 8.60 9.79 10.92 11.65 12.18 11.96 10.96 9.91 8.83 7.86

Tabelle 3.9: Frischwassertemperatur in °C (Menz 2012)

Der Speicher wird der Technik entsprechend auf maximal 60 °C geladen. Um eine

Verkeimung durch Legionellen zu verhindern, wird die Wassertemperatur immer über

55 °C gehalten. So ist gewährleistet, dass das Wasser, wie es in der Norm [DIN V

18599-8] vorgeschrieben ist, (DIN 2012) einmal am Tag auf 60 °C aufgeheizt wird. Die

Solltemperatur liegt zwischen 58 °C und 60 °C In Abbildung 3.17 ist die Speichertem-

peratur dargestellt. Das entsprechende Lastprofil ist in Abbildung 3.18 dargestellt. Es

handelt sich um einen Tag Mitte Juli. Das Profil bildet ein typisches

Abbildung 3.17: Speichertemperatur bei Regelung nach Stand der Technik (Menz 2012)

Brauchwasserlastprofil für ein Einfamilienhaus mit drei Bewohnern ab. Das Nachheizen

erfolgt, sobald die untere Solltemperaturschwelle erreicht ist.

64

Abbildung 3.18: Lastprofil bei Regelung nach Stand der Technik (Menz 2012)

Im Gegensatz dazu sieht der Temperaturverlauf bei einer verstärkten Nutzung von So-

larstromüberschüssen anders aus. Es muss zwangsweise, d.h. ohne

Photovoltaiküberschüsse, nachgeheizt werden, wenn die vorgegebene Speichertempera-

tur von 45 °C unterschritten wird. Dieses geschieht meistens zu der Zeit des größten

Bedarfs, also morgens. Sobald die Sonne für genug Leistung bei der Photovoltaikanlage

sorgt, wird der überschüssige Strom nicht in das Netz eingespeist, sondern zum Aufhei-

zen des Wassers genutzt und somit im Brauchwasserspeicher gespeichert. Der Tempera-

turverlauf eines so geregelten Brauchwasserspeichers ist in Abbildung 3.19 dargestellt.

Die Abbildung 3.20 zeigt das dazugehörende Lastprofil. Kurz nach 7 Uhr erfolgt die

Zwangsaufheizung. Anschließend übernimmt die Solarstromüberschussregelung, bis

der Speicher auf 60 °C aufgeheizt ist. Solange es Überschüsse bis zum Sonnenunter-

gang gibt, wird der Speicher nahe der 60 °C gehalten. Nach Sonnenuntergang sind die

realisierten Verluste des Systems in der langsam fallenden Temperatur gut zu erkennen.

Die Windenergieüberschussnutzung funktioniert auf ähnliche Weise. Hier ist aber der

begrenzende Faktor die Nennleistung des Heizstabes im Brauwasserspeicher bzw. der

Wärmepumpe.

65

Abbildung 3.19: Speichertemperatur bei Laderegelung mit Solarstromüberschuss (Menz 2012)

Abbildung 3.20: Gegenüberstellung des PV-Erzeugungsprofils und des Warmwasserlastprofil

(Menz 2012)

66

3.3 Profile für Raumwärme

Die bisher in der Praxis angewendeten Verfahren, wie das Wärmestandardlastprofil, die

auf der Sigmoid-Funktion (Hellwig 2003) beruhen, oder die Gradtagzahlmethode (VDI

2012), berücksichtigen die Energieeinsparverordnungen [EnEV] nur unzureichend. Die

größte Schwierigkeit zur Adaptierung dieser Verfahren in einem automatisierten Laster-

stellungsprozess ist das Finden geeigneter Faktoren, um die Energieeinsparverordnung

richtig anwenden zu können. Daher ist es deutlich effektiver, auf Verfahren zurückzu-

greifen, die die EnEV berücksichtigen. In der DIN V4108-6 [Berechnung der Bauphy-

sik] und der DIN V 4701-10 [Berechnung der Anlagentechnik] sind diese Vorausset-

zungen gegeben.

Abbildung 3.21: Verbindung von Bauphysik und Anlagentechnik nach EnEV (Feldman 2012),

(Milchert 2012)

67

Abbildung 3.22: Heizenergiebedarf von Gebäuden im Vergleich (Milchert 2012)

Die EnEV wird ständig aktualisiert, da sie staatliche Vorgaben für zu errichtende Neu-

bauten und energetische Sanierungen von Bestandsgebäuden beschreibt. Diese Ver-

schärfung bei den Gebäudestandards sind für den Lastprofilgenerator insofern unerheb-

lich, als er nicht als Planungstool für Architekten und Bauingenieure gedacht ist, son-

dern dem Forscher im Bereich der Energietechnik bei der Erstellung von Lastprofilen

dienen soll. Aus diesem Grund wird die EnEV 2009 für die Profilgenerierung angewen-

det (Milchert 2012). Die automatisierte Berechnung von Heizlastprofilen stellt einen

Fortschritt dar.

Im Heizlastprofilgenerator sind als beste Energieffizenzklasse der KfW 55-Standard

umgesetzt. Die in Abbildung 3.22 aufgeführten Werte stellen einen Gesamtüberblick

der verschiedenen Effizienzklassen der Gebäude anhand des Heizenergiebedarfs dar.

Für den Heizungsbereich orientiert sich der Lastprofilgenerator an dem Energiekonzept

der (Bundesregierung 2010): Alle Gebäude sollen bis 2050 auf Passivhausstand ge-

bracht werden; und es existieren technische und wirtschaftliche Machbarkeitsgrenzen

bei bestehenden Gebäuden (Stolte 2011; Kah 2005). Wegen dieser Machbarkeitsgren-

zen ist in der Umsetzung des Heizlastprofilgenerators der KfW 55-Standard als maxi-

68

mal vertretbarer Sanierungsaufwand für Gebäude festgelegt worden. Der KfW 70-

Standard stellt den maximal möglichen konventionellen Sanierungsaufwand dar, der

ohne komplexe anlagentechnische Maßnahmen auskommt. Außerdem können Profile

für den KfW 85-Standard sowie für den deutschen Durchschnitt im Gebäudebestand

und unsanierte Gebäude berechnet werden. Die Transmissionswärmeverluste H'T der

umgesetzten Energieeffizienzklassen sind in Tabelle 3.10 dargestellt. Um die zeitliche

Abhängigkeit der Heizlastprofile aus den entsprechenden Energieeffizienzklassen zu

erhalten, ist in (Milchert 2012) das Monatsbilanzverfahren nach der DIN V 4108-6 und

DIN V 4701-10 weiterentwickelt worden, so dass stündliche Temperaturmesswerte des

(DWD 2009b) verwendet werden können.

Gebäudetyp H'T in (W/(m2 K)

unsaniertes Wohnhaus 1,32

Durchschnitt-Gebäude

Deutschland 1,17

KfW 85 0,4

KfW 70 0,28

KfW 55 0,22

Tabelle 3.10: H’T-Werte für Energieeffizienzklassen der Gebäude (Stolte 2011)

Die Gleichungen 3.43 bis 3.63 sind der Arbeit von (Milchert 2012) entnommen.

Die Wärmeverluste werden wie folgt beschrieben:

Δ (W/K)

Formel 3.43

(W/K)

Formel 3.44

Die Variablen haben diese Bedeutung (DIN 2003):

: temperaturspezifische Transmissionswärmeverluste

i: Bauteil

69

: Bauteil Temperatur-Korrekturfaktor, siehe Tabelle 3.10 (DIN V 4108-6 Tabelle

D.2)

: Wärmedurchgangskoeffizient in (W/(m2 K));

: Hüllfläche des Bauteils;

: Wärmebrückenverluste in Bauteilen

: Wärmebrückenkorrekturwert

: Fläche der gesamten wärmeübertragenden Gebäudehülle

Δ : zusätzliche Wärmeverluste von Bauteilen mit integrierten Flächenheizungen

Wärmestrom nach außen

über Bauteil i Fxi

Temperatur

Korrekturfaktor Fxi

Außenwand, Fenster Fe 1

Dach (als Systemgrenze) FD 1

Oberste Geschossdecke

(Dachraum nicht ausgebaut) FD 0,8

Abseitenwand, Wände und Decken zu Ab-

seiten (Drempelwand) Fu 0,8

Wände und Decken zu

unbeheizten Räumen Fu 0,5

Unterer Gebäudeabschluss:

- Kellerdecke/-wände zu unbeheiztem Keller

- Fußboden auf Erdreich

- Flächen des beheizten Kellers gegen Erd-

reich

Fu 0,6

Tabelle 3.11: Temperatur-Korrekturfaktor (DIN 2003)

Um Vergleiche zwischen Gebäuden zu ermöglichen, muss die Gesamtfläche heraus-

gerechnet werden, und es ergeben sich die spezifischen Transmissionswärmeverluste:

70

(W/(m2K))

Formel 3.45

Es entstehen Transmissionsverluste nicht nur durch die Bauteile eines Gebäudes, son-

dern auch durch den Luftaustausch im Gebäude. Es gibt hier eine Unterscheidung, ob

konventionell oder mechanisch gelüftet wird. Die Gleichung für die Lüftungsverluste

eines Gebäudes lautet:

(W/K)

Formel 3.46


n: Luftwechselzahl, stündliche Wechselrate

V: Nettovolumen [beheiztes Luftvolumen]

(m3)

Formel 3.47


: Brutto-Gebäudevolumen [Außenmaß]

= 0,34 (Wh/(m3K)): Die Wärmespeicherfähigkeit der Luft errechnet sich als

Produkt aus deren spezifischen Wärmespeicherkapazität mit 1,0 J/(kg K) und deren

Dichte mit 1,2 kg/m³

0,76: Wert nach DIN V 4108-6 für Ein- und Zweifamilienhäuser

Die Luftwechselrate nach EnEV beträgt 0,6 bzw. 0,7, wenn das Gebäude entsprechend

luftdicht ist. Bei Bestandsgebäuden ist eine Luftwechselrate von 1,0 üblich.

Bei einer Luftwechselrate von 0,6 oder 0,7 sollte die Anlagentechnik um eine mechani-

sche Lüftungsanlage ergänzt werden, um die Luftfeuchtigkeit zur Vorbeugung gegen

Schimmelbildung automatisch regulieren zu können (Kah 2005). Die um die Lüftungs-

anlage erweiterte Gleichung lautet:

(W/K)

Formel 3.48

71

mit:

: Anlagenluftwechselrate, 0,4 h-1 (Standardwert) nach DIN V 4701-10

: Nutzungsfaktor des Luft/Luft-Wärmerückgewinnungssystem nach DIN V 4701-

10 ( ), ohne WRG = 0 zu setzen. Für werden in der DIN V 4701-

10 die Werte 0,6 und 0,8 angegeben

: zusätzliche Luftwechselrate infolge Undichtheiten und Fensterlüftung; im Rah-

men des EnEV Nachweises ist hier der Wert 0,2 h-1 für Zu- und Abluftanlagen

und 0,15 h-1 für Abluftanlagen anzusetzen

Aus den temperaturspezifischen Wärmeverlusten HT und HV berechnen sich die monat-

lichen Wärmeverluste (Ql,M) nach folgender Gleichung (DIN 2003)

(kWh/M)

Formel 3.49

mit:

: Temperaturdifferenz innen – außen des Monats

: Anzahl der Tage (des Monats)

In einem Haus gibt es nicht nur Wärmeverluste sondern auch Wärmegewinne durch die

darin lebenden Menschen, durch den Betrieb von elektrischen Geräten und durch die

solare Einstrahlung an den Fenstern. Die Wärmegewinne können folgendermaßen be-

stimmt werden:

(kWh/M)

Formel 3.50

Die monatlichen inneren Wärmegewinne im Haus werden mit

(kWh/M)

Formel 3.51

beschrieben. Die Variablen haben dabei folgende Bedeutung:

72

qi : nutzflächenbezogene interne Wärmegewinne, 5 W/m² bei Wohngebäuden

bzw. 6 W/m² bei Büro- und Verwaltungsgebäuden

24/1000: Umrechnungsfaktor von Tag in Stunden und Watt in Kilowatt

tM: Anzahl der Tage

Die beheizte Gebäudenutzfläche ist definiert als:

AN = 0,32m-1 Ve

Formel 3.52

Bei Geschosshöhen von hG>3m oder hG<2,5m ändert sich die Berechnungsvorschrift:

AN =

h Ve (m

2)

Formel 3.53

Die solaren Wärmegewinne werden für Himmelsrichtungen Nord, Ost, Süd, West,

Nordost, Südost, Südwest und Nordwest und für vier unterschiedliche Flächenneigun-

gen bestimmt. Die Gleichung 3.54 beschreibt solare Wärmegewinne:

(kWh/M)

Formel 3.54

(m2)

Formel 3.55

(-)

Formel 3.56

Mit dieser Variablenbedeutung:

i: Bauteil

j: die Orientierung

: mittlere Strahlungsintensität der Sonne im Monat, bezogen auf eine Himmels-

richtung

73

AS,j,i: effektive Kollektorfläche eines verglasten Teiles (i) der Gebäudehülle bezogen

auf eine Himmelsrichtung (j)

FF: Abminderungsfaktor Rahmenanteil (0,6-0,9); Normalfall (0,7)

FW: Abminderungsfaktor infolge nicht senkrechter Strahlung (nach DIN V 4108-6

D3, FW=0,9)

: wirksamer Gesamtenergiedurchlassgrad eines Fensters (i) bei senkrechter Ein-

strahlung

FS: Abminderungsfaktor Verschattung, nach EnEV Pauschalwert 0,9 oder nach

Tabellen 9-11 der DIN V 4108-6 berechnen

: Abminderungsfaktor Sonnenschutz, beträgt 1,0 ohne Sonnenschutz oder lässt

sich aus Tabelle 7 der DIN V 4108-6 entnehmen

Gesamtenergiedurchlassgrad bei senkrechtem Strahlungseinfall durch das Glas

Ai: Bruttofläche (Fensterfläche) der strahlungsaufnehmenden Oberfläche

Um auch die eine Nachtabsenkung realistisch darstellen zu können, ist es erforderlich,

dass die Wärmespeicherfähigkeit des Gebäudes modelliert wird. Hierzu wird die wirk-

same Wärmespeicherfähigkeit (Wh/K) eingeführt.

Formel 3.57

Mit dieser Variablenbedeutung:

i: jeweilige Schicht des Bauteils

c: spezifische Wärmekapazität (Wh/kg K)

: Rohdichte (kg/m3)

: wirksame Schichtdicke (m)

: Bauteilfläche (m2)

74

Gebäudeausführung Nachtabsenkung / [Wh/m³K]

leicht ohne 15

mit 12

schwer ohne 50

mit 18

Tabelle 3.12: Wärmespeicherkapazitätsfaktoren nach DIN V 4108-6 (Wienerberger 2012)

In der Tabelle 3.12 sind für vier Gebäudeausführungen pauschal die wirksame Wärme-

speicherfähigkeit / angegeben. Die Gebäudeausführung „leicht“ beinhaltet Ge-

bäude, die in Holztafelbauart gebaut sind oder hohe Raumhöhen besitzen, wie bei-

spielsweise Turnhallen. Diese Art der Gebäude haben keine massiven Bauteile. Bei der

Gebäudeausführung „schwer“ handelt es sich um Gebäude, die aus Stein und/oder Be-

ton gebaut sind und dadurch eine höhere Wärmespeicherfähigkeit besitzen.

Da die Wärmegewinne nur während der Heizperiode sinnvoll verwendet werden kön-

nen, gilt es, entsprechende Ausnutzungsgrade mathematisch zu beschreiben (DIN

2003).

=> für (-)

Formel 3.58

=> für (-)

Formel 3.59

mit:

Formel 3.60

und dem Gewinn- und Verlustverhältnis:

(-)

Formel 3.61

75

Berechnungszeitschritt a0 τ0

monatlich 1 16

jährlich 0,8 28

Tabelle 3.13: Berechnungszeitschritte (DIN 2003)

Im Sommer liegt der Ausnutzungsgrad bei 0, im Winter bei 1,0. Damit lassen sich die

Wärmegewinne im Gebäude realistisch nachbilden.

Aus allen hier aufgeführten Gleichungen ergibt sich der Heizwärmebedarf:

(kWh/a)

Formel 3.62

Mit:

Ql,M: Wärmeverluste aus Transmission und Lüftung [Gleichung 3.49]

: Ausnutzungsgrad der Gewinne [Gleichung 3.58 bzw. 3.59]

Qi,M: Interne Gewinne [Gleichung 3.51]

QS,M: Solare Gewinne [Gleichung 3.54]

Die Länge der Heizperiode ergibt sich aus dem Bilanzierungsverfahren.

Die Anlagenaufwandzahl wird anhand von DIN V 4701-10 bestimmt. Sie beschreibt die

energetische Qualität der gesamten Heizungsanlagentechnik. Welchen Wert die Anla-

genaufwandszahl bekommt, hängt zum einen vom Heizenergiebedarf des Gebäudes ab

und zum anderen davon, welcher Heizungstyp verwendet wird. Es sind Anlagenauf-

wandzahlen für elektrische Wärmepumpen, Elektrodirektheizungen, Niedertemperatur

Erdgasheizungen, Erdgasheizungen mit Brennwerttechnik und für Fernwärme im Last-

profilgeneratormodell hinterlegt.

76

Abbildung 3.23: elektrische Lastprofile von Wärmepumpen eines 100 m² Hauses bei unterschiedli-

chem Sanierungszustand an einem kalten Wintertag (eigene Darstellung) in An-

lehnung an das Simulink Modell (Milchert 2012)

Abbildung 3.24: thermische Lastprofile eines 100 m² Hauses bei unterschiedlichem Sanierungszu-

stand an einem kalten Wintertag (eigene Darstellung) nach Simulink Modell

(Milchert 2012)

0

1

2

3

4

5

6

00

:00

01

:30

03

:00

04

:30

06

:00

07

:30

09

:00

10

:30

12

:00

13

:30

15

:00

16

:30

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:00

19

:30

21

:00

22

:30

P[k

W]

Zeit [h]

KfW 55 mit Nachtabsenkung und Lüftungsanlage mit

Wärmerückgewinnung

KfW 70 mit Nachtabsenkung

unsaniertes Bestandsgebäude mit Nachtabsenkung

0

2

4

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8

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14

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00

:00

01

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06

:00

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09

:00

10

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:00

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16

:30

18

:00

19

:30

21

:00

22

:30

P[k

W]

Zeit [h]

KfW 55 mit Nachtabsenkung und Lüftungsanlage mit

Wärmerückgewinnung

KfW 70 mit Nachtabsenkung

unsaniertes Bestandsgebäude mit Nachtabsenkung

Nachtabsenkung

77

Die Abbildungen 3.23 und 3.24 zeigen die Leistungskurven ausgewählter Energiebedarf

Standards zum einen als elektrisches Lastprofil und als thermisches Lastprofil vor der

Wärmepumpenheizung mit Lüftungsanlage.

Da für die Gebäudeheizung der meiste Teil des privaten Energieverbrauches benötigt

wird (dena 2008), ist im Hinblick auf die Energiewende die Bereitstellung von Wärme

durch erneuerbare Energien sinnvoll. Da in dieser Arbeit die Sektorenkopplung eine

genauere Betrachtung findet, kann eine verbesserte Nutzung und eine Entlastung der

Stromnetze nur erfolgen, wenn vor Ort Wärme gespeichert wird. Die Umsetzung der

Erweiterung des Heizlastgenerators um die Wärmespeicherung erfolgte in (Menz et al.

2014). Die Speichergrößen werden anhand der benötigten zu speichernden Energie fest-

gelegt und hängen von der Gebäudegröße ab. Im Modell wird davon ausgegangen, dass

die thermischen Speicher innerhalb der thermischen Hülle des Gebäudes liegen. Somit

wird ein Teil der Wärmeverluste des Speichers als Wärmegewinn im Gebäude nutzbar

gemacht. Die Speicher sind ähnlich modelliert, wie im Kapitel Brauchwassererwärmung

beschrieben, nur dass der Speicher auf höhere Temperaturen aufgeladen wird. Die ma-

ximale Temperatur beträgt 90 °C. Da es sich nicht um einen saisonalen Speicher han-

delt, wird der Speicher nur in der Zeit von Anfang Oktober bis Ende April genutzt. Das

Aufheizen des Speichers beginnt je nach Ladestrategie ca. eine Woche vor dem 1. Ok-

tober, damit der Speicher ab Oktober für die entsprechende Regelstrategie eingesetzt

werden kann. Durch das Abschalten des Speichers im Sommer ist sichergesellt, dass es

dann nicht zu unnötigen Wärmeverlusten und auch einem unnötigen Aufheizen des Ge-

bäudes wegen der Verluste kommen kann. Die Laderegelung des Speichers ist zum ei-

nen für elektrische Direktheizung programmiert und zum anderen für elektrische Wär-

mepumpen ausgelegt. Die Arbeitszahl der Wärmepumpe ist dabei abhängig von der

Speichertemperatur. Es sind, wie auch beim Haushaltsprofil, verschiedene Regelstrate-

gien implementiert. Die Standardladeregelung bildet die Bandlast ab. Es wird der Spei-

cher so geladen, dass er im Mittel 55 °C erreicht. Ein Unterschreiten von 45 °C wird

verhindert, indem dann eine Notladung erfolgt. Der Speicher kann wärmegeführt oder

stromgeführt geladen werden. Es können auch Überschüsse aus Solar- und Windstrom

gespeichert werden. Die folgende Abbildung zeigt den Einsatz der diversen Regelstra-

tegien mit thermischem Speicher und das Lastprofil ohne thermischen Speicher und

Regelstrategie:

78

Abbildung 3.25: Gegenüberstellung der Regelstrategien ungeregelt, Bandlast, Solarstromüber-

schussnutzung, Windüberschussnutzung im Vergleich mit der reinen Außentem-

peratursteuerung einer Wärmepumpe (eigene Darstellung)

3.4 Profile für das Laden von Elektrofahrzeugen

Die Umsetzung der Energiewende wird nur dann erfolgreich umgesetzt werden können,

wenn es auch beim Individualverkehr zu einer Umstellung der Antriebskonzepte vom

Verbrennungsmotor zum Elektromotor kommt. Im Regierungsprogramm der Bundesre-

gierung von 2011 wurde festgelegt, dass bis 2020 einer Million Elektrofahrzeuge auf

deutschen Straßen fahren sollen. Bis 2030 sollen es sogar sechs Millionen elektrische

Fahrzeuge sein (Bundesregierung 2017). Im Januar 2017 waren in Deutschland 34.022

elektrische PKW zugelassen (Statista 2017).

Da in dieser Dissertation der Zeithorizont bis 2050 für mögliche zukünftige Netzbelas-

tungen in städtischen Niederspannungsnetzen zu betrachten ist, ist es erforderlich, auch

die Elektromobilität mit in die Untersuchungen einzubeziehen. Aus diesem Grund wer-

den typische Ladeprofile von Elektrofahrzeugen benötigt. Bisher gibt es hierfür keine

standardisierten Ladeprofile. Deshalb stellt der Lastprofilgenerator hier eine Neuent-

wicklung dar. Es ist davon auszugehen, dass bis zu eine Million Elektrofahrzeuge ohne

Schnellladung im bestehenden Stromnetz zu laden sind, ohne dass das Stromnetz aus-

gebaut werden muss (Böcker 2010).

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

00

:00

01

:30

03

:00

04

:30

06

:00

07

:30

09

:00

10

:30

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:30

15

:00

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:00

19

:30

21

:00

22

:30

P[k

W]

Zeit [h]

KfW 55 mit Nachtabsenkung und Lüftungsanlage mit Wärmerückgewinnung

KfW 55 mit Nachtabsenkung, Lüftungsanlage mit Wärmerückgewinnung und

thermischem Speicher


thermischem Speicher sowie Windstromüberschussnutzung


thermischem Speicher sowie Solarstromüberschussnutzung

79

Daten zum Nutzungsverhalten von PKW sind über einen Zeitraum von über 20 Jahren

vom Deutschen Mobilitätspanel [MOP] des Karlsruher Instituts für Technologie ge-

sammelt worden. Diese Daten werden entsprechend in statistischen Auswertungen ver-

arbeitet, um durchschnittliche Fahrprofile zu erhalten (Janocha 2014). Da der Anteil an

Fahrten von über 100 km pro Tag nur 10 % beträgt, ist klar, dass es möglich ist, fast

ausschließlich in der heimischen Garage zu laden (Böcker 2010). Das Konzept des hier

vorgestellten Moduls berücksichtigt nur das Laden des Fahrzeugs am heimischen Lade-

platz der Fahrzeugnutzer. Aus diesem Grund erfolgt die Auswertung der MOP-Daten

für die Erstellung von standardisierten Fahrprofilen mit der Einschränkung, dass alle

Fahrten über 100 km keine Berücksichtigung finden (Janocha 2014).

In der Auswertung der MOP-Daten wird zuerst die Zeit betrachtet, wann Wege zu Hau-

se beginnen und wann sie dort enden. Durch die Anzahl der Fahrten von Personenda-

tensätzen, die jeweils über die y-Achse aufgetragen werden, wie in Abbildung 3.26 für

die Gruppe Berufstätige beispielhaft für einen Montag dargestellt, lässt sich ein zeitli-

ches Bewegungsprofil von Berufstätigen, Rentnern und ein allgemeines Profil darstel-

len. Die größte Häufung beim morgendlichen Verlassen und die Rückkehr zur Woh-

nung ist entsprechend mit hellblauen Ellipsen hervorgehoben. Durchschnittlich sind es

drei Wege pro Tag und pro Person. Diese Untersuchung ist für alle Wochentage durch-

geführt worden, so dass daraus dann ein standardisiertes Fahrprofil generiert wird

(Janocha 2014).

Bei Rentnern ist das Fahrverhalten anders. Die Auswertung ergibt, dass es am späten

Vormittag und am frühen Nachmittag zu einer verstärkten Fahraktivität kommt.

Daraus ergibt sich für das standardisierte Fahrprofil, dass das Fahrzeug zweimal am Tag

die heimische Ladestation verlässt und in dieser Zeit nicht geladen werden kann. Aus

diesen Erkenntnissen werden die Fahrprofile berechnet. Es werden insgesamt zwölf

käuflich erhältliche Fahrzeuge mit ihren technischen Daten hinterlegt. Anhand der Be-

nutzereingaben wird eine Jahresfahrtabelle berechnet. In dieser Jahresfahrtabelle wer-

den alle relevanten Daten gespeichert, die für die Steuerung des E-Fahrzeugmodells in

Matlab-Simulink nötig sind. Für jedes Fahrzeug werden in dieser Tabelle die Daten zur

Anwesenheit an der heimischen Ladestation, der Leistungsbedarf für das Fahren und der

benötigte Ladezustand für die nächste Fahrt gespeichert. Die Generierung dieser Daten

80

Abbildung 3.26: Verteilung der Fahrten von Berufstätigen für Montag (Janocha 2014; Karlsruher Institut für Technologie 2014)

0

10

20

30

40

00:00:00 06:00:00 12:00:00 18:00:00 00:00:00

An

zah

l der

Fa

hrz

eug

e/P

erso

nen

Zeit[h]

Montag Berufstätige Fahrt zur Arbeit

Anzahl der

Datensätze

0

10

20

30

40

00:00:00 06:00:00 12:00:00 18:00:00 00:00:00

An

zah

l de

r Fa

hrz

eu

ge/P

ers

on

en

Zeit [h]

Montag Berufstätige Fahrt nach Hause

Anzahl der

Datensätze

0

10

20

30

40

00:00:00 06:00:00 12:00:00 18:00:00 00:00:00

An

zah

l der

Fa

hrz

eug

e/P

erso

nen

Zeit [h]

Montag Berufstätige alle Fahrten 2001Anzahl Datensätze Fahrt

nach Hause

Anzahl Datensätze Fahrt

zur Arbeit

2 Periode gleit. Mittelw.

(Anzahl Datensätze Fahrt

nach Hause)2 Periode gleit. Mittelw.

(Anzahl Datensätze Fahrt

zur Arbeit)

81

erfolgt anhand der standardisierten Fahrprofile (Janocha 2014). Die Tabelle ist so ange-

legt, dass bis zu 10 E-Fahrzeuge an einem Netzknoten geladen werden können.

Die Fahrprofile bilden die Datengrundlage für die Planung der Ladevorgänge. Stan-

dardmäßig wird das Fahrzeug sofort geladen, wenn es an der heimischen Ladestation

angekommen ist. Die Fahrzeuge werden in dem Modus ohne Unterbrechung vollgela-

den. Das wird bei einer großen Anzahl von Fahrzeugen in einem Netzabschnitt zu einer

erheblichen Belastung oder Überlastung des Netzes führen. Es ist ein zusätzliches Mo-

dell als Erweiterung zum reinen EPKW-Lastprofilgenerator nötig, um ein gesteuertes

Laden zu ermöglichen. Diese Erweiterung ist unabhängig vom eigentlichen EPKW-

Lastprofilgenerator ausgelegt und dient dazu, die Jahresfahrprofiltabelle um die Infor-

mationen des Lastspitzenmanagements zu ergänzen. Dazu wird anhand der dort gespei-

cherten Fahrprofile eine Vorhersage erstellt, wie der EPKW-Lastprofilgenator das La-

den oder auch das netzseitige Entladen der Fahrzeugakkus vornehmen soll. Da in der

Jahresfahrtabelle alle Zeitpunkte bekannt sind, wann ein Fahrzeug an der heimischen

Ladesäule steht und auch der Energiebedarf für alle Fahrten bekannt ist, ist es möglich,

für die nächste Fahrt2 die benötigte Akkukapazität zu berechnen. Diese wird anhand des

Mindestladezustandes beschrieben. Für alle zehn unterschiedlichen Ladestrategien für

die E-Fahrzeuge ist dieses wichtig.

Die Ladestrategie „Bandlast“ wird ausgef hrt, wenn das gesteuerte Laden aktiviert und

der DSM-Typ Standard ausgewählt ist. Die Hauptladung, d.h. die Ladung zur Gewähr-

leistung mindestens der nächsten Fahrt, wird in Abhängigkeit von der verfügbaren Zeit

zum Laden bis zur nächsten Fahrt und dem jeweiligen Lastzustand im Haus berechnet

sowie im Ladezeitfenster für jedes Fahrzeug so festgelegt, dass nach Möglichkeit eine

neue Lastspitze vermieden wird. Tritt der Fall ein, dass kein Verschieben des Ladestarts

möglich ist, kann es zu einer Lastspitze im Haus kommen. Das kann zu einer Überlas-

tung des Hausanschlusses in Kombination mit den anderen Lastprofilen des Profilgene-

rators führen. Eine Überlastung des Netzes bei Verwendung von mehreren Lastprofilen

kann nicht ausgeschlossen werden. Dieses tritt im Allgeneinen nur dann ein, wenn das

E-Fahrzeug häufig unterwegs ist. Die Ladung wird unterbrochen, wenn der minimale

Ladezustand für die nächste Fahrt erreicht ist und im Haus ein hoher Bedarf an elektri-

2 Gemeint ist eine kompletter Fahrzyklus von Haus zum Fahrziel und zurück. Eine Unterwegsladung wird

nicht berücksichtigt.

82

scher Energie besteht. Wenn auch Netzbelastungsinformationen bereitgestellt werden

können, kann auch dieses berücksichtigt werden. Ist dieser Mindestladezustand schon

sofort vorhanden, wird das Fahrzeug nicht geladen. Der Mindestladezustand sowie die

Ladezeitvorgaben werden für jedes Fahrzeug über den gesamten Profilzeitraum, z.B. bei

einem Wochenprofil, in dem das Fahrzeug auch mehrmals abwesend sein kann, geprüft

und berechnet. Wenn alle Fahrzeuge den Mindestladezustand erreicht haben, werden die

Fahrzeugbatterien weiter geladen, wenn keine neue absolute Lastspitze im gesamten

Hausprofil entsteht. Dieses Weiterladen ist, um die nächste Fahrt abzudecken, nicht

nötig. Um aber Netzengpässe vermeiden zu können, sollte die Batterie so geladen wer-

den, dass ihre Kapazität auch genutzt wird und sie nicht immer nachgeladen werden

muss, um die nächste Fahrt möglichst ohne Nachladung unterwegs abdecken zu können.

Da das Weiterladen über den Mindestladezustand hinaus nicht unbedingt notwendig ist,

wird die Ladung bei vorhandenen Lastspitzen unterbrochen und erst dann fortgesetzt,

wenn keine neue Lastspitze entstehen kann. Dieses wird so lange berechnet, bis das

Fahrzeug wieder unterwegs ist, bzw. die Traktionsbatterie vollgeladen ist. Da es sich in

der Jahresfahrtabelle im Bezug auf das Weiterladen um eine „Vorhersage“ handelt,

kann die tatsächliche Ladung, die der EPKW-Lastprofilgenerator anschließend berech-

net etwas abweichen, d.h. die Ladung ist genau wie vorhergesagt oder eher beendet.

Bei den weiteren neun Ladestrategien wird der erste Teil der Bandlaststrategie, also das

Laden bis zum Erreichen des Mindestladezustands für die nächste Fahrt, immer ange-

wendet. Sonst unterscheiden sich die Strategien wie folgt:

In „Solarspeicherung nur Fahrbetrieb“ wird die Fahrzeugbatterie über den Mindestlade-

zustand hinaus geladen, wenn Überschüsse aus Photovoltaikanlagen vorhanden sind

(auf dem Gebäude oder im Netz). Die Solarüberschusse werden nur zum Fahren ver-

wendet. Dieses kann dazu führen, dass die Batterie vollgeladen wird. Nach der nächsten

Fahrt ist somit der Mindestladezustand schon erreicht oder wird schneller erreicht. Der

Ladevorgang wird in diesem Fall über den Mindestladezustand hinaus aber erst beendet,

wenn die Batterie voll ist. Dieses führt dazu, dass es durch die Photovoltaiküberschüsse

eine Änderung der Ladezeitenlänge für die Ladung bis zum Mindestladezustand bei

allen folgenden Ladezeitplanungen geben kann.

In der Ladestrategie „Solarspeicherung und Eigenverbrauch“ wird die Traktionsbatterie

als Speicher für Solarstrom für den Haushalt verwendet. Es wird aber nur so viel Ener-

83

gie aus der Batterie entnommen, wie vorher an Solarüberschüssen gespeichert worden

ist. Die Entladung einer Fahrzeugbatterie erfolgt nur, wenn kein weiteres E-Fahrzeug

geladen wird. Die Entladezeit ist so häufig in der Hochlastphase am Abend anzutreffen.

Die Ladestrategie Solarspeicherung und Netzspeicher ist ähnlich zu der vorher erläuter-

ten Strategie. Der Unterschied besteht darin, dass entsprechende Entladeleistungen vor-

gegeben werden können, damit das Stromnetz gestützt wird. Auch hier wird maximal so

viel Energie aus der Batterie entnommen, wie vorher an Überschüssen gespeichert wor-

den ist.

Die Nutzung von Windenergieüberschüssen ist ebenfalls in den drei Kombinationen

„nur Fahrbetrieb, Fahrbetrieb und Eigenverbrauch, sowie Fahrbetrieb und Netzspeicher“

umgesetzt. Hier wird im Unterschied zum Solarspeicher das Netz immer belastet, wenn

die Traktionsbatterien geladen werden.

Die letzen drei Strategien kombinieren die Wind- und Solarüberschussspeicherung ent-

sprechend.

Das Modell E-Auto ist so aufgebaut, dass pro Hausanschluss bis zu 10 Fahrzeuge gela-

den werden können. Bei Einfamilienhäusern und kleinen Mehrfamilienhäusern wird das

wahrscheinlich nie vorkommen. In größeren Mehrfamilienhäusern mit Tiefgarage ist es

aber durchaus in fernerer Zukunft vorstellbar. Für das EPKW-Lastprofilgenerator Mo-

dell sind viele Eingangsvariablen nötig, um alle zuvor beschriebenen Funktionen um-

setzen zu können. Auf diese wird hier nicht näher eingegangen. Demensprechend kom-

plex ist die Vernetzung für insgesamt 10 E-Fahrzeuge. Aus diesem Grund werden in

Simulink der Übersichtlichkeit halber Subsysteme für jedes Fahrzeug verwendet. In

Abbildung 3.27 ist der Detailaufbau eines Fahrzeugs zu sehen. Da für den Profilgenera-

tor nur die Lade- und Entlademöglichkeiten am Stromnetz betrachtet werden, wurde die

Fahrzeugelektrik auf die Batterie reduziert. Da es sich aber um ein realistisches Batte-

riemodell handelt, muss die Batterie während der Fahrten natürlich auch entladen wer-

den. Bei dem Batteriemodell handelt es sich um das in der Simpower-

84

Abbildung 3.27: Simulinkmodell eines E-Fahrzeugs (eigene Darstellung)

85

Systems Toolbox mitgelieferte Modell. Das Modell ist ein generisch dynamisches Mo-

dell (Tremblay 2009). Aus diesem Grund sind einige Funktionsbausteine notwendig,

damit aus dem Ladevorgang, dem vereinfachten Entladevorgang des Fahrens sowie ggf.

eines Entladevorgangs in das Stromnetz das entsprechende Lastprofil berechnet wird.

Es wird standardmäßig eine Lithium-Ionen-Batterie verwendet.

Abbildung 3.28: Ladeprofile an einem Hausanschluß (eigene Darstellung)

In Abbildung 3.28 erfolgt der Ladevorgang eines EPKW mit einer maximalen Ladeleis-

tung von 3,5 kW. Es erfolgt ein gesteuertes Laden mit einer möglichst gleichmäßigen

Ladeleistung. Dieses ist bei mehr als einem Fahrzeug erkennbar. Der Abfall der Lade-

leistung kommt dadurch zustande, dass die Traktionsbatterien in diesem Bereich zwi-

schen 80 % und 100 % der Batteriekapazität geladen werden und die Ladeleistung von

Lithium-Ionen-Batterien in diesem Ladezustandsbereich entsprechend abnimmt. Es ist

in der Nacht außerdem gut erkennbar, dass die Fahrzeuge nacheinander geladen werden

und es in der Übergangsphase zwischen den Fahrzeugen zu einem stärkeren Leistungs-

anstieg kommt, damit alle Fahrzeuge morgens entsprechend geladen sind.

0

1

2

3

4

5

6

7

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:00

01

:15

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:45

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:45

P[k

W]

Zeit[h]

1 E-PKW

2 E-PKW

3 E-PKW

4 E-PKW

86

Der Lastprofilprofilgenerator findet Anwendung zur Erstellung aller Lastprofile für die

diversen Untersuchungen der in Kapitel 4 vorgestellten Niederspannungsnetze. Dort

werden bis auf wenige Ausnahmen, wie z.B. Gewerbelastprofile und Lastprofile für die

Straßenbeleuchtung, Lastprofile von dem Lastprofilgenerators verwendet. In Kapitel 4

wird gezeigt, dass mit Hilfe des Lastprofilgenerators realistische Prognosen erstellt

werden können.

87

4 Untersuchungen von Niederspannungsnetzen

und Mittelspannungssträngen

In diesem Kapitel sind 14 Niederspannungsnetze und zwei Mittelspannungsstränge im

Hinblick auf die Umsetzung der Energiewende untersucht worden. Hierbei wird das

maximal mögliche Photovoltaikpotential betrachtet. Außerdem werden wegen der er-

warteten Wärme- und Verkehrswende die Niederspannungsnetze auf die Aufnahmefä-

higkeit von Wärmepumpen-Heizungen und elektrische Automobile hin untersucht. Es

werden Lösungsansätze aufgezeigt, wie die Aufnahmefähigkeit der Niederspannungs-

netze in allen Bereichen gesteigert werden kann.

Mit Niederspannungsnetzen sind in Deutschland Drehstromnetze gemeint, die eine Lei-

ter-Leiter Spannung von 400 V aufweisen. In dieser Netzebene werden nahezu alle

Verbraucher versorgt, die weniger als 100.000 kWh im Jahr an elektrischer Energie

benötigen. Für die Verbrauchsabrechnung in dieser Kundenklasse überwiegt der Ferra-

ris-Zähler. Die Umrüstung auf elektronische Zähler soll bis 2032 dauern. Es sind 2016

16 % der deutschen Haushalte mit elektronischen Zählern ausgerüstet (Haffert 2018).

Aus diesem Grund werden die Netze anhand des typischen Verbrauchsverhaltens an-

hand von Standardlastprofilen ausgelegt. Die durch die Energiewende hervorgerufenen

dezentralen Erzeugungsstrukturen, im Niederspannungsnetz sind das vor allem Photo-

voltaikanlagen auf Hausdächern, ergeben sich starke Änderungen im Betriebsverhalten

dieser Niederspannungsnetze. In den letzten Jahrzehnten konnte davon ausgegangen

werden, dass im Gesamtnetzverbund Niederspannungsnetze jeweils als ein größerer

Verbraucher anzusehen sind. Diese Vereinfachung entfällt durch die zunehmende Ein-

speisung dezentralen Solarstroms. Im Gegensatz zu den anderen Netzebenen ist für die

Netzbetreiber das Niederspannungsnetz wegen der bisher vorhandenen Messtechnik

eine Art „Black Box“. Im ländlichen Raum gab es in den vergangenen Jahren immer

wieder Probleme von der Einhaltung des Spannungsbandes bis hin zur Stromüberlas-

tung von Kabeln, so dass die Netze verstärkt werden mussten. Hier sind viele Studien

durchgeführt worden (Basse 2008; Craciun 2012; Crãciun 2012; Ernst 2012; Quiroz

88

2012; Kerber 2010; Witzmann 2007; Dallmer-Zerbe 2014), und es gibt für diese Fälle

Lösungsansätze. Einer ist die seit 2012 in Kraft getretene Niederspannungsrichtlinie

VDE-AR-N 4105 (VDE 2011). Dort ist unter anderem festgelegt, dass dezentrale rege-

nerative Einspeiser am Einspeisepunkt maximal einen Spannungsanstieg von 3 % ver-

ursachen dürfen. Damit dezentrale Einspeiser nicht nachgerüstet werden müssen, wurde

gleichzeitig festgelegt, dass neue Einspeiser in Niederspannungsnetze ab einer

Einspeiseleistung von mehr als 50 % der Nennleistung der Erzeugereinheit nicht mehr

mit reiner Wirkleistung einspeisen dürfen. Der cos φ wird bei 100 % der Nennleistung

auf 0,95 ind. bei mittelgroßen PV-Anlagen und bei großen PV-Anlagen auf 0,9 ind.

abgesenkt. Dies erfolgt durch die jeweiligen Wechselrichter. Ein Nachteil dieser Me-

thode ist, dass dadurch die Strombelastung in den Betriebsmitteln steigt. Bei geringer

Lastdichte scheint dieses Verfahren eine gute Lösung zu sein. Gilt das auch für Bal-

lungsräume, die ein gut ausgebautes Niederspannungsnetz und starke vorgelagerte

Netzebenen haben? Die hierzu vorhandenen Studien treffen hierzu keine Aussagen. Vor

allem betrachten diese Studien immer nur ein Szenario, den Photovoltaikzubau, und

geben pauschale Werte für die Anlagengröße je Haus an (Kerber 2010; Scheffler 2002;

Witzmann 2007; Arnold 2013). In den Verteilnetzstudien der Länder Hessen (Fraunho-

fer IEE und Bearing Point 2018) und Baden-Württemberg (ef.RUHR 2017) wird mit

Hilfe von Solarkatastern bzw. mit Hilfe von Regionalisierungsfaktoren der PV zum Jahr

2035 bestimmt. Für die in dieser Dissertation untersuchten Netze gibt es kein Solarka-

taster und auch keine Regionalisierungsfaktoren. Außerdem ist der gesamte Zeithorizont

zur vollständigen Umsetzung der Energiewende bis 2050 betrachtet.

Da es in Deutschland aber Unterschiede in der Bebauungsstruktur gibt - in Süddeutsch-

land sind die Dachflächen eher größer als im Westen und Norden der Bundesrepublik -

ist hier eine detaillierte Untersuchung nötig, vor allem da im Gegensatz zu den

Verteilnetzstudien von Hessen und Baden-Württemberg das Solarkataster bzw. eine

Regionalisierungsfaktorisierung fehlen. Es sind hierzu die vorhandenen Dachflächen

detailliert auszuwerten und so das PV-Potential für das jeweilige Netz zu bestimmen.

Wird die Energiewende als Ganzes betrachtet, fehlen in allen bisherigen Studien zu

Niederspannungsnetzen Aussagen zur Wärmewende und zur Mobilitätswende (Kerber

2010; Scheffler 2002). In den Verteilnetzstudien der Länder Hessen und Baden-

Württemberg werden diese großflächig betrachtet. Die Verteilnetzstudie Hessen

89

(Fraunhofer IEE und Bearing Point 2018) verwendet für den Wärmebedarf der Wärme-

pumpen die DIN V 4108-6 und DIN V 4701-10: Dort werden eine Gleichzeitigkeit von

1,3 für den marktorientierten Ansatz und ein Gleichzeitigkeitsfaktor von 0,9 für den

netzorientierten Absatz gewählt. Die Verteilnetzstudie Baden-Württemberg (ef.RUHR

2017) geht von stochastischen Wärmeprofilen und DWD-Testreferenzregionen aus. Der

Unterschied der vorliegenden Dissertation zu Studien (ef.RUHR 2017; Fraunhofer IEE

und Bearing Point 2018) ist, dass detaillierte Wärmeprofile für jedes Haus mit verschie-

denen Energieeffizienzstandards [Stichwort energetische Gebäudesanierung] in den

unterschiedlichen Netzen erstellt worden sind. Für kalte Tage [hohe Wärmepumpenan-

forderung] ist die zulässige Transformatorbelastung auf 150 % nach DIN IEC 60076-6

festgelegt worden. Durch diese Maßnahme kann die vorhandene Netzinfrastruktur bei

Nutzung von Wärmepumpen besser ausgenutzt werden. In der hier vorliegenden Disser-

tation fließen die sich teilweise verstärkenden, zum Teil aber auch ausgleichenden Ein-

flüsse von PV, Wärmepumpen, Elektromobilität und ggf. BHKW in die Netzuntersu-

chungen ein. Die Untersuchung der Netze mit BHKW erfolgte überall dort, wo Wärme-

pumpen massive Probleme für das vorhandene Netz bereiten und diese nicht mit ther-

mischen Speichern lösbar sind.

Es sind insgesamt 14 unterschiedliche reale Niederspannungsnetze untersucht worden,

die aber für Städte und angrenzende ländliche Gebiete im Westen Deutschlands typisch

sind. Es handelt sich dabei um die Kategorien:

A. städtisches Dorfnetz siehe Anhang

B. ländliches Dorfnetz 1 [verdichtete Struktur] siehe Anhang

C. ländliches Dorfnetz 2 siehe Anhang

D. ländliches Netz mit Bauernhof und einigen Wohnhäusern siehe Anhang

E. ländliches Netz Aussiedlerhof siehe Anhang

F. Innenstadtnetz siehe Kapi-

tel 4.1

G. Stadtnetz mit Mehrfamilienhausbebauung Gründerzeit siehe Kapi-

tel 4.2

H. Stadtnetz mit Mehrfamilienhausbebauung Neubau siehe Anhang

I. Stadtnetz Mehrfamilienhausbebauung und Einfamilienhäuser Neubau

siehe Anhang

90

J. Vorstadtnetz Niederspannungsnetz in einer Hochhaussiedlung siehe Anhang

K. Vorstadtnetz Einfamilienhäuser siehe Anhang

L. Vorstadtnetz Mehrfamilienhäuser und Einfamilienhäuser siehe Anhang

M. Vorstadtnetz ein Mehrfamilienhaus und Einfamilienhäuser siehe Kapi-

tel 4.3

N. Vorstadtnetz Mehrfamilienhäuser Neubau und Bestand sowie eine Schule

siehe Kapitel 4.4

Die Netze A- E und H-L werden im Anhang beschrieben und diskutiert. Die Netze F, G,

M und N werden in den folgenden Unterkapiteln vorgestellt. Die genauere Auswahlbe-

gründung erfolgt weiter unten. In Abbildung 4.1 werden beschriebene Netze in einer

Karte skizziert. Jeder Buchstabe des jeweiligen Netzes ist dort notiert, wo sich das Netz

befindet. Aus Datenschutzgründen ist es nicht möglich, Ortsbezeichnungen zu verwen-

den.

Netz installierte PV Leistung

[kWp]

PV Potential [kWp]

A 0 335,93

B 17,22 415,83

C 17,54 138,81

D 29,84 203,10

E 4,30 107,07

F 0 94,50

G 0 146,88

H 0 83,38

I 17,48 258,75

J 0 39,50

K 7,12 185.63

L 0 1.271,73

M 14,56 272,58

N 262,46 720,84

Tabelle 4.1: Installierte Photovoltaikleistung und PV-Potential im jeweiligen Niederspannungsnetz

91

Abbildung 4.1: Übersichtskarte der 14 Netze (eigene Darstellung, RNG 2016)

Anders als in den o.g. Studien (Kerber 2010; Scheffler 2002) und auch (Arnold 2013)

wird die PV Anlagengröße nicht pauschal festgesetzt, sondern für jedes Dach einzeln

bestimmt. Im Gegensatz zu der Verteilnetzstudie Hessen wird bei der pro kWp benötig-

ten Fläche für PV von konservativen 8 m²/kWp ausgegangen. (Fraunhofer IEE und

Bearing Point 2018) geht von 7 m²/kWp aus. Durch diese konservative Herangehens-

weise werden auch Unsicherheiten, die z.B. durch Dachfenster oder Schornsteine ent-

stehen, berücksichtigt. Bei jedem Netz wurden die vorhandenen Dachflächen mit Hilfe

von TIM-online NRW vermessen (NRW 2012). Die Dachneigung wird bei der Flä-

chenbestimmung berücksichtigt. Die typischen Dachneigungswinkel werden anhand

von Google Street View und (Ahammer 2012) bestimmt. Alle geeigneten Dachflächen

werden anhand dieser Daten mit Photovoltaikanlagen ausgestattet. Die beheizten Flä-

chen sind durch das gleiche Verfahren bestimmt worden, anders als bei (Arnold 2013),

der pauschal von unsanierten Häusern mit gleicher Fläche ausgeht. In der Tabelle 4.1 ist

ein Überblick zu allen Netzen mit der bereits installierten PV-Leistung und der maximal

möglichen PV-Leistung angegeben. Als Stand für bereits installierte PV-Leistung gilt

das Ende des Jahres 2011. Zu diesem Zeitpunkt wurden die Netzdaten durch den Netz-

betreiber zur Verfügung gestellt. Durch die Dachvermessung spielt es keine Rolle, was

nach diesem Datum noch real an PV zugebaut wurde, da alle geeigneten Dachflächen in

der Netzsimulation auch für PV verwendet werden. Damit für die Netzberechnungen

92

realistische Leistungswerte vorliegen, werden für die so ermittelten PV-Anlagen anhand

des Perez Modells (Perez 1983) nach Quaschning (2011) sowie mit Hilfe der DWD-

Einstrahlungsdaten (DWD 2009a) die entsprechenden Erzeugungsprofile erstellt. Dabei

wird die Dachneigung und auch die Azimut-Ausrichtung der PV-Anlagen berücksich-

tigt. Aus diesem Grund kommt es zu einer Abweichung der maximalen

Einspeiseleistung je nach Ausrichtung der PV-Anlagen. Sie erreichen also nicht unbe-

dingt um 12.00 Uhr [fiktiver Sonnenhöchststand] ihre höchste Einspeiseleistung. In die

Profilberechnung fließt außerdem ein, dass für netzgeführte PV-Anlagen eine Perfor-

mance Ratio von 0,8 zugrunde gelegt wird. Damit sind alle anlageninternen Verluste

berücksichtigt.

Netz beheizte Wohngebäude-

fläche in m²

Einwohner pro km²

A 23.907,0 1.468

B 4.297,0 288

C 2.454,0 288

D 1.034,0 288

E 685,0 288

F 12.373,0 11.678

G 24.341,0 5.957

H 10.405,0 2.966

I 27.010,0 1.631

J 21.071,0 6.795

K 8.093,0 2.151

L 54.805,0 7.964

M 8.217,5 875

N 47.098,5 11.581

Tabelle 4.2: Beheizte Fläche und Einwohnerdichte

Weitere Kenndaten der untersuchten Netze sind in Tabelle 4.2 zusammengefasst. Es

handelt sich um die maximal mögliche beheizte Fläche des Gebäudebestandes und um

die Einwohnerdichte (NRW 2012; Stadt Köln 2014). Anhand dieser Daten werden für

93

die einzelnen Gebäude die benötigten Profile mit Hilfe des in Kapitel 3 beschriebenen

Profilgenerators erstellt. Für den jährlichen Haushaltsstrom werden 2.850 kWh/a ange-

nommen (Energieagentur NRW 2011).

Für Niederspannungsnetze gilt eine Kurzschlussleistung von 350 MVA. Für das Mittel-

spannungsnetz Typ AA gilt ebenfalls eine Kurzschlussleistung von 350 MVA, da das

vorgelagerte Hochspannungsnetz nicht an der Stelle des untersuchten Speisepunktes

einspeist. Für das Mittelspannungsnetz Typ AB gilt eine Kurzschlussleistung von

7.500 MVA. Die Werte der Kurzschlussleistungen sind vom Netzbetreiber zur Verfü-

gung gestellt worden und gründen auf der DIN EN 60909 [VDE 102].

Die in den folgenden Unterkapiteln beschriebenen Auslastungsgrenzen sind wie folgt

festgelegt:

Transformatoren dürfen je nach Umgebungstemperatur nach IEC 60354 auch dauerhaft

überlastet werden (IEC 1991). Für Umgebungstemperaturen von 0 °C dürfen ölgekühlte

Transformatoren dauerhaft zu 150 % ohne Lebensdauereinbußen ausgelastet werden.

Bei einer Umgebungstemperatur von 25 °C liegt die maximal zulässige Auslastung bei

100 %. Aus diesem Grund gilt für kalte Wintertage die maximal zulässige Auslastung

von 150 %. Es wird als Datengrundlage der 7. Januar 2009 genommen (DWD 2009b).

Dieses ist für die Wärmepumpenszenarien relevant, da hier Netzhöchstlast auftritt. Für

die maximale Photovoltaikeinspeisung gilt ein schöner Sommertag als Grenzwert mit

100 %, da es im Sommer je nach Witterung schnell über 25 °C Umgebungstemperatur

kommen kann. Es wird der 13.6.2009 als Tag mit maximaler Einspeisung gewählt

(DWD 2009a). Für die Lastprofile gilt ein Werktag im Sommer als geringste Last. Bei

diesen beiden Tagen handelt es sich um die extremsten Wetterbedingungen im vorlie-

genden Datensatz, so dass die Netze entsprechend stark entweder durch PV oder Wär-

mepumpenheizungen belastet werden. Wenn das Netz für diese Extreme ausgelegt ist,

wird es auch weniger starken Witterungseinflüssen standhalten. Aus diesem Grund

reicht die Betrachtung dieser beiden Tage für die Netzauslegung vollkommen aus. Die

Berücksichtigung der EPKW erfolgt ohne Kombination mit den Wärmepumpenszenari-

en. Sobald in den Wärmepumpenszenarien die Nachtabsenkung angewendet wird, ist

davon auszugehen, dass alle EPKW ohne weitere Maßnahmen, wie sie in den Netzun-

tersuchungen beschrieben werden, eingegliedert werden können. Sobald allerdings

94

Wärmepumpen mit Wärmespeichern aus Lastmanagementgründen wegen vorhandener

Netzengpässen eingesetzt werden müssen, ist für die EPKW ein netzseitiges Lademana-

gement notwendig.

Die maximale Kabelbelastung ist in Anlehnung an die DIN VDE 0298-4 erfolgt

(VDE 2013). Da keine Vorbelastungsuntersuchungen erfolgten, gilt eine maximale Ka-

belauslastung von 100 % als Grenzwert, damit die Lebensdauer der Isolierstoffe nicht

negativ beeinflusst wird.

Die Netze sind alle in DIgSILENT PowerFactory 14.1.6 in der 64 bit Version erstellt

worden. Für die Tagessimulation mit 96 Viertelstundenwerten ist für jedes Netz die

Timesweep-Funktion eingerichtet. Diese Funktion ermöglicht es, alle 96 Lastflussbe-

rechnungen eines Tages automatisiert anzustoßen. Alle wichtigen Betriebsmittel sind in

entsprechenden „Exportdiagrammen“ aufgelistet. F r die Lastflussberechnung wird der

Newton-Raphson Algorithmus mit Stromgleichungen und maximal 25 Iterationen ver-

wendet. Bei diesem Algorithmus handelt es sich um einen in der Lastflussberechnung

bekanntes Verfahren (KIT). Als Abbruchkriterium der Iterationen gilt ein maximaler

Fehler in den Knoten von 0,01 kVA und in der Modellgleichung eine Abweichung von

0,0001 %.

Im folgenden Abschnitt werden alle untersuchten Netze kurz beschrieben:

Das Netz Typ A ist ein stadtnahes bzw. städtisches Dorfnetz. Das wird durch die

vermaschte Netzstruktur deutlich. Die Ortsnetzstation verfügt über zwei Transformato-

ren. Die Gebäudestruktur besteht aus Gebäuden der Gründerzeit gemischt mit Neubau-

ten, die eine Verdichtung der Bebauungsstruktur darstellen.

Das Netz Typ B ist ein ländliches Dorfnetz. Es liegt zum Teil an einer Kreisstraße.

Durch diese Lage ist nur ein Strahlennetz möglich. Die Hausanschlüsse sind über Erd-

kabel ausgeführt.

Das Netz Typ C ist ebenfalls als ländliches Dorfnetz zu sehen. Es handelt sich um eine

ländliche Einfamilienhaussiedlung mit weitgehend freistehenden Häuern. Die Versor-

gung der Häuser erfolgt über Freileitungen.

95

Das Netz Typ D ist ein weiteres ländliches Dorfnetz. Dort sind ein Bauernhof und wei-

tere Wohnbebauung. Die Versorgung der Häuser erfolgt entweder über Freileitung oder

Erdkabel.

Das Netz Typ E versorgt ausschließlich einen Aussiedlerhof mit wenigen Wohneinhei-

ten.

Das Netz Typ F stellt eine Innenstadtbebauung dar. Es ist teilweise als Ringnetz ausge-

führt, wird aber als Strahlennetz betrieben.

Bei dem Netz Typ G wird ein Stadtnetz mit Mehrfamilienhausbebauung aus der Grün-

derzeit betrachtet. Die Baulücken sind durch Neubauten gefüllt worden, wobei eine

Baulücke noch existiert. Es handelt sich hier um eine dichte Blockbebauung. Das Netz

ist als Strahlennetz ausgeführt.

Das Netz Typ H ist ein Vorstadtnetz mit neu gebauten Mehrfamilienhäusern. Es handelt

sich um eine Reihenhausbebauung.

Bei dem Netz Typ I sind moderne Mehrfamilienhäuser und Einfamilienhäuser gemischt.

Dieses Netz wird über zwei Transformatoren gespeist.

Eine Hochhaussiedlung wird in Netz Typ J untersucht.

Netz Typ K bildet ein Vorstadtnetz ab, in dem Einfamilienhäuser überwiegen.

Im Netz Typ L werden größere Mehrfamilienhäuser und Einfamilienhäuser versorgt.

Die Besonderheit dieses Netzes ist, dass die Warmwasserversorgung und Heizung aus-

schließlich über Fernwärme erfolgt.

Im Gegensatz dazu stellt das Netz Typ M ein Vorstadtnetz mit Einfamilienhäusern und

einem Mehrfamilienhaus dar. Dort wird ein Teil der Gebäude über Nachtspeicherhei-

zungen beheizt. Aus diesem Grund wird das Netz von zwei Transformatoren versorgt.

Das Netz Typ N wird über insgesamt drei Transformatoren versorgt. Es handelt sich um

ein Vorstadtnetz mit Mehrfamilienhäusern der Arten Neubau und Bestand. Außerdem

liegt eine Schule im Versorgungsgebiet.

96

Im Folgenden wird auf die Niederspannungsnetztypen F, G, M und N eingegangen.

Nach der Gewichtung der Untersuchungsergebnisse im Hinblick auf die Energiewende

– Besonderheiten der Bebauungsstruktur oder Engpaßsituation in den einzelnen Nieder-

spannungsnetzen - werden die Netze F [typische Innenstadtsituation], G [typisches

Stadtnetz – Gründerzeit], M [typisches Vorstadtnetz aus der Zeit ca. 1950 bis 1975] und

N [typisches Vorstadtnetz aus der Zeit ab 1950 bis heute] nachfolgend betrachtet.

In allen anderen untersuchten Netzen sind keine Engpässe oder nur geringfügige Eng-

pässe zu erwarten. Der Vollständigkeit halber sind sie im Anhang aufgeführt.

Die Auswirkungen der Energiewende auf die Mittelspannungsnetze im Bereich der un-

tersuchten Niederspannungsnetze wurden der Vollständigkeit halber auch untersucht.

Sie befinden sich wegen des Bezugs zu den Niederspannungsnetzen M und N ebenfalls

im Hauptteil [Kapitel 4.5 und 4.6].

97

4.1 Niederspannungsnetz Typ F

Bei dem Niederspannungsnetz Typ F handelt es sich um ein Innenstadtnetz.

Abbildung 4.2: Bilder Innenstadtnetz (eigene Bilder)

Abbildung 4.3: schematischer Netzplan Innenstadtnetz (eigene Darstellung)

98

Das Niederspannungsnetz Typ F versorgt insgesamt 32 Häuser und die Straßenbeleuch-

tung über insgesamt sechs Kabel. Diese sind in der Tabelle 4.3 aufgelistet und werden

entsprechend für die Berechnungen verwendet.

Kabel Kabeltyp Kabellänge in m

Kabel 1 NYCWY 3 x150/70 57,5

Kabel 11 NYCWY 3 x150/70 103,5

Kabel 2 NYCWY 3 x150/70 69,0

Kabel 3 NYCWY 3 x150/70 12,895

Kabel 4 NYCWY 3 x150/70 67,2

Kabel 41 NYCWY 3 x150/70 24,0

Kabel 5 NYCWY 3 x150/70 61,5

Kabel 6 NYCWY 3 x150/70 0,6

Tabelle 4.3: Kabel Innenstadtnetz

Da es sich um ein Innenstadtnetz handelt, können alle Kabel, außer Kabel 3 und 6, im

Störungsfall von der anderen Seite auch von anderen Netzstationen versorgt werden.

Bei Kabel 4 und 5 ist es über Kabel 41 möglich, ein Ringnetz zu bilden. Im Normalbe-

trieb werden die Kabel aber im Strahlennetz betrieben.

Anzahl Transformato-

ren

Schaltgruppe Nennscheinleistung

1 Dyn5 630 kVA

Tabelle 4.4: Transformator

Kabel 1 und Kabel 11 bilden den längsten und wegen der Häuserzahl am stärksten be-

lasteten Strang dieses Netzes.

Von Kabel 1 und 5 wird die Straßenbeleuchtung versorgt. Die Anschlussleitungen der

Häuser und der Straßenbeleuchtung sind nicht in Tabelle 4.4 aufgeführt. Für die Later-

nenmasten wird der Kabeltyp NYCY 3 x 2,5/2,5 verwendet. Die Kabellängen liegen

zwischen 1 m und 3 m. Für die diversen Hausanschlüsse sind Kabellängen zwischen 5,7

m und 7 m vorhanden. Dort werden folgende Kabeltypen eingesetzt: NA2XY-J 4x35,

NA2XY-J 4x50 und NYY 3 x 25/16.

99

In den 32 Häusern sind insgesamt 199 Wohneinheiten, fünf Wirtschaften, eine Bar, ein

Friseur, ein Restaurant sowie drei weitere kleine Gewerbebetriebe untergebracht. Die

beheizte Fläche beträgt 12.373 m², die Einwohnerdichte 11.678 Einwohner/km². Dieses

Netz wird als innerstädtisch eingestuft.

Die maximale Transformatorauslastung liegt mit heutzutage gültigen Lastprofilen bei

45 %.

Der Einsatz von Wärmepumpen führt zu einer maximalen Transformatorauslastung von

79 %. Kabel 1 ist in diesem Fall mit 93 % fast vollständig ausgelastet. Es gilt die An-

nahme, dass die Gebäude auf einen Jahreswärmebedarf von 40 kWh/m² saniert sind.

Die Anwendung der Nachtabsenkung führt zu einer Transformatorauslastung von 81 %.

An Kabel 1 kommt es aber während der morgendlichen Aufheizphase zu einer Auslas-

tung von 96 %. [Abbildung 4.4]

Abbildung 4.4: Auslastung Kabel 1, Netz Typ F, Wärmepumpenszenario mit Nachtabsenkung

[40 kWh/m² a] (eigene Darstellung)

Der Einsatz von Blockheizkraftwerken [BHKW] anstatt von Wärmepumpen ergibt eine

rechnerisch mögliche BHKW Leistung von 164 kW. Als Berechnungsgrundlage wird

angenommen, dass die BHKW 5.000 Betriebsstunden erreichen sollen. Damit ergibt

sich eine Wärmeleistung der BHKW von ca. 30 % der Jahreshöchstlast. Nur in den

Nachtstunden kommt es zu einer Rückspeisung durch die BHKW in das Mittelspan-

nungsnetz. Die Auslastung des Transformators und der Kabel liegt immer unter 25 %.

0

25

50

75

100

125

150

K1.

1K

1.2

K1.

3K

1.4

K1.

5K

1.6

K1.

7K

1.8

K11

.1K

11.2

K11

.3K

11.4

K11

.5K

11.6

K11

.7K

11.8

K

11.9

K11

.10

K11

.11

Au

slas

tun

g %

8:45 Uhr Auslastung

100

Der Parkraum ist begrenzt. Dadurch wird maximal ein EPKW pro Mehrfamilienhaus

angenommen. Insgesamt können so 33 EPKW mit jeweils 10,5 kW ohne Netzrestriktio-

nen geladen werden. Die maximale Transformatorauslastung beträgt 65 %. Das stärkste

belastete Kabel 1 hat eine maximale Auslastung von etwas über 75 %.

Abbildung 4.5: Spannungsverlauf Netz Typ F, Kabel 1, reine Wirkleistungseinspeisung (eigene

Darstellung)

Das vorhandene Photovoltaikpotential von 94,5 kWp kann ohne Probleme in das Be-

standsnetz integriert werden. Es kommt zu keinem Zeitpunkt zu einer Rückspeisung in

das Mittelspannungsnetz, weil die Last in diesem Netz immer größer als die

Einspeiseleistung ist. Aus diesem Grund gibt es auch bei dem längsten Kabel keinen

sichtbaren Spannungshub, der durch die Photovoltaik verursacht wird. Die höchste

Netzspannung ist nachts [siehe Abbildung 4.5], wenn zwar keine Einspeisung erfolgt,

aber die bezogene Last am geringsten ist. Da die Spannungsunterschiede zwischen der

minimalen Spannung um 21:00 Uhr und der maximalen Spannung um 3:30 Uhr sehr

gering sind, liegen beide quasi deckungsgleich, so dass die Minimalspannung nicht im

Diagramm sichtbar ist.

In einem Innenstadtnetz kann die Photovoltaik wegen der kleinen Dachflächen in Bezug

auf die hohe Lastdichte ohne weitere Maßnahmen integriert werden. Der Einsatz von

Wärmepumpen sollte bei Mehrfamilienhäusern kritisch hinterfragt werden, da hier auch

bei energetisch sanierten Gebäuden immer noch ein hoher Wärmebedarf besteht und das

Netz dadurch im Winter hoch belastet wird. Kommt der Strom für die Wärmepumpen

3:30 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

21:00 Uhr U min

Sp

an

nu

ng

[V

]

101

aus konventionellen Kraftwerken, macht es wegen der hohen Lastdichte mehr Sinn,

BHKW einzusetzen. Diese können aus Netzsicht ohne Probleme integriert werden. Die

Elektromobilität kann wegen des eingeschränkten Parkraumes ohne Schwierigkeiten

integriert werden, da davon auszugehen ist, dass im innerstädtischen Bereich nicht jeder

ein eigenes Auto besitzt oder seinen Besitz anstrebt. Wegen der vorhandenen Gebäude

und des Grundwassers ist es in diesem Netzbezirk nicht möglich, ein Wärmenetz aufzu-

bauen. Diese Option steht in anderen Fällen durchaus zur Debatte, weshalb in Kapitel 5

auf die geänderten Rahmenbedingungen in Bezug auf die Wärmewende für Wärmenet-

ze eingegangen wird. Die KWK ist ein wichtiger Baustein der Energiewende, um die

Versorgungssicherheit in Dunkelflauten zu verbessern. Außerdem kann in KWK das

aus Überschüssen gewonnene erneuerbare Erdgas Verwendung finden.

4.2 Niederspannungsnetz Typ G

Bei diesem Niederspannungsnetz handelt es sich um ein Stadtnetz mit Mehrfamilien-

hausbebauung aus der Gründerzeit.

Abbildung 4.6: Bilder Stadtnetz Gründerzeit (eigene Bilder)

102

Abbildung 4.7: schematischer Netzplan Stadtnetz Gründerzeit (eigene Darstellung)


Kabel 1 NYCWY 3x95/50, NYCWY

3x25/16

62

(57 + 5)

Kabel 2 NYCWY 3x95/50 137,2

Kabel 3.1 NYCWY 3x150/70 129,5 (48 + 81,5)

Kabel 3.2 NYCWY 3x150/70 103,5 ( 48 + 55,5)

Kabel 4 NYCWY 3x150/70 156


Tabelle 4.5: Kabel Stadtnetz Gründerzeit


ren


1 Dyn5 500 kVA

Tabelle 4.6: Transformator Stadtnetz Gründerzeit.

103

Das Niederspannungsnetz Typ G versorgt 329 Wohneinheiten, vier Gewerbeeinheiten

sowie die Straßenbeleuchtung. Die 329 Wohneinheiten verteilen sich auf 29 Mehrfami-

lienhäuser. Insgesamt besteht das Netz aus fünf Kabeln, die von einem Transformator

gespeist werden. Die Straßenbeleuchtung wird über die Kabel 3.1 und 4 versorgt. Kabel

3 teilt sich nach 48 m in zwei Teilstränge auf; diese werden als Kabel 3.1 und 3.2 be-

zeichnet. Das Netz ist als Strahlennetz ausgeführt. Deshalb ist im Störungsfall die Ver-

sorgung nur über angrenzende Netzstationen möglich. In diesem Netz ist die Lastdichte

besonders hoch. Die Kabellängen liegen zwischen 5 m und 156 m. Die beheizbare

Wohnfläche beträgt 24.341 m² bei einer Bevölkerungsdichte von 5.957 Einwohner/km².

Das Netz wird mit diesen Kennzahlen als Stadtnetz mit reiner Mehrfamilienhausbebau-

ung und wenigen Gewerbebetrieben eingestuft.

Die maximale Transformatorauslastung liegt bei 60 %, wenn die Standardlastprofile mit

heute üblichen Verbrauchswerten angewendet werden.

Abbildung 4.8: Auslastung Kabel 3 Strang 1, Netz Typ G, Wärmepumpenszenario mit Nachtab-

senkung [40 kWh/m² a] Betriebsmittelüberlastung in der Aufheizphase (eigene

Darstellung)

Der Einsatz von Wärmepumpen zur Beheizung der Gebäude führt in diesem Nieder-

spannungsnetz zu einer Überlastung der Betriebsmittel. Der Transformator ist mit einer

maximalen Auslastung von 154 % überlastet. Dieser Wert gilt bei einem jährlichen

Wärmeenergiebedarf von 40 kWh/m². Außerdem wird keine Nachtabsenkung durchge-

0

25

50

75

100

125

150

K3

K3

.1

K3

.1.1

K3

.1.2

K3

.1.3

K3

.1.4

K3

.1.5

K3

.1.6

K3

.1.7

K3

.1.8

K3

.1.9

Au

slas

tun

g %

8:45 Uhr Auslastung

104

führt. Ohne Überlastung der Betriebsmittel kann eine Gebäudefläche von 23.158 m² mit

Wärmepumpen beheizt werden. Der Transformator ist dann maximal mit 148 % ausge-

lastet. Bei Anwendung einer Nachtabsenkung über 7 Stunden um 2 °C kommt es am

Transformator in der Aufheizphase zu einer unzulässigen Auslastung von 168 %. Au-

ßerdem gibt es an den Kabeln 3 [Abbildung 4.8] und 4 eine Überlastung von 106 %

bzw. 103 %, so dass insgesamt nur 18.617 m² über Wärmepumpenheizungen beheizt

werden können. Die Transformatorauslastung sinkt dadurch auf 148 %. Kabel 3 bzw. 4

sind maximal mit 86 % [Abbildung 4.9] bzw. 84 % belastet.

Abbildung 4.9: Auslastung Kabel 3 Strang 1, Netz Typ G, Wärmepumpenszenario mit Nachtab-

senkung [40 kWh/m² a] nach Lastreduzierung (eigene Darstellung)

Da dieses Niederspannungsnetz nur ca. 76 % der beheizten Fläche mit Wärmepumpen

und Anwendung von einer Nachtabsenkung versorgen kann, ist eine sinnvolle Alterna-

tive neben dem Verzicht auf die Nachtabsenkung [maximale Beheizung durch Wärme-

pumpen 95 %] der Einsatz von BHKW. Die gesamte BHKW Einspeiseleistung liegt bei

ca. 320 kW. Es wird zugrundegelegt, dass die Gebäude auf einen Jahreswärmebedarf

von 60 kWh/m² saniert sind und die BHKW mindestens 5000 Betriebsstunden pro Jahr

erreichen. Die maximale Rückspeisungsspitze liegt in der Nacht bei 246 kW. Während

der „Abendlastspitze“ werden zwischen 72 kW und 92 kW in das Mittelspannungsnetz

zurückgespeist. Die Auslastung aller Kabel liegt unter 50 %. Die Auslastung des Trans-

formators erreicht keine 60 %. In dem hier vorliegenden Netz ist der Einsatz von

0

25

50

75

100

125

150

K3

K3

.1

K3

.1.1

K3

.1.2

K3

.1.3

K3

.1.4

K3

.1.5

K3

.1.6

K3

.1.7

K3

.1.8

K3

.1.9

Au

slas

tun

g %

18:45 Uhr Auslastung

105

BHKW dem von Wärmepumpen vorzuziehen, wenn nach Alternativen zu den Be-

standsheizsystemen auf Gasbasis gesucht wird.

Die Integration des Photovoltaikpotentials von 146,88 kWp ist ohne Probleme möglich.

Es kommt zu keinem Zeitpunkt zu einer Rückspeisung in die Mittelspannungsebene.

Die Niederspannungssammelschiene dient aber als Verteiler für den Photovoltaikstrom.

In den Kabeln 2, 3 und 5 kommt es zeitweise zu einer Rückspeisung. Vor allem Kabel 1

nimmt diese überschüssige Leistung auf. Der Spannungsverlauf des längsten Kabels

[Kabel 4] ist in Abbildung 4.10 dargestellt. Die maximale Spannung entsteht nachts und

nicht zum Zeitpunkt der größten Einspeisung und das, obwohl der Wirkleistungsbezug

während der Einspeisephase teilweise deutlich unter dem Lasttal in der Nacht liegt. Die-

ses liegt am erhöhten Blindleistungsbedarf der Lasten tagsüber.

Abbildung 4.10: Spannungsverlauf Netz Typ G, Kabel 4, reine Wirkleistungseinspeisung (eigene

Darstellung)

Ähnlich wie beim Innenstadtnetz ist der Parkraum begrenzt, da dieses Viertel vor der

Massenmotorisierung entstanden ist. Es wird daher ein EPKW pro Haus angenommen.

Daraus ergibt sich, dass in diesem Netz eine Ladung von 30 EPKW mit einer Leistung

von je 10,5 kW ohne weitere Maßnahmen integriert werden kann. Die Transformator-

auslastung liegt bei maximal 79 %. Das Kabel 3 wird mit 69 % im mittleren Bereich

belastet.

3:30 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

20:00 Uhr

U min

106

Abbildung 4.11: Leistungsdiagramm des Transformators, Netz Typ G, Kombination BHKW und

EPKW vs. nur EPKW(eigene Darstellung)

In Abbildung 4.11 werden die Kombination aus EPKW und BHKW sowie die reine

EPKW-Ladung gegenübergestellt. Ab ca. 2 Uhr ist die Ladung der EPKW abgeschlos-

sen und der Transformator wird anschließend durch den normalen Haushaltstrom belas-

tet. Die BHKW sind wärmegeführt, so dass diese im Winter erst zwischen 2 und 4 Uhr

– in Abhängigkeit von den Außentemperaturen und der daraus resultierenden Entlee-

rung der Wärmespeicher - ihre Einspeisung beginnen. Eine verknüpfte Steuerung zwi-

schen EPKW und BHKW könnte die Energieflüsse im Netz optimieren.

In diesem Netz lassen sich Photovoltaik und BHKW ohne Probleme integrieren. Die

Nutzung von Wärmepumpen führt zu massiven Überlastungen der Betriebsmittel, so

dass nur 95 % [ohne Nachtabsenkung] bzw. 76 % [mit Nachtabsenkung] der beheizba-

ren Fläche beheizt werden können. Ohne Lademanagement ist aber eine Nutzung von

elektrischen PKW möglich. Eine Kombination von Wärmepumpen und EPKW schließt

sich aus, da das Netz bei Wärmepumpennutzung überlastet wird und dies durch die

EPKW noch weiter verschärft würde. BHKW und EPKW sind dagegen gut integrierbar.

-600

-400

-200

0

200

400

6000 2 4 6 8

10

12

14

16

18

20

22

24

kW /

kV

A(r

)

P [kW] EPKW u. BHKW

P [kW] EPKW

Q [kVAr] EPKW u. BHKWS [kVA] EPKW u. BHKW

107

4.3 Niederspannungsnetz Typ M

Beim Niederspannungsnetz Typ M handelt es sich um ein Vorstadtnetz mit Einfamili-

enhäusern und einem Mehrfamilienhaus.

Abbildung 4.12: Bilder Vorstadtnetz EFH (eigene Bilder)


ren


2 Dyn5 400 kVA

Tabelle 4.7: Transformator Vorstadtnetz EFH

Dieses Niederspannungsnetz versorgt über zwei Transformatoren mit jeweils 400 kVA

Scheinleistung [Tabelle 4.7] 77 Wohneinheiten sowie eine Gewerbeeinheit. Es handelt

sich fast ausschließlich um Einfamilienhäuser.

Insgesamt besteht das Netz aus 11 Kabeln, wobei sich Kabel 7, 8 und 10 verzweigen.

Das Netz ist als Strahlennetz ausgeführt. Im Fehlerfall können die meisten Kabel von

anderen Netzstationen betrieben werden. Kabel 8 und 9 können im Fehlerfall verbunden

werden. Dieses ist im Winter wegen der z.Z. vorhandenen Nachtspeicherheizungen und

der daraus resultierenden hohen Kabelauslastung nicht möglich. Kabel 9 ist der längste

Strang mit 359 m und versorgt die meisten Wohneinheiten. Die beheizbare Wohnfläche

beträgt 8.217,5 m². Die Bevölkerungsdichte in diesem Stadtteil beträgt

875 Einwohner/km².

Mit diesen Kenndaten wird dieses Netz als Vorstadtnetz eingeordnet.

108

Kabel Kabeltyp Kabellänge in m Transformator

Kabel 1 NYY 4x50 60 2






Kabel 7.1 NYY 4x95,

NYY 4x50

136 (100 + 36) 1

Kabel 7.2 NYY 4x95,

NYY 4x50

191 ( 100 + 60+ 31) 1

Kabel 8.1.1 NAYY- J 4x150,

NYY 4x50

253 (152+ 101) 1

Kabel 8.1.2 NAYY- J 4x150,

NYY 4x50

244 (152 + 92) 1

Kabel 8.2 NAYY- J 4x150,

NYY 4x50

232 (152 + 80) 1

Kabel 9 NAYY- J 4x150,

NYY 4x50

359 ( 145 +214) 2

Kabel 10.1 NYY 4x50 88 (62 + 26) 1

Kabel 10.2 NYY 4x50 86 (62 + 24) 1


Tabelle 4.8: Kabel Vorstadtnetz EFH

109

Abbildung 4.13: schematischer Netzplan Transformator 1, Vorstadtnetz EFH (eigene Darstellung)

110

Abbildung 4.14: schematischer Netzplan Transformator 2, Vorstadtnetz EFH (eigene Darstellung)

Bei Verwendung von Standardlastprofilen mit typischem Strombedarf und typischen

Standardlastprofilen für Nachtspeicherheizungen beträgt die maximale Auslastung 70 %

am Transformator 1 und 75 % am Transformator 2. Hierbei wird angenommen, dass

ca. 20 % der Wohneinheiten über Nachtspeicherheizungen verfügen.

Bei Wärmepumpennutzung an einem kalten Wintertag sind beide Transformatoren mit

24 % bzw. 36 % belastet. Es wird ein Jahresheizbedarf von 40 kWh/m² zu Grunde ge-

legt. Die Anwendung einer siebenstündigen Nachtabsenkung führt zu einer Erhöhung

der Auslastung im zulässigen Bereich. Die Transformatoren sind mit 38 % bzw. 54 %

ausgelastet. Die maximale Auslastung am stärksten belasteten Kabel 9 beträgt 78 %

[Abbildung 4.15]

111

Abbildung 4.15: Auslastung Kabel 9 , Netz Typ M, Wärmepumpenszenario mit Nachtabsenkung

[40 kWh/m² a] (eigene Darstellung)

Abbildung 4.16: Auslastung Kabel 9 , Netz Typ M, Ladung von 24 EPKW mit je 10,5 kW (eigene

Darstellung)

Da genug Parkraum und auch Garagen in diesem Netzbezirk vorhanden sind, wird da-

von ausgegangen, dass an jedem Haus ein EPKW mit je 10,5 kW geladen wird. Insge-

samt sind es 67 EPKW. Dies führt zu einer maximalen Auslastung der Transformatoren

von 80 % bzw. 105 %. Kabel 9 ist mit einer Auslastung von 143 % stark überlastet

[Abbildung 4.16]. Der Auslastungsanstieg zwischen Kabelstück 9.10 und Kabel-

0

25

50

75

100

125

150

K 9

.1K

9.2

K 9

.3K

9.4

K 9

.5K

9.6

K 9

.7K

9.8

K 9

.9K

9.1

0K

9.1

2K

9.1

3K

9.1

4K

9.1

5K

9.1

6K

9.1

7K

9.1

8K

9.1

9K

9.2

0K

9.2

1K

9.2

2K

9.2

3K

9.2

4K

9.2

5K

9.2

6

Au

slas

tun

g %

8:45 Uhr Auslastung

0

25

50

75

100

125

150

K 9

.1K

9.2

K 9

.3K

9.4

K 9

.5K

9.6

K 9

.7K

9.8

K 9

.9K

9.1

0K

9.1

2K

9.1

3K

9.1

4K

9.1

5K

9.1

6K

9.1

7K

9.1

8K

9.1

9K

9.2

0K

9.2

1K

9.2

2K

9.2

3K

9.2

4K

9.2

5K

9.2

6

Au

slas

tun

g %

0 Uhr Auslastung

112

stück 9.12 liegt an einer Querschnittsreduzierung von 150 mm² auf 50 mm² An Kabel 9

muss die Ladeleistung von 12 EPKW auf je 3,5 kW reduziert werden, damit es zu ei-

nem zulässigen Netzbetrieb kommt. Transformator 2 ist nun um 22 % weniger belastet.

Die Auslastung beträgt 83 %. Kabel 9 ist mit 96 % maximal belastet.

Abbildung 4.17: Auslastung Kabel 9 , Netz Typ M, Ladung von 24 EPKW davon 50 %mit je

10,5 kW und 50 % mit je 3,5 kW (eigene Darstellung)

Abbildung 4.18: Spannungsverlauf Netz Typ M, Kabel 9, reine Wirkleistungseinspeisung (eigene

Darstellung)

0

25

50

75

100

125

150

K 9

.1K

9.2

K 9

.3K

9.4

K 9

.5K

9.6

K 9

.7K

9.8

K 9

.9K

9.1

0K

9.1

2K

9.1

3K

9.1

4K

9.1

5K

9.1

6K

9.1

7K

9.1

8K

9.1

9K

9.2

0K

9.2

1K

9.2

2K

9.2

3K

9.2

4K

9.2

5K

9.2

6

Au

slas

tun

g %

0 Uhr Auslastung

13:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

21:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

]

113

Das Photovoltaik-Potential im Niederspannungsnetz Typ M beträgt 272,58 kWp. Zum

Zeitpunkt der Datenerfassung waren in diesem Netz zwei Photovoltaikanlagen mit einer

Leistung von 14,56 kWp installiert. Sie verteilen sich auf beide Transformatoren. Bei

Ausschöpfung des PV-Potentials kommt es an Kabel 9 zu einem Spannungsanstieg von

Abbildung 4.19: Spannungsverlauf Netz Typ M, Kabel 9, bei Einspeisung nach Niederspannungs-

richtlinie (eigene Darstellung)

Abbildung 4.20: Spannungsverlauf Netz M, Kabel 9, reine Wirkleistungseinspeisung und intelligen-

tes Laden von EPKW [Smart Grid] (eigene Darstellung)

14:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

21:00 Uhr

U min

15:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

17:15 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

] S

pa

nn

un

g [

V]

114

2,72 % [Abbildung 4.18] und damit nahe an das Limit des 3 % Spannungsbandes für

dezentrale Einspeiser. Die Anwendung der Niederspannungsrichtlinie (VDE 2011) führt

zu einer Reduzierung des Spannungsanstiegs auf 2,34 % [Abbildung 4.19]. Wenn die

EPKW sozusagen als mobile Energiespeicher fungieren, die Photovoltaiküberschüsse

auch für die Nacht speichern, kann der Spannungsanstieg auf 2,25 % bei reiner Wirk-

leistungseinspeisung reduziert werden [Abbildung 4.20]. Das ist möglich, wenn

ca. 50 % der Fahrzeuge in der Mittagszeit zum Laden vor Ort sind. Das ist ein durchaus

realistisches Szenario bei der vorhergesagten Bevölkerungsentwicklung in Deutschland.

In diesem Niederspannungsnetz kommt es beim Ausschöpfen des Photo-

voltaikpotentials fast zu einem Spannungsbandproblem am längsten Kabel. Verhindert

werden kann dies durch die Anwendung der Niederspannungsrichtlinie im Einspeisefall

(VDE 2011). Die Elektromobilität ist ohne Smart Grid gut integrierbar, wenn der Netz-

betreiber die maximale Ladeleistung begrenzt. Die beste Lösung in diesem Netz stellt

ein Smart Grid dar, in dem die EPKW als mobile Speicher agieren und bei viel Sonnen-

schein die Rückspeisung in das Mittelspannungsnetz stark reduzieren können. Damit ist

es möglich, auf eine erhöhte induktive Blindleistung, durch die PV-Einspeisung verur-

sacht, in Niederspannungsnetzen zu verzichten. Dieses wird möglich, wenn das Netz

über entsprechende KIT verfügt und die wichtigen Verbraucher und Erzeuger darüber

vernetzt sind.

4.4 Niederspannungsnetz Typ N

Abbildung 4.21: Bilder Vorstadtnetz Schule, MFH Neubau und Bestand (eigene Bilder)

Das Niederspannungsnetz Typ N ist ein Vorstadtnetz mit Mehrfamilienhäusern der Art

Neubau und Bestand sowie einer Schule.

115


ren


2 Dyn5 500 kVA

1 Dyn5 315 kVA

Tabelle 4.9: Transformatoren Vorstadt MFH Neubau und Bestand


Kabel 1 NYCWY 3x150/70 272 1

Kabel 11 NYCWY 3x95/50 176 1

Kabel 2 NYCWY 3x70/35 297 1

Kabel 3 NYCWY 3x150/70 273 1

Kabel 4 NYCWY 3x150/70 300 2

Kabel 41 NYCWY 3x150/70 114 2


Kabel 6 NYCWY 3x150/70 130 2





Tabelle 4.10: Kabel Vorstadt MFH Neubau und Bestand

Das Niederspannungsnetz besteht aus 9 Kabelsträngen. Jeweils drei Kabel werden über

einen der drei Transformatoren versorgt. Insgesamt werden 58 Mehrfamilienhäuser mit

mindestens acht Wohneinheiten versorgt. In Summe sind es 530 Wohneinheiten. Es

werden außerdem eine Gartenanlage, eine Schule und ein Jugendheim über dieses Netz

versorgt. Der längste Strang ist 448 m lang (Kabel 1 und Kabel 11). Der zweitlängste

Strang ist 414 m lang (Kabel 4 und 41). An diesem Strang ist die Schule angeschlossen.

Die Einwohnerdichte beträgt 11.581 Einwohner/km². Die beheizbare Fläche umfasst

47.098,5 m².

Mit diesen Kenndaten wird das Niederspannungsnetz vom Typ N in ein Vorstadtnetz

eingruppiert.

116

Abbildung 4.22: schematischer Netzplan Transformator 1, Vorstadt MFH Neubau und Bestand


117

Abbildung 4.23: schematischer Netzplan Transformator 2, Vorstadt Schule, MFH Neubau und

Bestand (eigene Darstellung)

Die heutzutage typische Belastung wird unter der Berücksichtigung von Standardlast-

profilen bestimmt. Die maximale Auslastung der Transformatoren liegt zwischen 26 %

und 32 %. Das am stärksten belastete Kabel 7 hat eine maximale Auslastung von 76 %.

Die Auslastung der Transformatoren steigt bei Wärmepumpennutzung im zulässigen

Bereich an, auch wenn sie bei Transformator 2 bei 109 % liegt. Dagegen werden die

Kabel 5 und 7 teilweise stark überlastet. Die maximale Auslastung an Kabel 7 beträgt

285 %, sodass nur zwei Hauser über Wärmepumpen versorgt werden können. Das hängt

auch mit der sehr hohen heutigen Belastung dieses Kabels zusammen. Als Berech-

nungsvoraussetzung ist angenommen, dass die Wohngebäude und die Schule energe-

tisch saniert sind und einen Jahresheizwärmebedarf von 40 kWh/m² benötigen. Um die

Kabel nicht zu überlasten, kann maximal eine beheizte Fläche von 32.945 m²

118

Abbildung 4.24: schematischer Netzplan Transformator 3, Vorstadt MFH Neubau und Bestand


mit Wärmepumpen versorgt werden. Die maximale Transformatorauslastung liegt dann

zwischen 46 % und 100 % [Transformator 3 bzw. Transformator 2]. Kabel 7 hat eine

maximale Auslastung von 95 %. Die Anwendung der 7-stündigen Nachtabsenkung

119

führt zu einer erneuten Überlastung der Kabel 1, 2 und 5. Die maximale Auslastung

liegt zwischen 113 % und 119 %. Ebenfalls überlastet sind die Transformatoren 1 und 2

mit einer maximalen Auslastung von 110 % bzw. 133 %. Diese Netzüberlastung, verur-

sacht durch die Aufheizphase nach der Nachtabsenkung, führt dazu, dass insgesamt

29.161 m² bzw. 62 % in diesem Netzgebiet mit Wärmepumpen beheizbar sind.

Wegen der hohen Grundauslastung von Kabel 7 ist es nicht möglich, ungesteuert

EPKW mit einer Ladeleistung von je 10,5 kW zu laden. Aus diesem Grund können von

61 EPKW nur 11 mit einer Leistung von maximal je 3,5 kW gleichzeitig geladen wer-

den. Die restlichen 50 EPKW verteilen sich entsprechend der Hausanschlüsse auf die

übrigen Kabel und können mit einer Leistung von je 10,5 kW geladen werden. Die ma-

ximale Transformatorauslastung durch Elektromobilität liegt zwischen 40 % und 70 %.

Die maximale Kabelauslastung an Kabel 7 beträgt ca. 97 %.

Abbildung 4.25: Spannungsverlauf Netz Typ N, Kabel 4, reine, maximale Wirkleistungseinspeisung


11:00 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

20:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

]

120

Abbildung 4.26: Spannungsverlauf Netz Typ N, Kabel 4, reine, maximale Wirkleistungseinspeisung

ohne Last (eigene Darstellung)

Abbildung 4.27: Leistungsdiagramm Netz Typ N, Transformator 2, reine, maximale Wirkleis-

tungseinspeisung (eigene Darstellung)

Das Photovoltaikpotential in diesem Niederspannungsnetz beträgt 720,84 kWp. Bereits

ausgeschöpft sind 262,46 kWp. Vor allem das relativ große Dach der Schule bietet sich

für einen weiteren Ausbau an. Dort können insgesamt 174,72 kWp Photovoltaik

11:00 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

0:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

] L

eis

tun

g [

kW

/ k

VA

(r)]

121

Abbildung 4.28: Spannungsverlauf Netz Typ N, Kabel 4, reine Wirkleistungseinspeisung nach Leis-

tungsreduzierung (eigene Darstellung)

installiert werden. Die Simulation mit DIgSILENT PowerFactory ergibt, dass es zum

einen zu einer Überlastung der Anschlussleitung der Schule kommen wird, wenn das

gesamte Dachflächenpotential der Schule genutzt wird, zum anderen wird das 3 %

Spannungskriterium für dezentrale Einspeiser bei reiner Wirkleistungseinspeisung nicht

eingehalten [Abbildung 4.25]. Bei dem unrealistischen Fall ohne Last im Niederspan-

nungsnetz wäre diese Grenzwertüberschreitung noch deutlicher, wie es in Abbildung

4.26 dargestellt ist. In Abbildung 4.27 ist die Rückspeisung in das Mittelspannungsnetz

erkennbar deutlich. Ohne Austausch des Anschlusskabels der Schule ist maximal eine

PV-Anlagengröße von 113,28 kWp möglich. Diese Anschlussbeschränkung führt dazu,

dass es zu einem zulässigen Netzbetrieb kommt und auch bei reiner Wirkleistungsein-

speisung davon auszugehen ist, dass es zu keiner Verletzung des 3 % Spannungsbandes

kommt [Abbildung 4.28]. Die Anwendung der Niederspannungsrichtlinie mit Einspei-

sung induktiver Blindleistung durch die Wechselrichter führt in beiden Fällen [maxima-

ler Ausbau bzw. Netzgrenzlast] dazu, dass die Spannung immer deutlich unter der 3 %

Grenze bleibt [Abbildung 4.29 und 4.30]. In Abbildung 4.31 ist die induktive Blindleis-

tungseinspeisung [rote Linie] deutlich erkennbar (Kusch 2015a).

11:00 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

20:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

]

122

Abbildung 4.29: Spannungsverlauf Netz Typ N, Kabel 4 bei maximaler Einspeisung nach Nieder-

spannungsrichtlinie (eigene Darstellung)

Abbildung 4.30: Spannungsverlauf Netz Typ N, Kabel 4 bei Einspeisung nach Niederspannungs-

richtlinie mit reduzierter Leistung (eigene Darstellung)

13:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

20:00 Uhr

U min

8:00 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

20:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

] S

pa

nn

un

g [

V]

123

Abbildung 4.31: Leistungsdiagramm Netz Typ N, Transformator 2 bei maximaler Einspeisung

nach Niederspannungsrichtlinie (eigene Darstellung)

Abbildung 4.32: Spannungsverlauf Netz Typ N, Kabel 4 bei maximaler Wirkleistungseinspeisung

und Demand Side Management im Haushalt (eigene Darstellung)

Ein Demand Side Management [DSM] im Haushalt, wie es in Kapitel 3.1.2.2 beschrie-

ben ist, führt dazu, dass das 3 % Spannungsband ohne induktive Blindleistungseinspei-

sung unter Berücksichtigung der Anschlusserweiterung der Schule problemlos gehalten

werden kann [Abbildung 4.32]. Warum das wegen des DSM möglich wird, zeigt sich

12:00 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

20:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

] L

eis

tun

g [

kW

/ k

VA

(r)]

124

durch das geänderte Rückspeiseverhalten in das Mittelspannungsnetz um die Mittags-

zeit in Abbildung 4.33 im Vergleich zu Abbildung 4.31.

Abbildung 4.33: Leistungsdiagramm Netz Typ N, Transformator 2 reine, maximale Wirkleistungs-

einspeisung und Demand Side Management im Haushalt (eigene Darstellung)

Wird nur die beheizte Fläche betrachtet, die von Transformator 2 versorgt wird, können

90,6 % der Gebäude über Wärmepumpen mit thermischen Speichern versorgt werden.

Das gilt für einen Jahreswärmebedarf von 60 kWh/m². Als Berechnungsvoraussetzung

wird ein kalter Wintertag angenommen. Die beheizte maximale Fläche an Transforma-

tor 2 beträgt 13.800 m². Es werden insgesamt 12.420 m² Gebäudefläche mit Wärme-

pumpen plus Speicher versorgt. Die Summe aller Speicher hat ein Volumen von 120 m³.

Die maximale Auslastung des Transformators beträgt 109 % und liegt im zulässigen

Bereich. Der Lastverlauf über einen kalten Wintertag ist in Abbildung 4.34 dargestellt.

Die durchschnittliche Auslastung von Kabel 5 beträgt 80 %. In der Spitze beträgt die

Auslastung 95 % [Abbildung 4.35]. Werden zusätzlich noch EPKW geladen, muss die

Ladung aller EPKW entsprechend der maximalen Kabelauslastung angepasst werden.

Es können wegen der hohen Kabelauslastung an Kabel 5 zwei bis drei EPKW mit redu-

zierter Leistung geladen werden. Mehr Fahrzeuge können ohne Netzausbau im Winter

bei diesem komplexen Szenario nicht geladen werden [Abbildung 4.36] (Kusch 2015b).

Le

istu

ng

[kW

/ k

VA

(r)]

125

Abbildung 4.34: Leistungsdiagramm Netz Typ N, Transformator 2, Wärmepumpen mit Speicher

und DSM im Haushalt (eigene Darstellung)

Abbildung 4.35: Auslastung entlang Kabel 5 [Netz Typ N] Wärmepumpen mit Speicher (eigene

Darstellung)

Le

istu

ng

[kW

/ k

VA

(r)]

126

Abbildung 4.36: Auslastung entlang Kabel 5 [Netz N] Wärmepumpen mit Speicher und gesteuertes

Laden von EPKW (eigene Darstellung)


tungseinspeisung und Demand Side Management im Haushalt sowie Brauchwas-

sererwärmung via Wärmepumpen mit Speicher (eigene Darstellung)

Wird dagegen ein schöner Sommertag betrachtet, wird nur der Warmwasserbedarf über

die Wärmepumpen gedeckt, da die Gebäude nicht beheizt werden müssen. Der Leis-

tungsverlauf ist in Abbildung 4.37 dargestellt. Die Einspeisung in das Mittelspannungs-

netz nimmt im Vergleich zu Abbildung 4.31 deutlich ab. Werden insgesamt 17 EPKW

Le

istu

ng

[kW

/ k

VA

(r)]

127


tungseinspeisung, Demand Side Management im Haushalt, Brauchwassererwär-

mung via Wärmepumpen mit Speicher und Solarüberschussladung von EPKW



tungseinspeisung, Demand Side Management im Haushalt, Brauchwassererwär-

mung via Wärmepumpen mit Speicher, Solarüberschussladung von EPKW und

Ausgleich durch 650 kWh Batterie (eigene Darstellung)

Le

istu

ng

[kW

/ k

VA

(r)]

L

eis

tun

g [

kW

/ k

VA

(r)]

128

durch Solarüberschüsse geladen, ergibt sich ein Lastverlauf wie in Abbildung 4.38. Es

ist deutlich erkennbar, dass die Fahrzeuge morgens und genau in der Mittagszeit mit

überschüssigem Solarstrom geladen werden. Die steilen Rampen kommen dadurch zu-

stande, dass die in Kapitel 3.4 vorgestellten standardisierten Fahrprofile Anwendung

finden. Um die Einspeisung in das Mittelspannungsnetz nahezu komplett zu unterbin-

den, wird an der Schule eine Batterie mit einer nutzbaren Kapazität von 650 kWh benö-

tigt, um die Tagesüberschüsse speichern zu können. Die Abbildung 4.39 stellt diese

Situation am Transformator dar, solange die Batterie morgens entladen ist. Der Verlauf,

wie die Batterie das Netz versorgt, lässt sich am Leistungsverlauf von Kabel 4 erkennen

[Abbildung 4.40] (Kusch 2015b).

Abbildung 4.40: Leistungsdiagramm Netz Typ N, Kabel 4, reine, maximale Wirkleistungseinspei-

sung, Demand Side Management im Haushalt, Brauchwassererwärmung via

Wärmepumpen mit Speicher, Solarüberschussladung von EPKW und Ausgleich

durch 650 kWh Batterie, Batterie ist an diesem Kabel (eigene Darstellung)

Um alle Häuser mit einer alternativen Heizungsform versorgen zu können wird im Fol-

genden eine Kombination aus wärmepumpen- und kraftwärmekopplungsgeheizten Häu-

sern angenommen. Es wird ein Jahreswärmebedarf von 60 kWh/m² angenommen. Ins-

gesamt sind für die Wärmepumpen 235 m³ Speicher nötig. Für die BHKW werden

116 m³ thermische Speicher benötigt. Die gesamte BHKW Leistung beträgt 156 kW.

Kabel 7 stellt bei den reinen Wärmepumpenszenarien das Kabel mit der geringsten

Wärmeversorgung über WP dar. An diesem Kabel sind fast alle BHKW installiert, näm-

lich insgesamt 13 BHKW-beheizte Häuser. Ein weiteres BHKW ist an Kabel 5 ange-

Le

istu

ng

[kW

/ k

VA

(r)]

129

schlossen. Die restlichen 47 Häuser und Gebäude werden über Wärmepumpen beheizt.

In Abbildung 4.40 ist die Auslastung von Kabel 7 dargestellt. Ein übererregter Betrieb

der BHKW Generatoren ist möglich, um dem Netz entsprechende Blindleistung bereit-

stellen zu können. Hierdurch wird das 3 % Spannungsband eingehalten [Abbildung

4.42].

Abbildung 4.41: Auslastung entlang Kabel 7, Netz Typ N, Kombination aus BHKW und Wärme-

pumpen, beide mit Speichern (eigene Darstellung)

Abbildung 4.42: Spannungsverlauf Netz Typ N, Kabel 7, Kombination aus BHKW und Wärme-

pumpen, beide mit Speichern (eigene Darstellung)

7:15 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

2:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

]

130

Abbildung 4.43: Leistungsdiagramm Netz Typ N, Transformator 3, Kombination aus BHKW und

Wärmepumpen, beide mit Speichern (eigene Darstellung)

Die Abbildung 4.43 stellt den Lastverlauf mit Wärmepumpen und BHKW am Trans-

formator 3 dar. Es kommt zu keinem Zeitpunkt zu einer Wirkleistungsrückspeisung in

das Mittelspannungsnetz.

Das Niederspannungsnetz vom Typ N ist am umfangreichsten untersucht worden. Das

maximale Photovoltaikpotential von 720,84 kWp kann nicht ohne einen minimalen

Netzausbau umgesetzt werden. Das Kabel mit dem größten PV-Potential kann ohne

garantierte Mindestlasten nur mit Einspeisung nach der Niederspannungsrichtlinie be-

trieben werden, um das 3 % Spannungsband einzuhalten (VDE 2011). Dieses kann auch

durch ein DSM erfolgen, wenn die geforderte Last garantiert werden kann. Um in Zu-

kunft unnötige induktive Blindleistung im Netz zu vermeiden, ist eine entsprechende

Vernetzung von Verbrauchern, PV-Wechselrichtern und Netz nötig. Dieses konnte hier

anhand der Netzsimulation gezeigt werden. In diesem Niederspannungsnetz ist es nur

dann möglich, auf eine alternative Wärmeversorgung der Gebäude zur Gasheizung um-

zusteigen, indem BHKW und Wärmepumpen kombiniert werden. Hier sollte auch über

eine Verknüpfung der beiden Wärmeerzeuger mittels Nahwärmenetz nachgedacht wer-

den. So lassen sich Windenergieüberschüsse durch längere Wärmepumpenlaufzeiten

nutzen und bei Elektrizitätsmangel aufgrund von Bewölkung und Windflaute die

Le

istu

ng

[kW

/ k

VA

(r)]

131

BHKW Laufzeiten verlängern. Ausgenommen sind hier nur kalte Wintertage, wenn

beide Wärmequellen benötigt werden, um alle Gebäude wunschgemäß zu beheizen.

4.5 Mittelspannungsnetz Typ AA

In den bisher dargestellten Kapiteln der Niederspannungsnetze ist die Mittelspannung

fest eingestellt. Das bedeutet, dass Spannungsänderungen im Mittelspannungsnetz nicht

berücksichtigt werden. Um den Nachweis zu erbringen, dass die Ergebnisse auch bei

schwankender Netzspannung standhalten, wird in den Kapiteln 4.5 und 4.6 jeweils ein

Mittelspannungsstrang simuliert. An den Unterwerken wird die Spannung im Normal-

fall geregelt. Bei der Netzsimulation wird die Spannung am Speisepunkt fest eingestellt,

da nur jeweils ein Mittelspannungsstrang in die Simulation einfließt und keine Kennt-

nisse zu den weiteren angeschlossenen Lasten und möglichen dezentralen Erzeugern der

unbekannten Netzabschnitte vorliegen.

Bei dem Mittelspannungsnetz Typ AA handelt es sich um einen teilweise ländlich ge-

prägten Vorortstrang. Der Strang teilt sich im alten Ortskern in zwei Stränge auf. Beide

Stränge enden im Nachbarort. Es sind alle relevanten Mittelspannungskabel des vorlie-

genden Mittelspannungsstrangs bekannt [Tabelle 4.12, Abbildung 4.44]. In diesem Mit-

telspannungsstrang werden insgesamt zwölf Ortsnetzstationen [ONT] versorgt. Von

diesen zwölf ONT sind zwei private Stationen. Die eine Station versorgt ein Abwasser-

pumpwerk, die andere eine Schule. Bei ONT 4 handelt es sich um das Niederspan-

nungsnetz Typ M. Es wird im regulären Betrieb über den Strang K3/K4 versorgt [Ab-

bildung 4.44]. Für die weiteren ONT liegen nur die Scheinleistungen der Transformato-

ren vor. Für die beiden privaten ONT werden für die dort angeschlossenen Lasten die

typischen G-Profile aus den Standardlastprofilen mit dem entsprechenden Jahreselektri-

zitätsbedarf in der Netzsimulation hinterlegt. Bei ONT 4 wird das Netz wie in Kapitel

4.3 beschrieben dargestellt. Es werden dort die gleichen Profile verwendet. Bei den an-

deren neun ONT wird anhand von Luftbildaufnahmen die Ähnlichkeit mit den unter-

suchten Niederspannungsnetzen der Typen A bis N verglichen. Bei den Netzen mit

mehreren Transformatoren wird eine entsprechende Angabe dazu gemacht, welcher

Netzteil in die Last-/Erzeugerprofilbestimmung einfließt. In Tabelle 4.13 sind die ent-

sprechenden Faktoren dargestellt. Mit dieser Tabelle können die für die diversen

132

Abbildung 4.44: schematischer Netzplan Mittelspannungsstrang Vorstadt ländlich (eigene Darstel-

lung)

Szenarien benötigten Profile anhand der an der Niederspannungssammelschiene anlie-

genden Lastverläufe in den vorher dargestellten Netzuntersuchungen bereitgestellt wer-

den. Die Ersatzprofile sind in MS Excel unter der Berücksichtigung der Faktoren aus

Tabelle 4.13 erstellt und nicht mit dem Profilgenerator, wie bei der Analyse der Nieder-

spannungsnetze beschrieben. Ob es innerhalb der nicht detailliert dargestellten Nieder-

spannungsnetze zu Kabelüberlastungen kommt, kann nicht komplett ausgeschlossen

133

werden, da jedes Netz individuell ausgelegt ist. Es kann aber nach den Erfahrungen mit

den untersuchten Niederspannungsnetzen davon ausgegangen werden, dass es bei ähnli-

cher Netzauslegung nicht zu einer Kabelüberlastung kommen wird. Dieses gilt für die

Fälle, in denen es in den untersuchten Niederspannungsnetzen nicht zu einer Kabelüber-

lastung kommt.

Ortsnetzstation [ONT] Scheinleistung in kVA

ONT 1 (Pumpstation) 400

ONT 2 250

ONT 3 500

ONT 5 400

ONT 6 500

ONT 7 630

ONT8 500

ONT9 630

ONT 10 630

ONT 11 500

ONT 4 (Netz Typ M) 2 x 400

ONT 12 400

Tabelle 4.11: Transformatoren Mittelspannungsnetz Vorstadt ländlich

Kabel Verbindung Kabeltyp Kabellänge

in m

K25 K1 von Mittelspannungs-

verteilung nach ONT 1

NA2XSY 3x1x150 411,55

K25 K2 von ONT 1 nach ONT 2 NKBA 3x120 1.643,18

K25 K3 von ONT 2 nach ONT 3 NKBA 3x120 414,77

K25 K4 von ONT 3 nach ONT 4 (Netz

Typ M)

NA2XSY 3x1X150 345,33



K25 K7 von ONT 6 nach ONT 7 NA2XSY 3x1x150 479,30

134

Kabel Verbindung Kabeltyp Kabellänge

in m



K25 K10 von ONT 9 nach ONT 10 NA2XSY 3x1x150 598,37





K25 K15 von ONT 4 nach TS1 NA2XSY 3x1x150 666,66

K25 K16 von ONT 4 nach TS2 NKBA 3x120 690,75

Tabelle 4.12: Kabel Mittelspannungsnetz Vorstadt ländlich

Es wird in allen vereinfacht dargestellten Niederspannungsnetzen von den gleichen

Lastszenarien ausgegangen wie in dem detailliert dargestellten Niederspannungsnetz:

Bei Berücksichtigung der aktuellen Lasten, u.a. Nachtspeicherheizungen, beträgt die

höchste Auslastung des Mittelspannungskabels ca. 40 %. Bei beiden Transformatoren

der ONT 4, also des Niederspannungsnetzes Typ M, liegt die Auslastung bei 70 % bis

75 %. Nur der Transformator der ONT 12 ist mit knapp 98 % höher ausgelastet. Alle

weiteren Transformatoren haben eine maximale Auslastung von teilweise deutlich unter

50 %.

Dass alle EPKW mit je 10,5 kW gleichzeitig geladen werden können, führte schon in

der Betrachtung des Netzes Typ M zu einer Überlastung des Kabel 9. Auch das Mittel-

spannungskabel wird dabei überlastet. Die Auslastung beträgt über 170 %. Wird genau

die Lösung wie in Kapitel 4.3 angewendet, führt das zu einem zulässigen Betrieb der

Betriebsmittel. Das Mittelspannungskabel ist mit 77 % maximal belastet.

Der Einsatz von Wärmepumpen bei einem Jahreswärmebedarf von 40 kWh/m² führt bei

einer Vollversorgung aller Gebäude zu einer maximalen Auslastung des Mittelspan-

nungskabels von über 51 %. Es kommt aber an den ONT 8 [Auslastung 108 %] und

ONT 12 mit 195% zu starken Überlastungen der Transformatoren. Wie schon in den

vorangegangen Kapiteln erläutert, sind nicht alle Netze wärmepumpenfähig, so dass

135

ohne Netzausbau nicht alle Gebäude mit Wärmepumpen zu versorgen sind. Es ist daher

eine Fortführung des Betriebes des Erdgasnetzes anzustreben, auch wenn sich der Ab-

satz von Erdgas durch Wärmedämmmaßnahmen an Bestandsgebäuden deutlich reduzie-

ren wird.

Ortsnetzstation angeschlossene Last

ONT 2 2 mal Netz Typ D (wegen Dachflächen)

0,6 mal Netz Typ K

ONT 5 G1 Profil mit 150.000 kWh/a

ONT 6 0,5 Netz Typ M Transformator 1

0,5 mal Netz Typ K

ONT 7 2,3 mal Netz Typ K

ONT 8

2 mal Netz Typ M Transformator 1

ohne Nachtspeicher

2 mal Netz Typ K

ONT9 Netz Typ M Transformator 2

0,57 mal ohne Nachtspeicher

1 mal mit Nachtspeicher

ONT 10 0,55 mal Netz Typ M Transformator 1

ONT 11 1 mal Netz Typ M Transformator 1


ONT 12 0,2 Netz Typ H

3,5 mal Netz Typ K

1 mal Netz Typ M Transformator 1

ONT 1 G3 Profil mit 300.000 kWh/a

Tabelle 4.13: Ersatzlasten Mittelspanungsnetz Vorstadt ländlich

Die Ausschöpfung des Photovoltaikpotentials ergibt am speisenden Mittelspannungs-

knoten eine Rückspeisung in der Spitze von ca. 2,1 MW. Das Mittelspannungskabel

wird dadurch bei reiner Wirkleistungseinspeisung zu 45 % ausgelastet. An den ONT 2

ist eine Rückspeisung von ca. 300 kW zu erwarten. Dieses führt zu einer nicht zulässi-

gen Auslastung von ca. 120 %. Außerdem wird der Transformator der ONT 12 mit ei-

ner Auslastung von ca. 110 % überlastet. Die Rückspeisung beträgt hier ca. 444 kW.

136

Der Spannungsverlauf des kritischen Kabels 9 ist in Abbildung 4.45 dargestellt. Es ist

deutlich zu erkennen, dass das 3 % Spannungsband innerhalb des Niederspannungsnet-

zes nicht eingehalten werden kann. Wenn im gesamten Mittelspannungsnetz alle ONT

über eine ähnliche PV-Einspeisung verfügen und es im gesamten Mittelspannungsnetz-

bezirk zu einem Spannungsanstieg kommt, stellt das kein gravierendes Problem dar.

Wenn nur dieser Mittelspannungsstrang über die hier dargestellte PV-Anlagendichte

verfügt, kann in einem Strang, an dem keine PV-Einspeisung erfolgt, nicht unbedingt

garantiert werden, dass bei eingestellten 10 kV am Speisepunkt des Mittelspannungs-

netzes das 10 % Spannungsband eingehalten werden kann. Damit ist bei Nichtverwen-

dung von regelbaren Ortsnetztransformatoren zur Sicherheit die Niederspannungsricht-

linie anzuwenden, wenn die Spannung am Netzeinspeisepunkt auf über 10.375 V anzu-

heben ist, damit alle Lasten in den Mittelspannungssträngen3 im Netz ordnungsgemäß

arbeiten und es nicht zu einer +/- 10 % Spannungsbandverletzung kommt, die durch den

Spannungsanstieg durch die PV verursacht wird, wenn hier das zulässige 3 % Span-

nungsband vollständig ausgereizt wird. Eine Leistungsbegrenzung der PV-Anlagen

Abbildung 4.45: Spannungsverlauf ONT 4, Kabel 9, reine Wirkleistungseinspeisung maximaler PV

Ausbau im Mittelspannungsnetz (eigene Darstellung)

3 Bei der Untersuchung hier handelt es sich nur um einen einzelnen Strang des Mittelspannungsnetzes,

weitere Stränge sind nicht Untersuchungsgegenstand dieser Dissertation.

13:15 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

21:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

]

137

Abbildung 4.46: Spannungsverlauf entlang Mittelspannungskabel in Richtung ONT 4, reine Wirk-

leistungseinspeisung maximaler PV Ausbau im Mittelspannungsnetz (eigene Dar-

stellung)

Abbildung 4.47: Spannungsverlauf entlang Mittelspannungskabel in Richtung des längeren Stran-

ges, Wirkleistungseinspeisung maximaler PV Ausbau im Mittelspannungsnetz (ei-

gene Darstellung)

an den ONT 2 um 28 % und an ONT 12 um 11 % führt nicht zu einer Behebung des

Spannungsanstieges [Abbildung 4.48]. Die maximale Rückspeiseleistung am Mittel-

spannungseinspeisepunkt sinkt auf ca. 2 MW. Die Anwendung der Niederspannungs-

13:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

21:00 Uhr

U min

13:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

21:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

]

138

Abbildung 4.48: Spannungsverlauf ONT 4, Kabel 9, reine Wirkleistungseinspeisung bei zulässigem

PV Ausbau im Mittelspannungsnetz ohne Änderung der ONT (eigene Darstellung)

Abbildung 4.49: Spannungsverlauf ONT 4, Kabel 9, Einspeisung nach Niederspannungsrichtlinie

bei zulässigem PV Ausbau im Mittelspannungsnetz ohne Änderung der ONT (ei-

gene Darstellung)

richtlinie im gesamten Mittelspannungsnetzstrang führt zur Lösung der 3 % Span-

nungsbandverletzung in Kabel 9 von ONT 4. Dieses wird in Abbildung 4.49 bestätigt.

Es ist aber erkennbar, dass auch hier der Grenzwert fast erreicht ist. Bei vollständiger

Umsetzung der Energiewende ist darauf zu achten, dass nach Möglichkeit alle PV-

14:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

21:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

] S

pa

nn

un

g [

V]

14:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

21:00 Uhr

U min

139

Anlagen gleichmäßig in den Mittelspannungsnetzen verteilt werden. So lässt sich ein

ggf. unnötiges Transportieren von Blindleistung, verursacht von den dezentralen

Einspeisern, vermeiden. Entgegen der unflexiblen Vorgabe der Niederspannungsrichtli-

nie bezüglich der vorgegebenen Blindleistungskurve sind im vorstehenden Fall die PV-

Wechselrichter mit einem intelligenten Blindleistungsmanagement auszustatten. Dieses

Blindleistungsmanagement hat die aktuelle Netzsituation [Betriebsmittelauslastung und

Spannungsverlauf] auch im Sinne einer Netzbetriebskostensenkung zu berücksichtigen.

4.6 Mittelspannungsnetz Typ AB

Bei dem Mittelspannungsnetz Typ AB handelt es sich um einen Vorortstrang. Der

Strang teilt sich an der ersten Ortsnetzstation [ONT] in zwei Stränge auf. Es wird im

Regelbetrieb nur ONT 2 über K2 versorgt. Alle weiteren ONT werden über K4 ver-

sorgt. K3 und K5 sind im Regelbetrieb leer laufende Kabel. Diese werden benötigt,

wenn es zu Schäden in diesem Netzstrang kommt. Es sind alle relevanten Mittelspan-

nungskabel des vorliegenden Mittelspannungsstrangs bekannt [Tabelle 4.15]. In diesem

Mittelspannungsstrang werden insgesamt fünf Ortsnetzstationen versorgt. Bei ONT 3

handelt es sich um das Niederspannungsnetz Typ N. Über diesen Mittelspannungsstrang

werden aber nur die Transformatoren 1 und 2 des Netzes Typ N versorgt. Der Trans-

formator 3 wird über ein anderes Mittelspannungskabel versorgt. Dies hat den Hinter-

grund, dass in Deutschland in den höheren Spannungsebenen in den meisten Fällen die

Netze redundant ausgeführt sind, um bei längeren Störungen reagieren zu können. Diese

beiden parallel verlaufenden Netzstränge müssen aber nicht zwangsläufig synchronisiert

sein. Das bedeutet, dass Phase L1 und die beiden weiteren Phasen nicht mit dem redun-

danten Netzstrang zum gleichen Zeitpunkt den gleichen Spannungswinkel haben müs-

sen. Für die weiteren ONT liegen nur die Scheinleistungen der Transformatoren vor

[Tabelle 4.14]. Bei ONT 3 wird das Netz wie in Kapitel 4.4 beschrieben dargestellt. Der

Transformator 3 wird aber im Modell abgeschaltet, da er für die folgenden Untersu-

chungen keine Rolle spielt. Es werden die gleichen Profile wie in Kapitel 4.4 verwen-

det. Bei den anderen vier ONT wird anhand von Luftbildaufnahmen die Ähnlichkeit mit

den untersuchten Niederspannungsnetzen der Typen A bis N vorgenommen. Bei den

Netzen mit mehreren Transformatoren wird eine entsprechende Angabe dazu gemacht,

welcher Netzteil in die Last-/Erzeugerprofilbestimmung einfließt. In Tabelle 4.16 sind

140

die entsprechenden Faktoren dargestellt. Mit dieser Tabelle können die für die diversen

Szenarien benötigten Profile anhand der an der Niederspannungssammelschiene anlie-

genden Lastverläufe in den vorher dargestellten Netzuntersuchungen bereitgestellt wer-

den. Die Ersatzprofile sind in MS Excel unter der Berücksichtigung der Faktoren aus

Tabelle 4.16 erstellt und nicht wie bei den Untersuchungen zu den Niederspannungsnet-

zen mit dem Profilgenerator. Ob es innerhalb der nicht detailliert dargestellten Nieder-

spannungsnetze zu Kabelüberlastungen kommt, kann nicht zu 100 % ausgeschlossen

werden, da jedes Netz individuell ist. Es kann aber anhand der Erfahrungen mit den

untersuchten Niederspannungsnetzen davon ausgegangen werden, dass es bei ähnlicher

Netzauslegung nicht zu einer Kabelüberlastung kommen wird. Dieses gilt vergleichs-

weise für die Fälle, in denen es in den untersuchten Niederspannungsnetzen nicht zu

einer Kabelüberlastung kommt.

Unterwerk bzw. Ortsnetzstati-

on

Transformator Scheinleistung

in kVA

UW 31.000

ONT 1 630

ONT 2 630

ONT 3 [Netz Typ N] Transforma-

tor 1

500

ONT 3 [Netz Typ N] Transforma-

tor 2

315

ONT 4 Transformator 1 500




Tabelle 4.14: Transformatoren Mittelspannungsnetz Vorstadt

141

Kabel Kabeltyp Kabellänge

in m

von nach

K 31 K1 NKBA 3x120 1.235,93 MUW ONT 1

K 31 K2 NKBA 3x120 228,51 ONT 1 ONT 2

K 31 K 3 NKBA 3 x 120 394,48 ONT 2 MTR 1

K 31 K4 NKBA 3 x 120 1.820,44 ONT 1 ONT 3

K 31 K5 NKBA 3 x 120 519,11 MTR 2 MTR 3

K 31 K6 NKBA 3 x 120 648,26 MTR 2 ONT 3 [Netz

Typ N]

K 31 K7 NKBA 3 x 95 577,37 ONT 3 [Netz

Typ N]

ONT 4

K 31 K8 NKBA 3 x 95 260,51 ONT 4 ONT 5

Tabelle 4.15: Kabel Mittelspannungsnetz Vorstadt

Stationsname Faktor und Ersatznetz

ONT 1 0,35 mal Netz Typ H

0,5 mal Netz Typ K

0,8 mal Netz Typ M Trans-

formator 1


0,2 mal Netz Typ H

ONT 4 Transforma-

tor 2

0,25 [Last] mal Netz Typ G

0,4 [PV] mal Netz Typ G

ONT 4 Transforma-

tor 1

0,3 [Last] mal Netz Typ J

3 [PV] mal Netz Typ J

ONT 5

je Transformator

1 [Last] mal Netz Typ G

2 [PV] mal Netz Typ G

Tabelle 4.16: Ersatzlasten Mittelspannungsnetz Vorstadt

142

Abbildung 4.50: schematischer Netzplan Mittelspannungsstrang Vorstadt (eigene Darstellung)

Die aktuelle höchste Belastung des Mittelspannungskabels durch den heutigen Elektrizi-

tätsbedarf liegt bei 20 %.

Der Einsatz von Wärmepumpen bei einem Jahresenergieverbrauch von 40 kWh/m²

führt an einem kalten Wintertag zu einer Auslastung des Mittelspannungskabels von

50 %. Bei ONT 3 kommt es, wie in Kapitel 4.4 beschrieben, zu Betriebsmittelüberlas-

tungen der Kabel. An den anderen ONT kommt es wahrscheinlich auch zu Kabelüber-

lastungen in den Niederspannungsnetzen. Die Reduzierung der versorgten Gebäude von

durchschnittlich 25 % führt zu einer Auslastung des Mittelspannungskabels von 37 %.

Die Auslastung der Kabel in den Niederspannungsnetzen sinkt auf eine zulässige Aus-

lastung. Durch eine Nachtabsenkung steigt die Auslastung im Mittelspannungskabel.

Die maximale Auslastung liegt bei 60 %.

Bei Ausnutzung des gesamten PV-Potentials in diesem Mittelspannungsstrang kommt

es zu einer höchsten Einspeiseleistung von 1.062 kW. Die Peakleistung liegt bei ca.

1.330 kW. Die maximale Rückspeiseleistung beträgt 564 kW. Die Spannung an Kabel 4

der ONT 3 [Netz Typ N] bleibt im zulässigen 3 % Band [Abbildung 4.51]. Durch Ein-

speisung nach der Niederspannungsrichtlinie wird wegen der induktiven Blindleistung

der Spannungsanstieg deutlich reduziert [Abbildung 4.52].

143

Abbildung 4.51: Spannungsverlauf ONT 3, Kabel 4, reine Wirkleistungseinspeisung (eigene Dar-

stellung)

Abbildung 4.52: Spannungsverlauf ONT 3, Kabel 4, Einspeisung nach Niederspannungsrichtlinie


11:00 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

20:00 Uhr

U min

10:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

20:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

] S

pa

nn

un

g [

V]

144

4.7 Zusammenfassung der Netzuntersuchung

In den untersuchten Innenstadt Netzen kann das vorhandene PV-Potential vollständig

integriert werden. Das PV-Potential fällt dort mit 3 kW/HA Typ F, 5 kW/HA Typ G

und 2,9 kW/HA Typ I wegen relativ kleiner Dachflächen gering aus. Im Netz Typ N mit

Blockbebauung liegt das PV-Potential bei 12 kW/HA. Hier ist mehr Dachfläche vor

allem wegen einer vorhandenen Schule vorhanden. Bei den Vorstadtnetzen beträgt das

PV-Potential mit 3,79 kW/HA [Typ H], 5,12 kW/HA [Typ L], 4,2 kW/HA [TYP M]

und 4,31 kW/HA [Typ K]. Auch hier sind relativ kleine Dachflächen vorhanden, da

NRW ein dicht besiedeltes Land ist. Wegen der relativ hohen Lastdichte sind im Süd-

westen NRWs die Transformatoren größer dimensioniert. Das liegt auch an der Ent-

scheidung des EVU, bei Ersetzen der Transformatoren überall im städtischen Bereich

auf eine Transformatorgröße von 630 kVA zu setzen. Das hat vor allem den Grund, eine

Kostenreduktion bei der Ersatzteilbeschaffung zu erzielen. In Fernwärmebezirken

scheint das Netz wie beim Typ L schwächer ausgelegt, so dass es dort zu den beschrie-

benen Grenzwertüberschreitungen kommt [siehe Anhang]. Die drei Dorfnetze mit ei-

nem PV-Potential von 4,6 kW/HA [Typ A], 6,61 kW/HA [Typ C] und 11,65 kW/HA

[Typ B] besitzen nicht viel größere Dachflächen wie im städtischen Bereich. Nur im

Netz Typ B kommt es bei einem PV-Vollausbau zur Betriebsmittelüberlastung und da-

raus resultierender Spannungsbandverletzung. Dieses liegt an der für das PV-Potential

im Netz Typ B zu niedrig bemessenen Transformatorleistung des Bestandsnetzes. Bei

den vorliegenden ländlichen Netzen Typ D bzw. E ergibt sich wegen der teilweise hof-

ähnlichen Strukturen mit großen Dachflächen ein PV-Potential von 33,85 kW/HA bzw.

26,76 kW/HA. Integrierbar ohne Netzausbau sind 25,11 kW/HA bzw. 14,38 kW/HA, da

das PV-Potential teilweise auf Ost/West ausgerichteten Dächern vorhanden ist.

Ein Problem in Bezug auf das vorhandene Netz kann bei vielen kleinen PV-Anlagen bis

zu einer Leistung von 4,6 kVA Wechselrichterleistung die einphasige Einspeisung sein,

wenn der Netzbetreiber den Anschluss der PV-Anlagen planerisch nicht begleitet. Das

hat in der Vergangenheit häufig zu einem unsymmetrischen Anschluss geführt. Dies

führt dann zu einem erhöhten Spannungshub auf der Phase, an der die meisten Anlagen

angeschlossen sind. Aus diesem Grund ist dann die Aufnahmefähigkeit des Netzes auch

geringer. In den hier vorliegenden Netzuntersuchungen wird immer von symmetrischer

145

PV-Einspeisung ausgegangen, damit die vorhandene Netzkapazität optimal genutzt

wird. Kleinere PV-Anlagen sind zu größeren Einheiten zusammengefasst worden, so

dass es weniger Einspeisepunkte gibt. Die meisten modernen Wechselrichter ab 5 kVA

werden als 3-phasige Geräte angeboten. Durch diese Maßnahmen lassen sich die vor-

handenen Netzreserven optimal nutzen und Netzausbaumaßnahmen vermeiden.

Bei Wärmepumpenheizungen gibt es Engpässe in Niederspannungsnetzen, in denen

eine sehr dichte Bebauung mit Mehrfamilienhäusern existiert. Die Netze sind dafür

nicht ausgelegt, da bis heute in diesen Bereichen vorzugsweise Erdgas bzw. Fernwärme

zum Heizen eingesetzt wird. Auch wenn die Mehrfamilienhäuser in Zukunft energetisch

saniert werden, ist dort der Wärmebedarf immer noch so hoch, dass es zu Netzüberlas-

tungen bei Wärmepumpennutzung kommen wird. Es muss immer darauf geachtet wer-

den, wie stark in diesen Bereichen das Netz ausgebaut wird, und im Einzelfall entschie-

den werden. Der Einspareffekt einer Nachtabsenkung fällt bei derart effizienten Gebäu-

den geringfügiger in das Gewicht. Der Einsatz von dezentralen thermischen Speichern

ist aus Platzgründen nicht immer möglich. In manchen Fällen ist auch eine Fernwärme-

versorgung wegen topografischer Gegebenheiten nicht möglich. Speicher bieten den

Vorteil einer zeitlichen Entkopplung zwischen Erzeugung und Nutzung. Dieser Vorteil

kann jedoch nur dann genutzt werden, wenn es noch Reserven im Niederspannungsnetz

gibt. Diese Reserven sind bei extrem tiefen Temperaturen im Winter in Mehrfamilien-

hausgebieten nicht unbedingt vorhanden, so dass die Speicher an kalten Tagen nicht

effizient als Regelleistungselement in Bezug auf die Energieerzeugung genutzt werden

können, wenn das Netz ohnehin stark beansprucht wird. Die Kombination aus Wärme-

pumpen und KWK lässt sich bei Mehrfamilienhäusern ideal einsetzen, um Netzbelas-

tungen an kalten Tagen im zulässigen Rahmen zu halten [Netz Typ N]. Ein möglicher

Nahwärmeverbund kann beide Wärmeerzeuger verknüpfen und somit an nicht Extrem-

werttagen dazu beitragen, dass fluktuierende Erzeuger besser in das Stromnetz integriert

werden können. Bei EE-Überschüssen können Wärmepumpen die Wärmeversorgung

übernehmen, in EE-Flauten übernimmt dann die KWK sowohl die Wärmeversorgung

als auch einen Teil der Stromversorgung. Für diesen Verbundbetrieb können thermische

Speicher auf ein Minimum reduziert werden - ein großer Vorteil, wenn für Speicher der

Platz ein Problem darstellt. Die Wärmepumpen als einzige Wärmequelle sollten dort

eingesetzt werden, wo eine geringe thermische Lastdichte vorhanden ist und dadurch

146

ein Stromnetzausbau nicht verursacht wird. Hierfür sind die meisten

Einfamilienhaussiedlungen geeignet. Eine Ausnahme bilden Fernwärmenetzbezirke, da

dort das Stromnetz u.U. schwächer ausgelegt ist [Netz Typ L]. Ein Verzicht auf die

Nachtabsenkung bei Wärmepumpenheizungen führt dazu, dass thermische Speicher

dann zum Netzmanagement und zur Verwendung von EE-Überschüssen eigesetzt wer-

den können. Dies ist vor allem auch im Hinblick auf neue Abnehmer, wie die Elektro-

mobilität zu berücksichtigen.

Die Elektromobilität ist in den Netzen mit überwiegender Einfamilienhausbebauung

und bei Neubaublockbebauung nur mit zentralem Lademanagement ohne Netzausbau

realisierbar. Das gleiche gilt für alle Netze, wenn mehr als ein EPKW pro Mehrfamili-

enhaus angenommen wird. Entweder wird die Ladeleistung nicht individuell variierbar

durch den Netzbetreiber beschränkt oder es wird mittels Smart Grid die Ladeleistung

und das Ladezeitfenster für jeden einzelnen EPKW unter Berücksichtigung individuel-

ler Merkmale vorgegeben. Dass EPKW-Nutzer sowohl am heimischen Parkplatz als

auch am Arbeitsplatz laden können, kann nicht vorausgesetzt werden. Es ist eher davon

auszugehen, dass es Lademöglichkeiten vorwiegend am heimischen Stellplatz geben

wird. Diese Annahme liegt den vorliegenden Netzuntersuchungen zugrunde. Über

Nacht werden PKW durchschnittlich 13 Stunden lang abgestellt. Um den Energiebedarf

für die tägliche Durchschnittsfahrleistung von ca. 30 km nachzuladen, könnte die Lade-

leistung auf 0,5 kW innerhalb der 13 Stunden beschränkt werden. Eine maximale Lade-

leistung zwischen 3,5 kW und 10,5 kW ist für die Übernachtladung in jedem Fall aus-

reichend, um die Fahrzeugbatterie auch für längere Strecken laden zu können, wie es in

den Netzuntersuchungen dargestellt ist. Aus diesem Grund ist es wichtig, in intelligente

Ladeinfrastruktur zu investieren, um auch Lastspitzen durch die Elektromobilität im

gesamten Netz zu vermeiden, die nicht durch eine nachhaltige Stromerzeugung gedeckt

werden können. Schnelladestadionen werden nicht betrachtet, da die untersuchten Netze

allesamt hauptsächlich Wohngebiete versorgen. Schnelllademöglichkeiten werden

hauptsächlich an Einkaufstraßen/-zentren und Fernstraßenrastplätzen benötigt, um ein

schnelles Fortkommen über weite Strecken [über 300 km] zu ermöglichen. Derartige

Netze waren nicht Gegenstand der Untersuchung. Mitte 2020 soll mit dem Sion der Fa.

Sono Motors der erste EPKW mit fahrzeugexterner Entlademöglichkeit der

Traktionsbatterie auf den Markt gebracht werden. Ob sich dieses Konzept auch bei an-

147

deren Herstellern durchsetzt, ist fraglich. Es bedarf einer großzügig bemessenen Fahr-

zeugbatterie, um die Batteriealterung wegen der zusätzlichen Netzentladevorgänge zu

reduzieren. Außerdem können die Fahrzeugbatterien nur in sehr begrenztem Umfang

das Stromnetz stützen. Die Fahrzeuge sind in der Mehrzahl nicht an einer Ladestation,

wenn lokale EE-Überschüsse in der Mittagszeit und am frühen Nachmittag in Wohnge-

bieten anfallen. Als weitere Einschränkung ist der Mindestladezustand zu sehen, damit

die nächsten Fahrten gewährleistet werden können. Daher sind EPKW als großer bidi-

rektionaler Netzspeicher eher nicht praktikabel, da es für das Netzmanagement zu viele

Unsicherheiten gibt, ob er wie benötigt flächendeckend verfügbar ist oder nicht.

Die Netzuntersuchungen werden in Tabelle 4.17 abschließend kurz zusammengefasst.

Für die Aussagen in der Tabelle 4.17 ist das Photovoltaikpotential aus Tabelle 4.1

zugrundegelegt. Außerdem ist in der Spalte Wärmepumpen für alle Netze eine Sanie-

rung der Gebäude auf einen Jahreswärmebedarf von 40 kWh/m² angenommen. Als

Ausnahme gelten nur die Szenarien, in denen BHKW eine Rolle spielen. Dort gilt ein

Jahreswärmebedarf von 60 kWh/m². Für die Spalte Elektromobilität gilt eine Ladeleis-

tung von 10,5 kW für die Aussage „ohne Einschränkung“. In den anderen Fällen wird

die Ladeleistung teilweise auf 3,5 kW reduziert oder es wird netzgesteuert geladen.

148

Netz

reine Wirkleistungsein-

speisung durch Photovol-

taik

Einspeisung nach

Niederspannungsrichlinie

Wärmepumpennutzung Elektromobilität

A keine Einschränkung nicht erforderlich keine Einschränkung nur mit zentralem Lademanagement

B nicht möglich erforderlich keine Einschränkung nur mit zentralem Lademanagement

C keine Einschränkung nicht erforderlich keine Einschränkung nur mit zentralem Lademanagement

D

nur 75 % oder Speicher

Transformatoraustausch

nicht erforderlich keine Einschränkung keine Einschränkung

E nur 50 % sonst wie B ggf. erforderlich keine Einschränkung keine Einschränkung

F keine Einschränkung nicht erforderlich keine Einschränkung keine Einschränkung

G keine Einschränkung nicht erforderlich nur 76 % der Heizfläche, Al-

ternative BHKW

keine Einschränkung

H


nicht erforderlich keine Nachtabsenkung oder

nur mit Speichern


I keine Einschränkung nicht erforderlich nur bei Nutzung aller Kabel nur mit zentralem Lademanagement

J keine Einschränkung nicht erforderlich nicht sinnvoll, weiter Fern-

wärme nutzen!

nur mit Kabelaustausch auf dem Park-

platz des Einkaufzentrums sinnvoll

K keine Einschränkung nicht erforderlich keine Einschränkung keine Einschränkung

L Netzausbau + DSM erforderlich wie J nur mit Netzausbau sinnvoll

M DSM ist erforderlich gut anwendbar, oder DSM keine Einschränkung Begrenzung der Ladeleistung

N nur durch DSM erforderlich oder DSM nur mit Speichern und BHKW nur mit zentralem Lademanagement

AA nur mit DSM umsetzbar erforderlich im MS-Netz kein Problem im MS-Netz kein Problem

AB mit Leistungsreduzierung o. Leistungsred. erforderlich im MS-Netz kein Problem im MS-Netz kein Problem

Tabelle 4.17: Zusammenfassung der Netzuntersuchung

149

5 Auswirkungen auf Fernwärmenetze

Die Effizienzsteigerungen der Gebäude in Bezug auf Heizwärmebedarf haben Auswir-

kungen auf die Fernwärme- und Gasnetze. Eine angestrebte durchschnittliche Verbesse-

rung der heutigen Durchschnittsgebäude [180 kWh/m² a] auf Passivhaus-Standard für

alle Wohngebäude [ca. 40 kWh/m² a], wie im Energiekonzept der Bundesregierung

(2010) dargestellt, führt zur Energieabsatzreduzierung von über 75 %. Die Auswirkun-

gen auf die Gasnetze ist der verringerte Absatz, der ggf. durch BHKW mit Nahwärme-

netzen teilweise kompensiert werden kann. Wie in Kapitel 4 gezeigt wurde, ist es nicht

sinnvoll, flächendeckend auf elektrische Wärmepumpen umzusteigen und die ggf. nicht

mehr wirtschaftlich betreibbaren Gas- und Fernwärmenetze hierdurch zu ersetzen. Es

wären hohe Investitionen in das Stromnetz und hohe Abschreibungen in die bestehende

Infrastruktur nötig. Eine Versorgungssicherheit ohne fossile Kraftwerke wäre bei reiner

Wärmepumpenheizungsnutzung ebenfalls nicht gegeben, da für Zeiten mehrwöchiger

Dunkelflauten im städtischen Bereich aus Platzgründen dezentral keine entsprechend

großen Speicher gebaut werden können und aus topografischen Gründen [Grundwasser]

nicht überall ein Fernwärmenetz aufgebaut werden kann, um zentrale thermische Lang-

zeitspeicher anschließen zu können. In Kapitel 6 wird außerdem aufgezeigt, dass die

Energiemengen durch lokal vorhandene Photovoltaik trotz großzügiger Dimensionie-

rung in einer Millionenstadt nur einen Bruchteil des jährlichen Energiebedarfs decken

können. Aus diesem Grund ist eine Verknüpfung der Bereiche Strom-, Gas- und Wär-

menetze sinnvoll (Sager-Klauß 2018). Für Dunkelflauten wird Reservekraftwerksleis-

tung benötigt, um die Stromversorgung aufrecht zu erhalten. Da es bei Dunkelflauten

kalt sein kann und dann elektrische Wärmepumpen zu einer weiteren Verknappung von

elektrischer Energie beitragen, ist die Verwendung von mit Gas betriebener KWK eine

sehr gute Ergänzung. Die Wärme dieser Anlagen wird am besten über Fernwärmenetze

verteilt, die auch als Nahwärmenetz ausgebildet sein können. Somit ergibt sich eine

Verknüpfung von Strom-, Gas- und Fernwärmenetzen. Außerdem können Wärmepum-

pen und direktelektrische Aufheizung des Fernwärmewassers zu Zeiten von überschüs-

sigem regenerativem Strom die Versorgung der Fernwärmenetze effizient übernehmen

(Ecke 2017). Bei Fernwärmenetzen spielen auch die Wärmeverluste durch den Trans-

150

port eine Rolle, ob diese sinnvoll zu betreiben sind. Die AGFW hat hierzu einige For-

schungsaspekte. Darunter fallen die Analyse von Nah- und Fernwärmenetzen (AGFW

2012). Außerdem werden innovative Konzepte vorgestellt, wie LowEx Fernwärme,

Einsatz von Wärmepumpen im Fernwärmenetz, Einsatz von Solarthermie in der Fern-

wärme, Absenkung der Rücklauftemperatur durch zusätzliche Wärmesenken, z.B. mit

Wärmepumpen, die den Rücklauf als Wärmequelle nutzt, um weitere Gebäude versor-

gen zu können, um die wichtigsten zu nennen. Bei LowEX-Fernwärmenetzen handelt es

sich um Niedertemperatur-Fernwärmenetze. Es können auch Bestandsnetze in Nieder-

temperatur-Fernwärmenetze umgewandelt werden, indem die Vorlauftemperatur abge-

senkt wird. Dieses wird auch im Fernwärmehandbuch für London beschrieben (Greater

London Authority 2013). In der Arbeit von (Lohmann 2013) werden die Auswirkungen

von neugebauten Häusern auf den Wärmeleistungsbedarf stundenweise dargestellt. Bis-

her wird in den Studien keine genaue Aussage über die Entwicklung der Verteilverluste

im Hinblick auf die Absatzreduzierung gegeben. Es sind nur die Verluste bei heutiger

Belastung der Fernwärmenetze bekannt. Aus diesem Grund wird in der vorliegenden

Dissertation anhand eines netzstrukturvereinfachenden Modells die Entwicklung der

Verluste näher betrachtet. Die Verteilverluste werden nämlich häufig als Entschei-

dungskriterium für oder gegen die Fernwärme angeführt. Außerdem werden auch im-

mer nur die relativen Verluste verwendet. Diese Vereinfachung ist aber unter den sich

ändernden Rahmenbedingungen als zweifelhaft anzusehen, wie die Ergebnisse dieses

Kapitels aufzeigen.

5.1 Modellvergleich und Plausibilitätsprüfung einer Fern-

wärmeleitung

Das Modell der Fernwärmeleitung wird mit Hilfe von Matlab Simulink und der Carnot

Toolbox (Solar-Institut Jülich 2011) erstellt. Um ein möglichst realistisches Ergebnis

für die Verlustrechnung zu erhalten, ist das Heranziehen der DIN VDI 2055 relevant.

Moderne Fernwärmerohre haben einen Aufbau, wie er in Abbildung 5.1 dargestellt ist.

Das Mantelrohr dient zum Schutz der Isolierung aus Polyurethan. Das eigentliche

Transportrohr liegt in der Mitte. Der Tabelle 5.1 sind typische Werte für ein Transport-

rohr mit 10 cm Rohrdurchmesser zu entnehmen. Der Wärmestrom durch die

151

Abbildung 5.1: Rohrleitungsstück DRE 100, Abmessungen DN 100 (Lösing)

Mediumrohr

Außendurchmesser d1 114,3 mm

Wandstärke s 3,60 mm

Rauigkeit k 0,02 mm

Wärmeleitfähigkeit λ 55,2 W/(m∙K)

Wärmekapazität c 0,46 kJ/(kg∙K)

Isolierung


Stärke s 42,85 mm

Schaumdichte 60,0 kg/m³

Wärmeleitfähigkeit λ 0,024 W/m∙K

Mantelrohr


Wandstärke s 3,2 mm

Wärmeleitfähigkeit λ 0,40 W/(m∙K)

Wärmekapazität c 1,9 kJ/(kg∙K)

Rohrdichte 0,95 Kg/m³

Gesamtes Rohr

Massenstrom 28,5 – 33,0 t/h

Maximaldruck 25 bar

Druckverlust/m v 60 - 80 Pa

Mögliche Längen l 6; 12; 16 m

Tabelle 5.1: Rohrmaterialwerte DRE100 (isoplus 2011)

Rohrisolierung ist in Gleichung 5.1 beschrieben. Die Betriebsleitfähigkeit wird mit

Gleichung 5.2 genauer spezifiziert. Sie ist abhängig von der Betriebstemperatur. Außer-

152

dem werden Abweichungen von den im Labor bestimmten Werten der Wärmeleitfähig-

keit berücksichtigt (VDI 2008). Die Oberflächentemperatur des Rohres ist ein Schätz-

wert, der anhand von Gleichung 5.3 berechnet wird. Bei einer Abweichung zum Ver-

lustwärmestrom [Gleichung 5.4] ist eine erneute Berechnung durchzuführen, bis die

Abweichung der beiden Werte zueinander minimal ist.

Formel 5.1: Wärmestrom in einem Fernwärmerohr

mit d1 Durchmesser Schicht 1 m

da Außendurchmesser Ummantelung m

di Durchmesser i-ten Schicht m

Wärmestrom W

αi Innerer Wärmeübergangskoeffizient W/(m²K)

αa Wärmeübergangskoeffizient bei Konvektion und Strahlung W/(m²K)

ϑi Innentemperatur °C

ϑa Außentemperatur °C

λB Betriebswärmeleitfähigkeit W/(mK)

Formel 5.2: Betriebswärmeleitfähigkeit

mit

λN Wärmeleitfähigkeit der verwendeten Isolierung

fges Faktor berücksichtigt Abweichungen durch offene Fugen in der Wärme-

isolierung, aus Anhang A2 der VDI 2055 (VDI 2008)

153

∆λ1, ∆λ2, ∆λn Wärmeleitfähigkeitsänderungen durch Halterungen und montagebedingte

Wärmeleitfähigkeitsänderungen

Formel 5.3: Oberflächentemperatur

Temperaturdifferenz

Formel 5.4: Oberflächentemperatur anhand des Verlustwärmestromes bestimmt

Der Gesamtwärmeübergang wird durch αa [Gleichung 5.7] berechnet. Dieser Wert setzt

sich aus der Wärmestrahlung und der Wärmekonvektion zusammen. Für ein waa-

gerecht verlegtes Rohr in freier Verlegung gilt:

Formel 5.5: Konvektionskoeffizient

mit

da Außendurchmesser

Temperaturdifferenz

Formel 5.6: Strahlungskoeffizient

mit

C12 Wärmestrahlungskoeffizient nach DIN VDI 2055 Abschnitt 4.2.2.2 bzw. nach

(Wossog 2014)

TO Oberflächentemperatur

TA Außentemperatur

154

Formel 5.7: äußerer Wärmeübergangskoeffizient

In der Carnot-Toolbox ist die Wärmeverlustrechnung wie folgt festgelegt:

Formel 5.8: Leitungsverluste in Carnot Toolbox (Solar-Institut Jülich 2011)

mit:

Cwall Wärmekapazität des Rohres pro Länge J/(mK)

Vnode Kontenvolumen m³

L Länge m

dT Temperaturänderung K

dt Zeitänderung s

U Wärmedurchgangskoeffizient W/(m²K)

Aloss Verlustoberfläche m²

Tamb Umgebungstemperatur K

T Fluid bzw. innere Temperatur K

dx² Flächenänderung m²

Massenstrom kg/s

C Wärmekapazität des Fluid J/(kg K)

λ Axiale Wärmeleitfähigkeit W/(mK)

Die berechnete Verlustleistung beträgt 19,16 W/m nach Standardtestbedingungen, be-

stimmt nach DIN VDI 2055 mit einer Wassertemperatur von 90 °C und einer Außen-

temperatur von 15 °C. In der Literatur wird ein Verlustwert von 19,76 W/m angegeben

(isoplus 2011). Im Simulink-Modell ergibt sich eine Verlustleistung von 19,15 W/m.

5.2 Ergebnisse anhand eines Testnetzes

In der Literatur werden spezifische Wärmeverluste in Fernwärmenetzen von 10 Prozent

im Jahresmittel angegeben. Diese können im Sommer bis zu 50 Prozent betragen

155

(AGFW 1993). Es gilt dieses zu überprüfen. Außerdem ist eine entsprechende Überprü-

fung der Entwicklung der spezifischen Wärmeverluste zu simulieren, die die Energieef-

fizienzsteigerungen von Wohngebäuden im Heizwärmebedarf bis zum Jahr 2050 nach

dem Energiekonzept 2011 der Bundesregierung berücksichtigen. Nach diesem Konzept

sollen alle Wohngebäude auf Passivhausstandard saniert werden. Um den Weiterbetrieb

der Fernwärmenetze zu ermöglichen, sind Untersuchungen notwendig, die die spezifi-

schen Verluste in Fernwärmenetzen analysieren.

In Abbildung 5.2. sind von links nach rechts dargestellt: Die Umwälzpumpe [grüner

Block] inkl. Ansteuerung darunter, die Aufheizeinheit [roter Block]. Dort wird das ent-

sprechende Wärmeprofil übergeben, im Unterschied zur Realität, wo das Wärmeprofil

beim Verbraucher anfällt. Dann folgt das Fernwärmerohr des Vorlaufs [blauer Block].

Der ockerfarbene Block stellt den Verbraucher [schräg unter dem Vorlauf] dar und de-

finiert die Rücklauftemperatur als konstanten Wert. Links daneben ist der Rücklauf [un-

terer blauer Block] dargestellt. Alle grauen und orangen Elemente sind wichtige Hilfs-

mittel für die Auswertung der Simulationsergebnisse.

Es ist ein Beispielmodellnetz von 1 km Netzlänge mit dem oben beschriebenen DN 100

Fernwärmeleitungsrohr in Matlab/Simulink aufgebaut. Die Rohrlänge beträgt insgesamt

2 km (1 km Vorlauf und 1 km Rücklauf). Um die Rohrverluste in verschiedenen Be-

triebszuständen bestimmen zu können, wird der Wärmebedarf dieses Modellnetzes im

ersten Schritt auf den maximalen Volumenstrom des Rohres ausgelegt. Dieser beträgt

bei einem Betriebsdruck von 19,5 bar 30 m³/h (8,333 kg/s). Bei einer Rücklauftempera-

tur von 35 °C und einer maximalen Vorlauftemperatur von 130 °C beträgt somit die

maximal übertragbare Wärmeleistung 3 MW (3.000.000 W). Mit dieser Leistung kön-

nen an einem sehr kalten Wintertag - die tiefste Temperatur beträgt -18,9 °C (DWD

2009b) - 176 Einfamilienhäuser mit einer Heizfläche von 100 m² und einem Jahresheiz-

energiebedarf von 180 kWh/m² zuzüglich der Brauchwassererwärmung versorgt wer-

den. In Abbildung 5.3 ist der Heizleistungsbedarf eines Tages zu erkennen, wenn auf

die Nachtabsenkung verzichtet wird.

156

Abbildung 5.2: Aufbau des Testnetztes in Matlab/Simulink (eigene Darstellung)

157

Abbildung 5.3: Lastprofile für einen kalten Wintertag (eigene Darstellung)

Beim Gebäudebestand [rote Linie] ist zu erkennen, dass durch den geringen bis nicht

vorhandenen Wärmeschutz der Gebäude bei tiefen Außentemperaturen stark nachge-

heizt werden muss. Die Leistung liegt in der Spitze bei 3 MW und fällt an diesem kalten

Wintertag nur geringfügig unter die 2 MW. Wenn diese Gebäude auf den KfW 70 [gel-

be Linie, 60 kWh/m²a] Stand saniert werden, sinkt die Wärmeleistung auf ca. 1/3 ab.

Eine weitere Reduktion auf fast 50 % lässt sich dadurch erzielen, dass die Gebäude auf

den KfW 55 Stand [grüne Linie, 40 kWh] mit einer Lüftungsanlage mit Wärmerückge-

winnung gebracht werden. Im Modellnetz ergeben sich bei diesen drei Belastungszu-

ständen folgende durchschnittliche Verluste bezogen auf die durchschnittliche Wärme-

leistung bei jeweils konstantem Massenstrom:

Bestand [180 kWh/m²a, 30 t/h Massenstrom]: 0,7 %

KfW 70 [60 kWh/m²a, 15 t/h Massenstrom]: 2,5 %

KfW 70 [60 kWh/m²a, 12,52 t/h Massenstrom, hohe Vorlauftemperatur]: 3,0 %

KfW 55 [40 kWh/m²a, 8,28 t/h Massenstrom]: 6,6 %

Die Anpassung des Massenstromes ist erforderlich, damit mindestens eine Vorlauftem-

peratur von 70 °C gewährleistet wird, wenn die Rücklauftemperatur 35 °C beträgt. Die

Verluste liegen in einem geringen Bereich. Bei einer Erhöhung der Rücklauftemperatur

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

00:00 06:00 12:00 18:00

P [M

W]

Zeit in Stunden

Bestand

KfW 70

KfW 55

158

auf 45 °C ergeben sich bei geregeltem Volumenstrom, je nach benötigter Wärmeleis-

tung die nachfolgend dargestellten Verluste. Die Regelung des Volumenstromes ist so

eingestellt, dass die Vorlauftemperatur zwar auf über 70 °C aber dennoch so gering wie

möglich gehalten wird. Sie schwankt je nach Gebäudeenergiestandard zwischen 70 °C

und 130 °C.

Bestand: 1,67 %

KfW 70: 1,94 %

KfW 55 : 4,17 %

An einem Frühlingstag sind tiefe Nachttemperaturen um den Gefrierpunkt vorhanden,

und durch die Sonneneinstrahlung steigt die Temperatur tagsüber deutlich. Außerdem

machen sich die solaren Wärmegewinne in den Gebäuden bemerkbar. Die höchste Leis-

tung liegt an dem gezeigten Frühlingstag bei ca. 1,4 MW und fällt auf fast 200 kW beim

Gebäudebestand. Wird dieser saniert, ergibt sich ein ähnliches Leistungsreduktionspo-

tential wie an dem kalten Wintertag. Teilweise sinkt die Leistung auf 31 kW [KfW 70]

bzw. 23 kW [KfW 55] ab.

Abbildung 5.4: Lastprofile für einen normalen Frühlingstag (eigene Darstellung)

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

00:00 06:00 12:00 18:00

P [M

W]

Zeit in Stunden

Bestand

KfW 70

KfW 55

159

Im Modellnetz ergeben sich bei diesen drei Belastungszuständen, verursacht durch die

verschiedenen Energiestandards der Gebäude, folgende durchschnittliche Verluste be-

zogen auf die durchschnittliche Wärmeleistung:

Bestand (18 t/h Massenstrom): 2,50 %

KfW 70 (7,2 t/h Massenstrom): 12,00 %

KfW 55 (3,6 t/h Massenstrom): 30,90 %

Die Verluste bezogen auf die durchschnittliche Wärmeleistung liegen deutlich höher als

an einem Wintertag. Besonders stark steigt der anteilige Verlust bei der Sanierung auf

KfW 55 Standard, da die Wärmeabnahme sehr gering ist und somit das Wasser ver-

mehrt in der Fernwärmeleitung abkühlt.

Bei einer Erhöhung der Rücklauftemperatur auf 45 °C ergeben sich bei geregeltem, aber

dadurch steigendem Volumenstrom, je nach benötigter Wärmeleistung, die folgend dar-

gestellten Verluste. Die Regelung des Volumenstromes ist so eingestellt, dass die Vor-

lauftemperatur zwar auf über 70 °C, aber dennoch so gering wie möglich gehalten wird.

Abbildung 5.5: Lastprofil für einen Sommertag (eigene Darstellung)

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

00:00 06:00 12:00 18:00

P [M

W]

Zeit in Stunden

Brauchwasser

160

Bestand: 1,94 %

KfW 70: 7,16 %

KfW 55: 13,83%

Die Volumenstromregelung führt zu einer deutlichen Verlustminimierung, obwohl die

die Rücklauftemperatur angehoben wird.

Im Sommer betragen die Verluste bei 176 Wohneinheiten mit jeweils 3 Personen

49,6 %. Eine Regelung des Volumenstromes führt zu Verlusten von 43,1 %. Hiermit

werden die Literaturwerte für die konventionellen Simulationen mit konstantem Mas-

senstrom bestätigt.

Die bisher gezeigten Simulationsergebnisse sind nur Momentaufnahmen. Eine Jahres-

simulation soll nun aufzeigen, wie sich die Verluste bei gut geregeltem Volumenstrom

verhalten. Abbildung 5.6 zeigt die Pumpenansteuerung. Ein Wert von 1 bedeutet 100%

bzw. 8,333 kg/s. In Abbildung 5.7 sind die dazugehörenden Vorlauftemperaturen darge-

stellt. Für die Varianten einer modifizierten Betriebsweise des Fernwärmenetzes

[40 kWh/m²a mod und modb] wird für die Brauchwassererwärmung ein angepasstes

Verfahren verwendet, um die Verluste im Fernwärmenetz weiter zu reduzieren. Es han-

delt sich um Niedertemperaturfernwärme. Bei beiden Verfahren wird das Brauchwasser

in einem Speicher für den ganzen Tag vorgehalten und nur in den Abendstunden von

19.00 Uhr bis 21:30 Uhr aufgeheizt. Bei mod b [modifiziert Fernwärme] wird zusätzlich

davon ausgegangen, dass die Rücklauftemperatur auf 30 °C abgesenkt wird (Bodmann

2001). Dadurch kann bei gleichem Volumenstrom auch die Vorlauftemperatur abge-

senkt werden. Sie sinkt aber teilweise unter die zulässigen zur Legionellenabtötung er-

forderlichen 60 °C [angenommenes ΔT von 5 °C zwischen Vorlauftemperatur. und

Brauchwassertemperatur]. Entweder werden in diesem Fall Wärmepumpen eingesetzt

(Schriefl 2007), um die thermische Desinfektion durchführen zu können, oder es wer-

den Warmwassersysteme eingesetzt, die weniger als 3 Liter Volumen im Trinkwasser-

bereich haben. Es handelt sich dann um Niedertemperaturbrauchwassererwärmung, bei

der keine thermische Desinfektion wegen der geringen Frischwassermenge notwendig

ist.

161

Die Verluste betragen im Jahresschnitt im Verhältnis zu der verteilten Wärmemenge

180 kWh/m²a: 3,80 %

60 kWh/m²a: 11,80 %

60 kWh/m²a mod: 11,76 %

60 kWh/m²a mod b: 8,22 %

40 kWh/m²a : 21.64 %

40 kWh/m²a mod: 21,41 %

40 kWh/m²a mod b: 14,88 %

Werden die absoluten Zahlen betrachtet, sinkt auch der Verlust in der Fernwärmeleitung

- je besser die Häuser isoliert sind -, obwohl die Fernwärmeleitung technisch nicht ver-

ändert worden ist.

Das hängt mit den möglichen niedrigeren Vorlauftemperaturen zusammen. Bei einem

Wärmebedarf von 180 kWh/m²a beträgt der jährliche Verteilverlust 198.690 kWh. Die

jährlichen Verteilverluste sinken bei konventioneller Brauchwassererwärmung bei ei-

nem Wärmebedarf von 40 kWh/m²a auf 177.763 kWh im Jahr. Ein Niedertemperatur-

fernwärmebetrieb senkt für dieses Netz die Verteilverluste auf 122.839 kWh im Jahr.

Abbildung 5.6: Pumpenregelung für diverse Gebäudestandards (eigene Darstellung)

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

70,00%

80,00%

90,00%

100,00%

1. Jan. 6. Jan. 11. Jan. 16. Jan. 21. Jan. 26. Jan. 31. Jan.

Pu

mp

en

an

ste

ue

run

g ca. 180 kWh/m²a

60 kWh/m²a

60 kWh/m²a mod

60 kWh/m²a modb

40 kWh/m²a

40 kWh/m²a mod

40 kWh/m²a modb

162

Abbildung 5.7: Vorlauftemperaturen im Januar für diverse Gebäudestandards (eigene Darstel-

lung)

Die Ergebnisse zeigen, dass Fernwärmenetze sich in Zukunft, wenn sie „smart“ betrie-

ben werden, auch weiter sinnvoll betreiben lassen. Eine Verdichtung der Bebauung ist

in vielen Metropolregionen zu erwarten, so dass der Fernwärmeabsatz durch die gestei-

gerte Wohnfläche geringfügiger absinken wird. Die frei werdenden Transportkapazitä-

ten im Fernwärmenetz können zur Erschließung weiterer netznaher Gebiete mit entspre-

chenden Wärmesenken erweitert werden. In Zukunft werden trotz eines sehr hohen An-

teils an erneuerbaren Energien weiter konventionelle Kraftwerkseinheiten benötigt. Am

besten sind das Kraftwärmekopplungsanlagen, um in Dunkelflauten effizient Strom und

Wärme bereitstellen zu können. Wenn diese Kraftwerke mit regenerativem Erdgas be-

trieben werden, kann die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen auf ein Minimum re-

duziert werden, insbesondere, wenn Fernwärmenetze weiter ausgebaut werden und eine

bidirektionale Verknüpfung von Strom- und Fernwärmenetzen erfolgt. Die Möglichkeit,

in Fernwärmenetzen Überschüsse aus regenerativem Strom zu nutzen, ist außerdem eine

einfache und kosteneffiziente Maßnahme, um teure Redispatches im Stromnetzbetrieb

zu vermeiden. Aus diesem Grund muss hier der Gesetzgeber tätig werden und das

Marktmodell für den Stromsektor anpassen. Überschussenergie muss von der EEG-

Umlage, Netzentgelten und Stromsteuer befreit werden, um auch kurzfristig fossile

Brennstoffe ersetzen zu können. Dieses gilt auch für negative Strompreise an der EEX.

0

20

40

60

80

100

120

1. Jan. 6. Jan. 11. Jan. 16. Jan. 21. Jan. 26. Jan. 31. Jan.

Vo

rla

uft

em

pa

rutu

r[°C

] ca. 180 kWh/m²a

60 kWh/m²a

60 kWh/m²a mod

60 kWh/m²a modb

40 kWh/m²a

40 kWh/m²a mod

40 kWh/m²a modb

163

Der Ausbau von Fernwärmenetzen ist einem Stromnetzausbau vorzuziehen, da es nicht

möglich ist, zu allen Zeiten von Wind und Sonne versorgt zu werden. Ob in Zukunft

aber weiterhin eine zentrale Versorgung der Fernwärme sinnvoll ist oder es mehr Sinn

macht, dezentralere Strukturen zu entwickeln, wird sich in der Zukunft zeigen. Großflä-

chige Fernwärmeverbünde mit dezentralen Einspeisern bieten den Vorteil, dass kleine

Netzkluster zwar autark betrieben werden können, bei Bedarf aber auch der komplette

Verbund nutzbar sein wird. Bei einer entsprechend intelligenten Steuerung lassen sich

so mit Sicherheit Verteilverluste reduzieren. Ein Gelingen der Energiewende wird nur

möglich sein, wenn auf alle technischen Möglichkeiten gesetzt wird. Dieses wird vor

allem im nächsten Kapitel deutlich aufgezeigt.

165

6 Mögliche Auswirkungen eines städtischen PV-

Vollausbau im Jahresverlauf

Städte sind wegen der Verdichtung von Wohnraum, Gewerbe und Industrie im Ver-

gleich zur ländlichen Besiedlung ein wichtiger Baustein für das Gelingen der Energie-

wende. In diesem Kapitel wird dargestellt, in welcher Weise Städte und ihre Bewohner

einen Betrag zur Netzentlastung und zur Nutzung des vor Ort erzeugten PV-Stroms leis-

ten können.

Im Kapitel 4 sind verschiedene Niederspannungsnetze in möglichen Grenzsituationen

betrachtet worden. Bei diesen Analysen sind keine nennenswerten Probleme bei der

Photovoltaik aufgetreten. Welche Auswirkungen es aber auf eine ganze Stadt hat und

wie sich dort die Leistungsflüsse auf den gesamten Netzverbund aus Hoch-, Mittel- und

Niederspannungsnetzen auswirken, kann durch die Einzelanalyse eines einzelnen

Niederspannungsnetzes nicht dargestellt werden. Am Beispiel von Köln wird dieses hier

untersucht. Die maximale Netzlast beträgt in Köln ca. 1 GW. Diese kann durch die ak-

tuelle Netzinfrastruktur übertragen werden. Es ist davon auszugehen, dass auch in um-

gekehrter Richtung die gleiche Leistung übertragen werden kann, wenn im weiteren

Netzverbund diese Leistung abgenommen werden kann.

In Kapitel 4 [Untersuchung von Niederspannungsnetzen und Mittelspannungssträngen]

ist für die verschiedenen Netze bei den Netzberechnungen immer ein einzelner Tag mit

der maximal möglichen Belastung für das jeweilige Netz berücksichtigt worden. Die

Aussagen aus Kapitel 4 geben Rückschlüsse auf die zukünftige Auslegung der Nieder-

spannungsnetze. Das ist ein Bestandteil einer sicheren Energieversorgung, die auf de-

zentral erzeugten Strom aus erneuerbaren Energiequellen setzt. Da es sich bei Photovol-

taik um eine fluktuierende erneuerbare Energiequelle in Abhängigkeit von der Jahres-

zeit und dem aktuellen Wetter handelt, ist es für eine Umstellung des Energiesystems

von fossilen Brennstoffen auf eine nachhaltige Energieversorgung entscheidend, wie

sich im Jahresverlauf die Energieerzeugung vor Ort darstellt. Es stellen sich die Fragen:

166

Ist eine Großstadt weiterhin eine Stromsenke oder ggf. ein in umliegende Netze

zurückspeisender Netzknoten?

Inwieweit lässt sich die Energie vor Ort sinnvoll speichern (elektrisch und ther-

misch), um einen unnötigen Netzausbau zu vermeiden und die Zeiträume füreine

Leistungsabregelung der dezentralen Photovoltaik zu vermeiden bzw. zu be-

grenzen?

Welchen Einfluss hat ein Demand Side Management der Haushalte auf die

Gleichzeitigkeit von Erzeugung und Verbrauch bei erhöhtem PV-Anteil?

Wie groß sind die Zeiträume, die durch Stromimporte aus dem Umland zu de-

cken sind?

Wie groß ist der Anteil des lokal erzeugten überschüssigen PV-Stroms, der im

Wärmesektor konventionelle Energieträger ersetzen kann, genauer gesagt bei

der Brauchwassererwärmung?

Wie viel an PV Strom wird in das Umland verteilt bzw. könnte für die Elektrifi-

zierung des Verkehrssektors verwendet werden?

Als Grundlage für das Modell wird ein PV Erzeugerprofil für ein Jahr erstellt. An-

schließend ist das Residuallastprofil aus der Gegenwart ohne Berücksichtigung der lo-

kalen Erzeugung zu erstellen. Darauf baut ein DSM-Profil auf, das ausschließlich Haus-

halte berücksichtigt. Danach wird die Nutzung von Batteriespeichern und auch dezent-

ralen thermischen Speichern betrachtet. Außerdem wird die Rückspeisung in das vorge-

lagerte Netz untersucht.

Für die Stadt Köln gibt es kein Solarkataster, wie es beispielsweise in anderen Städten

und Gemeinden, wie Leverkusen, Düsseldorf, Duisburg, Aachen, um nur einige zu nen-

nen, heutzutage häufig abrufbar ist (Wilforth 2018). Aus diesem Grund ist mit Hilfe von

Google Maps eine visuelle Abschätzung der Dachausrichtung für Köln erfolgt. Das

Endergebnis ist in Tabelle 6.1. zu sehen. Die bebaute Fläche beträgt 15.555 ha bei einer

Gesamtfläche der Stadt von 40.517 ha (Stadt Köln 2012). Wird von einem PV-

nutzbaren Anteil der bebauten Fläche von 30 % ausgegangen, ergeben sich für PV ge-

eignete Dachflächen von 4.666,5 ha. Bei einer sehr konservativen Annahme von 10 m²

für die Installation von einem kWp PV-Leistung ergibt sich ein PV-Potential von

4,6665 GWp [2013 waren 37,3 MWp installiert (Gasten 2014)]. Diese zu einem früheren

167

Dachausrichtung Anteil der Haus- und Gebäudedächer

Süd 23,1 %

Ost/West 25,9 %

Südost 27,9 %

Südwest 23,1 %

Tabelle 6.1: Ausrichtung für PV-geeignete Dachflächen

Zeitpunkt getroffenen Annahmen für die PV-nutzbaren Flächen sind nunmehr im Rah-

men dieser Arbeit durch Auswertung weiterer Studien verifiziert, d.h. die abgerundet

angenommenen 4 GW im Jahr 2050 entsprechen annähernd in den nachstehend getroff-

enen Annahmen. In (Fraunhofer ISE 2013) werden zwei verschiedene Ausbauziele für

PV bis 2050 in Deutschland angenommen: 147 GW und 220 GW. Auf Köln bezogen

bedeutet das 1,8 GW bzw. 2,71 GW, wenn das Einwohnerverhältnis von 1 zu 81 Mio.

betrachtet wird. In (Fraunhofer ISE 2018) wird Bezug auf (Umweltbundesamt 2010)

genommen. Hier wird von einem technisch-ökonomischen Potential nach konservativer

Abschätzung von 275 GW ausgegangen. Auf Köln bezogen entspricht dies 3,4 GW.

Nach (Mono 2014) beträgt die durchschnittliche Höchstlast in Deutschland 60,8 GW

bezogen auf die Jahre 2008 bis 2012 [Datengrundlage Lasten nach ENTSO-E]. Die von

der RNG zur Verfügung gestellten Messwerte vom Übergabepunkt zwischen der RNG

und den Übertragungsnetzbetreibern für das Kölner Stadtgebiet aus dem Jahr 2009 er-

geben eine Netzhöchstlast von 1,01 GW für Köln. Nach (Mono 2014) dürften sich an-

teilig zur deutschlandweiten Höchstlast für Köln im Verhältnis 1:81 nur 0,75 GW Netz-

höchstlast ergeben. Insofern ergibt sich aus dem gemessenen Wert von 1,01 GW und

den errechneten Wert nach (Mono 2014) ein Faktor von 1,34. Damit ist Köln keine

Durchschnittsregion bezogen auf die Einwohnerverteilung, sondern ein Lastschwer-

punkt in Deutschland. Wird dieser Faktor auf die o.g. Studien zum PV-Potential ange-

wendet, ergeben sich für (Fraunhofer ISE 2013) 2,41 GW bzw. 3,64 GW und für (Um-

weltbundesamt 2010) 4,556 GW. Damit liegen die für das vorliegende Modell mit

4 GW installierter PV Leistung unterhalb des „technisch-ökonomisch“ Sinnvollen nach

den Ausführungen des Umweltbundesamtes (2010) und bei ca. 10 % Abweichung zum

PV-Installationsmaximum aus (Fraunhofer ISE 2013). Über die Ausrichtung der PV-

Module ist in den genannten Studien nichts verzeichnet. Das vorgestellte Modell

168

Abbildung 6.1: mögliche Photovoltaikeinspeisung und Residuallast einer Großstadt im Jahr 2050 (eigene Darstellung, DWD 2009a, RNG 2009)

1.Jan. 1.Feb. 1.Mrz. 1.Apr. 1.Mai. 1.Jun. 1.Jul. 1.Aug. 1.Sep. 1.Okt. 1.Nov. 1.Dez.

169

berücksichtigt alle sinnvoll nutzbaren Anteile der Dachausrichtung für das Erzeuger-

lastprofil. Es wird eine typische Dachneigung von 30° angenommen sowie eine Perfor-

mance-Ratio von 0,8. Verwendet wird das Perez Modell (Perez 1983) mit Einstrah-

lungswerten des DWD aus dem Jahr 2009 (DWD 2009a). Damit ergibt sich eine maxi-

male Einspeiseleistung von ca. 3,1 GW bei einer installierten Leistung von 4 GW [Ab-

bildung 6.1, gelbe Linie]. Die rotbraune Linie bildet die Residuallast für Köln im Jahr

2009 ab (Plötz 2016). Die Last hat eine Bandbreite zwischen 356 MW und 1,01 GW.

Ohne DSM und Speicher kommt es in 6.949 Viertelstunden zu einem Überschuss an

PV-Strom. In 2.187 Viertelstunden beträgt der PV-Überschluss mehr als ein GW. Im

Unterschied zum Lastprofilgenerator wird das DSM auf die Bereiche „Waschen, Trock-

nen und Sp len“ begrenzt. Nachts liegt der Anteil dieser drei Bereiche bei 0 %. Tags-

über und abends liegt die Hauptnutzungszeit, so dass ein DSM nur zu geringen Kom-

forteinbußen führt. Tagsüber beträgt der Anteil am Haushaltstrom ohne DSM zwischen

15 % und 30 %. Der Anteil der Kühl- und Gefriergeräte liegt dagegen in der gleichen

Zeit nur bei 10 bis 15 %. An Sonn- und Feiertagen schwankt der Anteil des Haushalt-

stromes am Residuallastprofil zwischen 14 % und 81 %. Werktags schwankt der Anteil

des Haushaltstromes zwischen 12 % und 63 %. Anteile über 40 % sind nur in den Mor-

gen- und Abendstunden festzustellen. In Abbildung 6.2 ist das Residuallastprofil mit

DSM dargestellt. Die Lastspitze steigt auf 1,31 GW an. Die Minimallast reduziert sich

auf 304 MW. Die Anzahl der PV-Überschusszeit reduziert sich um 297 Viertelstunden

auf 6.652 Viertelstunden. Mehr als ein GW PV-Überschussleistung liegt in 2.089 Vier-

telstunden vor, 98 Viertelstunden weniger als ohne DSM. Wird eine nutzbare Batterie-

speicherkapazität von 5 GWh verteilt auf das gesamte Stadtgebiet installiert, sinkt die

Anzahl der PV-Überschluss Viertelstunden auf 3.026. Damit werden die Überschuss-

viertelstunden mehr als halbiert. Eine Überschussleistung von mehr als einem GW liegt

in 699 Viertelstunden vor. Diese Zeitspanne ist auf ca. ein Drittel durch den 5 GWh

Batteriespeicher reduziert worden. Die Lastspitze steigt auf 1,99 GW. Diese wird voll-

ständig durch die PV abgedeckt. Die Batteriekapazität reicht maximal aus, um den

Lastgang für 51 Viertelstunden auszugleichen. Bei Verteilung von thermischen Tages-

speichern für die Brauchwassererwärmung auf 400.000 Haushalte - entspricht

2,58 GWh - und einer angenommenen maximalen Ladeleistung von 3 kW/Haushalt

steigt die durch PV gedeckte Lastspitze auf 3,14 GW. Dadurch reduziert sich die PV-

Überschussviertelstunden auf 1.644. Die Zeitspanne von über einem GW PV-Über-

170

Abbildung 6.2: mögliche Photovoltaikeinspeisung und Residuallast mit DSM einer Großstadt im Jahr 2050 (eigene Darstellung)


171

Abbildung 6.3: Photovoltaikeinspeisung und Residuallast mit DSM, 5 GWh Batteriespeicher und thermischer Brauchwasser Tagesspeicher einer Großstadt im

Jahr 2050 (eigene Darstellung)


172

schuss reduziert sich auf 325 Viertelstunden. Dieses ist in Abbildung 6.3. dargestellt.

Wird die Batteriekapazität auf 10 GWh bei gleichbleibenden thermischen Brauchwas-

serspeichern verdoppelt, bleiben 874 [195] Viertelstunden [über ein GW] PV-

Überschuss übrig. Werden auch die thermischen Speicher verdoppelt, reduzieren sich

die Überschussviertelstunden auf 576 bzw. bei mehr als einem GW PV-Überschuss auf

140. Eine Batteriekapazität von 20 GWh und ein thermisches Tagespeichervolumen von

2,58 GWh führt zu 425 [103] Viertelstunden PV-Überschuss [über einem GW]. Ther-

mische 2-Tagesspeicher reduzieren die Überschussviertelstunden auf 233 [71]. Eine

weitere Verdoppelung der thermischen Speicher auf 4-Tagespeicher reduziert die PV-

Überschusszeiten weiter auf 126 [36].

Zusammengefasst gilt:

Es wird bei diesem Modell deutlich, dass fast die ganze Solarstromproduktion vor Ort

durch die Nutzung von Batteriespeichern und 4-Tagesspeichern für die Brauchwasser-

erwärmung verwendet wird. Selbst eine Photovoltaikanlagenleistung von 4 GW, welche

das Ausbaulimit auf den Dächern einer Millionenstadt darstellt, reicht nicht aus, um im

Winter nennenswert einen Betrag zum Heizen der Gebäude zu leisten. Hier ist die Ver-

kehrswende hin zur Elektromobilität noch gar nicht berücksichtigt. Wird von den

20 GWh Batteriespeicher ein Anteil von 75 % als mobiler Batteriespeicher in Elektro-

fahrzeugen angenommen, könnten während sonniger Perioden in einer Millionenstadt

wie Köln ca. 83 % der Fahrzeugflotte elektrisch betrieben werden. Dabei wird ein

durchschnittliche Fahrleistung von ca. 30 km/Tag und ein Energieverbrauch zwischen

15 kWh/100 km und 20 kWh/100 km pro EPKW angenommen. Deshalb ist es umso

wichtiger für ein Gelingen der Energiewende, dass Fernwärmenetze in Verbindung mit

Kraftwärmekopplung weiter betrieben werden. Kraftwärmekopplungsanlagen können

sowohl im Strom- wie auch im Wärmebereich durch Windflauten und Bewölkung

[Dunkelflauten] entstehende Versorgungslücken abfedern.

Wenn der globale Energieverbrauch einer Millionenstadt betrachtet wird, wird die Stadt

auch weiter ein Energieimporteur sein. Nur die über das Jahr importierte Energiemenge

sinkt deutlich. Bei Schönwetterphasen im Sommer kommt es jedoch teilweise zu Ener-

gieexporten und auch Leistungsabregelung, wenn die Speicher in der Stadt gefüllt sind

und die Übertragungsnetze keine weitere Leistung aufnehmen können.

173

7 Fazit und Ausblick

In ländlichen Regionen in Süddeutschland traten wegen starker PV-Einspeisungen vor

allem Spannungsbandverletzungen und teilweise auch Betriebsmittelüberlastungen in

Niederspannungsnetzen auf. Als Lösung dafür wurde das betroffene Netz ausgebaut und

die Niederspannungsrichtlinie eingeführt. Ein Netzausbau wegen PV im städtischen

Bereich ist bei den in dieser Dissertation untersuchten städtischen Niederspannungsnet-

zen - bis auf alte Fernwärmebezirke in Neubaugebieten der 1960er bis 1970er Jahre -

nicht notwendig. Diese städtischen Niederspannungsnetze besitzen eine viel höhere PV-

Aufnahmefähigkeit als ländliche Netze mit den bekannten PV-Integrationsproblemen.

Im Bereich von Stromwärmeanwendungen und der Elektromobilität kann ein Netzaus-

bau erforderlich werden. Dieses kann jedoch durch ein Smart Grid mit Sektorenkopp-

lung vermieden bzw. auf ein Minimum reduziert werden.

Im Gegensatz zu anderen Arbeiten sind die städtischen Niederspannungsnetze detaillier-

ter betrachtet worden. Durch die Betrachtung der Verknüpfung von PV, Haushaltstrom,

Heizstromwärmeanwendungen, Elektromobilität - auch unter Berücksichtigung von

DSM - sowie des weiteren Sektors Fernwärme mit Berücksichtigung einer umfassenden

energetischen Gebäudesanierung bis 2050 zeigen die Ergebnisse der vorliegenden Dis-

sertation neue Erkenntnisse für die Umsetzung einer vollständigen Energie-, Wärme-

und Mobilitätswende für die Netzinfrastruktur der letzten Meile auf.

Es handelt sich bei den Ergebnissen um Worst-Case Betrachtungen nach der Try & Er-

ror Methode mit dem Ziel, auf herkömmlichem Weg Verbesserungspotentiale aufzuzei-

gen.

Um vorliegende Ergebnisse erreichen zu können, wurde im Rahmen der Arbeit ein

Lastprofilgenerator [Kapitel 3] mit folgenden Eigenschaften entwickelt:

Lastprofilgenerator

Der Lastprofilgenerator vereinfacht durch realistische, zukunftsfähige Lastprofile die

Stromnetzplanung. Die vier Sektoren [Haushaltstrom, Warmwasser, Heizung und Elekt-

romobilität] können je nach Anwendungsbedarf einzeln und auch kombiniert betrachtet

werden. Damit ist es möglich, für jedes Netzgebiet und Szenario die geeigneten Profile

174

zeiteffizient zu erstellen. Diese komfortable Teilautomatisierung gab es bisher nicht, so

dass es bisher nicht möglich war, alle vier Sektoren [Haushaltstrom, Warmwasserberei-

tung, Heizung und Elektromobilität] mit relativ geringem Zeitaufwand detailliert für

jeden Hausanschluss darzustellen. Dieses war bisher nicht möglich, da jedes Lastprofil

aufwendig manuell erstellt werden musste. Außerdem ist es möglich, mit dem Lastpro-

filgenerator Lastverschiebungen in den Profilen für alle genannten Sektoren darzustel-

len. Ein DSM wird bei den bisher üblichen Lastprofilen gar nicht in Betracht gezogen.

Daher stellt diese Funktionalität einen Fortschritt gegenüber den herkömmlichen Last-

profilen dar. Die Funktionalität beschränkt sich hier auf eine zeitnahe maximale Nut-

zung der PV-Überschüsse. Dies ist aber für die Netzuntersuchungen völlig ausreichend,

da der Nutzer die Möglichkeit hat, für seine Zwecke reine PV-Überschussprofile zu

verwenden. Diese Methode wurde bei Netz Typ N in Kapitel 4 angewendet. Damit las-

sen sich nunmehr die Auswirkungen von Lastverschiebungen auf das Stromnetz auf

einfache Art und Weise darstellen. Besonderes Augenmerk ist auf die Lastverschiebung

zur erhöhten Nutzung von lokaler PV-Erzeugung zur Netzentlastung gelegt worden. Es

lassen sich auch Lastverschiebungen für Windenergieüberschussnutzung darstellen, um

die Netzbelastungsgrenzen beschreiben zu können.

Auswirkungen auf die Niederspannungsnetze

In dicht besiedelten Gebieten sind die vorhandenen Niederspannungsnetze in den meis-

ten Fällen ausreichend dimensioniert. Durch eine konsequente symmetrische Einspei-

sung lässt sich ein Netzausbau vermeiden. Netzbetreiber haben bei einem weiteren Zu-

bau von Photovoltaik darauf zu achten, dass die neuen Anlagen auf alle Phasen gleich-

mäßig verteilt anzuschließen sind und die bisherigen Anlagen berücksichtigt werden.

Ein unsymmetrischer Ausbau führt zu einer stärkeren Belastung der einzelnen Phase.

Dadurch wird das 3 % Spannungsband schneller ausgereizt. Außerdem kann es zu einer

Kabelüberlastung kommen. Aus diesen Gründen ist allen Untersuchungen eine symmet-

rische Einspeisung zu Grunde gelegt worden. In Metropolregionen ist davon auszuge-

hen, dass die Mittel- und Niederspannungsnetze stark genug ausgebaut sind, um die

Photovoltaik ohne Netzausbau integrieren zu können. Die Niederspannungsrichtlinie ist

für die Spannungshaltung ausreichend. Vorausgesetzt ist allerdings, dass die Leitungs-

längen 400 m vom Transformator bis zum letzten Anschlusspunkt nicht überschreiten.

Diese maximale Länge wird bei allen untersuchten Netzen eingehalten.

175

Die Niederspannungsrichtlinie wurde 2012 eingeführt, um das 50,2 Hz-Problem durch

PV zu beseitigen und damit zur europäischen Verbundnetzstabilität durch lineare Leis-

tungsbegrenzung der PV-Einspeisung im Überfrequenzfall beizutragen. Netzfrequenz-

untersuchungen spielten in dieser Dissertation keine Rolle. Gleichzeitig wurde die in-

duktive Blindleistungseinspeisung durch PV-Anlagen mit einem cos φ von 0,9 bzw.

0,95 [abhängig von der Anlagengröße] eingeführt, um die 3 % Spannungsbandeinhal-

tung kostengünstig realisieren zu können. Die induktive Blindleistungseinspeisung nach

Niederspannungsrichtlinie ist in den meisten untersuchten Netzen mit einer reinen

Mehrfamilienhausbebauung nicht notwendig. Die Anwendung wäre nach den vorlie-

genden Ergebnissen nur dort notwendig, wo große Dachflächen [z.B. eine Schule] oder

viele Einfamilienhäuser an Netzsträngen über 300 m angeschlossen sind.

Im EEG 2012 ist eine Abregelung auf 70 % der PV-Anlagennennleistung für neue An-

lagen oder das Installieren von Fernwirkeinrichtungen vorgeschrieben, um Netzüberlas-

tungen zu vermeiden. In dieser Dissertation wurde, um die Leistungsfähigkeit der

Niederspannungsnetze zu überprüfen, auf eine feste Abregelung verzichtet. Bis auf ein

Vorstadt-Niederspannungsnetz im Fernwärmenetzbezirk, das aus vielen Einfamilien-

häusern und ein paar größeren Mehrfamilienhäusern besteht, und den zwei untersuchten

ländlichen Niederspannungsnetzen spielt eine Abregelung der PV keine Rolle. In den

ländlichen Netzen kommt es ohne Abregelung zu einer Transformatorüberlastung und

einer daraus resultierenden 3 % Spannungsbandverletzung. Die Abregelung liegt zwi-

schen 50 % und 74 %. Im Falle des Vorstadtnetzes im Fernwärmebezirk ist der Trans-

formator überlastet, ein Transformatorausbau auf die doppelte Leistung verhindert dies.

Allerdings bewegt sich ein stark verzweigtes Kabel im Wirkleistungseinspeisebetrieb

nahe der Belastungsgrenze und wird durch die Anwendung der Niederspannungsrichtli-

nie überlastet. In beiden Fällen wird wegen der sehr hohen Kabelbelastung das 3 %-

Kriterium deutlich überschritten. Die PV-Leistungsbegrenzung beträgt in dem betroffe-

nen Kabel 36 % der Nennleistung.

Wärmepumpen können in einigen Netzen ohne Bedenken eingesetzt werden, wenn die

Gebäude energetisch auf einen Heizenergiebedarf von 40 kWh/a saniert werden. Es

sollte aber auf eine Nachtabsenkung verzichtet werden, um die Aufheizphase nach der

Nachtabsenkung zu vermeiden. Diese kann zur Überlastung von Betriebsmitteln führen.

Diese lassen sich durch thermische Speicher verhindern. Ohne Speicher ist in diesem

176

Fall aber zu jedem Zeitpunkt genügend Kraftwerksleistung vorzuhalten, um die aktuelle

Wärmeanfrage zu decken. Außerdem können EE-Überschüsse nicht genutzt werden. In

Vorstadtnetzen mit klassischer Wärmeversorgung über fossile Brennstoffe oder Nacht-

speicherheizungen und großzügig bemessene Transformatoren können dagegen meis-

tens 100 % der Häuser über Wärmepumpenheizungen versorgt werden, wenn auf die

Nachtabsenkung verzichtet wird. In Innenstadtnetzen mit Mehrfamilienhäusern liegt der

Versorgungsgrad mit Wärmepumpen teilweise allerdings bei nur 76 %, egal ob mit oder

ohne Speicher. Das liegt am durchschnittlich hohen Heizleistungsbedarf von auch ener-

getisch sanierten Mehrfamilienhäusern und Hochhäusern. Die Heizungsversorgung

muss bis zu einer Durchschnittstemperatur von -10 °C ohne Komforteinbußen sicherge-

stellt sein. Auch in Fernwärmebezirken können nur zwischen 50 % und 65 % Wärme-

pumpenheizungen integriert werden, in denen bei der Planung des Quartiers Fernwärme

als Wärmeversorgung eingeplant war bzw. ist. Dort ist das Niederspannungsnetz

schwächer ausgelegt, da alle Wärmeanwendungen durch die Fernwärme gedeckt wer-

den. Deshalb können dort elektrische Durchlauferhitzer das Netz nicht belasten, da bis

ungefähr zur Jahrtausendwende in Fernwärmenetzbezirken ein Verbot für alle anderen

Wärmequellen neben der Fernwärme durch den Fernwärmebetreiber ausgesprochen

werden konnte. Aus diesem Grund ist der Weiterbetrieb von Fernwärmenetzen unerläss-

lich.

In diesen Gebieten ist auch die Reserve für EPKW gering, so dass es dort eines Netz-

managements bedarf, um Netzüberlastungen zu verhindern, wenn die Elektromobilität

eine nennenswerte Rolle spielen wird.

Die Elektromobilität wird die weiteren Niederspannungsnetze im Bereich vorhandener

Netzreserven bei einer angenommenen Verteilung von einem EPKW pro Haus belasten.

Eine Überlastung der Kabel kommt in seltenen Fällen bei gleichzeitiger Ladung mit

10,5 kW/EPKW vor. Um die Ladezeit nicht durch eine generelle Leistungsreduzierung

zu verlängern, ist hier ein intelligentes Netzmanagement nötig, das die Ladung der ein-

zelnen EPKW steuert. In diesem Fall können in Mehrfamilienhaussiedlungen auch mehr

als ein EPKW pro Haus ohne Netzüberlastung oder Nutzungseinschränkung der Fahr-

zeuge in das Netz integriert werden. Auch die Nutzung der Fahrzeugbatterien als Netz-

speicher ist möglich. Hier muss aber auf die Herstellerfreigabe geachtet werden. Große

Fahrzeugbatterien werden nicht besonders stark belastet, da nur ein geringer Teil ihrer

177

Kapazität benötigt wird, um ein Einfamilienhaus über Nacht zu versorgen. Die E-

Fahrzeuge können das Niederspannungsnetz bei PV-Einspeisespitzen entlasten, wenn

sie vor Ort an das Netz angeschlossen sind. Da dieses aber nicht immer gewährleistet

ist, kann nicht von einer zu 100 % gesicherten Netzentlastung durch EPKW ausgegan-

gen werden.

Verschiedene Kombinationen der Netzentlastung wurden in mehreren Netzen angewen-

det, je nachdem zu welcher Grenzwertverletzung es kommt. Bei Verletzung des 3 %

Spannungsbandes durch PV-Einspeisung kann in Zukunft statt der induktiven Blindleis-

tungseinspeisung, die die Betriebsmittel belastet und die Netzverluste erhöht, ein De-

mand Side Management für Großgeräte im Haushalt und für Energiespeicher eingesetzt

werden. Entweder handelt es sich bei Energiespeichern um Warmwasser-Tagesspeicher

oder um eine Batterie. Diese Batterie kann auch eine Fahrzeugbatterie eines E-

Fahrzeuges sein. In dem Fall ist aber ein genaues Nutzungsmanagement nötig, damit

das Fahrzeug das Netz entlasten kann und im Bedarfsfall auch stützen kann. In diesem

Fall wurde nur die Leistungsbereitstellung in Höhe des Leistungsbedarfs für das Netz

Typ N untersucht. Eine weitere Netzstützung erfolgte nicht. Für den Heizbereich ist in

diesem Netz eine Kombination aus mit Wärmepumpen beheizten Häusern und mit Hilfe

von KWK beheizten Häusern untersucht worden. Dieses führt im Worst Case dazu, dass

es zu keiner Netzüberlastung kommt und alle Häuser über alternative Heizungen verfü-

gen können. Eine detaillierte Betrachtung über den ganzen Jahresverlauf erfolgte hier

nicht.

KWK sind in Kombination mit Wärmepumpen und einem Wärmenetzverbund die beste

Möglichkeit, im Winter einen stabilen Netzbetrieb in Zukunft umzusetzen, ohne dass

das Stromnetz ausgebaut werden muss. Ein weiterer Vorteil ist, dass auf zentrale Reser-

vekraftwerke mit diesem Konzept verzichtet werden kann. Die Verknüpfung von Wär-

mepumpen und KWK konnte beispielhaft im Kapitel 4.4 für einzelne ausgewählte Tage

gezeigt werden. Außerdem ist dort eine Anwendung PV mit Batteriespeicher, Haushalt-

strom mit DSM und EPKW als Netzspeicher erfolgt. Durch ein derartiges „Smart Grid“

kann auf eine fest vorgegebene induktive Blindleistungseinspeisung gemäß Nieder-

spannungsrichtlinie verzichtet werden. Die Blindleistung müsste sonst an anderer Stelle

im Netz bereitgestellt werden. Das 3 % - Spannungsband kann durch eine gesteuerte

Sektorenkopplung eingehalten werden. Ungesteuerte hohe Lasten, wie viele EPKW und

178

Wärmepumpenheizungen, führen u.a. auch in Kap. 4.14 zu Überlastungen an Kabeln

und Transformatoren, wobei Kabelüberlastungen häufiger auftreten.

Gebäude mit hohem Autarkieanteil müssen stärker an der Netzfinanzierung beteiligt

werden. Sie nehmen das Netz dann in Anspruch, wenn die hausinterne PV-Anlage und

der Batteriespeicher keine oder wenig Energie für den Eigenverbrauch liefern können.

Das führt dazu, dass sie das Netz nur in wenigen Stunden im Jahr in Anspruch nehmen.

Trotzdem muss im Netz die erforderliche Übertragungskapazität vorgehalten werden,

damit es nicht zu Überlastungen kommt. Die heutige Netzfinanzierung

[Anreizregulierung] sieht vor, dass das Stromnetz beim privaten Letztverbraucher

hauptsächlich über die abgesetzten Kilowattstunden und nur teilweise über die Grund-

gebühr solidarisch finanziert wird. Ein Anstieg der Endkunden mit hohem Autarkiean-

teil führt somit zu einer finanziellen Lücke in der Netzfinanzierung, die auf die nun ver-

bliebenen, abgesetzten Kilowattstunden verteilt wird. Endkunden ohne eigene Stromer-

zeugung werden dadurch finanziell benachteiligt. Aus diesem Grund sind flexible Netz-

entgelte und eine Verschiebung der Kosten hin zu einer höheren Grundgebühr nötig.

Dadurch bliebe die Netzfinanzierung solidarisch, da alle Endkunden das Netz weiterhin

zur eigenen Versorgungssicherheit benötigen werden. Die Anreizregulierung ist dahin-

gehend weiterzuentwickeln.

Konsequenzen für Fernwärmenetze

Aus den Untersuchungen an den Niederspannungsnetzen ergeben sich auch Konsequen-

zen für Fernwärme- und Gasnetze. Die Energieeffizienzsteigerung der Gebäude führt zu

einer Energieabsatzreduktion um bis zu 60 %. Die Gasnetze werden nur am Rande be-

trachtet. In Gasnetzen kann dieser Rückgang durch den Einsatz von KWK teilweise

kompensiert werden.

Untersuchungen in Kapitel 5 haben gezeigt, dass der relative Verlustanteil in Fernwär-

menetzen an einzelnen Tagen auf bis zu 30 % während der Heizperiode steigt. Im ge-

samten Jahr beläuft sich der relative Verlustanteil der Fernwärme bei sehr effizienten

Gebäuden auf 21 %. Zum Vergleich: Heute betragen die relativen Verluste lediglich

3,8 %. Durch eine smarte Fernwärme kann dieser relative Verlust auf 15 % gesenkt

werden. Die Fernwärme der Zukunft muss smart werden, damit ein Weiterbetrieb sinn-

voll bleibt. Smart bedeutet, dass die Steuerung z.B. der Brauchwasserpufferspeicher

179

elektronisch mit dem Fernwärmebetreiber vernetzt und so ein Verteilverluste sparendes

Aufheizen der Pufferspeicher ermöglicht wird. Die absoluten Verteilverluste sinken um

10,5 % bei konventioneller Fahrweise. Eine smarte Fernwärme bei Passivhäusern - im

Vergleich zum heutigen Gebäudedurchschnitt - reduziert die absoluten Verteilverluste

sogar um über 38 %. Somit reduzieren sich die Betriebskosten in jedem Fall, da weniger

Verluste auftreten. Ein Weiterbetrieb der Fernwärmenetze ist somit sinnvoll. Vor allem

wird durch die Nutzung von Wärmepumpen in Kombination mit KWK in Fernwärme-

netzen eine einfache und effiziente Möglichkeit geschaffen, Dunkelflauten und Phasen

mit großen Überschlüssen an EE-Strom zu überbrücken, ohne in teure Batteriespeicher

und platzraubende, thermische Langzeitspeicher investieren zu müssen.

Aus den Untersuchungen zu den Netzen lassen sich weitere, darüber hinausgehende

Empfehlungen ableiten: Werden Strom-, Fernwärme- und Gasnetze über KWK und

Wärmepumpen gekoppelt, lässt sich die Energiewende effizienter darstellen, als wenn

jeder Sektor für sich betrachtet wird. KWK und Wärmepumpen werden in einer regene-

rativen Energiewelt nur im Verbund ihre Stärken ausspielen können. Hierdurch lassen

sich unnötige zentrale Reservekraftwerke einsparen, die die Kosten der Energiewende

erhöhen. Die Netzfinanzierung muss angepasst werden. Überschüssiger EE-Strom sollte

schnellstmöglich von den Netzentgelten, der EEG-Umlage und auch der Stromsteuer

befreit werden. EE-Überschüsse abzuregeln, ist zwar eine Möglichkeit, verursacht aber

hohe Kosten für die privaten Endkunden wegen der EEG Entschädigungszahlungen an

den Anlagenbetreiber. Außerdem bleibt dadurch nahezu CO2-freie Energie ungenutzt.

Besser wäre es, diese Energie anderweitig unter der Vorgabe einer Nichtüberlastung der

vorhandenen Stromnetzinfrastruktur zu nutzen und zu speichern, um konventionelle

Netzausbaukosten nach Möglichkeit zu vermeiden. EE-Stromüberschüsse konkurrieren

mit anderen Energiequellen im Wärmesektor, wo Überschüsse relativ einfach genutzt

werden können. Der Endkundenpreis für Erdgasheizungen und im Fernwärmebereich

liegt ungefähr um den Faktor 3 bis 4 niedriger, als der Strom für private Endkunden

kostet. Überschüssiger EE-Strom hat an der EEX einen Wert von 0 € bzw. f hrt sogar

zu negativen Strompreisen. Ohne die staatlichen Abgaben und Netzentgelte ist es wirt-

schaftlich darstellbar, mit EE-Stromüberschüssen Erdgas oder auch Heizöl im Wärme-

sektor zu ersetzen, indem in das Heizsystem und die vorhandenen Pufferspeicher Elekt-

roheizpatronen integriert werden. Auch in Fernwärmenetzen könnten größere Mengen

180

an EE-Überschüssen fossile Brennstoffe ersetzen und so kostentreibende Einsätze der

Reservekessel reduzieren, die durch den EE-Ausbau zunehmen werden, da die KWK in

EE-Überschlussphasen häufiger abgeschaltet wird. So ließe sich der CO2-Ausstoß ef-

fektiv reduzieren. Deshalb sollten auch Wärmepumpen in Ballungsgebieten grundsätz-

lich im Verbund mit KWK betrieben werden, damit die Stromnetze nicht überlastet

werden und keine zusätzlichen, teuren Reservekraftwerke gebaut werden müssen.

Ausblick

Der Profilgenerator ist im Bereich DSM noch nicht am Ende der Entwicklung ange-

langt. Hier sollten Erweiterungen insbesondere bei der Verarbeitung der Solarprofile

erfolgen, so dass verschiedene Regelstrategien, wie die Nutzung von Abregelspitzen

automatisiert dargestellt werden können. Um die zeitintensive Erstellung der Profile vor

allem bei den Heizszenarien und gesteuertem Laden von EPKW zu beschleunigen, wäre

eine Erweiterung wünschenswert, die die Profile blockweise automatisiert in der erfor-

derlichen Ordnerstruktur für die Netzuntersuchungen bereitstellen kann. Eine Verknüp-

fung mit DIgSILENT PowerFactory könnte insbesondere die Netzauslastung bei der

Profilerstellung berücksichtigen und den relativ hohen Zeitaufwand für Netzuntersu-

chungen reduzieren.

181

8 Abbildungsverzeichnis

Abbildung 2.1: Endenergiedarf deutscher Haushalte nach Energieträgern (BMWi 2018)

.............................................................................................................. 15

Abbildung 2.2: Schematische Darstellung der Strombelastung eines Kabels durch PV

bzw. WP (eigene Darstellung) .............................................................. 25

Abbildung 2.3: Schematische Darstellung des Spannungsverlaufs entlang eines Kabels

verursacht durch PV bzw. WP (eigene Darstellung) ............................ 26

Abbildung 3.1: Grafische Benutzeroberfläche des Profilgenerators (eigene Darstellung)

.............................................................................................................. 32

Abbildung 3.2: Vergleich verschiedener Energieverbrauchs-Studien auf Unterschiede

(Prior 1997; Energieagentur NRW 2011; RWI 2011) .......................... 34

Abbildung 3.3: Typische Tagesverteilung für einen Werktag von Waschmaschinen in

Deutschland (Prior 1997) ...................................................................... 37

Abbildung 3.4: Erstellen der Gesamtverteilung des privaten Elektrizitätsbedarfs (eigene

Darstellung, Energieagentur NRW 2011) ............................................. 38

Abbildung 3.5: Detailansicht einer Tagesverteilung (eigene Darstellung) .................... 39

Abbildung 3.6: Haushaltstromprofil im Urzustand in seinen Bestandteilen (eigene

Darstellung) .......................................................................................... 43

Abbildung 3.7: Haushaltsstromprofil ohne Warmwasser- und Heizungs-Hilfsenergie-

Anteil (eigene Darstellung) ................................................................... 44

Abbildung 3.8: Lastprofile Sommer Sonntag auf Basis des Standardlastprofils, nicht

normiert (eigene Darstellung) ............................................................... 50

Abbildung 3.9: normierte Lastprofile Sommer Sonntag auf 1000 kWh/a (eigene

Darstellung) .......................................................................................... 50

Abbildung 3.10: Lastprofile für Sonntage im Sommer ohne Demand Side Management

(eigene Darstellung) .............................................................................. 51

Abbildung 3.11: Lastprofile der verschiedenen DSM Strategien im Vergleich (eigene

Darstellung) .......................................................................................... 55

Abbildung 3.12: Saisonaler Verbrauchsschwankungsvergleich (Menz 2012) ............... 56

Abbildung 3.13: Verbrauchsschwankungen im monatlichen Durchschnitt (Menz 2012)

.............................................................................................................. 57

182

Abbildung 3.14: berechnete Verbrauchsmenge für Einfamilienhäuser (Menz 2012) ..... 57

Abbildung 3.15: berechnete Verbrauchsmenge für Mehrfamilenhäuser (Menz 2012) ... 58

Abbildung 3.16: Mit DHW-calc erstelltes Werktagszapfprofil für ein Einfamilienhaus

mit 3-4 Personen (Menz 2012) .............................................................. 59

Abbildung 3.17: Speichertemperatur bei Regelung nach Stand der Technik (Menz 2012)

............................................................................................................... 63

Abbildung 3.18: Lastprofil bei Regelung nach Stand der Technik (Menz 2012) ........... 64

Abbildung 3.19: Speichertemperatur bei Laderegelung mit Solarstromüberschuss (Menz

2012) ...................................................................................................... 65

Abbildung 3.20: Gegenüberstellung des PV-Erzeugungsprofils und des

Warmwasserlastprofil (Menz 2012) ...................................................... 65

Abbildung 3.21: Verbindung von Bauphysik und Anlagentechnik nach EnEV (Feldman

2012), (Milchert 2012) .......................................................................... 66

Abbildung 3.22: Heizenergiebedarf von Gebäuden im Vergleich (Milchert 2012) ........ 67

Abbildung 3.23: elektrische Lastprofile von Wärmepumpen eines 100 m² Hauses bei

unterschiedlichem Sanierungszustand an einem kalten Wintertag

(eigene Darstellung) in Anlehnung an das Simulink Modell (Milchert

2012) ...................................................................................................... 76

Abbildung 3.24: thermische Lastprofile eines 100 m² Hauses bei unterschiedlichem

Sanierungszustand an einem kalten Wintertag (eigene Darstellung) nach

Simulink Modell (Milchert 2012) ......................................................... 76

Abbildung 3.25: Gegenüberstellung der Regelstrategien ungeregelt, Bandlast,

Solarstromüberschussnutzung, Windüberschussnutzung im Vergleich

mit der reinen Außentemperatursteuerung einer Wärmepumpe (eigene

Darstellung) ........................................................................................... 78

Abbildung 3.26: Verteilung der Fahrten von Berufstätigen für Montag (Janocha 2014;

Karlsruher Institut für Technologie 2014) ............................................. 80

Abbildung 3.27: Simulinkmodell eines E-Fahrzeugs (eigene Darstellung) .................... 84

Abbildung 3.28: Ladeprofile an einem Hausanschluß (eigene Darstellung) .................. 85

Abbildung 4.1: Übersichtskarte der 14 Netze (eigene Darstellung, RNG 2016) ............ 91

Abbildung 4.2: Bilder Innenstadtnetz (eigene Bilder) .................................................... 97

Abbildung 4.3: schematischer Netzplan Innenstadtnetz (eigene Darstellung) ................ 97

183

Abbildung 4.4: Auslastung Kabel 1, Netz Typ F, Wärmepumpenszenario mit

Nachtabsenkung [40 kWh/m² a] (eigene Darstellung) ......................... 99

Abbildung 4.5: Spannungsverlauf Netz Typ F, Kabel 1, reine Wirkleistungseinspeisung

(eigene Darstellung) ............................................................................ 100

Abbildung 4.6: Bilder Stadtnetz Gründerzeit (eigene Bilder) ...................................... 101

Abbildung 4.7: schematischer Netzplan Stadtnetz Gründerzeit (eigene Darstellung) . 102

Abbildung 4.8: Auslastung Kabel 3 Strang 1, Netz Typ G, Wärmepumpenszenario mit

Nachtabsenkung [40 kWh/m² a] Betriebsmittelüberlastung in der

Aufheizphase (eigene Darstellung) ..................................................... 103

Abbildung 4.9: Auslastung Kabel 3 Strang 1, Netz Typ G, Wärmepumpenszenario mit

Nachtabsenkung [40 kWh/m² a] nach Lastreduzierung (eigene

Darstellung) ........................................................................................ 104

Abbildung 4.10: Spannungsverlauf Netz Typ G, Kabel 4, reine

Wirkleistungseinspeisung (eigene Darstellung) ................................. 105

Abbildung 4.11: Leistungsdiagramm des Transformators, Netz Typ G, Kombination

BHKW und EPKW vs. nur EPKW(eigene Darstellung) .................... 106

Abbildung 4.12: Bilder Vorstadtnetz EFH (eigene Bilder) .......................................... 107

Abbildung 4.13: schematischer Netzplan Transformator 1, Vorstadtnetz EFH (eigene

Darstellung) ........................................................................................ 109

Abbildung 4.14: schematischer Netzplan Transformator 2, Vorstadtnetz EFH (eigene

Darstellung) ........................................................................................ 110

Abbildung 4.15: Auslastung Kabel 9 , Netz Typ M, Wärmepumpenszenario mit

Nachtabsenkung [40 kWh/m² a] (eigene Darstellung) ....................... 111

Abbildung 4.16: Auslastung Kabel 9 , Netz Typ M, Ladung von 24 EPKW mit je 10,5

kW (eigene Darstellung) ..................................................................... 111

Abbildung 4.17: Auslastung Kabel 9 , Netz Typ M, Ladung von 24 EPKW davon

50 %mit je 10,5 kW und 50 % mit je 3,5 kW (eigene Darstellung) ... 112

Abbildung 4.18: Spannungsverlauf Netz Typ M, Kabel 9, reine


Abbildung 4.19: Spannungsverlauf Netz Typ M, Kabel 9, bei Einspeisung nach

Niederspannungs-richtlinie (eigene Darstellung) ............................... 113

184

Abbildung 4.20: Spannungsverlauf Netz M, Kabel 9, reine Wirkleistungseinspeisung

und intelligentes Laden von EPKW [Smart Grid] (eigene Darstellung)

............................................................................................................. 113

Abbildung 4.21: Bilder Vorstadtnetz Schule, MFH Neubau und Bestand (eigene Bilder)

............................................................................................................. 114

Abbildung 4.22: schematischer Netzplan Transformator 1, Vorstadt MFH Neubau und

Bestand (eigene Darstellung) .............................................................. 116

Abbildung 4.23: schematischer Netzplan Transformator 2, Vorstadt Schule, MFH

Neubau und Bestand (eigene Darstellung) .......................................... 117

Abbildung 4.24: schematischer Netzplan Transformator 3, Vorstadt MFH Neubau und

Bestand (eigene Darstellung) .............................................................. 118

Abbildung 4.25: Spannungsverlauf Netz Typ N, Kabel 4, reine, maximale

Wirkleistungseinspeisung (eigene Darstellung) .................................. 119

Abbildung 4.26: Spannungsverlauf Netz Typ N, Kabel 4, reine, maximale

Wirkleistungseinspeisung ohne Last (eigene Darstellung) ................. 120

Abbildung 4.27: Leistungsdiagramm Netz Typ N, Transformator 2, reine, maximale


Abbildung 4.28: Spannungsverlauf Netz Typ N, Kabel 4, reine

Wirkleistungseinspeisung nach Leistungsreduzierung (eigene

Darstellung) ......................................................................................... 121

Abbildung 4.29: Spannungsverlauf Netz Typ N, Kabel 4 bei maximaler Einspeisung

nach Niederspannungsrichtlinie (eigene Darstellung) ........................ 122

Abbildung 4.30: Spannungsverlauf Netz Typ N, Kabel 4 bei Einspeisung nach

Niederspannungsrichtlinie mit reduzierter Leistung (eigene Darstellung)

............................................................................................................. 122

Abbildung 4.31: Leistungsdiagramm Netz Typ N, Transformator 2 bei maximaler

Einspeisung nach Niederspannungsrichtlinie (eigene Darstellung) .... 123

Abbildung 4.32: Spannungsverlauf Netz Typ N, Kabel 4 bei maximaler

Wirkleistungseinspeisung und Demand Side Management im Haushalt


Abbildung 4.33: Leistungsdiagramm Netz Typ N, Transformator 2 reine, maximale



185

Abbildung 4.34: Leistungsdiagramm Netz Typ N, Transformator 2, Wärmepumpen mit

Speicher und DSM im Haushalt (eigene Darstellung) ....................... 125

Abbildung 4.35: Auslastung entlang Kabel 5 [Netz Typ N] Wärmepumpen mit Speicher


Abbildung 4.36: Auslastung entlang Kabel 5 [Netz N] Wärmepumpen mit Speicher und

gesteuertes Laden von EPKW (eigene Darstellung) .......................... 126



sowie Brauchwassererwärmung via Wärmepumpen mit Speicher



Wirkleistungseinspeisung, Demand Side Management im Haushalt,

Brauchwassererwärmung via Wärmepumpen mit Speicher und

Solarüberschussladung von EPKW (eigene Darstellung) .................. 127



Brauchwassererwärmung via Wärmepumpen mit Speicher,

Solarüberschussladung von EPKW und Ausgleich durch 650 kWh

Batterie (eigene Darstellung) .............................................................. 127

Abbildung 4.40: Leistungsdiagramm Netz Typ N, Kabel 4, reine, maximale


Brauchwassererwärmung via Wärmepumpen mit Speicher,

Solarüberschussladung von EPKW und Ausgleich durch 650 kWh

Batterie, Batterie ist an diesem Kabel (eigene Darstellung) ............... 128

Abbildung 4.41: Auslastung entlang Kabel 7, Netz Typ N, Kombination aus BHKW

und Wärmepumpen, beide mit Speichern (eigene Darstellung) ......... 129

Abbildung 4.42: Spannungsverlauf Netz Typ N, Kabel 7, Kombination aus BHKW und

Wärmepumpen, beide mit Speichern (eigene Darstellung) ................ 129

Abbildung 4.43: Leistungsdiagramm Netz Typ N, Transformator 3, Kombination aus

BHKW und Wärmepumpen, beide mit Speichern (eigene Darstellung)

............................................................................................................ 130

Abbildung 4.44: schematischer Netzplan Mittelspannungsstrang Vorstadt ländlich


186

Abbildung 4.45: Spannungsverlauf ONT 4, Kabel 9, reine Wirkleistungseinspeisung

maximaler PV Ausbau im Mittelspannungsnetz (eigene Darstellung)

............................................................................................................. 136

Abbildung 4.46: Spannungsverlauf entlang Mittelspannungskabel in Richtung ONT 4,

reine Wirkleistungseinspeisung maximaler PV Ausbau im

Mittelspannungsnetz (eigene Darstellung) .......................................... 137

Abbildung 4.47: Spannungsverlauf entlang Mittelspannungskabel in Richtung des

längeren Stranges, Wirkleistungseinspeisung maximaler PV Ausbau im

Mittelspannungsnetz (eigene Darstellung) .......................................... 137

Abbildung 4.48: Spannungsverlauf ONT 4, Kabel 9, reine Wirkleistungseinspeisung bei

zulässigem PV Ausbau im Mittelspannungsnetz ohne Änderung der

ONT (eigene Darstellung) ................................................................... 138

Abbildung 4.49: Spannungsverlauf ONT 4, Kabel 9, Einspeisung nach

Niederspannungsrichtlinie bei zulässigem PV Ausbau im

Mittelspannungsnetz ohne Änderung der ONT (eigene Darstellung) . 138

Abbildung 4.50: schematischer Netzplan Mittelspannungsstrang Vorstadt (eigene

Darstellung) ......................................................................................... 142

Abbildung 4.51: Spannungsverlauf ONT 3, Kabel 4, reine Wirkleistungseinspeisung


Abbildung 4.52: Spannungsverlauf ONT 3, Kabel 4, Einspeisung nach

Niederspannungsrichtlinie (eigene Darstellung) ................................. 143

Abbildung 5.1: Rohrleitungsstück DRE 100, Abmessungen DN 100 (Lösing) ........... 151

Abbildung 5.2: Aufbau des Testnetztes in Matlab/Simulink (eigene Darstellung) ...... 156

Abbildung 5.3: Lastprofile für einen kalten Wintertag (eigene Darstellung) ............... 157

Abbildung 5.4: Lastprofile für einen normalen Frühlingstag (eigene Darstellung) ...... 158

Abbildung 5.5: Lastprofil für einen Sommertag (eigene Darstellung) ......................... 159

Abbildung 5.6: Pumpenregelung für diverse Gebäudestandards (eigene Darstellung) 161

Abbildung 5.7: Vorlauftemperaturen im Januar für diverse Gebäudestandards (eigene

Darstellung) ......................................................................................... 162

Abbildung 6.1: mögliche Photovoltaikeinspeisung und Residuallast einer Großstadt im

Jahr 2050 (eigene Darstellung, DWD 2009a, RNG 2009) .................. 168

Abbildung 6.2: mögliche Photovoltaikeinspeisung und Residuallast mit DSM einer

Großstadt im Jahr 2050 (eigene Darstellung) ...................................... 170

187

Abbildung 6.3: Photovoltaikeinspeisung und Residuallast mit DSM, 5 GWh

Batteriespeicher und thermischer Brauchwasser Tagesspeicher einer

Großstadt im Jahr 2050 (eigene Darstellung) ..................................... 171

Abbildung A.1: Bilder zum städtischen Dorfnetz (eigene Bilder) ............................... 207

Abbildung A.2: schematischer Netzplan des städtischen Dorfnetzes vom Typ A versorgt

von Transformator 1 (eigene Darstellung) ......................................... 208

Abbildung A.3: schematischer Netzplan des städtischen Dorfnetzes vom Typ A versorgt

von Transformator 2 (eigene Darstellung) ......................................... 208

Abbildung A.4: Spannungsverlauf Netz Typ A, Kabel 4 bei reiner


Abbildung A.5: Bilder zu ländlichem Dorfnetz [reine Wohnbebauung] (eigene Bilder)

............................................................................................................ 211

Abbildung A.6: schematischer Netzplan ländliches Dorfnetz [reine Wohnbebauung]


Abbildung A.7: Spannungsverlauf Netz B, Kabel 1 bei reiner Wirkleistungseinspeisung


Abbildung A.8: Spannungsverlauf Netz B, Kabel 1 bei Einspeisung nach

Niederspannungsrichtlinie (eigene Darstellung) ................................ 215


............................................................................................................ 216

Abbildung A.10: schematischer Netzplan ländliches Dorfnetz (eigene Darstellung) .. 218

Abbildung A.11: Spannungsverlauf Netz Typ C, Kabel 1, reine


Abbildung 11.12: Bilder zu ländlichem Dorfnetz [Wohnbebauung und Bauernhof]

(eigene Bilder) .................................................................................... 219

Abbildung A.13: schematischer Netzplan ländliches Netz mit Bauernhof (eigene

Darstellung) ........................................................................................ 220

Abbildung A.14: Spannungsverlauf Netz Typ D, Kabel 2, reine

Wirkleistungseinspeisung [Überlastung Transformator] (eigene

Darstellung) ........................................................................................ 222

Abbildung A.15: Spannungsverlauf Netz Typ D, Kabel 2, reine

Wirkleistungseinspeisung [ohne Transformatorüberlastung] (eigene

Darstellung) ........................................................................................ 222

188

Abbildung A.16: Bilder zu ländlichem Netz [Aussiedlerhof] (eigene Bilder) .............. 223

Abbildung A.17: schematischer Netzplan ländliches Netz Aussiedlerhof (eigene

Darstellung) ......................................................................................... 224

Abbildung A.18: Spannungsverlauf Netz Typ E, Kabel 2, reine


Abbildung A.19: Spannungsverlauf Netz Typ E, Kabel 2, Einspeisung nach

Niederspannungsrichtlinie (eigene Darstellung) ................................. 226

Abbildung A.20: Bilder Stadtnetz Neubau (eigene Bilder) .......................................... 226

Abbildung A.21: schematischer Netzplan Stadtnetz Neubau ....................................... 227

Abbildung A.22: Spannungsverlauf Netz Typ H, Kabel 4, reine


Abbildung A.23: Bilder Stadtnetz gemischte Bebauung (eigene Bilder) ..................... 229

Abbildung A.24: schematischer Netzplan Stadtnetz gemischte Bebauung Transformator

1 (eigene Darstellung) ......................................................................... 230

Abbildung A.25: schematischer Netzplan Stadtnetz gemischte Bebauung Transformator

2 (eigene Darstellung) ......................................................................... 231

Abbildung A.26: Spannungsverlauf Netz Typ I, Kabel 8, reine


Abbildung A.27: Bild Hochhaussiedlung und Parkplatz eines Einkaufszentrums (eigene

Bilder) .................................................................................................. 233

Abbildung A.28: schematischer Netzplan Hochhaussiedlung (eigene Darstellung) .... 235

Abbildung A.29: 24 Stunden Spannungsverlauf Netz Typ J, Kabel 2, Knoten 2, reine


Abbildung A.30: Bilder Vorstadtnetz Einfamilienhäuser (eigene Bilder) .................... 237

Abbildung A.31: schematischer Netzplan Vorstadtnetz EFH (eigene Darstellung) ..... 238

Abbildung A.32: Spannungsverlauf Netz Typ K, Kabel 1, reine


Abbildung A.33: Bilder Vorstadtnetz MFH, EFH (eigene Bilder) ............................... 240

Abbildung A.34: schematischer Netzplan Vorstadtnetz MFH, EFH stark vereinfacht, da

Netz sehr verzweigt ist (eigene Darstellung) ...................................... 240

Abbildung A.35: Kabel 5 mit Verzweigung 5.1 PV Einspeisung mit reiner Wirkleistung


189

Abbildung A.36: Kabel 5 mit Verzweigung 5.1 PV Einspeisung nach

Niederspannungsrichtlinie (eigene Darstellung) ................................ 244

Abbildung A.37: Kabel 5 mit Verzweigung 5.1 PV Einspeisung nach

Niederspannungsrichtlinie nach Leistungsreduktion (eigene

Darstellung) ........................................................................................ 245

191

9 Tabellenverzeichnis

Tabelle 3.1: Gerätegruppen eines typischen Haushalts (Prior 1997) ............................. 36

Tabelle 3.2: Tage der Standardlastprofile ....................................................................... 40

Tabelle 3.3: Anteile der Gerätegruppen am Stromjahresverbrauch bei Haushalten ohne

elektrische Warmwassererzeugung [alles in Prozent] (Energieagentur NRW

2011) ............................................................................................................ 45

Tabelle 3.4: durchschnittlicher Jahresstromverbrauch von Haushalten (Energieagentur

NRW 2011) .................................................................................................. 51

Tabelle 3.5: Definition der DSM Eigenschaften von DSM-fähigen Geräten ................. 54

Tabelle 3.6: Warmwasserverbrauch in Abhängigkeit der Bewohneranzahl (Menz 2012)

..................................................................................................................... 58

Tabelle 3.7: Faktoren für die saisonale Verbrauchsschwankung (Menz 2012) .............. 62

Tabelle 3.8: gemittelte Lufttemperatur in °C in Deutschland (DWD 2012) .................. 63

Tabelle 3.9: Frischwassertemperatur in °C (Menz 2012) ............................................... 63

Tabelle 3.10: H’T-Werte für Energieeffizienzklassen der Gebäude (Stolte 2011) ........ 68

Tabelle 3.11: Temperatur-Korrekturfaktor (DIN 2003) ................................................. 69

Tabelle 3.12: Wärmespeicherkapazitätsfaktoren nach DIN V 4108-6 (Wienerberger

2012) ............................................................................................................ 74

Tabelle 3.13: Berechnungszeitschritte (DIN 2003) ........................................................ 75

Tabelle 4.1: Installierte Photovoltaikleistung und PV Potential im jeweiligen

Niederspannungsnetz ................................................................................... 90

Tabelle 4.2: Beheizte Fläche und Einwohnerdichte ....................................................... 92

Tabelle 4.3: Kabel Innenstadtnetz .................................................................................. 98

Tabelle 4.4: Transformator ............................................................................................. 98

Tabelle 4.5: Kabel Stadtnetz Gründerzeit ..................................................................... 102

Tabelle 4.6: Transformator Stadtnetz Gründerzeit. ...................................................... 102

Tabelle 4.7: Transformator Vorstadtnetz EFH ............................................................. 107

Tabelle 4.8: Kabel Vorstadtnetz EFH ........................................................................... 108

Tabelle 4.9: Transformatoren Vorstadt MFH Neubau und Bestand ............................. 115

Tabelle 4.10: Kabel Vorstadt MFH Neubau und Bestand ............................................ 115

Tabelle 4.11: Transformatoren Mittelspannungsnetz Vorstadt ländlich ...................... 133

192

Tabelle 4.12: Kabel Mittelspannungsnetz Vorstadt ländlich ........................................ 134

Tabelle 4.13: Ersatzlasten Mittelspanungsnetz Vorstadt ländlich ................................. 135

Tabelle 4.14: Transformatoren Mittelspannungsnetz Vorstadt ..................................... 140

Tabelle 4.15: Kabel Mittelspannungsnetz Vorstadt ...................................................... 141

Tabelle 4.16: Ersatzlasten Mittelspannungsnetz Vorstadt ............................................ 141

Tabelle 4.17: Zusammenfassung der Netzuntersuchung ............................................... 148

Tabelle 5.1: Rohrmaterialwerte DRE100 (isoplus 2011) .............................................. 151

Tabelle 6.1: Ausrichtung für PV-geeignete Dachflächen ............................................. 167

Tabelle A.1: Kabel des städtischen Dorfnetzes ............................................................. 209

Tabelle A.2: Transformatoren des städtischen Dorfnetzes ........................................... 209

Tabelle A.3: Kabel ländliches Dorfnetz ........................................................................ 212

Tabelle A.4: Transformator ländliches Dorfnetz .......................................................... 212

Tabelle A.5: Kabel ländliches Dorfnetz ........................................................................ 216

Tabelle A.6: Transformator ländliches Dorfnetz .......................................................... 217

Tabelle A.7: Kabel ländliches Netz ............................................................................... 220

Tabelle A.8: Transformator ländliches Netz ................................................................. 220

Tabelle A.9: Kabel Aussiedlerhof ................................................................................. 224

Tabelle A.10: Transformator Aussiedlerhof ................................................................. 224

Tabelle A.11: Kabel Vorstadtnetz Mehrfamilienhäuser [Neubau] ............................... 227

Tabelle A.12: Transformator Vorstadtnetz Mehrfamilienhäuser [Neubau] .................. 228

Tabelle A.13: Kabel Stadtnetz gemischte Bebauung .................................................... 230

Tabelle A.14: Transformatoren Stadtnetz gemischte Bebauung ................................... 230

Tabelle A.15: Kabel Hochhaussiedlung und Parkplatz ................................................. 234

Tabelle A.16: Transformator Hochhaussiedlung .......................................................... 235

Tabelle A.17: Kabel Vorstadtnetz Einfamilienhäuser ................................................... 237

Tabelle A.18: Transformator Einfamilienhäuser ........................................................... 237

Tabelle A.19: Kabel Vorstadtnetz MFH, EFH .............................................................. 242

Tabelle A.20: Transformator Vorstadtnetz MFH, EFH ................................................ 242

193

10 Formelverzeichnis

Formel 3.1 ....................................................................................................................... 38

Formel 3.2 ....................................................................................................................... 38

Formel 3.3 ....................................................................................................................... 39

Formel 3.4 ....................................................................................................................... 39

Formel 3.5 ....................................................................................................................... 39

Formel 3.6 ....................................................................................................................... 40

Formel 3.7 ....................................................................................................................... 40

Formel 3.8 ....................................................................................................................... 40

Formel 3.9 ....................................................................................................................... 41

Formel 3.10 ..................................................................................................................... 41

Formel 3.11 ..................................................................................................................... 41

Formel 3.12 ..................................................................................................................... 41

Formel 3.13 ..................................................................................................................... 42

Formel 3.14 ..................................................................................................................... 42

Formel 3.15 ..................................................................................................................... 42

Formel 3.16 ..................................................................................................................... 42

Formel 3.17 ..................................................................................................................... 42

Formel 3.18 ..................................................................................................................... 43

Formel 3.19 ..................................................................................................................... 45

Formel 3.20 ..................................................................................................................... 46

Formel 3.21 ..................................................................................................................... 46

Formel 3.22 ..................................................................................................................... 46

Formel 3.23 ..................................................................................................................... 46

Formel 3.24 ..................................................................................................................... 46

Formel 3.25 ..................................................................................................................... 47

Formel 3.26 ..................................................................................................................... 47

Formel 3.27 ..................................................................................................................... 47

Formel 3.28 ..................................................................................................................... 47

Formel 3.29 ..................................................................................................................... 47

Formel 3.30 ..................................................................................................................... 47

194

Formel 3.31 ..................................................................................................................... 48

Formel 3.32 ..................................................................................................................... 48

Formel 3.33 ..................................................................................................................... 49

Formel 3.34 ..................................................................................................................... 49

Formel 3.35 ..................................................................................................................... 49

Formel 3.36 ..................................................................................................................... 49

Formel 3.37 ..................................................................................................................... 49

Formel 3.38 ..................................................................................................................... 60

Formel 3.39 ..................................................................................................................... 60

Formel 3.40 ..................................................................................................................... 61

Formel 3.41 ..................................................................................................................... 61

Formel 3.42 ..................................................................................................................... 62

Formel 3.43 ..................................................................................................................... 68

Formel 3.44 ..................................................................................................................... 68

Formel 3.45 ..................................................................................................................... 70

Formel 3.46 ..................................................................................................................... 70

Formel 3.47 ..................................................................................................................... 70

Formel 3.48 ..................................................................................................................... 70

Formel 3.49 ..................................................................................................................... 71

Formel 3.50 ..................................................................................................................... 71

Formel 3.51 ..................................................................................................................... 71

Formel 3.52 ..................................................................................................................... 72

Formel 3.53 ..................................................................................................................... 72

Formel 3.54 ..................................................................................................................... 72

Formel 3.55 ..................................................................................................................... 72

Formel 3.56 ..................................................................................................................... 72

Formel 3.57 ..................................................................................................................... 73

Formel 3.58 ..................................................................................................................... 74

Formel 3.59 ..................................................................................................................... 74

Formel 3.60 ..................................................................................................................... 74

Formel 3.61 ..................................................................................................................... 74

Formel 3.62 ..................................................................................................................... 75

Formel 5.1 ..................................................................................................................... 152

195

Formel 5.2 ..................................................................................................................... 152

Formel 5.3 ..................................................................................................................... 153

Formel 5.4 ..................................................................................................................... 153

Formel 5.5 ..................................................................................................................... 153

Formel 5.6 ..................................................................................................................... 153

Formel 5.7 ..................................................................................................................... 154

Formel 5.8 ..................................................................................................................... 154

197

11 Anhang

1. Diagramme zur Zerlegung des H0-Standardlastprofiles in seine Bestandteile

2. Diskussion von Niederspannungsnetzen, die nicht in Kapitel 4 ausführlich be-

schrieben sind.

198

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Bestandteile des H0-Profils Werktag Sommer

Warmwasserbereitung


Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

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P in

W

Bestandteile des H0-Profils Werktag Sommer ohne WW und HEH

Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


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P in

W

Bestandteile des H0-Profils Samstag Sommer

Warmwasserbereitung


Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


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P in

W

Bestandteile des H0-Profils Samstag Sommer ohne WW und HEH

Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


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100

150

200

250 0

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P in

W

Bestandteile des H0-Profils Sonntag Sommer

Warmwasserbereitung


Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


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W

Bestandteile des H0-Profils Sonntag Sommer ohne WW und HEH

Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


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0

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22

:30

23

:45

P in

W

Bestandteile des H0-Profils Werktag Übergang

Warmwasserbereitung


Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


0

50

100

150

200

250

00

:00

01

:15

02

:30

03

:45

05

:00

06

:15

07

:30

08

:45

10

:00

11

:15

12

:30

13

:45

15

:00

16

:15

17

:30

18

:45

20

:00

21

:15

22

:30

23

:45

P in

W

Bestandteile des H0-Profils Werktag Übergang ohne WW und HEH

Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


202

0

50

100

150

200

250 0

0:0

0

01

:15

02

:30

03

:45

05

:00

06

:15

07

:30

08

:45

10

:00

11

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13

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15

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16

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:30

18

:45

20

:00

21

:15

22

:30

23

:45

P in

W

Bestandteile des H0-Profils Samstag Übergang

Warmwasserbereitung


Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


0

50

100

150

200

250

00

:00

01

:15

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03

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05

:00

06

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08

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10

:00

11

:15

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13

:45

15

:00

16

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17

:30

18

:45

20

:00

21

:15

22

:30

23

:45

P in

W

Bestandteile des H0-Profils Samstag Übergang ohne WW und HEH

Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


203

0

50

100

150

200

250

00

:00

01

:15

02

:30

03

:45

05

:00

06

:15

07

:30

08

:45

10

:00

11

:15

12

:30

13

:45

15

:00

16

:15

17

:30

18

:45

20

:00

21

:15

22

:30

23

:45

P in

W

Bestandteile des H0-Profils Sonntag Übergang

Warmwasserbereitung


Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


0

50

100

150

200

250

00

:00

01

:15

02

:30

03

:45

05

:00

06

:15

07

:30

08

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10

:00

11

:15

12

:30

13

:45

15

:00

16

:15

17

:30

18

:45

20

:00

21

:15

22

:30

23

:45

P in

W

Bestandteile des H0-Profils Sonntag Übergang ohne WW und HEH

Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


204

0

50

100

150

200

250 0

0:0

0

01

:15

02

:30

03

:45

05

:00

06

:15

07

:30

08

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10

:00

11

:15

12

:30

13

:45

15

:00

16

:15

17

:30

18

:45

20

:00

21

:15

22

:30

23

:45

P in

W

Bestandteile des H0-Profils Werktag Winter

Warmwasserbereitung


Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


0

50

100

150

200

250

00

:00

01

:15

02

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03

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05

:00

06

:15

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10

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11

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16

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18

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20

:00

21

:15

22

:30

23

:45

P in

W

Bestandteile des H0-Profils Werktag Winter ohne WW und HEH

Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


205

0

50

100

150

200

250

00

:00

01

:15

02

:30

03

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05

:00

06

:15

07

:30

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10

:00

11

:15

12

:30

13

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15

:00

16

:15

17

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18

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20

:00

21

:15

22

:30

23

:45

P in

W

Bestandteile des H0-Profils Samstag Winter

Warmwasserbereitung


Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


0

50

100

150

200

250

00

:00

01

:15

02

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03

:45

05

:00

06

:15

07

:30

08

:45

10

:00

11

:15

12

:30

13

:45

15

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16

:15

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18

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20

:00

21

:15

22

:30

23

:45

P in

W

Bestandteile des H0-Profils Samstag Winter ohne WW und HEH

Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


206

0

50

100

150

200

250 0

0:0

0

01

:15

02

:30

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:15

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10

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13

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:15

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:30

23

:45

P in

W

Bestandteile des H0-Profils Sonntag Winter

Warmwasserbereitung


Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


0

50

100

150

200

250

00

:00

01

:15

02

:30

03

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06

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07

:30

08

:45

10

:00

11

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13

:45

15

:00

16

:15

17

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18

:45

20

:00

21

:15

22

:30

23

:45

P in

W

Bestandteile des H0-Profils Sonntag Winter ohne WW und HEH

Spülen

Wäschetrockner

Waschmaschine

Gefrieren

Kühlen


207

A.1 Niederspannungsnetz Typ A

Ein städtisches Dorfnetz wird unter dem Typ A beschrieben.

Abbildung A.1: Bilder zum städtischen Dorfnetz (eigene Bilder)

Dieses Niederspannungsnetz ist ein stadtnahes bzw. städtisches Dorfnetz. Die Gebäude-

struktur besteht aus Gebäuden aus der Gründerzeit gemischt mit Neubauten, die eine

Verdichtung der Bebauungsstruktur darstellen. Typisch für diese Art der Bebauung ist,

dass die Netzstruktur stark verzweigt ist und die Kabellängen sich stark unterscheiden.

Sie variieren von 27 bis 375 m [siehe Tabelle. A.1]. Das Netz wird als Strahlennetz be-

trieben. Im Fehlerfall können die Kabel 8 und 9, 10 und 11 sowie 14 und 15 entspre-

chend verschaltet werden. Beide Transformatoren versorgen 170 Wohneinheiten, 31

Straßenlaternen und zehn Gewerbeeinheiten. Die beheizbare Wohnfläche beträgt

23.907 m² bei einer Bevölkerungsdichte von 1.468 Einwohner/km².

208

Abbildung A.2: schematischer Netzplan des städtischen Dorfnetzes vom Typ A versorgt von Trans-

formator 1 (eigene Darstellung)

Abbildung A.3: schematischer Netzplan des städtischen Dorfnetzes vom Typ A versorgt von Trans-

formator 2 (eigene Darstellung)

K1

K13 K12 K15 K14

K2 K3 K7 K9 K8 K10 K11 K6 K4 K5

209

Kabel Nr. Kabeltyp Kabellänge in m Anschluss an Trans-

formator







Kabel 7 NYCWY 3x150/70,

NYCWY 3x95/50

375 (190 + 185)

Kabel 8 NYCWY 3x150/70 180 2


NYCWY 3x25/16

218 (180+ 38) 2


NYCWY 3x25/16

197 (185 + 12) 2

Kabel 11 NYCWY 3x150/70 136 2

Kabel 12 NYCWY 3x95/50² 204 1

Kabel 13 NA2XY-J4x95 100 1

Kabel 14 NYCWY 3x95/50 106 1


Tabelle A.1: Kabel des städtischen Dorfnetzes


ren


2 Dyn5 400 kVA

Tabelle A.2: Transformatoren des städtischen Dorfnetzes

Für die verwendeten Standardlastprofile werden typische Jahresverbrauchswerte ange-

nommen. Mit der heutigen Belastung sind beide Transformatoren maximal mit ca. 15 %

bzw. 40 % belastet.

Bei Umsetzung der Energie- und Wärmewende bis 2050 ergibt sich ein verändertes Be-

lastungsbild. An kalten Wintertagen ist davon auszugehen, dass es zu Auslastungsüber-

210

schreitungen an Betriebsmitteln kommen kann. An schönen Sommertagen ist durch die

verstärkte Einspeisung von Photovoltaik und damit ein Spannungsanstieg in den Kabel-

strängen mit hoher PV Durchdringung zu erwarten.

Die Auslastung des Transformators 2 steigt an kalten Wintertagen auf ca. 140 % unter

Berücksichtigung von einer Wärmevollversorgung durch Wärmepumpen. Transforma-

tor 1 ist mit ca. 41 % nur mäßig belastet. Das über diesem Transformator versorgte Ka-

bel 1 ist minimal überlastet. Bei diesen Werten sind die Bestandsgebäude auf einen

Heizenergiebedarf von 40 kWh/m² Jahr energetisch saniert.

Da im vorliegenden Netz genügend Parkmöglichkeiten bestehen, ist in Zukunft die in-

tensive Nutzung elektrisch betriebener PKW [EPKW] vorstellbar. Es wird angenom-

men, dass in jedem Haus ein EPKW vorhanden ist. Bei gleichzeitiger Ladung mit einer

Leistung von je 10,5 kW wird nur der Transformator 2 überlastet. Bei einer Aufteilung

der maximalen Ladeleistung von je 3,5 kW für 44 EPKW und je 10,5 kW für 49 EPKW

kann diese Überlastung auf zulässige 150 % Transformatorauslastung reduziert werden.

Eine grundsätzliche Ladeleistungsbegrenzung auf je 3,5 kW reduziert die maximale

Auslastung des Transformators 2 auf unter 100 %. Bei der Installation von Ladeinfra-

struktur ist darauf zu achten, dass sie untereinander vernetzt ist. Die hier dargestellte

Berechnung geht von gleichzeitigem Ladestart aller Fahrzeuge aus. Da sie an der heimi-

schen Ladestation an Werktagen aber im Durchschnitt von 17 Uhr bis 7 Uhr, also 14

Stunden, abgestellt sind, ist eine hohe Ladeleistung von mehr als je 10,5 kW nicht not-

wendig.

Die 335,93 kWp mögliche Photovoltaikleistung kann ohne Probleme installiert werden.

Selbst ohne jeglichen Verbrauch im Niederspannungsnetz beträgt an einem klaren

Sommertag die Einspeiseleistung ca. 60 kW an Transformator 1 und 210 kW bei Trans-

formator 2 und liegt damit deutlich unter der Nennscheinleistung der Transformatoren

von je 400 kVA.

Der Spannungsanstieg bei reiner Wirkleistungseinspeisung ist in Kabel 4 am höchsten

und liegt mit 2,93 % noch im zulässigen 3%-Band, wie in Abbildung A.4 anhand der

dunkelblauen Linie zu sehen ist.

211

Abbildung A.4: Spannungsverlauf Netz Typ A, Kabel 4 bei reiner Wirkleistungseinspeisung (eigene

Darstellung)

In diesem Niederspannungsnetz lässt sich die maximal möglich zu installierende

Photovoltaikleistung ohne Probleme integrieren. Die zukünftig ansteigende Nutzung

von elektrischen Wärmepumpen bei gleichzeitiger entsprechender Gebäudesanierung ist

nur eingeschränkt möglich. Die Nutzung von EPKW ist bei einer Nutzung eines Lade-

managementsystems ohne große Einschränkungen möglich. Das Lademanagement

übernimmt netzseitig die Freigabe der Ladeleistung für die einzelnen EPKW. Ohne die-

ses Instrument ist mit Einschränkungen in der Ladezeit einzelner Fahrzeuge zu rechnen,

da diese dann feste Ladeleistungsvorgaben des Netzbetreibers einhalten müssen. Dieses

lässt sich durch ein netzseitiges Lademanagement vermeiden, wobei auch Kapazitäts-

engpässe auf Netzseite und beim Batteriefüllstand der EPKW vermieden werden.

A.2 Niederspannungsnetz Typ B


11:00 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

20:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

]

212

Das Niederspannungsnetz Typ B ist ein ländliches Dorfnetz, das zum Teil an einer

Kreisstraße liegt. Dieses Niederspannungsnetz versorgt über einen Transformator 45

Wohneinheiten. Es handelt sich um 30 Einfamilienhäuser und 6 Zweifamilienhäuser

und ein Mehrfamilienhaus mit drei Parteien. Typisch für diese gewachsene Struktur ist

ein einfaches Strahlennetz, das von einem Transformator versorgt wird und aus 5 Ka-

beln besteht, die eine Länge von 48 m bis 128 m aufweisen [siehe Tabelle A.3]. Die

maximal beheizbare Fläche beträgt 4.297 m².


Kabel 1 NAYY 4x95SE 127,4

Kabel 2 NAYY 4x150SE 95,6

Kabel 3 NAKBA 4x50sm 122,5

Kabel 4 NAKBA 4x50sm 116,6

Kabel 5 NAYY4x95SE 48,9

Tabelle A.3: Kabel ländliches Dorfnetz


ren


1 Dyn5 250 kVA

Tabelle A.4: Transformator ländliches Dorfnetz

213

Abbildung A.6: schematischer Netzplan ländliches Dorfnetz [reine Wohnbebauung] (eigene Dar-

stellung)

214

Die Bevölkerungsdichte in dieser Gemeinde beträgt 288 Einwohner/km². Damit wird

dieses Netz als Dorfnetz eingeordnet.

Die maximale Auslastung des Transformators beträgt bei den heutige üblichen Ver-

brauchsprofilen für Haushalte ca. 16 %.

Der Einsatz von Wärmepumpen steigert die maximale Transformatorauslastung an ei-

nem kalten Wintertag auf 51 %. Dieses gilt bei einem Jahresheizwärmebedarf von

40 kWh/m² und ohne Nachtabsenkung. Eine Nachtabsenkung um 2 °C über sieben

Stunden mit dreistündiger morgendlicher Aufheizphase führt zu einer Überlastung des

Transformators und des am stärksten belasteten Kabel 1. Der Transformator wäre in

diesem Fall mit 113 % und Kabel 1 mit 93 % ausgelastet.

Für die Elektromobilität werden in diesem Netz 37 EPKW betrachtet. Bei einer maxi-

malen Ladeleistung von je 10,5 kW werden sowohl der Transformator wie auch das

Kabel 1 stark überlastet, wenn diese gleichzeitig auftritt. Aus diesem Grund ist es sinn-

voll, die Ladeleistung von 10 Fahrzeugen auf je 3,5 kW an Kabel 1 zu begrenzen. Die

restlichen 27 Fahrzeuge können weiterhin mit je 10,5 kW geladen werden.

Die nutzbare Dachfläche für Photovoltaik beträgt in diesem Netz 415,83 kWp. Eine rei-

ne Wirkleistungseinspeisung ist nicht zulässig (Abbildung A.7), weil die Spannung um

mehr als 3 % ansteigt. Der Einsatz der Niederspannungsrichtlinie führt zu einem zuläs-

sigen Netzbetrieb (VDE 2011). Die Spannung steigt in diesem Fall nur noch um 2,1 %

bei maximaler Photovoltaikeinspeisung an. Das ist momentan die kosteneffizienteste

Art und Weise, das Problem der 3% Spannungsbandverletzung zu beheben. Bei einer

Ersatzinvestition des Transformator ist zu überlegen, ob es sinnvoll ist, in einen span-

nungsregelbaren Ortsnetztransformator [RONT] zu investieren und mit Smart Grid

215

Abbildung A.7: Spannungsverlauf Netz B, Kabel 1 bei reiner Wirkleistungseinspeisung (eigene

Darstellung)

Abbildung A.8: Spannungsverlauf Netz B, Kabel 1 bei Einspeisung nach Niederspannungsrichtlinie


Technologien zu kombinieren. Es muss hierbei aber für alle Beteiligten ein monetärer

Mehrwert geschaffen werden.

Die Photovoltaik lässt sich in diesem Niederspannungsnetz ohne Einschränkungen aus-

bauen, wenn die Niederspannungsrichtlinie konsequent angewendet wird (VDE 2011).

13:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

21:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

] S

pa

nn

un

g [

V]

14:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

21:00 Uhr

U min

216

Das Laden von EPKW lässt sich gut integrieren, wenn nicht alle Fahrzeuge gleichzeitig

mit voller Ladeleistung geladen werden müssen. Dieses kann durch ein netzseitiges La-

demanagementsystem gewährleistet werden.

A.3 Niederspannungsnetz Typ C

Das zweite ländliche Dorfnetz wird anhand Typ C erläutert. Es handelt sich um eine

ländliche Einfamilienhaussiedlung mit weitgehend freistehenden Häusern



Kabel 1 NYY 4x50 171,6


Tabelle A.5: Kabel ländliches Dorfnetz

Das Niederspannungsnetz Typ C versorgt über einen Transformator [siehe Tabelle A.6]

31 Wohneinheiten. Es handelt sich um elf Einfamilienhäuser und zehn Zweifamilien-

häuser. Die Kabel sind 171,6 m bzw. 82 m lang [siehe Tabelle A.5]. Es handelt sich um

ein Strahlennetz. Die beheizbare Wohnfläche beträgt ca. 2.454 m².


dieses Netz als Dorfnetz eingeordnet.

217


ren


1 Dyn5 250 kVA

Tabelle A.6: Transformator ländliches Dorfnetz

Bei heutzutage üblichen Verbrauchsprofilen der Haushalte beträgt die maximale Aus-

lastung des Transformators ca. 12 %.

Die Nutzung von Wärmepumpen erhöht die maximale Transformatorauslastung auf

29 %. Das Kabel 1 ist mit ca. 33 % minimal stärker belastet als der Transformator. Bei

dieser Belastung können Wärmepumpen ohne Nachtabsenkung problemlos eingesetzt

werden. Die Gebäude sind hier auf einen jährlichen Heizwärmebedarf von 40 kWh/m²

zu sanieren. Wenn hingegen eine Nachtabsenkung von 2 °C angewendet wird, ohne

Wärmespeicher zu verwenden, wird Kabel 1 in der morgendlichen Aufheizphase mit

87 % belastet. Der Transformator wird dagegen im zulässigen Bereich von 70 % ausge-

lastet.

Im Niederspannungsnetztyp C kann ohne Probleme an 18 Häusern jeweils ein EPKW

mit einer Leistung von 10,5 kW gleichzeitig geladen werden. Damit kann an fast jedem

Haus ein EPKW geladen werden.

Die mit entsprechender Photovoltaik nutzbaren Dachflächen sind in diesem Netztyp so

klein, dass es zu keinem Zeitpunkt zu einer Verletzung des 3 % Spannungsbandes [Ab-

bildung A.11] bei reiner Wirkleistungseinspeisung kommen wird. Es kann somit das

Photovoltaikpotential von 138,81 kWp ausgenutzt werden.

218

Abbildung A.10: schematischer Netzplan ländliches Dorfnetz (eigene Darstellung)

219

Abbildung A.11: Spannungsverlauf Netz Typ C, Kabel 1, reine Wirkleistungseinspeisung (eigene

Darstellung)

Beim Niederspannungsnetz Typ C ist eine Integration von Photovoltaik ohne Anwen-

dung von Blindleistungseinspeisung möglich. Auch die Nutzung von Wärmepumpen ist

ohne Einschränkungen möglich, wenn die Gebäude entsprechend energetisch saniert

werden.

A.4 Niederspannungsnetz Typ D

Abbildung A.12: Bilder zu ländlichem Dorfnetz [Wohnbebauung und Bauernhof] (eigene Bilder)

Das Niederspannungsnetz Typ D ist ein ländliches Netz, das einen Bauernhof und eini-

ge Wohnhäuser mit Elektrizität versorgt.

13:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

20:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

]

220


Kabel 1 NYY 4x50 194

Kabel 2 NAYY 4x150

NAYY 4x70

NYY 4x50

184 (63 +103 +18)

Tabelle A.7: Kabel ländliches Netz


ren


1 Dyn5 100 kVA

Tabelle A.8: Transformator ländliches Netz

Abbildung A.13: schematischer Netzplan ländliches Netz mit Bauernhof (eigene Darstellung)

Das Niederspannungsnetz Typ D versorgt über einen Transformator [siehe Tabelle A.8]

17 Wohneinheiten. Es handelt sich um ein Einfamilienhaus und fünf Zweifamilienhäu-

221

ser, sowie zwei Mehrfamilienhäuser mit jeweils drei Wohneinheiten. Auf den Grund-

stücken von drei dieser Häuser stehen jeweils eine Scheune, eine Garage bzw. ein Gara-

genanbau. Es handelt sich um eine kleine Siedlung. Die Kabellängen der beiden Kabel

belaufen sich auf 194 bzw. 184 m [siehe Tabelle A.7]. Die beheizbare Fläche beträgt

1.034 m².


dieses Netz als ländliches Netz eingeordnet.

Mit den heute üblichen Verbrauchsprofilen ist der Transformator maximal mit ca. 12 %

ausgelastet.

Die maximale Transformatorauslastung bei Wärmepumpennutzung beträgt 23 %. Die-

ses gilt bei einem Jahreswärmebedarf von 40 kWh/m² ohne Nachtabsenkung. Mit einer

Nachtabsenkung um 2 °C über sieben Stunden erhöht sich die Transformatorauslastung

auf 43 %.

Das Laden von sechs EPKW ist ohne Probleme mit einer Ladeleistung von 10,5 kW je

Fahrzeug möglich. Die Transformatorauslastung liegt bei ca. 68%.

Die Transformatorscheinleistung ist mit 100 kVA für das mögliche

Photovoltaikpotential von 203,1 kWp zu klein. Bei einer Potentialausschöpfung wird der

Transformator an einem Sonnentag im Sommer während der Mittagszeit über vier

Stunden mit einer Spitzenauslastung von 113 % überlastet. In Folge der Transformator-

überlastung kommt es an Kabel 2 zu einer minimalen Spannungsbandverletzung des

3 % Kriteriums der Niederspannungsrichtlinie [siehe Abbildung A.14] (VDE 2011).

Um an der Netzkonfiguration nichts zu ändern, ist in Kabel 2 ein PV-Potential von 52,4

kWp nicht realisierbar. Die in diesem Netz realisierbare Photovoltaikleistung beträgt

maximal 150,7 kWp. Dadurch, dass ein Teil der Photovoltaikmodule nach Osten oder

Westen ausgerichtet ist, ergibt sich eine maximale Transformatorauslastung von 75 %.

In diesem Fall ist der Kabelquerschnitt groß genug, so dass es zu keiner Spannungs-

bandverletzung [3 % Kriterium] der Photovoltaikanlagen bei reiner Wirkleistungsein-

speisung kommt [siehe Abbildung A.15].

222

Abbildung A.14: Spannungsverlauf Netz Typ D, Kabel 2, reine Wirkleistungseinspeisung [Überlas-

tung Transformator] (eigene Darstellung)

Abbildung A.15: Spannungsverlauf Netz Typ D, Kabel 2, reine Wirkleistungseinspeisung [ohne

Transformatorüberlastung] (eigene Darstellung)

In diesem Niederspannungsnetz ist die Nutzung von elektrischen Wärmepumpen unein-

geschränkt möglich. Die Integration von Photovoltaik ist nur bis ca. 75 % des Potentials

möglich, wenn keine Netzausbaumaßnahmen, hier ein größerer Transformator, umge-

setzt oder Batteriespeicher eingesetzt werden. Das Laden von EPKW ist ohne Ein-

schränkungen möglich. Ein Laden von EPKW während der Einspeisespitze bietet we-

gen der geringen Anzahl von Fahrzeugen und der auch zwingend erforderlichen Anwe-

12:00 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

21:00 Uhr

U min

12:00 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

21:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

] S

pa

nn

un

g [

V]

223

senheit der Fahrzeuge bei schönem Wetter keinen Vorteil gegenüber dem Netzausbau.

Gleiches gilt für thermische Speicher, da diese aus energiewirtschaftlichen Gründen im

Sommer nur die Brauchwassererwärmung abdecken können. Außerdem ist wegen der

geringen Einwohnerdichte der Energiebedarf für die Brauchwassererwärmung im Ver-

gleich zu der zusätzlichen Einspeisung durch weitere 50 kWp PV vernachlässigbar.

A.5 Niederspannungsnetz Typ E

Das Niederspannungsnetz Typ E ist ein ländliches Netz, das ausschließlich einen Aus-

siedlerhof versorgt.

Abbildung A.16: Bilder zu ländlichem Netz [Aussiedlerhof] (eigene Bilder)

Das Niederspannungsnetz Typ E versorgt über einen Transformator vier Wohneinhei-

ten. Es handelt sich um zwei Einfamilienhäuser und ein Zweifamilienhaus. Es existieren

drei Scheunen, eine Garage und ein Garagenanbau mit mehreren Garagen. Die größte

Kabellänge beträgt 127,4 m [Tabelle A.9]. Die beheizbare Fläche beträgt 685 m².


dieses Netz als ländliches Netz eingeordnet.

224

Abbildung A.17: schematischer Netzplan ländliches Netz Aussiedlerhof (eigene Darstellung)




Tabelle A.9: Kabel Aussiedlerhof


ren


1 Dyn5 50 kVA

Tabelle A.10: Transformator Aussiedlerhof

Bei Verwendung heute üblicher Lastprofile liegt die maximale Transformatorauslastung

bei ca. 9 %.

Die Verwendung von Wärmepumpen zum Beheizen der Gebäude führt zu einer maxi-

malen Transformatorauslastung von 24 %. Das Verwenden einer Nachtabsenkung führt

in der Aufheizphase zu einer deutlich höheren Auslastung des Transformators von

53 %. Beide Werte legen eine Gebäudesanierung auf einen Jahreswärmebedarf von

40 kWh/m² zu Grunde.

225

In diesem Netz ist es möglich, dass alle vier Wohneinheiten über einen EPKW ohne

Ladeeinschränkungen verfügen können. Die maximale Transformatorauslastung beträgt

88 % bei einer Ladeleistung von 10,5 kW je Fahrzeug.

In diesem Netz ist das PV Potential mit 107,07 kWp mehr als doppelt so groß wie die

installierte Transformatorscheinleistung [siehe Tabelle A.10]. Das führt bei maximaler

Einspeisung an einem schönen Sommertag dazu, dass der Transformator fünf bis sechs

Stunden überlastet wird. In der Spitze beträgt die Transformatorauslastung unzulässige

140 %. Dieses führt an beiden Kabeln zu einer Spannungsbandverletzung. In Abbildung

A.18 wird die größere Spannungsbandverletzung des Kabel 2 dargestellt. Diese Span-

nungsbandverletzung kann aber bei Anwendung der Niederspannungsrichtlinie vermie-

den werden (VDE 2011). Der Transformator wird dadurch noch stärker belastet. Die

Auslastung steigt auf ca. 148 %.

Abbildung A.18: Spannungsverlauf Netz Typ E, Kabel 2, reine Wirkleistungseinspeisung (eigene

Darstellung)

Ohne Transformatortausch ist nur 50% des Photovoltaikpotentials in diesem Netz nutz-

bar. Es muss die Niederspannungsrichtline angewendet werden. Wärmepumpen und

auch EPKW sind ohne Einschränkungen nutzbar. Wegen der geringen Anzahl der Be-

wohner macht ein Netzausbau nur Sinn, wenn das PV-Potential zu 100 % umgesetzt

werden soll. Das Potential an Wärmebedarf und zusätzlichem Strombedarf durch

EPKW im Sommer ist hierfür bei einem Aussiedlerhof zu gering.

Sp

an

nu

ng

[V

]

12:00 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

21:00 Uhr

U min

226

Abbildung A.19: Spannungsverlauf Netz Typ E, Kabel 2, Einspeisung nach Niederspannungsricht-

linie (eigene Darstellung)

A.6 Niederspannungsnetz Typ H

Bei dem Niederspannungsnetz Typ H handelt es sich um ein Vorstadtnetz mit Mehrfa-

milienhausbebauung [Neubau]

Abbildung A.20: Bilder Stadtnetz Neubau (eigene Bilder)

Das Niederspannungsnetz Typ H versorgt über einen 500 kVA Transformator 22 Mehr-

familienhäuser mit 112 Wohneinheiten, 17 Straßenlampen sowie 2 Gewerbeeinheiten.

Die Anzahl der Wohneinheiten variiert zwischen 3 und 8. Insgesamt besteht das Netz

aus vier Kabeln, wobei sich jedes der vier Kabel verzweigt und die Kabel im Fehlerfall

untereinander entsprechend geschaltet werden können. Der Netzbetrieb erfolgt als ein

offenes Ringnetz bzw. Strahlennetz. Die beheizbare Wohnfläche beträgt 10.405 m². Die

Bevölkerungsdichte in diesem Stadtteil beträgt 2.966 Einwohner/km².

15:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

21:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

]

227

Die Bebauungsdichte ist deutlich geringer als in Netztyp G. Somit wird dieses Netz als

Vorstadtnetz eingestuft.





NAYY-J 4x50

210 (195 + 15)



Tabelle A.11: Kabel Vorstadtnetz Mehrfamilienhäuser [Neubau]

Abbildung A.21: schematischer Netzplan Stadtnetz Neubau

228


ren


1 Dyn5 500 kVA

Tabelle A.12: Transformator Vorstadtnetz Mehrfamilienhäuser [Neubau]

Für die verwendeten Standardlastprofile werden typische Jahresverbrauchswerte ange-

nommen. Der Transformator ist mit höchstens 17 % ausgelastet.

Der Einsatz von Wärmepumpen bei einem angenommen Jahreswärmebedarf von

40 kWh/m² führt an Kabel 4 zu einer Kabelauslastung von 75 %. Der Transformator ist

mit 44 % nicht überlastet. Eine Nachtabsenkung führt in der Aufheizphase zu einer

Transformatorauslastung von 82 %. Kabel 4 ist mit 111 % Auslastung überlastet. Um

einen zulässigen Netzbetrieb zu gewährleisten, können nur 8.140 m² mit Wärmepumpen

beheizt werden. Die Auslastung von Kabel 4 sinkt auf 97 %.

Abbildung A.22: Spannungsverlauf Netz Typ H, Kabel 4, reine Wirkleistungseinspeisung (eigene

Darstellung)

Das Photovoltaikpotential von 83,38 kWp kann ohne Probleme integriert werden. Es

kommt zu keinem Zeitpunkt zu einer Rückspeisung in das Mittelspannungsnetz. Die

Spannungsbeeinflussung durch die Photovoltaikeinspeisung spielt in diesem Netz keine

Rolle, wie es in Abbildung A.22 zu sehen ist.

6:00 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

8:45 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

]

229

24 EPKW können ohne Schwierigkeiten gleichzeitig mit je 10,5 kW geladen werden.

Die Transformatorauslastung liegt bei maximal 59 %.

Bei dem Niederspannungsnetztyp H können ohne Probleme das vorhandene

Photovoltaikpotential und EPKW-Nutzung umgesetzt werden. Die Nutzung von Wär-

mepumpen ist eingeschränkt möglich. Kabelüberlastungen können nur durch eine ande-

re Kabelbeschaltung und den Einsatz von Wärmespeichern vermieden werden.

A.7 Niederspannungsnetz Typ I

Das Niederspannungsnetz Typ I beschreibt ein Stadtnetz mit Mehrfamilienhausbebau-

ung und Einfamilienhäusern des Gebäudetyps Neubau.

Abbildung A.23: Bilder Stadtnetz gemischte Bebauung (eigene Bilder)


Kabel 1 NAYY-J 4x150 98 1












230



Tabelle A.13: Kabel Stadtnetz gemischte Bebauung

Abbildung A.24: schematischer Netzplan Stadtnetz gemischte Bebauung Transformator 1 (eigene

Darstellung)


ren


2 Dyn5 630 kVA

Tabelle A.14: Transformatoren Stadtnetz gemischte Bebauung

231

In diesem Niederspannungsnetz versorgen zwei Transformatoren 271 Wohneinheiten.

Insgesamt besteht das Netz aus 13 Kabeln. Das Netz ist als Strahlennetz ausgeführt.

Kabel 4 und 5 sowie Kabel 8 und 9 können im Fehlerfall verbunden werden. Kabel 4, 7,

Abbildung A.25: schematischer Netzplan Stadtnetz gemischte Bebauung Transformator 2 (eigene

Darstellung)

8 und 12 sind die längsten Stränge und versorgen die meisten Wohneinheiten. Es han-

delt sich um Mehrfamilienhäuser und Einfamilienhäuser. Die beheizte Wohnfläche be-

trägt 27.010 m², die Bevölkerungsdichte in diesem Stadtteil 1.602 Einwohner/km².

Damit wird dieses Netz als Stadtnetz eingeordnet, zumal in diesem Stadtteil auch viel

Industrie konzentriert ist.

Die Verwendung von heutzutage üblichem, privatem Strombedarf in Kombination mit

typischen Standardlastprofilen führt zu einer maximalen Auslastung der Transformato-

ren von 56 % bzw. 26 %.

232

Die Wärmepumpennutzung ohne Nachtabsenkung ist bei einem Jahreswärmebedarf von

40 kWh/m² möglich. Die maximale Transformatorauslastung liegt bei 59 % für Trans-

formator 1 und 24 % für Transformator 2. Kabel 8 ist mit 57 % in der Spitze ausgelas-

tet. Eine Nachtabsenkung führt in der Aufheizphase zu einer Kabelüberlastung an Kabel

4 mit einer Auslastung von 126 %. Transformator 1 ist mit 107 % ausgelastet, Trans-

formator 2 dagegen mit nur 31 %. Um einen zulässigen Netzbetrieb zu gewährleisten,

sinkt die wärmepumpenbeheizbare Fläche auf 21.064 m². Damit können bei dezentra-

lem Wärmepumpeneinsatz nur 78 % der beheizten Flächen mit Wärme versorgt werden.

Aus diesem Grund sind die Wärmepumpen über die vorhandenen zusätzlichen Kabel

für Wärmepumpen mit einzubinden. Damit gibt es keine Netzprobleme mehr.

Das Photovoltaikpotential beträgt in diesem Netz 258,75 kWp. Ende 2011 waren

17,48 kWp installiert. Bei Anwendung des maximal möglichen Photovoltaikpotentials

kommt es an Transformator 2 zu einer minimalen Rückspeisung in das Mittelspan-

nungsnetz. Bei Transformator 1 ist keine Rückspeisung in das Mittelspannungsnetz zu

erwarten. Das Kabel 8 [Abbildung A.26] zeigt sich wie alle Kabel unauffällig in Bezug

auf das 3% Spannungskriterium. Es ist in diesem Netz möglich, mit reiner Wirkleistung

einzuspeisen.

Die Integration von 67 EPKW bei einer Ladeleistung mit je 3,5 kW ist möglich. Eine

Ladeleistung von je 10,5 kW je Fahrzeug führt zu einer Überlastung von Kabel 7 und 8

[115% bzw. 142%]. Die maximale Transformatorauslastung beträgt 93%. Ohne Lade-

management können 10 EPKW nicht integriert werden.

233

Abbildung A.26: Spannungsverlauf Netz Typ I, Kabel 8, reine Wirkleistungseinspeisung (eigene

Darstellung)

In diesem Niederspannungsnetz kann das Photovoltaikpotential voll ausgeschöpft wer-

den. Die Integration von Wärmepumpen ist nur dann möglich, wenn das gesamte Netz-

potential genutzt wird. Bei EPKW ist ein netzseitiges Lademanagement nötig, wenn mit

mehr als 3,5 kW je Fahrzeug geladen werden soll.

A.8 Niederspannungsnetz Typ J

Das Niederspannungsnetz Typ J ist ein Vorstadtnetz, das eine Hochhaussiedlung ver-

sorgt.

Abbildung A.27: Bild Hochhaussiedlung und Parkplatz eines Einkaufszentrums (eigene Bilder)

Bei dem hier untersuchten Niederspannungsnetz handelt es sich um eine Ortsnetzstati-

on, die drei Hochhäuser mit insgesamt 194 Wohneinheiten, ein paar kleinere Gewerbe-

14:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

20:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

]

234

einheiten (Dienstleistungen) sowie einen großen Parkplatz eines Einkaufszentrums mit

elektrischer Energie versorgt. Auf dem Parkplatz wird an zwei Tagen in der Woche ein

Wochenmarkt durchgeführt. Es handelt sich somit um ein Netz mit relativ kurzen Ka-

bellängen und hoher Lastdichte. Kabel 1 versorgt eines der Hochhäuser. Kabel 2 läuft

nahezu parallel zu Kabel 3 und versorgt zwei Hochhäuser. Es ist möglich, dass im Stö-

rungsfall beide Hochhäuser über das Kabel 3 mit versorgt werden. Kabel 3 versorgt die

Straßenbeleuchtung, eine Bäckerei, einen Imbiss, 2 Kleingewerbebetriebe, ein Toilet-

tenhaus sowie eine Fahrgastinformationsanlage. Von Kabel 4 werden die Parkplatzbe-

leuchtung sowie der Anschlusskasten für den Wochenmarkt versorgt. Die Kabel 3 und 4

teilen sich in zwei Kabel nach 274 m bzw. nach 104 m auf. Ab Kabel K421 [87 m nach

der ersten Verzweigung] reduziert sich der Kabelquerschnitt von 150 mm² auf 35 mm².

Es gibt noch weitere vier Verzweigungen nach weiteren 125,5 m.


Kabel 1 (K1) NYCWY 3 x 150/70 10,0

Kabel 2 (K2) NYCWY 3 x 150/70 92,0

Kabel 3 (K3) NYCWY 3 x 150/70 72,0

Kabel 31 (K31) NYCWY 3 x 150/70 152,0

Kabel 311 NYCWY 3 x 150/70 61,0

Kabel 312 NYCWY 3 x 150/70 231,5

Kabel 4 NYCWY 3 x 150/70 104,0

Kabel 41 NYCWY 3 x 150/70 127,0

Kabel 42 NYCWY 3 x 150/70 87,0

Kabel 421 NYCWY 3 x 35/16 125,5

Kabel 422 NYCWY 3 x 35/16 75,0

Kabel 423 NYCWY 3 x 35/16 93,0

Kabel 424 NYCWY 3 x 35/16 111,0

Kabel 425 NYCWY 3 x 35/16 106,0

Tabelle A.15: Kabel Hochhaussiedlung und Parkplatz

Die beheizbare Fläche beträgt 21.071 m². Die Bevölkerungsdichte beträgt

6.795 Einwohner/km².

Mit diesen Kenndaten wird dieses Niederspannungsnetz als Vorstadtnetz eingestuft.

235

Abbildung A.28: schematischer Netzplan Hochhaussiedlung (eigene Darstellung)


ren


1 Dyn5 400 kVA

Tabelle A.16: Transformator Hochhaussiedlung

Die Verwendung heute üblicher Standardlastprofile führt zu einer maximalen Trans-

formatorauslastung von 76 %. Auch das Kabel 2 ist mit 72 % relativ hoch ausgelastet.

Die Beheizung der Hochhäuser durch Wärmepumpen führt selbst bei einem Jahreswär-

mebedarf von 40 kWh/m² zur Überlastung von Kabel 2. Kabel 1 hat eine maximale

Auslastung von 68 % und Kabel 2 sogar von 110 %. Der Transformator ist mit ca. 50 %

belastet.

236

Das Photovoltaikpotential von 39,5 kWp wird innerhalb des jeweiligen Hochhauses ge-

nutzt, so dass es zu keiner Netzbeeinflussung kommt, wie dieses auch in Abbil-

dung A.29 zu sehen ist.

Abbildung A.29: 24 Stunden Spannungsverlauf Netz Typ J, Kabel 2, Knoten 2, reine Wirkleis-

tungseinspeisung (eigene Darstellung)

Der große Parkplatz des Einkaufszentrums ermöglicht in Zukunft das Aufstellen von

Ladesäulen. Angenommen wird, dass in diesem Netz 21 EPKW mit jeweils 10,5 kW

zeitgleich geladen werden können. Das Hauptkabel des Parkplatzes wird dadurch bis zu

100% ausgelastet. Innerhalb des Parkplatzes kommt es bei gleichmäßiger Ladesäulen-

verteilung aber zu Kabelüberlastungen. Die Kabelauslastung eines Teilstücks beträgt

über 175 %. Eine Ladeleistungsreduzierung macht auf einem Kundenparkplatz wenig

Sinn, da die Parkplätze dann länger, nämlich weit über drei Stunden belegt wären.

Wirkliches Schnellladen ist nur bei Austausch der vorhandenen Kabel und netzseitiger

Überwachung der Ladevorgänge möglich.

Die vorhandene Dachfläche ist im Verhältnis zur Lastdichte so gering, dass eine Ein-

speisung des Photovoltaikpotentials gar nicht ins Gewicht fällt. Die Nutzung von

EPKW auch auf dem Parkplatz des Einkaufszentrums ist möglich, wenn durch den

Aufbau von Ladesäulen die vorhandenen Kabel der Parkplatzbeleuchtung verstärkt

werden bzw. ein Ladesäulenmanagement die Ladeleistung überwacht. Der Einsatz von

Wärmepumpen macht bei Hochhäusern keinen Sinn, da die Wärmelastdichte auch im

K2 K2

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

Sp

an

nu

ng

[V

]

237

energetisch sanierten Zustand weiter so hoch ist, dass die vorhandene Fernwärmever-

sorgung weiter sinnvoll ist.

A.9 Niederspannungsnetz Typ K

Beim Niederspannungsnetz Typ K handelt es sich um ein Vorstadtnetz mit Einfamilien-

häusern [EFH].

Abbildung A.30: Bilder Vorstadtnetz Einfamilienhäuser (eigene Bilder)





NKBA 3x70/35

178 (46 +132)

Kabel 4 NKBA 3x70/35 72

Tabelle A.17: Kabel Vorstadtnetz Einfamilienhäuser

Anzahl Transformatoren Schaltgruppe Nennscheinleistung

1 Dvn5 500 kVA

Tabelle A.18: Transformator Einfamilienhäuser

Das Niederspannungsnetz versorgt über einen 500 kVA Transformator insgesamt 43

Häuser, aufgeteilt in 29 Ein-, drei Zwei- und elf Mehrfamilienhäuser mit insgesamt 74

Wohneinheiten. Die Einfamilienhäuser liegen an einer einspurigen Anwohnerstraße.

Außerdem werden neun Straßenlaternen über das Netz betrieben. Es handelt sich um ein

Strahlennetz. Die vier Kabel haben eine Länge von 72 m bis 230 m. Die beheizbare

Fläche beträgt 7.709 m². Die Bevölkerungsdichte liegt bei 2.151 Einwohner/km².

Damit wird dieses Netz als Vorstadtnetz einer Großstadt eingeordnet.

238

Abbildung A.31: schematischer Netzplan Vorstadtnetz EFH (eigene Darstellung)

Bei Betrachtung der heutzutage üblichen Lastprofile für private Endkunden beträgt die

Transformatorauslastung maximal 11 %.

Bei Wärmepumpennutzung steigt die Transformatorauslastung auf maximal 34 % an

kalten Wintertagen. Der jährliche Heizwärmebedarf beträgt hierbei 40 kWh/m². Die

Anwendung der Nachtabsenkung über 7 Stunden führt in der Aufheizphase zu einer

Transformatorauslastung von zulässigen 82 %. Die Auslastung an Kabel 1 beträgt 60 %.

Die Elektromobilität in der Vorstadt kann eine wichtige Rolle spielen. In diesem Netz

ist es möglich, 43 EPKW mit 10,5 kW/EPKW gleichzeitig zu laden. Die maximale

239

Transformatorauslastung beträgt 96 %. Das Kabel 1 mit den meisten Lasten erreicht

eine maximale Auslastung von 95 %.

Es besteht ein Photovoltaikpotential von 185,63 kWp. Im Jahr 2011 waren 7,12 kWp

dieses Potentials ausgeschöpft. Die maximale Einspeiseleistung beträgt an einem schö-

nen Sommertag 141,5 kW. Wie in Abbildung A.32 deutlich zu erkennen ist, spielt der

Spannungsanstieg durch die Einspeisung in diesem Netz nur eine untergeordnete Rolle.

Es kann somit auf die vorgeschriebene Blindleistungseinspeisung nach der Niederspan-

nungsrichtlinie durchaus verzichtet werden (VDE 2011).

Abbildung A.32: Spannungsverlauf Netz Typ K, Kabel 1, reine Wirkleistungseinspeisung (eigene

Darstellung)

Dieses Niederspannungsnetz kann ohne weitere Maßnahmen in den Bereichen Photo-

voltaik, Elektromobilität und auch bei der Wärmepumpennutzung betrieben werden.

A.10 Niederspannungsnetz Typ L

Das Niederspannungsnetz TYP L liegt in einem Fernwärmebezirk. Es ist ein Vorstadt-

netz mit Mehrfamilienhäusern und Einfamilienhäusern.

13:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

22:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

]

240

Abbildung A.33: Bilder Vorstadtnetz MFH, EFH (eigene Bilder)

Abbildung A.34: schematischer Netzplan Vorstadtnetz MFH, EFH stark vereinfacht, da Netz sehr

verzweigt ist (eigene Darstellung)

Die Ortsnetzstation verfügt über einen 500 kVA Transformator. Insgesamt sind 248

Einfamilienhäuser/Reihenhäuser, zehn Mehrfamilienhäuser sowie eine Gewerbeeinheit

(Kiosk) an diese Ortsnetzstation angeschlossen. Das Netzeinzugsgebiet umfasst insge-

samt zehn Straßen. Das längste Kabel ist 388 m lang. Das betrachtete Gebiet ist an ein

Fernwärmenetz angeschlossen. Es besteht dort eine Anschlusspflicht. Die beheizte Flä-

che beträgt 54.805 m². Die Bevölkerungsdichte in diesem Stadtteil beträgt

7.964 Einwohner/km².

241


Kabel 1.1 NKBA 4x150 122,0

NYCWY 3x70/35 92,0

Kabel 1.2 NKBA 4x150 122,0

NYCWY 3x70/35 30,0

Kabel 2.1 NYCWY 3x95/50 272,0

NYCWY 3x70/35 63,0

Kabel 2.2 NYCWY 3x95/50 205,0

NYCWY 3x70/35 68,0

Kabel 3.1 NYCWY 3x95/50 66,5

NA2XY 4x150 54,3

NYCWY 3x70/35 57,0

Kabel 3.2 NYCWY 3x95/50 66,5

NA2XY 4x150 75,8

NYCWY 3x70/35 9,5


NYCWY 3x70/35 150,0

Kabel 5.1 NYCWY 3x95/50 60,0

NA2XY 4x185 142,0

NYCWY 3x95/50 331,0

NYCWY 3x70/35 109,0

Kabel 5.2 NYCWY 3x95/50 60,0

NA2XY 4x185 142,0

NYCWY 3x95/50 246,0

NYCWY 3x70/35 74,0

Kabel 5.3 NYCWY 3x95/50 60,0

NA2XY 4x185 142,0

NYCWY 3x95/50 186,0

Kabel 6 NYCWY 3x150/70 245,0

242


Kabel 7 NYCWY 3x150/70 300,0


NKBA 3x50/25 12,0


Kabel 10 NYCWY 3x95/50 369,0

Tabelle A.19: Kabel Vorstadtnetz MFH, EFH

Anzahl Transformatoren Schaltgruppe Nennscheinleistung

1 Dyn5 500 kVA

Tabelle A.20: Transformator Vorstadtnetz MFH, EFH

Damit wird dieses Netz als Vorort- bzw. Vorstadtnetz eingeordnet.

Die Betrachtung der heutzutage üblichen privaten Verbrauchsprofile anhand von Stan-

dardlastprofilen unter der Berücksichtigung, dass die Brauchwassererwärmung über

Fernwärme ohne elektrische Hilfsenergie erfolgt, ergibt eine Transformatorauslastung

von 80 %. Kabel 5 ist zu ca. 40 % und Kabel 6 zu 50 % maximal ausgelastet. Alle ande-

ren Kabel sind unter 20 % maximal belastet.

Eine rein fiktiv angenommene Wärmepumpennutzung unter Berücksichtigung einer

energetischen Sanierung der Gebäude auf einen jährlichen Heizwärmebedarf von

40 kWh/m² führt zu einer Transformatorauslastung von 136 % bei einer angenommen

Verdopplung der installierten Transformatorscheinleistung auf 1000 kVA. Damit ist

auch diese Netzerweiterung stark überlastet. Außerdem sind die Kabel 1, 2, 4, 5, 6 und

8 überlastet. Kabel 5 hat eine maximale Auslastung von 258 %. Mit dieser Überlastung

kommt es zu einer Unterspannung an den Kabeln 5. Es können in diesem Netz nur

46.873 m² der beheizten Flächen und damit 86 % über Wärmepumpen versorgt werden,

damit alle Parameter im zulässigen Bereich liegen.

Die Elektromobilität wird wegen des relativ großen Netzgebietes, das dieser einzige

Transformator versorgt, ohne netzsteuernde Maßnahmen nicht umzusetzen sein. Dieses

zeigt sich auch bei der Netzberechnung mit DIgSILENT PowerFactory (DPF) bei einem

Laden von insgesamt 259 EPKW mit je 10,5 kW. DPF findet kein Ergebnis, da es v.a.

an Kabel 5 zu massiven Überlastungen kommt. Ein Ergebnis ist erst möglich, nachdem

243

an Kabel 5 insgesamt 37 Fahrzeuge entfernt wurden. Damit reduziert sich die Anzahl

der EPKW auf 222. Auch bei dieser hohen Anzahl an Fahrzeugen ist ersichtlich, dass es

ohne netzseitige Steuerung der Ladevorgänge zu einer massiven Überlastung der Be-

triebsmittel kommt. Die Transformatorauslastung liegt bei 550 %. Bis auf die Kabel 6, 9

und 10 sind alle Kabel zwischen 148 % und 325 % ausgelastet. Bei einer Reduzierung

der Ladeleistung auf je 3,5 kW bei jetzt 259 EPKW entspannt sich die Situation nur

bedingt. Der Transformator ist immer noch mit 220 % unzulässig hoch ausgelastet. Ka-

bel 5 ist mit einer Auslastung von 185 % immer noch überlastet. Wenn an Kabel 5 aber

39 Fahrzeuge weniger geladen werden, liegt die Transformatorauslastung immer noch

im unzulässigen Bereich bei 180 %. Kabel 5 sinkt mit 90 % Auslastung in den zulässi-

gen Bereich. Wenn es zu einer derartigen Ausweitung der Elektromobilität kommt, ist

es zwingend erforderlich, dass die verfügbare Transformatorleistung mindestens ver-

doppelt wird und ein Smart Grid aufgebaut wird, welches die Ladeinfrastruktur der

EPKW zentral steuert. Sonst ist ein stabiler Netzbetrieb eines derart verzweigten Netzes

nicht möglich.

Das Photovoltaikpotential in diesem Netz beträgt 1.271,73 kWp. Die maximale

Einspeiseleistung beträgt 650 kW. Da im Sommer die maximale Belastung des Trans-

formators maximal 100 % betragen sollte, damit es nicht zu einer überproportionalen

Abnahme der Lebensdauer kommt, ist bei Ausschöpfen des PV-Potentials eine Ver-

dopplung der Transformatorleistung anzustreben. Das führt dazu, dass die parallelge-

schalteten Transformatoren maximal mit ca. 45 % ausgelastet sind. Kabel 5 ist mit ca.

90 % Auslastung mit nur wenig Stromreserve belastet. An Kabel 5 kommt es an den

drei Strangenden zu einer deutlichen Überschreitung des 3% Spannungskriteriums nach

der Niederspannungsrichtlinie (VDE 2011). Bei Kabel 5.1 am Knoten 27 liegt eine

Spannung von 250,26 V an [Abbildung A.35]. Die absolute Grenze liegt bei 254 V, so

dass kein Spielraum für Spannungsschwankungen bei einem festen Transformatorüber-

setzungsverhältnis vorhanden ist. Selbst der Einsatz von induktiver Blindleistungsein-

speisung, wie es in der Niederspannungsrichtlinie vorgesehen ist, führt zu einer Verlet-

zung des 3% Spannungskriteriums (VDE 2011). Die Spannung sinkt auf 244,78 V ab

[Abbildung A.36]. Das Kabel 5 ist aber mit 101 % überlastet.

244

Abbildung A.35: Kabel 5 mit Verzweigung 5.1 PV Einspeisung mit reiner Wirkleistung (eigene

Darstellung)

Abbildung A.36: Kabel 5 mit Verzweigung 5.1 PV Einspeisung nach Niederspannungsrichtlinie


Eine Reduktion der PV Leistung an Kabel 8 um 187,616 kWp führt zu einem zulässigen

Netzbetrieb. Die Spannung sinkt auf 231,28 V bei Einspeisung nach Niederspannungs-

richtlinie ab [Abbildung A.37] (VDE 2011). Bei dieser starken Reduktion wäre auch ein

Einspeisebetrieb mit reiner Wirkleistung möglich. Die Transformatorenauslastung wie

auch die Auslastung an Kabel 5 sinken auf 41 % bzw. 31 % ab. Damit kann auf eine

14:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

21:00 Uhr

U min

14:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

21:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

] S

pa

nn

un

g [

V]

245

Verdopplung der Transformatorleistung verzichtet werden, wenn die drei Kabelstränge

von Kabel 5 nicht aufgetrennt zu der Ortsnetzstation geführt werden.

Abbildung A.37: Kabel 5 mit Verzweigung 5.1 PV Einspeisung nach Niederspannungsrichtlinie

nach Leistungsreduktion (eigene Darstellung)

Niederspannungsnetze, in denen von Beginn an Fernwärme geplant war, sind gesondert

zu betrachten, da hier ein Netzausbau nötig werden kann, wenn die Fernwärme nicht

weiter betrieben werden kann und z.B. Wärmepumpen eingesetzt werden sollen. Es ist

daher ein Weiterbetrieb der Fernwärme immer erstrebenswert. Auch der Einsatz von

Photovoltaik ist hier genauer zu prüfen als in den anderen Netzen, da hier weniger Re-

serven vorhanden sind. Vor allem, wenn ein Netzkabel über 300 m lang und stark ver-

zweigt ist, kann nur wenig PV an dieses Kabel angeschlossen werden. Auch bei der

Elektromobilität wird es bei einem derartigen Netz schnell zu Kapazitätsengpässen

kommen. Hier hilft nur ein entsprechender Netzumbau/-ausbau. Der Einsatz eines Smart

Grids hilft nur bedingt weiter, da es relativ schnell zu Restriktionen für die Endkunden

kommt. Dezentrale Einspeisung von Wärme wird vom Betreiber der Fernwärme sehr

kritisch gesehen und ist deshalb durch ihn verboten. Somit fällt die thermische Nutzung

für den Abbau der massiven Überlastung des Stromnetzes durch Einspeisespitzen aus.

Bei diesem Quartier handelt es sich um eine parkähnliche Bebauung, so dass die Häuser

nur über Gehwege erreichbar sind und die Parkplätze und Garagen nicht direkt vor bzw.

am Haus liegen. Heute besitzen die meisten Garagen keinen Stromanschluss. Dadurch

muss für die Elektromobilität die Garagenelektrifizierung entweder durch den Netzbe-

15:45 Uhr U max

3 %

-3 %

10 %

-10 %

Sollwert

20:00 Uhr

U min

Sp

an

nu

ng

[V

]

246

treiber erfolgen oder jeder Eigentümer müsste entsprechend von seinem Haus einen

elektrischen Anschluss zu seiner Garage legen und sich mit den Nachbarn wegen des

Kabelweges einigen. Wenn der Netzbetreiber die Elektrifizierung durchführt, wird das

Bestandsnetz in seinen Verzweigungen weiter durch die PV belastet. Da es sich um ein

reines Wohngebiet handelt, ist davon auszugehen, dass mittags die meisten EPKW nicht

am heimischen Ladeplatz verfügbar sind. Damit fällt planbare Ladeleistung aus, die für

die Beseitigung der Netzüberlastung zwingend notwendig wäre. Die tägliche Fahrleis-

tung im städtischen Bereich reicht außerdem nicht aus, um mehrtätige Schönwetterpha-

sen auf diese Art netzentlastend abzusichern. Dieses gilt vor allem in der Urlaubszeit.

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