Kurzbeschreibung

Das Niederspannungsnetz besteht aus einem Strang. An den Strängen sind insgesamt 30 Lasten angeschlossen. Bei den Haushalten und den Landwirtschaften wird für die Simulation das jeweils passende H0- oder L0-Standardlastprofil verwendet. In Bild 1 sind Landwirtschaften durch längere Pfeile gekennzeichnet. Die Abstände zwischen den Lasten werden im Polardiagramm maßstäblich dargestellt. Die installierte PV-Leistung ist bei Landwirtschaften auf 30 kW festgelegt. Haushalten wird ein Dachflächenpotential für PV-Leistung von 10 kW unterstellt.

[/one_half]

Verfügbare Ergebnisse

Darstellungsinfomationen:

Im Kopf des Ergebnisblatts werden die Modellparameter Zeitszenario und Zubaurichtung, sowie Informationen über den Kalkulationszins und die Inflation angegeben.

Modelljahre:

Die horizontalen Achsen im Ergebnisblatt sind mit Modelljahren belegt. In allen untereinander gesetzten Diagrammen wird dabei die selbe Skalierung gewählt. So können Projektionen von einem über den dazu nötigen Netzausbaubedarf auf die Kostenentwicklung ausgeführt werden.

Betrachtungszeitpunkt:

Ein zentraler Modellparameter ist der Bezugszeitpunkt . Verwendet wird die Periode des Erreichens der , die jeweils dem Jahr 2015 entspricht. (Kosten von heute notwendigem Netzausbaus)

Betrachtungszeitraum:

Der Betrachtungszeitraum erstreckt sich vom Bezugszeitpunkt bis zum Ende der Zeitskala. Sind die Kosten für einen Punkt kleiner als von Interesse, so muss der entsprechende Wert über das Zubauszenario und die Barwertentwicklung auf die Kostenachse projiziert werden.

Physikalisch bedingter Netzausbau:

Die Simulationen wurden anhand physikalischer Kriterien durchgeführt. Es ergibt sich so ein Abbild des technischen Notwendigkeit von Netzausbaumaßnahmen, bzw. -optionen. Diese lassen sich mit Hilfe des Zubauszenarios über der Zeit abbilden. Jeder Punkt auf einer der Zeitachse beschreibt eine Zubaustufe. Es ist zusätzlich angegeben, welche technische Maßnahme ausgeführt wird. Dazu wird eine sprechende Bezeichnung ausgegeben (z. B. R für RONT, K für Parallelverkabelung, …). Der physikalische Netzausbaubedarf ist unabhängig vom gewählten Bezugszeitpunkt.

Zubauszenario:

Das Zubauszenario bildet den über der Zeit ab. In Zubauszenarien, in denen nicht bis zum maximalen Durchdringung Erzeugungskapazität zugebaut wird, sind nach dem Überschreiten der Limitierung (z. B. 75%) keine Netzausbaumaßnahmen mehr nötig. In den verbleibenden Jahren bis zum Ende der Zeitskala werden dann Betriebs- Verlust- und ggf. Abregelungskosten berechnet.

Barwertsumme zum Bezugszeitpunkt:

Eine dynamische Investitionsrechnung gibt Barwerte in den einzelnen Modellperioden aus. Diese werden aufsummiert (Gegenwartswert ). Auf der negativ aufgetragenen Kostenachse (Ausgaben) können die Netzkosten abgelesen werden.

Zu jeder Primärmaßnahme ist eine Tab-Gruppe dargestellt, mit der sich nacheinander die Netzausbaustufen analysieren lassen. A0 bildet das Startnetz, A0NAK den ersten Fehlerzustand (Spannungsbandverletzung, oder Überlastungsproblem) und A1 den Netzzustand nach dem Einsatz der Primärmaßnahme ab. Die weiteren Ausbaustufen A2-A_n stellen weitere notwendige Netzaus-, bzw. Umbaumaßnahmen dar. Bei der Ausbaustufe A_nmax ist das verfügbare Dachflächenpotential vollständig erschlossen.
PQ-Verhalten (linkes Diagramm)
Jeder Kreis in der linken Grafik stellt einen Zeitpunkt dar, zu dem ein bestimmter Zustand am Ortsnetztransformator auftritt. Nachts, wenn keine Einspeisung aus dezentralen Erzeugungsanlagen vorhanden ist, sind sämtliche Punkte auf der Linie rechts von der Ordinate. Es fließt dann positive Wirkleistung mit induktivem Charakter über den Ortsnetztransformator. Genau betrachtet handelt es sich bei dieser Linie nicht exakt um eine Gerade. Die gekrümmte Linie verdeutlicht, dass der Leistungsfaktor nicht über der bezogenen Scheinleistung konstant ist.
Sobald es zu einer Rückspeisung kommt, existieren auch Arbeitspunkte links der Ordinate. Abhängig davon, wie stark die Einspeisung ist und mit welchem eingespeist wird, wandern diese Arbeitspunkte stärker nach links oben. Liegt ein Punkt genau auf der Ordinate, so wird der Transformator mit reiner Bildleistung belastet. Je weiter sich die Punkte nach links bewegen, desto größer wird die Rückspeisung in die Mittelspannungsebene. Die farbliche Unterscheidung markiert insgesamt neun vollständig simulierte Wochen mit unterschiedlicher Wetterlage in den Jahreszeiten. Daraus ist auch erkennbar, dass im Sommer die Rückspeisung am größten ist, während im Winter der Bezug maximal wird.
Wirk- und Blindleistungsbilanz (rechtes Diagramm)
In der rechten Grafik werden die Wirk- und Blindleistungsbilanzen für Sommer, Winter und die Übergangszeit ausgegeben.