Spannungsungleichgewicht in DER-reichen Netzwerken – wann Solar-PV hilft und wann nicht
| Netzwerk | IEEE European LV Test Feeder – 55 Busse beladen, 0.416 kV nominal |
| DER integriert | 40 einphasige PV-Module, 2.5 kW pro Stück – 100 kW gesamt, netzgeführte Wechselrichter |
| Drei Belastungsszenarien | Niedrig, Medium, und hohe Phasenunsymmetrie – gleiche Gesamtlast, unterschiedliche Phasenverteilung |
| Schlüsselparadoxon | Die PV-Integration verringerte das Ungleichgewicht im Szenario mit mittlerem Ungleichgewicht, verschlimmerte es jedoch im Szenario mit geringem Ungleichgewicht |
| Messproblem | IEEE PVUR1- und PVUR2-Indizes können VUF um den Faktor 10 überschätzen – was sie für DER-reiche Netzwerke unzuverlässig macht |
| Genauester Index | CIGRE-Unsymmetriefaktor = genaue Neuformulierung des wahren IEC-VUF – ausschließlich unter Verwendung der Netzspannungsgrößen |
| Werkzeug verwendet | OpenDSS-Leistungsflussanalyse auf dem IEEE European LV Test Feeder |
| Quelle | Zabihi, Badesa & Hernandez, arXiv:2505.23435, Polytechnische Universität Madrid, Mai 2025 |
01 Kontext – Zwei Probleme in einem
Da verteilte Energieressourcen in Niederspannungsverteilungsnetzen immer zahlreicher werden, Netzqualitätsingenieure stehen vor zwei verwandten, aber unterschiedlichen Herausforderungen. Das erste ist das körperliche Problem: einphasige PV-Module, EV-Ladegeräte, und Batteriespeichersysteme sind über die drei Phasen eines Verteilernetzes ungleichmäßig angeschlossen, Spannungsungleichgewichte auf eine Art und Weise erzeugen oder verändern, die bei der herkömmlichen Netzwerkanalyse nicht vorhersehbar war. Das zweite ist das Messproblem: das bestehende Portfolio an Spannungsunsymmetrieindizes – definiert von IEEE, IEC, NO, und CIGRE im Laufe der jahrzehntelangen Entwicklung von Standards – reagieren nicht alle gleich auf die Phasenwinkelabweichungen, die DER mit sich bringt, und einige können je nach Netzwerkbedingungen irreführend große oder kleine Messwerte liefern.
Diese Fallstudie präsentiert die Ergebnisse von a 2025 Studie von Zabihi, Badesa, und Hernandez an der Polytechnischen Universität Madrid (UPM), die beide Probleme gleichzeitig auf dem IEEE European LV Test Feeder – einem 55-Bus – untersuchte, 0.416 kV-Netz, das eine realistische europäische Niederspannungsverteilungskonfiguration darstellt. Die beiden wichtigsten Ergebnisse der Studie sind:: Erste, dass die PV-Integration die Spannungsunsymmetrie abhängig von der Grundlastverteilung entweder verschlechtern oder verbessern kann; und zweitens, dass die häufig verwendeten IEEE PVUR1- und PVUR2-Indizes den wahren VUF um den Faktor 10 oder mehr überschätzen können, Dies macht sie als Planungstools für DER-reiche Netzwerke unzuverlässig.[1]
Versorgungsunternehmen, die die DER-Integration in NS-Einspeisungen planen, verwenden routinemäßig vereinfachte Spannungsunsymmetrieindizes, um die Einhaltung der Anforderungen zu bewerten 2% VUF-Grenze. Wenn der verwendete Index den wahren VUF um das Zehnfache überschätzen kann, Ein Zubringer, der tatsächlich den Vorschriften entspricht, kann den Anschein erwecken, dass er nicht den Vorschriften entspricht – was teure, nicht erforderliche Abhilfemaßnahmen auslöst. Umgekehrt, wenn der Index VUF unterschätzt (wie es LVUR in bestimmten Szenarien tut), Es kann sein, dass ein nicht konformer Feeder den Anschein erweckt, dass er durchkommt. Die Wahl des Messindex ist kein technisches Detail – sie wirkt sich direkt auf Investitionsentscheidungen aus, die sich auf Millionen von Dollar pro Feeder belaufen können.
02 Das Messindexproblem
Fünf Spannungsunsymmetrieindizes werden derzeit von verschiedenen Normungsorganisationen verwendet. Sie unterscheiden sich grundlegend darin, was sie messen, wie sie es messen, und wie genau sie den tatsächlichen Spannungsunsymmetriefaktor unter realen Netzwerkbedingungen annähern:[1]
| Index | Standard | Eingabe erforderlich | Genauigkeit vs. VUF (1–2 %-Bereich) | Phasenwinkel inklusive? |
|---|---|---|---|---|
| VUF (Stimmt) | IEC / IEEE 1159 | Phasenspannungsgrößen + Winkel | Referenz (1.000) | Ja |
| CIGRE | CIGRE | Nur Netzspannungsgrößen | Genau (1.000) | Ja (implizit) |
| LVUR | NO | Nur Netzspannungsgrößen | 0.866 - 1.005 | Teilweise |
| PVUR1 | IEEE Std 141 | Nur Phasenspannungsgrößen | 0 – 10,7× | Nicht |
| PVUR2 | IEEE Std 112 / 936 | Nur Phasenspannungsgrößen | 0 – 16,1× | Nicht |
Sowohl PVUR1 als auch PVUR2 verwenden nur Phasenspannungsgrößen – sie ignorieren Phasenwinkelabweichungen vollständig. In einem herkömmlichen ausgeglichenen Netzwerk mit symmetrischen Lasten, Phasenwinkelabweichungen sind gering und diese Vereinfachung führt nur zu geringen Fehlern. Aber einphasige PV-Module, einphasige Ladegeräte für Elektrofahrzeuge, und ungleich verteilte einphasige Lasten erzeugen alle Phasenwinkelabweichungen, deren Größe mit den Spannungsgrößenabweichungen vergleichbar ist. In diesem Regime, PVUR1 und PVUR2 können Werte zurückgeben, die um eine Größenordnung vom wahren VUF abweichen – in beide Richtungen. Die Verwendung dieser Indizes zur Beurteilung der DER-Integrationskonformität ist ein technischer Kunstfehler.
03 Drei Unwuchtszenarien – gleiche Last, Unterschiedliche Phasenverteilung
Die Studie verwendete drei Belastungsszenarien auf dem IEEE European LV Test Feeder – jeweils mit ungefähr der gleichen Gesamtlast (~160–170 kW) allerdings mit unterschiedlicher Verteilung über die drei Phasen, niedrig erstellen, Medium, und hohe anfängliche Spannungsunsymmetrie:[1]
| Szenario | Lastverteilung der Phase A | Lastverteilung der Phase B | Lastverteilung der Phase C | VUF max (vor PV) | VUF bedeuten (vor PV) |
|---|---|---|---|---|---|
| I – Geringe Unwucht | 31.7% | 39.5% | 28.8% | 0.982% | 0.787% |
| II – Mittlere Unwucht | 22.2% | 31.5% | 45.3% | 1.625% | 1.255% |
| III – Hohe Unwucht | 22.1% | 59.3% | 18.6% | 2.081% | 1.558% |
Szenario III mit einem VUF-Maximum von 2.081% überschreitet bereits die EN 50160 Planungsgrenze von 2% bevor DER hinzugefügt wird. Die Szenarien I und II halten sich in Grenzen. Die Frage, mit der sich die Studie befasst, lautet: Was passiert wann mit diesen Unwuchtwerten? 40 Dem Netzwerk werden einphasige PV-Module hinzugefügt?
04 PV-Integration – ein kontraintuitives Ergebnis
40 einphasige PV-Module bei 2.5 kW pro Stück – 100 kW gesamt, Netzfolgetyp – wurden zum IEEE European LV Test Feeder hinzugefügt und die Spannungsunsymmetrie wurde für alle drei Szenarien neu berechnet. Die Ergebnisse waren kontraintuitiv:[1]
| Szenario | VUF-Mittelwert vor PV | VUF-Mittelwert nach PV | Ändern | Wirkung |
|---|---|---|---|---|
| I – Geringe Unwucht | 0.787% | 0.963% | +22% | Verschlimmert |
| II – Mittlere Unwucht | 1.255% | 0.702% | −44 % | Verbessert |
| III – Hohe Unwucht | 1.558% | 1.484% | −5 % | Randständig |
Das kontraintuitive Ergebnis in Szenario I tritt auf, weil 40 Einphasige PV-Module werden unabhängig von der Lastverteilung auf die drei Phasen verteilt. Im Szenario I, die Belastung ist schon einigermaßen ausgeglichen (31.7/39.5/28.8%). Hinzufügen 100 kW der Erzeugung, die selbst ungleichmäßig über die Phasen verteilt ist, führt zu einer neuen Quelle der Asymmetrie – der Erzeugungsphasenverteilung – die das bestehende Lastungleichgewicht eher verstärkt als aufhebt. Im Szenario II, die Ladung ist erheblich schief (22.2/31.5/45.3%), und die PV-Phasenverteilung führt zufällig zu mehr Erzeugung in der überlasteten Phase, wodurch die bestehende Unwucht teilweise ausgeglichen wird. Der Nettoeffekt hängt vollständig davon ab, wie gut die PV-Phasenverteilung mit der Umkehrung der Lastphasenverteilung übereinstimmt – ein Parameter, den Energieversorger bei Genehmigungsprozessen für den Anschluss von Wohngebäuden selten kontrollieren.
05 Perspektive der Stromqualität
Diese Studie liefert zwei Erkenntnisse, die die Art und Weise, wie Versorgungsunternehmen an die DER-Integrationsplanung herangehen, direkt verändern dürften. Die erste – dass PV die Spannungsunsymmetrie in bereits symmetrischen Einspeisungen verschlimmern kann – widerlegt die weitverbreitete Annahme, dass die dezentrale Erzeugung neutral ist oder sich positiv auf die Unsymmetrie auswirkt. Der zweite Grund – dass IEEE PVUR1- und PVUR2-Indizes in Netzen mit vielen DER-Anforderungen unzuverlässig sind – hat unmittelbare Auswirkungen auf alle Versorgungsunternehmen, die diese Indizes noch immer für die Konformitätsbewertung von NS-Einspeisungen verwenden.
Die Feststellung des Messindex ist die unmittelbar umsetzbarere. PVUR1 und PVUR2 werden in der nordamerikanischen Versorgungspraxis häufig verwendet, da sie nur Spannungsgrößenmessungen erfordern – die mit vorhandenen Messgeräten leicht verfügbar sind. Der CIGRE-Index und der echte IEC-VUF erfordern eine Zeigermessung (für VUF) oder Berechnungen der verketteten Spannung (für CIGRE), Beides ist mit modernen Netzqualitätsmessgeräten verfügbar, jedoch nicht mit Standard-Energiezählern. Die praktische Konsequenz besteht darin, dass Versorgungsunternehmen, die PVUR-Indizes zur Bewertung der DER-Integrationskonformität verwenden, möglicherweise falsche Entscheidungen treffen – entweder konforme Verbindungen blockieren oder nicht konforme Verbindungen genehmigen –, die auf einem Messartefakt und nicht auf einem tatsächlichen physischen Zustand basieren.
Diese Studie formalisiert, was erfahrene PQ-Ingenieure seit Jahren informell wissen: Die Wahl des Spannungsunsymmetrieindex ist wichtig, und es ist in DER-reichen Umgebungen wichtiger als in herkömmlichen Netzwerken. Aus Sicht der Versorgungs-PQ-Technik, Der richtige Ansatz für die Beurteilung der Unsymmetrie der NS-Einspeisung in Szenarien mit hohem DER ist die Verwendung des CIGRE-Index – er ist rechnerisch zugänglich (erfordert nur Netzspannungsgrößen, verfügbar von jedem PQ-Gerät der Klasse A), mathematisch exakt (identisches Ergebnis wie das echte VUF), und vermeidet die Anforderung der Phasenwinkelmessung, die die Implementierung der IEC-Definition in Standardüberwachungsanwendungen erschwert. Die Tatsache, dass CIGRE nicht in nordamerikanische Standards übernommen wurde, ist ein historischer Zufall, kein Spiegelbild seines technischen Werts.
Referenzen
- Zabihi A, Dorf L, Hernandez A. “Bewertung von Spannungsunsymmetriemetriken in Verteilungsnetzen mit hoher DER-Penetration.” arXiv:2505.23435, Polytechnische Universität Madrid (UPM), Mai 2025. Verfügbar: arxiv.org/abs/2505.23435
- IN 50160:2010+A3:2019. Spannungseigenschaften des von öffentlichen Stromnetzen gelieferten Stroms. CENELEC, Brüssel.
- IEEE Std 1159-2019. Von der IEEE empfohlene Vorgehensweise zur Überwachung der Stromqualität. IEEE, New York, NY, 2019.
- IEC 61000-4-30:2015+AMD1:2021. Elektromagnetische Verträglichkeit – Teil 4-30: Netzqualitätsmessverfahren. IEC, Genf.
- KEIN MG-1-2021. Motoren und Generatoren. Nationaler Verband der Elektrohersteller, Rosslyn, VA.
Zabihi A, Dorf L, Hernandez A. “Bewertung von Spannungsunsymmetriemetriken in Verteilungsnetzen mit hoher DER-Penetration.” arXiv:2505.23435, Polytechnische Universität Madrid, Mai 2025.
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Diese Fallstudie wird zu Bildungszwecken in zusammenfassender und kommentierender Form präsentiert. Der Abschnitt „PQ-Perspektive“. (Abschnitt 5) und SVG-Diagramme sind originale IPQDF-Redaktionsinhalte von Denis Ruest, M.Sc. (Angewandt), P.Eng. (im Ruhestand). IPQDF erhebt keinen Anspruch auf die Urheberschaft der ursprünglichen Forschung.