Erweiterung der Netzkapazität – wie der Phasenlastausgleich den Aufschub kostspieliger Transformatoraufrüstungen ermöglicht

Einleitung

Da der Energiebedarf aufgrund der Elektrifizierung des Heizens und der zunehmenden Verbreitung von Elektrofahrzeugen weiter steigt, während sich die Weltwirtschaft von fossilen Brennstoffen abwendet, werden Stromnetze – insbesondere Verteilnetze – immer komplexer, dynamischer und stärker belastet. Unsere Niederspannungsnetze, das Rückgrat der Energieverteilung, stehen vor beispiellosen Herausforderungen. 

Die steigende Nachfrage und erneuerbare Energiequellen wie private Solaranlagen erhöhen nicht nur die Netzkomplexität, sondern machen auch kostspielige und zeitintensive Kabel- und Transformatoraufrüstungen erforderlich. Angesichts der hohen Kosten und des zeitlichen Aufwands für Anlagenmodernisierungen sollten diese jedoch nur als letzte Option in Betracht gezogen werden – insbesondere, da Niederspannungsnetze aufgrund ihrer flächendeckenden Ausdehnung bereits die in der Instandhaltung teuersten Netzsegmente darstellen.

Da Kapazitätsengpässe in Verteilnetzen zunehmen, stehen Netzbetreiber unter wachsendem Druck. Netzqualitätsphänomene wie Spannungsabweichungen (Spannungsüberhöhungen und -einbrüche) treten immer häufiger auf. Der konventionelle Ansatz – die Anlagenmodernisierung durch Kabelaustausch, Leitungsersatz oder neue Transformatoren – nimmt oft erhebliche Zeit in Anspruch, was meist weniger an der Finanzierung als an langwierigen Genehmigungsverfahren liegt. 

Um diese Verzögerungen zu bewältigen, prüfen Betreiber zunehmend unkonventionelle Maßnahmen, die bestehende Kapazitäten erweitern und größere Anlagenaufrüstungen um mehrere Jahre verzögern können. Diese zusätzliche Zeit ermöglicht in der Regel eine bessere strategische Planung der letztendlichen Modernisierungen und gewährleistet gleichzeitig, dass personelle und finanzielle Ressourcen zunächst für die dringendsten Erfordernisse eingesetzt werden.

Der Phasenlastausgleich ist eine solche unkonventionelle Maßnahme bei Kapazitätsengpässen. Eine Phasenungleichgewicht entsteht durch einphasige Lasten in Niederspannungsnetzen. Dies führt häufig dazu, dass eine Phase ihre thermischen oder spannungsbedingten Kapazitätsgrenzen erreicht, während die übrigen Phasen unterausgelastet bleiben (siehe Abb. 1). Durch die statische Umverteilung der Lasten auf alle Phasen lässt sich zusätzlicher Spielraum schaffen und die Spitzenbelastung reduzieren. Dies wiederum ermöglicht es, teure Anlagenaufrüstungen aufzuschieben.

Diese Lösung ist zwar nicht universell anwendbar, aber kosteneffizient und schnell umsetzbar. Im Folgenden werden wir uns ansehen, wie ein solcher Prozess implementiert werden kann, und insbesondere, wie Engpassszenarien bewertet werden, welche Voraussetzungen für die Umsetzung erforderlich sind und wie Dewesoft-Tools den Prozess optimieren und vereinfachen können.

Kapazitätsengpässe in Niederspannungsnetzen

Die Kapazitäten für Strombezug oder -einspeisung sind an jeder Stelle eines Niederspannungsnetzes begrenzt. Diese Begrenzung ergibt sich aus zwei Hauptfaktoren:

1. Erstens können die thermischen Grenzen (Strombelastbarkeit) der Netzbetriebsmittel den Leistungsfluss beschränken.

2. Zweitens können Spannungsüberhöhungen oder -einbrüche an der jeweiligen Stelle zu Einschränkungen führen. Das Ausmaß dieser Spannungsabweichungen hängt von der Impedanz des Stromverteilnetzes ab.

Abb. 2 zeigt ein vereinfachtes Verteilnetz von einem Hauptumspannwerk bis zu den Endkunden. Die einzigen Punkte mit Spannungsdiskontinuität sind der Spannungsregler am Transformator des Hauptumspannwerks und der Stufenschalter am Transformator der Ortsnetzstation.

In einem Niederspannungsnetz sind Kapazitäten für Strombezug oder -einspeisung stets durch bestimmte Faktoren begrenzt.

1. Ein wichtiger Faktor sind die thermischen Grenzen (Strombelastbarkeit) der Netzkomponenten, die den Leistungsfluss beschränken können.

2. Ein weiterer Faktor sind Spannungsüberhöhungen oder -einbrüche an einem bestimmten Punkt im Netz. Diese Phänomene werden durch die Impedanz des Stromverteilsystems verursacht, die die Spannungsänderung bei Leistungsfluss bestimmt.

Kapazitätsbeschränkungen durch Anlageninvestitionsplanung

Wenn Verteilnetzbetreiber (VNB) auf Kapazitätsbeschränkungen stoßen, bewerten sie diese Szenarien typischerweise unter dem Gesichtspunkt der Anlageninvestitionsplanung. In Fällen, die durch Spannungsbegrenzungen bedingt sind, liegt der Fokus häufig auf bestimmten Niederspannungsleitungen (NS-Abgänge); ist die Einschränkung jedoch strombedingt, dann richtet sich die Aufmerksamkeit auf NS-Abgänge oder Verteilungstransformatoren. 

Diese Anwendungsbeschreibung konzentriert sich auf thermische Einschränkungen in Verteilungstransformatoren. Die Standard-Nennleistungen in Verteilnetzen betragen in der Regel 35 kVA, 50 kVA, 100 kVA, 160 kVA, 250 kVA, 400 kVA, 630 kVA, 1000 kVA, 1250 kVA oder 1600 kVA. Wenn ein Kapazitätsproblem auftritt, zieht der VNB in der Regel die Installation einer Einheit in Erwägung, die ein oder zwei Stufen größer ist als die vorhandene. 

Ein weiterer wichtiger Faktor ist die eigentliche Montage des Transformators – Einheiten unter 400 kVA werden in der Regel auf Masten (Abb. 4), Einheiten ab 400 kVA hingegen bodenmontiert (Abb. 5). Die Umrüstung von einem mast- auf einen bodenmontierten Transformator ist mit erheblich höheren Kosten verbunden und kann den Projektzeitplan um zwei Jahre oder mehr verlängern, da zusätzliche Genehmigungen erforderlich sind. 

Tabelle 1 fasst die Schätzkosten (einschließlich Ausrüstungs- und Arbeitskosten) für mögliche Umrüstungen zusammen.

Bewertung kapazitätsbeschränkter Szenarien

Wir analysierten die Strangströme von 1564 Verteilungstransformatoren im Kundennetz, was etwa 60 % aller Verteilungstransformatoren in diesem Netz entspricht. Unser Bewertungsprozess identifiziert jedes kontinuierliche Zeitintervall, in dem mindestens ein Strangstrom für mindestens eine Stunde 80 % des Nennstroms pro Phase (berechnet als Nennleistung / 3 / Nennspannung) erreicht oder überschreitet. Bei Feststellung solcher Hochlastintervalle berechnen wir die durchschnittlichen Strangströme und den durchschnittlichen Neutralleiterstrom ausschließlich aus den Daten dieses Intervalls.

Von den 1564 analysierten Verteilungstransformatoren erfüllten 415 diese Kriterien und wurden als Lastausgleichskandidaten klassifiziert. Für jeden dieser Kandidaten schätzten wir dann die Auslastung, den Grad der Unsymmetrie sowie den Zeithorizont für den notwendigen Ersatz des Transformators.

Zudem berechneten wir die zusätzlichen Verstärkungskosten, die die zusätzlichen Kapitalinvestitionen für vorzeitige Aufrüstungen widerspiegeln. Durch den Aufschub dieser Aufrüstung mittels eines effizienten Lastausgleichs kann ein VNB messbare Kosteneinsparungen erzielen, die sich aus der Differenz der Ersatzzeitpunkte bei ausgeglichener und unausgeglichener Last ergeben.

Die Transformatorauslastung in beiden Szenarien wird wie folgt berechnet:

A. Transformatorauslastung (ausgeglichen)

B. Transformatorauslastung (unausgeglichen)

Hierbei ist S3ϕ die dreiphasige Scheinleistung, Sn​ das Scheinleistungsäquivalent des Neutralleiterstroms und C die Nennscheinleistung des Transformators. 

Dann berechnen wir die Zeithorizonte Tbal und Timb für den Transformatorersatz unter jedem Szenario, indem wir eine jährliche Lastwachstumsrate g (typischerweise 3 %) anwenden. 

Schließlich ermitteln wir die zusätzlichen Verstärkungskosten aus der Differenz der Nettobarwerte zwischen ausgeglichenen und unausgeglichenen Fällen unter Berücksichtigung des (mit 4 % angenommenen) Diskontsatzes d. Diese Berechnung umfasst sowohl die Standard-Ersatzkosten (basierend auf Tabelle 1) als auch alle Zusatzkosten für die Umstellung auf einen bodenmontierten Transformator. Im Wesentlichen erfassen die zusätzlichen Verstärkungskosten die Kosten, die die bei vermiedenem vorzeitigem Ersatz eingespart würden. 

C. Zeithorizont (ausgeglichen)

D. Zeithorizont (unausgeglichen)

E. Barwert der Verstärkungskosten (ausgeglichen)

F. Barwert der Verstärkungskosten (unausgeglichen)

In den Abb. 5, 6, 7 und 8 sind mehrere Beispiele für vom Algorithmus ausgewählte hochbelastete Verteilungstransformatoren mit ihren verlängerten Betriebshorizonten und den entsprechenden zusätzlichen Verstärkungskosten dargestellt. Von den 415 Kandidaten-Verteilungstransformatoren wiesen 377 beim Vergleich von ausgeglichenen und unausgeglichenen Szenarien eine Differenz der Zeithorizonte von mehr als zwei Jahren auf; sie wurden anschließend für einen Lastausgleich priorisiert. Insgesamt belief sich die Summe der zusätzlichen Verstärkungskosten auf rund 750.000 €.

Das Kreisdiagramm der Verteilung der gesamten zusätzlichen Verstärkungskosten nach Transformatorleistung (Abb. 10) zeigt, dass auffällige 46 % dieser gesamten zusätzlichen Verstärkungskosten auf nur 24 Transformatoren mit 250 kVA Scheinleistung entfallen. Dies ist primär darauf zurückzuführen, dass ein 250-kVA-Transformator auf 400 kVA aufgerüstet werden muss, was auch eine Umrüstung von Mast- auf Bodenmontage mit Mehrkosten für Bauarbeiten, Genehmigungen und Grabenaushub erfordert. In einigen Fällen umgehen VNB die 250-kVA-Stufe vollständig und steigen direkt von 160 kVA auf 400 kVA um. In diesem Szenario entstehen noch höhere zusätzliche Verstärkungskosten, es wurde in dieser Analyse jedoch nicht berücksichtigt.

Erwähnenswert ist, dass der Ausgleich eines Transformators automatisch auch die zugehörigen NS-Abgänge ausgleicht. Wenn sich ein Verteilungstransformator seiner Kapazitätsgrenze nähert, nähert sich in der Regel auch mindestens ein NS-Abgang seiner eigenen Grenze, was erhebliche zusätzliche Verstärkungskosten auf der Abgangsseite verursachen kann. 

Dieser Effekt ist bei größeren Transformatoren (>400 kVA) besonders ausgeprägt, da zwar die Gesamtlast auf den Transformator statistisch gesehen ausgeglichener ist, jeder Abgang jedoch eine kleinere Kundengruppe (meist 10–30 Kunden) versorgt. Die höhere Anfälligkeit kleinerer Kundengruppen für Phasenungleichgewichte macht gezielte Ausgleichsmaßnahmen für diese Abgänge noch notwendiger.

Die Kosten für jede Lastwiederanschaltung können stark variieren – hauptsächlich bedingt durch Unterschiede in der Komplexität vor Ort. Eine einfache Wiederanschaltung kann unter Umständen bereits in 15 Minuten abgeschlossen sein, während aufwändigere Arbeiten, die eine Hubarbeitsbühne erfordern, bis zu einer Stunde in Anspruch nehmen können. Daraus ergibt sich eine mögliche Kostenspanne pro Wiederanschaltung von etwa 50 € bis 500 €. 

Neben den direkten Kosten ist auch der Zeitfaktor ein wichtiger Aspekt. Die sofortige Aufrüstung eines Transformators mag zwar ideal erscheinen, doch die Einholung von Genehmigungen und die Durchführung der erforderlichen Bauarbeiten können zu Verzögerungen von einem Jahr oder mehr führen.

Um diese Zeit zu überbrücken, bietet der Lastausgleich eine praktische Lösung. Er hilft, eine stabile Netzqualität für die Verbraucher zu gewährleisten, bis eine vollständige Aufrüstung möglich ist.

Echtzeit-Phasenidentifizierung vor Ort mit Dewesoft Gridphase

Der Kunde setzte Gridphase mit einem globalen Phasenmodell ein, um Lastwiederanschaltungen und andere Netzwerkoperationen zu optimieren. Das Geoinformationssystem (GIS) ist sowohl mit dem globalen Phasenreferenzsystem (siehe Abb. 11) als auch mit den realen elektrischen Phasen abgestimmt. Diese Verbindung ermöglicht eine schnellere Planung und Ausführung vor Ort und reduziert Identifizierungsfehler.

Eine globales Phasenreferenzsystem schafft ein einheitliches Identifizierungssystem für das gesamte Verteilnetz – von Hochspannungs-Sammelschienen bis hin zu Niederspannungslasten.

Die einheitliche Phasenkennzeichnung von Transformatoren, Abgängen und Zählern ermöglicht es Kunden, mithilfe von Datenanalysen und dreiphasigen Leistungsflussberechnungen Phasenungleichgewichte zu erkennen und auszugleichen.

Dieses System trägt auch dazu bei, Einphasenfehler zu mindern, vermeidet Verwechslungen durch uneinheitliche Phasenbezeichnungen vor Ort und vereinfacht Wartungsverfahren durch eine eindeutige Phasenreferenz.

Das Ergebnis sind eine bessere Planung, ein gezielter Lastausgleich sowie geringere Kosten und Ausfallzeiten im gesamten Netz.

Das Video zeigt die Verwendung des Netzmodells durch Gridphase in einer Ortsnetzstation.

Warum ist keine Abgangsidentifizierung erforderlich?

Sobald ein Leitungsabgang korrekt zugewiesen und im GIS dokumentiert ist, besteht in der Regel keine Notwendigkeit, ihn vor Ort erneut zu überprüfen. Kabelführung und Anschlüsse ändern sich selten, zudem ist der Abgang aufgrund seines eindeutigen geografischen Verlaufs leicht zu identifizieren. Im Gegensatz dazu können Phasendaten zwar ebenfalls im GIS gespeichert werden, aber Feldmessungen bleiben entscheidend. Da Farbcodierungen und andere visuelle Kennzeichnungen keine zuverlässige Unterscheidung einzelner Phasenleiter (die sich alle in einem einzigen Niederspannungskabel befinden) erlauben, sind Messungen vor Ort erforderlich, um genaue Phaseninformationen zu erhalten und die korrekte Durchführung von Wiederanschaltungsvorgängen zu gewährleisten.

Warum reichen statische Wiederanschaltungen aus?

In diesem Niederspannungsnetz ist jeder Einphasenkunde auf einen maximalen Bemessungsstrom von 1 × 35 A begrenzt. Folglich ist auch die maximale Phasenunsymmetrie bei statischen Wiederanschaltungen auf 35 A begrenzt. Dies weist darauf hin, dass signifikante Phasenungleichgewichte meist systembedingte Ursachen haben, die durch die physische Umverteilung der Lasten auf die Phasen behoben werden können.

Alternativ können auch andere Verfahren wie statische Kompensationsgeräte (z. B. Zickzack-Transformatoren in Shunt-Ausführung) eingesetzt werden, um den Neutralleiterstrom durch Reduktion der Nullimpedanz zu senken. In vielen Fällen bieten einfache statische Wiederanschaltungen jedoch ausreichend Nutzen, um den Betrieb um einige Jahre zu verlängern. Durch die Entlastung kurzfristiger Kapazitätsengpässe verlängern statische Wiederanschaltungen effektiv die Lebensdauer von Betriebsmitteln, erlauben den Aufschub kostenintensiver Aufrüstungen und verschaffen Netzbetreibern zusätzliche Zeit für eine eingehende strategische Planung.

Fazit

Statische Wiederanschaltungen bieten eine praktische und kosteneffiziente Strategie zur Verbesserung des Lastausgleichs und zur Erhöhung der Einspeisekapazität von Niederspannungsnetzen. Durch die Nutzung der in Netzen installierten intelligenten Zähler und durch Messdatenanalysen geht dieser Ansatz nicht nur aktuelle Engpässe an, sondern bietet auch eine skalierbare Lösung zur Bewältigung zukünftigen Lastwachstums.

Die meisten unkonventionellen Methoden zur Erweiterung der Einspeisekapazität – einschließlich statischer Wiederanschaltungen – weisen im Vergleich zum vollständigen Anlagenersatz tendenziell eine kürzere effektive Nutzungsdauer auf. Dennoch bleibt der Phasenlastausgleich ein wertvolles Instrument für Verteilnetzbetreiber, insbesondere wenn schnelle, kostengünstige Maßnahmen den Aufschub umfangreicher Infrastrukturaufrüstungen erlauben. Durch die Integration von Lösungen wie Dewesoft Gridphase erhalten Betreiber genaue Phaseninformationen, reduzieren Fehler bei Außendiensteinsätzen und gewährleisten die nahtlose Abbildung aller Änderungen in Netzmodellen.

Diese proaktiven Maßnahmen verlängern die Nutzungsdauer von Netzbetriebsmitteln, sodass Verteilnetzbetreiber Kapitalinvestitionen strategisch planen und kritische Aufrüstungen priorisieren können. Darüber hinaus können routinemäßige Lastwiederanschaltungen mit minimalem Zusatzaufwand in den Außendienst integriert werden. Insgesamt trägt dieser zielgerichtete Ansatz dazu bei, die Netzqualität zu sichern, die steigende Nachfrage zu bewältigen und letztlich ein widerstandsfähigeres und effizienteres Stromverteilsystem zu schaffen.