This project investigates how increasing photovoltaic (PV) integration affects a representative medium-voltage distribution grid using Python and pandapower.
The analysis focuses on voltage rise, line loading, transformer loading, and the behaviour at the external grid connection under different PV scenarios.
In addition to a scenario-based assessment, the project includes a simplified mitigation test based on active power curtailment and a hosting-capacity-style sweep to estimate the first relevant technical limit.
A key result is that the first fine technical limit occurs at approximately 10.3 MW of total additional PV capacity without mitigation. With simplified curtailment, this limit shifts to approximately 14.7 MW brutto, corresponding to about 10.29 MW effective PV power.
The project is designed as a GitHub-ready engineering portfolio study with reproducible notebook outputs, exported figures, tables, and technical interpretation in German.
Diese Abbildung ist für die Einordnung der eigentlichen Hosting-Grenze zentral. Ohne Mitigation beginnt die erste feinaufgelöste technische Grenzverletzung bereits bei ca. 10.3 MW zusätzlicher PV-Leistung. Entscheidend ist dabei, dass der maßgebende erste Grenztyp im vorliegenden Modell nicht die Spannung, sondern die Leitungsauslastung ist.
Mit vereinfachter Wirkleistungsbegrenzung verschiebt sich diese sichtbare Grenze auf ca. 14.7 MW brutto. Gleichzeitig zeigt der Vergleich mit der effektiven PV-Leistung von nur ca. 10.29 MW, dass der technische Zusatznutzen begrenzt bleibt: Die Maßnahme erhöht vor allem die sichtbar installierbare Brutto-PV-Leistung, während die physikalisch wirksam ins Netz eingespeiste Zusatzleistung nahezu auf demselben Niveau bleibt.
Diese Abbildung zeigt, wie die maximale Knotenspannung mit steigender PV-Leistung zunimmt. Sie macht sichtbar, dass die Spannungsanhebung mit wachsender Einspeisung systematisch steigt. Gleichzeitig ist wichtig: Die erste feinaufgelöste technische Grenze wird im vorliegenden Projekt nicht durch die Spannung, sondern durch die Leitungsauslastung ausgelöst.
Diese ergänzende Sensitivitätsanalyse zeigt, wie stark die sichtbare Brutto-Aufnahmefähigkeit von der Annahme zur gleichzeitigen PV-Einspeisung abhängt. Mit sinkendem GF verschiebt sich die erste technische Grenze zu höheren Brutto-PV-Leistungen. Gleichzeitig bleibt die effektive PV-Leistung an der ersten technischen Grenze in allen drei Fällen in einem ähnlichen Bereich von rund 10.4 bis 11.0 MW. Damit wird deutlich, dass vor allem die installierbare Brutto-Leistung sensitiv auf den GF reagiert, während die physikalisch wirksame erste Grenzleistung des Netzes vergleichsweise robust bleibt.
| GF | Erste Brutto-PV [MW] | Erste effektive PV [MW] | Erster Grenztyp |
|---|---|---|---|
| 0.6 | 18.0 | 10.8 | Leitung |
| 0.8 | 13.0 | 10.4 | Leitung |
| 1.0 | 11.0 | 11.0 | Leitung |
Hinweis: Diese ergänzende GF-Sensitivitätsanalyse wurde mit gröberer Schrittweite durchgeführt und dient der Einordnung der Baseline. Sie ersetzt nicht den feinaufgelösten Basissweep mit der ersten Grenze bei ca. 10.3 MW ohne Mitigation.
Diese Abbildung veranschaulicht die Veränderung des Spannungsprofils zwischen bereinigtem Referenzfall und Stressfall. Sie zeigt, dass sich die Spannungen unter hoher PV-Einspeisung insbesondere an netzferneren bzw. schwächeren Bereichen deutlich anheben und damit das Risiko einer Überspannung zunimmt.
Diese Abbildung zeigt die topologische Struktur des verwendeten CIGRE-MV-Netzes sowie die im Projekt definierten PV-Kandidatensets. Das Kern-Set markiert die verteilte Platzierung für die Baseline- und Hosting-Capacity-Analyse. Das Stress-Set hebt dagegen gezielt Busse am schwachen Netzende hervor und macht damit sichtbar, dass der Stressfall bewusst nicht nur durch hohe PV-Leistung, sondern auch durch eine ungünstigere topologische Platzierung geprägt ist. Die Darstellung ist schematisch-topologisch und keine geographische Abbildung eines realen Versorgungsgebiets.
Diese Abbildung zeigt das Verhalten der Wirkleistung am ext_grid. Im untersuchten Sweep-Bereich sinkt der Netzbezug mit wachsender PV-Leistung deutlich ab. Eine klare Rückspeisung wurde im betrachteten Bereich jedoch noch nicht erreicht. Das Projekt zeigt damit nicht nur potenzielle Überspannungs- und Belastungsrisiken, sondern auch die Veränderung des Leistungsflusses am Netzanschlusspunkt. Im betrachteten Sweep-Bereich bleibt die Lastaufnahme des Netzes trotz steigender PV-Leistung insgesamt noch höher als die gleichzeitige PV-Einspeisung. Deshalb wird am Netzanschlusspunkt noch kein klarer Vorzeichenwechsel in Richtung Rückspeisung sichtbar.
| Kennzahl | Ergebnis |
|---|---|
| Bereinigter Referenz-Betriebspunkt | Load scaling = 0.75 |
| Erste auffällige Überspannungs-Szenariostufe | S2 bei 12.0 MW |
| Erste feinaufgelöste Hosting-Grenze ohne Mitigation | ca. 10.3 MW |
| Erster Grenztyp ohne Mitigation | Leitung |
| Erste feinaufgelöste Hosting-Grenze mit Mitigation | ca. 14.7 MW brutto |
| Effektive PV-Leistung an dieser Grenze | ca. 10.29 MW |
| Erster Grenztyp mit Mitigation | Leitung |
| Rückspeisung im Sweep-Bereich | nicht erreicht |
| Maximale Transformatorauslastung im Stressfall (S3) | 63.0 % |
Diese kompakten Kennzahlen zeigen auf einen Blick, dass die Projektlogik zwar stark von PV-bedingter Spannungsanhebung motiviert ist, die erste tatsächliche technische Grenze im vorliegenden Modell jedoch durch die Leitungsauslastung bestimmt wird. Gleichzeitig wird sichtbar, dass die vereinfachte Wirkleistungsbegrenzung die zulässige brutto installierte PV-Leistung erhöht, der Gewinn bei der effektiven PV-Leistung jedoch begrenzt bleibt.
Ziel dieses Projekts ist die technische Bewertung der Aufnahmefähigkeit eines repräsentativen Mittelspannungsnetzes für zusätzliche dezentrale PV-Einspeisung. Untersucht wird, wie sich steigende PV-Leistung auf maximale und minimale Knotenspannungen, Leitungsauslastungen, Transformatorauslastung und das Verhalten am Netzanschlusspunkt auswirkt.
Das Projekt ist als GitHub-fähige technische Portfoliostudie aufgebaut. Im Mittelpunkt stehen nicht nur Lastflussrechnung und tabellarische Ergebnisdarstellung, sondern auch die technische Einordnung der Resultate, ein vereinfachter Mitigationstest sowie ein Hosting-Capacity-Ansatz zur Abschätzung der ersten relevanten technischen Grenze.
Die zentrale Fragestellung lautet:
Wie stark belastet zusätzliche PV-Einspeisung ein repräsentatives Mittelspannungsnetz, wie wirksam ist eine einfache netzorientierte Wirkleistungsbegrenzung im Stressfall, und bei welcher gesamten PV-Leistung tritt die erste relevante technische Grenzverletzung auf?
Daraus ergeben sich insbesondere folgende Teilfragen:
- Wie verändern sich maximale Knotenspannung, minimale Knotenspannung, Leitungsauslastung und Trafoauslastung zwischen Referenzfall und PV-Szenarien?
- Welche Platzierungslogik führt zu früher kritischen Spannungszuständen?
- Welches technische Kriterium wird im Hosting Sweep zuerst verletzt?
- Wie stark verschiebt eine vereinfachte Wirkleistungsbegrenzung die technische Hosting-Grenze?
- Ändert sich der Leistungsfluss am Netzanschlusspunkt in Richtung Rückspeisung?
Als Netzmodell wird ein repräsentatives Mittelspannungsnetz aus pandapower verwendet (create_cigre_network_mv(with_der=False)). Es handelt sich nicht um ein reales Versorgungsgebiet, sondern um ein typisches Benchmark-Netz für eine nachvollziehbare und reproduzierbare Portfolioanalyse.
Wichtige Einordnung:
Da es sich um ein Referenznetz und nicht um ein real kalibriertes Netz eines konkreten Netzbetreibers handelt, sind in diesem Projekt vor allem die relativen Veränderungen zwischen Referenzfall, Szenarien, Mitigation und Hosting Sweep aussagekräftig. Die Analyse dient daher einer technisch plausiblen Einordnung und nicht einem formalen Netznachweis.
Zusätzlich wurde der Ausgangsbetriebspunkt über ein einheitliches Load scaling von 0.75 bereinigt. Damit wird für die Szenarioanalyse ein technisch sauberer und besser vergleichbarer Referenzzustand hergestellt, da das verwendete Benchmark-Netz im Standardzustand bereits erhöhte Betriebsmittelbelastungen aufweist.
Wesentliche Annahmen des Projekts:
- PV-Anlagen werden als
sgenmodelliert. - In der Hauptanalyse wird mit
q_mvar = 0gearbeitet. Ein möglicher spannungsstützender Beitrag realer PV-Wechselrichter über Q(U)- oder cos(φ)-Regelung wird damit bewusst nicht berücksichtigt; die Spannungsanhebung kann dadurch gegenüber dem realen Betrieb konservativ eher überschätzt werden. - Das Kern-Kandidatenset für die verteilte Platzierung bleibt im Hosting Sweep konstant.
- Der Hosting Sweep erfolgt mit festem GF = 1.0. Diese Annahme dient bewusst als konservative Worst-Case-Betrachtung für die Spannungs- und Betriebsmittelbeanspruchung; unter realen Bedingungen wäre je nach Einspeisesituation häufig ein niedrigerer Gleichzeitigkeitsfaktor zu erwarten.
- Die variable Größe ist die gesamte zusätzliche PV-Leistung in MW.
- Die Mitigation wird als vereinfachte Wirkleistungsbegrenzung mit Faktor 0.70 modelliert.
- Rückspeisung wird über die Wirkleistung am
ext_gridbewertet.
Für die sichtbare Szenarioebene werden ein bereinigter Referenzfall, verteilte PV-Szenarien und ein separater Stressfall mit schwächerer Platzierung verwendet.
Untersucht werden insbesondere folgende sichtbare Szenarien:
- S0 — Referenzfall: bereinigter Ausgangszustand ohne zusätzliche PV-Einspeisung
- S1 — Moderate PV: verteilte PV-Einspeisung mit mittlerem GF
- S2 — Erhöhte PV: verteilte PV-Einspeisung mit höherem GF
- S3 — Stressfall: hohe PV-Einspeisung mit schwächerer bzw. ungünstigerer Platzierung
- S3-M — Mitigation: Stressfall mit vereinfachter Wirkleistungsbegrenzung
Ergänzend wird ein systematischer Hosting-Capacity-Sweep durchgeführt, um die erste relevante technische Grenze bei steigender gesamter PV-Leistung zu bestimmen.
Zur technischen Einordnung der Ergebnisse wird eine vereinfachte, praxisnahe Bewertungslogik verwendet:
- Maximale Knotenspannung > 1.03 pu: Warnbereich
- Maximale Knotenspannung > 1.05 pu: kritisch
- Minimale Knotenspannung < 0.95 pu: kritisch
- Maximale Leitungsauslastung > 80 %: Warnbereich
- Maximale Leitungsauslastung > 100 %: kritisch
- Transformatorauslastung > 100 %: kritisch
Diese Schwellen dienen der technischen Interpretation im Kontext eines Portfolio-Projekts. Die Ergebnisse stellen keinen formalen Netznachweis und keine verbindliche Netzanschlussbewertung dar.
Im deutschen Mittelspannungs-Kontext kann das Projekt als methodisch anwendungsnah, aber bewusst vereinfacht verstanden werden. Es ist keine vollständige Prüfung nach projektspezifischen Betreiberregeln oder nach VDE-AR-N 4110.
Die Szenarioanalyse zeigt, dass steigende PV-Integration im betrachteten Mittelspannungsnetz sowohl die Spannungen als auch die Betriebsmittelbelastungen systematisch erhöht. Besonders wichtig ist dabei: Obwohl die Projektmotivation stark von der Frage der PV-bedingten Spannungsanhebung ausgeht, wird die erste feinaufgelöste technische Grenze im vorliegenden Modell durch die Leitungsauslastung bestimmt. Der Stressfall macht diese Entwicklung besonders gut sichtbar, da dort hohe PV-Leistung und eine ungünstigere Platzierung am schwachen Netzende zusammenwirken.
Wesentliche Beobachtungen:
- Die erste feinaufgelöste technische Grenze wird im Hosting Sweep durch die Leitungsauslastung bestimmt.
- Mit wachsender PV-Leistung steigt die maximale Knotenspannung systematisch an.
- Die vereinfachte Wirkleistungsbegrenzung erhöht die zulässige brutto installierte PV-Leistung.
- Der Gewinn an effektiver PV-Leistung bleibt trotz Mitigation vergleichsweise begrenzt.
- Der Netzbezug am
ext_gridnimmt mit steigender PV-Leistung deutlich ab. - Eine klare Rückspeisung wurde im untersuchten Sweep-Bereich noch nicht erreicht.
Zusätzlich zur Szenarioanalyse wurde ein vereinfachter Mitigationstest durchgeführt. Ausgangspunkt ist ein Stressfall mit hoher PV-Einspeisung und ungünstiger Platzierung. Für die Mitigation wurden Platzierung, Kandidatenset und GF beibehalten, jedoch die wirksame PV-Leistung über einen Wirkleistungsfaktor von 0.70 reduziert.
Ergebnis:
- Die Mitigation senkt die Spannungsanhebung und die Betriebsmittelbelastung sichtbar.
- Die erste technische Hosting-Grenze verschiebt sich von ca. 10.3 MW auf ca. 14.7 MW brutto.
- Gleichzeitig zeigt der Vergleich mit der effektiven PV-Leistung von ca. 10.29 MW, dass sich die physikalisch wirksame zusätzliche Einspeisung nur in sehr begrenztem Maß erhöht.
- Der erste Grenztyp bleibt auch mit Mitigation Leitung.
Damit zeigt das Projekt nicht nur das Problem, sondern auch die Wirkung einer einfachen, technisch plausiblen Gegenmaßnahme. Zugleich macht der Vergleich zwischen brutto und effektiv deutlich, dass die vereinfachte Wirkleistungsbegrenzung vor allem die sichtbare Installationsgrenze verschiebt, den realen Zusatznutzen für die tatsächlich einspeisbare PV-Leistung jedoch nur begrenzt verbessert.
Über die reine Szenarioanalyse hinaus verwendet das Projekt einen systematischen Hosting-Capacity-Ansatz. Ziel ist die Abschätzung, ab welcher gesamten zusätzlichen PV-Leistung im betrachteten Mittelspannungsnetz erstmals ein relevanter technischer Grenzverstoß auftritt.
Für die Baseline-Analyse wurden konstante Annahmen verwendet:
- verteilte Platzierung
- festes Kandidatenset
- GF = 1.0
- keine Wirkleistungsbegrenzung
- variable Größe: gesamte PV-Leistung in MW
Die feinaufgelöste Untersuchung zeigt:
- ohne Mitigation beginnt die erste technische Grenze bei ca. 10.3 MW
- Die sichtbaren Szenariostufen liefern nur eine grobe Einordnung. Der ergänzende Hosting-Capacity-Sweep zeigt, dass die tatsächliche erste technische Grenze bereits im Zwischenbereich zwischen diesen diskreten Szenariopunkten liegt und ohne Mitigation bei ca. 10.3 MW beginnt.
- mit Mitigation verschiebt sich diese Grenze auf ca. 14.7 MW brutto
- dies entspricht ca. 10.29 MW effektiver PV-Leistung
- der erste Grenztyp ist in beiden Fällen Leitung
Damit wird deutlich, dass eine vereinfachte Mitigation die sichtbare Brutto-Aufnahmefähigkeit erhöht, die physikalisch wirksame Zusatzaufnahme jedoch nur in begrenztem Maß verbessert.
Die wichtigsten Ergebnisse werden durch exportierte Abbildungen und Tabellen dokumentiert. Dazu gehören insbesondere:
hosting_capacity_leitung_vs_pv_mw.pnghosting_capacity_spannung_vs_pv_mw.pngrueckspeisung_vs_pv_mw.pngspannungsprofil_ref_vs_stress.pngnetz_topologie_pv_kandidaten.png
Die Ergebnisse sind im Projekt unter results/figures/ und results/tables/ abgelegt und können direkt für Dokumentation, GitHub-Präsentation und spätere CV-Bezüge verwendet werden.
Das Projekt ist bewusst als technisch fundierte, aber vereinfachte Portfolioanalyse aufgebaut. Daraus ergeben sich folgende Grenzen:
- Es wird ein repräsentatives Benchmark-Netz und kein reales Versorgungsgebiet verwendet.
- Die Analyse basiert auf stationären Lastflussrechnungen und nicht auf Zeitreihen.
- Es erfolgt keine wirtschaftliche Bewertung möglicher Maßnahmen.
- Es wird keine formale Netzanschlussprüfung nach projektspezifischen Betreiberregeln durchgeführt.
- Die Bewertungslogik basiert auf praxisnahen Schwellen zur technischen Einordnung, ersetzt jedoch keinen vollständigen Netznachweis.
- Erweiterte Regelstrategien wie Q(U), Volt-Watt oder probabilistische Hosting-Capacity-Ansätze sind bewusst nicht Bestandteil dieser ersten Projektfassung.
Gerade durch diese bewusste Abgrenzung bleibt das Projekt fachlich nachvollziehbar, reproduzierbar und als Portfolioarbeit realistisch umsetzbar.
P2_PV_Hosting_Capacity/
├── README.md
├── requirements.txt
├── notebooks/
│ └── P2_PV_Hosting_Capacity.ipynb
└── results/
├── figures/
├── reports/
└── tables/
Die wesentlichen Ergebnisdateien werden systematisch in den Ordnern results/figures/ und results/tables/ abgelegt. Der Ordner results/reports/ enthält den HTML-Export des Notebooks sowie den technischen Kurzbericht im PDF-/LaTeX-Format.
Für die Reproduzierbarkeit des Projekts werden Python, Jupyter Notebook und die Bibliothek pandapower verwendet. Die Berechnung basiert auf einem deterministischen, szenariobasierten Vorgehen ohne externe Echtzeitdatenquellen.
Empfohlene Schritte zur Reproduktion:
- Repository lokal klonen
- Abhängigkeiten aus
requirements.txtinstallieren - Das Notebook
notebooks/P2_PV_Hosting_Capacity.ipynböffnen - Alle Zellen in Reihenfolge ausführen
- Exportierte Tabellen und Abbildungen in
results/prüfen
Die Analyse ist so aufgebaut, dass zentrale Tabellen und Abbildungen direkt aus dem Notebook heraus exportiert werden können.
Das Projekt zeigt, dass zusätzliche PV-Einspeisung in einem repräsentativen Mittelspannungsnetz nicht nur zu steigenden Spannungen, sondern auch zu technisch relevanten Belastungen der Betriebsmittel führt. Obwohl der Projektkontext stark von der Frage der Überspannung motiviert ist, wird die erste feinaufgelöste technische Grenze im vorliegenden Modell durch die Leitungsauslastung bestimmt.
Gleichzeitig zeigt der vereinfachte Mitigationstest, dass eine netzorientierte Wirkleistungsbegrenzung die sichtbare Hosting-Grenze nach oben verschieben kann. Der Vergleich zwischen brutto und effektiv macht jedoch deutlich, dass diese Verbesserung nur begrenzt in tatsächlich nutzbare zusätzliche Einspeiseleistung übersetzt wird.
Damit liefert das Projekt nicht nur eine reine Szenarioanalyse, sondern eine kompakte technische Argumentation aus Spannungsbewertung, Betriebsmittelbelastung, einfacher Gegenmaßnahme und MW-basierter Grenzabschätzung.
Mögliche fachliche Erweiterungen des Projekts wären:
- erweiterte Mitigation durch Q(U)- oder Volt-Watt-Ansätze
- zusätzliche Sensitivitätsanalyse für GF oder Platzierungslogik
- ergänzende Auswertung aus Trafo-Perspektive
- Vergleich mit weiteren repräsentativen MV-Netzen
- Erweiterung um Zeitreihen oder probabilistische Ansätze
Im aktuellen Stand ist das Projekt jedoch bewusst auf eine erste, technisch belastbare und GitHub-taugliche Portfoliofassung begrenzt.