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Matthias Nicolussi-Zatta

• Die politischen Ziele der Energiewende und insbesondere der zunehmende Ausbau der Elektromobilität führt zu steigenden Belastungen in den Niederspannungsnetzen. Eines der Hauptprobleme besteht darin, dass die genauen Informationen über den Zeitpunkt und die Dauer der Ladevorgänge fehlen, was eine präzise Bestimmung des Netzzustandes erschwert - auch deshalb, weil dieser durch die statische Netzberechnung erhoben wird, welche weitestgehend auf Annahmen und nicht zeitreihenbasierten Werten beruht. Im Folgenden wird daher untersucht, wie groß die Abweichungen der Niederspannungsparameter zwischen Trafostation und letztem Kabelverteilschrank bei realen Messungen im Winter im Vergleich zur statischen Worst-Case Berechnung sind. Weiters wird ermittelt, welche Änderungen der Eingangsparameter zu einer Optimierung der Ergebnisse führen. Dafür werden reale Messungen in verschiedenen Niederspannungsspannungsnetzen realisiert und nach einer Analyse der Messergebnisse werden die Eingangsparameter für die Netzberechnung bestimmt. Auf Basis dieser Inputparameter werden vier verschiedene Szenarien gebildet und die Berechnung mit diesen Szenarien durchgeführt. Anschließend werden die Berechnungsergebnisse mit den Messergebnissen verglichen. Der Vergleich der Methoden zeigt, dass die Berechnung den Worst-Case-Fall im Netz sehr realistisch abbildet. Jedoch ist aufällig, dass dieser Fall nur selten vorkommt und die betrachteten Verteilernetze zum größten Teil viel geringer belastet sind. Die 95%-Szenario-Betrachtungen zeigen, dass eine Vernachlässigung der selten vorkommenden Ausreißer zu einer Änderung der Eingangsparameter und einer Optimierung der Netzberechnung führt. Aus der Untersuchung geht zusätzlich hervor, dass die Annahme des Leistungsfaktors cos ϕ mit 0,90 zu niedrig angesetzt ist. Es kann festgehalten werden, dass sich dieser bei allen Netzen zwischen 0,999 und 0,990 befindet. Dieser Eingangsparameter für die statische Worst-Case-Berechnung kann aufgrund der gewonnenen Erkenntnisse optimiert werden.
• The political goals of the energy transition and, in particular, the increasing expansion of electromobility are leading to rising loads in the low-voltage networks. One of the main problems is that the exact information about the time and duration of charging processes is missing, which makes a precise determination of the network state difficult - also because this is collected by static network calculation, which is largely based on assumptions and not time series-based values. In the following, it is therefore investigated how large the deviations of the low-voltage parameters between the transformer station and the last power distribution cabinet are for real measurements compared to the static worst-case calculation. Furthermore, it is determined which changes of the input parameters lead to an optimization of the results. For this purpose, real measurements in different low-voltage grids are realized and, after an analysis of the measurement results, the input parameters for the grid calculation are determined. Based on these input parameters, four different scenarios are formed and the calculation is performed with these scenarios. Afterwards, the calculation results are compared with the measurement results. The comparison of the methods shows that the calculation represents the worst case in the network very realistically. However, it is noticeable that this case only rarely occurs and that the distribution networks considered are for the most part much less loaded. The 95% scenario considerations show that neglecting the rarely occurring outliers leads to a change of the input parameters and an optimization of the network calculation. The study also shows that the assumption of the power factor cos ϕ of 0.90 is too low. It can be stated that this is between 0.999 and 0.990 for all networks. This input parameter for the static worst-case calculation can be optimized on the basis of the findings.