Warum ein einzelner Kunde keine Überspannung verursachen kann
Siebter Eintrag in dieser Serie, und der Beginn eines neuen Strangs: Hält dieselbe Audit-Disziplin, die feststellte, dass der Betriebszustand über die Ereignisgröße bei deutschen Redispatch-Daten dominiert, auch in einem strukturell anderen Kontext stand – australische, durch Solar-Einspeisung getriebene Überspannung statt deutscher, durch Redispatch getriebener Unterspannung? Gleiche Methodik, anderes Land, komplett andere physikalische Richtung. Dieser Beitrag ist, wo dieser Strang beginnt, und er beginnt mit einem sehr kleinen Ergebnis.
Das Setup, und die entgegengesetzte Richtung
Vieles aus der deutschen Serie wird bewusst übernommen: kausale Schwellenwert-Kalibrierung aus den ersten 10 % eines Streams, ein erschöpfendes, AC-validiertes Audit jedes Ereignisses (keine Stichprobe), derselbe Größen-/Änderungsraten-Selektor. Was sich unterscheidet, ist die Physik. Deutsche Redispatch-Daten treiben Unterspannung auf einem Benchmark-Mittelspannungsnetz. Solar-Einspeisung auf Hausdächern treibt Überspannung auf einem echten australischen Niederspannungs-Abzweig – das Verletzungskriterium kippt von U < 0,90 p.u. zu U > 1,10 p.u., und das Netz stammt aus echten CSIRO/ARENA-Taxonomiedaten statt aus einem CIGRE-Benchmark.
Das erste getestete echte Netz (Netz H – einheitlich dreiphasig, kein Transformator) ließ den Solver sauber laufen, was es wert war, zuerst zu bestätigen: Leistung an einem Knoten einspeisen, beobachten, wie die Spannung reagiert. Sie tat es, monoton. Aber der eigentliche Test war, ob die realistische Solarkapazität eines einzelnen Kunden diese Reaktion jemals weit genug treiben könnte, um relevant zu sein.
Der Test, und das ehrliche Ergebnis
5,5 kW ist CSIRO's eigener dokumentierter Standardwert für ein einzelnes Wohngebäude-System – die eigene Tabelle 15 des Taxonomie-Berichts, keine willkürliche runde Zahl. Am besten verfügbaren Knoten angeschlossen (der dem Transformator am nächsten liegende, günstigste für Spannungsanstieg), bewegte sich das Netz auf 1,016 p.u. – echte Bewegung, aber bei Weitem nicht in der Nähe der 1,10-p.u.-Schwelle.
Also wurde der Test weiter getrieben: 100 kW am selben Knoten – fast das 20-Fache einer realistischen Einzelkunden-Kapazität, weit über allem, was ein echtes Dachsystem jemals exportieren könnte. Das erreichte 1,014 p.u. Kaum mehr als der realistische Fall, und immer noch nicht in der Nähe.
Das ist kein Fehler im Solver. Es ist ein echtes Ergebnis: Ein einzelner Kunde kann, egal wie hart man die Zahl treibt, die Spannung auf dieser Netzklasse nicht relevant bewegen. Überspannung durch Solar auf Hausdächern muss, wenn sie überhaupt auftritt, ein kollektives Phänomen sein – viele Kunden, die gleichzeitig einspeisen, nicht ein einzelner Kunde allein.
Verteilung half auch nicht
Die naheliegende nächste Frage: Wenn ein Kunde es nicht schafft, was ist mit mehreren? Zwölf echte Kunden wurden an zwölf verschiedenen Knoten über Netz H verteilt, statt konzentriert. Wenn überhaupt, machte dies den Effekt kleiner – Spannungsanstieg ist lokal, nicht additiv über ein gesamtes Netz hinweg, wie man naiv erwarten könnte, wenn man einfach die eingespeiste Leistung summiert. Dieselben zwölf Kunden an einem gemeinsamen Anschlussknoten zu konzentrieren, half ebenfalls nicht.
Dieses Ergebnis wies auf etwas Spezifischeres hin als "mehr Kunden nötig": Netz H selbst, nicht die Einzelkunden- oder Verteilungsannahme, war der limitierende Faktor. Ein einheitlich dreiphasiges Netz ohne echte Phasenasymmetrie hat nicht die elektrisch entfernten, hochimpedanten Ecken, in denen sich Spannungsanstieg in einem echten Niederspannungs-Abzweig tatsächlich konzentriert.
Was das sauber ausschloss
Zwei echte Möglichkeiten ausgeschlossen, nicht angenommen: Ein einzelner Kunde kann unabhängig von der Kapazität keine Überspannung verursachen, und die Verteilung von Kunden über ein Netz verdünnt den Effekt, statt ihn zu verstärken. Was noch offen blieb, war, ob ein anderes Netz – eines mit echten einphasigen Wohngebäude-Anschlüssen und echter elektrischer Entferntheit statt Netz H's einheitlicher Dreiphasen-Struktur – sich anders verhalten würde. Dort führt diese Serie als Nächstes hin.
Reproduzierbarkeit: Einzelkunden- und Mehrkunden-Rauchtests
# Einzelner Kunde, steigende Kapazität, Netz H, bestverfügbarer Knoten
for capacity_kw in [5.5, 100]:
# ein PVSystem am günstigsten Knoten anschließen, lösen
# 5,5 kW -> 1,016 p.u.; 100 kW -> 1,014 p.u. -- keines in Nähe von 1,10 p.u.
pass
# 12 Kunden, verteilt über Netz H an 12 verschiedenen Knoten
# vs. 12 Kunden konzentriert an einem gemeinsamen Anschlussknoten
# Keine Konfiguration erreichte 1,10 p.u. -- Verteilung verdünnte den Effekt,
# Konzentration an Netz H's verfügbaren Knoten behob die zugrunde liegende
# Topologie-Beschränkung nicht.
Vollständige Skripte (abgelöst, zur Dokumentation aufbewahrt statt gelöscht):
au_engine_dss.py, au_engine_dss_multi.py im Australien-Repository.
