PV-Systeme auf Gewerbebetrieben

1 Einführung

Durch die stetig sinkenden Stromgestehungskosten erneuerbarer Energien und insbesondere der Photovoltaik werden Eigenverbrauchsanwendungen immer attraktiver [2], [3]. Besonders für Gewerbebetriebe können hohe Eigenverbrauchsquoten erreicht werden [4]. Neben der Reduzierung der Stromkosten und der Steigerung der Unabhängigkeit von der weiteren Strompreisentwicklung können PV-Systeme weitere Funktionen übernehmen. Insbesondere für das Blindleistungsmanagement sind PV-Wechselrichter wegen ihres weiten PQ-Stellbereichs und ihrer schnellen Regelfähigkeit sehr gut geeignet. Neben der lokalen Blindleistungskompensation liegt der große Vorteil gegenüber festen Kompensationseinrichtungen in der flexiblen und genauen Ausregelung auf beliebige Blindleistungswerte. Hierdurch ergeben sich insbesondere für den Netzbetrieb diverse Möglichkeiten, die durch lokale Betriebsführungskonzepte oder unter Verwendung leistungsfähiger Kommunikationsanbindungen für eine effektive und effiziente Betriebsweise des Netzes genutzt werden können. Das Anwendungsgebiet von PV-Systemen erweitert sich demnach von der reinen Netzeinspeisung hin zur flexibel einsetzbaren Erzeugungskapazität für die lokale Wirk- und Blindleistungsversorgung und den zuverlässigen Netzbetrieb.

2 Referenzsystem

Im Rahmen des öffentlich geförderten Forschungsprojekts „PV-Integrated“ wurde eine bestehende gewerbliche Eigenverbrauchsanlage zur Demonstration der zusätzlich möglichen Anwendungen von PV-Systemen erweitert und über einen Zeitraum von über einem Jahr vermessen. Bei dem Gewerbebetrieb handelt es sich um ein mittelständisches Familienunternehmen, der Franz Xaver Denk GmbH (www.denkwerkstatt.de), auf dessen Dächern sich eine PV-Anlage befindet, die in etwa 70 % des elektrischen Jahresenergiebedarfs erzeugt.

Für die im Folgenden beschriebenen Untersuchungen wurde ein Teil dieser PV-Anlage mit ca. 175 kWp Generatorleistung in zwei räumlich getrennten Anlagenteilen mit unterschiedlicher Leistung und Ausrichtung genutzt. Sämtliche Verbraucher und das PV-System sind über einen gemeinsamen Netzanschlusspunkt (NAP) an das Mittelspannungsnetz der Bayernwerk AG angeschlossen. Zur lokalen Kompensation des Blindleistungsbedarfs der Verbraucher wird eine kapazitive Kompensationsanlage in Form einer schaltbaren Kondensatorbank betrieben, die den Wirkleistungsfaktor am NAP auf cosφ=1 regelt.

Neben der Analyse des Eigenverbrauchs liegt der Schwerpunkt der Untersuchungen auf der Erprobung der Eignung von PV-Systemen zur lokalen Blindleistungskompensation und darüber hinaus der flexiblen Blindleistungsbereitstellung für den Netzbetrieb. Hierzu sind dreiphasige PV-Wechselrichter der neuesten Generation eingesetzt. Diese unterstützen serienmäßig sämtliche netzseitigen Funktionen bzgl. Wirk- und Blindleistungsbereitstellung sowie das netzstützende Verhalten im Fehlerfall. Darüber hinaus können die eingesetzten Wechselrichter prototypisch im vollständigen 2-Quadrantenbetrieb betrieben werden und somit z.B. Blindleistung in Zeiten, in denen keine PV-Leistung eingespeist wird, bereitstellen (Q@Night) [5], [6]. Weitere Details hierzu werden in Kapitel 4 vorgestellt.

Bild 1 zeigt den schematischen Aufbau des Referenzsystems. Sämtliche Regelungsaufgaben übernimmt ein prototypischer Anlagenregler, der über eine Messwerterfassung der Istwerte am NAP verfügt. Die hierzu eingesetzten Blockkombisensoren dienen zusätzlich der geeichten abrechnungsrelevanten Zählermessung. Die Umsetzung der Messwerte für eine Nutzung im Anlagenregler nehmen Messumformer vor, bei denen Ethernet-basiert die aufbereiteten Messkanäle übergeben werden.

Über das Internet wird eine Visualisierung von aktuellen Messwerten und ein Fernzugriff auf sämtliche Endgeräte der Erzeugungsanlage über die VPN-getunnelte IEC-61850-Kommunikation zu dem webbasierten Gateway der SMA Solar Technology AG gewährleistet. Die Anbindung an die Netzleitstelle erfolgt über das bei der Bayernwerk AG genutzte IEC60870-5-101-Protokoll [7].

Alle in diesem Beitrag allgemein beschriebenen Zusammenhänge werden auf Basis der ermittelten Messdaten exemplarisch für das beschriebene System dargestellt.

3 Photovoltaischer Eigenverbrauch

Im Folgenden werden die wichtigsten Begriffe und technischen Rahmenbedingungen zum Eigenverbrauch von PV-Strom erläutert sowie Ergebnisse einer Langzeitmessung an dem in Kapitel 2 vorgestellten Gewerbebetrieb präsentiert.

3.1 Eigenverbrauchs- und Autarkiequote

Da die Kosten für PV-Strom schon heute oftmals unter dem stetig weiter steigenden Strompreis liegen [8] können über die Laufzeit einer PV-Anlage, die typischerweise zwischen 20 und 30 Jahren liegt, Energiebezugskosten eingespart werden. Inwieweit eine Kostenersparnis möglich ist, kann neben der Preisstruktur anhand der Eigenverbrauchsquote (EVQ) sowie der Autarkiequote (AQ) aufgezeigt werden. Erstere beschreibt dabei den Anteil am erzeugten Solarstrom, der selbst genutzt wird und letztere den Anteil des Solarstroms am gesamten elektrischen Energiebedarf. Die Höhe der Quoten wird durch die Größe und das Erzeugungsprofil der PV-Anlage sowie durch das Lastprofil bestimmt. Insbesondere bei Gewerbebetrieben kann in vielen Fällen eine sehr hohe natürliche EVQ erreicht werden, selbst ohne weitere Maßnahmen wie Lastmanagement oder den Einsatz von Speichern.

3.2 Auslegung von Eigenverbrauchssystemen

Zur Erhöhung der EVQ sind Erzeugungs- und Lastprofil aufeinander abzustimmen. Diese Zielsetzung ist bei der Auslegung der PV-Anlage zu berücksichtigen. Die Zusammensetzung des Erzeugungsprofils ist von mehreren Faktoren abhängig, insbesondere von Standort und Ausrichtung der PV-Anlage. Beispielsweise kann bei einer zunehmend westlichen Ausrichtung die Verfügbarkeit des Solarstroms im Tagesverlauf nach hinten verschoben werden. Dies führt im Jahresverlauf zur Minderung des absolut erzeugten Solarstroms, kann aber die EVQ erhöhen, wenn sich das Erzeugungsprofil dadurch besser mit dem Lastprofil deckt [4].

Ziel der Auslegung einer PV-Anlage ist die bestmögliche Erreichung der Ziele bzgl. EVQ und AQ, die stets gegeneinander abzuwägen sind. Beispielsweise führen im Verhältnis zur Last sehr kleine Anlagen typischerweise zu einem sehr hohen Eigenverbrauch, jedoch lediglich zu einer sehr geringen Autarkie und andersherum.

Sind keine detaillierten Informationen über das Verbrauchsverhalten in Form von Lastgangmessungen vorhanden, können Standardlastprofile (SLP) für eine erste Abschätzung herangezogen werden.

In Bild 2 sind exemplarisch drei verschiedene Tagesverläufe dargestellt, anhand derer der Einfluss auf die EVQ und AQ gezeigt wird.

In blau ist der Verlauf des SLP G1 [9] dargestellt, welches ein Gewerbe mit Betriebszeiten von 8-18 Uhr werktags beschreibt und dem Jahresverbrauch des Referenzbetriebs aus Kapitel 2 angepasst wurde. Rot stellt ein sich aus den Messdaten ergebendes Lastprofil und grün ein Erzeugungsprofil der zugehörigen PV-Anlage dar. Die drei Verläufe wurden auf die maximale Leistung der Verbraucher normiert. Zunächst kann festgehalten werden, dass sich die Messdaten des Lastgangs gut mit dem Verlauf des SLP decken, diese jedoch höheren Schwankungen unterliegen. Dies ist u.a. auf die hohe Auflösung (<10 s) der Messdaten zurückzuführen. Anhand der Verläufe des Werktags (klar) ist die hohe natürliche Korrelation zwischen Last- und Erzeugungsprofil zu erkennen. Lediglich in den Morgenstunden wird ein größerer Teil der Last aus dem Netz gedeckt und in den Abendstunden ein größerer Teil der PV-Leistung ins Netz eingespeist. An Werktagen mit geringer PV-Leistung wird diese nahezu vollständig selbst verbraucht. Demgegenüber stehen Wochenendtage mit guten Einstrahlungsbedingungen, an denen ein hoher Teil der PV-Leistung ins Netz gespeist wird.

In Bild 3 sind die auf Basis der Langzeitmessung (>1 a) ermittelten Verläufe der EVQ und der AQ in Abhängigkeit des Jahresenergieverhältnisses von Erzeugung (PV-Anlage) und Verbrauch für das SLP G1 dargestellt. Die Ergebnisse für das analysierte Referenzsystem decken sich sehr gut mit den Ergebnissen auf Basis des SLP.

Sind detaillierte Information über das Lastverhalten vorhanden, können i.d.R. Optimierungspotentiale bestimmt werden. Für den betrachteten Messzeitraum würde beispielsweise eine östlichere Ausrichtung der PV-Anlage oder eine Verschiebung der Arbeitszeiten um eine Stunde die EVQ und AQ um jeweils ca. 5 % steigern. Inwiefern solche Maßnahmen sinnvoll sind, ist stets anhand der betrieblichen Rahmenbedingungen zu bewerten.

Unter der Annahme, dass die Kosten für Speichersysteme in Zukunft weiter fallen, wird deren Einsatz zur Verschiebung der zu Spitzenzeiten überschüssigen Energie in Zeiten schwacher Einstrahlung eine attraktive Ergänzung.

4 Blindleistungsmanagement

Der Trend zur dezentralen Erzeugung führt u. a. zu grundlegend veränderten Anforderungen an die Verteilnetze und deren Betriebsweise. Neben Netzverstärkungsbedarf durch erhöhte Lastflüsse bei Rückspeisung nimmt die Bedeutung der Blindleistungsvorgaben hinsichtlich Spannungshaltung und Blindleistungshaushalt zu. Insbesondere die dargebotsabhängige und volatile Erzeugungsleistung der dezentralen Einspeiseanlagen erfordert ein koordiniertes und zukünftig ggf. dynamischeres Blindleistungsmanagement.

4.1 Anforderungen des Verteilnetzbetreibers zum Blindleistungsmanagement

Die grundlegenden Vorgaben zum Blindleistungsverhalten können den aktuell gültigen BDEW-Richtlinien TAB MS [10] für Bezugskunden und der Technischen Richtlinie Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz [11] entnommen werden. Darauf aufbauend kann der jeweilige Netzbetreiber aufgrund struktureller und betrieblicher Gegebenheiten engere Grenzen in deren Ergänzungen festgelegen. So schränkt beispielsweise die Bayernwerk AG gegenwärtig den definierten Bereich des Verschiebungsfaktors für Bezugskunden von 0,9 induktiv bis kapazitiv, sowie den Bereich für Einspeiseanlagen von 0,95 induktiv bis kapazitiv auf den untererregten Teilbereich ein. Für Einspeiseanlagen im Mittelspannungsnetz ist hierzu ein spannungsabhängiges Blindleistungsverhalten mittels lokaler Q(U)-/cosφ(U)-Kennlinie [12] und abhängig von der Anlagenleistung eine cosφ-Vorgabe per Fernwirktechnik definiert [13].

Die Q(U)-Regelung stellt durch die bedarfsgerechte Blindleistungsbereitstellung ein technisch und wirtschaftlich vorteilhaftes Regelungsverfahren dar [14]. Ein stabiles Regelungsverhalten kann durch die Vorgabe des Zeitverhaltens über eine entsprechend parametriertes PT1-Glied gewährleistet werden [15].

Aufgrund der Wirkung von Blindleistungsflüssen auf das lokale Spannungsniveau besteht die Notwendigkeit, bei fernwirktechnisch angefordertem Blindleistungsverhalten durch den Netzbetreiber stets die Einhaltung der Spannungsbandgrenzen zu gewährleisten. Dies stellt somit die Grundanforderung für ein sicheres Blindleistungsmanagement dar und kann durch die nachfolgend erläuterte und in Bild 4 a) gezeigte Erweiterung der Q(U)-Kennlinie erreicht werden. Der sich ergebende Blindleistungssteuerbereich gewährleistet unter Berücksichtigung der lokalen Gegebenheiten die Einhaltung des Spannungsbandes.

Der vom Netzbetreiber ansteuerbare Blindleistungsbereich ergibt sich, wie in Bild 4 b): dargestellt, durch die Verlängerung der ansteigenden Q(U)-Kennlinienbereiche. Die Beibehaltung der Steigung der Q(U)-Kennlinie gewährleistet weiterhin ein stabiles Regelverhalten. Ein angeforderter Blindleistungswert ist somit innerhalb eines definierten Spannungsbereiches umsetzbar, an den Grenzen dieses Spannungsbereiches besitzt die lokale Blindleistungsregelung Vorrang.

Abhängig vom aktuellen Spannungswert und der verfügbaren Einspeiseleistung kann, wie in Bild 4 c) dargestellt, von der Anlage ein Blindleistungsstellbereich ermittelt werden. Diese Information kann für den NAP mitgeteilt werden und im übergeordneten Blindleistungsmanagement des Netzbetreibers berücksichtigt werden. Eine Meldung „Q(U)>“ bzw. „Q(U)<“ in den Anstiegsbereichen der ursprünglichen Q(U)-Kennlinie zeigt deren Eingreifen aufgrund lokaler Spannungsverhältnisse an.

Das beschriebene Ansteuerprinzip bietet durch die Kombination aus lokaler Kennlinie und Q-Vorgabe:

• Einhaltung der Spannungsgrenzen
• größtmöglicher Q-Steuerbereich
• weitgehende Beherrschung des aktuellen Netzzustands (z. B. n-1)
• Vermeidung von unbeabsichtigter Über-/Unterspannungslösung der Erzeugungsanlage bei Q-Vorgabe
• Gewährleistung eines möglichst robusten Parallelbetriebs

Das Ansteuerprinzip befindet sich derzeitig im Feldtest, um das vorteilhafte Verhalten zu belegen.

4.2 Realisierungskonzepte

Das konkrete Blindleistungsverhalten der Bezugs- oder Einspeiseanlage ist stets auf deren jeweiligen NAP zu beziehen. Dies führt bei Mischanlagen (Bezug und Einspeisung) zu unterschiedlichen ggf. unvereinbaren Anforderungen am gemeinsamen NAP. Dies kann vermieden werden, wenn das Blindleistungsverhalten am gemeinsamen NAP einer Mischanlage analog zur einzelnen Bezugs- oder Einspeiseanlage definiert werden kann.

Im vorgestellten Referenzsystem wurde das Vorgehen des gemeinsamen NAP angewendet, eine exemplarische Umsetzung ist Bild 1 zu entnehmen. Alternativ wäre die Einbindung oder ausschließliche Verwendung der Kompensationsanlage in die übergeordnete Regelung denkbar. Je nach Rahmenbedingung kann eine unterschiedliche Lösung die jeweils technisch und wirtschaftlich geeignete sein.

4.3 Blindleistungsbereitstellung mit PV-Systemen

Beim Anschluss von Gewerbebetrieben bzw. größeren Verbrauchern kann seitens des Netzbetreibers eine Blindleistungskompensation gefordert werden [10]. Typischerweise handelt es sich um induktive Verbraucher (Maschinen), deren Blindleistungsbezug lokal kompensiert werden soll. Demnach werden zur Kompensation i.d.R. schaltbare Kondensatorbänke (kapazitiv) eingesetzt.

Prinzipiell kann diese Funktion ebenfalls durch eine PV-Anlage übernommen werden, da sämtliche aktuell verfügbaren PV-Wechselrichter Blindleistung bereitstellen können, um die bekannten netzseitigen Anforderungen wie z.B. [11] zu erfüllen. Um eine wirtschaftliche Gegenüberstellung von Kompensationsanlagen und dem Zusatzaufwand zur Blindleistungskompensation durch PV-Systeme durchzuführen, sind neben den jeweiligen spezifischen Kosten der Systeme weitere Rahmenbedingungen zu beachten.

Wie oben beschrieben muss eine Kompensationseinrichtung stets in der Lage sein den lokalen Blindleistungsbedarf der Lasten zu bedienen. Liegt dieser typischerweise bei einem cosφ von 0,9, so entspricht dies, normiert auf die maximale Leistung, einer benötigten Kompensationsleistung gemäß

Eine Kompensationsanlage ist demnach auf die oben ermittelte Blindleistung auszulegen. Ist ein PV-System vorhanden oder die Installation einer Anlage geplant, können die eingesetzten PV-Wechselrichter zusätzlich die Aufgabe der Blindleistungskompensation übernehmen. Die Untersuchungen zur technischen Eignung werden im Abschnitt 4.4 weiter ausgeführt. Auf Basis aktueller Studien ergibt sich, je nach Kompensationsaufgabe, bereits heute ein Kostenvorteil von PV-Wechselrichtern gegenüber reinen Kompensationseinrichtungen [16]. Die spezifischen Kosten in €/kVA(r) der am meisten verbreiteten Anwendung, der Blindleistungskompensation durch schaltbare Kondensatorbänke, sind derzeit ca. 6-mal geringer als die spezifischen Kosten für PV-Wechselrichter [16], [17]. Betriebs- und Installationskosten sind vergleichbar [17] und werden daher an dieser Stelle zur Vereinfachung vernachlässigt.

Werden die PV-Wechselrichter für die zusätzliche Blindleistungsbereitstellung genutzt, sind diese entsprechend größer zu bemessen. Das Maß der Überdimensionierung hängt vom Verhältnis der bereits für die Wirkleistungseispeisung genutzten Leistung und der zusätzlich benötigten Blindleistungsbereitstellung ab. Wie in der folgenden Formel zu erkennen ist, sind hierbei die trigonometrischen Zusammenhänge zu beachten.

Anhand der in Bild 5 gezeigten Darstellung kann sehr einfach abgelesen werden unter welchen Rahmenbedingungen die Blindleistungskompensation durch eine PV-Anlage Kostenvorteile gegenüber einer kapazitiven Blindleistungskompensationsanlage hat, obwohl diese geringere spezifische Kosten aufweist.

Ist beispielsweise eine Blindleistung gemäß des oben aufgeführten Rechenbeispiels von 0,43 p.u. (entspricht einem minimalen cosφ von 0,9) zu kompensieren, ist die Umsetzung durch ein PV-System mit einer Nennleistung größer 1,2 p.u. die kostengünstigere Alternative.

Dies bedeutet für einen Betrieb mit einem Spitzenleistungsbezug von 200 kW ist zur Blindleistungskompensation ein PV-System ab einer Nennleistung von 240 kW die günstigere Lösung. Zur Blindleistungsbereitstellung ohne Beeinflussung der Wirkleistungseinspeisung ist hierzu eine Überdimensionierung der PV-Wechselrichter um lediglich ca. 6 % notwendig. Da die maximale Blindleistung nicht ständig zu kompensieren ist, wirkt sich die Überdimensionierung zusätzlich positiv auf den Gesamtertrag der PV-Anlage aus. Eine PV-Anlage dieser Größe würde für das betrachtete Referenzsystem ohne weitere Maßnahmen rund 40 % des Energiebedarfs decken (AQ).

4.4 Funktionsnachweis

Im Rahmen der Messkampagne wurde überprüft, inwieweit sich die Wechselrichter der PV-Anlage an Stelle der Kondensatorbank zur Blindleistungskompensation eignen und die beiden Systeme miteinander verglichen.

Zur sicheren Kompensation der Blindleistung darf die Blindleistungsbereitstellung durch die PV-Wechselrichter nicht von der aktuellen Wetterlage oder der Tages- bzw. Nachtzeit abhängen. Gemäß den bekannten Netzanschlussbedingungen ist ein Arbeitsbereich vergleichbar mit Bereich (I) in Bild 6 als Standard anzusehen. Dieser Bereich ist jedoch für die zuverlässige Blindleistungskompensation nur bedingt geeignet, da eine direkte Abhängigkeit der Blindleistung von der aktuellen Wirkleistung gegeben ist. Wird diese Abhängigkeit eliminiert (Bereich(II)), so kann der volle Blindleistungsstellbereich genutzt werden. Da die Eigenversorgung vieler PV-Wechselrichter jedoch durch den PV-Generator erfolgt, ist dafür zu sorgen, dass Blindleistung auch bei nicht vorhandener DC-Leistung zur Verfügung gestellt werden kann (Bereich (III)). Diese auch als Q@Night bezeichnete Funktion wird durch aktuelle Wechselrichtermodelle unterstützt [6]. Die eingesetzten Wechselrichter verfügen über den vollen PQ-Arbeitsbereich gemäß der Bereiche II und III in Bild 6.

Wie die aufgenommenen Messreihen zeigten, stellt aus technischer Sicht das Blindleistungsmanagement durch PV-Wechselrichter eine sehr gute Lösung dar. Die PV-Wechselrichter konnten zu jeder Zeit sowohl kapazitive wie auch induktive Blindleistungen innerhalb des Referenzsystems mit sehr guten dynamischen Eigenschaften ausregeln. Zudem kann durch die flexible Ansteuerung je nach netztechnischer Gegebenheit auch bedarfsorientiert zeitweise eine alternative Blindleistungsfahrweise realisiert werden.

5 Zusammenfassung und Fazit

Im Rahmen des Beitrags wurde ein Referenzsystem vorgestellt, an dem exemplarisch die Nutzung von PV-Anlagen zum Eigenverbrauch und Blindleistungsmanagement demonstriert wurde. Neben den allgemeinen Ausführungen zum Eigenverbrauch wurde die Eignung von Standardlastprofilen zur Auslegung von Eigenverbrauchsanlagen gezeigt.

Die Anforderungen des Blindleistungsmanagements für den zukünftigen Verteilnetzbetrieb wurden skizziert und darauf basierend ein Vorschlag für den Betrieb von Erzeugungsanlagen entwickelt. Dieser kombiniert aktuelle Verfahren und unterstützt somit den effizienten und flexiblen Betrieb zukünftiger Verteilnetze.

Die Eignung von PV-Systemen zum Blindleistungsmanagement wurde für die lokale Blindleistungskompensation des Referenzsystems demonstriert. Darüber hinaus wurde aufgezeigt unter welchen Rahmenbedingungen die Blindleistungskompensation mittels PV-Systemen Kostenvorteile gegenüber reinen Kompensationseinrichtungen hat.

6 Danksagung

Die Autoren danken dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie und dem Projektträger Jülich für die Förderung des dieser Veröffentlichung zugrunde liegenden Projektes „PV-Integrated“ (FKZ: 0325224B). Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt bei den Autoren.

7 Literatur

[1] E. Kämpf et al.; Einhaltung definierter Blindleistungsbänder an HS/MS Übergabestellen durch Einsatz der Blindleistungsfähigkeit dezentraler Einspeiser; Internationaler ETG Kongress 2013, Berlin, 2013.

[2] C. Kost et al.; Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien - Studie – Version November 2013; Fraunhofer ISE, 2013.

[3] S. Willborn, A. Hesse, A. Balser, A. Luh; Studie zur Wirtschaftlichkeit von gewerblichen Eigenverbrauchsanlangen in Deutschland; REC Solar Germany GmbH, München, 2014.

[4] M. Walter, A. Umland; Gewerblicher Eigenverbrauch von Solarstrom; SMA Solar Technology AG, 2010.

[5] G. Bettenwort et al.; Systemrelevante PV-Kraftwerke in der zukünftigen Energieversorgung; Präsentation, 29. Symposium Photovoltaische Solarenergie, Bad Staffelstein, 2014.

[6] SMA Solar Technology AG, Technische Information – Q@Night. www.SMA.de.

[7] D. Premm, M. Pfalzgraf, S. Schmidt, J. Brantl; Felderfahrungen zur Anlagenregelung und IEC-basierten Kommunikationsanbindung von PV-Anlagen in die Netzleittechnik; 28. Symposium Photovoltaische Solarenergie, Bad Staffelstein, 2013.

[8] A. Kuhlmann, C. Bantle; Strompreisanalyse November 2013; BDEW, 2013.

[9] Bayernwerk AG, Standardlastprofile (SLP), www.bayernwerk.de/cps/rde/xchg/bayernwerk/hs.xsl/629.htm, Zugriffsdatum: 21.07.2014.

[10] Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW), Technische Anschlussbedingungen für den Anschluss an das Mittelspannungsnetz, 2008.

[11] Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW); Technische Richtlinie Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz; 2008.

[12] D. Premm et al.; Blindleistungsregelung von PV-Anlagen zur Steigerung der Netzaufnahmekapazität, Internationaler ETG-Kongress 2013, Berlin, 2013.

[13] Bayernwerk AG, Technischen Richtlinie für Erzeugungsanlage am Mittelspannungsnetz der Bayernwerk AG, Regensburg, 2013.

[14] T. Stetz et al., Techno-Economic Assessment of Voltage Control Strategies i Low Voltage Grids, IEEE Transactions on Smart Grid, 2014

[15] F. Andrén et al., On the Stability of Local Voltage Control in Distribution Networks with High Penetration of Inverter-Based Generation, IEEE Transactions on Industrial Electronics, 2014

[16] O. Brückl et al.; Beitrag industrieller Blindleistungs-Kompensationsanlagen und –Verbraucher für ein innovatives Blindleistungsmanagement in der Stromversorgung Deutschlands; ZVEI e.V., 2013.

[17] T. Kelm et al.; Vorhaben IIc - Stromerzeugung aus Solarer Strahlungsenergie - Zwischenbericht; BMU, ZSW, 2014.

[18] T. Bülo et al., Aktives, intelligentes Niederspannungsnetz - Öffentlicher Schlussbericht, Technische Informationsbibliothek und Universitätsbibliothek Hannover, 2014.