Vom Strommarkt bis zur Netzdynamik: Ganzheitliche Stromsystemanalyse an der TUM

Die Professur für Elektrische Energieversorgungsnetze (Prof. R. Witzmann) und der Lehrstuhl für Erneuerbare und Nachhaltige Energiesysteme (Prof. T. Hamacher) an der Technischen Universität München kooperieren mit dem Ziel eine ganzheitliche Stromsystemanalyse anzubieten. Darunter verstehen sie die kombinierte Betrachtung aller für das Stromnetz relevanten Aspekte wie z.B. die Entwicklung des konventionellen Kraftwerkseinsatzes unter Berücksichtigung des Ausbaus erneuerbarer Energien in Europa, Strommarktentwicklungen, Leitungsauslastungen, Frequenz- und Spannungsverhalten. Die Netzberechnungen werden dabei mit einem auf öffentlich verfügbaren Daten basierenden AC-Modell des europäischen Verbundnetzes (Synchrongebiet der ENTSO-E) durchgeführt.

Weiter Informationen: Übersicht als PDF

Siehe auch: https://www.ei.tum.de/ens/

Ansprechpartner: Dominic Hewes, M.Eng.

Untersuchungen im deutschen und europäischen Verbundnetz

Aufgrund der zunehmenden Integration erneuerbarer Energien in das Verbundsystem und dem damit verbundenen geografischen Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch, wird es zukünftig häufiger zu Leistungsübertragungen über weite Strecken kommen. Diese Leistungsflüsse stellen neu Anforderungen an die Netzinfrastruktur und erfordern vor allem neue Leitungen, um die Überlastung des Netzes zu vermeiden und die Spannungen in den zulässigen Grenzen zu halten. Zudem nehmen durch die zunehmend dezentrale Erzeugungsstruktur die Wechselwirkungen zwischen Verteil- und Übertragungsnetz zu. Mit Hilfe eines detaillierten Modells des Verbundsystems können neben Lastflussberechnungen zur Identifizierung überlasteter Leitungen (siehe Abbildung), auch dynamische Simulationen hinsichtlich Leistungspendelungen durchgeführt werden. Durch eine geeignete Nachbildung der Verteilnetze können, vorrangig in Deutschland, die Rückwirkungen von Wechselrichter-systemen auf das dynamische Verhalten des Gesamtsystems untersucht werden.

Ansprechpartner: Dominic Hewes, M.Eng.

Lokale Inselnetzversorgung und beschleunigter Netzwiederaufbau mit dezentralen Erzeugungsanlagen bei großflächigen Stromausfällen

Die Folgen eines langandauernden und großflächigen Stromausfalls können einer nationalen Katastrophe mit gravierenden Folgen für die Zivilgesellschaft nahekommen. Durch den Einsatz dezentraler Energieversorgungsanlagen in Inselnetzen könnte zumindest für sensible Verbraucher, wie Krankenhäuser, Polizei, Feuerwehren, usw. ein deutlich verbessertes Versorgungsniveau erreicht werden. Ziel der Forschungsarbeit ist es ein allgemeines, über alle Spannungsebenen skalierbares Konzept zu entwickeln, welches einen stabilen Inselnetzbetrieb zusammen mit dem vorhandenen Mix von dezentralen Erzeugungsanlagen ermöglicht. Bei Wiederverfügbarkeit der überlagerten Netzebenen sollen die dezentralen Inselnetze schnell, möglichst unterbrechungsfrei und automatisch in das übergeordnete Netz integriert werden.

Ansprechpartner: M. Gratza, M.Sc.

Effektivität und Zusammenwirken unterschiedlicher Spannungshaltungskonzepte im Verteilnetz

In den Verteilnetzen wirkt in dörflichen und ländlichen Gegenden vornehmlich die Einhaltung des Toleranzbandes der Spannung, welches in der Norm EN 50160 festgeschrieben ist, begrenzend auf die maximale Anschlusskapazität an Erzeugungsanlagen. Eine Lösung der Spannungsproblematik in den Verteilnetzen führt daher direkt zu einer Verringerung des Netzausbaubedarfs und damit der Kosten für die Energiewende. Das Projekt U-Control verfolgt das Ziel, verschiedene Verfahren zur statischen Spannungshaltung in Mittel- und Niederspannungsebene miteinander zu vergleichen, eine Bewertung über die Wirksamkeit dieser Verfahren anzustellen, eine Optimierung der Parametrierung der Verfahren vorzunehmen, sowie die Stabilität dieser Verfahren in Simulationen, Labor- und Feldtests erstmalig und grundlegend zu untersuchen.

Siehe auch: www.u-control.de

Ansprechpartner: Christian Aigner, M.Sc.; Marco Lindner, M.Sc.

Intelligente Verteilnetze mit kommunizierenden Betriebsmitteln

Die stetig wachsende Zahl erneuerbarer, dezentraler Erzeugungsanlagen und der zunehmende Einsatz elektronischer Schaltnetzteile führen in den Niederspannungs-Verteilnetzen zunehmend zu Grenzwertverletzungen (steigende Oberschwingungspegel, Nicht-Einhalten des geforderten Spannungsbandes). Um die Belastbarkeit der Netze bei gleichzeitig hoher Netzqualität zu steigern, müssen sich in Zukunft auch kleine, dezentrale Anlagen an der Erbringung von Netzdienstleistungen beteiligen. Für ein optimales Zusammenspiel einer Vielzahl von Betriebsmitteln (Batteriespeicher, PV-Wechselrichter, Längsregler und BHKWs) sollen diese kommunikativ mit einem zentralen Leitrechner an der Transformatorstation verbunden werden. Ziel ist es, ein robustes und praxistaugliches Regelkonzept für die Ansteuerung der einzelnen Betriebsmittel zu entwerfen. Das Konzept wird zunächst anhand Simulationen untersucht, im Labor umgesetzt und in einem nachfolgenden Feldtest auf seine Tauglichkeit überprüft.

Ansprechpartner: Bastian Maucher, M.Sc.; Markus Meyer, M.Sc.

Integration von Batteriespeichern in Verteilnetze mit einem hohen Anteil dezentraler und fluktuierender Einspeiser

Die heutigen Verteilnetze stoßen aufgrund des starken Ausbaus an erneuerbaren Energien an ihre zulässigen Belastungsgrenzen. Der Einsatz von Batteriespeichern kann durch eine optimierte Integration dezentraler Erzeuger eine Lösung für dieses Problem darstellen und zudem zu einer effizienteren und wirtschaftlicheren Nutzung erneuerbarer Energien beitragen. Forschungsthemen sind hierbei vor allem die Entwicklung und Auswertung von intelligenten Regelstrategien für einen wirtschaftlichen und netzdienlichen Einsatz von Batteriespeichern.

Ansprechpartner: Lorenz Viernstein, M.Sc.