Sonstige Veröffentlichungen (Institut für Energiesysteme, Energieeffizienz und Energiewirtschaft)

Permanent URI for this collection

http://hdl.handle.net/2003/33914

Browse

Now showing 1 - 20 of 59

An ADP framework for flexibility and cost aggregation: guarantees and open problems
(2024-06-27) Beraldo Bandeira, Maísa; Faulwasser, Timm; Engelmann, Alexander
With the increasing amount of Distributed Energy Resources (DERs), coordination of Distribution Grid Operators (DSOs) and Transmission Grid Operators (TSOs) is of paramount importance. Managing a large number of DERs at the TSO level is, however, challenging. To address this problem, flexibility aggregation is a topic of frequent research activities. Aggregation means to describe the combined flexibility of the DERs at the vertical grid coupling between DSO and TSO. Existing works are often limited with respect to guaranteeing feasibility, with respect to efficient numerical implementation, and in terms of quantification of the cost of DER usage. In the present paper, we investigate aggregation based on Approximate Dynamic Programming (ADP). We propose efficient numerical aggregation schemes using tools from computational geometry thus avoiding the need to solve multiple OPF problems. We rely on different variants of the DistFlow model for radial grids, which are computationally efficient. This allows to model of current and voltage limits and enables the consideration of voltage dependencies in the aggregation. Furthermore, we propose a method for cost aggregation and identify open problems of flexibility aggregation.
Vorgehensmodell zur Integration von Automatisierungssystemen in die elektrische Verteilnetzebene
(2025) Raczka, Sebastian; Rehtanz, Christian; Ulbig, Andreas
Die Energiewende in Deutschland führt zu einer dezentralen Energieerzeugung mit einem stetig wachsenden Anteil erneuerbarer Energien und dem vermehrten Aufkommen neuartiger Verbraucher. Dies stellt das Energiesystem vor neuen Herausforderungen, da insbesondere die elektrischen Verteilnetze künftig immer häufiger Last- und Erzeugungsspitzen ausgesetzt sein könnten, für die sie ursprünglich nicht ausgelegt wurden. Zur Erkennung solcher Belastungssituationen wird verstärkt der Einsatz von Messtechnik in Ortsnetzstationen vorangetrieben. Mit der fortschreitenden Digitalisierung nimmt gleichzeitig das Datenaufkommen im Verteilnetz zu, dessen kontinuierliche Verarbeitung zur rechtzeitigen Ergreifung von Maßnahmen zu einer erhöhten Systemkomplexität führt. Automatisierungssysteme können hierbei einen Beitrag zur Beherrschung dieser Komplexität leisten. In der Verteilnetzebene fehlt bislang eine systematische Methodik zur Integration derartiger Systeme. Die vorliegende Dissertation schließt diese Forschungslücke durch die Anwendung eines Vorgehensmodells, das dazu dient, Phasen und Prozesse zur einheitlichen Beschreibung und Integration von Automatisierungssystemen in die Verteilnetzebene zu definieren. Innerhalb dieses Modells kommen Analyse-, Engineering- und Prüfverfahren zur Auslegung und Validierung von Automatisierungssystemen zum Einsatz. Eine zentrale Funktion des Automatisierungssystems stellt hierbei die Netzzustandsberechnung dar. Hierfür wurde ein neuartiger Algorithmus entwickelt, der auch in Netzen mit geringer Messdatendichte eingesetzt werden kann. Das entworfene Gesamtsystem und die zugehörigen Funktionen wurden anschließend im Rahmen von Labor- und Feldtests erprobt.
Compensation method to improve the accuracy in low-dynamic PHIL simulations of High-Power EV Charging stations
(2025) Esser, Marcel; Spina, Alfio
Laboratory testing of modern power systems often requires the use of both commercial products and prototypes. However, due to limitations in the availability of components and the need for greater flexibility in testing scenarios, the use of component emulators becomes essential. Among various approaches, the emulation of power system components using Power Hardware-in-the-Loop (PHIL) is widely adopted. Despite their advantages, PHIL setups are inherently complex, and the non-ideal behavior of the looped components necessitates the implementation of dedicated interface approaches and compensation methods. This work highlights the challenges associated with the accuracy of PHIL setups for the emulation of High-Power-Charging systems for Electric Vehicles. Particularly, it addresses the issue of maintaining correct active and reactive power flow between the setpoints provided by the real-time simulation and the output of the power interface at a given Point of Common Coupling. A novel and practical interface compensation method is proposed and successfully implemented to improve the overall accuracy and performance of the setup under various operational conditions. Results demonstrate that the suggested method significantly improves accuracy by reducing steady-state error of the power flow from up to 7.31% to less than 0.01% during low-dynamic charging operation.
Investigating the impact of electrical load types on the frequency response of low inertia power systems
(2024-04-23) Tofighi-Milani, Mahyar; Fattaheian-Dehkordi, Sajjad; Lehtonen, Matti
In the contemporary power system landscape, characterized by a significant integration of renewable resources and the proliferation of inverter-connected devices, system inertia is on a declining trajectory. In this evolving scenario, the influence of various load types on system frequency becomes significant. In this regard, it seems that a comprehensive study on the effect of load types on the system’s frequency is missing in the literature. Hence, this paper aims to fill this gap by aggregating various load models known to affect system frequency and subsequently assessing the influence of each load type on the power systems’ frequency response. To achieve this, the IEEE 30-bus test system is employed to investigate the impact of different load parameters and their penetration levels on the systems’ frequency response.
A new management method for reliable peer-to-peer energy sharing in power distribution systems
(2024-03-13) Tofighi-Milani, Mahyar; Fattaheian-Dehkordi, Sajjad; Saber, Hossein; Rehtanz, Christian; Lehtonen, Matti
The current expansion of renewable energies, restructuring in power systems, and high tendency to preserve the privacy of energy customers could lead to significant changes in distribution systems. Accordingly, studies on local markets have introduced a suitable framework for energy trading known as the Peer-to-Peer (P2P) market in distribution systems. Several research works have been done on the P2P market modeling and optimization in recent years. This paper aims to develop an appropriate P2P market framework in which the distribution system operator (DSO) can rerun the P2P market and maneuver in the case of the network failure. Respectively, in case of any grid failure, the P2P market can be adjusted according to new conditions of the grid, which is not studied in the previously developed methodologies. In addition to enabling the P2P framework to be usable when a network failure occurs in the system, this paper proposes a reliability cost model associated with participated sellers in the P2P market, which enables buyers to consider the reliability of the sellers in their decisions. Consequently, the developed scheme facilitates the reliable operation of distribution systems in a distributed manner. Finally, the developed structure is simulated on a 33-bus test system to analyze its effectiveness in operating the system.
Auslastungsbewertung von Niederspannungsnetzen mit Hilfe eines Monitoringsystems zur Anwendung im Asset Management
(2025) Claus, Jonas Philipp; Rehtanz, Christian; Zdrallek, Markus
Bedingt durch die zunehmende Durchdringung des Niederspannungsnetzes mit dezentralen Erzeugungsanlagen, Ladeeinrichtungen für Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen steigen die Anforderungen an das Netz. Um die aktuellen und prognostizierten Entwicklungen beherrschen zu können, stehen Netzbetreiber bzw. das Asset Management vor der Aufgabe, bestehende Infrastruktur und verfügbare Ressourcen bestmöglich zu nutzen. In der vorliegenden Arbeit werden Möglichkeiten zur Unterstützung des Asset Managements durch Erfassung und Auswertung der Netzauslastung mittels Monitoringsystem erarbeitet. Hierzu wird zunächst ermittelt, welche Größen die Auslastung von Netzabschnitten charakterisieren. Anschließend werden die Anforderungen an ein Monitoringsystem für die Anwendung im Asset Management ermittelt. Es folgt die Konzeptionierung zur Datenerfassung, -aufbereitung und -visualisierung sowie die Umsetzung in einem Pilotprojekt. Hierzu werden eine thermische Modellbildung erdverlegter Kabel und eine statistische Modellbildung zur Reduktion des Speicherbedarfs bei Erhalt statistischer Eigenschaften vorgestellt. Weiterhin werden Möglichkeiten zur praktischen Anwendung im Asset Management aufgezeigt. Abschließend wird anhand der Rahmenbedingungen, Feldversuche und Simulationen bewertet, inwiefern intelligente Messsysteme sich als Datenquelle für ein solches Monitoringsystem eignen.
Towards holonic power and energy systems
(2024-10-08) Rehtanz, Christian; Ulbig, Andreas; Palaniappan, Rajkumar; Faulwasser, Timm; Saidi, Selma; Schmeink, Anke; Wietfeld, Christian
In the ongoing transition towards distributed Renewable Energy Sources (RES) and the concurrent transformation of critical energy infrastructures, the efficient coordination of load, storage, and generation flexibilities while avoiding grid congestion is crucial. To orchestrate the growing myriad of distributed devices, digital solutions based on scalable information and communication technologies (ICT) that go far beyond the existing state-of-the-art, are the key enablers. To open a new avenue towards robust and resilient power and energy systems, this paper proposes the concepts of holarchies and holonic structures as underlying design principles for grid automation and coordination of flexibilities in power and energy systems. We argue that the holonic concept and its theoretic underpinning enables designing and building future resilient power systems that can cope with the otherwise overwhelming complexities of the energy transition. Our long-term vision is that the proposed holonic concept encompasses already existing trends in power and energy systems, i.e. decentralization, digitalization as well as observability and controllability improvements, into one holistic framework, whereby holistic integration is likewise pun and serious ambition. Beyond the existing holonic approach in general and partly for limited power system applications so far, our design proposal encompasses ICT infrastructures and the data domain into a consistent novel architectural approach. Holonic structures, or holarchies, extend and build upon the recursiveness and self-similarity of autonomous sub-structures, i.e. holons, of a system. It is a system-of-systems approach and, thus, conceptionally, very different from existing and well-known multi-agent system approaches. In essence, holonic concepts allow for the formalisation of hierarchical system relations regarding physics, information, and data using a part-whole architecture. Hence, they are well-suited for the conceptualisation of automation functionality across all dimensions of the cyber-physical domain of energy infrastructures and potentially also beyond. This paper investigates holonic structures from different novel perspectives, such as control and automation, system modeling and digital twins, as well as the corresponding ICT-infrastructure and data requirements. Three case studies are drawn upon as examples to illustrate how holonic concepts and approaches are already emerging in power and energy systems operation.
System theoretical analyses of voltage stability in power electronics-dominated hybrid power systems
(2024) Liemann, Sebastian; Rehtanz, Christian; Becker, Christian
The massive integration of power electronic de-vices at the load and generation side is changing the dynamics and stability of power systems. In particular, power electronic loads can threaten voltage stability in the event of major disturbances, such as short circuits, due to their low voltage sensitivity. In addition, the ancillary services of decommissioned conventional power plants have to be taken over by grid-forming converters. Since power electronic converters and loads can discretely change their dynamics during disturbances, e.g. by current limitation or disconnection with zero power consumption, additional challenges for voltage stability arise. Therefore, in this thesis, hybrid system theory is used as a modelling basis to explicitly analyse the complex interactions between continuous and discrete dynamics in such events. It is examined how the theory of hybrid systems can extend the system theory of voltage stability and how it can support its assessment in the short and long term. Furthermore, since there is only a small overlap between conventional voltage stability dynamics and power electronics dynamics, it is not clear whether phasor or electromagnetic transient models should be used. Therefore, grid-forming converters and power electronic loads are modelled for both types. The simulation results show that phasor models may still be suitable for grid-forming converters, while electromagnetic transient models are needed for power electronic loads. In addition, the results demonstrate that the current limitation of grid-forming converters can lead to voltage instability in the short and long term. However, by applying stability-enhancing control methods, the instability induced by the converter can be avoided. The disconnection of power electronic loads during short circuits can initially stabilise the system due to the reduced power consumption. Yet, their potential fast power recovery during the fault can lead to instability or delayed voltage recovery afterwards. The combined simulation of grid-forming converters and power electronic loads show that the simultaneous occurrence of current limitation and fast power recovery can be a serious threat to short- and long-term voltage stability.
Netzbewusster Peer-to-Peer Energiehandel im Verteilnetz
(2024) Kraft, Oliver; Rehtanz, Christian; Ulbig, Andreas
Die Energiewende und Sektorenkopplung bewirken eine zunehmende Belastung der Verteilnetze, schaffen indessen aber technische Flexibilitätspotentiale. Zur ganzheitlich koordinierten Erschließung der Flexibilität bedarf es regulatorisch zulässiger, angemessen dimensionierter Konzepte, die mit den Interessen der Netznutzer und Netzbetreiber verträglich sind. Die Adressierung erfolgt in dieser Arbeit durch die Entwicklung einer Energy Community mit einem lokalen Peer-to-Peer Energiemarkt, der über eine zeitlich variable Preisbildung in Kohärenz zum Preis am Spotmarkt verfügt. Ein Anreizsystem mit dynamischen Netzgebühren koppelt die interne Flexibilitätsbewirtschaftung der Netznutzer an die physikalischen Kapazitäten des Verteilnetzes, sodass eine markt- und netzdienliche Erschließung der Flexibilität über betriebswirtschaftlich motivierte Anreize erfolgt. In der simulativen Anwendung kann mittels strategischer Handelsagenten gezeigt werden, dass die Marktausgestaltung eine effizientere Netzauslastung bewirkt und die Notwendigkeit eines korrigierenden Engpassmanagements vermieden wird. Hinsichtlich der Einhaltung physikalischer Netzrestriktionen und der betriebswirtschaftlichen Bilanzen der Netznutzer können abschließend wohlfahrtssteigernde Effekte quantifiziert werden.
Towards data-driven stochastic predictive control
(2023-08-02) Pan, Guanru; Ou, Ruchuan; Faulwasser, Timm
Data-driven predictive control based on the fundamental lemma by Willems et al. is frequently considered for deterministic LTI systems subject to measurement noise. However, little has been done on data-driven stochastic control. In this paper, we propose a data-driven stochastic predictive control scheme for LTI systems subject to possibly unbounded additive process disturbances. Based on a stochastic extension of the fundamental lemma and leveraging polynomial chaos expansions, we construct a data-driven surrogate optimal control problem (OCP). Moreover, combined with an online selection strategy of the initial condition of the OCP, we provide sufficient conditions for recursive feasibility and for stability of the proposed data-driven predictive control scheme. Finally, two numerical examples illustrate the efficacy and closed-loop properties of the proposed scheme for process disturbances governed by different distributions.
Agent-based optimal energy management for distribution grids with industrial and residential flexibility
(2024) Sarma, Debopama Sen; Rehtanz, Christian; Lehtonen, Matti
The ongoing energy transition has led to a paradigm shift in distribution power systems infrastructure and operations owing to the ever-increasing volume of intermittent renewable energy generation and electricity consumption across several recently developed sectors. Integrating previously separated energy sectors and electricity market liberalization transforms the distribution system environment into a complex system that includes several participants with conflicting interests. Therefore, innovative approaches to optimal and efficient energy management of available resources are paramount to achieving sustainability goals through economic, environmental, social, and technical factors. This dissertation presents an agent-based hierarchical energy management architecture that draws from research and practically applies to the liberalized electricity market. The architecture is designed to solve a multi-objective optimization routine for distribution grid operation in a distributed way. An online feedback mechanism is a vital feature of the optimization algorithm, which is solved in collaboration with the agents representing the various participants in a distribution grid ecosystem. A unique combination of Tchebycheff's decomposition and the Gradient projection method is used to solve the constrained and multi-objective optimal power flow problem. Adding penalty functions to the objective function effectively handles the system constraints. The formulation of industrial and residential demand profiles incorporates socio-behavioral aspects of the connected prosumers, reflecting their economic, behavioral, or environmental goals. The energy management architecture and its optimization function are then applied in a co-simulation framework to study the impact of industrial and residential flexibility on the connected distribution grid's economic, environmental, and technical aspects. The results provide valuable indicators for distribution grid planning and operation under future renewable generation and flexible load integration scenarios.
On the identification and analysis of ICT-induced stability risks in cyber-physical energy systems
(2024) Klaes, Marcel; Rehtanz, Christian; Lehnhoff, Sebastian
This thesis addresses emerging ICT-based stability risks for cyber-physical energy systems (CPESs) in light of the increasingly complex task of coordinating modern generation and consumption assets in power grids. It does so by identifying cyber-physical services as the main drivers of interdependence first. It then provides a general approach on how to assess such a service's dependence on data in general and its sensitivity towards the high-level ICT error categories "latency", "data loss" and "data corruption" in particular. Based on these results, the service states "normal", "limited", and "failed" are introduced in order to summarise the findings in an abstract and more widely applicable as well as comparable manner. These aggregated service states are required as additional inputs for the main method which determines how disturbances propagate through modern CPESs. This method is first presented with a focus on static stability and is later extended to also incorporate dynamic stability phenomena. The resulting disturbance propagation, combined with the service states and the ENTSO-E state description for power systems, can be used to derive a summarising state trajectory which helps compare different CPES layouts and control designs concerning their stability.
Netzdienliche Flexibilitätsnutzung in der Planung elektrischer Verteilnetze unter Berücksichtigung des gesamten Energiesystems
(2024) Schmid, Dennis; Rehtanz, Christian; Moser, Albert
Durch die Elektrifizierung des Verkehrs- und Wärmesektors sowie die Erhöhung der installierten Leistung von Erneuerbare-Energien-Anlagen (EEA) müssen neue flexible Verbraucher und Erzeuger in die elektrischen Verteilnetze integriert werden. Um das Dargebot der EEA zu nutzen und die Erzeugung aus konventionellen Kraftwerken gering zu halten, kann die Flexibilität marktdienlich bewirtschaftet werden und orientiert sich somit am Zustand des gesamten Energiesystems. Dadurch kann situativ eine hohe Gleichzeitigkeit im Verhalten von Anlagen auftreten, sodass eine erhöhte Belastung der elektrischen Verteilnetze resultiert. Die Netzbetreiber sind gesetzlich dazu verpflichtet weiterhin eine normgerechte Versorgung mit Elektrizität unter Berücksichtigung volkswirtschaftlicher Effizienz sicherzustellen. Dazu wurden bisher vorrangig Netzausbaumaßnahmen geplant und umgesetzt. Alternativ besteht im Einklang mit dem Energiewirtschaftsgesetz auch die Möglichkeit, flexible Anlagen netzdienlich zu nutzen, um Grenzwertverletzungen zu vermeiden. Wird ein Netz unter Berücksichtigung netzdienlicher Flexibilitätsnutzung geplant, sind im Betrieb situativ Redispatchmaßnahmen notwendig. Somit üben lokale Netzrestriktionen einen Einfluss auf das mögliche Verhalten der flexiblen Anlagen aus und die Flexibilität steht ggf. nicht dem übrigen System zur Verfügung. In der vorliegenden Arbeit wird eine methodische Vorgehensweise präsentiert, welche die Untersuchung der Wechselwirkungen einer netzdienlichen Flexibilitätsnutzung in der Planung mit dem gesamten Energiesystem ermöglicht. Dazu wird eine bestehende Markt- und Übertragungsnetzsimulationsumgebung um Module zur Modellierung der Verteilnetzebene erweitert. Diese Module beinhalten Methoden, um repräsentative Netzstrukturen und Regionen zu identifizieren, in denen flexible Anlagen verortet und mittels disaggregierter Zeitreihen einer fundamentalen Marktsimulation beschrieben werden. Eine Netzausbausimulation unter Berücksichtigung netzdienlicher Flexibilitätsnutzung ermöglicht die Identifikation des notwendigen Netzverstärkungsbedarfs in der Hoch-, Mittel- und Niederspannungsebene. Im Anschluss werden die notwendigen Einschränkungen des marktdienlichen Anlageneinsatzes über die Auswertung von Netzrestriktionen bestimmt. Die Auswirkungen auf den Anlageneinsatz im Kontext des gesamten Energiesystems werden mittels Aggregation der Restriktionen und Erweiterung der Marktsimulation modelliert. Die entwickelte Simulationsumgebung wird mit Fokus auf die Niederspannungsebene exemplarisch für das Szenario B2035 des Netzentwicklungsplans 2021 angewendet.
Coordination of impedance controllers and flexible power for curative congestion management in real-time applications
(2024) Pohl, Oliver; Rehtanz, Christian; Westermann, Dirk
As the share of feed-in from renewable energy sources rises in German electricity grids, established preventive congestion management processes are called into question. Curative congestion management may increase the utilization of already existing grid capacity without the large investments necessary for conventional grid expansion. The curative paradigm shift requires fast reacting remedial measures, such as innovative power flow controlling devices, as well as reliable algorithms to determine and activate them in due time. This work shows how an automated system can coordinate distributed FACTS devices, that influence a power line's series reactance, and active power from flexible units to solve line overloads in high voltage grids. First, linear sensitivities for gradual reactance changes are derived. Based on this, an optimization and a heuristic approach for automated curative coordination of both types of remedial measures is conceptualized as well as implemented and tested in simulations. Then, the heuristic approach is implemented within a distributed agent-based control algorithm, along with fallback strategies to be executed if agent communication fails. This system is then tested in a laboratory setup to evaluate its real-time applicability. The laboratory setup consists of multiple (Power) Hardware-in-the-Loop modules to create an experimental environment considering many real-world factors that are usually neglected in software simulations. This way, not just the agent algorithm itself, but also the influence of communication delays, reaction times of real power flow controlling devices as well as the integration into a control center environment are evaluated.
Impact of ICT latency, data loss and data corruption on active distribution network control
(2023-02-08) Klaes, Marcel; Zwartscholten, Jannik; Narayan, Anand; Lehnhoff, Sebastian; Rehtanz, Christian
The ongoing changes in modern power systems towards increasingly decentralized systems render the coordination of generation assets and the corresponding dependency on Information and Communication Technology highly relevant. This work demonstrates the impact of three types of ICT errors, namely delayed data, data loss and data corruption, on the control of distributed energy resources in an active distribution network. The settling time of the active power response at the interconnection point between the distribution and transmission system is investigated in the simulations. Additionally, two fallback strategies to mitigate the impact of data loss are proposed and evaluated with regard to their impact on the controller’s response. Finally, a generalized, aggregated service state description is proposed in order to capture the performance of the active distribution network service. It is meant to improve the interpretability of the results, which can be used to compare service designs and setups.
Verfahren zur adaptiven Identifikation von Mittelspannungsteilnetzen durch den Einsatz des maschinellen Lernens
(2023) Puhe, Frederik; Rehtanz, Christian; Zdrallek, Markus
Im Rahmen dieser Dissertation wird ein Verfahren zur Identifikation von Teilnetzen in der Mittelspannungsebene entwickelt. Die Besonderheit liegt vor allem in der adaptiven Implementierung und Erweiterung in Ortsnetzstationen durch den Einsatz von Virtualisierungslösungen und Algorithmen des maschinellen Lernens. Der Begriff Teilnetz beschreibt eine physikalisch vom Verbundsystem isolierte und von der Größe unbestimmte Versorgungsstruktur, welche aufgrund auftretender Störungen unbeabsichtigt weiter betrieben wird. Die Modellierung der Testumgebung und die darauf zugrunde liegende Bewertung der Funktionsweise des im Rahmen dieser Arbeit entwickelten Teilnetzidentifikationsverfahrens erfolgt anhand dynamischer Netzsimulationen in MATLAB Simulink© sowie durch eine Hardware-in-the-Loop Simulation unter Verwendung eines Echtzeitsimulators.
Modellierung und Klassifizierung von elektrischen Energiesystemen zum Benchmarking von statischen Netzanalysen
(2023) Sarajlić, Džanan; Rehtanz, Christian; Braun, Martin
Die Entwicklungen im Rahmen der Energiewende führen zu einer Transformation des elektrischen Energiesystems. Dabei ergeben sich neue Herausforderungen und Fragestellungen, die in Forschungsaktivitäten untersucht werden. Diese Untersuchungen erfordern häufig Analysen in Stromnetzen, wofür wiederum Netzmodelle benötigt werden. Eine gute wissenschaftliche Praxis erfordert dabei Transparenz und Vergleichbarkeit, welche mithilfe von Benchmark-Netzmodellen unterstützt werden kann. Diese Arbeit widmet sich dem Prozess der Modellierung solcher Benchmark-Netzmodelle. Dabei wird zunächst der Begriff Benchmarking im Kontext von Netzanalysen in elektrischen Energiesystemen geschärft, da keine festgelegte Definition vorhanden ist. Zudem werden Kenngrößen zur Charakterisierung von elektrischen Netzen analysiert, gruppiert und priorisiert. In Anlehnung an reale Netzplanungsprozesse wird beschrieben, wie Benchmark-Netzmodelle synthetisch und basierend auf öffentlich zugänglichen Daten generiert werden können. Abschließend wird anhand der Erkenntnisse dargelegt, wie die Modellierung der Niederspannungsnetzmodelle im sogenannten SimBench-Datensatz erfolgt ist. Hierzu wird der Datensatz analysiert und bewertet sowie Potenziale und Grenzen der Daten diskutiert.
Modulare Smart-Grid-Automatisierungsarchitektur mit integriertem Konfigurationsprozess auf Basis der IEC 61850-6
(2023) Bauernschmitt, Björn; Rehtanz, Christian; Zdrallek, Markus
Getrieben durch die Energiewende, befindet sich die elektrische Energieversorgung in einem steten Transformationsprozess. Insbesondere die Verteilnetze sehen sich mit der Integration einer großen Zahl neuer Netzteilnehmer konfrontiert. Um diese Herausforderungen zu meistern, müssen sich die Verteilnetze von bisherigen passiven Netzen hin zu intelligenten Smart Grids wandeln. Hierzu werden die Verteilnetze mit Systemen und Funktionen zur Messung, Überwachung, Steuerung, Automatisierung und zum Schutz ausgestattet. Durch die Anzahl und räumliche Ausdehnung der Verteilnetze und die daraus resultierende Vielzahl an zu integrierenden Komponenten werden hierzu allerdings – verglichen mit den aus Netzen der Hoch- und Höchstspannung bekannten Systemen – gänzlich neue Lösungen benötigt. In dieser Arbeit wird eine Smart-Grid-Automatisierungsarchitektur vorgestellt, die es ermöglicht, verschiedenste schutz- und leittechnische sowie neuartige Smart-Grid-Funktionen modular und flexibel auf einer einheitlichen Plattform abzubilden. Berücksichtigt wird vor allem auch eine klare Trennung von Software und Hardware. Eine Besonderheit stellt der integrierte Konfigurationsprozess auf Basis des Standards IEC 61850-6 dar. Dieser stellt sicher, dass auch eine große Anzahl an Systemen schnell und effizient projektiert und konfiguriert werden kann – ein deutlicher Vorteil gegenüber existierender Lösungen. Es wird ein Softwareframework geschaffen, das es ermöglicht, Funktionen und Algorithmen auf einheitliche Art und Weise zu implementieren und parallel und wechselwirkungsfrei auf der Systemplattform auszuführen. Anschließend wird der zuvor genannte Konfigurationsprozess entworfen und in das Softwareframework integriert. Exemplarische Schutz- und Smart-Grid-Funktionen sowie Kommunikations-protokolle werden umgesetzt. Im Rahmen sowohl von Laborprüfungen als auch innerhalb eines Feldtests erfolgt eine Verifikation der implementierten Funktionen selbst als auch des Konfigurationsprozesses.
Grid integration of variable renewable energies in Ghana: assessment of the impact on system stability
(2023) Asmah, Marilyn Winifred; Myrzik, Johanna; Rehtanz, Christian
This research analyses the impact of renewable energies (RE) generation in Ghana’s national interconnected transmission system (NITS) and how its stability is affected. Integrating RE, particularly solar and wind in Ghana’s power system has been discussed at the national level with the intention to diversify the energy mix and reduce the dependency on thermal energy. RE integration introduces operational and infrastructural challenges in Ghana’s network, to which novel measures are required. Using the DIgSILENT PowerFactory simulation tool and MATLAB, simulation scenarios are created to capture diverse network conditions including different RE penetration levels, load demand and infrastructural expansion for three separate years. The ‘optimum’ penetration level of RE in the NITS considering voltage and loading limits is also identified using optimization techniques. The simulation results show that the target scenario is the most prone to both static and dynamic voltage instability. The transient stability analysis however reveals the post-target scenario to be unstable. Furthermore, methods of optimization are used to determine the reactive power deficient nodes in the NITS, which serve as the basis for the stability enhancement measures. The simulations and analysis additionally indicate that implementing the proposed measures indeed enhances the stability of the NITS. Finally, this research shows that RE integration is ‘technically’ feasible in Ghana if the required network reinforcements and operational changes are accordingly considered.
Wechselwirkungen einer multifunktionalen Flexibilitätsbewirtschaftung mit der Betriebsplanung proaktiver Verteilnetze
(2023) Erlemeyer, Fabian; Rehtanz, Christian; Zdrallek, Markus
Der Einsatz von Flexibilität dient im elektrischen Energieversorgungssystem zum Ausgleich zwischen der Stromerzeugung und dem –verbrauch. Dies geschieht sowohl für den planbaren Anteil als auch für den kurzfristigen Bedarf im Rahmen der Leistungsfrequenz-Regelung. Im Rahmen des Engpassmanagements wird zusätzlich Flexibilität für die Vermeidung von Grenzwertverletzungen im elektrischen Übertragungs- und Verteilnetz verwendet. Da sich im Zuge der Energiewende weitreichende Veränderungen sowohl in der Erzeuger- als auch in der Verbraucherstruktur ergeben, wird die zuvor beschrieben Flexibilität zukünftig von anderen, größtenteils im Verteilnetz angeschlossenen, technischen Anlagen erbracht. Durch die Verlagerung in das Verteilnetz nimmt die Komplexität und Heterogenität des Flexibilitätseinsatzes zu. In dieser Arbeit wird vor diesem Hintergrund ein Simulationsmodell zur Untersuchung des Flexibilitätseinsatzes in Wechselwirkung mit der Betriebsplanung elektrischer Verteilnetze erstellt. Die Funktionsfähigkeit wird zunächst anhand einer Simulation überprüft. Um die getroffenen Annahmen bezüglich der Verfügbarkeit und des Verhaltens der technischen Anlage überprüfen zu können, wird das erstellte Modell mit realen Anlagen kombiniert und betrieben. Aus dem Betrieb werden schließlich Annahmen zur Ausgestaltung zukünftiger Prozesse abgeleitet.

Browse

Recent Submissions