Prof. Wolter

Die Transformation des Energiesystems hin zu erneuerbaren Energien und dezentralen Strukturen führt zu einer höheren Belastung der Mittelspannungsnetze, die immer wichtiger für den Betrieb werden. Viele der Energiekabel sind veraltet, und die Überwachung ihres Isolierungszustands ist entscheidend, um Ausfälle zu vermeiden. Teilentladungsmessungen sind eine bewährte Methode zur Früherkennung von Isolationsfehlern. Trotz der Relevanz wird diese Technik aufgrund fehlender kostengünstiger Lösungen noch wenig eingesetzt. Daher besteht Forschungsbedarf zur Entwicklung wirtschaftlicher Sensoren für ein effektives Online-Monitoring. Das vom Land Sachsen-Anhalt geförderte Projekt „Teilentladungsdetektion an Energiekabeln zur Online-Überwachung ihres Isolierungszustandes“ befasst sich mit dieser Herausforderung. Ihre Aufgabe im Forschungsprojekt zielt folglich darauf ab, den technology readiness level (TRL) des bisherigen Teilentladungssensors möglichst weit zu erhöhen und die hierzu notwendigen Forschungsfragen grundlegend zu beantworten. Es soll ein stark verbesserter Prototyp geschaffen werden, der den komplexen Anforderungen an ein kontinuierliches Online-Monitoring der elektrischen Verteilnetze gewachsen ist.

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Ziel des Projekts GridBatt ist es, die besonderen Anforderungen bei der Verwendung eines Batteriespeichers zur Sicherstellung eines stabilen Netzbetriebes herauszuarbeiten, um den Speicher schon beim Entwurf (Auswahl Zellchemie, Technologie, Geometrie, Umgebungsbedingungen, etc.) an die Anforderungen anzupassen, das Speichersystem daraufhin optimal zu dimensionieren und auszulegen sowie dessen Betriebsführung zu optimieren. Nur eine ganzheitliche Betrachtung von der Zellchemie über die Schnittstelle zum System (üblicherweise der Umrichter), den Systemanforderungen und der jeweiligen Rückkopplungen ermöglichen es, das volle Potential von Speichertechnologien auszuschöpfen. Ein Abgleich der besonderen Anforderungen, die typischerweise eine hohe Leistung bei kleinem Energiedurchsatz und hoher Fluktuation erfordern, mit den vorhandenen aktuell wirtschaftlich nutzbaren Speichertechnologien zeigt, dass hier ein Defizit technischer Lösungen besteht.
Vielversprechend sind die Ansätze der Aluminium-Ionen-Batterie (AIB) mit Aluminium und Graphit als Elektrodenmaterial, für die Energiedichten im Bereich von 50-60 Wh/kg gezeigt werden. Darüber hinaus wurde bei einer Laderate von 100C eine Zyklenstabilität von 500.000 Zyklen erreicht.
Nach einer Kategorisierung der Anforderungen eines Batteriespeichers im elektrischen Netz (IESY) werden diese durch eine Übertragungsfunktion bestehend aus Netz, leistungselektronischem Stellglied und Regler in Belastungen für die Batterie transformiert (IESY und EST). Auf Grundlage dieser Anforderungen werden verschiedene Speichertechnologien für den dynamischen Betrieb untersucht und charakterisiert. Ziel ist hierbei eine standardisierte Testvorschrift für Speicher zur Netzstabilisierung, wie z.B. zur Erbringung von Momentanreserve (EST). Eine weitergehende Gap-Analyse soll zeigen, dass Aluminium-Ionen-Zellen die bestehende Lücke schließen können (IISB). Folglich wird die Aluminium-Ionen-Chemie genauer untersucht und auf die Eignung zur Erbringung von Systemdienstleistungen geprüft (IISB und EST).
Nach der Eignungsverifizierung erfolgt die Übertragung der Präparationsparameter auf kommerzielle Zellsysteme und deren Fertigung. Das Funktionsmuster einer Pouchzelle für den Einsatz in Speichersystemen zur Netzstabilisierung wird entwickelt und im Verbund in einem Funktionsdemonstrator getestet (IISB und EST).
In einer abschließenden Gesamtsimulation wird das Verhalten einer hochskalierten Aluminium-Ionen-Batterie im elektrischen Netz für ein bestimmtes Anwendungsszenario untersucht und insbesondere die Rückwirkungen vom Netz auf die Batterie und andersrum bewertet. Hieraus lassen sich besipeilsweise Rückschlüsse auf zu verbessernde Materialeigenschaften der Batterie oder angepasste Betriebsparameter des Umrichters schließen.

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Der zunehmende Anteil volatiler Erneuerbarer Energien in der Stromversorgung, das Abschalten konventioneller Kraftwerke und fehlende Stromleitungen führen zu großen Herausforderungen im Stromnetz. Immer häufiger fehlt dem Netz Flexibilität, was in eine Gefährdung der Netzstabilität mündet. Zur Erhöhung der Flexibilität wird häufig das integrierte Energiesystem (IES, hier: Strom, Gas, Wärme) als Lösung gesehen. Jedoch führt die Kopplung der Netze zu Wechselwirkungen im Netzbetrieb. So wirkt sich eine Änderung in einem Netz auf andere Netze aus. Werden solche Systeme unabhängig voneinander betrieben, wie es heute der Fall ist, und sind die Auswirkungen einer Änderung in einem Netz für das Gesamtsystem nicht bekannt, steigt die Wahrscheinlichkeit, dass Gefährdungen der Netzstabilität nur zwischen den Netzen verschoben werden. Deshalb ist es erforderlich den Einfluss von Anlagen auf die Lastflüsse im gesamten IES detailliert zu analysieren. Hierfür ist eine geeignete Methodik zur Bestimmung der Auswirkungen einzelner Anlagen auf alle Energieflüsse im IES notwendig.
Methoden, die den Einfluss einer Leistungsänderung auf die Lastflüsse bestimmen, gibt es jedoch nur für das Stromnetz (hier: Distribution Factors). Diese basieren auf Lastflussalgorithmen. Somit existiert keine Methodik, die den Einfluss von Anlagen auf das IES bestimmt und somit den Anforderungen zukünftiger IES entspricht. Deshalb wird in diesem Projekt eine Methodik entwickelt, die auf dem Ansatz der Distribution Factors aufbaut und diesen für das gesamte IES erweitert.
Im Zuge dessen müssen vorhandene integrierte Strom-, Gas- und Wärmefluss-Algorithmen erweitert werden, sodass in diesem Projekt folgende vier Punkte bearbeitet werden. Erstens, der Algorithmus wird um das transiente Verhalten des Gas- und Wärmenetzes erweitert. Zweitens, Power-to-X-Technologien (z.B. Wärmepumpe, Elektrolyseur) werden integriert. Drittens, im Gasfluss-Algorithmus wird eine Wasserstoffeinspeisung ermöglicht, sodass variable Brennwerte im Gasnetz betrachtet werden können. Viertens, basierend auf dem integrierten Lastfluss-Algorithmus wird die Methodik entwickelt mit der die Distribution Factors des IES abgeleitet werden können.
Daraus folgt, dass das Projekt einen Algorithmus bereitstellt, der eine umfassende und flexible Lösung für die Analyse zukünftiger IES ermöglicht. Des Weiteren wird der Ansatz der Distribution Factors weiterentwickeln, sodass dieser in den gleichen Anwendungsfällen jedoch für ein IES eingesetzt werden kann.

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Nur wenige Universitäten und Forschungseinrichtungen in Deutschland besitzen einen Netzleitstand und noch weniger besitzen eine simulative Testumgebung zur Bewertung der transienten Systemstabilität.
Die Bedeutung eines solchen Systems für Forschungseinrichtungen wird durch die Transformation des Energieversorgungssystems in Deutschland und Europa noch weiter verstärkt. In diesem Kontext sind innovative Lösungen erforderlich, um die Systemstabilität auch bei einem geringeren Anteil konventioneller Erzeugungsanlagen sicher bewerten und gewährleisten zu können. Das hier vorgeschlagene System bietet die Grundlage dafür, solche Analysen in einer praxisnahen Umgebung durchzuführen und so direkt Methoden und Hinweise zu entwickeln, die die Arbeit für das Leitwartenpersonal in Zukunft weiterhin ermöglicht und vereinfacht.
Der Wegfall von konventioneller Schwungmasse und die daraus resultierenden Fragestellungen hinsichtlich der transienten Stabilität des elektrischen Netzes sind für das erfolgreiche Gelingen der Energiewende von großer Bedeutung. Daher gewinnen diese Themen auch im Rahmen des Energieforschungsprogramms des BMWK an Bedeutung, wodurch das hier dargestellte Vorhaben die Förderfähigkeit der OVGU innerhalb von Förderungen auf Bundesebene stärkt.
Darüber hinaus ist die transiente Stabilität nicht nur ein lokales, sondern ein europäisches Thema. So betreffen Winkelpendelungen im europäischen Verbundnetz immer mehrere Regelzonen bzw. Länder. Somit schafft das Vorhaben eine wichtige Grundvoraussetzung um zukünftig auch im Rahmen von EU-Projekten mit anderen Forschungseinrichtungen bzw. mit Netzbetreibern anderer Regelzonen zusammenzuarbeiten.
Mit dem Vorhaben wird eine Systemumgebung geschaffen, an die sich weitere Algorithmen und Methoden modular anfügen lassen. Damit ist sichergestellt, dass die Umgebung auch in zukünftigen Forschungsprojekten regelmäßig zum Einsatz kommen kann. Zusätzlich sichert die Systemumgebung eine nachhaltige und zukunftsorientierte Ausbildung von Studenten, da die Abschlussarbeiten, die in Zusammenarbeit mit dieser Umgebung entstehen, für den zukünftigen Systembetrieb des elektrischen Netzes relevante Themen aufgreifen.
Im Rahmen unterschiedlicher Projekte arbeitet die OVGU bereits mit Netzbetreibern und Herstellern von Leitsystemsoftware zusammen. Die Möglichkeiten zur Kooperation werden durch das hier geschilderte Vorhaben um weitere Forschungsthemen erweitert. Insbesondere eine verstärkte Zusammenarbeit mit Übertragungsnetzbetreibern kann durch die Umsetzung dieses Vorhabens angestrebt werden.

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Die Fragestellung des Projektes beschäftigt sich mit der Investition in Strom-Erzeugungs- und -Speichertechnologien. Dabei stellt sich diese Frage insbesondere für Einfamilienhausbesitzer und Mehrfamilienhausbesitzer sowie kleine und mittlere KMU, da dort eine Investition ein relativ großes finanzielles langfristiges Wagnis darstellt. Zudem besteht zunehmend die Schwierigkeit der Auswahl einer geeigneten Technologie, in die investiert werden soll.
Ziel des Projektes ist die Entwicklung einer Methodik für die komplexe Investitionsentscheidungen unter Unsicherheit sowie unter dem Aspekt der Eigenverbrauchsdeckung bzw. Energievermarktung. Dabei soll eine Praxis-optimale Systemlösung gefunden werden. Diese Systemlösung muss basierend auf einem großen Technologiepool für Erzeugung, Speicherung und Konversion identifiziert werden und zugleich die kritischen Aspekte Wirtschaftlichkeit, Effizienz, Umweltverträglichkeit und Sicherheit erfüllen. Darüber hinaus soll diese Optimierung für Zeitschritte unterhalb der ¼ h betrachtet werden.
Mit diesen Ergebnissen kann für Netzbetreiber die Entwicklung einer Methodik für die verbesserte Vorhersage von sich im Wandel befindenden Verbrauchsprofilen von Prosumer & KMUs vorangetrieben werden. Zudem können Handlungsempfehlungen hinsichtlich verschiedener Aspekte der Bilanzkreisführung gegeben werden.

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Die Fragestellung des Projektes beschäftigt sich mit der Investition in Stromerzeugungs- und -speichertechnologien. Dabei stellt sich diese Frage insbesondere für Einfamilienhausbesitzer und Mehrfamilienhausbesitzer sowie kleine und mittlere KMU, da dort eine Investition ein relativ großes finanzielles langfristiges Wagnis darstellt. Zudem besteht zunehmend die Schwierigkeit der Auswahl einer geeigneten Technologie, in die investiert werden soll.

Ziel des Projektes ist die Entwicklung einer Methodik für die komplexe Investitionsentscheidungen unter Unsicherheit sowie unter dem Aspekt der Eigenverbrauchsdeckung bzw. Energievermarktung. Dabei soll eine Praxis-optimale Systemlösung gefunden werden. Diese Systemlösung muss basierend auf einem großen Technologiepool für Erzeugung, Speicherung und Konversion identifiziert werden und zugleich die kritischen Aspekte Wirtschaftlichkeit, Effizienz, Umweltverträglichkeit und Sicherheit erfüllen. Darüber hinaus soll diese Optimierung für Zeitschritte unterhalb der 1/4 h betrachtet werden.

Mit diesen Ergebnissen kann für Netzbetreiber die Entwicklung einer Methodik für die verbesserte Vorhersage von sich im Wandel befindenden Verbrauchsprofilen von Prosumer & KMUs vorangetrieben werden. Zudem können Handlungsempfehlungen hinsichtlich verschiedener Aspekte der Bilanzkreisführung gegeben werden.

Dieses Projekt wird gefördert durch das Land Sachsen-Anhalt mit Mitteln des Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE).

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Eine Vielzahl der in der Nieder- und Mittelspannungsebene installierten Betriebsmittel wird zwischen 2020 und 2030 ihre prognostizierte Lebensdauergrenze von 30 bis 40 Jahren erreichen. Dies äußert sich insbesondere in einer erhöhten Häufigkeit von Teilentladungen, die sich im Online-Betrieb aktuell jedoch nur über sehr teure Messgeräte messen lassen, sodass eine dauerhafte Überwachung der Betriebsmittel aktuell nicht möglich ist. Das Ziel dieses Projektes besteht daher darin eine möglichst preiswerte Messmethodik zur Erkennung von Teilentladungen zu entwickeln. Diese soll nicht dazu in der Lage sein die Höhe und den Ort von Teilentladungen zu bestimmen, sondern nur ein Indiz dafür geben, ob ein Betriebsmittel teilentladungbehaftet ist oder nicht und wie oft Teilentladungen auftreten. Dadurch kann eine Vorauswahl dafür getroffen werden, welche Betriebsmittel genauer analysiert werden müssen und welche nahe an ihrer Lebensdauergrenze sind.

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Das Projektkonsortium, bestehend aus der Krebs’engineers GmbH (Projektkoordinator), dem Fraunhofer-Institut für Fabrikbetrieb und -automatisierung IFF und der Otto-von-Guericke-Universität, hat das Ziel heutige und zukünftige Vehicle-for-Grid-Konzepte (V4G) und Dienstleistungen für ländliche Energieversorgungsstrukturen zu entwickeln und zu erproben, um das elektrische Netz zu stützen. Die hauptsächliche Herausforderung des systemübergreifenden Ansatzes ist es, die dafür erforderliche rückspeisefähige Ladeinfrastruktur und die kommunikationstechnische Anbindung zu entwickeln, zu erproben und bis zur Marktreife hin umzusetzen. Dieser Part wird von der Krebs’engineers GmbH und dem Fraunhofer-Institut für Fabrikbetrieb und -automatisierung IFF bearbeitet. Die Otto-von-Guericke Universität Magdeburg beschäftigt sich mit der Systemnachbildung zur Bestimmung der Einflussgrößen im elektrischen Netz. Die detaillierte Netznachbildung mit den Komponenten, Verbrauchern und Erzeugern ermöglicht zum einen die Abschätzung der aktuellen Potentiale für V4G sowie eine Prognose für zukünftige Szenarien. Im Rahmen der Identifizierung von Einflussgrößen werden Algorithmen für netzoptimierte Betriebsstrategien und zur Steuerung der zu entwickelnden Ladeinfrastruktur entworfen und simuliert. Die Lösungen sollen integrierte, lokale und zentrale Lösungsansätze verfolgen, unter dem Aspekt der durchzuführenden Netzservices und lokalen Netzstrukturen. Zur Evaluation und Validierung der entwickelten Ladeinfrastruktur, Kommunikationsinfrastruktur und der Netzservices werden in Labor- und Feldtests die Anforderungen geprüft. Durch eine vorhandene Netzersatzanlage und ein hardwaretechnisch nachgebildetes Niederspannungsnetz kann sowohl der Normalbetrieb, als auch verschiedene Szenarien bis hin zu Extremszenarien, wie z.B. erhöhte Oberschwingungen oder Unsymmetrien, im elektrischen Netz nachgebildet und die Funktionalität verifiziert werden.

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An einigen Tagen des Jahres 2019, insbesondere im Juni, wurde ein kritisch hoher Regelleistungsabruf in Folge hoher Bilanzkreisabweichungen beobachtet, was auf Bewirtschaftungsfehlverhalten zurückgeführt werden kann. Hintergrund ist die Umgestaltung des Ausgleichsenergiepreises im Jahr 2016 und 2018, die zu dessen Deckelung geführt haben. Geringe Pönalen für einen nicht ausbilanzierten Bilanzkreis erhöhten die wirtschaftliche Attraktivität Arbitragegeschäfte gegen die Systembilanz durchzuführen. Im Hinblick auf den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien in der Regelzone 50 Hertz, wird der Einfluss von Prognoseabweichungen immer systemrelevanter. Vor diesem Hintergrund ist das systemoptimale Verhalten der Bilanzkreisverantwortlichen essentiell für die Systemstabilität.
Es zeigt sich, dass die Nachweisbarkeit des Bewirtschaftungsfehlverhaltens umfangreiche Datenauswertungen erfordert und sich abhängig von der Struktur des Bilanzkreises sehr unterschiedlich gestalten kann.
Vor diesem Hintergrund ist es Ziel dieser Studie eine Grundlage für die Definition von Kriterien und Grenzwerte für verschiedene Bilanzkreis-Pools zu schaffen. Diese werden angewendet, um ein mögliches Bewirtschaftungsfehlverhalten herauszufiltern.

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Das Vorhaben RE-FLEX hat zum Ziel das Anwendungspotential und die Funktionalität von unitären reversiblen Brennstoffzellen auf Basis der PEM-Technologie (PEM-URFC) als Energiespeichertechnologie für die Energiewende zu erforschen. PEM-URFC sind Energiewandler, welche die Funktion einer Brennstoffzelle und eines Elektrolyseurs im selben System vereinen. Damit ist es möglich, elektrische Energie durch Elektrolyse in Form von Wasserstoff zu speichern und Wasserstoff im Brennstoffzellenbetrieb zu elektrischer und thermischer Energie zurück zu wandeln. Da für beide Betriebsrichtungen derselbe Zellenstack verwendet wird, kann das System deutlich kostengünstiger konstruiert werden als einzelne Brennstoffzellen/Elektrolyseur Einheiten. Innerhalb des Vorhabens soll ein PEM-URFC Labormuster entwickelt und untersucht werden. Die Grundlage dafür bildet eine Membran-Elektroden-Einheit, welche durch einen neuartigen geträgerten Sauerstoffkatalysator deutlich effizienter arbeitet. Durch den Einsatz eines Trägermaterials kann eine höhere elektrochemische Aktivität erreicht werden, während die Kosten für das Katalysatormaterial sinken. Innerhalb einer Laborumgebung sollen anschließend die Leistung, die Langzeitstabilität und die Effektivität untersucht werden. Dafür wird sowohl ein geeignetes Zellendesign, als auch eine umfangreiche messtechnische Testumgebung entwickelt. Die Auswertung der Ergebnisse soll sowohl die Funktionalität aufzeigen, als auch optimierte Strategien zum zyklenfesten Speicherbetrieb in einem zukünftigen elektrischen Netz mit hoher erneuerbarer Einspeisung liefern.

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Die Energiewende führt dazu, dass die Unschärfe bei der Abschätzung von Netzzuständen in der System- und Betriebsführung immer weiter zunimmt und sich mit der bisherigen Unschärfe sowohl bei der Abschätzung der Gesamtnetzlast als auch der Knotenlast überlagert. Dieser Umstand führt zunehmend zum Einsatz von Netzsicherheitsmaßnahmen und Regelenergie, welche durch erhöhte volkswirtschaftliche Kosten auf Verbraucher umgewälzt werden. Für eine verbesserte Ermittlung der Netzzustände wird im Projekt ILEP sowohl die Erzeugung - als auch die Lastprognose weiterentwickelt sowie deren Korrelation ermittelt. Anders als bestehende Forschungsvorhaben auf dem Gebiet der Erzeugungsprognose befasst sich ILEP nicht mit der Verbesserung physikalischer oder statistischer Wettermodelle auf der Prognoseanbieterseite. Vielmehr maximiert ILEP den Nutzen und die Verlässlichkeit mehrerer eingekaufter Prognosen auf der Anwenderseite (Netzbetreiber und Vermarkter) durch eine optimierte Verknüpfung der Einzelprognosen zu einer verbesserten Kombiprognose. Auf der anderen Seite lässt die heutige Netzsituation eine regelzonenscharfe Kumulation der Last nicht mehr zu, sondern erfordert eine deutlich regionalere - bis hin zur übergabestellenscharfen- Prognose des Verbrauchs. Dafür werden innerhalb des Projekts ILEP vollständig neue Algorithmen und Herangehensweisen für eine übergabestellenscharfe Lastprognose entwickelt. Schlussendlich soll mit dem Vorhaben eine integrierte Last- und Erzeugungs-Prognose entwickelt werden, welche eine Verzahnung der Einflussparameter aus unterschiedlichen Bereichen gewährleistet und vor allem für Netzbetreiber eine Verbesserung der Systemvorschau ermöglicht und den Einsatz von Regelleistung und Netzeingriffen reduziert. In einer Vorstudie der OVGU im Auftrag der 50Hertz konnte mit einfachen Annahmen und Methoden prognostiziert werden, dass der volkswirtschaftliche Nutzen des geplanten Projekts im mittleren dreistelligen Millionenbereich liegen wird.

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Der zunehmende Ausbau erneuerbarer Energien sowie grenzüberschreitender Stromhandel erhöhen stetig die Komplexität und Dynamik des elektrischen Energiesystems. Damit verbundene Spannungsschwankungen können zu Spannungsbandverletzungen führen, welche es von der Systemführung unbedingt zu vermeiden gilt. Genau dieser Herausforderung widmet sich der Lehrstuhl LENA gemeinsam mit dem Übertragungsnetzbetreiber TransnetBW GmbH in dem Projekt "Bedarfsermittlung für dynamische Blindleistungskompensation". Blindleistungskompensationsanlagen stellen dabei ein geeignetes Mittel dar, die Spannung zu stabilisieren. In dem Projekt wird zunächst eine Methode entwickelt, Schwachstellen im Netz zu identifizieren, um darauf aufbauend den Bedarf an zusätzlichen Kompensationsanlagen zu ermitteln und diese optimal im Netz zu verteilen.

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Im Mittelpunkt des Vorhabens InKola "Infrastrukturkopplung - Platzierung und Betrieb von Ladestationen aus Verkehrs- und Energienetzsicht" steht die infrastrukturübergreifende Planung und der Betrieb für Verkehr- und Energiesysteme.
Das Ziel ist es, zusammen mit dem Lehrstuhl für Logistische Systeme der Otto-von-Guericke-Universität Magdeburg und der Stadt Burg ein anwendungsorientiertes Konzept zur optimalen Platzierung, Versorgung und Betrieb von Ladeinfrastruktur aus Netz- und Verkehrssicht unter Einbindung erneuerbarer Erzeugung zu entwickeln, und an ausgewählten Standorten in der Stadt Burg Ladeinfrastruktur zu installieren. Zur intelligenten Vernetzung und Einbindung der Ladeinfrastruktur in den Verkehrssektor wie dem Nahverkehr ist es das Ziel, die Ladeinfrastruktur mit einem Reservierungssystem für den Nutzer auszustatten.
LENA analysiert im Projekt die optimale Anbindung der Ladeinfrastruktur aus Sicht des elektrischen Netzes und der Lehrstuhl für Logistische Systeme aus dem Blickwinkel der Mobilitätsaktivitäten aller Akteure, mit dem Ziel, die bestmöglichen Standorte für die zukünftigen Nutzer der Ladeinfrastruktur zu ermitteln. Die universitären Konzepte werden sowohl durch die Stadt Burg als auch durch den assoziierten Partner Stadtwerke Burg Energienetze GmbH für die anschließende Realisierung der Ladeinfrastruktur genutzt, sodass der Grundstein für eine langfristige Verbreitung von Ladeinfrastruktur in der Stadt Burg gelegt wird.

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Die Anschaffungskosten für elektrochemische Großspeicher sinken stetig als Nebeneffekt der "lesson learned" Effekte im Aufwind der Elektromobilität. Gleichzeitig eröffnet die Suche nach Second-Life Konzepten für Traktionsbatterien den Weg in die Energieversorgung, wo Speicher einer vergleichsweise geringeren Dynamik ausgesetzt sind. Damit werden elektrochemische Großspeicher immer attraktiver für die Nutzung im elektrischen Netz. In Deutschland sind sie bereits zur Lieferung von Primärregelreserve qualifiziert. Mit dem Auslaufen der EGG-Vergütung nach 20 Jahren werden durch viele Betreiber erneuerbarer Anlagen neue Anschluss-, Nutzungs -und Vermarktungskonzepte fokussiert. Eine Möglichkeit besteht in der Nutzung von elektrochemischen Speichern in Kombination mit Wind- oder PV-Parks. Speicher sind dabei technisch in der Lage einen großen Teil des Eigenbedarfs von Freiflächenanlagen zu decken. Der Anwendungsfall allein ist jedoch derzeit nicht wirtschaftlich, sodass zusätzliche Vermarktungsstrategien zu untersuchen sind. Elektrochemische Speicher sind technisch prädestiniert innerhalb von einigen Millisekunden bis wenigen Sekunden Energie zu liefern oder dem Netz zu entnehmen. Damit können sie frequenzabhängig gezielt auf Über- oder Unterdeckung im Bilanzkreis reagieren. Sie stellen liefern daher ein großes Potential zur Bilanzwahrung, gleichzeitig könnten sie aber auch manipulativ eingesetzt werden.
Unabhängig von der Entwicklung des Speichermarktes, konnte an einigen Tagen, insbesondere im Juni 2019, ein kritisch hoher Regelleistungsabruf in Folge hoher Bilanzkreisabweichungen beobachtet werden, was nachweislich auf verbotswidrige Arbitragegeschäfte zurückgeführt werden kann. Hintergrund ist die Umgestaltung des Ausgleichsenergiepreises im Jahr 2016 und 2018, die zu dessen Deckelung geführt haben. Geringe Pönalen für einen nicht ausbilanzierten Bilanzkreis erhöhen die wirtschaftliche Attraktivität Arbitragegeschäfte gegen die Systembilanz durchzuführen. Speicher können das Potential noch verstärken. Im Hinblick auf den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien in der Regelzone 50 Hertz, wird der Einfluss von Prognoseabweichungen immer systemrelevanter. Vor diesem Hintergrund ist das systemoptimale Verhalten der Bilanzkreisverantwortlichen essentiell für die Systemstabilität.
Vor diesem Hintergrund ist es das Ziel dieser Studie den wirtschaftlichen Mehrwert verbotswidriger Arbitragegeschäfte gegenüber den systemoptimalen Arbitragegeschäften zu ermitteln. Darauf aufbauend ist zu analysieren, welche Voraussetzungen für die Umsetzung der systemmanipulativen Fahrweise notwendig sind und wie diese bei dem Auftraggeber nachgewiesen werden kann. Weiterführend ist es das Ziel einen neuen Ansatz zur Ermittlung des Ausgleichsenergiepreises vorzuschlagen.
Die Studie wird ivon 50Hertz Transmission GmbH finanziert.

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Wie lassen sich Interesse für die Elektrotechnik wecken und gleichzeitig Bedenken und Vorurteile zum Netzausbau zerstreuen? Diese Frage stellten sich die Mitarbeiter des Lehrstuhl für Elektrische Netze und Erneuerbare Energie im Vorfeld der jährlichen CampusDays und der langen Nacht der Wissenschaft und errichteten zu diesem Zweck einen aufwendigen Freiluftlaborversuch. Der in Eigenregie geplante, konstruierte und umgesetzte Freileitungsversuch stellt eine Hochspannungs- übertragungsstrecke im verkleinerten Maßstab dar (siehe Abbildung). Das originale 380 kV Freileitungsseil erstreckt sich über 10 m und wird von zwei seriell verschalteten Transformatoren gespeist. In dem Versuch wird die dreiphasige Leitung mit bis zu 2000 A belastet und damit an die Belastungsgrenze geführt, welche auch im realen Höchstspannungsnetz nicht überschritten wird.

Parallel zur Übertragungsleitung wurden handelsübliche Haushaltsgeräte, wie z. B. eine Schlagbohrmaschine für einen Vergleich herangezogen und eine Messung des elektromagnetischen Feldes durchgeführt. Die Ergebnisse der Messungen waren eindeutig: Auf Grund der dreiphasigen Anordnung der Freileitung und der Phasenverschiebung von 120° löschen sich die Felder der einzelnen Phasen gegenseitig aus und verursachen in Summe ein deutlich geringeres Feld als die einphasig betriebene Bohrmaschine. Die Angst vor zusätzlichem Elektrosmog durch Freileitungen, die Netzausbaugegner regelmäßig ins Feld führen, konnte mit Hilfe der Feldmessung entkräftet werden.

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Das Projekt Intelligentes Multi-Energiesystem (SmartMES) hat es sich zum Ziel gesetzt, die möglichen technischen und wirtschaftlichen Potentiale einer umfangreichen Sektorenkopplung zu heben. Im Rahmen des Projektes gilt es hierzu im ersten Schritt die jeweiligen Infrastrukturen für das Strom-, Gas-, Wärme- und Wassernetz für unterschiedliche Beispielanwendungen (z.B. Industrie- und Stadtnetze) zu modellieren und zu analysieren sowie geeignete Koppelstellen zwischen diesen zu identifizieren. Im nächsten Schritt gilt es detaillierte Modelle für nutzbare Kopplungsmechanismen zu erstellen. Aus diesen Modellen und den einzeln modellierten Infrastrukturen lässt sich anschließend ein Gesamtsystemmodell entwickeln, das für die Hebung von Flexibilitätspotentialen, die zwischen den einzelnen Netzen ausgetauscht werden können, verwendet werden kann. Neben dieser rein technischen Untersuchung wird innerhalb des Projektes auch analysiert, inwieweit ein Multi-Energie-System in die aktuellen Marktmechanismen integriert werden kann und an welchen Stellen zukünftig Anpassungsbedarf besteht. Das daraus entstehende Multi-Energie-Markt-Modell und das zuvor entwickelte technische Systemmodell werden verwendet um optimale Betriebskonzepte für ein Multi-Energie-System abzuleiten.

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Der Ausbau des elektrischen Energienetzes führt zu einem komplexen, hochdynamischen Systembetrieb, indem schneller und optimaler als bisher auf Zustandsänderungen reagiert werden muss. Um die Netzbetreiber in dieser neuen, hochkomplexen Systemführung durch den Vorschlag einer schnellen und vor allem optimalen Maßnahme als Reaktion auf Zustandsänderungen zu unterstützen, können dynamische Netzsicherheits-berechnungsprogramme zur Anwendung kommen. Ausgehend vom aktuellen Systemzustand, der vom SCADA System in der Netzleitwarte zur Verfügung gestellt wird, können aktuelle Netzzustände bestimmt und Gefährdungspotentiale detektiert werden. Ausgehend davon ist es möglich, zugeschnitten auf den aktuellen Systemarbeitspunkt, besonders aber auf das Störungsereignis und das entstehende Stabilitätsproblem, optimale Maßnahmen zu berechnen und dem Netzbetreiber angemessene Lösungen vorzuschlagen.

Im Rahmen der Forschungsarbeiten werden stabilitätserhöhende operative Maßnahmen in Transportnetzen erforscht, die für den Einsatz in einem SiGUARD DSA System geeignet sind. Der Forschungsschwerpunkt liegt auf Maßnahmen zur Erhöhung bzw. Wahrung der Spannungs- und Generatorstabilität

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Im aktuellen Netzentwicklungsplan sind in allen vier Szenarien große Punkt-zu-Punkt Hochspannungsgleichstromübertragung geplant. Diese sollen das Ungleichgewicht der Erzeugung und des Verbrauchs zwischen dem Norden und Süden Deutschlands ausgleichen. Für den Parallelbetrieb dieser HGÜ-Leitungen zum Drehstromverbundsystem und die Nähe der HGÜ-Umrichter Stationen zueinander sind neue Betriebsführungskonzepte erforderlich. Der Betrieb des stark vermaschten Drehstromnetzes muss dabei ohne Einschränkungen weiterhin gewährleistet sein. In diesem Projekt werden neue Methoden der Betriebsführung entwickelt, um den Herausforderungen in der Zukunft gewachsen zu sein.
Die Betriebsführung für das Drehstromnetz ist in mehrere Stufen unterteilt:

• die Betriebsmitteleinsatzplanung
• die Korrektur dieser Planungsergebnisse entsprechend des tatsächlichen Netzzustandes und
• der Ausregelung von Störungen zur Wahrung der Netzstabilität.

Als Ergebnis dieses Projektes soll ein Konzept für die Integration der entwickelten HGÜ-Betriebsführungsverfahren in die Betriebsprozesse der Netzbetreiber erstellt werden und nach betrieblichen und wirtschaftlichen Gesichtspunkten bewertet werden. Zu den Projektpartnern zählen die Technische Universität Ilmenau und die ABB AG.

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Das Projekt DynaGridCenter: Ausbau herkömmlicher Übertragungsnetzleitwarten zu zukunftssicheren, dynamischen Leitwarten hat sich daher als Ziel gesetzt, einen neuartigen dynamischen Netzleitsystemdemonstrator für den zuverlässigen Betrieb von AC-, DC- (z.B. Ultranet) Transportnetzen zu entwickeln und neue Algorithmen zu testen. Zur Umsetzung des Zieles arbeiten die Otto-von-Guericke-Universität Magdeburg, die Technische Universität Ilmenau, die Ruhr-Universität Bochum und die Siemens AG zusammen mit den Fraunhofer Instituten IFF und IOSB eng zusammen. An der OvGU wurden dazu im Jahr 2016 die Grundlagen für die Entwicklung eines hybriden Netzmodells inkl. Stationsleittechnik und Datengateway gelegt. Das Hybride Netzmodell wird aus einem softwaretechnisch nachgebildeten Netzmodell und zwei hardwaretechnisch nachgebildeten HVDC-Strecken bestehen. Das dynamische Netzmodell ist bereits fertiggestellt und bildet das europäische Übertragungsnetz vereinfacht nach. Grundlage für die Netznachbildung bilden Netzdaten aus dem e-Highway 2050 Projekt. Das Netzmodell wird aktuell in ein Hardware-in-the-loop-System eingepflegt, um die nachgebildete Hardware-HVDC-Strecke in Echtzeit an die Simulation koppeln zu können.

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Die OvGU hat es sich innerhalb des Projektes 'REGEES' zum Ziel gemacht, ein neuartiges Modellkonzept für ein virtuelles Kraftwerk zu entwickeln, das die gesamtheitlichen Anforderungen verschiedener Netzentwicklungs- und Betriebsführungsaspekte befriedigt, darunter die 100%ige Integration von Regenerativen Energien, die Einbeziehung des virtuellen Kraftwerkes in den horizontalen und vertikalen Netzführungsprozess des gesamtheitlichen Systembetriebes und die Schaffung von notwendigen Voraussetzungen zur Partizipation des virtuellen Kraftwerkes am Energiemarkt zur Erbringung von planbaren Systemdienstleistungen durch dynamische Fahrplanbestimmung. Durch die vorhergehende Definition von Schnittstellen bzw. einer universell gesteuerten Schnittstelle kann das virtuelle Kraftwerk im Kontext der übergeordneten Netzführung (horizontal und vertikal) untersucht werden. Aufbauend auf eine Anforderungsanalyse und eine Recherche zur Modellierung des virtuellen Kraftwerkes mit den beinhaltenden Komponenten wird ein Modellierungskonzept entwickelt. In Zusammenarbeit mit den anderen Projektpartnern werden die Schnittstellen mit den erforderlichen Ein- und Ausgabeparametern definiert. Nach der softwaretechnischen Umsetzung des Modells werden zu entwickelnde Betriebsführungsstrategien, basierend auf Optimierungsalgorithmen wie z.B. MILP oder dynamischer Programmierung, für das virtuelle Kraftwerk und für den koordinierten Gesamtbetrieb an definierten Testszenarien (z.B. gestörter und ungestörter Betrieb) getestet.

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Das Vorhaben wird unter dem Kürzel EZM IntelligencePlus im Zeitraum vom Juli 2016 bis September 2017 durchgeführt. Die Produktidee EZM IntelligencePlus orientiert sich an dem strategischen Ziel der Landesregierung Sachsen-Anhalt, welches die Etablierung als Energiemodellregion durch markttaugliche, kosteneffiziente und überregional nutzbare Lösungen für die Erzeugung, Integration, Speicherung und effiziente Nutzung von regenerativer Energie und die Erschließung zukünftiger Energiesystemmärkte umsetzen möchte. EZM IntelligencePlus ist ein intelligenter Verbund von elektrischen Mess- und Diagnosegeräten zur Nutzung für die Qualitätssicherung in der Produktion, F&E-Untersuchungen und Überwachung von regenerativen Energiesystemen wie Brennstoffzellen, Batterien und Elektrolyseuren (Power-to-Gas) im industriellen Einsatz. Ziel der Förderung ist die Entwicklung eines nahezu marktreifen Produktes welches zukünftig vermarktet werden soll.

Der ego.-Gründungstransfer ist ein Förderprogramm des Landes Sachsen-Anhalt und wird durch den Europäischen Fond für regionale Entwicklung (EFRE) finanziert. Innerhalb dieses Förderprogramms soll innovativen Geschäftsideen ein gründungsbezogenes Umfeld geboten werden. Außerdem werden Personal- und Sachmittel für die Weiterentwicklung der Produktidee bereitgestellt.

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Der Ausbau des elektrischen Energienetzes führt zu einem komplexen, hochdynamischen Systembetrieb, indem schneller und effizienter als bisher auf Zustandsänderungen reagiert werden muss. Ursachen sind vor allem der stetig steigende Anteil der dezentralen Erneuerbaren Energieerzeugung. Die hohe Volatilität der Einspeisung und Prognoseabweichungen führen zu schnellen Leistungsbilanzänderungen, die historisch hauptsächlich durch Laständerungen ausgelöst wurden. Eine weitere Herausforderung stellt die Abschaltung konventioneller Kraftwerke dar, die mit ihrer rotierenden Masse zur Systemstabilität beitragen. Eine Verringerung der Systemzeitkonstanten führt ebenfalls zu schnelleren Änderungen des Systemzustandes. 

Um die Netzbetreiber in dieser neuen, hochkomplexen Systemführung zu unterstützen, können dynamische Netzsicherheitsberechnungsprogramme zur Anwendung kommen. Ausgehend vom aktuellen, stationär berechneten Systemzustand, der vom SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) System in der Netzleitwarte zur Verfügung gestellt wird, können erweiterte, dynamische Netzzustände bestimmt und Gefährdungspotentiale detektiert werden. Ausgehend davon ist es möglich, dem Netzbetreiber angemessene Lösungen vorzuschlagen, die auf den erweiterten Systeminformationen beruhen und im besonderen Maße auf das Ereignis und die Gefährdungssituation zugeschnitten sind.

Derzeit stehen einige Tools für dynamische Netzsicherheitsberechnungen zur Verfügung. Die Grundlagen für dieser Programme wurden am Lehrstuhl Elektrische Netze und Erneuerbare Energie der Otto-von-Guericke-Universität Magdeburg entwickelt. Im Rahmen des Forschungsprojektes wird der Lehrstuhl aufbauend auf den vorhandenen Kenntnissen die Anforderungen der Netzbetreiber an eine dynamische Netzsicherheitsberechnung hinsichtlich der Erfassung notwendiger dynamischer Phänomene und deren Darstellung in Indikatoren analysieren, den Mehrwert für den operativen Betrieb und die Netzplanung abschätzen sowie die dafür erforderlichen Voraussetzungen z. B. hinsichtlich der Netzbeobachtbarkeit beschreiben.

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Eine hinreichend korrekte und verlässliche Vorhersage der Einspeisung aus dargebotsabhängigen Erneuerbaren Energiequellen "insbesondere Wind und Photovoltaik" ist für die Führung elektrischer Energieversorgungsnetze mit hoher Durchdringung dieser Erzeugungsanlagen von essentieller Bedeutung. Hierfür nutzen die Netzbetreiber die Dienstleistungen mehrerer Prognoseanbieter, die mit unterschiedlichen Ansätzen, Verfahren und Informationsquellen zu unterschiedlichen Ergebnissen kommen. Aus diesem Grund werden die Einzelprognosen gewichtet und zu einer Kombiprognose zusammengefasst. Die Wichtungsfaktoren haben einen maßgeblichen Einfluss auf die Güte der Kombiprognose. Hier zeigt sich ein erhebliches Verbesserungspotential, da die Erfahrung zeigt, dass sich die Prognosegüte der Anbieter aufgrund der jeweiligen Ansätze bei verschiedenen Einspeiseszenarien unterscheiden.
Ein Verfahren, welches in der Lage ist, aufgrund der erwarteten Einspeisesituation die Wichtungsfaktoren optimal anzupassen, könnte dieses Verbesserungspotential heben und eine deutlich verbesserte Prognosegüte und -verlässlichkeit bieten. Daraus resultiert für den Netzbetreiber:

- ein deutlich geringerer Einsatz von Regelleistung,
- eine bessere und frühzeitigere Abschätzung auftretender Engpässe und
- eine verlässliche Abschätzung vorhandener Potentiale für Maßnahmen nach § 13 Abs.2 EnWG.

Der Lehrstuhl Elektrische Netze und Erneuerbare Energie der Otto-von-Guericke-Universität Magdeburg entwickelt Verfahren zur Einspeiseprognose und zu deren Optimierung. Hierzu soll im Rahmen dieser Vorstudie das Verbesserungspotential abgeschätzt und ein erster Ansatz für den Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz Transmission GmbH direkt umgesetzt werden.

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Eine zeitnahe und erfolgreiche Konzeptionierung und Umsetzung eines Smart Grids, das eine intelligente Vernetzung aller Akteure im elektrischen Versorgungsnetz durch innovative Kommunikationstechnologien bedeutet, erfordert eine starke Zusammenarbeit der weltweiten Kompetenzen und die Förderung des wissenschaftlichen Nachwuchses. Innerhalb des IRSES ELECON Projekt wird speziell die Zusammenarbeit junger, europäischer und brasilianischer Wissenschaftlicher gefördert. Im Vordergrund der Untersuchungen stehen eine Potentialanalyse und Umsetzungskriterien für ein aktives Lastmanagement und die Identifikation der nichttechnischen Verluste. Weiterhin wird eine innovative Kommunikationsinfrastruktur mit angepassten dezentralen Modellen thematisiert, da sie eine wichtige Voraussetzung für die technische Realisierung des Smart Grids darstellen. Das ELECON Projekt hat im Einzelnen folgende Ziele:

o   Konsolidierung eines internationalen Netzwerks von wissenschaftlichen Einrichtungen zwischen der EU und Brasilien,
o   Nutzung von modernen Methoden und innovative Techniken zur Analyse des Stromverbrauchs und die Förderung der Energieeffizienz,
o   Erwerb und Austausch von wissenschaftlichem Know-how zwischen der EU und Brasilien,
o   Durchführung von Benchmark-Studien mit realen Daten,
o   Etablierung einer starken Basis für zukünftige, langfristige Kooperationen.

Die EU ist in einer guten Position, die Übermittlung des konsolidierten Fachwissens im Bereich der Energietechnik international zu fördern und somit weltweit schnelle, effektive Veränderungen in diesem Bereich voranzutreiben. Brasilien ist ein sehr wichtiger Partner mit einzigartigen Netzstrukturen und Erfahrungen im Bereich der Energietechnik. Das komplementäre Know-how und das hohe wissenschaftlichen Niveau, das durch das Austauschprogramm unterstützt wird, werden zu qualitativ hochwertigen Ergebnisse führen und die Grundlage für eine dauerhafte Zusammenarbeit schaffen.

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Für den Industriekunden EWE Netz GmbH hat der LENA den Auftrag eine Vorstudie zur unschärfebasierten Netzzustandsidentifikation durchzuführen. Für die steigende Dynamik und der zunehmenden Fluktuation aufgrund von volatiler Einspeisung im Energieversorgungsnetz ist es notwendig das Mittelspannungsnetz möglichst vollständig zu beobachten, um bestmöglich vorhandene Flexibilitätsoptionen zu nutzen. Historisch bedingt sind die Spannungsebenen unterhalb der 110 kV-Ebene jedoch mit sehr wenigen Messgeräten ausgestattet. Das mathematische Problem der Zustandsidentifikation liegt daher meist in Form eines unterbestimmten Gleichungssystems vor.

Das bedeutet, dass die Anzahl der zu bestimmenden Zustandsvariablen höher ist als die Anzahl der unabhängigen Messvariablen. Um eine intensive Messgeräteerweiterung zu verhindern, da es wirtschaftlich oft nicht vertretbar oder technisch nicht machbar ist, müssen die vorhandenen Messdaten optimal genutzt werden.

Hierzu wird das Verfahren der unschärfebasierten Netzzustandsidentifikation angewendet. Bei diesem Verfahren werden die zu ermittelnden Zustandsvariablen durch eine Modifizierung der Netztopologie reduziert. Die Topologie wird so geändert, dass sich das grundlegende Verhalten des Netzes nicht ändert aber ein eindeutig bestimmtes Gleichungssystem entsteht und die Zustandsvariablen mit konventionellen Verfahren, wie der State Estimation, berechnet werden können. Die vorher entfernten Zustandsvariablen werden dann iterativ wieder hinzugefügt bis das ursprüngliche Netzmodell wieder rekonstruiert ist. Ungenauigkeiten bzw. Unschärfen des gesamtheitlichen Netzzustands sind ohne zusätzliche Messinformationen nicht vermeidbar, können aber mit Hilfe von Min/Max-Werten quantifiziert werden.

EWE Netz GmbH stellt dafür Daten eines realen Netzes inklusive vorhandener Messwerte zur Verfügung. Dann erfolgt eine Analyse und Plausibilisierung der Daten. Nachdem daraufhin die Netztopologietransformation angewendet wird, erfolgt eine Lastflussanalyse und die iterative Netzrekonstruktion. Die Ergebnisse werden abschließend mit zusätzlichen Vergleichsmessungen verglichen

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Sowohl der Ausbau Erneuerbarer Energien als auch zunehmende Transitflüsse durch Deutschland führen zu einer erhöhten Auslastung der vorhandenen Übertragungsnetzkapazitäten, wodurch der Bedarf an Redispatchmaßnahmen im Übertragungsnetz steigt. Darüber hinaus führt der stetige Ausbau regenerativer Energien dazu, dass konventionelle Erzeugungsanlagen zunehmend aus dem Markt verdrängt werden und die für den Redispatch notwendigen markttechnisch abrufbaren Stellpotentiale mittelfristig weiter sinken werden. Um auch in diesen Situationen weiterhin einen effizienten Redispatch durchführen zu können, ist die Entwicklung und Validierung neuer Lösungsalgorithmen notwendig. Unter diesem Hintergrund wurde von den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern das Verfahren "Redispatchoptimierung mit Umsetzungseffizienzfaktor" entwickelt, welches auf der Formulierung eines linearen Optimierungsproblems basiert.

Das Ziel dieser Studie war es den von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagenen Algorithmus zu bewerten und auf seine Anwendbarkeit hin zu überprüfen. Hierzu wurden unterschiedliche Szenarien formuliert, die sich sowohl in den auftretenden Engpasssituationen als auch im vorhandenen Redispatchpotential deutlich voneinander unterscheiden. Nach Anwendung des Algorithmus wurden die Optimierungsergebnisse auf Basis der sich ergebenden Redispatchkosten und der aktivierten Redispatchleistung bewertet. Die durchgeführten Analysen haben gezeigt, dass der vorgeschlagene Algorithmus für die Optimierung von Redispatchmaßnahmen angewandt werden kann.

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Seit der Novellierung des EEG im Jahre 2012 ist es den Netzbetreibern gestattet, das Einspeisemanagement effizienzorientiert durchzuführen und Diskriminierungsfreiheit durch entsprechende Vergütung herzustellen. Dies hat dazu geführt, dass die Regelzone der 50Hertz Transmission GmbH in 13(2)-Netzgebiete unterteilt wurde, um für Engpässe auf besonders häufig betroffenen Leitungen einen besonders effizienten Eingriff vornehmen zu können. Die Netzgebiete haben darüber hinaus noch weitere Vorteile:
- Vereinfachung der Kommunikation mit dem unterlagerten VNB
- Standardisierung der Schnittstellen
- Eingrenzung von Fehlerfüllung durch den VNB
Auf Basis der Datengrundlage von 2011 sahen die bisherigen Netzgebiete wie in der Abbildung dargestellt aus.

Da innerhalb der Regelzone Netzausbau- und Infrastrukturverstärkungsmaßnahmen durchgeführt wurden, hat der Lehrstuhl Elektrische Netze und Erneuerbare Energie innerhalb dieser Studie eine Neuberechnung der Netzgebiete für die 50Hertz Transmission GmbH vorgenommen. Anschließend konnten die neuberechneten Netzgebiete innerhalb einer Roadshow in Zusammenarbeit mit der 50Hertz Transmission mit den betroffenen Netzbetreibern abgestimmt werden, sodass diese 2016 bzw. 2017 in Kraft treten können.

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Hauptziele für das Teilprojekt an der Otto-von-Guericke-Universität am Lehrstuhl LENA sind die umfassenden Analysen zu den technischen und organisatorischen Voraussetzungen, die den Betrieb eines adiabaten Energiespeichers bedingen sowie zu den Möglichkeiten der Stützung des zukünftigen Übertragungsnetzes durch die vom Speicher zu erwartenden Systemdienstleistungen, wie die Bereitstellung von Reserveleistung und die Potentiale zur Spannungshaltung. Zu diesem Zweck werden anhand der anerkannten Studien und des Netzentwicklungsplanes 2012 über definierte Stützjahre verschiedene Szenarien des Speichereinsatzes simulative untersucht. Mittels eines Modells des betrachteten Netzgebietes wird der zeitliche Einfluss auf die residuale Last und damit auf die Belastung der Netzkomponenten innerhalb des Höchstspannungsnetzes mittels statischer Lastflussanalysen untersucht. Anhand unterschiedlicher Integrationsorte und verschiedener Speicherdimensionen wird die selektive Einflussnahme des Speichers auf den Netzbetrieb quantifiziert. Dazu werden die beteiligten Netzknoten sowie die relevanten Verbindungsleitungen im untersuchten Übertragungsnetz in Bezug auf deren Auslastung und das jeweilige Knotenspannungsverhalten analysiert. Die angesetzten Verläufe der einwirkenden Erzeugungsanlagen, wie die der Windkraft und der Photovoltaik, werden basierend auf einem Klimamodell im Netzmodell hinterlegt. Ein weiterer Aspekt ist die Klärung von Fragen nach der Zugriffsfähigkeit und Datenübermittelbarkeit unter den Maßstäben des Unbundlings und der Systemsicherheit im Hinblick auf den Speicherbetrieb, mit dem Hintergrund, notwendige organisatorischen Vorgänge und Abläufe realisieren zu können.

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Das Vorhaben SECVER beschäftigt sich mit der Ausarbeitung eines neuen Mess- und Auswertungsverfahrens zur Stabilisierung des Netzbetriebes. Es betrachtet einen Bereich mit hoher lokaler erneuerbarer Erzeugung und baut auf den Ergebnissen und Systemen auf, die im Projekt Regenerative Modellregion Harz (RegModHarz) entwickelt und erarbeitet wurden. 

Der erste Schwerpunkt richtet sich auf die Entwicklung eines Prototyps für ein hochgenaues, zeitsynchrones Monitoring-System im Verteilnetz. Dieser dient als Ausgangspunkt für die Ausarbeitung von Algorithmen und Systemen zur Beobachtbarkeit unter Anwendung digitaler Messtechnologie. Die Erweiterung von steuerungstechnischen Maßnahmen bzw. Regelwerken zur sicheren und zuverlässigen Führung von Verteilungsnetzen bildet den zweiten Schwerpunkt des Projektes.

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Dieses Projekt läuft seit dem Jahr 2011 und ist gefördert vom BMBF (Bundesministerium für Bildung und Forschung). Die Stadt Magdeburg hat damals mit ihrem Antrag neben vier weiteren Teilnehmern den Wettbewerb gewonnen und damit einen Zuschuss, der sich auf 5 Jahre verteilt, zu den ihren Projekten erhalten. Die Födermaßnahme ist wie folgt beschrieben: Mit dem Wettbewerb will das BMBF systemorientierte Aspekte aufgreifen. Es geht um die Erforschung ganzer Energie- bzw. Versorgungssyteme. Es sollen neuartige Konzepte für eine effizientere Energienutzung in Städten entwickelt, modellhaft umgesetzt und verbreitet werden. Der Lehrstuhl ist mit der Maßnahme B2: Unterstützung der Netzqualität durch automatisierte Verteilstationen und Lastmanagement (kurz Lastmanagement) mit anderen Partner beteiligt. Die Maßnahme läuft planmäßig, wobei die erste Phase: Analyse der Anforderungen und Potentiale abgeschlossen ist und zurzeit die zweite Phase: Entwicklung von Konzepten und Modellen bearbeitet wird. Die dritte Phase, die die Umsetzung betrifft, ist bereits abgearbeitet. Mit Hilfe der Automatisierung von Verteilstationen soll durch gezieltes Monitoring und Beeinflussung von Erzeugung und Last eine Stabilisierung der elektrischen Verteilnetze, eine Einsparung an CO2 Emissionen und eine Steigerung der Einspeisung durch erneuerbare Elektroenergiequellen realisiert werden. Die Auswahl der Verteilnetze, d.h. der Knoten erfolgte in enger Kooperation mit dem Partner SWM . Dazu wurden bereits Simulationen durchgeführt. Die meist auf Mittespannung bezogenen Betrachtungen wurden auf das Verteilnetz herunter gebrochen und auch eine Speicherung von Energie in Betracht gezogen. Auch die Fernbeobachtung ist von Interesse. Sie wurde bei dem Konzept berücksichtigt. So erfolgte die Auswahl auch nach diesem Kriterium.

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Teilvorhaben OvGU: "Bedarfsanalyse und Modellentwicklung zur Gestaltung der notwendigen Rahmenbedingungen bei Bereitstellung von Speicherkapazität durch kleine, dezentral im Netz vorhandene Energiespeicher für einen optimalen Netzbetrieb"

Das Teilvorhaben der OvGU im Projekt ESPEN zielt auf die Erarbeitung der Anforderungen an dezentrale Speicher im Niederspannungsnetz. Das umfasst die Untersuchung der residualen Lastverhältnisse durch Simulation von Szenarien mit unterschiedlichen Durchdringungsgraden regenerativer Energieerzeuger an definierten, generischen Netzstrukturen. Diese beinhalten urbane, suburbane und ländliche Versorgungssituationen innerhalb verschiedener Stützjahre, angelehnt an wissenschaftlich anerkannte Studien und Prognosen. Die Untersuchung soll den zukünftigen Bedarf an Systemdienstleistungen definieren, der insbesondere in den unteren Verteilungsnetzebenen bei hohen Integrationsgraden dezentraler Erzeugung entsteht. Als Konsequenz wird der simulative Einsatz von ausgewählten Speichermodellen innerhalb der Untersuchungsszenarien analysiert und bewertet. Des Weiteren werden die zur Netzintegration von Speichern notwendigen Rahmenbedingungen analysiert und die damit verbundenen Informationsflüsse zwischen den unterschiedlichen beteiligten Akteuren unter Berücksichtigung geltender, technisch-organisatorischer Vorgaben für den Einsatz der Verbundspeicher im Verteilungsnetz untersucht. Darüber hinaus wird unter der Maßgabe des zukünftigen Netzbetriebes eine Referenzarchitektur für die Betriebsweise eines verteilten Speicherverbundes entworfen. Basierend auf den simulationstechnischen Untersuchungen erfolgt die Erarbeitung der zukünftigen Anforderungen als Grundlage zur Ausgestaltung des technisch-organisatorischen Rahmens für den Verbundbetrieb dezentraler Speichereinheiten, sowie diesbezüglicher Anpassungsempfehlungen.

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Im Rahmen des Drittmittelprojektes "Untersuchungen zu Maßnahmen bei kritischen Zuständen im Übertragungsnetz von 50 Hertz Transmission" in Zusammenarbeit mit der 50 Hertz Transmission wird das gegenwärtige Lastabwurfskonzept der Regelzone analysiert. Durch den Anschluss von Windenergie und PV anlagen vor allem im Verteilnetz ändert sich in einigen Situationen. z.B. Starkwind oder Schwachlast, die Richtung der vertikalen Last in den Umspannwerken und die Leistung wird vom Verteilnetz in das Hoch -und Höchstspannnungsnetz rückgespeist. Vor diesem Hintergrund wird untersucht, ob sich die Wirkung des automatischen Lastabwurfs durch Frequenzrelais im Fall von Unterfrequenz auch zukünftig positiv auf die Frequenzstabilisierung auswirkt. Dazu werden entsprechende Leistungszeitreihen an den Umspannstationen ausgewertet und der aktuelle Aufteilungsschlüssel analysiert. Die Ergebnisse sollen anhand bestimmter Szenarien mithilfe eines Netzmodells verifiziert werden.

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