Dynamische Stromtarife zur Erschließung von Flexibilität in Industrieunternehmen

Um die Auswirkungen des menschenverursachten Klimawandels zu begrenzen und die Abhängigkeit von nur in endlichen Mengen vorhandenen fossilen Energieträgern zu reduzieren, hat sich die internationale Staatengemeinschaft ambitionierte Ziele gesetzt, welche die Bundesregierung in konkrete Handlungsschritte umgesetzt hat. Der Umbau der Energieversorgung zu einem vollständig aus Erneuerbaren Energien bestehenden System hat im Bereich der elektrischen Energieversorgung bereits große Fortschritte gemacht. Der Wärme- und Mobilitätssektor wird zur Dekarbonisierung zu weiten Teilen elektrifiziert werden müssen, was weitere erhebliche Anforderungen an den Stromsektor nach sich zieht. Die Integration dargebotsabhängig einspeisender Erneuerbarer Energien in das Stromsystem, welches auf einen ständigen Ausgleich von Angebot und Nachfrage angewiesen ist, kann auf mehreren Wegen geschehen. Einerseits können unterschiedliche Speichertypen zum Einsatz kommen, sowohl klassische Pumpspeicherkraftwerke und elektrochemische Batterien als auch innovative Speicherverfahren wie Power-to-Gas. Andererseits kann die Verbrauchsseite einen Beitrag leisten, in dem ein Teil des elektrischen Verbrauches an die Schwankungen der Einspeisung angepasst werden und der Stromverbrauch dann erhöht wird, wenn Strom aus Erneuerbaren Energien im Überfluss zur Verfügung steht. Diese Arbeit beschreibt daher die besonderen Anforderungen, die industrielle Verbraucher an einen dynamischen Stromtarif stellen und zeigt Möglichkeiten, wie sich der Einsatz von flexiblen Verbrauchern anreizen und koordinieren lässt. Es wird ein universelles Lastmodell für flexible Verbraucher vorgestellt, anhand welchem technische Restriktionen wie Mindest- und Maximalleistungen, die bezogene Energie und Speicherparameter genauso wie betriebliche Einschränkungen wie Mindest- und Höchstlaufzeiten, Unterbrechungszeiten und Einsatzreihenfolgen beschrieben werden können. Die so modellierten flexiblen Prozesse bilden die Grundlage einer gemischt-ganzzahligen linearen Optimierungsaufgabe, welche eine Reduzierung der Strombezugskosten durch eine Lastverschiebung basierend auf der Day-Ahead Auktion und dem kontinuierlichen Intradayhandel erreicht. Mit den Erfahrungen aus dem Forschungsprojekt Happy Power Hour wurden mögliche Einsparungen anhand zahlreicher Prozesse aus der mittelständischen Industrie demonstriert und die Sensitivität von Einschränkungen untersucht. Es wurde dabei insbesondere gezeigt, dass Lastverschiebungen auch innerhalb weniger Stunden nennenswerte Einsparungen generieren können, ohne dass dazu alle Prozesse in die Nachtstunden oder auf das Wochenende verschoben werden müssen. Beispiele für geeignete Prozesse wurden in nahezu allen untersuchten Industrieunternehmen gefunden, besonders geeignet zeigten sich Temperaturprozesse, aber auch Produktspeicher weisen ein großes Potential auf. Besonders erfolgsversprechend ist der im Rahmen dieser Arbeit entwickelte Intraday Redispatch, die Kombination aus Day-Ahead Auktion und kontinuierlichem Intradayhandel. Der Intraday Redispatch ermöglicht es, die Liquidität und Prognostizierbarkeit der Day-Ahead Auktion zu nutzen, und anschließend durch Lastverschiebungen zusätzliche Handelserlöse im kontinuierlichen Intradayhandel zu realisieren, welcher deutlich größere Preisspreizungen insbesondere innerhalb kurzer Zeiträume aufweist. Auch die besondere Hemmniswirkung der staatlichen Abgaben und Umlagen, insbesondere der EEG-Umlage und den Netznutzungsentgelten wird an Beispielen demonstriert. Für beide Preisbestandteile werden alternative Regelungsvorschläge dargestellt, welche eine Flexibilitätsnutzung anregen und bestehende Hemmnisse abbauen. Die Lastverschiebungen werden unbeachtet des tatsächlichen lokalen Netzzustandes durchgeführt, es wird die als „Kupferplatte“ bezeichnete Engpassfreiheit des gesamten Stromnetzes vorausgesetzt. Da diese Annahme bei einer starken Durchdringung des Netzes mit flexiblen Verbrauchern, die sich auf das gleiche Signal optimieren – insbesondere bei einer lokalen Konzentration – nicht mehr zulässig sein wird, ist dann entweder ein kostenintensiver konventioneller Netzausbau erforderlich oder eine Koordination von Markt und Netz durch ein Smart Grid System. Eine solche Erweiterung eines bestehenden Smart Grid Systems um Regionale Flexibilitätsmärkte, welche bei einer prognostizierten Grenzwertverletzung auf Verteilnetzebene über eine transparente, diskriminierungsfreie Ausschreibung die benötigte Flexibilität auktionieren, wird diskutiert. Dabei werden die noch fehlenden Entwicklungen im Bereich der Netzzustandsprognose und der Ausgestaltung Regionaler Flexibilitätsmärkte aufgezeigt und Vorschläge für die Umsetzung unterbreitet. Zum jetzigen Zeitpunkt sind die Implementierungskosten für einen dynamischen Stromtarif aufgrund der erforderlichen individuellen Potentialermittlung pro Prozess und der zusätzlich notwendigen Regelungs- und Kommunikationshardware vergleichsweise hoch. Nach Etablierung geeigneter Standards zur Kommunikation und der Definition einheitlicher Schnittstellen zur Übertragung der Preissignale könnten neue Anlagen – sowohl im industriellen Bereich, aber künftig zunehmend auch in den Sektoren Gewerbe, Handel, Dienstleistungen sowie im Privatkundenbereich – die notwendigen Funktionen bereits implementieren. Neue Anlagen könnten als „Happy Power Hour-ready“ angeboten werden, so dass sich automatische Lastverschiebungen künftig auch in kleineren Leistungsklassen rentabel umsetzen lassen. Dies würde enorme zusätzliche Potentiale zur Lastverschiebung erschließen und damit einen wichtigen Beitrag zum erforderlichen Ausgleich von Stromerzeugung und –verbrauch zu jedem Zeitpunkt leisten. Da sich eine einmal erschlossene Flexibilität für unterschiedliche Zwecke einsetzten lässt, beispielsweise neben der Spotmarktoptimierung auch für den Regelleistungsmarkt oder innerbetriebliches Spitzenlastmanagement, wurden alternative Vermarktungsoptionen für Flexibilität beleuchtet und mögliche Kombinationen dargestellt. Insbesondere für Einsatzzwecke wie Regionale Flexibilitätsmärkte, die darauf zielen, die Flexibilität nur in seltenen Fällen einer prognostizierten Grenzwertverletzung zu nutzen, bietet sich eine Kombination mit anderen Einsatzzwecken an. Die hier vorgestellte Optimierung vieler einzelner Industrieunternehmen bezüglich ihrer Strombezugskosten unterstützt durch die Verwendung des Spotmarktpreises als gemeinsame Führungsgröße gleichzeitig die Wahrung des für die Systemstabilität erforderlichen Gleichgewichts zwischen Einspeisung und Verbrauch. Eine Verschiebung von Last in Zeiten eines hohen Stromdargebots aus Erneuerbaren Energien geschieht aufgrund der starken Wirkung der Erneuerbaren Energien auf den Spotmarktpreis somit automatisch.The governments of the majority of all nations have defined ambitious aims to limit the impact of the man-made climate change and to reduce the dependence of fossil energy sources. The conversion of the energy supply to a new system based on renewable energies has made huge advances especially in the field of electrical energy supply. For decarbonizing other sectors, especially heating and transportation sectors, they have to be electrified in large dimensions – which will raise additional challenges for the electrical energy supply. The electrical energy system relies on a balance of supply and demand each time. Different approaches are suitable for the integration of intermittent supply-depended renewable energy sources into the electrical energy system. Conventional storages like pumped-hydro power plants or electrochemical batteries can be used as well as innovative storages like power-2-gas. Additional to this, the demand side can be used to match generation and consumption via shifting load from times with low generation of renewable energies to times with high generation of renewable energies. The focus of this work is to examine special requirements of industrial customers to a dynamic electricity tariff and to develop a system, which encourages them to shift a part of their electrical consumption to hours where the prices are low at the wholesale markets. Due to this load shift, the costs for electrical energy can be reduced for the customer on the one side and on the other side; it supports the balance of generation and consumption. A universal load model is presented, which allows taking in account a large variety of restrictions of flexible processes, like minimal and maximal electrical power, storage capabilities and suitable operation times. The flexible processes, which have been modelled this way, are the basis for a mixed-integer linear program, which calculates an optimal schedule for all flexible processes based on the day-ahead auction and the continuous intraday market. Based on the experiences of the research project Happy Power Hour potential savings were demonstrated based on numerous sample processes from small and medium-sized companies and the effects of individual restrictions were examined. The special effect of state levies and charges, in particular the EEG levy and grid utilisation fees, was also demonstrated by means of examples. Alternative regulatory proposals were presented for both price components, which would stimulate the use of flexibility and reduce existing barriers. The load shift discussed in this work is carried out irrespective of the actual local grid state, assuming that the entire electricity grid is free of bottlenecks, known as the "copper plate assumption". Since this assumption will no longer be admissible with a strong penetration of flexible consumers, which will be optimized for the same signal - especially with a local concentration - this requires either a cost-intensive conventional network expansion or a coordination of market and network by a Smart Grid system. Such an extension of an existing Smart Grid system to include regional flexibility markets, which, in the event of a predicted limit value violation at the distribution grid level, will auction off the required flexibility by means of a transparent, non-discriminatory tender, was discussed. Doing so, the still missing developments in the area of grid state forecasting and the structuring of regional flexibility markets were pointed out and proposals for the implementation were submitted. At present, the implementation costs of a dynamic electricity tariff are comparatively high due to the required individual potential determination per process and the additional control and communication hardware required. After the establishment of suitable communication standards and the definition of uniform interfaces for transmitting price signals, new systems - both in the industrial sector and increasingly in the future also in the commercial, trade, services and private customer sectors - could already implement the necessary functions. New processes could be offered as "Happy Power Hour-ready", so that in the future automatic load shifts can be cost-effectively implemented even in smaller processes. This would open enormous additional potentials for load shift and thus make an important contribution to the necessary balancing of power generation and consumption at all times. Since a once integrated flexibility can be used for different purposes, e. g. in addition to spot market optimization also for the balancing power market or internal peak load management, alternative marketing options for flexibility were highlighted and possible combinations were presented. A combination with other applications in the rest of the time is particularly suitable for applications such as regional flexibility markets, which aim to use flexibility only in rare cases of predicted limit value violations

Dynamische Stromtarife zur Erschließung von Flexibilität in Industrieunternehmen

Um die Auswirkungen des menschenverursachten Klimawandels zu begrenzen und die Abhängigkeit von nur in endlichen Mengen vorhandenen fossilen Energieträgern zu reduzieren, hat sich die internationale Staatengemeinschaft ambitionierte Ziele gesetzt, welche die Bundesregierung in konkrete Handlungsschritte umgesetzt hat. Der Umbau der Energieversorgung zu einem vollständig aus Erneuerbaren Energien bestehenden System hat im Bereich der elektrischen Energieversorgung bereits große Fortschritte gemacht. Der Wärme- und Mobilitätssektor wird zur Dekarbonisierung zu weiten Teilen elektrifiziert werden müssen, was weitere erhebliche Anforderungen an den Stromsektor nach sich zieht. Die Integration dargebotsabhängig einspeisender Erneuerbarer Energien in das Stromsystem, welches auf einen ständigen Ausgleich von Angebot und Nachfrage angewiesen ist, kann auf mehreren Wegen geschehen. Einerseits können unterschiedliche Speichertypen zum Einsatz kommen, sowohl klassische Pumpspeicherkraftwerke und elektrochemische Batterien als auch innovative Speicherverfahren wie Power-to-Gas. Andererseits kann die Verbrauchsseite einen Beitrag leisten, in dem ein Teil des elektrischen Verbrauches an die Schwankungen der Einspeisung angepasst werden und der Stromverbrauch dann erhöht wird, wenn Strom aus Erneuerbaren Energien im Überfluss zur Verfügung steht. Diese Arbeit beschreibt daher die besonderen Anforderungen, die industrielle Verbraucher an einen dynamischen Stromtarif stellen und zeigt Möglichkeiten, wie sich der Einsatz von flexiblen Verbrauchern anreizen und koordinieren lässt. Es wird ein universelles Lastmodell für flexible Verbraucher vorgestellt, anhand welchem technische Restriktionen wie Mindest- und Maximalleistungen, die bezogene Energie und Speicherparameter genauso wie betriebliche Einschränkungen wie Mindest- und Höchstlaufzeiten, Unterbrechungszeiten und Einsatzreihenfolgen beschrieben werden können. Die so modellierten flexiblen Prozesse bilden die Grundlage einer gemischt-ganzzahligen linearen Optimierungsaufgabe, welche eine Reduzierung der Strombezugskosten durch eine Lastverschiebung basierend auf der Day-Ahead Auktion und dem kontinuierlichen Intradayhandel erreicht. Mit den Erfahrungen aus dem Forschungsprojekt Happy Power Hour wurden mögliche Einsparungen anhand zahlreicher Prozesse aus der mittelständischen Industrie demonstriert und die Sensitivität von Einschränkungen untersucht. Es wurde dabei insbesondere gezeigt, dass Lastverschiebungen auch innerhalb weniger Stunden nennenswerte Einsparungen generieren können, ohne dass dazu alle Prozesse in die Nachtstunden oder auf das Wochenende verschoben werden müssen. Beispiele für geeignete Prozesse wurden in nahezu allen untersuchten Industrieunternehmen gefunden, besonders geeignet zeigten sich Temperaturprozesse, aber auch Produktspeicher weisen ein großes Potential auf. Besonders erfolgsversprechend ist der im Rahmen dieser Arbeit entwickelte Intraday Redispatch, die Kombination aus Day-Ahead Auktion und kontinuierlichem Intradayhandel. Der Intraday Redispatch ermöglicht es, die Liquidität und Prognostizierbarkeit der Day-Ahead Auktion zu nutzen, und anschließend durch Lastverschiebungen zusätzliche Handelserlöse im kontinuierlichen Intradayhandel zu realisieren, welcher deutlich größere Preisspreizungen insbesondere innerhalb kurzer Zeiträume aufweist. Auch die besondere Hemmniswirkung der staatlichen Abgaben und Umlagen, insbesondere der EEG-Umlage und den Netznutzungsentgelten wird an Beispielen demonstriert. Für beide Preisbestandteile werden alternative Regelungsvorschläge dargestellt, welche eine Flexibilitätsnutzung anregen und bestehende Hemmnisse abbauen. Die Lastverschiebungen werden unbeachtet des tatsächlichen lokalen Netzzustandes durchgeführt, es wird die als „Kupferplatte“ bezeichnete Engpassfreiheit des gesamten Stromnetzes vorausgesetzt. Da diese Annahme bei einer starken Durchdringung des Netzes mit flexiblen Verbrauchern, die sich auf das gleiche Signal optimieren – insbesondere bei einer lokalen Konzentration – nicht mehr zulässig sein wird, ist dann entweder ein kostenintensiver konventioneller Netzausbau erforderlich oder eine Koordination von Markt und Netz durch ein Smart Grid System. Eine solche Erweiterung eines bestehenden Smart Grid Systems um Regionale Flexibilitätsmärkte, welche bei einer prognostizierten Grenzwertverletzung auf Verteilnetzebene über eine transparente, diskriminierungsfreie Ausschreibung die benötigte Flexibilität auktionieren, wird diskutiert. Dabei werden die noch fehlenden Entwicklungen im Bereich der Netzzustandsprognose und der Ausgestaltung Regionaler Flexibilitätsmärkte aufgezeigt und Vorschläge für die Umsetzung unterbreitet. Zum jetzigen Zeitpunkt sind die Implementierungskosten für einen dynamischen Stromtarif aufgrund der erforderlichen individuellen Potentialermittlung pro Prozess und der zusätzlich notwendigen Regelungs- und Kommunikationshardware vergleichsweise hoch. Nach Etablierung geeigneter Standards zur Kommunikation und der Definition einheitlicher Schnittstellen zur Übertragung der Preissignale könnten neue Anlagen – sowohl im industriellen Bereich, aber künftig zunehmend auch in den Sektoren Gewerbe, Handel, Dienstleistungen sowie im Privatkundenbereich – die notwendigen Funktionen bereits implementieren. Neue Anlagen könnten als „Happy Power Hour-ready“ angeboten werden, so dass sich automatische Lastverschiebungen künftig auch in kleineren Leistungsklassen rentabel umsetzen lassen. Dies würde enorme zusätzliche Potentiale zur Lastverschiebung erschließen und damit einen wichtigen Beitrag zum erforderlichen Ausgleich von Stromerzeugung und –verbrauch zu jedem Zeitpunkt leisten. Da sich eine einmal erschlossene Flexibilität für unterschiedliche Zwecke einsetzten lässt, beispielsweise neben der Spotmarktoptimierung auch für den Regelleistungsmarkt oder innerbetriebliches Spitzenlastmanagement, wurden alternative Vermarktungsoptionen für Flexibilität beleuchtet und mögliche Kombinationen dargestellt. Insbesondere für Einsatzzwecke wie Regionale Flexibilitätsmärkte, die darauf zielen, die Flexibilität nur in seltenen Fällen einer prognostizierten Grenzwertverletzung zu nutzen, bietet sich eine Kombination mit anderen Einsatzzwecken an. Die hier vorgestellte Optimierung vieler einzelner Industrieunternehmen bezüglich ihrer Strombezugskosten unterstützt durch die Verwendung des Spotmarktpreises als gemeinsame Führungsgröße gleichzeitig die Wahrung des für die Systemstabilität erforderlichen Gleichgewichts zwischen Einspeisung und Verbrauch. Eine Verschiebung von Last in Zeiten eines hohen Stromdargebots aus Erneuerbaren Energien geschieht aufgrund der starken Wirkung der Erneuerbaren Energien auf den Spotmarktpreis somit automatisch.The governments of the majority of all nations have defined ambitious aims to limit the impact of the man-made climate change and to reduce the dependence of fossil energy sources. The conversion of the energy supply to a new system based on renewable energies has made huge advances especially in the field of electrical energy supply. For decarbonizing other sectors, especially heating and transportation sectors, they have to be electrified in large dimensions – which will raise additional challenges for the electrical energy supply. The electrical energy system relies on a balance of supply and demand each time. Different approaches are suitable for the integration of intermittent supply-depended renewable energy sources into the electrical energy system. Conventional storages like pumped-hydro power plants or electrochemical batteries can be used as well as innovative storages like power-2-gas. Additional to this, the demand side can be used to match generation and consumption via shifting load from times with low generation of renewable energies to times with high generation of renewable energies. The focus of this work is to examine special requirements of industrial customers to a dynamic electricity tariff and to develop a system, which encourages them to shift a part of their electrical consumption to hours where the prices are low at the wholesale markets. Due to this load shift, the costs for electrical energy can be reduced for the customer on the one side and on the other side; it supports the balance of generation and consumption. A universal load model is presented, which allows taking in account a large variety of restrictions of flexible processes, like minimal and maximal electrical power, storage capabilities and suitable operation times. The flexible processes, which have been modelled this way, are the basis for a mixed-integer linear program, which calculates an optimal schedule for all flexible processes based on the day-ahead auction and the continuous intraday market. Based on the experiences of the research project Happy Power Hour potential savings were demonstrated based on numerous sample processes from small and medium-sized companies and the effects of individual restrictions were examined. The special effect of state levies and charges, in particular the EEG levy and grid utilisation fees, was also demonstrated by means of examples. Alternative regulatory proposals were presented for both price components, which would stimulate the use of flexibility and reduce existing barriers. The load shift discussed in this work is carried out irrespective of the actual local grid state, assuming that the entire electricity grid is free of bottlenecks, known as the "copper plate assumption". Since this assumption will no longer be admissible with a strong penetration of flexible consumers, which will be optimized for the same signal - especially with a local concentration - this requires either a cost-intensive conventional network expansion or a coordination of market and network by a Smart Grid system. Such an extension of an existing Smart Grid system to include regional flexibility markets, which, in the event of a predicted limit value violation at the distribution grid level, will auction off the required flexibility by means of a transparent, non-discriminatory tender, was discussed. Doing so, the still missing developments in the area of grid state forecasting and the structuring of regional flexibility markets were pointed out and proposals for the implementation were submitted. At present, the implementation costs of a dynamic electricity tariff are comparatively high due to the required individual potential determination per process and the additional control and communication hardware required. After the establishment of suitable communication standards and the definition of uniform interfaces for transmitting price signals, new systems - both in the industrial sector and increasingly in the future also in the commercial, trade, services and private customer sectors - could already implement the necessary functions. New processes could be offered as "Happy Power Hour-ready", so that in the future automatic load shifts can be cost-effectively implemented even in smaller processes. This would open enormous additional potentials for load shift and thus make an important contribution to the necessary balancing of power generation and consumption at all times. Since a once integrated flexibility can be used for different purposes, e. g. in addition to spot market optimization also for the balancing power market or internal peak load management, alternative marketing options for flexibility were highlighted and possible combinations were presented. A combination with other applications in the rest of the time is particularly suitable for applications such as regional flexibility markets, which aim to use flexibility only in rare cases of predicted limit value violations

Zustandsidentifikation von Mittelspannungsnetzen für eine übergreifende Automatisierung der Mittel- und Niederspannungsebene

Die Dissertation befasst sich mit der Entwicklung von Verfahren zur Zustandsidentifikation im Mittelspannungsnetz, unter Berücksichtigung der geringen Datenbasis aufgrund dort existierender Messungen, und den vorhandenen, bereits implementierten Verfahren im Niederspannungsnetz, eine spannungsebenenübergreifende und vollständige Identifikation des Netzzustandes im Rahmen einer dezentralen Automatisierungsumgebung zu ermöglichen. Die entwickelten Verfahren sollen dabei unter Berücksichtigung von Wirtschaftlichkeitsrestriktionen, sicher und robust in Bezug auf den Ausfall von Kommunikations- und Messtechnik, kritische Netzzustände identifizieren, um auf dieser Grundlage eine Informationsbasis für eine koordinierte Spannungs- und Leistungsregelung in der gesamten Verteilungsnetzebene zu realisieren

Zustandsidentifikation von Mittelspannungsnetzen für eine übergreifende Automatisierung der Mittel- und Niederspannungsebene

Die Dissertation befasst sich mit der Entwicklung von Verfahren zur Zustandsidentifikation im Mittelspannungsnetz, unter Berücksichtigung der geringen Datenbasis aufgrund dort existierender Messungen, und den vorhandenen, bereits implementierten Verfahren im Niederspannungsnetz, eine spannungsebenenübergreifende und vollständige Identifikation des Netzzustandes im Rahmen einer dezentralen Automatisierungsumgebung zu ermöglichen. Die entwickelten Verfahren sollen dabei unter Berücksichtigung von Wirtschaftlichkeitsrestriktionen, sicher und robust in Bezug auf den Ausfall von Kommunikations- und Messtechnik, kritische Netzzustände identifizieren, um auf dieser Grundlage eine Informationsbasis für eine koordinierte Spannungs- und Leistungsregelung in der gesamten Verteilungsnetzebene zu realisieren

Energie für unser Europa

ENERGIE FÜR UNSER EUROPA Energie für unser Europa (Rights reserved) ( -

Probabilistische Modellierung dezentraler Energieanlagen und Sekundärtechnik für die Verteilnetzplanung

Der Ausbau dezentraler Energieanlagen wie fotovoltaischen Anlagen beeinflusst die Netzzustände signifikant. Dabei ist unsicher, wo und in welchem Maße deren Ausbau zukünftig erfolgt. Es ist nun an den Netzbetreibern gleichzeitig die aktuellen Herausforderungen zu meistern und die Netzplanung und -regelung für die Zukunft zu aktualisieren. Eine statistische Methode wird entwickelt, die Verteilnetzplanung unter Einsatz von quasi-stationär modellierten ”Smart Grid”-Lösungen wie Blindleistungsreglern und regelbaren Ortsnetztransformatoren ermöglicht. Durch Stichprobenverfahren werden Unsicherheiten wie Ort, Größe und Leistungsprofile der Energieanlagen in das Netzmodell eingebunden. Diese als probabilistischer Lastfluss bekannte Methode wird durch Gütemaße im Bereich geringer Kombination evaluiert. Beispiele probabilistischer Netzplanung werden an Netztopologien präsentiert.:Abbildungsverzeichnis iv Tabellenverzeichnis viii Abkürzungsverzeichnis viii Formelzeichen x 1. Einleitung 1 1.1. Definition der Herausforderung 1 1.2. Netzplanung 2 1.3. Ziel der Arbeit3 1.4. Struktur der Arbeit 5 2. Normen und technische Rahmenbedingungen 6 2.1. DIN EN 50160 6 2.2. VDE-AR-N 41057 2.3. Technische Anschlussbedingungen 9 2.4. Erneuerbare-Energien-Gesetz 11 2.5. Zusammenfassung 12 3. Gliederung probabilistischer Lastflussverfahren 13 3.1. Punktschätzende und iterative Verfahren 14 3.2. Gliederung nach Stichprobenverfahren 15 3.3. Reduzierung des Grundraumes 16 3.3.1. Cluster-Analyse17 3.3.2. Ausreißerbehandlung 21 3.3.3. Wahrscheinlichkeits- und Verteilungsfunktion 21 3.4. Methode der Stichprobenziehung 22 3.4.1. Einfache Zufallsstichprobe 23 3.4.2. Systematische Stichprobe24 3.4.3. Geschichtete Zufallsstichprobe 25 3.5. Reduzierung des Stichprobenraumes 26 3.6. Invertierung von Stichproben 26 3.7. Zusammenfassung 27 4. Vergleich probabilistischer Verfahren 28 4.1. Nicht-Gaußsche Eingangsdaten 28 4.2. Bestimmung notwendiger Clusterzentren 29 4.3. Erstellung des Stichprobenraumes pro Kombination 31 4.4. Gütemaße und Effizienz von Stichprobenverfahren 33 4.4.1. Median 34 4.4.2. Median der absoluten Abweichung vom Median 37 4.4.3. Maximale normierte Perzentilsdifferenz 40 4.4.4. Zusammenfassung 43 4.5. Streuung der Stichprobenverfahren bei wiederholter Ausführung 44 4.5.1. Median 44 4.5.2. Median der absoluten Abweichung vom Median 45 4.5.3. Maximale normierte Perzentilsdifferenz 47 4.5.4. Zusammenfassung 49 4.6. Sensitivität bei unterschiedlicher Anzahl statistischer Netzknoten 52 4.6.1. Median 52 4.6.2. Median der absoluten Abweichung vom Median 54 4.6.3. Maximale normierte Perzentilsdifferenz 56 4.6.4. Zusammenfassung58 4.7. Notwendige Kombinationen für Ziel-Gütemaße 59 5. Software-basierte probabilistische Verteilnetzplanung 61 5.1. Struktur der entwickeltenSoftware 61 5.2. Last- und Erzeugungsprofile 63 5.2.1. Synthetische Haushaltslast 63 5.2.2. Elektrofahrzeug 64 5.2.3. Wärmepumpe 65 5.2.4. Photovoltaische Anlagen 66 5.2.5. Windenergieanlagen 66 5.3. Optimale Auswahl nach Regeleffizienz 67 5.4. DezentraleWirkleistungsregler 68 5.4.1. P(U)-Regler für Schnellladeinfrastruktur 68 5.4.2. P(U)-Regelung von Wärmepumpen gemäß thermischer Grenzen 69 5.5. Blindleistungsregler 72 5.5.1. Zentrale Steuerung 73 5.5.2. Dezentrale Regelung 75 5.5.3. Verteilte Regelung 79 5.6. Regelbarer Ortsnetztransformator 83 5.7. Automatisierte Netzausbauplanung 86 5.7.1. Transformatortausch 87 5.7.2. Vergrößerung des Leiterquerschnitts 89 5.7.3. Zusätzliche Stichleitung 89 5.7.4. Kostenberechnung 90 5.8. Zusammenfassung 91 6. Anwendungsfälle probabilistischer Planung 92 6.1. Verwendete Verteilnetzmodelle 94 6.2. Abschätzung der Auswirkung von PV-Anlagenausbau 95 6.2.1. Unterschiede der Planungsverfahren zur Schätzung der PVA-Nennleistung 95 6.2.2. Einfluss der Blindleistungsregelung auf mögliche Anlagenleistung 100 6.3. Abschätzung von Netzauslastungen in Wohngebieten 106 6.3.1. Annahmen und Szenarien 107 6.3.2. Auswertung der Knotenspannungen 110 6.3.3. Auswertung der Betriebsmittelauslastungen 116 6.4. Zusammenfassung 118 7. Zusammenfassung und Ausblick 119 Literaturverzeichnis 121 Anhang 135 A. Statistische Merkmale 135 A.1. Empirische Wahrscheinlichkeitsfunktion 135 A.2. Kumulative empirische Verteilungsfunktion 136 A.3. Quantile 136 A.4. Interquartilsabstand 137 B. PLF-Methoden 138 B.1. Veröffentlichte PLF-Methoden 138 B.2. Test Gaußsche Verteilung 138 C. Definitionen 140 C.1. Symbole für Flussdiagramme 140 C.2. Zählpfeilsystem 140 D. Ergänzende Ergebnisse 142 E. Danksagung 143Development of distributed energy units such as photovoltaic systems affects grid states significantly. It is uncertain, where and to what extent the development of these units is carried out in the future. It is now up to the distribution system operator to cope with todays grid challenges and to update grid planning and control for the future. A statistical method is developed, which incorporates quasi-stationary modeled ”smart grid” solutions such as reactive power controllers and on-load tap-changers. Uncertainties such as location, size and power profiles of energy systems are integrated into the grid model by sampling. This method is known as probabilistic load flow and is evaluated by quality measures at low combinations. Examples on probabilistic grid planning of different grid topologies are presented.:Abbildungsverzeichnis iv Tabellenverzeichnis viii Abkürzungsverzeichnis viii Formelzeichen x 1. Einleitung 1 1.1. Definition der Herausforderung 1 1.2. Netzplanung 2 1.3. Ziel der Arbeit3 1.4. Struktur der Arbeit 5 2. Normen und technische Rahmenbedingungen 6 2.1. DIN EN 50160 6 2.2. VDE-AR-N 41057 2.3. Technische Anschlussbedingungen 9 2.4. Erneuerbare-Energien-Gesetz 11 2.5. Zusammenfassung 12 3. Gliederung probabilistischer Lastflussverfahren 13 3.1. Punktschätzende und iterative Verfahren 14 3.2. Gliederung nach Stichprobenverfahren 15 3.3. Reduzierung des Grundraumes 16 3.3.1. Cluster-Analyse17 3.3.2. Ausreißerbehandlung 21 3.3.3. Wahrscheinlichkeits- und Verteilungsfunktion 21 3.4. Methode der Stichprobenziehung 22 3.4.1. Einfache Zufallsstichprobe 23 3.4.2. Systematische Stichprobe24 3.4.3. Geschichtete Zufallsstichprobe 25 3.5. Reduzierung des Stichprobenraumes 26 3.6. Invertierung von Stichproben 26 3.7. Zusammenfassung 27 4. Vergleich probabilistischer Verfahren 28 4.1. Nicht-Gaußsche Eingangsdaten 28 4.2. Bestimmung notwendiger Clusterzentren 29 4.3. Erstellung des Stichprobenraumes pro Kombination 31 4.4. Gütemaße und Effizienz von Stichprobenverfahren 33 4.4.1. Median 34 4.4.2. Median der absoluten Abweichung vom Median 37 4.4.3. Maximale normierte Perzentilsdifferenz 40 4.4.4. Zusammenfassung 43 4.5. Streuung der Stichprobenverfahren bei wiederholter Ausführung 44 4.5.1. Median 44 4.5.2. Median der absoluten Abweichung vom Median 45 4.5.3. Maximale normierte Perzentilsdifferenz 47 4.5.4. Zusammenfassung 49 4.6. Sensitivität bei unterschiedlicher Anzahl statistischer Netzknoten 52 4.6.1. Median 52 4.6.2. Median der absoluten Abweichung vom Median 54 4.6.3. Maximale normierte Perzentilsdifferenz 56 4.6.4. Zusammenfassung58 4.7. Notwendige Kombinationen für Ziel-Gütemaße 59 5. Software-basierte probabilistische Verteilnetzplanung 61 5.1. Struktur der entwickeltenSoftware 61 5.2. Last- und Erzeugungsprofile 63 5.2.1. Synthetische Haushaltslast 63 5.2.2. Elektrofahrzeug 64 5.2.3. Wärmepumpe 65 5.2.4. Photovoltaische Anlagen 66 5.2.5. Windenergieanlagen 66 5.3. Optimale Auswahl nach Regeleffizienz 67 5.4. DezentraleWirkleistungsregler 68 5.4.1. P(U)-Regler für Schnellladeinfrastruktur 68 5.4.2. P(U)-Regelung von Wärmepumpen gemäß thermischer Grenzen 69 5.5. Blindleistungsregler 72 5.5.1. Zentrale Steuerung 73 5.5.2. Dezentrale Regelung 75 5.5.3. Verteilte Regelung 79 5.6. Regelbarer Ortsnetztransformator 83 5.7. Automatisierte Netzausbauplanung 86 5.7.1. Transformatortausch 87 5.7.2. Vergrößerung des Leiterquerschnitts 89 5.7.3. Zusätzliche Stichleitung 89 5.7.4. Kostenberechnung 90 5.8. Zusammenfassung 91 6. Anwendungsfälle probabilistischer Planung 92 6.1. Verwendete Verteilnetzmodelle 94 6.2. Abschätzung der Auswirkung von PV-Anlagenausbau 95 6.2.1. Unterschiede der Planungsverfahren zur Schätzung der PVA-Nennleistung 95 6.2.2. Einfluss der Blindleistungsregelung auf mögliche Anlagenleistung 100 6.3. Abschätzung von Netzauslastungen in Wohngebieten 106 6.3.1. Annahmen und Szenarien 107 6.3.2. Auswertung der Knotenspannungen 110 6.3.3. Auswertung der Betriebsmittelauslastungen 116 6.4. Zusammenfassung 118 7. Zusammenfassung und Ausblick 119 Literaturverzeichnis 121 Anhang 135 A. Statistische Merkmale 135 A.1. Empirische Wahrscheinlichkeitsfunktion 135 A.2. Kumulative empirische Verteilungsfunktion 136 A.3. Quantile 136 A.4. Interquartilsabstand 137 B. PLF-Methoden 138 B.1. Veröffentlichte PLF-Methoden 138 B.2. Test Gaußsche Verteilung 138 C. Definitionen 140 C.1. Symbole für Flussdiagramme 140 C.2. Zählpfeilsystem 140 D. Ergänzende Ergebnisse 142 E. Danksagung 14

Innovative Planungsgrundsätze für ländliche Mittelspannungsnetze

Vor dem Hintergrund der begrenzten Verfügbarkeit fossiler Energieträger und dem anthropogenen Klimawandel werden weltweit verstärkt Windenergie- und Photovoltaikanlagen errichtet. Diese Entwicklung hat in der Europäischen Union und insbesondere in der Bundesrepublik Deutschland einen Transformationsprozess des leitungsgebundenen elektrischen Energiesystems ausgelöst, der die Aufgaben von Mittelspannungsnetzen im ländlichen Raum grundlegend verändert. Zunehmend ist die installierte Leistung der dezentralen Energiewandlungsanlagen und nicht mehr die maximale Last die auslegungsrelevante Größe. Um einen zulässigen Netzbetrieb zu gewährleisten, sind umfangreiche Investitionsmaßnahmen notwendig. Obwohl bereits zahlreiche innovative Netztechnologien, wie beispielsweise regelbare Ortsnetztransformatoren und Netzautomatisierungssysteme, entwickelt worden sind, werden diese bislang nur selten eingesetzt. Eine wesentliche Ursache hierfür ist, dass bisher keine alternativen Ausbaustrategien und Regeln existieren, die innovative Netztechnologien berücksichtigen. Die vorliegende Dissertation befasst sich daher mit der Entwicklung innovativer Planungsgrundsätze für den Ausbau von ländlichen Mittelspannungsnetzen, die den Einsatz innovativer Netztechnologien in der Netzplanung deutlich vereinfachen. Die Planungsgrundsätze stellen eine regelbasierte Auswahlhilfe dar, mit der in Abhängigkeit von der vorliegenden Problemstellung technische und ökonomisch geeignete Netztechnologien identifiziert werden können. Anhand von exemplarischen Planungsbeispielen sowie einer darauf basierenden statistischen Auswertung wird gezeigt, dass sich mit Hilfe der entwickelten innovativen Planungsgrundsätze die durch den Ausbau dezentraler Energiewandlungsanlagen entstehenden Gesamtkosten im Mittel um 90 % reduzieren lassen. Außerdem werden in der Arbeit Methoden für sektorenübergreifende Netzplanungen von Strom- und Gasnetzen mit der Power-to-Gas-Technologie vorgestellt

Innovative Planungsgrundsätze für ländliche Mittelspannungsnetze

Vor dem Hintergrund der begrenzten Verfügbarkeit fossiler Energieträger und dem anthropogenen Klimawandel werden weltweit verstärkt Windenergie- und Photovoltaikanlagen errichtet. Diese Entwicklung hat in der Europäischen Union und insbesondere in der Bundesrepublik Deutschland einen Transformationsprozess des leitungsgebundenen elektrischen Energiesystems ausgelöst, der die Aufgaben von Mittelspannungsnetzen im ländlichen Raum grundlegend verändert. Zunehmend ist die installierte Leistung der dezentralen Energiewandlungsanlagen und nicht mehr die maximale Last die auslegungsrelevante Größe. Um einen zulässigen Netzbetrieb zu gewährleisten, sind umfangreiche Investitionsmaßnahmen notwendig. Obwohl bereits zahlreiche innovative Netztechnologien, wie beispielsweise regelbare Ortsnetztransformatoren und Netzautomatisierungssysteme, entwickelt worden sind, werden diese bislang nur selten eingesetzt. Eine wesentliche Ursache hierfür ist, dass bisher keine alternativen Ausbaustrategien und Regeln existieren, die innovative Netztechnologien berücksichtigen. Die vorliegende Dissertation befasst sich daher mit der Entwicklung innovativer Planungsgrundsätze für den Ausbau von ländlichen Mittelspannungsnetzen, die den Einsatz innovativer Netztechnologien in der Netzplanung deutlich vereinfachen. Die Planungsgrundsätze stellen eine regelbasierte Auswahlhilfe dar, mit der in Abhängigkeit von der vorliegenden Problemstellung technische und ökonomisch geeignete Netztechnologien identifiziert werden können. Anhand von exemplarischen Planungsbeispielen sowie einer darauf basierenden statistischen Auswertung wird gezeigt, dass sich mit Hilfe der entwickelten innovativen Planungsgrundsätze die durch den Ausbau dezentraler Energiewandlungsanlagen entstehenden Gesamtkosten im Mittel um 90 % reduzieren lassen. Außerdem werden in der Arbeit Methoden für sektorenübergreifende Netzplanungen von Strom- und Gasnetzen mit der Power-to-Gas-Technologie vorgestellt