Optimierte Netzverträglichkeit von Gleichstrom-Schnellladesystemen durch aktive Netzbeeinflussung

Leistungsstarke Gleichstrom-Schnellladesysteme bewirken in öffentlichen Niederspannungsnetzen erhebliche Netzrückwirkungen. Normative Anforderungen an die Spannungsqualität limitieren deshalb die möglichen Netzanschlusspunkte. In dieser Arbeit wird ein Schnellladesystem mit minimalen Netzrückwirkungen und aktiver Netzbeeinflussung konzipiert und an einer maßstabsgetreuen Nachbildung eines Schnellladesystems experimentell validiert, was den Netzanschluss der Ladesysteme stark vereinfacht

Optimierte Netzverträglichkeit von Gleichstrom-Schnellladesystemen durch aktive Netzbeeinflussung

Der Aufbau einer leistungsstarken Gleichstrom-Schnellladeinfrastruktur ist ein Schlüsselfaktor für den Erfolg der Elektromobilität. Diese Arbeit verbessert bestehende Regelungsverfahren der eingesetzten aktiver Gleichrichter, minimiert die Anforderungen an den Netzanschlusspunkt und gestattet die aktive Filterung der Spannungsqualität. Eine maßstabsgetreue Nachbildung eines solchen Schnellladesystems stellt die Validierung des Forschungsansatzes sicher

Energiewende Sachsen – Aktuelle Herausforderungen und Lösungsansätze: Beiträge der Abschlusskonferenz des ENERSAX-Projektes

Die Bundesregierung plant im Rahmen der Energiewende den Anteil von erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung in Deutschland von heute rund 25% auf 80% bis zum Jahr 2050 auszubauen. Damit stehen auch dem Stromsektor in Sachsen grundlegende Veränderungen bevor. Derzeit leistet im Freistaat Sachsen die Braunkohle den größten Beitrag zur Elektrizitätsbereitstellung. Mit dem zunehmenden Ausbau an erneuerbaren Energien steigt der Anteil dargebotsabhängiger Energieträger. Daraus resultieren technische und wirtschaftliche Herausforderungen für das bestehende Energiesystem, wie z.B. die künftige Bereitstellung von Systemdienstleistungen. Mit diesen und weiteren Fragestellungen zur Transformation des Elektrizitätssystems haben sich Nachwuchswissenschaftler der TU Dresden in den vergangenen zwei Jahren im Rahmen des vom Europäischen Sozialfonds – ESF geförderten Projekts EnerSAX auseinander gesetzt. Neben der Erstellung einer Potenzialanalyse für Sachsen wurden sowohl technische Fragestellungen,wie z.B. die Auswirkungen der Integration erneuerbarer Energien auf die Übertragungs-, Verteilungs-und Niederspannungsnetze, als auch ökonomische Fragestellung, wie z.B. die künftige Ausgestaltung der Regelenergiemärkte, untersucht. Durch die Zusammenarbeit der Nachwuchsforscher aus den Bereichen der Elektrotechnik und Energiewirtschaft konnten so integrierte Lösungsansätze zur Ausgestaltung einer weitgehend auf erneuerbaren Energien beruhenden Energieversorgung mit dem Fokus auf Sachsen im transnationalen Kontext erarbeitet werden. Die wesentlichen Ergebnisse aus dem Projekt werden in diesem Buch vorgestellt

Planungs‐ und Betriebsgrundsätze für städtische Verteilnetze: Leitfaden zur Ausrichtung der Netze an ihren zukünftigen Anforderungen

Im Rahmen der Transformation der gesamten Energieversorgung können für das elektrische Energiesystem mehrere grundsätzliche technologische Entwicklungen identifiziert werden. Neben einer Veränderung von wenigen großen zentralen hin zu einer Vielzahl an kleinen dezentralen Erzeugungseinheiten drängen auch zunehmend weitere Akteure verstärkt in das elektrische Energiesystem. Insbesondere eine Verschiebung von Verbrennungsmotoren hin zu Elektromotoren im Bereich der Mobilität sowie eine Elektrifizierung der Gebäudewärme finden immer schneller ihren Zugang zum Energiesystem und stellen dabei vor allem an die Verteilnetze zentrale Herausforderungen dar. Ländliche Verteilnetze sind dabei hinsichtlich elektrischer Leistung zumeist die „Quellen“. Im Gegensatz dazu werden städtische Verteilnetze zukünftig als „Senken“ elektrische Energie aufnehmen, da die Anschluss- und Lastdichte bedeutend größer als im ländlichen Raum ist. Um die möglichen Netzoptimierungs- bzw. Netzausbaumaßnahmen aus konventioneller und innovativer Sicht unter Berücksichtigung der fortschreitenden Entwicklungen zu analysieren, ist es notwendig, die enormen Investitionsvolumina für den Umbau des Energiesystems zielgerichtet einsetzen und die Infrastrukturen auf ihre zukünftigen Anforderungen früh genug ausrichten zu können. Daher zielt das durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie geförderte Forschungsvorhaben mit der Grundlage konventioneller und innovativer Planungsprämissen und entsprechender Betriebsmittel und Technologien der Jahre 2018 bis einschließlich 2021 auf die Ableitung neuer Planungs- und Betriebsgrundsätze für städtische Verteilnetze von der Niederspannungs-, über die Mittelspannungs- bis hin zur Hochspannungsebene ab. Diese von der Bergischen Universität Wuppertal und der Siemens AG erarbeiteten neuen und generalisierten Grundsätze basieren auf vereinheitlichten Datensätzen der assoziierten Projektpartner und verfolgen dabei den Ansatz, mit der Zielsetzung einer volkswirtschaftlichen Gesamtkostenoptimierung ohne Beachtung des aktuellen Regulierungsrahmens für den überwiegenden Teil aller städtischen Verteilnetze gültig zu sein. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die entwickelten Grundsätze auf den getroffenen Prämissen beruhen. Das bedeutet, dass nicht alle netzbetreiberspezifischen Szenarien, Netzsituationen, Strategien und Investitionsplanungen abgedeckt werden und teilweise von Analysen der Netzbetreiber abweichen können. Unabhängig davon dienen die verallgemeinerten Aussagen vor dem Hintergrund einer in Zukunft regelmäßigen Überprüfung aufgrund sich weiter verändernder Rahmenbedingungen zur unternehmenseigenen Aktualisierung und Ergänzung sowie ggf. zur Standardisierung bestehender Planungs- und Betriebsgrundsätze. Der vorliegende Leitfaden und die herausgearbeiteten grundsätzlichen Erkenntnisse zu städtischen Verteilnetzen stellen so – gemeinsam mit dem bereits veröffentlichten Leitfaden für ländliche Verteilnetze (Neue Energie aus Wuppertal, Band 8) – eine Basis zur Ableitung oder Aktualisierung unternehmensspezifischer Planungs- und Betriebsgrundsätze dar

Batteriespeicher in Haushalten unter Berücksichtigung von Photovoltaik, Elektrofahrzeugen und Nachfragesteuerung

In dieser Dissertation wird die Wirtschaftlichkeit von stationären Batteriespeicher-Systemen (SBS) in Kombination mit einer Photovoltaik-Anlage (PVA) und unter Berücksichtigung von Elektro-Pkw in Haushalten untersucht. Dabei wird auch das Potenzial für Lastverlagerung von E-Pkw und SBS betrachtet sowie die Auswirkungen von verschiedenen Stromtarifen oder Rahmenbedingungen evaluiert. Hierfür wurde ein Optimierungsmodell als gemischt-ganzzahliges lineares Programm entwickelt, welches modellendogen die Anlagengrößen von PVA und SBS bestimmt sowie deren Kapitalwert maximiert

Batteriespeicher in Haushalten unter Berücksichtigung von Photovoltaik, Elektrofahrzeugen und Nachfragesteuerung

In dieser Arbeit wird die Wirtschaftlichkeit von stationären Batteriespeicher-Systemen (SBS) in Kombination mit einer Photovoltaik-Anlage (PVA) und unter Berücksichtigung von E-Pkw in Haushalten untersucht. Die Anlagengrößen von PVA und SBS werden dabei im Optimierungsmodell modellendogen bestimmt sowie deren Kapitalwert maximiert. Der Kapitalwert wird stark beeinflusst durch Lastverlagerungspotenziale von E-Pkw und SBS, Stromtarifdesign und weiteren Rahmenbedingungen

Speicherbedarf und dessen Auswirkungen auf die Energiewirtschaft bei Umsetzung der politischen Ziele zur Energiewende

Increasing integration of renewable energy sources is transforming the current powergeneration structure. This challenges policy makers, system operators, and also established energy system simulation tools. We developed a dynamic bottom-up model of the German electricity market to analyze the effects of high-resolution wind energy generation

Supply of Demand Side Flexibility in Times of Growing Feed-in of Renewable Energies - Requirements, Incentives and Potentials

In Deutschland wurden mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz ambitionierte Ziele zum Ausbau der Erneuerbaren Energien ausgegeben. So soll der Anteil der Erneuerbaren an der Bruttostromerzeugung im Jahr 2020 35 Prozent, in 2030 50 Prozent, in 2040 65 Prozent und in 2050 80 Prozent betragen. Zeitgleich soll die Energieversorgung so günstig, sicher und nachhaltig wie möglich erfolgen. Um die Versorgungssicherheit auch in den Zeiten zu gewährleisten, in denen die insbesondere dargebotsabhängigen Erneuerbaren Energien Wind und Photovoltaik nicht produzieren, bedarf es alternativer Flexibilitätsoptionen. Im Rahmen dieser Arbeit wird auf den möglichen Beitrag von regelbaren Lasten fokussiert. In dem Zusammenhang findet zunächst eine Diskussion der Auswirkungen von Nachfrageflexibilität auf den Strommarkt in kurzer Frist und auf das langfristige Marktgleichgewicht statt, die die theoretische Basis für die spätere Markteinsatzsimulation darstellt. Die Bestimmung der Flexibilitätspotenziale und der Kosten für einen Einsatz erfolgt über eine empirische Analyse von ausgewählten energieintensiven Industriebranchen. Für das Betrachtungsjahr 2013 lassen sich – je nach Dauer einer Regelung – durchschnittlich Verbrauchsabschaltungen von bis zu 4,2 Gigawatt (GW) geplant durchführen. Demgegenüber stehen Zuschaltungen in Höhe von bis zu 0,8 GW. Ein zukünftiger Ausbau der Flexibilitätspotenziale auf bis zu 5,2 GW sei bei z. T. geringen Kosten möglich. Im Rahmen der Markteinsatzsimulation wird geprüft, inwieweit die technisch verfügbare Flexibilität im Modell eingesetzt wird. Für das Modelljahr 2023 wird eine Abschaltleistung von bis zu 4,0 GW genutzt. Im Modelljahr 2033 sind es bis zu 4,5 GW. Es kann in dem Kontext nachgewiesen werden, dass durch den Einsatz von regelbaren Lasten konventionelle Erzeugungskapazitätenmit mehreren GW an installierter Leistung eingespart werden können.In Germany, ambitious goals regarding the expansion of renewable energies were given by law. The share of renewables in gross electricity generation was set to be 35 percent in 2020, 50 percent in 2030, 65 percent in 2040 and 80 percent in 2050. At the same time, power supply is meant to be as cheap, secure and sustainable as possible. There is a need of flexibility options to maintain security of suppy in times when especially fluctuating renewables such as wind and photovoltaics are not producing. This thesis focuses on the flexibility option of demand side management. First, there is a discussion of effects of demand side management on the short-term electricity market and the long-term market equilibrium which is the theoretical basis for the subsequent market simulation. The analysis of flexibility potential and costs of usage is conducted with an empirical analysis of chosen energy-intensive industry branches. For 2013, the year under review, the average load reduction could be up to 4.2 GW. The average load increase could be up to 0.8 GW. A future expansion of flexibility potential up to 5.2 GW with partly low cost is possible. With the use of the market simulation it can be proved whether technical flexibility is used within the model. For model year 2023 a load reduction of up to 4.0 GW is used. In model year 2033 it is up to 4.5 GW. In this context it is verified that the usage of demand side management leads to reduction of an installed capacity of conventional power plants of several GW

Speicherbedarf und dessen Auswirkungen auf die Energiewirtschaft bei Umsetzung der politischen Ziele zur Energiewende

Die zunehmende Integration regenerativer Energieerzeugungssysteme stellt die Energiewirtschaft vor grundlegende Herausforderungen. Dies betrifft nicht nur die Energieversorgungsunternehmen sondern auch etablierte Simulationsmodelle zur Analyse der Märkte. In der vorliegenden Arbeit wird ein systemdynamisches bottom-up Modell beschrieben, welches den deutschen Elektrizitätsmarkt in einer 15-minütigen Auflösung und einer hohen Integration der erneuerbaren Energien abbildet