CHAIR ELECTRIC POWER NETWORKS

AND RENEWABLE ENERGY

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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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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Das Projekt „SmartMES plus“ („Intelligentes Multi-Energie-System plus“) baut auf den Ergebnissen des Vorgängerprojekts „SmartMES“ auf, das die Potenziale einer umfassenden Sektorenkopplung und die Integration von Multi-Energie-Systemen in bestehende Marktmechanismen untersucht hat. Das Projekt "SmartMES plus" zielt darauf ab, die Diskrepanz zwischen Last und Erzeugung im elektrischen Netz durch Einbindung des Wärmenetzes auszugleichen. Dafür soll ein Multi-Energie-System untersucht werden, welches die Sektoren miteinander verbindet. Neben der Entwicklung von Methoden zur Netzzustandserfassung, soll die Kommunikationsinfrastruktur genauer betrachtet werden. Es soll erarbeitet werden, welches Equipment an welchen Punkten des Netzes benötigt wird. Außerdem wird erforscht, welche thermischen Speicher für den Einsatz in einem Multi-Energie-System geeignet sind und wie diese in Kombination mit den Kopplungstechnologien agieren. Weiterhin sollen datengetriebene Bewertungsmodelle für energiewirtschaftliche Flexibilitätsoptionen entwickelt und analysiert werden. Abschließend liegt ein Konzept zur Betriebsführung vor, welches den elektrischen und thermischen Sektor optimal miteinander koppelt.

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Die nachhaltige Nutzung erneuerbarer Energien zur Stromerzeugung erfordert in zunehmendem Maße die Integration verschiedener Energieinfrastrukturen zur Speicherung und Nutzung von Energie. Angesichts variierender Investitionskosten, unterschiedlicher Lebensdauern von Technologien und volatiler Energiepreise spielt die finanzwirtschaftliche Bewertung eine zentrale Rolle. Insbesondere stellt sich die Frage, zu welchem Zeitpunkt und in welchem Umfang eine sektorübergreifende Kopplung erforderlich ist. Das Projekt SmartMES konzentriert sich auf die Verbindung des elektrischen und des thermischen Energiesystems. Im Teilprojekt des Lehrstuhls für Innovations- und Finanzmanagement liegt der Fokus auf der Anwendung finanzmathematischer Methoden mit dem Ziel, die mit solchen Energieinfrastrukturen verbundenen Flexibilitätspotenziale – sogenannte reale Optionen – datengetrieben bzw. simulationsbasiert zu bewerten.

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Im Projekt PROGRESS werden kurative Maßnahmen zur Entlastung in Höchst- und Hochspannungsnetzen (HöS/HS) erprobt. Kurative Maßnahmen entsprechen hierbei einer reaktiven Anpassung von Aktoren im Netz zur gezielten Beeinflussung von Spannungen und Strömen nach dem tatsächlichen Eintritt eines Fehlers. Das bestehende Netz kann somit höher und effizienter ausgelastet und der Anteil präventiver Engpassmanagementmaßnahmen reduziert werden. Ein Einsatz kurativ entlastend wirkender Maßnahmen mittels Systemautomatiken erfordert eine umfassende Analyse und Erweiterung der bestehenden Systemarchitektur auf Netzleitebene, Stationsleitebene und im Feld. Zudem ist die Verknüpfung der Netzbetriebsführung mit betriebsplanerischen Prozessen sowie die Koordination zwischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern zu beachten.

Der Forschungsbedarf ergibt sich aus den Anforderungen an einen sicheren, effizienten und netzbetreiberübergreifenden Einsatz kurativer Maßnahmen. In diesem Projekt werden daher relevante soft- und hardwaretechnischen Komponenten der elektrischen Energieübertragung und -verteilung in HöS- und HS-Ebene analysiert, entsprechende Funktionsmuster zur Umsetzung kurativer Maßnahmen entwickelt und vor dem Hintergrund der netzbetreiberübergreifenden Koordination in prototypische Anwendungen überführt. Unter Beteiligung eines Leitsystemherstellers, Übertragungs"= und Verteilnetzbetreibern sowie akademischen Partnern wird die Umsetzung kurativer Maßnahmen innerhalb von Feldtestvorhaben in realen Leitsystemumgebungen erprobt.

Zusätzlich erfolgt eine analytische Begleitung dieser praxisnahen Erprobung. Neben der kommunikationstechnischen Realisierung von Signalketten, der Berücksichtigung von stationären und dynamischen Netzsicherheitsrechnungen, der Adressierung neuer Verfahren zur Netzzustandserfassung sowie Grenzwertbestimmung im online Betrieb wird die Koordination zwischen ÜNB/ÜNB und ÜNB/VNB fokussiert.

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Dieses gemeinsame Projekt der Fakultäten des Ingenieurcampus (FEIT, FMB und FVST) der OVGU mit der NTUU Kiew–KPI und der NTU Kharkiv-KhPI (in Kooperation mit der DonNTU) baut auf einer langjährigen Zusammenarbeit der OVGU mit den ukrainischen Universitäten in Kiew, Kharkiv und Donezk auf. In den Jahren 2023 und 2024 wurde die Kooperation der deutschen und ukrainischen Partner unter erschwerten Bedingungen fortgeführt und inhaltlich weiterentwickelt. Dies betraf die weitere Kompatibilisierung der deutschsprachigen Studiengänge der ukrainischen Partner, aber auch die sprachliche Weiterqualifizierung von DozentInnen und DeutschlehrerInnen; bei den Erstgenannten lag der Fokus auf allgemeinsprachlicher, bei den Letztgenannten auf fachsprachlicher Weiterentwicklung. Dazu wurden fachsprachlich besonders aufbereitete Deutschvorlesungen für die DeutschlehrerInnen angeboten, Praktika (kriegsbedingt) in online-Formate umgewandelt, Kurse zum Vertiefen der deutschen Sprache angeboten und Fachvorlesungen für Studierende online durchgeführt sowie Studierenden in Magdeburg die Teilnahme an Fachvorlesungen ermöglicht. Ein Teil der in Magdeburg weilenden Studierenden in den entsprechenden Master-Studiengängen fertigte Masterarbeiten an, die erfolgreich verteidigt wurden. Dadurch war in Teilen auch ein Aufrechterhalten etablierter Forschungskooperationen nach Kiew und Kharkiv möglich.

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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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Only a few universities and research institutions in Germany own a grid control center and even fewer have a simulative test environment for the evaluation of transient system stability.
The importance of such a system for research institutions is further enhanced by the transformation of the energy supply system in Germany and Europe. In this context, innovative solutions are needed to reliably assess and guarantee system stability even with a lower share of conventional generation plants. The system proposed here provides the basis for performing such analyses in a practical environment, thus directly developing methods and indications that will continue to enable and simplify the work for control center personnel in the future.
The elimination of conventional inertia and the resulting issues regarding the transient stability of the electrical grid are of great importance for the successful completion of the energy transition. Therefore, these topics are also gaining importance within the energy research program of the BMWK, which means that the project presented here strengthens the eligibility of OVGU within funding programs at the federal level.
Furthermore, transient stability is not only a local, but a European issue. Inter area oscillations in the European interconnected grid always affect several control areas or countries. Thus, the project creates an important prerequisite for future cooperation with other research institutions and grid operators in other control areas within the framework of EU projects.
The project will create a system environment to which further algorithms and methods can be added on a modular basis. This ensures that the environment can also be used regularly in future research projects. In addition, the system environment ensures a sustainable and future-oriented education of students, since the bachelor or master theses, which are written in cooperation with this environment, address topics relevant for the future system operation of the electrical grid.
Within the framework of various projects, the OVGU already cooperates with grid operators and manufacturers of control system software. The possibilities for cooperation will be expanded by the project described here to include further research topics. In particular, increased cooperation with transmission system operators can be sought through the implementation of this project.

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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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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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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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On some days in 2019, particularly in June, a critically high balancing power call-off was observed as a result of high balancing group deviations, which can be attributed to mismanagement. The background to this is the restructuring of the balancing energy price in 2016 and 2018, which led to it being capped. Low penalties for an unbalanced balancing group increased the economic attractiveness of arbitrage transactions against the system balance. In view of the further expansion of renewable energies in the 50 Hertz control area, the influence of forecast deviations is becoming increasingly relevant to the system. Against this backdrop, the system-optimal behavior of balancing group managers is essential for system stability.
It can be seen that the verifiability of management errors requires extensive data analysis and can vary greatly depending on the structure of the balancing group.
Against this background, the aim of this study is to create a basis for the definition of criteria and threshold values for different balancing group pools. These are used to filter out possible mismanagement.
This text was translated with DeepL

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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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A sufficiently accurate and reliable forecast of the feed-in from supply-dependent renewable energy sources, in particular wind and photovoltaics, is essential for the management of electrical energy supply grids with a high penetration of these generation plants. To this end, the grid operators use the services of several forecasting providers, who arrive at different results using different approaches, methods and information sources. For this reason, the individual forecasts are weighted and combined into a combined forecast. The weighting factors have a significant influence on the quality of the combined forecast. There is considerable potential for improvement here, as experience shows that the forecast quality of the providers differs for different feed-in scenarios due to the respective approaches.
A procedure that is able to optimally adjust the weighting factors based on the expected feed-in situation could leverage this potential for improvement and offer significantly improved forecast quality and reliability. The result for the grid operator is

- a significantly lower use of standard power,
- better and earlier estimation of bottlenecks that occur and
- a reliable assessment of existing potential for measures in accordance with Section 13 (2) EnWG.

The Chair of Electrical Grids and Renewable Energy at Otto von Guericke University Magdeburg is developing methods for feed-in forecasting and optimization. The aim of this preliminary study is to assess the potential for improvement and to directly implement an initial approach for the transmission system operator 50Hertz Transmission GmbH.
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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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LENA has been commissioned by the industrial customer EWE Netz GmbH to carry out a preliminary study on fuzziness-based grid status identification. In view of the increasing dynamics and fluctuation due to volatile feed-in in the energy supply grid, it is necessary to monitor the medium-voltage grid as fully as possible in order to make the best possible use of existing flexibility options. For historical reasons, however, the voltage levels below the 110 kV level are equipped with very few measuring devices. The mathematical problem of state identification is therefore usually in the form of an underdetermined system of equations.

This means that the number of state variables to be determined is higher than the number of independent measurement variables. In order to prevent an intensive expansion of measuring equipment, as it is often not economically justifiable or technically feasible, the existing measurement data must be used optimally.

The fuzziness-based network state identification method is used for this purpose. In this method, the state variables to be determined are reduced by modifying the network topology. The topology is changed in such a way that the basic behavior of the network does not change, but a clearly defined system of equations is created and the state variables can be calculated using conventional methods such as state estimation. The previously removed state variables are then iteratively added back until the original network model is reconstructed. Inaccuracies or fuzziness of the overall network state cannot be avoided without additional measurement information, but can be quantified with the help of min/max values.

EWE Netz GmbH provides data from a real network, including existing measured values. The data is then analyzed and checked for plausibility. Once the network topology transformation has been applied, a load flow analysis and iterative network reconstruction are carried out. Finally, the results are compared with additional comparative measurements
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Both the expansion of renewable energies and increasing transit flows through Germany lead to increased utilization of the existing transmission grid capacities, which increases the need for redispatch measures in the transmission grid. In addition, the steady expansion of renewable energies means that conventional generation plants are increasingly being squeezed out of the market and that the market-based dispatch potential required for redispatch will continue to fall in the medium term. The development and validation of new solution algorithms is necessary in order to be able to continue to carry out efficient redispatch in these situations. Against this background, the four German transmission system operators developed the "Redispatch optimization with implementation efficiency factor" method, which is based on the formulation of a linear optimization problem.

The aim of this study was to evaluate the algorithm proposed by the transmission system operators and to test its applicability. For this purpose, different scenarios were formulated, which differ significantly from each other both in the congestion situations that occur and in the existing redispatch potential. After applying the algorithm, the optimization results were evaluated on the basis of the resulting redispatch costs and the activated redispatch capacity. The analyses carried out have shown that the proposed algorithm can be used for the optimization of redispatch measures.
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Since the amendment of the EEG in 2012, grid operators have been permitted to carry out feed-in management in an efficiency-oriented manner and to ensure non-discrimination through appropriate remuneration. This has led to the control area of 50Hertz Transmission GmbH being divided into 13(2) grid areas in order to be able to carry out particularly efficient intervention for bottlenecks on particularly frequently affected lines. The grid areas also have other advantages:
- Simplification of communication with the downstream DSO
- Standardization of the interfaces
- Limitation of fault filling by the DSO
Based on the 2011 data, the previous grid areas looked as shown in the diagram.

As grid expansion and infrastructure reinforcement measures were carried out within the control area, the Chair of Electrical Grids and Renewable Energy carried out a recalculation of the grid areas for 50Hertz Transmission GmbH as part of this study. The recalculated grid areas were then agreed with the affected grid operators during a roadshow in collaboration with 50Hertz Transmission so that they can come into force in 2016 and 2017.
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The main objectives of the sub-project at the Otto von Guericke University at the LENA Chair are the comprehensive analyses of the technical and organizational requirements for operating an adiabatic energy storage system and the possibilities for supporting the future transmission grid through the system services expected from the storage system, such as the provision of reserve power and the potential for voltage maintenance. For this purpose, various scenarios for the use of storage are simulatively examined over defined support years on the basis of recognized studies and the 2012 grid development plan. Using a model of the grid area under consideration, the temporal influence on the residual load and thus on the load on the grid components within the extra-high voltage grid is examined by means of static load flow analyses. The selective influence of the storage system on grid operation is quantified using different integration locations and different storage dimensions. For this purpose, the grid nodes involved and the relevant connecting lines in the transmission grid under investigation are analyzed with regard to their utilization and the respective node voltage behavior. The assumed curves of the influencing generation plants, such as wind power and photovoltaics, are stored in the grid model based on a climate model. Another aspect is the clarification of questions regarding accessibility and data transferability under the standards of unbundling and system security with regard to storage operation, with the background of being able to implement the necessary organizational processes and procedures.
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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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The current load shedding concept of the control area is being analyzed as part of the third-party funded project "Investigations into measures for critical conditions in the transmission grid of 50 Hertz Transmission" in collaboration with 50 Hertz Transmission. The connection of wind energy and PV systems, especially in the distribution grid, changes the direction of the vertical load in the substations in some situations, e.g. strong wind or low load, and the power is fed back from the distribution grid into the high and extra-high voltage grid. Against this background, it is being investigated whether the effect of automatic load shedding by frequency relays in the event of underfrequency will also have a positive effect on frequency stabilization in the future. For this purpose, corresponding power time series at the substations are evaluated and the current sharing key is analyzed. The results are to be verified on the basis of specific scenarios using a grid model.
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