In Hoch- und Höchstspannungsnetzen werden heutzutage nahezu ausschließlich Gasleistungsschalter zur Unterbrechung von Betriebs- und Kurzschlussströmen eingesetzt. Aufgrund seiner herausragenden Lösch- und Isoliereigenschaften wird dabei aktuell Schwefelhexafluorid (SF6) als Füllgas verwendet. Da SF6 das stärkste bekannte Treibhausgas ist, gibt es weltweite Bestrebungen, dieses zukünftig durch alternative, umweltfreundlichere Gase zu substituieren. Alle potenziellen Gasalternativen weisen allerdings eine geringere Leistungsfähigkeit als SF6 auf.
In Mittelspannungsnetzen haben sich Vakuumleistungsschalter aufgrund ihrer Zuverlässigkeit und Wirtschaftlichkeit durchgesetzt. Für Bemessungsspannungen bis Ur = 145 kV sind Vakuumleistungsschalter im Betrieb, bis Ur = 245 kV sind Lösungen Gegenstand aktueller Entwicklungen. Um auch in der Hoch- und Höchstspannungsebene umweltfreundliche Leistungsschalter zu realisieren, werden daher neuartige Konzepte untersucht. Ein möglicher Ansatz ist eine Serienschaltung aus Gas- und Vakuumleistungsschalter als Hybridschaltgerät. Das geringere Ausschaltvermögen des Gasleistungsschalters bei der Verwendung von alternativen Gasen wird dabei durch den Vakuumleistungsschalter kompensiert. Wenn der Gasleistungsschalter einen Großteil der dielektrischen Anforderungen übernimmt, können die Anforderungen an den Vakuumleistungsschalter entsprechend angepasst werden.
Ziel dieser Arbeit ist es, die Wechselwirkung zwischen Gas- und Vakuumlichtbogen im Bereich um den Stromnulldurchgang zu charakterisieren. Der Nachstrom des Vakuumleistungsschalters wird als wichtiger Parameter für die Wechselwirkung zwischen den beiden Leistungsschaltern in der Serienschaltung identifiziert. Bei hohen Strom- und Spannungsbelastungen sorgt der Vakuum-Nachstrom dafür, dass in der ersten Phase nach dem Stromnulldurchgang der Vakuumleistungsschalter einen Großteil der Wiederkehrspannung übernimmt. Danach führt eine Übergangsphase zu einer kapazitiven Spannungsaufteilung zwischen den beiden Schaltgeräten. Um die Spannungsaufteilung zwischen den Schaltgeräten zu beeinflussen, werden sowohl kapazitive als auch ohmsche Spannungssteuerungen untersucht. Dabei eignet sich insbesondere eine ohmsche Steuerung des Hybridleistungsschalters, währende eine kapazitive Steuerung neben der Spannungsaufteilung einen negativen Einfluss auf das Schaltverhalten der Serienschaltung hat.
Aktualisiert: 2023-06-30
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In Hoch- und Höchstspannungsnetzen werden heutzutage nahezu ausschließlich Gasleistungsschalter zur Unterbrechung von Betriebs- und Kurzschlussströmen eingesetzt. Aufgrund seiner herausragenden Lösch- und Isoliereigenschaften wird dabei aktuell Schwefelhexafluorid (SF6) als Füllgas verwendet. Da SF6 das stärkste bekannte Treibhausgas ist, gibt es weltweite Bestrebungen, dieses zukünftig durch alternative, umweltfreundlichere Gase zu substituieren. Alle potenziellen Gasalternativen weisen allerdings eine geringere Leistungsfähigkeit als SF6 auf.
In Mittelspannungsnetzen haben sich Vakuumleistungsschalter aufgrund ihrer Zuverlässigkeit und Wirtschaftlichkeit durchgesetzt. Für Bemessungsspannungen bis Ur = 145 kV sind Vakuumleistungsschalter im Betrieb, bis Ur = 245 kV sind Lösungen Gegenstand aktueller Entwicklungen. Um auch in der Hoch- und Höchstspannungsebene umweltfreundliche Leistungsschalter zu realisieren, werden daher neuartige Konzepte untersucht. Ein möglicher Ansatz ist eine Serienschaltung aus Gas- und Vakuumleistungsschalter als Hybridschaltgerät. Das geringere Ausschaltvermögen des Gasleistungsschalters bei der Verwendung von alternativen Gasen wird dabei durch den Vakuumleistungsschalter kompensiert. Wenn der Gasleistungsschalter einen Großteil der dielektrischen Anforderungen übernimmt, können die Anforderungen an den Vakuumleistungsschalter entsprechend angepasst werden.
Ziel dieser Arbeit ist es, die Wechselwirkung zwischen Gas- und Vakuumlichtbogen im Bereich um den Stromnulldurchgang zu charakterisieren. Der Nachstrom des Vakuumleistungsschalters wird als wichtiger Parameter für die Wechselwirkung zwischen den beiden Leistungsschaltern in der Serienschaltung identifiziert. Bei hohen Strom- und Spannungsbelastungen sorgt der Vakuum-Nachstrom dafür, dass in der ersten Phase nach dem Stromnulldurchgang der Vakuumleistungsschalter einen Großteil der Wiederkehrspannung übernimmt. Danach führt eine Übergangsphase zu einer kapazitiven Spannungsaufteilung zwischen den beiden Schaltgeräten. Um die Spannungsaufteilung zwischen den Schaltgeräten zu beeinflussen, werden sowohl kapazitive als auch ohmsche Spannungssteuerungen untersucht. Dabei eignet sich insbesondere eine ohmsche Steuerung des Hybridleistungsschalters, währende eine kapazitive Steuerung neben der Spannungsaufteilung einen negativen Einfluss auf das Schaltverhalten der Serienschaltung hat.
Aktualisiert: 2023-06-30
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Die im Pariser Klimaabkommen definierten Ziele zur Begrenzung der Erderwärmung führen zur Notwendigkeit, das Energiesystem zu transformieren und zu dekarbonisieren. In Deutschland wandelt sich das Energiesystem bereits seit Beginn des Jahrtausends durch einen steigenden Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung. Zur Erreichung der Klimaziele ist nicht nur ein weiterer Ausbau regenerativer Stromerzeuger notwendig, sondern ebenfalls die Dekarbonisierung der anderen Sektoren wie Wärme und Verkehr. Die Elektrifizierung dieser Sektoren durch Power-to-Heat, Power-to-Gas und die Elektromobilität führen zu einem steigenden Strombedarf, der durch regenerative Stromerzeuger gedeckt werden muss. Gleichzeitig unterliegt die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien aufgrund der Dargebotsabhängigkeit und einer hohen Volatilität anderen Gesetzmäßigkeiten gegenüber der Stromerzeugung aus fossilen Kraftwerken. Den steigenden Strombedarf mit der dargebotsabhängigen und volatilen Erzeugung aus erneuerbaren Energien bei gleichbleibender Versorgungssicherheit zu decken stellt eine zentrale Herausforderung für die Transformation des Energiesystems dar. Für eine effiziente Integration erneuerbarer Energien ist es darüber hinaus notwendig, die Transportnetzinfrastruktur geeignet auszubauen. Neben einem nationalen Ausbau zur Integration der Windenergie aus Norddeutschland umfasst dies auch die internationale Transportnetzinfrastruktur, um die Potentiale innerhalb Europas bestmöglich nutzen zu können.
Die Adressierung dieser Problemstellung im Rahmen der Energiesystemplanung erfordert ein Verfahren, das die Eigenschaften und Komponenten des zukünftigen Energiesystems adäquat abbilden kann. Dies umfasst neben der Abbildung der räumlichen Ausbaupotentiale aufgrund der Volatilität der Einspeisung eine hochaufgelöste zeitliche Betrachtung für erneuerbare Energien. Gleichzeitig erfordert eine ganzheitliche Energiesystemplanung die Kopplung zu anderen Sektoren wie dem Wärmesektor. Die sich wandelnde Struktur der Stromerzeugungslandschaft erfordert außerdem die gleichzeitige Betrachtung der Transportinfrastruktur zur kosteneffizienten Versorgung der Verbraucher. Nicht zuletzt ist aufgrund des langfristigen Betrachtungshorizontes eine Optimierung einzelner Zeitpunkte nicht ausreichend für die Planung eines Transformationsprozesses zu einem auf regenerativen Energien basierenden Energiesystem.
Aktualisiert: 2023-06-30
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Die im Pariser Klimaabkommen definierten Ziele zur Begrenzung der Erderwärmung führen zur Notwendigkeit, das Energiesystem zu transformieren und zu dekarbonisieren. In Deutschland wandelt sich das Energiesystem bereits seit Beginn des Jahrtausends durch einen steigenden Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung. Zur Erreichung der Klimaziele ist nicht nur ein weiterer Ausbau regenerativer Stromerzeuger notwendig, sondern ebenfalls die Dekarbonisierung der anderen Sektoren wie Wärme und Verkehr. Die Elektrifizierung dieser Sektoren durch Power-to-Heat, Power-to-Gas und die Elektromobilität führen zu einem steigenden Strombedarf, der durch regenerative Stromerzeuger gedeckt werden muss. Gleichzeitig unterliegt die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien aufgrund der Dargebotsabhängigkeit und einer hohen Volatilität anderen Gesetzmäßigkeiten gegenüber der Stromerzeugung aus fossilen Kraftwerken. Den steigenden Strombedarf mit der dargebotsabhängigen und volatilen Erzeugung aus erneuerbaren Energien bei gleichbleibender Versorgungssicherheit zu decken stellt eine zentrale Herausforderung für die Transformation des Energiesystems dar. Für eine effiziente Integration erneuerbarer Energien ist es darüber hinaus notwendig, die Transportnetzinfrastruktur geeignet auszubauen. Neben einem nationalen Ausbau zur Integration der Windenergie aus Norddeutschland umfasst dies auch die internationale Transportnetzinfrastruktur, um die Potentiale innerhalb Europas bestmöglich nutzen zu können.
Die Adressierung dieser Problemstellung im Rahmen der Energiesystemplanung erfordert ein Verfahren, das die Eigenschaften und Komponenten des zukünftigen Energiesystems adäquat abbilden kann. Dies umfasst neben der Abbildung der räumlichen Ausbaupotentiale aufgrund der Volatilität der Einspeisung eine hochaufgelöste zeitliche Betrachtung für erneuerbare Energien. Gleichzeitig erfordert eine ganzheitliche Energiesystemplanung die Kopplung zu anderen Sektoren wie dem Wärmesektor. Die sich wandelnde Struktur der Stromerzeugungslandschaft erfordert außerdem die gleichzeitige Betrachtung der Transportinfrastruktur zur kosteneffizienten Versorgung der Verbraucher. Nicht zuletzt ist aufgrund des langfristigen Betrachtungshorizontes eine Optimierung einzelner Zeitpunkte nicht ausreichend für die Planung eines Transformationsprozesses zu einem auf regenerativen Energien basierenden Energiesystem.
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Die im Pariser Klimaabkommen definierten Ziele zur Begrenzung der Erderwärmung führen zur Notwendigkeit, das Energiesystem zu transformieren und zu dekarbonisieren. In Deutschland wandelt sich das Energiesystem bereits seit Beginn des Jahrtausends durch einen steigenden Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung. Zur Erreichung der Klimaziele ist nicht nur ein weiterer Ausbau regenerativer Stromerzeuger notwendig, sondern ebenfalls die Dekarbonisierung der anderen Sektoren wie Wärme und Verkehr. Die Elektrifizierung dieser Sektoren durch Power-to-Heat, Power-to-Gas und die Elektromobilität führen zu einem steigenden Strombedarf, der durch regenerative Stromerzeuger gedeckt werden muss. Gleichzeitig unterliegt die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien aufgrund der Dargebotsabhängigkeit und einer hohen Volatilität anderen Gesetzmäßigkeiten gegenüber der Stromerzeugung aus fossilen Kraftwerken. Den steigenden Strombedarf mit der dargebotsabhängigen und volatilen Erzeugung aus erneuerbaren Energien bei gleichbleibender Versorgungssicherheit zu decken stellt eine zentrale Herausforderung für die Transformation des Energiesystems dar. Für eine effiziente Integration erneuerbarer Energien ist es darüber hinaus notwendig, die Transportnetzinfrastruktur geeignet auszubauen. Neben einem nationalen Ausbau zur Integration der Windenergie aus Norddeutschland umfasst dies auch die internationale Transportnetzinfrastruktur, um die Potentiale innerhalb Europas bestmöglich nutzen zu können.
Die Adressierung dieser Problemstellung im Rahmen der Energiesystemplanung erfordert ein Verfahren, das die Eigenschaften und Komponenten des zukünftigen Energiesystems adäquat abbilden kann. Dies umfasst neben der Abbildung der räumlichen Ausbaupotentiale aufgrund der Volatilität der Einspeisung eine hochaufgelöste zeitliche Betrachtung für erneuerbare Energien. Gleichzeitig erfordert eine ganzheitliche Energiesystemplanung die Kopplung zu anderen Sektoren wie dem Wärmesektor. Die sich wandelnde Struktur der Stromerzeugungslandschaft erfordert außerdem die gleichzeitige Betrachtung der Transportinfrastruktur zur kosteneffizienten Versorgung der Verbraucher. Nicht zuletzt ist aufgrund des langfristigen Betrachtungshorizontes eine Optimierung einzelner Zeitpunkte nicht ausreichend für die Planung eines Transformationsprozesses zu einem auf regenerativen Energien basierenden Energiesystem.
Aktualisiert: 2023-06-30
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Europäische und nationale klimapolitische Ziele bedingen die Umstellung der Stromerzeugung von größeren, lastnahen Kraftwerksblöcken auf Basis fossiler Brennstoffe zu mitunter lastfernen Energiewandlungseinheiten auf Basis erneuerbarer
Energien. Zudem forciert die Europäische Union (EU) einen diskriminierungsfreien Stromhandel mit EU-weit unbeschränkten Handelskapazitäten. Folglich steigt der Transportbedarf im europäischen Verbundnetz hinsichtlich Höhe und Entfernung bei gleichbleibender Anforderung an die Versorgungssicherheit. Mit der spannungsgeführten Hochspannungsgleichstromübertragung (VSC-HGÜ) steht eine Technologie zur Verfügung, mit dessen Einsatz sowohl zusätzliche Übertragungskapazitäten geschaffen als auch die Systemstabilität im europäischen Verbundnetz über ein systemdienliches Verhalten positiv beeinflusst werden kann. Im Rahmen der Netzausbauplanungen des Verbundsystems wird die VSC-HGÜ nur dann regelmäßig als Maßnahme herangezogen, wenn der ACLeitungsausbau die Transportaufgabe nicht angemessen lösen kann. Die Möglichkeiten der Einflussnahme auf die verschiedenen Aspekte der Systemstabilität
spielen dann eine untergeordnete Rolle. Dies ist mit der unzureichenden Abbildung der VSC-HGÜ in den bestehenden Netzplanungsprozessen zu begründen. Gegenstand der vorliegenden Dissertationsarbeit ist ein Verfahren zur Abbildung
des systemdienlichen Verhaltens von VSC-HGÜ-Systemen innerhalb der Netzausbauplanung. Dazu werden herstellerübergreifend die inhärenten Technologiepotenziale mit Regelstrukturen kombiniert und für den konkreten Einsatz spezifiziert. Die Spezifizierung der Umrichter und des DC-Übertragungssystems erfolgt auf Basis einer vorangehenden Charakterisierung der vorausgewählten, ACseitigen Netzanschlusspunkte. Auf dieser Grundlage können die Umrichter, abhängig von den Anforderungen an das systemdienliche Verhalten, mit passenden Regelstrukturen ausgestattet und im Systemkontext parametriert werden. Die Parametrierung erfolgt automatisiert unter Einsatz einer optimalen Ausgangsrückführung. Das Ergebnis ist ein Effektivwert-Modell, welches sich in Analysen zur Systemstabilität einsetzen lässt. Durch die Kombination einzelner Verfahrensbausteine ist das Verfahren auf bereits projektierte und realisierte VSC-HGÜ-Systeme ebenso anwendbar wie initiale Projektideen. Die Validierung des Verfahrens erfolgt anhand einer Anwendung auf die im Jahr 2015 in Betrieb gegangene VSC-HGÜ-Verbindung zwischen Frankreich und Spanien. Exemplarische Zeitbereichssimulationen zeigen die mögliche Einflussnahme auf die Stabilität von ausgewählten Synchrongeneratoren auf. Diese Analysen dokumentieren den Mehrwert einer einsatzorientierten Abbildung der VSCHGÜ-Technologie in Systemanalysen innerhalb der Netzausbauplanung.
Aktualisiert: 2023-06-30
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Europäische und nationale klimapolitische Ziele bedingen die Umstellung der Stromerzeugung von größeren, lastnahen Kraftwerksblöcken auf Basis fossiler Brennstoffe zu mitunter lastfernen Energiewandlungseinheiten auf Basis erneuerbarer
Energien. Zudem forciert die Europäische Union (EU) einen diskriminierungsfreien Stromhandel mit EU-weit unbeschränkten Handelskapazitäten. Folglich steigt der Transportbedarf im europäischen Verbundnetz hinsichtlich Höhe und Entfernung bei gleichbleibender Anforderung an die Versorgungssicherheit. Mit der spannungsgeführten Hochspannungsgleichstromübertragung (VSC-HGÜ) steht eine Technologie zur Verfügung, mit dessen Einsatz sowohl zusätzliche Übertragungskapazitäten geschaffen als auch die Systemstabilität im europäischen Verbundnetz über ein systemdienliches Verhalten positiv beeinflusst werden kann. Im Rahmen der Netzausbauplanungen des Verbundsystems wird die VSC-HGÜ nur dann regelmäßig als Maßnahme herangezogen, wenn der ACLeitungsausbau die Transportaufgabe nicht angemessen lösen kann. Die Möglichkeiten der Einflussnahme auf die verschiedenen Aspekte der Systemstabilität
spielen dann eine untergeordnete Rolle. Dies ist mit der unzureichenden Abbildung der VSC-HGÜ in den bestehenden Netzplanungsprozessen zu begründen. Gegenstand der vorliegenden Dissertationsarbeit ist ein Verfahren zur Abbildung
des systemdienlichen Verhaltens von VSC-HGÜ-Systemen innerhalb der Netzausbauplanung. Dazu werden herstellerübergreifend die inhärenten Technologiepotenziale mit Regelstrukturen kombiniert und für den konkreten Einsatz spezifiziert. Die Spezifizierung der Umrichter und des DC-Übertragungssystems erfolgt auf Basis einer vorangehenden Charakterisierung der vorausgewählten, ACseitigen Netzanschlusspunkte. Auf dieser Grundlage können die Umrichter, abhängig von den Anforderungen an das systemdienliche Verhalten, mit passenden Regelstrukturen ausgestattet und im Systemkontext parametriert werden. Die Parametrierung erfolgt automatisiert unter Einsatz einer optimalen Ausgangsrückführung. Das Ergebnis ist ein Effektivwert-Modell, welches sich in Analysen zur Systemstabilität einsetzen lässt. Durch die Kombination einzelner Verfahrensbausteine ist das Verfahren auf bereits projektierte und realisierte VSC-HGÜ-Systeme ebenso anwendbar wie initiale Projektideen. Die Validierung des Verfahrens erfolgt anhand einer Anwendung auf die im Jahr 2015 in Betrieb gegangene VSC-HGÜ-Verbindung zwischen Frankreich und Spanien. Exemplarische Zeitbereichssimulationen zeigen die mögliche Einflussnahme auf die Stabilität von ausgewählten Synchrongeneratoren auf. Diese Analysen dokumentieren den Mehrwert einer einsatzorientierten Abbildung der VSCHGÜ-Technologie in Systemanalysen innerhalb der Netzausbauplanung.
Aktualisiert: 2023-06-30
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Europäische und nationale klimapolitische Ziele bedingen die Umstellung der Stromerzeugung von größeren, lastnahen Kraftwerksblöcken auf Basis fossiler Brennstoffe zu mitunter lastfernen Energiewandlungseinheiten auf Basis erneuerbarer
Energien. Zudem forciert die Europäische Union (EU) einen diskriminierungsfreien Stromhandel mit EU-weit unbeschränkten Handelskapazitäten. Folglich steigt der Transportbedarf im europäischen Verbundnetz hinsichtlich Höhe und Entfernung bei gleichbleibender Anforderung an die Versorgungssicherheit. Mit der spannungsgeführten Hochspannungsgleichstromübertragung (VSC-HGÜ) steht eine Technologie zur Verfügung, mit dessen Einsatz sowohl zusätzliche Übertragungskapazitäten geschaffen als auch die Systemstabilität im europäischen Verbundnetz über ein systemdienliches Verhalten positiv beeinflusst werden kann. Im Rahmen der Netzausbauplanungen des Verbundsystems wird die VSC-HGÜ nur dann regelmäßig als Maßnahme herangezogen, wenn der ACLeitungsausbau die Transportaufgabe nicht angemessen lösen kann. Die Möglichkeiten der Einflussnahme auf die verschiedenen Aspekte der Systemstabilität
spielen dann eine untergeordnete Rolle. Dies ist mit der unzureichenden Abbildung der VSC-HGÜ in den bestehenden Netzplanungsprozessen zu begründen. Gegenstand der vorliegenden Dissertationsarbeit ist ein Verfahren zur Abbildung
des systemdienlichen Verhaltens von VSC-HGÜ-Systemen innerhalb der Netzausbauplanung. Dazu werden herstellerübergreifend die inhärenten Technologiepotenziale mit Regelstrukturen kombiniert und für den konkreten Einsatz spezifiziert. Die Spezifizierung der Umrichter und des DC-Übertragungssystems erfolgt auf Basis einer vorangehenden Charakterisierung der vorausgewählten, ACseitigen Netzanschlusspunkte. Auf dieser Grundlage können die Umrichter, abhängig von den Anforderungen an das systemdienliche Verhalten, mit passenden Regelstrukturen ausgestattet und im Systemkontext parametriert werden. Die Parametrierung erfolgt automatisiert unter Einsatz einer optimalen Ausgangsrückführung. Das Ergebnis ist ein Effektivwert-Modell, welches sich in Analysen zur Systemstabilität einsetzen lässt. Durch die Kombination einzelner Verfahrensbausteine ist das Verfahren auf bereits projektierte und realisierte VSC-HGÜ-Systeme ebenso anwendbar wie initiale Projektideen. Die Validierung des Verfahrens erfolgt anhand einer Anwendung auf die im Jahr 2015 in Betrieb gegangene VSC-HGÜ-Verbindung zwischen Frankreich und Spanien. Exemplarische Zeitbereichssimulationen zeigen die mögliche Einflussnahme auf die Stabilität von ausgewählten Synchrongeneratoren auf. Diese Analysen dokumentieren den Mehrwert einer einsatzorientierten Abbildung der VSCHGÜ-Technologie in Systemanalysen innerhalb der Netzausbauplanung.
Aktualisiert: 2023-06-30
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Mit dem politisch forcierten Transformationsprozess zur Dekarbonisierung des Energiesystems gehen weitreichende Veränderungen der Last- und Erzeugungsstruktur und in der Folge eine verstärkte Beanspruchung des elektrischen Übertragungsnetzes einher. Zugleich werden dem Netzengpassmanagement im Übertragungsnetz durch die Dezentralisierung der Stromerzeugungsstruktur und die zunehmende Kopplung des Strom-, Wärme-, Gas- und Verkehrssystems zusätzliche Flexibilitätsoptionen zur Verfügung gestellt. Weiterhin erhöht sich die Anzahl netzbetrieblicher Freiheitsgrade durch den Ausbau von HGÜ-Systemen und Phasenschieber-Transformatoren sowie die Implementierung kurativer Betriebsführungskonzepte. In dieser Arbeit wird ein Verfahren entwickelt, das den Betrieb elektrischer Übertragungsnetze unter Berücksichtigung zukünftiger Freiheitsgrade im Kontext von Planungsprozessen und Energiesystemanalysen abbildet. Dabei werden netzbezogene und marktbezogene sowie sektorenübergreifende Freiheitsgrade auf Übertragungsnetzebene und aggregiert auf Verteilungsnetzebene betrachtet. Ebenso werden sowohl ein präventiver als auch ein kurativer Maßnahmeneinsatz abgebildet und die Anwendbarkeit auf realskalige Übertragungsnetzstrukturen sichergestellt. Um die hohe mathematische Komplexität der Problemstellung zu reduzieren, ist
das Gesamtverfahren in zwei Teilverfahren gegliedert. Das erste Teilverfahren zielt auf eine Vorauswahl geeigneter Topologie-Schaltmaßnahmen ab, auf denen das zweite Teilverfahren aufbaut. In diesem erfolgt unter Verwendung einer linearen Approximation der Leistungsflussänderungen die Optimierung des präventiven und kurativen Einsatzes der netz- sowie marktbezogenen Maßnahmen zur Gewährleistung der Systemsicherheit.
Im Rahmen exemplarischer Untersuchungen wird das entwickelte Verfahren auf ein Szenario des europäischen Energiesystems im Jahr 2035 mit Fokus auf das deutsche Übertragungsnetz angewendet. In den Untersuchungen werden unterschiedliche Betriebsführungskonzepte analysiert und der Einfluss neuartiger netzbetrieblicher Freiheitsgrade auf den Redispatch-Bedarf quantifiziert. Die Untersuchungen zeigen, dass sektorenübergreifende und dezentrale Flexibilitätsoptionen in erheblichem Umfang eingesetzt werden, um die Abregelung erneuerbarer Energien um bis
zu 35% zu substituieren. Der kurative Einsatz netz- und marktbezogener Maßnahmen ermöglicht eine signifikante Reduktion des präventiven Redispatch-Bedarfs um bis zu 72%. Aus den Untersuchungsergebnissen lässt sich schließen, dass die
Wirksamkeit des kurativen Maßnahmeneinsatzes wesentlich von der betrieblichen und technischen Ausgestaltung des Betriebsführungskonzepts abhängt.
Aktualisiert: 2023-06-30
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Mit dem politisch forcierten Transformationsprozess zur Dekarbonisierung des Energiesystems gehen weitreichende Veränderungen der Last- und Erzeugungsstruktur und in der Folge eine verstärkte Beanspruchung des elektrischen Übertragungsnetzes einher. Zugleich werden dem Netzengpassmanagement im Übertragungsnetz durch die Dezentralisierung der Stromerzeugungsstruktur und die zunehmende Kopplung des Strom-, Wärme-, Gas- und Verkehrssystems zusätzliche Flexibilitätsoptionen zur Verfügung gestellt. Weiterhin erhöht sich die Anzahl netzbetrieblicher Freiheitsgrade durch den Ausbau von HGÜ-Systemen und Phasenschieber-Transformatoren sowie die Implementierung kurativer Betriebsführungskonzepte. In dieser Arbeit wird ein Verfahren entwickelt, das den Betrieb elektrischer Übertragungsnetze unter Berücksichtigung zukünftiger Freiheitsgrade im Kontext von Planungsprozessen und Energiesystemanalysen abbildet. Dabei werden netzbezogene und marktbezogene sowie sektorenübergreifende Freiheitsgrade auf Übertragungsnetzebene und aggregiert auf Verteilungsnetzebene betrachtet. Ebenso werden sowohl ein präventiver als auch ein kurativer Maßnahmeneinsatz abgebildet und die Anwendbarkeit auf realskalige Übertragungsnetzstrukturen sichergestellt. Um die hohe mathematische Komplexität der Problemstellung zu reduzieren, ist
das Gesamtverfahren in zwei Teilverfahren gegliedert. Das erste Teilverfahren zielt auf eine Vorauswahl geeigneter Topologie-Schaltmaßnahmen ab, auf denen das zweite Teilverfahren aufbaut. In diesem erfolgt unter Verwendung einer linearen Approximation der Leistungsflussänderungen die Optimierung des präventiven und kurativen Einsatzes der netz- sowie marktbezogenen Maßnahmen zur Gewährleistung der Systemsicherheit.
Im Rahmen exemplarischer Untersuchungen wird das entwickelte Verfahren auf ein Szenario des europäischen Energiesystems im Jahr 2035 mit Fokus auf das deutsche Übertragungsnetz angewendet. In den Untersuchungen werden unterschiedliche Betriebsführungskonzepte analysiert und der Einfluss neuartiger netzbetrieblicher Freiheitsgrade auf den Redispatch-Bedarf quantifiziert. Die Untersuchungen zeigen, dass sektorenübergreifende und dezentrale Flexibilitätsoptionen in erheblichem Umfang eingesetzt werden, um die Abregelung erneuerbarer Energien um bis
zu 35% zu substituieren. Der kurative Einsatz netz- und marktbezogener Maßnahmen ermöglicht eine signifikante Reduktion des präventiven Redispatch-Bedarfs um bis zu 72%. Aus den Untersuchungsergebnissen lässt sich schließen, dass die
Wirksamkeit des kurativen Maßnahmeneinsatzes wesentlich von der betrieblichen und technischen Ausgestaltung des Betriebsführungskonzepts abhängt.
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Mit dem politisch forcierten Transformationsprozess zur Dekarbonisierung des Energiesystems gehen weitreichende Veränderungen der Last- und Erzeugungsstruktur und in der Folge eine verstärkte Beanspruchung des elektrischen Übertragungsnetzes einher. Zugleich werden dem Netzengpassmanagement im Übertragungsnetz durch die Dezentralisierung der Stromerzeugungsstruktur und die zunehmende Kopplung des Strom-, Wärme-, Gas- und Verkehrssystems zusätzliche Flexibilitätsoptionen zur Verfügung gestellt. Weiterhin erhöht sich die Anzahl netzbetrieblicher Freiheitsgrade durch den Ausbau von HGÜ-Systemen und Phasenschieber-Transformatoren sowie die Implementierung kurativer Betriebsführungskonzepte. In dieser Arbeit wird ein Verfahren entwickelt, das den Betrieb elektrischer Übertragungsnetze unter Berücksichtigung zukünftiger Freiheitsgrade im Kontext von Planungsprozessen und Energiesystemanalysen abbildet. Dabei werden netzbezogene und marktbezogene sowie sektorenübergreifende Freiheitsgrade auf Übertragungsnetzebene und aggregiert auf Verteilungsnetzebene betrachtet. Ebenso werden sowohl ein präventiver als auch ein kurativer Maßnahmeneinsatz abgebildet und die Anwendbarkeit auf realskalige Übertragungsnetzstrukturen sichergestellt. Um die hohe mathematische Komplexität der Problemstellung zu reduzieren, ist
das Gesamtverfahren in zwei Teilverfahren gegliedert. Das erste Teilverfahren zielt auf eine Vorauswahl geeigneter Topologie-Schaltmaßnahmen ab, auf denen das zweite Teilverfahren aufbaut. In diesem erfolgt unter Verwendung einer linearen Approximation der Leistungsflussänderungen die Optimierung des präventiven und kurativen Einsatzes der netz- sowie marktbezogenen Maßnahmen zur Gewährleistung der Systemsicherheit.
Im Rahmen exemplarischer Untersuchungen wird das entwickelte Verfahren auf ein Szenario des europäischen Energiesystems im Jahr 2035 mit Fokus auf das deutsche Übertragungsnetz angewendet. In den Untersuchungen werden unterschiedliche Betriebsführungskonzepte analysiert und der Einfluss neuartiger netzbetrieblicher Freiheitsgrade auf den Redispatch-Bedarf quantifiziert. Die Untersuchungen zeigen, dass sektorenübergreifende und dezentrale Flexibilitätsoptionen in erheblichem Umfang eingesetzt werden, um die Abregelung erneuerbarer Energien um bis
zu 35% zu substituieren. Der kurative Einsatz netz- und marktbezogener Maßnahmen ermöglicht eine signifikante Reduktion des präventiven Redispatch-Bedarfs um bis zu 72%. Aus den Untersuchungsergebnissen lässt sich schließen, dass die
Wirksamkeit des kurativen Maßnahmeneinsatzes wesentlich von der betrieblichen und technischen Ausgestaltung des Betriebsführungskonzepts abhängt.
Aktualisiert: 2023-06-30
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Die Stabilität der Stromnetze ist eine grundlegende Voraussetzung für eine produktive Volkswirtschaft. Seit Beginn der Strommarktliberalisierung und Inkraft-treten des EEG in Deutschland führen die Entwicklungen von einer verbrauchsnahen Stromerzeugungsstruktur gezielt zu einer lastfernen, verteilten Erzeugungsstruktur auf der Basis umrichterbasierter Stromerzeuger. Hierdurch verlagern sich die stabi-litätsspezifischen Fragestellungen zunehmend von der Frequenzregelung hin zur transienten Stabilität. Ein wichtiger Indikator zu deren Bewertung stellt die kritische Fehlerklärungszeit verbleibender Synchronmaschinen dar, deren Berechnung üb-licherweise mit Hilfe rechenintensiver Zeitbereichssimulationen erfolgt. Die Bewer-tung einer Vielzahl an Fehlerszenarien erfordert somit schnellere Verfahrensansätze.
Die direkten Verfahren nach Lyapunov bilden einen möglichen Ansatz zur Abschätzung der kritischen Fehlerklärungszeit bei reduziertem Rechenaufwand. Die bedeutendsten Ansätze, das Potential Energy Boundary Surface (PEBS)- und das Boundary Controlling Unstable Equilibrium Point (BCU)-Verfahren, sind jedoch vornehmlich für konventionell geprägte Stromversorgungssysteme erprobt. In dieser Arbeit werden erweiterte Verfahrensansätze auf der Grundlage des PEBS- und BCU-Verfahrens vorgestellt, welche leistungselektronische Umrichter berück-sichtigen und die Robustheit der Stabilitätsbewertung erhöhen. Hierfür werden zunächst relevante Problemstellungen oben genannter Verfahren konstatiert, für deren Analyse und Lösung anschließend gezielte Verfahrenserweiterungen identifiziert und entwickelt werden. Die Analysen erfolgen auf unterschiedlichen Testsystemen und Szenarien. Dabei wird eine Entwicklungsumgebung für dynamische Simulationen eingesetzt, welche im Rahmen der vorliegenden Arbeit maßgeblich mit entwickelt wurde.
Die Ergebnisse zeigen, dass für ausreichend gedämpfte Systeme das PEBS- sowie das BCU-Verfahren einen geeigneten Ansatz zur Abschätzung kritischer Fehlerklärungszeiten darstellen. Dabei ist im Fall des PEBS-Verfahrens eine Berücksichtigung der entwickelten Erweiterungen empfehlenswert, welche die Ro-bustheit der Schätzung erhöhen. Es zeigt sich, dass das erweiterte Verfahren in den meisten Fällen die beste Abschätzung aller Ansätze liefert und eine robuste Güte der kritischen Fehlerklärungszeit bei unterschiedlichen Anteilen leistungselektronischer Umrichter aufweist. Demgegenüber sind im Fall des BCU-Verfahrens die Schätzungen mitunter stark konservativ. Alle implementierten Verfahrensvarianten dieses Ansatzes zeigen jedoch tendenziell keine negative Beeinflussung der Güte durch einen steigenden Umrichteranteil. Damit scheint die Anwendbarkeit der entwickelten Verfahrensansätze grundsätzlich gegeben.
Aktualisiert: 2023-06-30
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Die Stabilität der Stromnetze ist eine grundlegende Voraussetzung für eine produktive Volkswirtschaft. Seit Beginn der Strommarktliberalisierung und Inkraft-treten des EEG in Deutschland führen die Entwicklungen von einer verbrauchsnahen Stromerzeugungsstruktur gezielt zu einer lastfernen, verteilten Erzeugungsstruktur auf der Basis umrichterbasierter Stromerzeuger. Hierdurch verlagern sich die stabi-litätsspezifischen Fragestellungen zunehmend von der Frequenzregelung hin zur transienten Stabilität. Ein wichtiger Indikator zu deren Bewertung stellt die kritische Fehlerklärungszeit verbleibender Synchronmaschinen dar, deren Berechnung üb-licherweise mit Hilfe rechenintensiver Zeitbereichssimulationen erfolgt. Die Bewer-tung einer Vielzahl an Fehlerszenarien erfordert somit schnellere Verfahrensansätze.
Die direkten Verfahren nach Lyapunov bilden einen möglichen Ansatz zur Abschätzung der kritischen Fehlerklärungszeit bei reduziertem Rechenaufwand. Die bedeutendsten Ansätze, das Potential Energy Boundary Surface (PEBS)- und das Boundary Controlling Unstable Equilibrium Point (BCU)-Verfahren, sind jedoch vornehmlich für konventionell geprägte Stromversorgungssysteme erprobt. In dieser Arbeit werden erweiterte Verfahrensansätze auf der Grundlage des PEBS- und BCU-Verfahrens vorgestellt, welche leistungselektronische Umrichter berück-sichtigen und die Robustheit der Stabilitätsbewertung erhöhen. Hierfür werden zunächst relevante Problemstellungen oben genannter Verfahren konstatiert, für deren Analyse und Lösung anschließend gezielte Verfahrenserweiterungen identifiziert und entwickelt werden. Die Analysen erfolgen auf unterschiedlichen Testsystemen und Szenarien. Dabei wird eine Entwicklungsumgebung für dynamische Simulationen eingesetzt, welche im Rahmen der vorliegenden Arbeit maßgeblich mit entwickelt wurde.
Die Ergebnisse zeigen, dass für ausreichend gedämpfte Systeme das PEBS- sowie das BCU-Verfahren einen geeigneten Ansatz zur Abschätzung kritischer Fehlerklärungszeiten darstellen. Dabei ist im Fall des PEBS-Verfahrens eine Berücksichtigung der entwickelten Erweiterungen empfehlenswert, welche die Ro-bustheit der Schätzung erhöhen. Es zeigt sich, dass das erweiterte Verfahren in den meisten Fällen die beste Abschätzung aller Ansätze liefert und eine robuste Güte der kritischen Fehlerklärungszeit bei unterschiedlichen Anteilen leistungselektronischer Umrichter aufweist. Demgegenüber sind im Fall des BCU-Verfahrens die Schätzungen mitunter stark konservativ. Alle implementierten Verfahrensvarianten dieses Ansatzes zeigen jedoch tendenziell keine negative Beeinflussung der Güte durch einen steigenden Umrichteranteil. Damit scheint die Anwendbarkeit der entwickelten Verfahrensansätze grundsätzlich gegeben.
Aktualisiert: 2023-06-30
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Mittelspannungs-Lasttrennschalter stellen zentrale Komponenten in der Energieversorgung dar. Als Bestandteil von Mittelspannungs-Schaltanlagen der sekundären Verteilung ist ihre Aufgabe die sichere Unterbrechung von
Lastströmen im Netz und die Herstellung einer sicheren Trennstrecke. Im Zuge des voranschreitenden Ausbaus der Mittelspannungsnetze werden vermehrt gasisolierte Anlagen gefüllt mit Schwefelhexafluorid (SF6) verbaut,
da der Einsatz des Lösch- und Isoliergases SF6 den Aufbau kompakter und zuverlässiger Anlagen erlaubt. SF6 ist jedoch ebenfalls das stärkste bekannte Treibhausgas, mit einer Treibhauswirkung von 23.500 CO2-Äquivalenten. Eine Substitution von SF6 unter Beibehaltung der Baugröße und Zuverlässigkeit ist daher erstrebenswert. Der Lasttrennschalter stellt dabei die kritische Komponente dar, da das Füllgas im Schalter sowohl die Lichtbogenlöschung als auch die Spannungsisolation übernimmt. Mögliche Alternativgase weisen geringere elektrische Festigkeiten und Lichtbogenlöschvermögen als SF6 auf,
daher ist eine grundlegende Anpassung der Auslegung des Lasttrennschalters erforderlich. Ziel dieser Arbeit ist die Identifikation und Quantifikation der wesentlichen Einflussparameter auf das Ausschaltvermögen eines Mittelspannungs-
Lasttrennschalters unter Verwendung alternativer Lösch- und Isoliergase.
In einer Parameterstudie wird das thermische Ausschaltvermögen und die dielektrische Wiederverfestigung für verschiedene Auslegungsgrößen an einem Modell-Lasttrennschalter bestimmt. Essentiell für ein ausreichendes Ausschaltvermögen ist eine ausreichende Lichtbogenkühlung, die sowohl durch konvektive Kühlung durch eine axiale Beblasung als auch durch
den Hartgaseffekt, d.h. den Abbrand von Polymeren in Lichtbogennähe, sichergestellt werden kann. Beide Mechanismen können durch verschiedene Parameter der Schalterauslegung beeinflusst werden. Aus den gewonnenen Ergebnissen wird ein Designkriterienkatalog abgeleitet, der zur Auslegung eines Technologiedemonstrators eines umweltfreundlichen Mittelspannungs-Lasttrennschalters dient. Am Ende der Arbeit wird dieser erfolgreich einer normgerechten Prüfung des Ausschaltvermögens unterzogen.
Aktualisiert: 2023-06-30
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Mittelspannungs-Lasttrennschalter stellen zentrale Komponenten in der Energieversorgung dar. Als Bestandteil von Mittelspannungs-Schaltanlagen der sekundären Verteilung ist ihre Aufgabe die sichere Unterbrechung von
Lastströmen im Netz und die Herstellung einer sicheren Trennstrecke. Im Zuge des voranschreitenden Ausbaus der Mittelspannungsnetze werden vermehrt gasisolierte Anlagen gefüllt mit Schwefelhexafluorid (SF6) verbaut,
da der Einsatz des Lösch- und Isoliergases SF6 den Aufbau kompakter und zuverlässiger Anlagen erlaubt. SF6 ist jedoch ebenfalls das stärkste bekannte Treibhausgas, mit einer Treibhauswirkung von 23.500 CO2-Äquivalenten. Eine Substitution von SF6 unter Beibehaltung der Baugröße und Zuverlässigkeit ist daher erstrebenswert. Der Lasttrennschalter stellt dabei die kritische Komponente dar, da das Füllgas im Schalter sowohl die Lichtbogenlöschung als auch die Spannungsisolation übernimmt. Mögliche Alternativgase weisen geringere elektrische Festigkeiten und Lichtbogenlöschvermögen als SF6 auf,
daher ist eine grundlegende Anpassung der Auslegung des Lasttrennschalters erforderlich. Ziel dieser Arbeit ist die Identifikation und Quantifikation der wesentlichen Einflussparameter auf das Ausschaltvermögen eines Mittelspannungs-
Lasttrennschalters unter Verwendung alternativer Lösch- und Isoliergase.
In einer Parameterstudie wird das thermische Ausschaltvermögen und die dielektrische Wiederverfestigung für verschiedene Auslegungsgrößen an einem Modell-Lasttrennschalter bestimmt. Essentiell für ein ausreichendes Ausschaltvermögen ist eine ausreichende Lichtbogenkühlung, die sowohl durch konvektive Kühlung durch eine axiale Beblasung als auch durch
den Hartgaseffekt, d.h. den Abbrand von Polymeren in Lichtbogennähe, sichergestellt werden kann. Beide Mechanismen können durch verschiedene Parameter der Schalterauslegung beeinflusst werden. Aus den gewonnenen Ergebnissen wird ein Designkriterienkatalog abgeleitet, der zur Auslegung eines Technologiedemonstrators eines umweltfreundlichen Mittelspannungs-Lasttrennschalters dient. Am Ende der Arbeit wird dieser erfolgreich einer normgerechten Prüfung des Ausschaltvermögens unterzogen.
Aktualisiert: 2023-06-30
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Mittelspannungs-Lasttrennschalter stellen zentrale Komponenten in der Energieversorgung dar. Als Bestandteil von Mittelspannungs-Schaltanlagen der sekundären Verteilung ist ihre Aufgabe die sichere Unterbrechung von
Lastströmen im Netz und die Herstellung einer sicheren Trennstrecke. Im Zuge des voranschreitenden Ausbaus der Mittelspannungsnetze werden vermehrt gasisolierte Anlagen gefüllt mit Schwefelhexafluorid (SF6) verbaut,
da der Einsatz des Lösch- und Isoliergases SF6 den Aufbau kompakter und zuverlässiger Anlagen erlaubt. SF6 ist jedoch ebenfalls das stärkste bekannte Treibhausgas, mit einer Treibhauswirkung von 23.500 CO2-Äquivalenten. Eine Substitution von SF6 unter Beibehaltung der Baugröße und Zuverlässigkeit ist daher erstrebenswert. Der Lasttrennschalter stellt dabei die kritische Komponente dar, da das Füllgas im Schalter sowohl die Lichtbogenlöschung als auch die Spannungsisolation übernimmt. Mögliche Alternativgase weisen geringere elektrische Festigkeiten und Lichtbogenlöschvermögen als SF6 auf,
daher ist eine grundlegende Anpassung der Auslegung des Lasttrennschalters erforderlich. Ziel dieser Arbeit ist die Identifikation und Quantifikation der wesentlichen Einflussparameter auf das Ausschaltvermögen eines Mittelspannungs-
Lasttrennschalters unter Verwendung alternativer Lösch- und Isoliergase.
In einer Parameterstudie wird das thermische Ausschaltvermögen und die dielektrische Wiederverfestigung für verschiedene Auslegungsgrößen an einem Modell-Lasttrennschalter bestimmt. Essentiell für ein ausreichendes Ausschaltvermögen ist eine ausreichende Lichtbogenkühlung, die sowohl durch konvektive Kühlung durch eine axiale Beblasung als auch durch
den Hartgaseffekt, d.h. den Abbrand von Polymeren in Lichtbogennähe, sichergestellt werden kann. Beide Mechanismen können durch verschiedene Parameter der Schalterauslegung beeinflusst werden. Aus den gewonnenen Ergebnissen wird ein Designkriterienkatalog abgeleitet, der zur Auslegung eines Technologiedemonstrators eines umweltfreundlichen Mittelspannungs-Lasttrennschalters dient. Am Ende der Arbeit wird dieser erfolgreich einer normgerechten Prüfung des Ausschaltvermögens unterzogen.
Aktualisiert: 2023-06-30
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Aktualisiert: 2023-06-20
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