Auf Grund langanhaltender Niederschläge mit einer Niederschlagsmenge von bis zu 200 l pro m2 im Einzugsgebiet des Vichtbachs stieg am 14. Juli 2021 der Wasserstand plötzlich massiv an. Die Flutwelle des Vichtbachs und seiner Zuflüsse traf die Stadtteile Zweifall und Vicht so gewaltig, dass große Teile der Dorfstrukturen zerstört wurden. Auch die Innenstadt
Stolbergs sowie Teile des Stadtgebiets Atsch wurden durch das Hochwasser extrem geschädigt. Besonders in der Nacht zum 15. Juli wälzte sich eine gewaltige Flutwelle, u. a. infolge des Überlaufens der Dreilägerbachtalsperre, durch das Tal. Das Geschehene nachvollziehend sind die einzelnen Stadtteile in besonderen Kapiteln dem Vichtbach folgend von Süden nach Norden dargestellt worden.
Welche Tragödien sich an manchen Orten abspielten, als der Vichtbach drastisch über die Ufer trat, Straßen, Keller, Geschäfte und Wohnungen im Parterre der Häuser flutete, ist kaum zu beschreiben. In die Obergeschosse geflüchtete Bewohner bangten um ihr Leben. An manchen Stellen stieg das Wasser sogar bis zu einem Meter hoch in das erste Obergeschoss. Viele Stolberger, die in der Talachse am Vichtbach aber auch an der Inde und in der Nähe dieser Wasser-läufe ihr Zuhause hatten oder ihr Gewerbe betrieben, standen nach dieser Hochwasserkatastrophe vor dem Nichts. Viele konnten nur ihr nacktes Leben und vielleicht ein paar Habseligkeiten retten.
Diese Dokumentation ist der Versuch, das Geschehen des 14. und 15. Juli 2021 in Bildern festzuhalten. Dabei konnte die Entwicklung der Katastrophe am Oberlauf des Vichtbachs in den südlichen Stadtteilen Zweifall und Vicht am deutlichsten dokumentiert werden, da sich in diesem Bereich auch die wasserreichsten Zuflüsse der Vicht, in Zweifall der Hasselbach, in Vicht-Jägersfahrt der Fischbach und im Ort Vicht ebenfalls ein Fischbach, befinden. Diese transportierten enorme Wassermassen ins Tal. Besonders in Vicht ist die Entwicklung des Hochwasserereignisses chronologisch gut nachzu-vollziehen. Aber auch hier, sowie in den von der Hochwasserkatastrophe heimgesuchten Flächen der Innenstadt, können die Geschehnisse nur punktuell in Bildern gezeigt werden. Zudem ist das Flutgeschehen in der Nacht zum 15. Juli kaum in Bildern überliefert.
Die überwältigende Hilfsbereitschaft und Solidarität, die am 15. Juli einsetzte und über Tage und teils Wochen anhielt, wird in vielen Bildern deutlich. Spontan bildeten sich Gruppen, die nicht nur beim Aufräumen anpackten, sondern den Betroffe-nen und den Helfern auch Getränke, Essbares, ja ganze Mahlzeiten anboten. Auch die weitere Entwicklung der Bewälti-gung der katastrophalen Folgen des Ereignisses bis hin zum Wiederaufbau, dem Einrichten der Wohnungen und der Geschäfte werden punktuell in dieser Bilddokumentation berücksichtigt.
Um Nachsicht bitte ich jedoch alle Betroffenen u. a. die Angehörigen von Glaubensgemeinschaften, die Betreiber weiterer Museen, Vereinen oder Gewerbe, deren Schicksale und deren Nöte hier keine Erwähnung gefunden haben. Dieses Buch kann, wie bereits erwähnt, nur einen Querschnitt der Ereignisse dokumentieren.
Zum Schluss bedanke ich mich ganz besonders herzlich bei allen, die mir Fotos aus diesen Tagen zur Verfügung stellten (siehe S. 282 f.). Ohne diese Hilfe und Großzügigkeit hätte diese Bilddokumentation nicht erscheinen können.
Aktualisiert: 2023-06-30
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Auf Grund langanhaltender Niederschläge mit einer Niederschlagsmenge von bis zu 200 l pro m2 im Einzugsgebiet des Vichtbachs stieg am 14. Juli 2021 der Wasserstand plötzlich massiv an. Die Flutwelle des Vichtbachs und seiner Zuflüsse traf die Stadtteile Zweifall und Vicht so gewaltig, dass große Teile der Dorfstrukturen zerstört wurden. Auch die Innenstadt
Stolbergs sowie Teile des Stadtgebiets Atsch wurden durch das Hochwasser extrem geschädigt. Besonders in der Nacht zum 15. Juli wälzte sich eine gewaltige Flutwelle, u. a. infolge des Überlaufens der Dreilägerbachtalsperre, durch das Tal. Das Geschehene nachvollziehend sind die einzelnen Stadtteile in besonderen Kapiteln dem Vichtbach folgend von Süden nach Norden dargestellt worden.
Welche Tragödien sich an manchen Orten abspielten, als der Vichtbach drastisch über die Ufer trat, Straßen, Keller, Geschäfte und Wohnungen im Parterre der Häuser flutete, ist kaum zu beschreiben. In die Obergeschosse geflüchtete Bewohner bangten um ihr Leben. An manchen Stellen stieg das Wasser sogar bis zu einem Meter hoch in das erste Obergeschoss. Viele Stolberger, die in der Talachse am Vichtbach aber auch an der Inde und in der Nähe dieser Wasser-läufe ihr Zuhause hatten oder ihr Gewerbe betrieben, standen nach dieser Hochwasserkatastrophe vor dem Nichts. Viele konnten nur ihr nacktes Leben und vielleicht ein paar Habseligkeiten retten.
Diese Dokumentation ist der Versuch, das Geschehen des 14. und 15. Juli 2021 in Bildern festzuhalten. Dabei konnte die Entwicklung der Katastrophe am Oberlauf des Vichtbachs in den südlichen Stadtteilen Zweifall und Vicht am deutlichsten dokumentiert werden, da sich in diesem Bereich auch die wasserreichsten Zuflüsse der Vicht, in Zweifall der Hasselbach, in Vicht-Jägersfahrt der Fischbach und im Ort Vicht ebenfalls ein Fischbach, befinden. Diese transportierten enorme Wassermassen ins Tal. Besonders in Vicht ist die Entwicklung des Hochwasserereignisses chronologisch gut nachzu-vollziehen. Aber auch hier, sowie in den von der Hochwasserkatastrophe heimgesuchten Flächen der Innenstadt, können die Geschehnisse nur punktuell in Bildern gezeigt werden. Zudem ist das Flutgeschehen in der Nacht zum 15. Juli kaum in Bildern überliefert.
Die überwältigende Hilfsbereitschaft und Solidarität, die am 15. Juli einsetzte und über Tage und teils Wochen anhielt, wird in vielen Bildern deutlich. Spontan bildeten sich Gruppen, die nicht nur beim Aufräumen anpackten, sondern den Betroffe-nen und den Helfern auch Getränke, Essbares, ja ganze Mahlzeiten anboten. Auch die weitere Entwicklung der Bewälti-gung der katastrophalen Folgen des Ereignisses bis hin zum Wiederaufbau, dem Einrichten der Wohnungen und der Geschäfte werden punktuell in dieser Bilddokumentation berücksichtigt.
Um Nachsicht bitte ich jedoch alle Betroffenen u. a. die Angehörigen von Glaubensgemeinschaften, die Betreiber weiterer Museen, Vereinen oder Gewerbe, deren Schicksale und deren Nöte hier keine Erwähnung gefunden haben. Dieses Buch kann, wie bereits erwähnt, nur einen Querschnitt der Ereignisse dokumentieren.
Zum Schluss bedanke ich mich ganz besonders herzlich bei allen, die mir Fotos aus diesen Tagen zur Verfügung stellten (siehe S. 282 f.). Ohne diese Hilfe und Großzügigkeit hätte diese Bilddokumentation nicht erscheinen können.
Aktualisiert: 2023-06-30
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Auf Grund langanhaltender Niederschläge mit einer Niederschlagsmenge von bis zu 200 l pro m2 im Einzugsgebiet des Vichtbachs stieg am 14. Juli 2021 der Wasserstand plötzlich massiv an. Die Flutwelle des Vichtbachs und seiner Zuflüsse traf die Stadtteile Zweifall und Vicht so gewaltig, dass große Teile der Dorfstrukturen zerstört wurden. Auch die Innenstadt
Stolbergs sowie Teile des Stadtgebiets Atsch wurden durch das Hochwasser extrem geschädigt. Besonders in der Nacht zum 15. Juli wälzte sich eine gewaltige Flutwelle, u. a. infolge des Überlaufens der Dreilägerbachtalsperre, durch das Tal. Das Geschehene nachvollziehend sind die einzelnen Stadtteile in besonderen Kapiteln dem Vichtbach folgend von Süden nach Norden dargestellt worden.
Welche Tragödien sich an manchen Orten abspielten, als der Vichtbach drastisch über die Ufer trat, Straßen, Keller, Geschäfte und Wohnungen im Parterre der Häuser flutete, ist kaum zu beschreiben. In die Obergeschosse geflüchtete Bewohner bangten um ihr Leben. An manchen Stellen stieg das Wasser sogar bis zu einem Meter hoch in das erste Obergeschoss. Viele Stolberger, die in der Talachse am Vichtbach aber auch an der Inde und in der Nähe dieser Wasser-läufe ihr Zuhause hatten oder ihr Gewerbe betrieben, standen nach dieser Hochwasserkatastrophe vor dem Nichts. Viele konnten nur ihr nacktes Leben und vielleicht ein paar Habseligkeiten retten.
Diese Dokumentation ist der Versuch, das Geschehen des 14. und 15. Juli 2021 in Bildern festzuhalten. Dabei konnte die Entwicklung der Katastrophe am Oberlauf des Vichtbachs in den südlichen Stadtteilen Zweifall und Vicht am deutlichsten dokumentiert werden, da sich in diesem Bereich auch die wasserreichsten Zuflüsse der Vicht, in Zweifall der Hasselbach, in Vicht-Jägersfahrt der Fischbach und im Ort Vicht ebenfalls ein Fischbach, befinden. Diese transportierten enorme Wassermassen ins Tal. Besonders in Vicht ist die Entwicklung des Hochwasserereignisses chronologisch gut nachzu-vollziehen. Aber auch hier, sowie in den von der Hochwasserkatastrophe heimgesuchten Flächen der Innenstadt, können die Geschehnisse nur punktuell in Bildern gezeigt werden. Zudem ist das Flutgeschehen in der Nacht zum 15. Juli kaum in Bildern überliefert.
Die überwältigende Hilfsbereitschaft und Solidarität, die am 15. Juli einsetzte und über Tage und teils Wochen anhielt, wird in vielen Bildern deutlich. Spontan bildeten sich Gruppen, die nicht nur beim Aufräumen anpackten, sondern den Betroffe-nen und den Helfern auch Getränke, Essbares, ja ganze Mahlzeiten anboten. Auch die weitere Entwicklung der Bewälti-gung der katastrophalen Folgen des Ereignisses bis hin zum Wiederaufbau, dem Einrichten der Wohnungen und der Geschäfte werden punktuell in dieser Bilddokumentation berücksichtigt.
Um Nachsicht bitte ich jedoch alle Betroffenen u. a. die Angehörigen von Glaubensgemeinschaften, die Betreiber weiterer Museen, Vereinen oder Gewerbe, deren Schicksale und deren Nöte hier keine Erwähnung gefunden haben. Dieses Buch kann, wie bereits erwähnt, nur einen Querschnitt der Ereignisse dokumentieren.
Zum Schluss bedanke ich mich ganz besonders herzlich bei allen, die mir Fotos aus diesen Tagen zur Verfügung stellten (siehe S. 282 f.). Ohne diese Hilfe und Großzügigkeit hätte diese Bilddokumentation nicht erscheinen können.
Aktualisiert: 2023-06-26
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Auf Grund langanhaltender Niederschläge mit einer Niederschlagsmenge von bis zu 200 l pro m2 im Einzugsgebiet des Vichtbachs stieg am 14. Juli 2021 der Wasserstand plötzlich massiv an. Die Flutwelle des Vichtbachs und seiner Zuflüsse traf die Stadtteile Zweifall und Vicht so gewaltig, dass große Teile der Dorfstrukturen zerstört wurden. Auch die Innenstadt
Stolbergs sowie Teile des Stadtgebiets Atsch wurden durch das Hochwasser extrem geschädigt. Besonders in der Nacht zum 15. Juli wälzte sich eine gewaltige Flutwelle, u. a. infolge des Überlaufens der Dreilägerbachtalsperre, durch das Tal. Das Geschehene nachvollziehend sind die einzelnen Stadtteile in besonderen Kapiteln dem Vichtbach folgend von Süden nach Norden dargestellt worden.
Welche Tragödien sich an manchen Orten abspielten, als der Vichtbach drastisch über die Ufer trat, Straßen, Keller, Geschäfte und Wohnungen im Parterre der Häuser flutete, ist kaum zu beschreiben. In die Obergeschosse geflüchtete Bewohner bangten um ihr Leben. An manchen Stellen stieg das Wasser sogar bis zu einem Meter hoch in das erste Obergeschoss. Viele Stolberger, die in der Talachse am Vichtbach aber auch an der Inde und in der Nähe dieser Wasser-läufe ihr Zuhause hatten oder ihr Gewerbe betrieben, standen nach dieser Hochwasserkatastrophe vor dem Nichts. Viele konnten nur ihr nacktes Leben und vielleicht ein paar Habseligkeiten retten.
Diese Dokumentation ist der Versuch, das Geschehen des 14. und 15. Juli 2021 in Bildern festzuhalten. Dabei konnte die Entwicklung der Katastrophe am Oberlauf des Vichtbachs in den südlichen Stadtteilen Zweifall und Vicht am deutlichsten dokumentiert werden, da sich in diesem Bereich auch die wasserreichsten Zuflüsse der Vicht, in Zweifall der Hasselbach, in Vicht-Jägersfahrt der Fischbach und im Ort Vicht ebenfalls ein Fischbach, befinden. Diese transportierten enorme Wassermassen ins Tal. Besonders in Vicht ist die Entwicklung des Hochwasserereignisses chronologisch gut nachzu-vollziehen. Aber auch hier, sowie in den von der Hochwasserkatastrophe heimgesuchten Flächen der Innenstadt, können die Geschehnisse nur punktuell in Bildern gezeigt werden. Zudem ist das Flutgeschehen in der Nacht zum 15. Juli kaum in Bildern überliefert.
Die überwältigende Hilfsbereitschaft und Solidarität, die am 15. Juli einsetzte und über Tage und teils Wochen anhielt, wird in vielen Bildern deutlich. Spontan bildeten sich Gruppen, die nicht nur beim Aufräumen anpackten, sondern den Betroffe-nen und den Helfern auch Getränke, Essbares, ja ganze Mahlzeiten anboten. Auch die weitere Entwicklung der Bewälti-gung der katastrophalen Folgen des Ereignisses bis hin zum Wiederaufbau, dem Einrichten der Wohnungen und der Geschäfte werden punktuell in dieser Bilddokumentation berücksichtigt.
Um Nachsicht bitte ich jedoch alle Betroffenen u. a. die Angehörigen von Glaubensgemeinschaften, die Betreiber weiterer Museen, Vereinen oder Gewerbe, deren Schicksale und deren Nöte hier keine Erwähnung gefunden haben. Dieses Buch kann, wie bereits erwähnt, nur einen Querschnitt der Ereignisse dokumentieren.
Zum Schluss bedanke ich mich ganz besonders herzlich bei allen, die mir Fotos aus diesen Tagen zur Verfügung stellten (siehe S. 282 f.). Ohne diese Hilfe und Großzügigkeit hätte diese Bilddokumentation nicht erscheinen können.
Aktualisiert: 2023-06-26
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Das Ziel dieser Arbeit ist es, die FRR-Bemessung im Hinblick auf diese sich abzeichnenden Entwicklungen effizient auszugestalten.
Aktualisiert: 2023-05-15
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Marksimulationen unter Berücksichtigung der Strom-Wärme-Sektorenkopplung
Aktualisiert: 2023-05-15
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Bewertung von Netzausbauplänen in Hochspannungsnetzen unter Berücksichtigung von betrieblicher Flexibilität und planerischen Unsicherheiten
Aktualisiert: 2023-05-15
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Aufgrund politischer Klimaschutzziele ist ein weiterer Zubau von Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien zu erwarten. Die Dargebotsabhängigkeit und bedingte Prognostizierbarkeit der Einspeisung führen zu steigenden Unsicherheiten und erhöhtem Flexibilitätsbedarf im Elektrizitätsversorgungssystem. Dabei ermöglichen bereits heute bspw. Intraday-Handelsprodukte mit viertelstündlicher Granularität einen standardisierten Handel zur Deckung dieses Flexibilitätsbedarfs. Die Einführung flussbasierter Kapazitätsallokation, politisch angestrebte Mindestübertragungskapazitäten sowie ein gebotszonenübergreifender Intraday-Handel verstärken zudem den internationalen Wettbewerb von Flexibilitätsoptionen. Für die gesamtwirtschaftliche Bewertung von Flexibilitätsoptionen sind Strommarktsimulationen ein elementares Werkzeug. Bestehende Verfahren unterscheiden sich im Modelldetailgrad jedoch erheblich. Die wesentlichen Modellierungsdimensionen sind die Abbildung von Unsicherheiten, der verschiedenen Technologien mit ihren technischen und betrieblichen Restriktionen, die zeitliche Granularität sowie der geographische Betrachtungsraum in Verbindung mit dem Market Coupling. Aufgrund beschränkter Ressourcen, hinsichtlich Rechenleistung und -zeit bedarf es eines Trade-offs im Detailgrad innerhalb und zwischen den Modellierungsdimensionen. Daher ist das Ziel dieser Arbeit, ein Vorgehen für die Unterstützung von Modellierungsentscheidungen zu erarbeiten. Dafür wird der Einfluss des Modelldetailgrades in Strommarktsimulationen auf die Bewertung von Flexibilitätsoptionen quantifiziert und notwendige Detailgrade identifiziert.
Im Rahmen der Analyse erfolgt eine Bestandsaufnahme der in Realität auftretenden Unsicherheiten, Marktabläufe, Flexibilitätsbedarfe und -angebote, welche in Kontext zu den vier skizzierten Modellierungsdimensionen gesetzt werden. Darauf aufbauend wird eine Auswahl an Modellen mit unterschiedlichem Detailgrad für die jeweiligen Dimensionen mathematisch formuliert. Das entwickelte modulare mehrstufige Simulationsverfahren, welches sich an den derzeitigen Planungsstufen von Marktakteuren orientiert, erlaubt eine flexible Modellkombination. Für verschiedene Kombinationen kann damit über Simulationen der fundamentale potentielle Mehrwert einer Flexibilitätsoption an den Strommärkten aus gesamtwirtschaftlicher Perspektive ermittelt und somit der Einfluss des Modelldetailgrades bestimmt werden.
Die exemplarischen Untersuchungen zeigen, dass die Modellierungsentscheidung in allen vier Dimensionen einen signifikanten Einfluss auf den ermittelten Mehrwert einer Flexibilitätsoption hat. Der durch die systemisch eingesparten Stromerzeugungskosten quantifizierte Mehrwert einer zusätzlichen Flexibilitätsoption liegt in Abhängigkeit der Modellauswahl im Vergleich zu einer definierten Referenzrechnung zwischen etwa 35 und 130 Prozent. Eine besondere Bedeutung erhalten dabei die Dimensionen der kurzfristigen Unsicherheiten der Residuallast und des Market Couplings. Die stochastische Berücksichtigung von Unsicherheiten führt zu einem deutlichen Mehrwert der Flexibilitätsoption im Vergleich zu einer Simulation unter perfekter Voraussicht oder unter deterministischen Prognoseupdates. Dabei stellt die ermittelte Modellauswahl keinen Anspruch auf allgemeine Gültigkeit, jedoch kann das Vorgehen für die Unterstützung von Modellierungsentscheidungen auf weitere Fragestellungen übertragen werden.
Aktualisiert: 2023-05-15
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Anhaltende Entwicklungen in der Elektrizitätsversorgung, unter anderem der signifikante Zubau von dargebotsabhängigen Erzeugungsanlagen, führen zu einem erhöhten Bedarf von Anpas-sungsmaßnahmen, um Engpässe im Übertragungsnetz zu vermeiden. Damit Maßnahmen mit hoher Vorlaufzeit rechtzeitig aktiviert werden können, kommt der Betriebsplanung bei der Eng-passbehebung eine zunehmende Bedeutung zu.
Schaltmaßnahmen zur Veränderung des Schaltzustands des Übertragungsnetzes stellen ein na-hezu kostenfreies Mittel des Netzbetriebs dar, deren Verwendung zudem den Anpassungen der Transportaufgabe gesetzlich vorzuziehen ist. Bei der Berücksichtigung von Schaltmaßnahmen in der Betriebsplanung sind jedoch umfangreiche Randbedingungen zu beachten:
• Das Auftreten komplexer Schaltsequenzen und die begrenzte Zuverlässigkeit von Schaltge-räten erfordert die explizite Prüfung der Schaltmaßnahmen. Die bloße Betrachtung des resul-tierenden Schaltzustands ist nicht ausreichend.
• Um einen gleichmäßigen Schaltbetrieb gewährleisten zu können, ist die vorausschauende Auswahl von Schaltzuständen erforderlich, die möglichst längerfristig zulässig sind.
• Die Koordination von Schaltmaßnahmen erfordert die Ermittlung einer begrenzten Menge von Schaltzuständen, die für einen längeren Zeitraum effektiv eingesetzt werden kann.
Im heutigen Netzbetrieb werden die umfangreichen Randbedingungen vereinfacht berücksichtigt, indem das Übertragungsnetz üblicherweise im sogenannten Normalschaltzustand betrieben wird. Hiervon wird nur in geringem Umfang abgewichen. Um jedoch das Potential des Schaltzustands unter Berücksichtigung der genannten Einschränkungen möglichst effizient auszunutzen, wird in dieser Arbeit das Konzept der robusten Schaltzustände (rSZ) entwickelt.
Zur Ermittlung von rSZ wird ein Verfahren mit verschiedenen Bausteinen vorgeschlagen. Zu-nächst wird eine als stochastischer Prozess modellierte repräsentative Netznutzung auf Basis historischer Netznutzungsfälle hergeleitet. Dabei werden repräsentative Netznutzungsfälle mit Hilfe eines Clustering-Verfahrens ermittelt. Auf dieser Basis können im nächsten Schritt rSZ unter gleichzeitiger Berücksichtigung der erforderlichen Schaltmaßnahmen mit Hilfe eines geeigneten Optimierungsverfahrens ermittelt werden. Im entwickelten Verfahren werden Strom-, Spannungs- und Kurzschlussstromgrenzwerte und weitere Nebenbedingungen für Schaltmaßnahmen berück-sichtigt. Die Bestimmung von kurativen Schaltmaßnahmen zur Engpassbehebung nach Betriebs-mittelausfall ist ebenfalls möglich. Zur Herabsetzung der Problemdimension teilt sich das Verfah-ren in ein Sub- und Masterproblem auf. Das Subproblem ermittelt eine Vorschlagsliste von opti-mierten Schaltzuständen pro repräsentativem Netznutzungsfall. Im Masterproblem werden die insgesamt optimalen – und damit robusten – Schaltzustände bestimmt. Dabei werden insbeson-dere die sich einstellenden Schaltmaßnahmen mit Hilfe einer Modellierung des Risikos und der Zuverlässigkeit bewertet. Die auf diese Weise ermittelten rSZ können anschließend in Prozessen der Betriebsplanung zur Beseitigung von Engpässen eingesetzt werden. Dazu wird ein Verfah-rensbaustein entwickelt, der auf Basis der prognostizierten Netznutzung eine Auswahl der zur Verfügung stehenden rSZ mit nur geringem Bedarf an Rechenzeit vornimmt.
Exemplarische Untersuchung zeigen anhand der Simulation eines Betriebsplanungsprozesses, dass erfolgreich Schaltmaßnahmen auf Basis der rSZ zur Beseitigung von Engpässen herange-zogen werden können. Auf diese Weise kann der Umfang sonstiger erforderlicher Maßnahmen zur Engpassbehebung, insbesondere Eingriffe in die Transportaufgabe, reduziert werden
Aktualisiert: 2023-05-15
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Im Rahmen dieser Arbeit wird das technische Flexibilitätspotenzial als technisch mögliche maximale Auslenkung des P-/Q-Austauschs am HS/MS-Umspannwerk definiert.
Aktualisiert: 2023-05-15
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Durch den steigenden Anteil der Stromerzeugung auf Basis lastferner und dargebotsabhängiger erneuerbarer Energien sind die Leistungsflüsse im europäischen Übertragungsnetz zunehmend weiträumig und schwierig zu prognostizieren. Dies bewirkt eine Verringerung der Übertragungs¬kapazitäten, die für den Handel zwischen Gebotszonen im europäischen Strommarkt verfügbar sind. Eine effiziente Allokation von Übertragungskapazitäten, die zur Maximierung der ökono¬mischen Wohlfahrt unter Gewährleistung der Netzsicherheit führt, soll künftig mithilfe eines last-flussbasierten Kapazitätsmodells in weiten Teilen Europas erfolgen. Dabei spielt die Ausgestal¬tung der Kapazitätsberechnung (Kapazitätsmodell) eine wesentliche Rolle. Aktuelle Diskussionen zur neuen Strombinnenmarkt-Verordnung zeigen die ökonomische und technische Relevanz für eine Vielzahl an Akteure auf.
Zur Beurteilung der zukünftigen Auswirkungen eines Kapazitätsmodells ist eine techno-ökono-mische Bewertung durchzuführen. Diese erfordert eine realitätsnahe Abbildung des Strommark¬tes und des Netzbetriebs, wobei zu berücksichtigen ist, dass zum Zeitpunkt der Kapazitätsbe¬rechnung noch signifikante Unsicherheiten in den Eingangsdaten bestehen.
In dieser Arbeit wurde ein Verfahren zur probabilistischen Bewertung von lastflussbasierten Kapazitätsmodellen entwickelt, das die Quantifizierung möglicher Auswir¬kungen auf den Strommarkt und den Netzbetrieb unter Berücksichtigung von Unsicherheiten er¬möglicht. Das entwickelte Verfahren bildet drei Prozesse über zwei Zeitbereiche ab. Die Kapa¬zitätsberechnung, der Strommarkt sowie die Netzbetriebsplanung werden zunächst im vortäg¬lichen Zeitbereich simuliert. Die Entscheidungsfindung wird dabei über eine gemischt-ganz¬zahlige Optimierung modelliert, als Grundlage dienen die vortäglichen Prognosen der relevanten Eingangsgrößen. Anschließend werden im Rahmen einer Monte-Carlo Simulation die möglichen Prognoseabweichungen gezogen und deren Auswirkungen auf den lntraday-Markt und den Netz¬betrieb im Kurzfristbereich (wenige Stunden vor Erfüllung) mit Hilfe einer linearen Optimierung quantifiziert.
Mithilfe des entwickelten Verfahrens werden exemplarische Bewertungen von Kapazitätsmo-dellen durchgeführt. Im Fokus der Untersuchungen stehen die heute diskutierten Ausgestaltungs¬aspekte hinsichtlich der Wahl der zu betrachtenden Netzelemente und des Mindestwerts der Übertragungskapazitäten. Dabei führen weniger restriktive Kapazitätsmodelle tendenziell zur Er¬höhung der ökonomischen Wohlfahrt, da das Engpassmanagement gezielter und volkswirtschaft¬lich effizienter mithilfe von Redispatch als durch Einschränkung des gebotszonenübergreifenden Handels erfolgen kann. Eine Überdimensionierung ist allerdings aufgrund des erhöhten Aufwands für Redispatch, fehlender Preissignale und verzerrter Wohlfahrtsverteilung nicht wünschenswert. Zudem führen bei weniger restriktiven Kapazitätsmodellen mögliche Prognoseabweichungen zur stärkeren Reduktion der erwarteten Gesamtwohlfahrt und zur potentiellen Gefährdung der Netz¬sicherheit. So wird u.a. gezeigt, dass der regulatorisch geforderte Mindestwert von 70% zu keiner höheren Wohlfahrt als ein Mindestwert von 45% führt.
Aktualisiert: 2023-05-15
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In dieser Arbeit werden die für die Berechnung der Kenngrößen relevanten Eigenschaften der Ressourcen untersucht und anschließend in entsprechende Modelle überführt.
Aktualisiert: 2023-05-15
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Der Ausbau von Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) mit Netzanbindung über Umrichter und der Rückgang thermischer Erzeugungsanlagen mit Netzanbindung über Synchrongeneratoren führt zu einer Veränderung der System-dynamik sowie einer potenziellen Gefährdung der Kurzzeitstabilität, da die Abnahme von synchroner Erzeugung mit einer Abnahme stabilisierender Momentanreserve und Kurzschlussleistung verbunden ist. Die heutzutage üblichen netz-folgenden Regelungskonzepte der Umrichter von EE-Anlagen können Momentanreserve und Kurzschlussleistung nicht instantan bereitstellen. Zudem ist ihre Bereitstellung durch EE-Anlagen durch ihre geringen Energiereserven und geringe Überlastfähigkeit stark eingeschränkt.
Netzbildende Umrichter sind dagegen in der Lage, Momentanreserve und Kurzschlussleistung instantan bereitzustellen, auch wenn im Umfang geringer als Synchrongeneratoren. Vor diesem Hintergrund wird im Rahmen dieser Dissertation untersucht, welche Beiträge netzbildende Regelungskonzepte bei Umrichtern von EE-Anlagen zur Erhaltung der Kurz-zeitstabilität leisten können. Im Fokus steht hierbei die Bereitstellung von Momentanreserve für die Frequenzstabilität und von Kurzschlussleistung für die Spannungsstabilität im Kurzzeitbereich.
Das methodische Vorgehen sieht die Entwicklung eines dynamischen Netzmodells des europäischen Übertragungsnetzes vor, welches für EE-Anlagen neben heute üblichen netzfolgenden Netzregelungskonzepten auch netzbildende Regelungs-konzepte einschließlich der Energie- und Stromgrenzen der Umrichter enthält. Durch Variantenvergleich lässt sich der Einfluss netzbildender Umrichter auf die Kurzzeitstabilität anhand des Frequenz- bzw. Spannungseinbruchs nach Fehler-fällen quantifizieren.
Ein wesentlicher wissenschaftlicher Beitrag dieser Dissertation besteht in der Entwicklung eines Modells netzbildender Regelungskonzepte unter der Berücksichtigung von Energiemengenrestriktionen sowie maximalen Stromtragfähigkeit der Umrichter von EE-Anlagen, welches zur Zeitbereichssimulation, sogenannten RMS-Simulationen, von großen Elektrizi-tätsversorgungssystemen wie dem europäischen Übertragungsnetz geeignet ist.
Ein weiterer wesentlicher wissenschaftlicher Beitrag dieser Dissertation sind die durchgeführten systemischen Untersu-chungen mit einem dynamischen Netzmodell des kontinentaleuropäischen Übertragungsnetzes für das Zieljahr 2030 mit besonderem Fokus auf das deutsche Übertragungsnetz. Mittels der oben genannten Modelle netzbildender Umrichter wurde untersucht, welchen Beitrag EE-Anlagen bei unterschiedlichen Durchdringungsgraden netzbildender Regelungs-konzepte zur Erhaltung der Kurzzeitstabilität leisten können. Dazu wurden die initialen Frequenzgradienten nach Kraft-werksausfall als Indikator für die Frequenzstabilität im Kurzzeitbereich sowie die Ausbreitung eines Spannungstrichters während eines Kurzschlusses als Indikator für die Spannungsstabilität im Kurzzeitbereich herangezogen. Die Begrenzung von Frequenzgradienten durch die netzbildenden Umrichter der EE-Anlagen trägt dazu bei, dass sich Erzeugungseinheiten im Falle von Leistungsungleichgewichten nicht vom Netz trennen und das Leistungsdefizit vergrößern. Die Begrenzung des Spannungstrichters räumlich sowie im Umfang des Spannungseinbruchs durch die netzbildenden Umrichter trägt dazu bei, dass es zu keinen Unterspannungsschutzauslösungen von Erzeugungsanlagen und infolgedessen zu einem Spannungskollaps kommt.
Aktualisiert: 2023-03-31
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Das Voranschreiten der Energiewende führt zu einer höheren und volatileren Auslastung des elektrischen Übertragungs-netzes sowie einem Wegfall relevanter Blindleistungsquellen. Hieraus resultieren erhebliche Herausforderungen für die
dynamische Spannungshaltung, welche die Einhaltung der Spannungsgrenzen nach plötzlichen Änderungen der Netz-nutzungssituation sicherstellt.
Bisher werden zur dynamischen Spannungshaltung hauptsächlich Synchrongeneratoren konventioneller Kraftwerke einge-setzt, die zunehmend stillgelegt werden. Alternative Blindleistungsquellen, wie automatisch stufbare oder leistungselek-tronische Kompensationsanlagen, unterscheiden sich in ihrem Regelungsverhalten teils signifikant von Synchrongene-ratoren. Gleichzeitig wandeln sich die unterlagerten Verteilnetze immer mehr von passiv zu aktiv betriebenen Netzen mit einer hohen Durchdringung automatisierter lokaler Spannungs- und Blindleistungsregelungen. Dabei ist eine wechsel-seitige Beeinflussung der Regelungsvorgänge im Verteil- und Übertragungsnetz denkbar. Vor diesem Hintergrund wird in dieser Dissertation untersucht, welchen Einfluss Verteilnetze auf die dynamische Spannungshaltung im Übertragungsnetz
haben und inwieweit Wechselwirkungen zwischen dynamischen Vorgängen im Übertragungs- und Verteilnetz auftreten.
Zur Untersuchung dieser Fragestellungen erfolgt die Entwicklung eines Verfahrens zur Simulation dynamischer Vorgänge im Zeitbereich von Sekunden bis Minuten, welches auf ausgedehnte Übertragungs- und Verteilnetze anwendbar ist. Das entwickelte Verfahren berücksichtigt Last- und Einspeiseschwankungen im Langzeitbereich sowie diskrete Vorgänge, wie das Stufen automatisch geregelter Transformatoren und Kompensationsanlagen. Dabei erfolgt die realitätsnahe Abbildung von Einspeiseschwankungen dargebotsabhängiger Erzeugungsanlagen unter Verwendung eines zweistufigen Monte-
Carlo Markov Chain-Verfahrens.
Das entwickelte Verfahren findet exemplarisch auf einem Modell des Elektrizitätsversorgungssystems des Jahres 2030 Anwendung. Die exemplarischen Untersuchungen zeigen, dass der Einfluss von Verteilnetzen auf die dynamische
Spannungshaltung im Übertragungsnetz im ungestörten Betrieb vernachlässigbar gering ist. Kommt es jedoch zu einer plötzlichen Änderung der Blindleistungsbilanz, z.B. infolge eines Betriebsmittelausfalls, zeigt sich ein erheblicher Einfluss der Verteilnetze auf die dynamische Spannungshaltung im Übertragungsnetz. Des Weiteren zeigen die Untersuchungen, dass es insbesondere bei diskreten Regelungsvorgängen im Verteil- und Übertragungsnetz zu Wechselwirkungen kommt, welche zu einem veränderten Einsatz regelbarer Blindleistungsquellen im Übertragungsnetz führen können. Folglich sind
sowohl für netzplanerische als auch für netzbetriebliche Fragestellungen des Übertragungsnetzes sachgerechte Hoch- und Mittelspannungsnetzmodelle erforderlich, die das spannungsabhängige Verhalten der Netze im Fehlerfall unter Berück-sichtigung diskreter Regelungsvorgänge adäquat abbilden.
Aktualisiert: 2023-03-02
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Die EU-Kommission hat im Kontext des European Green Deals eine Strategie zur Integration des Energiesystems formuliert. Es sollen integrierte Energieinfrastrukturen mit einer verstärkten physikalischen Kopplung der Strom-, Wasserstoff -, Methan- und Fernwärmeinfrastruktur entstehen und diese möglichst treibhausgasarm, sicher und
kostengünstig geplant und betrieben werden. Die bidirektionale Kopplung der Transportnetze für Strom und Gase bildet hierbei das Rückgrat. Um Optimierungspotentiale heben zu können, wird die Einführung einer integrierten Systemplanung
diskutiert. Innerhalb eines solchen Prozesses werden Betriebssimulationen als Werkzeuge zur Berechnung von Bewertungskenngrößen wie Wohlfahrtsgewinnen, CO2-Emissionen oder der Netzsicherheit benötigt. Das Ziel dieser Arbeit ist daher, ein methodisches Vorgehen zu entwickeln, das bei einem integrierten Modellierungsansatz eine hohe zeitliche, räumliche und technische Auflösung aufweist und gleichzeitig die Anwendbarkeit auf großskalige Systeme ermöglicht.
Das entwickelte Verfahren basiert auf einem nichtlinearen Optimierungsproblem, welches variable Betriebskosten, CO2-Emissionen und Defizitenergie beim Anlageneinsatz und Netzbetrieb der Strom-, Gas- und Fernwärmeinfrastruktur minimiert. Die Transportinfrastrukturen für Strom und Gase werden netzknotenscharf und unter Berücksichtigung quasi-stationärer physikalischer Lastfl ussgleichungen zur Berechnung von Netzengpässen und Transportverlusten abgebildet. Die Skalierbarkeit des Verfahrens erlaubt die Anwendung auf großskalige Energiesysteme über ein gesamtes Jahr in stündlicher Auflösung. Zur Beherrschung der Modellkomplexität wird ein dreistufig verschachtelter Dekompositionsansatz entwickelt. Dieser löst das Optimierungsproblem mehrfach zunächst mit hohem Modelldetailgrad in der zeitlichen, dann räumlichen und schließlich technischen Dimension unter Anwendung verschiedener Modellreduktionstechniken und mit Informationsweitergabe an den Schnittstellen. Die Lösung des nichtlinearen Optimierungsproblems erfolgt in der
letzten Verfahrensstufe mittels sukzessiv linearer Programmierung.
In exemplarischen Untersuchungen wird die Leistungsfähigkeit des entwickelten Verfahrens durch Anwendung auf ein Szenario für das europäische Strom-, Wasserstoff-, Methan- und Fernwärmesystem im Jahr 2040 demonstriert. Das Verfahren zeigt infrastrukturübergreifende Wechselwirkungen im Betrieb auf, welche die optimierten Systemantworten auf Überschüsse und Knappheit erneuerbarer Stromerzeugung, Netzengpässe im Strom- und Wasserstoff transportnetz oder Knappheit saisonaler Wasserstoff speicherkapazitäten darstellen. Im Rahmen einer Kosten-Nutzen-Analyse von Elektrolysestandorten in Deutschland wird berechnet, dass primär Netzengpässe und sekundär Netzverluste im elektrischen Übertragungsnetz die Standortentscheidung beeinflussen und gegenüber Engpässen und Verlusten im Wasserstoffnetz überwiegen. Elektrolyseure nahe der erneuerbaren Stromerzeugung aus Windenergieanlagen in Norddeutschland weisen daher einen größeren systemischen Nutzen auf als Elektrolyseure nahe der Lastzentren im Südwesten Deutschlands.
Aktualisiert: 2023-02-09
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In Niederspannungsnetzen wird ein neuartiges Stabilitätsphänomen beobachtet, das auf den zunehmenden Anteil von geregelten Komponenten mit leistungselektronischen Bauelementen zurückzuführen ist. Bereits aufgetretene Anlagen-ausfälle und eine sich daraus ableitende Gefahr für den stabilen Netzbetrieb verdeutlichen die Notwendigkeit geeigneter Untersuchungen und Gegenmaßnahmen. Ein potentielles Kriterium zur Untersuchung dieser sogenannten harmonischen Stabilität ist das impedanzbasierte Stabilitätskriterium (IBSK), für dessen Anwendung frequenzabhängige Impedanzen
benötigt werden. Dafür sind im Kontext von Niederspannungsnetzen die experimentelle Vermessung von Komponenten im Labor und die Überführung von Messdaten in Ersatzmodelle vorteilhaft, jedoch sind sowohl Kenntnisse über Anforde-rungen und Rahmenbedingungen als auch geeignete Verfahren notwendig.
Daher werden im Rahmen dieser Arbeit verschiedene Teilverfahren einer, auf experimentellen Vermessungen basierenden, Verfahrenskette auf die Anwendbarkeit in Niederspannungsnetzen untersucht, weiterentwickelt und erprobt. Dies sind die
experimentelle Ermittlung von frequenzabhängigen Impedanzen heterogener Niederspannungskomponenten, die Überf-ührung der resultierenden Impedanzen in datengetriebene, parametrische Ersatzmodelle als auch die systemische Unter-suchung der harmonischen Stabilität von unterschiedlichen Niederspannungsnetzen und unter Variation vonNetzeigen-schaften und Durchdringungsgraden.
Die mittels der implementierten und validierten Prüfkreise ermittelten Impedanzen von 24 handelsüblichen Komponenten zeigen eine signifikante Heterogenität und zu berücksichtigende Einflussfaktoren in Niederspannungsnetzen auf. Ver-schiedene Weiterentwicklungen reduzieren durch Nichtlinearitäten hervorgerufene Störeinflüsse und ermöglichen die Vermessung unter den identifizierten Rahmenbedingungen.
Anschließend werden ein Modellierungsansatz und Parametrierungsverfahren vorgestellt sowie Messergebnisse in Er-satzmodelle überführt. Die Ergebnisse der systemischen Untersuchungen zeigen, dass mit einer als passiv angenommenen Netzanbindung die harmonische Stabilität gewährleistet ist. In einer Untersuchung eines Netzes mit leistungselektronischer Netzbildung wird jedoch eine Instabilität prognostiziert. Die
Validierung im Labor bestätigt die Prognose und verdeutlicht die Anwendbarkeit des IBSK unter Verwendung von expe-rimentell parametrierten Ersatzmodellen.
Aktualisiert: 2023-03-23
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Dem internationalen Stromhandel kommt bei der Dekarbonisierung des europäischen Energieversorgungsystems eine wichtige Bedeutung zu, da er eine europaweit effiziente Verteilung volatiler Einspeisungen aus Anlagen auf Basis erneuerbarer Energien (EE) ermöglicht. Daher strebt die EU eine immer stärkere Integrationder nationalen Strommärkte unter Berücksichtigung der begrenzten Übertragungskapazitäten an. Zur Kopplung einzelner europäischer Marktgebiete wird neben dem bisher praktizierten Kapazitätsmodell Net-Transfer-Capacities (NTC) seit 2015 sukzessive das Flow-Based Market Coupling (FBMC) eingeführt. Dieses ermöglicht eine effizientere Ausnutzung der physikalischen Übertragungs-kapazitäten, da es die Lastflussverhältnisse im europäischen Übertragungsnetz besser abbildet. Beim FBMC sind eine Reihe von Fragen zur Ausgestaltung ungeklärt. Hierzu zählen u.a., ob eine Erweiterung auf weitere Marktgebiete sinnvoll ist, wie Nicht-FBMCGebotszonen in das FBMC-Kapazitätsmodell zu integrieren sind (sogenanntes Hybrid Market Coupling), wie die Flexibilität leistungsfl usssteuernder Betriebsmittel wie Phasenschiebertransformatoren innerhalb des FBMC-Kapazitätsmodells zu berücksichtigen ist und welche Mindestkapazitäten für Importe und Exporte vorgehalten werden sollen. Die langfristige Ausgestaltung der Marktkopplung im europäischen Strombinnenmarkt stellt das Forschungs-vorhaben der Arbeit dar.
In dieser Forschungsarbeit wird ein Modell zur Systemanalyse entwickelt, um die Berechnung und Nutzung der Übertra-gungskapazitäten abzubilden. Dieses besteht aus den Modulen Kapazitätsberechnung, Gebotserstellung der Handelsteilnehmer, Bestimmung der Preise, Importe und Exporte sowie Nutzung der verfügbaren Übertragungskapazitäten, sowie schließlich dem Management der verbliebenen Engpässe. Das Modell zur Systemanalyse weist als Besonderheiten auf, dass die Marktkopplung nicht innerhalb eines Fundamentalmodells, welches Gebotserstellung und Preisermittlung integriert betrachtet, sondern in Anlehnung an die realen Prozesse in der Preisbestimmung modelliert ist und dass es die Flexibilität lastflusssteuernder Betriebsmittel in der Kapazitätsermittlung abzubilden vermag.
Im Rahmen einer Parameterstudie wird die zukünftige Ausgestaltung des FBMCModells in einem Szenario für das Jahr 2035 anhand der Kriterien Erzeugungskosten, CO2-Emissionen und Abregelung von EE-Anlagen in Folge von Strom-handel und Engpassmanagement bewertet. Insbesondere die Wahl der Mindestkapazitäten stellt sich dabei als sehr sensitiv auf die Bewertungskriterien heraus. Ein neuartiges Konzept des Hybrid Market Couplings, bekannt unter dem Namen Advanced Hybrid Market Coupling, erweist sich hinsichtlich der gewählten Bewertungskriterien, insbesondere bei geringen Mindestkapazitäten, als vorteilhaft. Eine Erweiterung des FBMC-Kapazitätsmodells auf weitere Mitgliedsstaaten am Rande des europäischen Kontinents sowie die Berücksichtigung von Phasenschiebetransformatoren im FBMC-Kapazitätsmodell erscheint dagegen nicht sinnvoll.
Aktualisiert: 2023-02-09
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Infolge vielfältiger Veränderungen im Elektrizitätsversorgungssystem steigt das Transporterfordernis im deutschen Über-tragungsnetz. Da die notwendigen Netzausbauvorhabenverzögert sind, nimmt der Bedarf an operativer Netzengpass-behebung zu. Dazu zählen markt- und netzbezogene Maßnahmen sowie zusätzliche Reserven, deren Einsätze im Rahmen der Kurzfristbetriebsplanung bestimmt werden. Dabei stellt die Anfahrtsentscheidung der Netzreserve eine besondere Herausforderung dar, weil diese lange Vorlaufzeiten aufweist und in der gesetzlichen Einsatzreihenfolge erst nachrangig
eingesetzt werden darf. In der Betriebspraxis werden die Anfahrten der Netzreserve mittels prognosebasierter Netz-betriebssimulationen abgeleitet. Zur Beherrschung der hohen Unsicherheiten werden Sicherheitsaufschläge ausgehend von Erfahrungswerten verwendet. Diese Form die Unsicherheiten zu berücksichtigen kann einerseits zu Anfahrten führen, die ex post nicht nötig gewesen wären und damit nicht der gesetzlichen Einsatzreihenfolge entsprechen. Anderseits können zu niedrige Sicherheitsaufschläge die Unsicherheiten unterschätzen und die Netzsicherheit gefährden.
Vor diesem Hintergrund wird im Rahmen der Dissertation der Einfluss von Unsicherheiten auf die Anfahrtsentscheidung der Netzreserve untersucht und unterschiedliche Ansätze zur differenzierten Abbildung der Unsicherheiten in Netzbetriebs-simulationen verglichen. Dazu wird ein zweistufiges methodisches Vorgehen entwickelt. Die erste Stufe dient der Abbildung der Unsicherheiten mithilfe von Szenarien. Dabei wird eine Monte-Carlo-Simulation unter Verwendung von Copulas ein-gesetzt, um auf Basis historischer Wetter- und Lastprognosefehler konsistente Szenarien der Einspeisung von Wind-energie- und Photovoltaikanlagen, der Verbraucherlast und der witterungsabhängigen Stromgrenzen der Freileitungen zu generieren. Auf dieser Basis ergänzt eine Kraftwerkseinsatzsimulation die jeweiligen Kraftwerkseinsätze und Handels-austausche. Diese Szenarien gehen in die zweite Verfahrensstufe ein, die als probabilistische oder stochastische Netz-betriebssimulation ausgeführt werden kann. Im Kern basieren beide Simulationen auf einem zweistufigen Optimierungs-problem, das die Anfahrten der Netzreserve und den Einsatz der Maßnahmen zur Behebung aller Engpässe mengen- und kostenmäßig minimiert. Dabei erfolgt die Optimierung in der probabilistischen Simulation für jedes Szenario unabhängig, wohingegen in der stochastischen Simulation die Anfahrten im Erwartungswert über alle Szenarien optimiert werden.
Die exemplarischen Untersuchungen anhand eines Zukunftsszenarios im Jahr 2025 zeigen, dass die Bandbreite der Un-sicherheiten bei der Anfahrtsentscheidung der Netzreserve erheblich ist und insbesondere Extremszenarien hohe Abwei-chungen aufweisen. So führen die vielfältigen Unsicherheiten zu Netzengpässen in anderer Höhe, zu anderen Zeitpunkten oder in anderer geografischer Lage. In der Folge ergeben sich ebenfalls deutliche Unterschiede zwischen den Anfahrts-entscheidungen der Netzreservekraftwerke in der Anzahl und Auswahl der Anlagen. Insgesamt wird deutlich, dass die Ableitung der Anfahrtsentscheidung auf Basis der probabilistischen Simulation der Abwägung von Einsatzreihenfolge und Netzsicherheit nicht gerecht wird. Dahingegenist die stochastische Simulation mit gemeinsamer Berücksichtigung der Unsicherheiten im Optimierungsproblem überlegen, weil die Anfahrten einerseits häufi ger in Einklang mit der gesetzlichen Reihenfolge stehen und andererseits mögliche Kombinationen erforderlicher Netzreservekraftwerke erkannt werden und damit ein Beitrag zur Netzsicherheit geleistet wird.
Aktualisiert: 2023-02-09
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Der Ausbau regenerativer Stromerzeugungsanlagen sowie die Verzögerung notwendiger Netzausbauprojekte führen zunehmend zu Überlastungen im elektrischen Übertragungsnetz. Zur Engpassbehebung stehen Übertragungs-netzbetreibern verschiedene markt- und netzseitige Eingriffsmöglichkeiten zur Verfügung, wie z.B. die
Modifikation von Kraftwerksfahrplänen durch Redispatch oder das gezielte Anpassen der Netztopologie durch Schaltmaßnahmen. Der erwartete Anstieg an betrieblichen Eingriffen sowie die Höherauslastung des Übertragungsnetzes gehen mitsteigenden Anforderungen an die Koordination und Umsetzung der Maßnahmen einher. Zur Gewährleistung der Durchführbarkeit von Engpassbehebungsmaßnahmen (EBM) ist daher die Bestimmung einer geeigneten zeitlichen Abfolge der Teilmaßnahmen unter Berücksichtigung der betrieblichen Grenzwerte notwendig. Dabei gilt es, die Netzsicherheit in allen Zwischenschritten der Abfolge zu wahren. Der im Rahmen der Arbeit als Untersuchungsgegenstand definierte Transitionspfad beschreibt das Systemverhalten des Übertragungsnetzes unter Berücksichtigung einer veränderlichen Transportaufgabe und eines koordinierten Einsatzes betrieblicher Eingriffe........
Aktualisiert: 2022-11-03
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Der Endenergiebedarf nach elektrischer Energie (Stromnachfrage) in Deutschland hat sich in den vergangenen Dekaden kontinuierlich verändert. Diese Veränderung istgeprägt von soziodemographischen und technologischen Entwicklungen sowie derstetigen Veränderung der wirtschaftlichen Rahmenbedingungen. Die beobachteten Veränderungen der Strom-nachfrage betreffen deren gesamte Struktur, darunter fallen die energetische Nachfrage, der zeitliche Verlauf und die regi-onale Verortung, sowie mit zunehmender Bedeutung auch die vorhandene Flexibilität.
Auch in Zukunft wird die Entwicklung der Stromnachfragestruktur von der soziodemographischen Entwicklung, den wirt-schaftlichen Rahmenbedingungen und der technologischen Entwicklung beeinflusst. Insbesondere die technologische
Entwicklung wird durch die klimapolitischen Ziele der Bundesregierung signifikant beeinflusst. Als wesentliche Entwick-lungen sind Effizienzsteigerungen sowie die Elektrifizierung von Wärme- und Mobilitätsanwendungen zu nennen. Die starke
Divergenz von Prognosen zur zukünftigen Stromnachfrage zeigt, dass die Wirkung der klimapolitischen Maßnahmen auf die zukünftige Stromnachfragestruktur von hoher Unsicherheit geprägt ist. Deren Kenntnis ist jedoch essentiell für unterschied-lichste Anwendungen wie beispielsweise Netzplanungsprozesse.
Es stellt sich daher die Frage, wie ein Verfahren zur Simulation der Stromnachfragestruktur unter Berücksichtigung der zu-künftigen Entwicklungen konzipiert sein muss. Ziel dieses Forschungsvorhabens war daher die Entwicklung eines solchen Verfahrens und die anschließende exemplarische Anwendung für zukünftige Szenarien um die Auswirkungen klimapoliti-scher Maßnahmen auf die Struktur der Stromnachfrage analysieren zu können.
Aktualisiert: 2022-10-06
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