h1

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001011042 245__ $$aNetzsicherheitsmanagement in Verteilnetzen mit Redispatch und weiteren Flexibilitätsoptionen$$cvorgelegt von Tom Kulms, M. Sc.$$honline
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001011042 502__ $$aDissertation, Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen, 2024$$bDissertation$$cRheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen$$d2024$$gFak06$$o2024-09-04
001011042 500__ $$aVeröffentlicht auf dem Publikationsserver der RWTH Aachen University 2025
001011042 5203_ $$aDer Transformationsprozess der Energieversorgung in ein klimaneutrales System ist Treiber des flächendeckenden Ausbaus emissionsarmer, elektrischer Er-zeugungsanlagen und der zunehmenden Elektrifizierung weiterer Energiesektoren. Die Folge ist ein stetiger Zuwachs an installierter Leistung meist in elektrischen Verteilnetzen angeschlossener Erzeugungs-, Verbrauchs- und Speicheranlagen. Ferner resultieren aus der volatilen Stromerzeugung und den betrieblichen Freiheitsgraden flexibler Verbrauchs- und Speicheranlagen veränderte Nutzungsmuster der Netzinfrastruktur. Die sukzessiv steigende Auslastung der Verteilnetze verstärkt den Bedarf, den sicheren Netzbetrieb unter Einsatz markt- und netzbezogener Maßnahmen zu gewährleisten sowie Wechselwirkungen zwischen Spannungsebenen durch netzebenen-übergreifende Koordination zu beachten. Neben dem in Deutschland regulierten Zugriff des Netzbetreibers auf Erzeugungs- und Speicheranlagen, der als marktbezogene Maßnahme ab einer Mindestanlagenleistung verfügbar ist, rücken zunehmend marktbasierte Zugriffskonzepte für Anlagen unterhalb der Mindestschwelle und Verbrauchsanlagen in den Fokus, welche bislang unzugänglich sind und hochgradig individuelle Abrufkosten aufweisen. Das Ziel dieser Arbeit ist daher die Entwicklung eines Frameworks zur Simulation und quantitativen Bewertung des Netzsicherheitsmanagements in Verteilnetzen mit Zugriff auf bewährte, marktbezogene Maßnahmen sowie mit erweitertem Zugriff auf bislang unerschlossene flexible Anlagentypen. Zentrale modelltechnische Anforderungen sind die Beachtung anlagenbetrieblicher Restriktionen und Abbildung netzbezogener Maßnahmen wie Regel-Transformatoren und Blindleistungsmanagement. Während in der Niederspannung praktische Lösungsansätze im Aufbau sind, herrscht insbesondere auf höheren Netzebenen weiterer Forschungsbedarf. Der Verfahrensschwerpunkt liegt daher auf Mittel- und Hochspannungsnetzen, deren Simulation zur Erfassung relevanter Wechselwirkungen netzebenen-übergreifend nachzubilden ist. Weitere Kernanforderung ist die Modellierung des Anlagenbetriebs involvierter Akteure, sodass die in Forschungsarbeiten oft vereinfacht abgebildeten Opportunitätskosten für Eingriffe in Anlagenfahrpläne, sowie auch die veränderte Netznutzung durch bewährte und neuartige Anlagenbetriebsstrategien berücksichtigt werden. Abgrenzend zum Stand der Technik, befähigt das entwickelte Verfahren Anwender erstmalig, Hochspannungsnetze einschließlich mehrerer unterlagerter Mittelspannungsnetze sowie dem Anlagenbetrieb zu simulieren und modellendogen Wechselwirkungen zu analysieren. Dies ermöglicht eine agentenbasierte, modulare Verfahrensarchitektur, welche im Zuge einer Parallelisierung von Berechnungsprozessen eine verteilte Simulation erlaubt. Unter Nutzung des Hochleistungsrechners der RWTH Aachen wird das skalierbare Verfahren exemplarisch auf das Hochspannungsnetz einer Windausbauregion mit 42 unterlagerten Mittelspannungsnetzen systematisch für 12 kombinierte Varianten von Anlagen- und Netzbetriebsszenarien angewendet. Der Verfahrensablauf berücksichtigt regulatorische Prozesse und Priorisierungsgrundsätze der Interaktion zwischen Netzbetreibern. Die Netzsicherheitsrechnungen und Maßnahmendimensionierung werden je Netz modular realisiert, wobei limitierende Anforderungen an den Wirk- und Blindleistungsaustausch der Netzschnittstellen abgebildet werden können. Anlagenseitig werden Verbraucher der Sektoren Wohngebäude, Gewerbe und Industrie, sowie installierte Großanlagen (Wärmekraftwerke, volatile Erzeugungs- und Speicheranlagen, Elektrolyseure, Großwärmepumpen) des Versorgungsgebietes modelliert. Es wird ein eigenverbrauchsoptimierter Betrieb der Verbraucher mit statischen bzw. dynamischen Stromtarifen und ein marktoptimierter Betrieb der verbrauchernahen Anlagen als Anlagenverbund simuliert. Die entwickelten Optimierungsmodelle des Anlagen- und Netzbetriebs basieren auf Verfahren der gemischt-ganzzahlig linearen Programmierung, wobei der Netzbetriebsalgorithmus angelehnt an die Newton- Methode als iterativ-approximatives Verfahren mit einer Schrittweitenbegrenzung erfolgt. Auf Ebene des Anlagenbetriebs zeigt sich ein hohes ökonomisches Potenzial, die Versorgungskosten der Akteure durch eine stärkere Marktkopplung erheblich zu reduzieren (dynamische Stromtarife und auch im Verbundbetrieb). Beide Betriebsweisen verursachen eine erhöhte Netzbelastung und erfordern vor allem im Mittelspannungsbereich die Ergreifung zusätzlicher Maßnahmen (Netzbetrieb und -ausbau). Die Netzintegrationskosten gebäudebezogener Flexibilitätsoptionen (insbesondere Speicher, Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge) können hierbei in dieser Spannungsebene um bis zu 25 % reduziert werden, wenn die Technologien flexibel in die Netzbetriebsführung eingebunden werden. Die Engpassbehebungskosten im betrachteten Hochspannungsnetz können bei netzbetrieblicher Nutzung von Flexibilitäten um bis zu 16 % reduziert werden, wobei im Mittelspannungsnetz installierte Flexibilitätsoptionen bis zu 9 % zur potenziellen Kostensenkung beitragen. Im Hochspannungsbereich zeigt sich zudem ein signifikantes Potenzial zur Minderung der Engpassbehebungskosten im Fall einer reduzierten Vorhaltung von Sicherheitsreserven in erzeugungsdominierten Netznutzungsfällen (Lockerung (n-1)-Sicherheit). Ferner zeigt die Modellierung und Analyse des Wirk- und Blindleistungsaustauschs an der Netzschnittstelle Hoch- und Mittelspannung, dass die Einhaltung zulässiger Grenzwerte nach aktuellen Anwendungsrichtlinien in Einzelfällen zu Redispatch in der Mittelspannung führen kann.$$lger
001011042 520__ $$aThe process of transforming the energy supply into a climate-neutral system is driving the widespread expansion of low-emission electrical generation plants and the increasing electrification of other energy sectors. The result is a steady increase in the installed capacity of generation, consumption and storage systems, most of which are connected to electrical distribution grids. Furthermore, volatile electricity generation and the operational degrees of freedom of flexible consumption and storage systems result in changing usage patterns of the grid infrastructure. The successively increasing utilization of the distribution grids enhances the need to ensure secure grid operation using market and grid-related measures. Continuously, interactions between voltage levels must also be coordinated across grid levels. In addition to the grid operator's regulated access to generation and storage systems (as a "market-based measure") above a fixed minimum installed plant capacity, new market-based control concepts are attracting attention. The subject of these concepts are mostly generation plants below the minimum threshold and consumption units that were previously inaccessible and whose access costs are highly individual. The aim of this work is therefore to develop a framework for the simulation and quantitative evaluation of grid security management in distribution grids with access to established, market-based measures, as well as with extended access to unused flexible system types. Central modelling requirements are the consideration of system operational restrictions and the mapping of grid-related measures such as regulating transformers and reactive power management. While practical solutions are being developed for low voltage, there is a particular need for further research at higher grid levels. The process focus is therefore on medium and high-voltage grids, the simulation of which must be simulated across all grid levels to assess relevant interactions. Another core requirement is the modelling of the system operation of the actors involved, so that the opportunity costs for interventions in system schedules, which are often depicted in a simplified form in research work, as well as the changed grid usage due to proven and innovative system operation strategies are considered. In contrast to the state of the art, the method developed enables users for the first time to simulate real-scale high-voltage grids, including the underlying medium-voltage grids and system operation, and to analyse model-endogenous interactions. This enables an agent-based, modular process architecture, which allows a distributed simulation during a parallelization of calculation processes. Using the high-performance computer at RWTH Aachen University, the scalable method is systematically applied to the high-voltage grid of a wind expansion region with 42 subordinate medium-voltage grids for 12 combined variants of system and grid operation scenarios. The procedure considers regulatory processes and prioritization principles of interaction between grid operators. The grid security calculations and dimensioning of measures are realized modularly for each grid, whereby limiting requirements for the active and reactive power exchange of the grid interfaces can be mapped. On the system side, consumers from all sectors (residential, commercial, industrial) and in-stalled large-scale systems (thermal power plants, volatile generation and storage systems, electrolysers, large heat pumps) in the supply area are modelled. A self-consumption-optimized operation of the consumers with static or dynamic electricity tariffs and a market-optimized operation of the consumer-related systems as a system network are simulated. At the level of system operation, there is a high economic potential to significantly reduce the supply costs of the players through stronger market coupling (dynamic electricity tariffs and also in interconnected operation). Both operating scenarios cause an increased grid load and require additional measures to be applied (grid operation and expansion), particularly in the medium-voltage grids. The grid integration costs of building-related flexibility options (in particular storage, heat pumps, electric vehicles) can be reduced by up to 25 % at this voltage level if the technologies are flexibly integrated into the grid operation management. The congestion costs in the exemplarily considered high-voltage grid scenario can be reduced by up to 16 % if flexibilities are used in grid operation, with flexibility options installed in the medium-voltage grid contributing up to 9 % to the potential cost reduction. There is strong potential in the high-voltage grid by relaxing the (n-1) security requirement: Abandoning (n-1) security for generation volumes of renewable energy while maintaining (n-1) security for connected consumers reduces the congestion management costs here by up to 77%. Furthermore, the modelling and analysis of active and reactive power exchange at the high and medium voltage grid interface shows that compliance with permissible limit values according to current application guidelines can lead to redispatch in the medium voltage in individual cases.$$leng
001011042 588__ $$aDataset connected to Lobid/HBZ
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