Herausgegeben von: Technische Universität Wien Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe AG Elektrische Anlagen Gußhausstraße 25/370-1 A-1040 Wien Telefon: 0043-1-588 01/370101 Telefax: 0043-1-588 01/370199 http://www.ea.tuwien.ac.at

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Vorwort

Liebe Freunde des Instituts für Energiesysteme und Elektrische Antriebe!

Im Jahr 2015 feiert die Technische Universität Wien ihr 200-jähriges Bestehen und wird im Rahmen von zahlreichen Veranstaltungen auf ihre ereignisreiche Geschichte zurückblicken. Auch wir von der Arbeitsgruppe Elektrische Anlagen am Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe wollen diesen Jahresbericht 2014 nutzen, um das vergangene Jahr noch einmal passieren zu las-sen und Sie über die Projekte und Forschungsthemen informieren, mit denen wir uns in den letz-ten 12 Monaten beschäftigt haben. Wie immer ist dieser Rückblick mit einem herzlichen „Danke-schön!“ an alle unsere Projekt- und Kooperationspartner verbunden. Wir freuen uns auf die Fort-führung und den Ausbau der Zusammenarbeit in 2015!

Mit Wirksamkeit zum Wintersemester 2013 ist der Masterstudienplan „Energie- und Automatisie-rungstechnik“ eingeführt worden, der das Curriculum „Energietechnik“ ersetzt hat. Der Studien-plan wird sehr gut angenommen und spiegelt auch die zunehmende Automatisierung des Ener-giesystems, insbesondere des elektrischen Energiesystems auf allen Spannungsebenen wider, die wir aus den Übertragungsnetzen bereits seit langem kennen.

Im Zuge der Studienplanänderung ist aus den Vorlesungen „Energieübertragung und Kraftwerke“ und „Hochspannungstechnik“ nun „Energieübertragung und Hochspannungstechnik“ und „Kraft-werke“ geworden, was einerseits in sich stimmiger ist, aber andererseits bei den Studierenden, die bereits die eine, aber noch nicht die andere Prüfung zur früheren LVA abgelegt hatten, Über-gangsregelungen erfordert hat. Neu dazugekommen sind die Vertiefungspflichtfächer „Smart Grids“ und „Labor Smart Grids“, die wir zusammen mit der Energy IT-Gruppe am Institut für Com-putertechnik anbieten, sowie die Wahlfächer „Smart Grids – Vertiefung“, „Seminar Smart Grids“ und „Theorie und Praxis von Netzleitstellen für Stromnetze“ von Frau Dr. Ilo. Neu im Wahlfachkata-log sind auch die Lehrveranstaltungen „Schutztechnik in elektrischen Netzen“ und „Fehlerberech-nung in Drehstromnetzen“, für die wir mit Herrn Dr. Manfred Wurm und Herrn Dr. Robert Schürhu-ber zwei äußerst kompetente Dozenten für unser Institut gewinnen konnten, deren große und praxisnahe Erfahrung bei den Studierenden sehr gut angenommen wird, genauso wie die unserer „bewährten“ Lehrbeauftragten Herrn Dr. Gerhard Diendorfer und Herrn Hofrat Manfred Irsigler.

Im Bereich der Laborausstattung haben wir zur Mitte des vergangenen Jahres eine Echtzeitsimula-tionsumgebung von OPAL RT und Verstärker für Schutzprüfungen angeschafft, die unser Schutz-labor ergänzen. In Beschaffung sind noch ein 4-Quadrantenverstärker und eine leistungsstarke DC-Quelle – für die müssen wir nun auch die Stromversorgung unseres Labors aufrüsten lassen.

Wir sind also mit voller Energie(versorgung) dabei, unsere Forschungsthemen „Supergrid“, „Smart Grid, Microgrids und Elektromobilität“, „Universal Grid“ und „Software“ voranzubringen und wol-len Ihnen in diesem Jahresbericht einen kurzen Überblick dazu geben.

Auf ein gutes gemeinsames Jahr 2015!

Ihr

Wolfgang Gawlik

Wien im Jänner 2015

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Inhalt

Vorwort ................................................................................................................................... 3

Inhalt ....................................................................................................................................... 5

1 Personalverzeichnis ........................................................................................................... 7

2 Lehrbetrieb ....................................................................................................................... 9

2.1 Pflichtlehrveranstaltungen .......................................................................................... 9

2.2 Wahl-Pflichtveranstaltung (Vertiefungsfach zu Bakkalaureat) ....................................... 10

2.3 Wahllehrveranstaltungen .......................................................................................... 11

2.4 Freifächer ................................................................................................................ 12

3 Diplomarbeiten ............................................................................................................... 13

4 Dissertationen ................................................................................................................. 14

5 Forschungs- und Entwicklungsarbeiten ............................................................................. 15

6 Forschungsberichte ......................................................................................................... 49

7 Angebote zu Netzstudien ................................................................................................ 50

8 Ehrungen und Preise ....................................................................................................... 54

9 Exkursionen .................................................................................................................... 55

10 Veröffentlichungen und Vorträge .................................................................................... 57

10.1 Veröffentlichungen und Vorträge ............................................................................. 57

10.2 Vorträge .................................................................................................................. 59

11 Mitwirkung in Fachgremien .............................................................................................. 60

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1 Personalverzeichnis

Tel:+43 (0) 1 58801-DW

Vorstand Schrödl Manfred, Univ. Prof. Dr.techn. 370212 E-Mail: m.schroedl@tuwien.ac.at

Univ. Prof. Gawlik Wolfgang, Univ. Prof. Dr.-Ing. 370111 E-Mail: gawlik@ea.tuwien.ac.at

Sekretariat Gam Sabine 370101 E-Mail: sgam@ea.tuwien.ac.at

Universitätsassistent Begluk Sabina, Dipl.-Ing. 370135 E-Mail: begluk@ea.tuwien.ac.at

Ilo Albana, Dipl.-Ing. Dr.techn. 370114 E-Mail: ilo@ea.tuwien.ac.at

Rossa-Weber Gertrud, Dipl.-Ing. 370122 E-Mail: rossa-weber@ea.tuwien.ac.at

Vetö Hans Peter, Dipl.-Ing. (FH) Dr.techn. 370120 E-Mail: vetoe@ea.tuwien.ac.at

Zeilinger Franz, Dipl.-Ing. 370127 E-Mail: zeilinger@ea.tuwien.ac.at

Projektassistent Chochole Michael, Dipl.-Ing. 370140 E-Mail: chochole@ea.tuwien.ac.at

Fasthuber Dominik, Dipl.-Ing. 370112 E-Mail: fasthuber@ea.tuwien.ac.at

Gererstorfer Christian, Dipl.-Ing. 370136 E-Mail: gererstorfer@ea.tuwien.ac.at

Heimberger Markus, Dipl.-Ing. 370130 E-Mail: heimberger@ea.tuwien.ac.at

Litzlbauer Markus, Dipl.-Ing. 370132 E-Mail: litzlbauer@ea.tuwien.ac.at

Maier Christoph, Dipl.-Ing. 370142 E-Mail: maier@ea.tuwien.ac.at

Marchgraber Jürgen, Dipl.-Ing. 370129 E-Mail: marchgraber@ea.tuwien.ac.at

Stix Georg, Dipl.-Ing. 370139 E-Mail: stix@ea.tuwien.ac.at

Stukelj Simon, Dipl.-Ing. 370131 E-Mail: stukelj@ea.tuwien.ac.at

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Kollegiat/in: Guo Yi, M.Sc. 370128 E-Mail: guo@ea.tuwien.ac.at

Kaufmann Thomas, Dipl.-Ing. 370125 E-Mail: kaufmann@ea.tuwien.ac.at

allgem.Univ.Bed. Besau Franz 370146

Smolnik Karl 370138

Zugeteilt dem Institut: Brauner Günther, em.Univ.Prof. Dr.-Ing. 370110 E-Mail: brauner@ea.tuwien.ac.at

Hadrian Wolfgang, Ao.Univ.Prof.i.R. DI Dr.techn. 370115 E-Mail: hadrian@ea.tuwien.ac.at

Müller Herbert, Ao.Univ.Prof.i.R. DI Dr.techn. 370119 E-Mail: mueller@ea.tuwien.ac.at

Theil Gerhard, Ao.Univ.Prof.i.R. DI Dr.techn. 370117 E-Mail: theil@ea.tuwien.ac.at

Lehrauftrag am Institut: Diendorfer Gerhard, Univ.Lektor DI Dr.techn.

Irsigler Manfred, Univ.Lektor Hofrat Dipl.-Ing.

Schürhuber Robert, Univ.Lektor DI Dr.techn.

Wurm Manfred, Univ.Lektor DI Dr.techn.

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2 Lehrbetrieb

Im Folgenden eine Übersicht über die von unserer Arbeitsgruppe angebotenen und betreuten Lehrveranstaltungen im vergangenen Studienjahr:

2.1 Pflichtlehrveranstaltungen

Energieversorgung Gawlik 2 VO Es werden die Grundlagen der Energiesystemtechnik vermittelt, die zur prinzipiellen Berechnung und Auslegung von Energiesystemen und zur Beurteilung der Anforderungen an die Versor-gungsqualität erforderlich sind. Inhalt: Anforderungen an die Energieversorgung: zuverlässig, sicher und preiswert. Struktur der Energiesysteme: Energieumwandlung, Übertragung und Verteilung. Grundlagen der Berechnung und Simulation von Energiesystemen. Energie Management: Lastprognose, Primär- und Sekundär-regelung, Bilanzgruppen und Ausgleichsenergie. Anforderungen an die Energieversorgung in öffentlichen, industriellen und Gebäudenetzen aus der Sicht der Verbraucher. Kraftwerke Gawlik 2 VO Die Vorlesung soll die Grundlagen zum Verständnis der Energiewandlung in Kraftwerken, insbe-sondere thermischen Kraftwerken und den entsprechenden verfahrens- und prozesstechnischen Anforderungen vermitteln. Inhalt: Grundlagen der Thermodynamik, thermodynamische Kreisprozesse, Gasturbinenkraftwerke, Dampfturbinenkraftwerke, Maßnahmen zur Steigerung des Wirkungsgrades, Kombiprozesse, Emis-sionen und Umweltschutz, Kraftwerkseigenbedarf, Schutz von elektrischen Maschinen und Kraft-werken. Energieübertragung und Hochspannungstechnik Gawlik/Brauner 3 VO Die Lehrveranstaltung vermittelt die Grundlagen zum Verständnis des Systems der elektrischen Energieübertragung und -verteilung sowie der dafür notwendigen Technologien, insbesondere der Hochspannungstechnik. Inhalt: Energieübertragung und -verteilung, Hochspannungs-Wechselstrom- und Hochspannungs-Gleichstromsysteme, Sternpunktbehandlung, Schaltanlagen, Netzschutz und Netzleittechnik, Hochspannungstechnik. Elektromagnetische Verträglichkeit Hadrian 1 VO Grundlegende Übersicht über die Bedeutung der Elektromagnetischen Verträglichkeit in der Ener-gietechnik. Inhalt: Elektromagnetische Verträglichkeit in der elektrischen Energietechnik, Beispiele, elektro-magnetische Felder von Freileitungen, Kabel, Transformatoren, elektrischen Bahnen, Elektrostati-sche Entladung, Raum- und Kabelschirmung, Erdströme Seminar Energieversorgung Gawlik, Begluk, Vetö, 3 SE Gererstorfer Erwerben eines tieferen Verständnisses über die Stoffgebiete der Lehrveranstaltungen "Energie-übertragung und Hochspannungstechnik" und "Kraftwerke" und "Energieversorgung, Vertiefung" sowie Praxis bei der Anwendung von Netzberechnungssoftware. Inhalt: Durchführung von Lastfluss- und Kurzschlussanalysen, sowie Stabilitätsanalysen mittels vorhandener Netzberechnungssoftware. Präsentation von Resultaten.

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Energieversorgung, Vertiefung Gawlik, Theil, Müller, Begluk, 3 VU Vetö, Litzlbauer, Rossa-Weber Vertiefung und Ergänzung des Stoffgebietes der Pflichtlehrveranstaltungen "Energieübertragung und Hochspannungstechnik" und "Kraftwerke". Übung der Berechnung von Energiesystemen, Lösung einfacher Aufgabenstellungen zur Vertiefung des Verständnisses. Inhalt: Wirtschaftlichkeit von Kraftwerken (Planung), Wirtschaftlicher Kraftwerkseinsatz, Lastfluss-rechnung, Zuverlässigkeit von Kraftwerken und Netzen, statische und transiente Stabilität, Wasser-kraftwerke, Elektromobilität, Thermodynamische Grundlagen. Labor Energieversorgung Gererstorfer, Maier, 2 UE Vetö, Zeilinger Vertiefung des Stoffes der Pflichtvorlesungen "Energieübertragung und Hochspannungstechnik" und "Kraftwerke": Anhand von Laborübungseinheiten Verstehen, Analysieren und Handhaben von Problemstellungen in elektrischen Energienetzen und aus der Hochspannungstechnik. Inhalt: Erdschluss in Drehstromnetzen, Messungen an Schutzeinrichtungen elektrischer Maschinen und Anlagen, Schutzmaßnahmen gegen gefährliche Körperströme, Netzrückwirkungen, Prüfung der dielektrischen Festigkeit eines Freiluft-Trennschalters mit hoher Wechselspannung und Stoß-spannung, Messung und praktische Prüfung von Anlagenteilen mit voller und abgeschnittener Stoßspannung, experimenteller Nachweis des Paschengesetzes, Untersuchung von Hochspan-nungsphänomenen bei niedrigen Gasdrücken. Labor Smart Grids Gawlik, Chochole, Ilo, 2 UE Rossa-Weber, Kaufmann Vertieftes Verständnis von Technologien, die im Smart Grid zum Einsatz kommen, durch Labor-übungen. Inhalt: Selbständiges Durchführen von Laborübungen (Smart Metering, Photovoltaik, ...) Smart Grids Vertiefung Ilo 3 VU Vertiefung der Themen aus der Lehrveranstaltung "Smart Grids" Inhalt: Smart Grid Konzepte und Umsetzungen, Modellierung und Simulation von Smart Grids Seminar Smart Grids Ilo 3 SE Verständnis von aktuellen Smart Grid-Themen Inhalt: Mehrere Themen aus dem Smart-Grid-Bereich werden in diesem Kurs untersucht mit dem Schwerpunkt auf: Betriebsherausforderungen im Übertragungsnetz, Integration von dezentraler Erzeugung in Mittelspannungsnetz, Integration von dezentraler Erzeugung in Niederspannungs-netz, Virtuelle Kraftwerke, Microgrids, Lastverhalten, statischen Eigenschaften, Schutz Diplomandenseminare Gawlik/Brauner/Hadrian/Müller/Theil 2 SE

2.2 Wahl-Pflichtveranstaltung (Vertiefungsfach zu Bakkalaureat)

Fachvertiefung Energiesysteme Gawlik, Rossa-Weber, Zeilinger, 4 VU Begluk, Vetö, Haas, Hartner Vertiefende Einsichten in ausgewählte Teilaspekte der elektrischen Energieversorgung und Ener-giewirtschaft. Modellierung von Energiesystemen, Lösung einfacher Aufgaben im Bereich Elektri-sche Anlagen und Energiewirtschaft. Einführung in die Arbeit mit MATLAB.

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2.3 Wahllehrveranstaltungen

Privatissimum für Dissertanten Gawlik/Brauner/Hadrian/Müller/Theil 2 PV Blitzschutz und Blitzphysik Hadrian, Diendorfer 1,5 VO Blitze und die mit ihnen verknüpften transienten Felder (engl. LEMP Lightning Electro Magnetic Puls) führen zu starken elektromagnetischen Beeinflussungen am Einschlagsort und über den LEMP auch in der näheren Umgebung. Damit der Blitzschutz zweckmäßig aufgebaut werden kann, müssen die wesentlichen Eigenschaften der Blitze bekannt sein. - Gewitterentstehung, Blitzphysik, - Blitzparameter und ihre Bedeutung - äußerer Blitzschutz - inne-rer Blitzschutz - Vorschriftenwesen - praktische Beispiele Grundlagen der elektrischen Bahnen Irsigler 1,5 VO Entwicklungstendenzen des Eisenbahnbetriebes, Aufgabenstellung der elektrischen Traktion, Betriebs-, Strom- und Stromversorgungssysteme, Energiebedarf und Energiewirtschaft elektrischer Bahnen, Dimensionierung der Bahnstromerzeugungs- und -verteilungsanlagen, Systemvergleiche und Grenzleistungsprobleme, Gestaltung der Stromversorgungsanlagen, elektrische Triebfahrzeu-ge, Betrieb elektrischer Bahnen unter besonderer Berücksichtigung des technischen Arbeitsschut-zes, Kostenstruktur im elektrischen Bahnbetrieb. Rechnermethoden in der elektrischen Müller 1,5 VO Energieversorgung "Systemtechnik" (Einleitung). Grundlegende Gebiete aus der Mathematik: Numerische Mathematik, Extremwertaufgaben (Optimierung), Statistik, Graphentheorie. Systemanalyse: Lastfluss-, Kurz-schluss-, Stabilitätsberechnung, Zuverlässigkeitsanalyse, Prognose. Einsatz der Verfahren in Be-triebsführung und Planung (Hierarchiestufen und systemtechnische Strukturen), Betriebsführung (Protokollierung, Steuer- und Regelaufgaben, State Estimation, Sicherheitsüberwachung, wirt-schaftliche Lastverteilung und Fahrplanerstellung), Planung und Unternehmensführung. Daten-banken, Rechnersysteme, Mensch-Maschine(Rechner)-Kommunikation. Ausgew. systemtechnische Methoden Müller 1,5 VO der elektrischen Energieversorgung Kurz- bis mittelfristige Lastprognosen zur Betriebsplanung (Methoden: Zeitreihenanalyse, multiple Regression, Mustererkennung, Neuronale Netze). Höherwertige Betriebsführungs- und -planungsaufgaben, insbesondere: Netzsicherheitsüberwachung und eventuell Zustandskorrektur (Algorithmen: verschiedene, auch rasche/genäherte, numerische Lösungsverfahren für linea-re/nichtlineare und auch überbestimmte Gleichungssysteme); Kraftwerkseinsatzoptimierung und wirtschaftliche Lastaufteilung inkl. Optimallastfluss (Methoden: verschiedene Verfahren der linea-ren und nichtlinearen Optimierung unter Nebenbedingungen, stochastische Optimierung mit Sze-nariotechnik und Entscheidung unter Unsicherheit) Zuverlässigkeit und Statistik i.d. ET Theil 1,5 VO Einleitend werden grundlegende statistische Methoden zur Zuverlässigkeitsabschätzung, wie bei-spielsweise Abschätzung von Dichtefunktionen für Zuverlässigkeitskenngrößen, Kombination der Zuverlässigkeiten von Komponenten zu Zuverlässigkeitsindizes von Systemen, Markov-Prozesse usw., behandelt. Anschließend werden Methoden zur Ermittlung der Zuverlässigkeit von Block-kraftwerkssystemen mit Berücksichtigung der Aushilfe durch ein benachbartes Kraftwerkssystem angegeben. Ein weiteres Kapitel behandelt die Abschätzung der rotierenden Reserve und der

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optimalen Ausbauplanung von Kraftwerkssystemen. Zuletzt werden Verfahren zur Abschätzung der Zuverlässigkeit von Netzkomponenten und von Netz-systemen unter Berücksichtigung der Belastbarkeit der Komponenten besprochen. Die Verfahren werden durch einfache Beispiele, teil-weise aber auch anhand von komplexeren Unter-suchungen an realen Systemen, praktisch erläu-tert. Netzsimulation mit NEPLAN® Vetö 2 VU Umgang mit NEPLAN und Durchführung von Netzsimulationen im Rahmen von Projekten. Allge-meine Einführung über die verfügbaren Berechnungsmodule sowie den grafischen Netzaufbau, Lastflussberechnung mit Last- und Einspeiseprofilen, Ausfallrechnung und Überprüfung auf n-1 sowie n-2 Sicherheit, vereinfachte, sowie detaillierte Zuverlässigkeitsberechnung mit unterschied-lichen Schaltanlagenkonzepten werden an Hand von realen Problemstellungen in der Praxis, so-wie einer abschließenden Projektarbeit erarbeitet. Theorie und Praxis von Netzleitstellen für Stromnetze Ilo 3 VU Netzleistellen mit ihren Anwendungen bilden einen wesentlichen Bestandteil bei der Realisierung des Smart-Grid. Die Behandlung der Hauptanwendungen und Einsatzgebiete von Netzleitstellen wird den Studenten helfen, einfach und erfolgreich das Thema Smart Grid in der Praxis zu behan-deln. Inhalt: Allgemeine Beschreibung der in den Netzleitstellen vorhandenen Haupt-Applikationen und deren theoretischen Algorithmen sind vorgesehen. Der theoretische Teil wird mit Demonstrationen und Übungen auf einem Netzleitstellen-System begleitet. Schutztechnik in elektrischen Netzen Wurm 2 VO Die Studierenden erwerben vertiefende Kenntnisse im Bereich der Schutztechnik in elektrischen Netzen. Sie verstehen die Anforderungen an die Schutztechnik, die Technologien zur Erfüllung der Anforderungen und können Störungen und Fehler in elektrischen Netzen mittels Schutzkon-zepten behandeln. Inhalt: Fehler und Störungen, Ströme und Spannungen bei Isolationsfehlern im Hochspannungsnetz, Grundlagen der Schutztechnik, Messverfahren der Selektivschutztechnik, Schutztechnik elektrischer Anlagen und Betriebsmittel, selektive Erdschlusserfassung, Doppelerd-schluss-Erfassung, Messwandler, Störschreibung Fehlerberechnung in Drehstromnetzen Schürhuber 2 VO Die Teilnehmer können Fehler in elektrischen Netzen berechnen und interpretieren. Sie kennen die Normenlage und die für die Komponentenauslegung entscheidenden Parameter der Be-triebsmittel. Inhalt: Fehlerbeschreibung in symmetrischen Komponenten, Fehlerrechnung mit Hilfe des Überlagerungsverfahrens und des Fehlermatrizenverfahrens, Komponentendarstellung und Fehlerberechnung gemäß IEC Norm, Übersicht über Fehlerberechnung gemäß ANSI Standard, Kurzschlussrechnung in DC- Netzen, Grundideen der Normen zur mechanischen Auswirkung von Kurzschlussströmen, Begrenzung von Kurzschlussströmen, Spezialthemen: Kurzschlussströme bei umrichterbasierten Anlagen, die Problematik des Gleichstromanteils beim Schalten, generatornahe Kurzschlüsse, …

2.4 Freifächer

Ausgerechnet Elektrotechnik! Alle Assistenten 1,5 VU Mit dieser Lehrveranstaltung soll den Studienanfängerinnen und -anfängern eine Orientierung im Fachgebiet der Elektrotechnik und des Studiums der Elektrotechnik und Informationstechnik ge-geben werden.

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3 Diplomarbeiten

Folgende Diplomarbeiten wurden im Jahr 2014 erfolgreich abgeschlossen:

A. Dvorak: "SciLab Program for the Calculation of Lightning EM-Fields using different Return Stroke Model"; Betreuer/in(nen): W. Hadrian, G. Diendorfer; E370, 2014; Abschlussprüfung: 20.08.2014. H. Franchetti: Probabilistic Load Flow for Correlated Wind Power and Storage Extension Betreuer/in(nen): G. Brauner, F. Zeilinger I. Grabovickic: Modellierung eines Gas und Dampfkraftwerks mit Simsen Betreuer/in(nen): W. Gawlik. M. Haidbauer: Analyse von Umstrukturierungsmaßnahmen unter Verwendung von hochaufgelös-ten Profildaten und Zuverlässigkeitsrechnungen Betreuer/in(nen): W. Gawlik, F. Zeilinger J. Hanke: Calibration of the Recording of Far Fields Radiated by Lightning Strikes to the Gaisberg Tower Betreuer/in(nen): W. Hadrian, G. Diendorfer A. Husanovic: Modellierung eines drehzahlvariablen Pumpspeicherkraftwerks in SIMSEN Betreuer/in(nen): W. Gawlik M. Koderhold: Analyse von gemessenen Haushalts- und Gerätelastgängen Betreuer/in(nen): W. Gawlik, F. Zeilinger J. Liedler: "Untersuchung der Gleichzeitigkeit von Wind- und Photovoltaikeinspeisungen in Ener-gieversorgungsnetzen"; Betreuer/in(nen): W. Gawlik, A. Ilo; E370, 2014; Abschlussprüfung: 20.08.2014. J. Marchgraber: Modellierung und Analyse von Regel- und Betriebsführungsstrategien im Microgrid" Betreuer/in(nen): W. Gawlik, H.-P. Vetö F. Mayer: Erforderliche Netzstruktur und Ladungsmethoden in einem Parkhaus mit Elektromobilität Betreuer/in(nen): G. Brauner, A. Schuster M. Meyer: Analyse dezentraler netzorientierter Laderegelungen von Elektrofahrzeugen Betreuer/in(nen): W. Gawlik, A. Schuster P. Schildböck: Vergleichende Analyse von Technologien für Hochspannungsschaltanlagen Betreuer/in(nen): W. Gawlik T. Sokulluoglu: Schutztechnik in einem Stromnetzabschnitt mit hohem Anteil an Dezentralen An-lagen Betreuer/in(nen): W. Gawlik, Ch. Gererstorfer G. Stix: Untersuchung der Funktionsanforderungen an Distanzschutzgeräte Betreuer/in(nen): W. Gawlik, H.-P. Vetö

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S. Stukelj: Photovoltaikstrom-Eigenverbrauchsoptimierung mit aktivem Demand Side Management auf Siedlungsebene Betreuer/in(nen): W. Gawlik, M. Heimberger T. von Spinn: DSM-Potential von Elektrofahrzeugen im motorisierten Individualverkehr Betreuer/in(nen): W. Gawlik, M. Litzlbauer M. Wiederin: Auswirkungen vom Gasnetz auf eine Power-to-Gas-Anlage bzw. das Stromnetz Betreuer/in(nen): W. Gawlik, S. Begluk M. Wöhrer: Potentiale und technische Voraussetzungen für Notversorgungsinseln im österreichi-schen Hochspannungsnetz" Betreuer/in(nen): G. Theil, R. Schlager S. Zimmermann: Entwicklung effizienter Ladesteuerungsmethoden an E-Taxistandplätzen unter Berücksichtigung der Leitertemperatur Betreuer/in(nen): W. Gawlik, D. Fasthuber

4 Dissertationen

Folgende Dissertationen wurden im Jahr 2014 abgeschlossen:

Allesch R.: Bewertung niederfrequenter Magnetfelder von Schienenfahrzeugen Begutachter: Ao.Univ.Prof.i.R. Dr. W. Hadrian O.Univ.Prof. Dr. L. Fickert (TU Graz) Andriambololona T.: Entscheidungsunterstützendes System zur elektrischen Netzplanung für Ent-wicklungsländer am Beispiel von Madagaskar Begutachter: Ao.Univ.Prof.i.R. Dr. H. Müller O.Univ.Prof. Dr. L. Fickert (TU Graz)

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5 Forschungs- und Entwicklungsarbeiten

SmartCityGrid:CoOpt

Kontakt: • Markus Heimberger heimberger@ea.tuwien.ac.at

• Michael Chochole chochole@ea.tuwien.ac.at

• Franz Zeilinger zeilinger@ea.tuwien.ac.at

Auftraggeber: FFG (Neue Energien 2020 5.AS)

Partner: • AIT, Energy Department • Automation X • Technikum Wien GmbH – Inst. für Erneuerbare Energien • HAKOM – EDV Dienstleistungs GmbH • TU Wien – Inst. für Energietechnik und Thermodynamik • TU Wien – Inst. für Mechanik und Mechatronik • Wien Energie Stromnetz

Laufzeit: April 2012 bis März 2015

Motivation und zentrale Fragestellung

Erneuerbare Energieträger spielen eine immer größere Rolle in modernen Energie- und Gebäude-systemen. Ihnen haftet jedoch der Nachteil der starken Fluktuation an, womit die Energieerzeu-gung nicht immer zu Zeiten des Verbrauchs garantiert werden kann. Die Verschiebung von Lasten (Demand Side Management) hin zu Erzeugungszeiten ist ein möglicher Lösungsansatz. Durch den lokalen Verbrauch kann der globale Energieaustausch reduziert werden, was zu einer Entlastung der Netze führt. Dafür wird in dem Projekt „SmartCityGrid:CoOpt“ eine Regelstrategie verfolgt, welche gebäudeübergreifend agiert und somit ein Optimum schaffen kann, das über dem Opti-mum eines einzelnen Gebäudes liegt.

Methodische Vorgangsweise

Vorausschauende Regelstrategien sollen dazu beitragen einen optimalen und hohen erneuer-baren Ressourceneinsatz zu ermöglichen. Durch die prädiktiven Eigenschaften ist es möglich, auf zukünftige Ereignisse vorab zu reagieren. Dies können unter anderem das Lastverhalten oder die Wetterentwicklung sein. Verschiedene Optimierungsziele wie Energieeffizienz, Minimierung des CO2-Ausstoßes oder Eigenbedarfsdeckung stehen im Mittelpunkt der Betrachtungen. Als Regel-strategien werden modelbasierte prädiktive Regelungen (MPC) herangezogen, diese finden der-zeit häufig in industriellen Bereichen Anwendung. Für deren optimale Funktionsweise sind ge-naue Modelle der Regelstrecken sowie der Vorhersagen essentiell. Für die in der Systembetrach-tung globalere Optimierung wird eine hierarchische Reglerarchitektur implementiert. Auf Gebäu-deebene regelt jeweils das „Smart Building Management System“ welches vom überlagerten „Smart City Grid Management System“ seine Anweisungen bekommt (Abbildung 1).

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Abbildung 5-1: Schematischer Aufbau der Reglerstruktur

Wie zuvor schon erwähnt, ist für eine MPC die genaue Abbildung der Komponenten essentiell. Deshalb wird hier am Institut ein Niederspannungsnetzgenerator entwickelt. Dieser baut auf statis-tischen Niederspannungsnetzdaten speziell für Wien auf. Als Kennwerte werden Trafoleistung, Kabeltypen und Ausdehnungen bzw. Abstände betrachtet. Wobei Netzte für zwei unterschiedliche Regionen (Urban und Suburban) generiert wurden. Die synthetischen Niederspannungsprofile werden im Zuge des Projektes verwendet, um Auswirkung der Regelstrategien auf verschiedene Netze bewerten zu können.

Abbildung 2 zeigt ein Beispiel eines synthetisch generierten Niederspannungsstrahlennetzes. Node 1 stellt den Trafo dar, alle weiteren Nodes repräsentieren Hausanschlüsse, wobei die Zahlenanga-be zwischen den Nodes die Kabellänge in Meter darstellt.

Abbildung 5-2: Synthetisch generierte Niederspannungsnetze; links: urban, Node 1 = Trafo, Node 2-24 = Hausanschlüsse; rechts: suburban die roten Leitungen stellen Freileitungen dar die schwarzen

Leitungen sind Kabel, Zahlenwerte zwischen Nodes = Kabellängen in Meter

Das Projekt CoOpt wird aus den Mitteln des Klima- und Energiefonds gefördert und im Rah-men des Programms „NEUE ENERGIEN 2020“ durchgeführt.

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Universal Grid“-Aktivitäten - Ergebnisse aus dem Forschungsprojekt SYMBIOSE – Systemübergreifende optimale dezentrale Hybridspeicher

Kontakt: • Christoph Maier maier@ea.tuwien.ac.at

• Sabina Begluk begluk@ea.tuwien.ac.at

• Markus Heimberger heimberger@ea.tuwien.ac.at

Ausgangssituation und zentrale Fragestellungen

Die weltweit steigende Energienachfrage, sowie die Begrenztheit der fossilen Ressourcen gekop-pelt mit dem Ausstoß von Treibhausgasen und Importabhängigkeiten führen zu immer weiter steigenden Energiepreisen, beschleunigen den Klimawandel und vermindern die Versorgungssi-cherheit.

Ein möglicher Ausweg ist der Übergang hin zu einer massiven regenerativen, dezentralen Erzeu-gung (z.B. Photovoltaik, Wind, etc.). Diese Technologien sind jedoch gekennzeichnet durch ihre ausgeprägte Volatilität in der Energieaufbringung und ihre bedingte Steuerbarkeit. Um dennoch den ständigen Erzeugungs-Last-Ausgleich, welcher für den stabilen Netzbetrieb eine Grundvo-raussetzung ist, sicherzustellen, können Speicher als Mittel zur Bilanzierung eingesetzt werden. Geringe Volllaststunden bei erneuerbaren Energieerzeugern bedingen zudem hohe installierte Leistungen, um vergleichbare Energiemengen konventioneller Kraftwerke bereitstellen zu können. Im abgeschlossenen Forschungsprojekt Super-4-Micro-Grid [1] konnte gezeigt werden, dass die nationalen hydraulischen (Pump)-Speicherpotentiale für eine regenerative elektrische Vollversor-gung in Österreich bei weitem nicht ausreichen würden.

Um den Herausforderungen der Speicherung zu entgegnen, muss die dezentrale Kopplung be-stehender, paralleler Infrastrukturen (Strom-, Gas- und Wärmenetze) eingehend analysiert werden. Die zentralen Fragestellungen im Projekt lauten:

• Welche Speicherpotenziale lassen sich durch die dezentrale Kopplung paralleler Infrastruk-turen (Strom-, Gas- und Wärmenetz) erschließen?

• Wo ist die Kopplung von parallelen Energiesystemen überhaupt möglich (vorhandene Inf-rastruktur, Spannungs- und Druckebenen, etc.)?

• Wo werden die Speicher- und Umwandlungstechnologien optimal im elektrischen Verteil-netz positioniert und welche Technologien eignen sich?

• Wie hoch ist der notwendige dezentrale Speicherbedarf (Leistung und Energieinhalt) für unterschiedliche Szenarien (Last, regenerative Erzeugung)?

• Welche Auswirkungen haben die dezentralen Speicher auf den Betrieb des elektrischen Netzes?

Methodik

Um die aufgeworfenen Fragestellungen beantworten zu können, werden zwei repräsentative, reale Modellregionen (städtisch bzw. ländlich) den Untersuchungen zugrunde gelegt. Durch den Einsatz von Szenarien (Variation von Kostenparametern, Veränderung der Last und der regenera-tiven, dezentralen Erzeugung) werden mit Hilfe einer linearen Optimierung die optimalen Techno-logien und Positionen für die Speicher- und Umwandlungstechnologien im Netz unter Berücksich-

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tigung eines Gesamtkostenminimums ermittelt. Die Implementierung wird mit den Softwaretools GAMS, MATLAB® und PSS®SINCAL durchgeführt.

Die Eigenschaften der verschiedenen Speicher- und Umwandlungstechnologien werden mit Hilfe von Recherchen ermittelt. Um die notwendigen technischen Voraussetzungen für die Kopplung von bestehenden Infrastrukturen, wie beispielsweise des Strom- und des Gasnetzes, zu erörtern, werden Expertengespräche geführt.

Mit kombinierten Lastfluss- und Zeitreihenanalysen, sowie der Analyse von zentralen und dezent-ralen Konzepten der Einflussnahme auf (Hybrid-)Speichersysteme werden die Auswirkungen der Speicherintegration auf die Netzbetriebsführung ermittelt.

Um aus den Ergebnissen der beiden Modellregionen Schlüsse für Österreich ziehen zu können, werden großflächige topologische Analysen der Netzstrukturen durchgeführt und diese kategori-siert. Durch die Skalierung der regionalen Verbesserungspotenziale können Synergieeffekte bei einer flächendeckenden Anwendung des Konzeptes verteilter Hybridspeicher abgeleitet werden.

Ergebnisse

Die Optimierungsergebnisse zeigen dass sich in beiden Modellregionen unabhängig von Interes-sensgruppen (Netzbetreiber, Haushalt und Gemeinde) eine ähnliche Dimensionierung der Spei-cher wiederspiegelt. Es wurden vorwiegend dezentrale elektrische Speicher (Blei-Säure-, Lithium-Ionen-Batterien) eingesetzt. Das bedeutet die Interessen der Netzbetreiber, der Haushalte und der Gemeinde sind nicht konkurrierend sondern haben positive Synergieeffekte.

Einzig die Realisierung einer bezugsminimalen Gemeinde bewirkte hier eine stark veränderte Spei-cherdimensionierung. In diesem Szenario wurden für beide Modellregionen größere Speicherka-pazitäten installiert, aber nicht getrieben durch die Anforderungen des elektrischen Systems, son-dern des thermischen Systems. Durch den hier erhöhten Gas- und Stromimportpreis wurde ver-mehrt Wärmeenergie über Wärmepumpen bereitgestellt, wodurch die Importabhängigkeit von Gas gesenkt wurde, jedoch auf Kosten erhöhter Stromimporte. In Tabelle 1 sind die elektrischen zentralen (zen) und dezentralen (dez) Speicherdimensionierungen für verschiedene Szenarien und Regionen angeführt.

Tabelle 1: Zusammenfassung der Optimierungsergebnisse der zentralen (zen-LiIon,Bleiakku) und dezentra-len (dez-RedoxFlow) Speicher für die beiden Regionen urban und rural für verschiedene Interessensgruppen

Szenario

urban rural

P-zen [MW]

E-zen [MWh]

P-dez [MW]

E-dez [MWh]

P-zen [MW]

E-zen [MWh]

P-dez [MW]

E-dez [MWh]

Netzbetreiber 0,20 2,62 4,39 8,78 0 0 15,40 29,81 Haushalt 0,20 2,62 4,39 8,78 0 0 15,40 30,80 Gemeinde 0,22 2,78 4,31 8,62 0 0 15,40 29,81 Bezugsmin. Gemeinde

0,00 0,00 61,77 94,52 0,11 2,09 256,85 250,70

Abbildung 3 zeigt den Bereich der elektrischen Bezugsleistung aus dem übergeordneten Netz in dem sich alle Szenarien befinden, blaue Fläche. Zusätzlich sind die beiden Fälle für T1 und B1 gesondert dargestellt. Gemäß [1] gibt es in Österreich ein ausgebautes Wasserkraftpotential von 33.200 GWh, unter Berücksichtigung von Kraftwerken ≥ 10 MW. Für die Niederschlagsverteilung wurde ein Verhältnis von Sommer zu Übergangszeit zu Winter von 4:2:1 zugrunde gelegt. Die daraus resultierende Wasserkraftleistung ist mit einer schwarzen Linie in Abbildung 3 eingetragen.

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Es zeigte sich, dass im Sommer mit den zugrunde gelegten Annahmen eine Deckung durch Was-serkraft möglich wäre. In der Übergangszeit und im Winter reicht die Energieerzeugung der Was-serkraft dafür nicht aus.

Mit Laufwasserkraft alleine kann keine zusätzliche regenerative Erzeugung generiert werden, die groß genug ist, um einen saisonalen Ausgleich zu ermöglichen. Selbst wenn dies energetisch aufgrund eines viel höheren Sommerüberschusses möglich wäre, so reichen die in Österreich vor-handenen Pumpspeicherpotentiale nicht aus, um dies zu ermöglichen. Das Potential von 4.800 MW und 0,14 TWh [2] ist mit der gelben Fläche dargestellt.

Abbildung 5-3: Elektrischer SLACK-Leistungsbereich von allen Szenarien (blau) und zwei Fälle aus Sicht des Netzbetreibers und der bezugsminimalen Gemeinde im Detail; orange das Österreichische Pumpspeicherpo-tential

Das Projekt Symbiose wird aus den Mitteln des Klima- und Energiefonds gefördert und im Rahmen des Programms „NEUE ENERGIEN 2020“ durchgeführt.

Literatur

[1] TU Wien, ESEA-EA (Hrsg.): Super-4-Micro-Grid – Nachhaltige Energieversorgung im Klimawan-del, approbierter Endbericht zum Forschungsprojekt im Rahmen der 1. AS Neue Energien 2020, Projektnummer: 818954, Wien 2011

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Netzintegration von Elektromobilität

Kontakt: • Markus Litzlbauer markus.litzlbauer@tuwien.ac.at

• Dominik Fasthuber dominik.fasthuber@tuwien.ac.at

Seit 2007 setzten sich Wissenschaftler des Instituts für Energiesysteme und Elektrische Antriebe intensiv mit der Netzintegration von Elektrofahrzeugen auseinander. Aktuell wird das Thema „Sys-tematische Einbindung von Elektromobilität in das elektrische Energiesystem“ in nationalen und internationalen Projekten erarbeitet:

Derzeitige Forschungsschwerpunkte im Bereich Elektromobilität sind:

• Erstellung von Ladeprofilen • Konzeptionierung von Ladesteuerung • Analyse von Netzauswirkungen • Planung zukünftiger Ladeinfrastrukturen • Energiebereitstellung durch erneuerbaren Quellen • Betrachtung von Flotten und MIV in der E-Mobilität

Einen Großteil der 2014 geleisteten Forschungsarbeit wurde in den beiden Projekten „e-pendler in niederösterreich“ und „E-Taxi für Wien“ getätigt.

„e-pendler in niederösterreich“

„e-pendler in niederösterreich“ ist ein Anfang 2013 gestartetes Forschungs- und Entwicklungspro-jekt, in dem mit Hilfe von Elektromobilität der Pendlerverkehr energieeffizienter und klimascho-nender gestaltet werden soll. Die Modellregion „e-pendler in niederösterreich“ umfasst die Region südlich von Wien bis Wiener Neustadt und umfasst insgesamt 49 Gemeinden, mit insgesamt rund 296.000 Einwohnern, das ist knapp ein Fünftel der Bevölkerung Niederösterreichs. Die Bevölkerung wächst durch den kontinu-ierlichen Zuzug aus Wien und aus peripheren Gebieten Niederösterreichs weiter. Damit steigt aber

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auch der Mobilitätsbedarf, weil die Trennung von Wohnort und Arbeitsplatz damit ebenfalls weiter zunimmt. In der Modellregion befinden sich über 15.000 Arbeitsstätten mit mehr als 126.000 Be-schäftigten.

Die zentrale Projektidee liegt in der Nutzung bestehender alternativer Mobilitätskonzepte in Nie-derösterreich (Anrufsammeltaxi, eCar-Sharing, eCar Pooling etc.) als Ausgangsbasis für eine Ver-kehrsreduktion. Weiters erfolgt eine Verstärkung der alternativen Mobilitätskonzepte durch Elektri-fizierung (sinnvolle Nutzung des E-Mobilitäts-Hype). Neben der Öffentlichkeitswirksam-keit/Bewusstseinsänderung durch Show-Cases als „Keimzellen“ soll auch eine Ergebnisverbreitung und Umsetzung alternativer Mobilitätsmodelle in die Fläche (Multiplikatormodelle) erfolgen.

Vier Multiplikatormodelle mit konkreten e-Mobilitätsangeboten wurden aufbauend auf den ver-schiedenen Ausgangslagen und Bedürfnissen für die relevanten Zielgruppen entwickelt.

Das primäre Ziel ist die energieeffiziente und klimaschonende Gestaltung des Pendlerverkehres durch die Verlagerung zum ÖV in Verbindung mit dem Einsatz von Elektrofahrzeugen für indivi-duelle Fahrten. Dazu werden folgende Anschaffungen bis zum Ende der Projektlauzeit (Ende 2015) angestrebt:

• Errichtung von PV-Anlagen mit 370 KWp • 102 Elektroautos, 3 Elektro-Kleinbusse, 86 Elektro-Leifahrräder • Errichtung von 242 neuen Ladestationen, davon sind

o 90 Wallboxen, 27 Langsamladestationen, o 2 Schnellladestationen o 3 Wechselladestationen, 120 Fahrradladestationen

Zusammengefasst können die Ziele der Begleitforschung wie folgt festgehalten werden:

• Überprüfung des Nutzerverhaltens / der Nutzerakzeptanz • Laufende Überprüfung der „Multiplikatorwirkung“ der Gemeinden und Betriebe • Testbegleitung und Evaluierung (technisch und organisatorisch) • Nachweis der verkehrlichen und ökologischen Effekte • Analyse der Ladeinfrastruktur, des Ladeverhaltens und der Auswirkungen auf die Energie-

bereitstellung

Dieses Projekt wird aus Mitteln des Klima- und Energiefonds gefördert und im Rahmen des Programms „Modellregion Elektromobilität 2011“ durchgeführt. Wei-ters wird das Projekt durch das Land Niederösterreich Co-finanziert.

„E-Taxi für Wien“

Im Rahmen des Sondierungsprojektes „E-Taxi für Wien“ wurde die konkrete Umsetzung vorbereitet, um E-Taxis zeitnah auf die Straßen Wiens bringen zu können. Es wurden bislang offene rechtliche, organisatorische, technische und wirtschaftliche Fragen bereits in enger Abstimmung mit den relevanten AkteurInnen für eine mögliche Umsetzung geklärt. Die Ziele für die tatsächliche Umsetzung (Demonstrationsprojekt) definierten daher die Rahmenbedingungen für das vorliegende Konzept, in dem wettbewerbsneutral ein identes Vertriebs-/ Umsatzpotential zum fossil betriebenen Taxi gesichert werden soll:

Besonderer Wert wurde im Rahmen der Konzepterstellung von Beginn an auf die Entwicklung langfristig tragfähiger Geschäftsmodelle für alle Akteure, sowohl für Taxi-Unternehmen als auch Ladestellenbetreiber, gelegt. Ziel des gesamten Projektes ist, eine nachhaltige Realisierung - auch über einen potentiellen Projektzeitraum hinaus - sicherzustellen.

Die enge Zusammenarbeit mit dem Projektpartner „Stadt Wien“ gewährleistete, dass E-Taxis von Grund auf in die verkehrspolitischen Zielsetzungen, in die langfristigen Masterpläne für

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Stadtentwicklung und Verkehrsplanung sowie in Fragen der Stadtgestaltung und Infrastrukturentwicklung eingebettet werden. Das gilt insbesondere auch für den Rechtsrahmen, in dem einerseits das Taxigewerbe in Wien und andererseits Ladeinfrastruktur in der Stadt, insbesondere im öffentlichen Raum, geregelt sind.

Die Ergebnisse und Erkenntnisse des vorliegenden Konzeptes sind die Grundlage für die Umsetzung des E-Taxi-Betriebs in einem ersten Demonstrationsprojekt.

Die wesentlichen Erkenntnisse der Sondierungsphase für den E-Taxi-Betrieb in Wien zeigen, dass

• rein elektrisch motorisierte Fahrzeuge zum Einsatz kommen müssen, um den maximalen Projekt- und Umweltnutzen zu erreichen.

• zum Start des Demonstrationsprojektes mindestens 80 rein elektrische Taxi-Fahrzeuge (entspricht etwa 120 E-Taxi-Schichten oder 1-2 % aller Taxis in Wien) in Betrieb gehen müssen, um eine kritische Masse für einen kundInnenorientierten Betrieb zu gewährleisten und

• die Anzahl der rein elektrisch betriebenen E-Taxi-Fahrzeuge im weiteren Projektverlauf für die wirtschaftliche Darstellbarkeit steigen muss.

• zum aktuellen Zeitpunkt (November 2014) nur zwei Fahrzeugtypen der Mittelklasse (Kaufpreis rund 30.000,- EUR) geeignet und 2015 am Markt verfügbar sein werden.

• eine zuverlässige Reichweite (> 100 km) bei jeder Witterung eine Basisanforderung für den E-Taxibetrieb darstellt, nach wie vor jedoch eine große Herausforderung für am Markt verfügbare Fahrzeuge bedeutet,

• die hohe Laufleistung von 40.000 bis 60.000 Jahreskilometer eine enorme Herausforderung für die Fahrzeuge sowie

• häufiges Schnellladen eine große Herausforderung für die Zuverlässigkeit und Lebensdauer der Batterien darstellt, die derzeit noch nicht im Detail abgeschätzt werden kann.

• es auf Basis der bisher genannten Erkenntnisse einen zuverlässigen Fahrzeugpartner im Demonstrationsprojekt braucht, um die Performance der Fahrzeuge zu gewährleisten.

• Taxiunternehmen bei attraktivem Ladepreis bzw. Batteriekosten einen Betriebskostenvorteil von bis zu 10 % (entspricht bis zu 5 Cent) der Kosten je gefahrenem Kilometer mit einem Mittelklasse-Fahrzeug erzielen können.

• Training und Begleitung der Taxi-LenkerInnen zur optimalen Umsetzung im Demonstrationsprojekt notwendig sind.

• die Unterstützung durch Taxi-Funkzentralen den E-Taxi-Betrieb (z.B. Ladevorgänge nach Batterieladezustand) optimieren kann.

• Kampagnen zur Steigerung der Bekanntheit notwendig sind, um eine höhere Nachfrage nach E-Taxi-Fahrten zu generieren.

• die notwendige Anzahl und Dauer der Ladevorgänge je Schicht (ca. 2x à 20 Minuten) eine Herausforderung für die Akzeptanz bei Taxiunternehmen sowie Taxi-LenkerInnen darstellen.

• eine kritische Masse von 10 Schnellladestellen an speziellen Taxi-Ladestandorten, vorrangig im halböffentlichen Raum erreicht werden muss, wobei auch das Laden am Betriebsgelände sowie an bestehenden öffentlich zugänglichen Ladepunkten für die Tragfähigkeit des Geschäftsmodells aller Akteure erforderlich ist.

• eine klare örtliche Trennung von E-Taxi-Ladeort (Position der E-Taxi-Ladeinfrastruktur) und den Taxistandplätzen aus rechtlichen und organisatorischen Gründen zu forcieren ist.

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• der Ladestellenbetreiber mit der Errichtung und der damit verbundenen Investition von 60.000,- bis 150.000,- EUR je Taxi-Ladestandort und einer – nur bei Projekterfolg darstellbaren – Amortisation innerhalb von 10 Jahren, ein hohes Risiko eingeht und daher,

• der kalkulierte Umsatz je Ladestelle und der kalkulierte Ladepreis ein realistisch positives Geschäftsmodell für den Ladestellenbetreiber darstellen muss.

• zum Markt-Start die Unterstützung durch das bm:vit mit Förderungen für Ladeinfrastruktur sowie die E-Fahrzeuge notwendig ist, um die Lernkurve im Praxis-Betrieb gehen zu können.

Es wurde ein Projektdesign mit klaren Zielen, Meilensteinen und einem Risikomanagement entwickelt, um ein stufenweises, gemäßigtes Wachstum des E-Taxi-Betriebs in Hinblick auf die Anzahl der Fahrzeuge und Schnellladestellen zu gewährleisten und damit erfolgreich das weltweit erste und ausgereifteste E-Taxi-Projekt dieser Größenordnung (mindestens 80 bis 250 Taxis) auf die Straßen Wiens zu bringen.

Die prinzipielle Machbarkeit ist durch die Antworten aus dem Sondierungsprojekt sowie das Design des Demonstrationsprojektes geschaffen.

Jedoch sind drei Meilensteine als wichtige „Landing Points“ Voraussetzung für den Start des Demonstrationsprojekts:

1. eine Förderung des Projektes, die eine mangelnde Wirtschaftlichkeit in der Startphase ausgleicht,

2. die Verfügbarkeit eines tauglichen Fahrzeuges am Markt (Reichweite, Preis, Zuverlässigkeit, unabhängig von Witterungsbedingungen) sowie

3. die faktische Bestellung von mehr als 80 E-Taxifahrzeugen durch Wiener TaxiunternehmerInnen.

Nach etwa 12 Monaten E-Taxibetrieb im Demonstrationsprojekt wird der Erfolg des E-Taxibetriebs evaluiert. Bei entsprechend positiven Ergebnissen ist die - ebenfalls geförderte - Ausweitung des E-Taxibetriebs auf 150 bis 250 E-Taxifahrzeuge sowie auf 20 Ladepunkte an 10 E-Taxi-Ladeorten ab 2018 als Rolloutphase geplant.

Dieses Projekt wird aus Mitteln des Klima- und Energiefonds gefördert und im Rahmen des Programms „E-Mobilität für alle. Urbane Elektromobilität, Phase 1“ durchgeführt.

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„Micro Grid“-Aktivitäten - Ergebnisse aus dem Forschungsprojekt SORGLOS (Smarte Robuste Regenerativ Gespeiste Blackout-feste Netzabschnitte)

Kontakt: • Jürgen Marchgraber juergen.marchgraber@tuwien.ac.at

• Markus Litzlbauer markus.litzlbauer@tuwien.ac.at

• Markus Heimberger markus.heimberger@tuwien.ac.at

• Dominik Fasthuber dominik.fasthuber@tuwien.ac.at • Michael Chochole michael.chochole@tuwien.ac.at • Yi Guo

yi.guo@tuwien.ac.at

Synopsis

Die Erweiterung der Verteilnetze um Smart Grid-Technologien bietet die Chance, mit Hilfe von innovativen Regelstrategien für dezentrale Erzeugungsanlagen die Versorgungssicherheit zu erhö-hen. Im Forschungsprojekt SORGLOS werden daher Methoden und Algorithmen entwickelt, um in einzelnen Netzabschnitten (Microgrids) mittels vorhandener dezentraler Erzeuger und Speicher sowie installierter Smart Grid-Technologien Blackout-Festigkeit zu erreichen. Dabei werden Schwarzstartfähigkeit, sichere Netztrennung bei einem Blackout, Regelung von Erzeugung, Beein-flussung von Lasten sowie Speicherbewirtschaftung und Unterstützung beim Netzwiederaufbau untersucht. Der Aufwand mit konventionellen Methoden zur Erreichung der Versorgungssicherheit kann dabei möglicherweise reduziert werden, wodurch zusätzliche Systemkosten vermieden wer-den. Des Weiteren werden im Projekt SORGLOS auch die rechtlichen Grenzen und Rahmenbedin-gungen sowie die wirtschaftlichen Möglichkeiten dieser Betriebsmethoden betrachtet.

Modellierung der Komponenten: Das SORGLOS-Projekt untersucht die Gegebenheiten in zwei unterschiedlichen Spannungsberei-chen. Zum einen wird ein ländliches Mittelspannungsnetz betrachtet und zum anderen ein klein-städtisches Niederspannungsnetz. Diese beiden Netze unterscheiden sich vor allem durch die Möglichkeit der Eigenversorgung bei Ausfall des übergeordneten Netzabschnittes.

Für das ländliche Mittelspannungsnetz wird ein Pumpspeicherkraftwerk mit Francis-Turbine nach-gebildet. Dieses Kraftwerk sorgt für die Versorgung bei einem Blackout. Für das kleinstädtische Niederspannungsnetz, welches keine zusätzlichen Kraftwerke besitzt, wurde ein Modell eines Not-strom-Diesel-Aggregates erstellt, welcher die Versorgungssicherheit gewährleisten soll. Dies ist notwendig, da das Netz aufgrund der bereits installierten PV-Anlagen nicht alleine sicher betrie-ben werden kann. Die Modellierung dieses Diesel-Generators bildet das Kernstück dieser Abhand-lung.

Methodik

Für die Versorgung des kleinstädtischen NS-Netzes (Eberstalzell / OÖE) stehen neben den PV-Anlagen und dem Verbundnetz keine weiteren Erzeugungsanlagen zur Verfügung. Für den Insel-betrieb muss deshalb eine regelbare Erzeugungseinheit in Form eines Bio-Diesel-Aggregates in-stalliert werden, um eine ausgeglichene Wirk- und Blindleistungsbilanz im betrachteten Netzab-schnitt erhalten zu können.

Um die Modellierung des Diesel-Generators zu verifizieren, wurde im Vorfeld in Zusammenarbeit mit der Energie AG (jetzt Netze OOE) ein Messversuch an einem 620 kVA Diesel-Aggregat durch-geführt. Zur Identifikation des dynamischen Verhaltens der Generator-Dieseleinheit wurden unter-schiedliche Lastsprünge an das Notstromaggregat geschaltet und die Frequenz- und Spannungs-

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zeitverläufe aufgezeichnet. Hiermit konnten wichtige Parameter (wie Trägheitszeitkonstante des gesamten Maschinensatzes und dergleichen) ermittelt werden.

Für die Modellierung der Regelung (Drehzahlregler, Aktuator, Motor) des Dieselgenerators wird der Regler DEGOV aus der SINCAL Programmbibliothek verwendet. Dieser Regler baut auf Model-len auf, welche in einschlägigen Literaturrecherchen gefunden wurden.

Der bereits erwähnte Messversuch wird in PSS/SINCAL rekonstruiert. Diese Nachbildung soll der abschließenden Verifizierung dienen. Der Verlauf der gemessenen Leistung und der Frequenz ist in Abbildung 1 dargestellt. Wie zu erwarten ist, steigt mit höher werdender Laständerung auch die Frequenzänderung.

Abbildung1: Frequenz und Leistungsverlauf der gesamten Messung (selbst erstellt)

Ergebnisse

Beispielhaft wurde eine Lasterhöhung der Messung ausgewählt, die das Verhalten des Regler-Modells exemplarisch nachbilden soll.

Bei einem Lastsprung von 135 kW - gegenüber der Vorbelastung von 270 kW - ist ein Frequenzver-lauf zu beobachten, den man versucht, durch Anpassung der Parameter des Regelmodells so gut als möglich anzunähern. Durch Parametervariation sind nun zwei Konfigurationen gewonnen wor-den, die die Anpassung zeigen sollen. Die erste Frequenz Anpassung zeigt ein Verhalten, das der Dynamik der Messung im Wesentlichen entspricht. Die zweite Frequenz Anpassung ist dynamisch gesehen etwas langsamer, verhält sich aber bezüglich der Amplituden eher wie der Messverlauf.

Eine wirklich exakte Nachbildung ist auf Grund des hohen messtechnischen Aufwandes bezüglich der Parameteridentifikation nicht möglich. Dennoch wird eine qualitative Erfassung der Charakte-ristik des Diesel-Generators durch dieses Modell sichergestellt.

Die genauen Messergebnisse sowie die Vorgehensweise bei der Regler Modellierung und die Parameterfindung werden in der Langfassung dieser Arbeit vorgestellt.

Das Projekt SORGLOS wird aus den Mitteln des Klima- und Energiefonds gefördert und im Rahmen des Programms „e!MISSION.at“ durchgeführt.

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ICT4RobustGrid - ICT requirements for operation of advanced and robust smart grids

Kontakt: • Markus Litzlbauer markus.litzlbauer@tuwien.ac.at • Jürgen Marchgraber

juergen.marchgraber@tuwien.ac.at

• Thomas Kaufmann thomas.kaufmann@tuwien.ac.at

Auftraggeber: FFG (IKT der Zukunft)

Partner: • TU Wien: Institut für Computertechnik • TU Wien: Institut für Automatisierungs- und Regelungstechnik • Siemens AG

Laufzeit: September 2013 bis November 2014

Aufgabenstellung und Motivation

Durch Klimaerwärmung und die Ressourcenverknappung inspirierte Forschung im Bereich der er-neuerbaren Energien und deren Konsequenzen für die Energienetze sind weitreichende Ideen von Microgrids, über Smart Grids, bis hin zum Super Grid entstanden. Trotz der Unterschiede der Ideen sind Synergien in diesen Ansätzen vorhanden, welche für eine stärkere Nutzung von erneu-erbarer Energie hilfreich sind. Eine solche Verbindung bringt auch eine erhöhte Nachfrage nach IKT mit sich. Multiagentensysteme (MAS) stellen eine vielversprechende Technologie dar, um ein komplexes Netzwerk mit einer enormen Anzahl verschiedener verbundener Komponenten (Inver-ter, Messgeräte, usw.) und Services für intelligente Geräte eines Smart Grids zu steuern. Das Stromnetz ist u.a. aufgrund seiner Notwendigkeit für das soziale Leben, eine äußerst kritische Inf-rastruktur. Dementsprechend werden Änderungen in den vorhandenen Steuerungskonzepten mit großer Vorsicht angedacht und umgesetzt. Um Vertrauen für die neuen Systeme zu rechtfertigen, müssen die Möglichkeiten und Risiken neuer Systeme in einer Sondierung abgeschätzt sowie an entsprechende Interessensgruppen kommuniziert werden. ICT4RobustGrid untersucht bestehende bzw. in Entwicklung befindliche dezentrale Steuerungsmechanismen und erhebt die Anforderun-gen und Möglichkeiten für intelligente Netze. Die Analyse von bestehenden Netzen und deren Infrastruktur zeigt mögliche Synergien sowie Bereiche auf, welche besondere Herausforderungen darstellen. Der Fokus liegt auf der Analyse von Multiagentensystemen und dem Erstellen von spe-zifischen Anforderungskriterien. Diese werden in Kontrast zu den existierenden IKT-Netzen und Verteilnetzen gestellt. Darauf aufbauend wird eine Roadmap zum Wandel von einer zentralen zu einer dezentralen Steuerungslösung erstellt, die auch die Möglichkeit von Insellösungen berück-sichtigt. Konkret werden Anforderungen an die IKT-Strukturen, Schnittstellen und Möglichkeiten der Einflussnahme eruiert. ICT4RobustGrid schafft damit eine notwendige und klare Ausgangssi-tuation, um in Folgeprojekten ein dezentrales Steuersystem zu entwickeln und zu erproben.

Detailfragestellung

Im Rahmen von ICT4RobustGrid beschäftigt sich ein Arbeitspaket speziell mit der Bereitstellung eines autarken Inselnetzbetriebs von Microgrids und den daraus resultierenden Anforderungen, die diese zukünftige Funktionalität erfüllen muss. Es werden mögliche Ausprägungen und Vorteile von Microgrids angeführt und die für den Inselbetrieb relevanten Anforderungen in Form von Literaturrecherchen sowie Expertenworkshops identifiziert und dargestellt.

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Ergebnisse

Die Abbildung 5-4 stellt eine Roadmap dar, welche einen Übergang vom derzeitigen zentralen Kontrollsystem über einen Parallelbetrieb hin zu einem dezentralen Multiagenten-basierten Kon-trollsystem aufzeigt. Basis dafür sind weiterführende Forschungen und Entwicklungen sowie zu-künftige Demonstrationsprojekte.

Abbildung 5-4: Roadmap zum Wandel von einer zentralen zu einer dezentralen Steuerungslösung [1]

Literatur

[1] Faschang, M.; Xypolytou, E.; Meisel, M.; Wendt, A.; Kaufmann, T.; Litzlbauer, M.; Marchgraber, J.; Bibl, M.; Prostejovsky, A.; Gawron-Deutsch, T.; Kienesberger, G.; „Transition Roadmap — from totally centralized to totally decentralized grid control systems“ Nov. 2014, Wissenschaftlicher Bericht für die FFG, Eigenverlag der Energy&IT Group, (2014) 75p. (to be published Jan. 2015 online: http://energyit.ict.tuwien.ac.at/)

Dieses Projekt wird aus Mitteln des Klima- und Energiefonds gefördert und im Rahmen des Programms „IKT der Zukunft“ durchgeführt.

Change Areas

Distribution Grid –Infrastructure

(grid, transformers, breakers, …)

Distribution Grid –Prosumers

(generation, load, storage)

(M)AS

ICT Entities(communication

devices)

ICT Infrastructure –Topologies

ICT Infrastructure –Protocols & Standards

ICT Infrastructure –Technologies

Degree of Control Decentralisation [%]0 % 100 %

communicating tap changer

adaptive relaying

autonomous switchesmanual switches

LV fusesMV protection devices (OCP)

modified protection criterions

MV protection devices(bidirectional, distance, differential)

open rings remote switches meshing

local controlled tap changer

hierarchical / master-slavedistributed / ad-hoc / meshed

point-to-point (direct)topology change via partitioned iteration

inflexible DERdynamic MAS-controlled DER

central storages

MAS-integration LV&MV SCADAscattered SCADA sensors

dynamic MAS-controlled loads

dynamic MAS-controlled storages (static/mobile), assisting the grid

characteristic controlled DEA

smart home

electric vehicles

covering SCADA sensors

smart building

optimized operation

own consumption storages

(passive) inflexible loads

simple controlled (industry-)loads

ripple control devices

AMI

SCADA server

LV sensors / actuators w/ agentshuman-in-the-loop

SCADA (MV) sensor/actuators MV sensors / actuators w/ agentsMV sensors / actuators & SCADA & Agents

smart meter

SCADA server with agentsMAS-integrated LV&MV SCADA

communication-able LV actuators

AMR

PMU

smart meter with LV sensors smart meter with enhanced capabilities

agents with non-technical goals

structured communicating MAS with higher goals

modular control system

agents aggregating sensor data

all sensors and actuators MASready

isolated transparent agents

modular control system with agent extensions

MAS for first subdomainsagents present in

all actuators

TCP-IP

DLMS/COSEM

IEC 61850IPv4/ IPv6

BACnet, OpenHAN, KNX

IEC 62051-54/ 62056METERS and MORE

XML

IEC 61850 successors

IEEE 1547HTTP/REST/SOAP

open DMACS data & information standardsOpenADR

Energy market standardssecure mesh network protocols

IEC 60870-6/ TASE.2 OPC UA

IEC 62439-2

CIM / CISIEC 60870-5

DNP3IEEE C37.118 (PMU)

DMACS communication protocols

IPsecXMPP

IEC 61968

CCS parallel operation DMACS

wireless premises, NAN, WANcellular,radio

Ethernet Ethernet

radio, 2G, 3G, 4G, 5Gemergency wire

wired premises, NAN, WAN

PLC BPLC

DSL, coaxialfiber

NPLC

ZWAVE, ZigBee, Bluetooth, WiFi , WiMax

DSL coaxial SONET/OTN/WDM/PON

satellite

Premises NAN WAN

ICT4RobustGrid - Transition Roadmap

© 2014-11-26

manually adjustable LV transformers

remote adjustable MV transformers

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Green Storage Grid

Kontakt: • Christoph Maier christoph.maier@tuwien.ac.at

Aufgabenstellung - Gesamtprojekt

Der steigende Anteil regenerativer Energieträger in den europäischen Energiesystemen bringt erhebliche Herausforderungen für Gesellschaft, Wirtschaft und Wissenschaft mit sich. Das Projekt „GSG-GreenStorageGrid“ versucht, Lösungen für die aktuellen und mittelfristigen Aufgabenstel-lungen durch einen gesamtheitlichen Projektansatz im Bereich der Netze und Speichertechnolo-gien zu erarbeiten. Im Speziellen werden die relevanten Technologien wie thermische, chemische und hydraulische Speicher in direkter Verbindung mit den Netzanforderungen betrachtet und mit fortschrittlichen Simulationsmethoden unterschiedlichen Optimierungsstrategien unterzogen.

Das Gesamtprojekt fügt sich aus sechs Teilprojekten zusammen, die auf die drei Areas „H-Hydraulische Energiespeicherung“, „N-Netze“ und „T-Thermisch-chemische Energie-speicherung“ aufgeteilt sind.

Die Arbeitsgruppe Elektrische Anlagen leitet die Area „N-Netze“. Aufgabe dieser Area ist die Un-tersuchung der Einbindung verfügbarer und neuer Speichertechnologien in ein optimiertes Netz mit adaptierter Struktur und neuen Regelungsmöglichkeiten.

Die Area setzt sich zur Erreichung dieser Ziele aus zwei Teilprojekten zusammen:

Projekt 2.1 PSP-Grid-N:

Im Rahmen des Projekts PSP-Grid-N wird der dynamische Betrieb von Pumpspeicherkraftwerken und konventionellen GuD-Kraftwerken in einem Energiesystem mit überwiegend regenerativen Erzeugung und deren Auswirkungen auf das elektrische Übertragungsnetz untersucht.

Abbildung 1: Schema des Projekts PSP-Grid-N

Im Zentrum der Arbeiten dieses Teilprojekts stand die Analyse von geeigneten Modellen für Pumpspeicherkraftwerke und GuD-Kraftwerke (IEEE Standard Modelle, vergleichbar wie in PSS®E, PowerFactory, NEPLAN,…). Anforderungen an Modelle und Systemcharakteristik für die Simulati-onssoftware SIMSEN wurden untersucht, Modellgrenzen für die elektrische Seite der Pumpspei-cher-Modelle bestimmt und der Simulationszeitraum im Sub-Stundenbereich (Sekunden bis Minu-ten) festgelegt.

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Modellierung: Gas-und-Dampfkraftwerk

Im Rahmen des Projekts wurde die Diplomarbeit „Modellierung eines Gas-und-Dampfkraftwerks mit SIMSEN“ von Ivan Grabovickic durchgeführt. Das darin entwickelte Modell ist sowohl für statio-näre, als auch für dynamische Berechnungen geeignet und die implementierten Regelungsstruktu-ren ermöglichen Simulationen im Insel- sowie im Verbundnetz.

Als Grundlage für die Modellierung wurde das IEEE Combined Cycle Power Plant Model verwen-det. Da mit diesem nicht alle benötigten Funktionalitäten abgedeckt waren, wurde das Modell um zusätzliche Strukturen, wie Gradientenregler, Leistungsregler und Totband bei der Frequenzrege-lung, erweitert. Neben den Regelkreisen und der thermodynamischen Beschreibung verfügt das Modell über mechanische und elektrische Komponenten. Das elektrische System stellt die Schnitt-stelle für ein, in weiteren Projekten entwickeltes, Gesamtsystem, bestehend aus einem Pumpspei-cher- und einem Windkraftwerk, dar.

Modellierung: Drehzahlvariables Pumpspeicherkraftwerk

In der Diplomarbeit „Modellierung eines drehzahlvariablen Pumpspeicherkraftwerks in SIMSEN“ von Ademir Husanovic wurde ein drehzahlvariables Pumpspeicherkraftwerk entworfen. Die Diplo-marbeit untersucht verschiedene Modellansätze zur Modellierung des Pumpspeicherkraftwerks mit doppeltgespeister Asynchronmaschine, welche Vor-, Nachteile und Umsetzungsprobleme mit sich bringen

Projekt 2.2 StrukDRESS

Das noch nicht gestartete Teilprojekt StrukDRESS hat zum Ziel Synergien durch die (neuen) ener-gieformübergreifenden Speichertechnologien der anderen Areas zusammenzuführen.

Erreicht werdeb soll dies durch das Erstellen von nachhaltigen Strukturen und Strategien zur Füh-rung eines universalen Energiesystems mit erhöhter Speicherfähigkeit in allen Ebenen.

Project Koordination - Gesamtprojekt:

• TU Wien, Institut für Energietechnik und Thermodynamik

Projektleitung der Area „N-Netze“:

• TU Wien, Institut für Energietechnik und Elektrische Antriebe

Projektpartner der Area „N-Netze“:

• Andritz Hydro • Verbund Hydro Power • VOITH Hydro • ZT Hirtenlehner • SVAI • EVN • Strabag Energy Technologies • Enrag GmbH • Zementwerk Hatschek GmbH

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Dauer und Förderung

Von 06/2013 bis 05/2017

Das K-Projekt GSG-GreenStorageGrid wird im Rahmen von COMET-Competence Centers for Excellent Technologies durch das BMVIT, das BMWFW, die Wirtschaftsagentur Wien, durch das Land NÖ und durch das Forschungsressort des Landes Oberösterreich im Wege des Amtes der Oö Landesregierung – Abteilung Wirtschaft gefördert. Das Programm COMET wird durch die FFG ab-gewickelt.

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„Smart Grid“-Aktivitäten – Ergebnisse aus dem Forschungsprojekt aDSM (aktives De-mand-Side-Management)

Kontakt: • Markus Litzlbauer markus.litzlbauer@tuwien.ac.at

• Christoph Maier christoph.maier@tuwien.ac.at

• Franz Zeilinger franz.zeilinger@tuwien.ac.at

Motivation und zentrale Fragestellung

Im Rahmen des im Jänner 2014 abgeschlossenen Projekts „aDSM - Aktives Demand-Side-Management durch Einspeiseprognose“ wurden hierarchisch skalierbare Systeme mit dezentraler Intelligenz entwickelt, welche den Haushalts- sowie den zukünftigen Elektrofahrzeugverbrauch möglichst flexibel an die lokal erzeugte, erneuerbare, elektrische Photovoltaik (PV) - Einspeisung anpassen. Die Lastverschiebungen bzw. gesteuerten Ladevorgänge wurden aktiv und voraus-schauend durchgeführt. Im Fokus waren hierbei die DSM-Potenziale im Haushaltsbereich bzw. in weiterer Folge die Entlastung der Verteilnetzebene.

Nachfolgend wird ein lokales DSM Modell beschrieben, das den Verbrauch von Haushalten mög-lichst effizient und flexibel an seine PV-Erzeugung anpasst. Als Datengrundlage dient eine im Pro-jekt „aDSM“ entworfene Modellsiedlung, welche exakt die österreichischen Wohnverhältnisse auf der Niederspannungsebene abbildet.

Methodische Vorgangsweise

Der Regelalgorithmus des dezentralen DSM Modells steuert die Verbraucher der Haushalte der aDSM Modellsiedlung [1] mit dem Ziel der Eigenverbrauchs- (Verhältnis eigenverbrauchter zu er-zeugtem Solarstrom) und Autarkiesteigerung (Verhältnis eigenverbrauchter Solarstrom zu Gesamt-stromverbrauch). Jeder der 126 untersuchten Haushalte besitzt eine Vielzahl von Haushaltsgerä-ten, die durch synthetische Lastprofile charakterisiert sind (siehe nachfolgender Beitrag). [2, 3, 4] Darüber hinaus kann ein Haushalt je nach Durchdringungsszenario auch ein oder mehrere Elektro-fahrzeuge besitzen, die durch Fahr- und Verbrauchsprofile sowie ungesteuerte Ladekurven näher bestimmt sind. Die regenerative Einspeisung wird durch gebäudeintegrierte PV-Anlagen geliefert.

Unter Berücksichtigung von vordefinierten DSM-Regeln werden durch den Algorithmus Haushalts-lasten individuell gesteuert bzw. verschoben. Elektro-Thermische Verbraucher (elektrische Heizun-gen, Umwälzpumpen, Warmwasserboiler, Kühl- und Gefrierschränke) können unter Einhaltung einer maximalen Abschaltdauer flexibel eingesetzt werden. Elektrofahrzeuge werden ab einem Batterieladestand größer 50 % gesteuert geladen. Bei Geräten vom Typ „waschen“ (Waschmaschi-ne, Wäschetrockner und Geschirrspüler) werden für jedes Gerät individuelle Programme hinterlegt, deren Startzeitpunkte zeitlich verzögert werden können. Verbraucher der Kategorie „beleuchten“ (Computer, Raumbeleuchtung und Fernseher) werden lediglich in ihrer Wirkleistungsaufnahme beeinflusst.

Im Basisszenario wird von einer Elektromobilitätsdurchdringung von 41 % [5] ausgegangen. Die-ses und dessen Variationsmöglichkeiten, die im Projekt aDSM untersucht werden, sind in Tabelle 1 angeführt.

31

Es werden im Basisszenario ausschließlich elektro-thermische Haushaltsverbraucher und Elektro-fahrzeuge gesteuert. Die gewählte Effizienz und Geräteausstattung entspricht dabei dem derzeiti-gen Stand. Als PV-Ausbauszenario dienen die maximalen Potenziale für gebäudeintegrierte Pho-tovoltaik in Österreich [6].

Darüber hinaus wird eine lineare Optimierung des Basisszenarios durchgeführt, die unter Berück-sichtigung von perfekter PV- und Lastprognose als theoretische Obergrenze für den Regelalgo-rithmus dient. Die Zielfunktion ist die Maximierung des Eigenverbrauchs der Haushalte.

Ergebnisse und Schlussfolgerungen

Die Ergebnisse zeigen, dass der dezentrale DSM-Ansatz nur für Einzelhaushalte den Eigenver-brauch und die Autarkie steigert und dadurch die effektiven Haushaltsstromkosten im Durchschnitt sinken. Die entscheidenden Einflussfaktoren sind die Anlagendimensionierung und das Vorhan-densein von Elektrofahrzeugen. Weitere Untersuchungen zeigen, dass die zusätzliche Steuerung von Verbrauchern der Kategorie „waschen“ und „beleuchten“ und die Berücksichtigung einer PV-Prognose darüber hinaus im Mittel wenig DSM-Potenzial aufweisen.

Durch koordiniertes DSM in der gesamten Siedlung verringern sich im Mittel die Eigenverbräuche der Einzelhaushalte, jedoch erhöht sich das Gesamtsiedlungsergebnis im Vergleich zum unkoordi-nierten Fall. Abbildung 1 stellt dieses für den Siedlungs-Controller-Steueralgorithmus sowie für die Steuerung nur auf Haushaltsebene dar. Der gewichtete Mittelwert aller Haushalte (126 HH) besitzt bei den zusätzlichen Transformatorbefehlen einen niedrigeren Eigenverbrauchsanteil sowie Au-tarkiegrad. Jedoch unter Betrachtung des Gesamtsiedlungsergebnisses wird das DSM-Potenzial gehoben. Gesamtwirtschaftlich betrachtet ist der Siedlungs-Controller-Steueralgorithmus somit von Vorteil.

Tabelle 1: Basisszenario und Variationsmöglichkeiten

32

.

Abbildung 5-5: Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad aller Einzelhaushalte (HH), des gewichteten Mittelwerts aller Haushalte (126 HH) sowie der Gesamtsiedlung am Transformator (Siedlungsergebnis) mit Siedlungs-

Controller und mit der Steuerung nur auf Haus

Für die gewählte Netzstruktur ist die thermische Auslastung am Transformator dominierend, an den Strängen unkritisch. Überlastungen treten ausschließlich in den Sommermonaten, bedingt durch die PV-Einspeisung, auf. Diese Problematik sowie jener der Spannungsüberhöhung in PV-dominierten NS-Netzen kann durch die gewählten DSM-Steuerungsalgorithmen nicht gelöst wer-den. Eine lineare Optimierung, welche von perfekten Einspeisung- und Lastprognosen ausgeht, kommt dabei auf ein ähnliches Ergebnis, kann aber zusätzlich Lastspitzen im begrenzten Ausmaß reduzieren. Die oberen Spannungsbandverletzungen können demnach nur mit bereits bekannten Methoden, wie z.B. der Blindleistungsbereitstellung, regelbaren Ortsnetztransformatoren, Spei-cherung und Abregelung der erneuerbaren Energiequellen verhindert werden.

Das Projekt aDSM wurde aus den Mitteln des Klima- und Energiefonds gefördert und im Rahmen des Programms „NEUE ENERGIEN 2020“ durchgeführt.

Literatur

[1] C. Groiss, et al., „DSM-Potenziale in einer österreichischen Modellsiedlung“, 8. IEWT, Wien, 2013 [2] TU Wien, ESEA - EA, „ADRES Concept“, FFG, 2011 [3] F. Zeilinger, et al, „Detaillierte Modellierung des Haushaltsstromverbrauchs zur Untersuchung von Demand Side Management“, 13. Symposium Energieinnovation, Graz, Feb. 2014 (eingereicht) [4] C. Groiß, „Power Demand Side Management - Potentiale und technische Realisierbarkeit im Haushalt,“ 2008 [5] R. Haas, M. Kloess, et al., „Elektra - Entwicklung von Szenarien der Verbreitung von Pkw mit teil- und vollelektrifiziertem Antriebsstrang unter verschiedenen politischen Rahmenbedingungen“, A3plus - Austrian Advanced Automotive Technology, Endbericht, Wien 2009. [6] C. Groiss, M. Boxleitner: „100% Regenatives Österreich - Energie & Leistung“, 12. Symposium Energieinnovation, Graz, 2012

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SmartDCGrid - Machbarkeit und Betrieb von intelligenten Gleichstrom-Niederspannungsnetzen

Kontakt: • Michael Chochole michael.cochole@tuwien.ac.at

• Markus Heimberger markus.heimberger@tuwien.ac.at

• Thomas Kaufmann thomas.kaufmann@tuwien.ac.at

• Alexander Winter winter@ea.tuwien.ac.at

• Franz Zeilinger zeilinger@ea.tuwien.ac.at

Motivation und zentrale Fragestellung

Ein Großteil der elektrischen Verbraucher müssen für ihren Betrieb Wechselstrom (AC) in Gleich-strom (DC) umwandeln. Auch stellen viele dezentrale Erzeugungsanlagen und elektrochemische Speicher Gleichstrom zur Verfügung bzw. arbeiten auf dessen Basis. In diesem Sondierungsprojekt werden daher die Umsetzung und mögliche Vorteile einer regional beschränkten Niederspan-nungs-DC-Stromversorgung untersucht. Neben der Machbarkeit und den benötigten Komponen-ten werden auch der Betrieb und die Regelung eines solchen Gleichstromnetzes betrachtet, das durch entsprechende Algorithmen zu einem intelligenten „SmartDCGrid“ wird. Durch eine wirt-schaftliche Bewertung wird die Umsetzungsnähe bzw. noch notwendiger Forschungsbedarf erho-ben.

Abbildung 1: Plakatives Beispiel für ein aktuelles klassisches AC-Niederspannungsnetz: viele Komponenten arbeiten dennoch mit DC. Die Pfeile deuten die Richtungen der (Wirk-) Leistungsflüsse an.

Methodische Vorgangsweise

Das Thema einer direkten DC-Versorgung ist sehr aktuell, zu dem aber noch umfassender For-schungsbedarf besteht. Um hier zielgerichteter vorzugehen, sollen zuvor im Rahmen einer Sondie-rung grundlegende Fragen zu einer Realisierung eines intelligenten DC-Versorgungsnetzes (SmartDCGrid) entlang unterschiedlicher Entwicklungspfade (siehe Abbildungen 2 bis 3) beant-wortet werden. Dazu werden fünf Hauptfragestellungen definiert:

1. Welche Komponenten sind für ein SmartDCGrid nötig? 2. Wie könnte der Betrieb eines SmartDCGrids aussehen? 3. Wie könnte der als zusätzliche Funktionalität der (Not-)Betrieb eines SmartDCGrid als In-

selnetz aussehen? 4. Ist ein SmartDCGrid wirtschaftlich? 5. Wie könnten mögliche Konzepte für eine Umsetzung/Versuchsumgebung aussehen?

34

.

Abbildung 2: PV-Anlage, Brennstoffzelle und Speicher bilden ein DC-Netz, an das schon einige Verbraucher direkt (E-Auto, geeignete Endgeräte) angeschlossen sind. Herkömmliche Verbraucher können entweder direkt ans AC-Netz (Beleuchtung, Waschmaschine)

oder über einen geeigneten Wechselrichter ans DC-Netz (Kühlschrank) angeschlossen werden

Abbildung 3: reines DC-Netz: Niederspannungsbereich mit reiner DC-Versorgung. Durch „Intelligenz“ in den Komponenten reagieren diese auf den Lastzustand in diesem DC-Microgrid, der Gleich- bzw. Wechselrichter zum AC-Netz kann dies steuern und das übergeordne-

te Netz unterstützen.

Durch State-of-the-Art Erhebungen zu den Komponenten, Entwurf von exemplarischen Modellnet-ze, die unterschiedliche Entwicklungspfade widerspiegeln (AC/DC-Hybridnetze, reine DC-Netze, Siedlungs-DC-Netz, Büro-Haus-Netze, …) und mit Hilfe eines zu erstellenden Simulationstools und Simulationen werden der Aufbau und Betrieb von SmartDCGrids untersucht. Dabei werden auch einfache, exemplarische Betriebsalgorithmen für Demand-Side-Management (DSM) entwickelt und getestet, da z.B. über die Spannungshöhe alle Komponenten im DC-Netz der aktuelle Erzeugungs- und Speicherzustand mitgeteilt werden kann. Untersucht wird weiters, welche Vor- und Nachteile sich im Vergleich zum konventionellen AC-Netzbetrieb ergeben.

Neben einem netzgekoppelten wird auch ein Inselbetrieb der Modellnetze untersucht. Hier wird ein großes Potential für das DC-Grid gesehen, da die Kosten für nicht verfügbare Energie viel hö-her sind als die herkömmlichen Energiekosten.

Abbildung 4: AC/DC-Hybridnetz nach Ausfall des AC-Netzes: Gespeist durch die PV-Anlage und den Spei-chern (ev. sogar durch den Speicher des Elektrofahr-

zeuges) wird ein (eingeschränkter) Betrieb des Netzes ermöglicht. So stehen in diesem plakativen Beispiel Beleuchtung und Kühlschrank weiterhin zur Verfü-

gung, das Fernsehgerät wird als nicht wichtige Infra-struktur vom SmartDCGrid nicht versorgt

Abbildung 5: SmartDCGrid als Inselnetz: Durch die Spannungshöhe wird den einzelnen Geräten die Er-

zeugungs- bzw. Speichersituation mitgeteilt. Die Geräte reagieren dann entsprechend (dargestellt

durch die Ampeln: rot = derzeit kein Betrieb möglich; gelb = eingeschränkter Betrieb möglich; grün = unein-

geschränkter Betrieb möglich bzw. notwendig)

Die erstellten Modellnetze werden mit „Business-as-usual“ Szenarien verglichen, um Kostenober-grenzen für die Komponenten zu ermitteln. Durch diese wirtschaftliche Bewertung wird weiterer Forschungsbedarf und die Sinnhaftigkeit einer Weiterverfolgung der Idee abgeleitet.

In diesem Projekt wird also eine umfassende Grundlage für die weitergehende Beschäftigung mit SmartDCGrids geschaffen werden, auf deren Basis gemeinsam mit Projektpartnern und externen Partnern Konzepte für nachfolgende Testbeds und Umsetzungen entwickelt werden können.

Dieses Projekt wird aus Mitteln des Klima- und Energiefonds gefördert und im Rahmen des Programms „ENERGY MISSION AUSTRIA“ durchgeführt.

35

Untersuchungen zum Thema Schutz im Smart Grid Umfeld

Kontakt: • Wolfgang Gawlik gawlik@ea.tuwien.ac.at

• Michael Chochole chochole@ea.tuwien.ac.at

• Christian Gererstorfer gererstorfer@ea.tuwien.ac.at

• Georg Stix stix@ea.tuwien.ac.at

• Simon Stukelj stukelj@ea.tuwien.ac.at

Motivation und zentrale Fragestellung

Das gesamte elektrische Energieversorgungssystem ist durch zunehmend dezentrale Stromerzeu-gung einer tiefgreifenden Veränderung unterworfen. Dies beeinflusst in grundlegender Art und Weise wie elektrische Energiesysteme und deren Betriebsmittel ausgelegt und betrieben werden müssen.

Um auch in Zukunft die Anforderungen an eine zuverlässige, wirtschaftliche und umweltfreundli-che Versorgung mit elektrischer Energie sicherzustellen, muss eine tiefgreifende Anpassung von ‚veralteter‘ Infrastruktur und veralteter Konzepte an die Bedürfnisse der gegenwärtigen und künf-tigen Energieversorgung durchgeführt werden.

Eine der Fragestellungen, die durch diese Entwicklung aufgeworfen werden, ist die Auswirkung dezentraler Einspeisungen auf das Schutzkonzept und die zu seiner Umsetzung eingesetzten Schutzgeräte sowie Schutzfunktionen. Durch verteilte Erzeugung ändern sich nicht nur die bei hierarchisch aufgebauten Systemen klar definierten Richtungen des Lastflusses, sondern auch jene der Kurzschlussströme im Fehlerfall.

Vielfach im Verteilsystem installierte elektrische Maschinen und insbesondere Generatoren kön-nen das Schutzsystem negativ beeinflussen. Resultierende Effekte wie „Blinding“1 oder „Sympa-thetic Tripping“2 sind durch frühere Untersuchungen bereits hinlänglich bekannt [1].

Bisherige Untersuchungen basieren meist auf der Annahme, dass die dezentralen Einspeiser direkt oder ggf. über Transformatoren angeschlossene Synchron- und Asynchrongeneratoren verwen-den. Das Verhalten von rotierenden elektrischen Maschinen im Fehlerfall ist eingehend untersucht und allfällige Schutzkonzepte bauen auf diesem Verhalten auf.

Insbesondere Photovoltaikanlagen, aber auch Windkraftanlagen und drehzahlvariable Generator-/ Motorkonzepte basieren jedoch auf der Einspeisung über Wechselrichter, die gegenüber rotieren-den elektrischen Maschinen ein grundsätzlich anderes Verhalten im Fehlerfall an den Tag legen. Dieses Verhalten ist neben den technischen Eigenschaften der verwendeten Leistungselektronik auch maßgeblich von den verwendeten Steuer- und Regelverfahren abhängig.

Eine Strategie zum Verhalten von Wechselrichtern bei Fehlern im Netz ist die möglichst schnelle Abschaltung und Trennung vom Netz. Diese Strategie wurde in der Anfangszeit von praktisch allen dezentralen Einspeisern, die über Umrichter ins Netz speisen, verfolgt. Einer der Gründe

1 Änderung der Kurzschlussimpedanzverhältnisse durch zusätzliche dezentrale Einspeisungen so, dass die Aufteilung der Kurzschlussstrompfade eine Absenkung des Kurzschlussstromanteils auf den in hierarchisch aufgebauten Systemen domi-nierenden Pfaden so weit abgesenkt wird, dass keine selektive Auslösung mehr erfolgt. 2 Unselektive Auslösung von Schutzgeräten auf diesen zusätzlichen Strompfaden.

36

.

dafür war der Schutz der Wechselrichter selber und insbesondere, dass dieses Verhalten von prak-tisch allen Netzbetreibern so verlangt wurde, um ungewollte Inselbildung und die damit verbun-denen Risiken zu vermeiden.

Mit der zunehmenden Bedeutung dezentraler Einspeisung für den Wirkleistungshaushalt im Ver-bundnetz und den Blindleistungshaushalt im Fehlerfall verändern sich allerdings die Anforderun-gen an das Verhalten von Wechselrichtern im Fehlerfall. Die Anschlussbedingungen verlangen, dass dezentrale Erzeugungseinheiten sowohl einen Beitrag zum Kurzschlussstrom leisten und wäh-rend Fehlern im Übertragungsnetz stabil mit dem Netz verbunden bleiben. Diese Fähigkeit wird mit dem Begriff „Fault Ride Through“ (FRT) bezeichnet.

Mit steigendem Anteil dieser dezentralen Erzeugungsanlagen im elektrischen Stromnetz stellt sich die Frage, inwieweit Schutzkonzepte und Schutzfunktionen an die sich verändernde Einspeisesitu-ation anzupassen sind.

Methodische Vorgangsweise

Für die Untersuchungen zum Thema „Schutz im Smart Grid Umfeld“ wurden zunächst dynamische Simulationen mit dem Simulationssoftware PSS®SINCAL durchgeführt. Über eine geeignete Schnittstelle wurden diese Berechnungen mittels MATLAB® automatisiert, wobei wichtige Parame-ter wie Fehlerort und Fehlerart des Kurzschlusses z.B. entlang einer Leitung variiert werden. In weiterer Folge werden die Simulationsergebnisse zur Prüfung der Schutzalgorithmen von Schutz-geräten verwendet. In Abbildung 1 und Abbildung 2 sind die Abläufe der Automatisierungspro-zesse schematisch angeführt.

Abbildung 6: Schematischer Ablauf des Automatisierungsprozesses zwischen MATLAB® und PSS®SINCAL3

37

Abbildung 7: Schematischer Ablauf des Schutz-Prüfprozesses3

Ausblick

Seit Juli 2014 wird ein erhöhtes Augenmerk auf den Ausbau der Hardware-Infrastruktur am Institut für Energiesysteme und elektrische Antriebe gelegt. In Abbildung 3 sind überblicksmäßig zwei Power-Hardware-in-the-Loop Applikationen dargestellt, die anlässlich eines Industrieprojektes realisiert werden. Durch den Kauf eines OPAL Real-Time Simulators, eines Spitzenberger&Spies 4-Quadranten Verstärkers sowie eines DC-Netzteils kann nun das Verhalten von Photovoltaik Wech-selrichtern getestet werden. Die durch die Messungen gewonnenen Daten gehen dann als weite-re Grundlage in die Untersuchungen zum Thema „Schutz im Smart Grid Umfeld“ ein.

Weiters wurden zwei Doble Schutzprüfverstärker gekauft, um Schutzprüfungen mit dem OPAL Real-Time Simulator durchführen zu können. Dies ermöglicht sowohl eine Prüfung der Relais-Schutzalgorithmen als auch die Prüfung von Netzstrukturen die mittels MATLAB-Simulink® auf

dem OPAL Real-Time Simulator simuliert werden.

38

.

Abbildung 3: Power-Hardware-in-the-Loop Applikationen3

Literatur

[1] A. Shustov, Netzschutz für elektrische Energieversorgungssysteme mit hohem Anteil dezentra-ler Stromerzeugungsanlagen, 2009

3 Quellenangabe der verwendeten Abbildungen:

Spitzenberger & Spies Dokument DM15000PAS.pdf, http://img.informer.com/icons/png/48/2558/2558039.png, http://www.opal-rt.com/sites/default/files/op5600front(5).jpg, http://www.eurasya.at/wp-content/uploads/2014/07/excel.png, http://www.microsofttraining.net/asset/image/application/vba.jpg, https://www.omicron.at/typo3temp/pics/CMC-356-1_bbf8f3db84.png, http://etools.fernuni.ch/matlab//matlab1/de/image/matlab_logo.png, http://www.ing-fischer.at/app/download/5784734380/Regatron_TopCon-16kW_2637x1520.jpg, http://www.etsc.uni-kl.de/wbt/MatlabTutorial/221/objects/il_0_mob_856/Matlab_Logo_gross.png, http://www.dewetron.com/fileadmin/images/products/small-table-version/tab_DEWE-800_right-front.jpg, http://img.directindustry.com/images_di/photo-g/voltage-amplifier-current-dynamic-123757-6596369.jpg, http://www.fronius.com/internet/img_deutschland/SE/SE_PPIC_Fronius_Symo_800x600_72dpi_web_rdax_100.jpg, http://w3.siemens.com/smartgrid/global/SiteCollectionImages/Products_Systems_and_Solutions/Protection/Siprotec5/85%2086%2087/E_CC_SIP5_GD_W4_DE_sRGB.jpg.

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Ermittlung der Zuverlässigkeitsindizes von Betriebsmitteln des österreichischen Höchstspannungsnetzes - Problem homogener Datenbasen

Kontakt: • Gerhard Theil theil@ea.tuwien.ac.at

Aus Störungsdaten des österreichischen 220-kV- und 380-kV- Netzes, welche für den Erfassungs-zeitraum 1963 bis 2012 vorliegen, werden die Zuverlässigkeitsindizes für Freileitungen, Transfor-matoren und Sammelschienen ermittelt. Hierbei weisen die Ausfallhäufigkeiten sämtlicher be-trachteten Betriebsmitteltypen bis zu den Jahren 1973 (Transformatoren) bzw. 1987 (Leitungen) einen deutlich fallenden Trend auf, danach besitzen sie im zeitlichen Mittel gleichbleibendes Ni-veau, siehe Abb. 1. Infolgedessen würde eine Auswertung über dem gesamten Erfassungszeit-raum aus heutiger Sicht sowohl für die Ausfallhäufigkeiten als auch für die Nichtverlässlichkeiten zu hohe Beträge liefern. Es ist daher unumgänglich, den Zeitraum so einzuschränken, dass sich zeitlich stabile Kollektive ergeben. Gleichzeitig ist hierbei darauf zu achten, dass die damit erstell-ten Resultate signifikant sind, also hinreichend kleine Datenstreuungen besitzen.

Abbildung 1: 220kV- und 380kV- Freileitungen, Häufigkeiten von Einfachausfällen in 2-Jahres-intervallen

Trotz der Einschränkung des Beobachtungszeitraums umfassen die Betriebsmittelkollektive ausrei-chend große Datenmengen um nach Auswertung signifikante Resultate zu liefern [1]. Ferner zeigt sich, dass die neu berechneten Ausfallhäufigkeiten und Nichtverlässlichkeiten deutlich kleiner als die für den Erfassungszeitraum 1963 bis 2012 gültigen Indizes sind. Dies bestätigt die Zweckmä-ßigkeit der Neuermittlung der Zuverlässigkeitsindizes.

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2001

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Jahr

Aus

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220kV380kV

40

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Die Analysen ergeben ferner, dass die Datenbestände auch Inhomogenitäten geographischer Natur aufweisen, wobei offensichtlich auch territorial unterschiedliche Witterungsbedingungen eine Rolle spielen. Aus diesem Grunde wird eine Aufgliederung der Datenkollektive auf Regionen, welche etwa den österreichischen Bundesländern entsprechen, vorgenommen, Abb. 2. Dabei fallen drei Regionen durch hohe Ausfallhäufigkeit auf, nämlich 220-WS (West/Süd), 380-S (Süd) und 380-W (äußerst West). Zahlreiche Leitungen verlaufen dort im Hochgebirge, jedoch weisen teilweise auch in Tallage befindliche Leitungszüge erhöhte Ausfallhäufigkeit auf, vermutlich infol-ge von intensiver Gewittereinwirkung. Die höchsten Ausfallhäufigkeiten treten in Gruppe WS bei zwei grenzüberschreitenden Leitungen auf.

Abbildung 2: Ausfallhäufigkeiten von 220kV- und 380kV-Leitungen, Einfachausfälle, geographi-sche Gliederung

Aus Abb. 2 folgt vorerst, dass man in der 220-kV-Spannungsebene die Gruppen O, MN, WN, MS und W sowie in 380-kV die Gruppen S und W zusammenfassen kann, während 220-WS und 380-N als je ein eigenes geographisches Kollektiv verbleiben sollten. Eine genauere Analyse ergibt, dass zweckmäßig ist, die grenzüberschreitenden Leitungen mit höchsten Ausfallhäufigkeiten aus WS in eine eigene Gruppe auszulagern [1].

Literatur

[1] Theil, G.: Ermittlung der Zuverlässigkeitsindizes von Betriebsmitteln des österreichischen Höchstspannungsnetzes - Problem homogener Datenbasen. Forschungsbericht FB1/2014, Institut für Energiesysteme und elektrische Antriebe, Technischen Universität Wien, 2014.

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220-

O

220-

MN

220-

WN

220-

MS

220-

WS

220-

W

380-

N

380-

S

380-

W

Datenkollektiv

Aus

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keit,

1/k

m.a

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Einfluss von Fehlerrichtungsanzeigern sowie der Genauigkeit der Fehlerortung auf die Versorgungssicherheit

Kontakt: • Hans-Peter Vetö vetoe@ea.tuwien.ac.at

Einleitung

An Hand eines 20-kV-Stadtnetzes (reines Kabelnetz) bestehend aus sechs Netzgruppen und ca. 92 Ortsnetzstationen wird der Einfluss von Kurz- und Erdschlussrichtungsanzeigern sowie der Fehler-ortung auf die Versorgungssicherheit gezeigt. Weiters wird als Option der Einsatz von fernbedien-baren Lastschaltern in vier Ortsnetzstationen gegenüber vor-Ort schaltbaren Lastschaltern, sowie ein geänderter Netzbetrieb mit zweiseitiger Speisung aus dem 110-kV-Netz und offenen Trenn-stellen untersucht.

Annahmen für die Simulation

Nur Ausfälle an den Kabeln wurden in der Simulation berücksichtigt, alle anderen Betriebsmittel wurden als „zuverlässigkeitsmäßig“ ideal angenommen.

Weiters wurde bei der Zuverlässigkeitsberechnung die Option der Fehlerortung berücksichtigt, welche auch Maßnahmen zur Notstromversorgung beinhaltet. Die Notstromversorgung wird dabei derart realisiert, dass sämtliche Lasten, welche nicht auf andere Weise wiederversorgt werden können, innerhalb von 90 min. über eine Netzersatzanlage gespeist werden. Eine Leistungsbe-grenzung wird dabei nicht berücksichtigt.

Das Ausfallmodell Einpoliger Erdschluss führt im gelöschten Netz zu keiner Schutzauslösung, son-dern erfordert das Eingreifen des Personals in Form einer Abschaltung bei stehendem Erdschluss. Angenommen wurde jedoch, dass jeder einpolige Erdschluss zu einem mehrpoligen Fehler (Kurz-schluss) führt und damit eine Schutzauslösung einhergeht. Dafür wurde das Netz nicht als kom-pensiert sondern als starr geerdet berücksichtigt. Jeder einpolige Erdschluss wird so als Kurz-schluss interpretiert und führt zu einer Versorgungsunterbrechung.

Nähere Details zu den gewählten Einstellungen sind im Anhang ersichtlich.

Untersuchte Konzepte und Varianten

Fünf unterschiedliche Varianten im Hinblick auf den Einfluss der Kurz- und Erdschlussrichtungsan-zeiger sowie der Fehlerortung wurden dabei jeweils für drei unterschiedliche Netzkonzepte analy-siert.

Konzepte mit und ohne KS/ES-Anzeiger bzw. Fehlerortung

ZUV1: In sämtlichen Ortsnetzstationen sind keine Kurz- und Erdschlussrichtungsanzeiger vor-handen

ZUV2: Kurz- und Erdschlussrichtungsanzeiger sind nur in jenen Stationen gemäß Abb.: 1 situiert

ZUV3: In sämtlichen Stationen kommen Kurz- und Erdschlussrichtungsanzeiger zum Einsatz

42

.

ZUV4: Wie Variante ZUV2, jedoch mit Fehlerortung durch den Schutz mit einer Genauigkeit von 500m

ZUV5: Wie ZUV2, jedoch erfolgt eine Fehlerortung durch den Schutz mit einer Genauigkeit von 100m

Netzkonzepte:

ZUVA: Ausgangsnetz ohne fernbedienbare Lastschalter und einseitiger Netzeinspeisung durch das UW X

ZUVB: Für vier Stationen erfolgt eine Leittechnikanbindung sowie der Einsatz von fernbedien-baren Lastschaltern. Ergänzend kommen dabei Kurz- und Erdschlussrichtungsanzeiger mit Fernmeldung zum Einsatz

ZUVC: Wie ZUVB, jedoch erfolgt ein geänderter Netzbetrieb durch zweiseitige Netzeinspeisung, weiters werden die fernbedienbaren Lastschalter in den Stationen auf Seite von UW Y und SW Z geöffnet.

Topologie 20-kV-Kabelnetz

In Abb.: 1 ist die Topologie des untersuchten Netzes dargestellt. Das Mittelspannungsnetz wird einseitig über das UW X aus dem 110-kV-Netz gespeist und vermascht betrieben. Das Ausgangs-netz verfügt über insgesamt 27 Kurz- und Erdschlussrichtungsanzeiger sowie 6 Stationen in denen Distanzschutzgeräte installiert sind. Die Anzeige der Fehlerrichtung in den jeweiligen Ortsnetzsta-tionen erfolgt dabei rein vor-Ort, eine Fernmeldung ist auf Grund fehlender Leittechnikanbindung nicht möglich. Allerdings wird als Option eine Leittechnikanbindung für vier Stationen und dabei der Einsatz von fernbedienbaren Lastschaltern betrachtet. Ergänzend dazu wird ein geänderter Betriebszustand, zweiseitige Netzeinspeisung und Netztrennung in den Netzgruppen A, B, C und F in der Simulation analysiert.

43

Abb.: 1 Netztopologie 20-kV-Kabelnetz

UW

Y

UW

X

SW Z

Kurz- und Erdschlussrichtungsanzeiger

Schutz

Fernbedienbare Lastschalter

44

.

Wiederversorgungsprozess

Keine Fehlerortung keine KS&ES-Anzeiger:

Jene Station wird als erstes angefahren, welche in „Mitte“ des Abzweiges sitzt. Dann erfolgt eine Fehlerrichtungsbestimmung. Ein Öffnen des Lastschalters, welcher sich in Fehlerrichtung befindet und ein anschließendes Schließen des Leistungsschalters im UW zur Wiederversorgung vorgela-gerter Stationen erfolgt nicht. Im nächsten Schritt wird wiederum jene Station angefahren, welche sich ca. mittig im fehlerbehafteten Netzabschnitt befindet. Erneut wird eine Fehlerrichtungsbe-stimmung durchgeführt. Dieses Prozedere wird solange wiederholt, bis die Fehlerstelle lokalisiert und beidseitig freigeschalten ist. Im Anschluss daran erfolgt die Wiederversorgung der Kunden.

Keine Fehlerortung und KS&ES-Anzeiger:

Prioritär werden jene Stationen angefahren, in welchen KS&ES-Richtungsanzeiger vorhanden sind. Sind mehrere Anzeiger im jeweiligen Abzweig vorhanden, dann wird jene Station vorrangig ange-fahren, welche sich zentraler in Mitte des Abzweiges befindet. Ein Öffnen des Lastschalters, wel-cher sich in Fehlerrichtung befindet und ein anschließendes Schließen des Leistungsschalters im UW zur Wiederversorgung vorgelagerter Stationen erfolgt nicht. Im Anschluss daran wird die nächste Station, in welcher ein KS&ES-Richtungsanzeiger vorhanden ist, angefahren. Sollten sich weitere Stationen im fehlerbehafteten Netzabschnitt befinden, in welchen Richtungsanzeiger vor-handen sind, wird das Szenario wiederholt. So wird Schritt für Schritt der Fehlerort eingegrenzt, solange bis jene beiden Stationen angefahren sind, welche mit Richtungsanzeigern ausgestattet sind und der Fehlerstelle am nächsten sind. Ab dann werden jene Stationen welche nicht mit An-zeigern ausgestattet sind und sich im fehlerbehafteten Netzabschnitt befinden angefahren. Dabei erfolgt vor-Ort in der Station eine Fehlerrichtungsmessung und selbiges Szenario wie vorher be-ginnt von neuem. Am Ende ist dann das schadhafte Betriebsmittel lokalisiert und beidseitig freige-schalten sodass eine Reparatur/Tausch erfolgen kann. Sämtliche Kunden werden im Anschluss wiederversorgt, auch jene, welche sich an einem Stichabzweig befinden durch die berücksichtigte Notstromversorgung.

Mit Fehlerortung durch den Schutz:

Jene Stationen welche die geringste Entfernung zur lokalisierten Fehlerstelle durch den Fehleror-ter des Schutzes aufweisen werden unmittelbar angefahren. Sollte eine dieser Stationen zusätzlich mit Kurz- und Erdschlussrichtungsanzeiger ausgestattet sein, so wird diese zuerst angefahren und der Richtungsanzeiger abgelesen. Im Anschluss wird die nächstgelegene Station in Fehlerrichtung angefahren und falls vorhanden der KS&ES-Anzeiger abgelesen bzw. eine Richtungsmessung durchgeführt. Schritt für Schritt wird der Fehlerort eingegrenzt und am Ende das schadhafte Be-triebsmittel beidseitig freigeschalten. Abschließend erfolgt die Wiederversorgung der Kunden.

45

Ergebnisse der Zuverlässigkeitsberechnung

Vergleich – Einfluss KS/ES-Anzeiger und Fehlerortung

Abb.: 2 Einfluss KS/ES Anzeiger und Fehlerortung – Ausgangsnetz

Vergleich – Einfluss Netzkonzept

Abb.: 3 Einfluss der Netzkonzepte im Vergleich zum Ausgangsnetz

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1

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4

ZUVA

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T (h) W (MWh/a) Q (min/a)

Q T, W -0

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9

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1

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1

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1

-29,

1

-29,

1

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6

-40,

4

-29,

0

-31,

6

-45

-40

-35

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

ZUV1

ZUV2

ZUV3

ZUV4

ZUV5

ZUV1

ZUV2

ZUV3

ZUV4

ZUV5

P (%) W (%)

P, W Delta A-B Delta A-C

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Zusammenfassung

Einfluss der KS/ES-Anzeiger sowie der Fehlerortung beim Ausgangsnetz

Durch den Einsatz von Kurz- und Erdschlussrichtungsanzeigern sowie einer Fehlerortung durch den Schutz verbessern sich die Zuverlässigkeitskenngrößen deutlich, wie Abb.: 2 für das Ausgangsnetz (Konzept ZUVA) zeigt. Die Auswertung für die Konzepte ZUVB und ZUVC ergibt ein ähnliches Bild, lediglich die Absolutwerte sind geringer.

Einfluss der Netzkonzepte im Vergleich zum Ausgangsnetz

Wie aus Abb.: 3 ersichtlich, ergibt sich bei sämtlichen Varianten ein Rückgang der Defizit-leistung als auch der Defizitenergie gegenüber dem Ausgangnetz. Die Defizitleistung von Konzept ZUVB im Vergleich zum Konzept ZUVA reduziert sich nur unwesentlich (Delta A-B). Der Grund für die Reduktion liegt generell am Ausfallmodell Handabschaltung unverzüglich und resultiert aus den fernbedienbaren Lastschaltern. Fernbediente Schaltmaßnahmen fin-den in der Simulation gleichzeitig statt, dies führt dazu, dass gleichzeitig mit Öffnen eines Leistungsschalter auch die Lastschalter geschalten werden. Dadurch resultiert an jenen Las-ten, welche in Stationen mit fernbedienbaren Lastschaltern situiert sind kein Ausfall.

Ein merklicher Rückgang der Defizitleistung ergibt sich allerdings beim Konzept ZUVC im Vergleich zum Konzept ZUVA (Delta A-C). Der geänderte Netzbetrieb mit offenen Trennstel-len in den Netzgruppen A, B, C und F und die zweiseitige Speisung führen dazu, dass sich die Ausfälle nur auf einen kleineren Netzbereich auswirken. Eine Reduktion der Defizitleis-tung von rund 30% ist daher möglich.

Die Defizitenergie reduziert sich sowohl bei den Konzepten ZUVB und ZUVC gegenüber dem Konzept ZUVA des Ausgangsnetzes wesentlich. Unter Berücksichtigung der Fehleror-tung durch den Schutz stellt sich eine Reduktion der Defizitenergie für das Konzept ZUVB von ca. 9% bei einer Genauigkeit von 500m und ca. 2% bei einer Genauigkeit von 100m im Vergleich zum Konzept ZUVA ein. Durch offene Trennstellen und zweiseitiger Speisung ergibt sich für das Konzept ZUVC eine Verbesserung von ca. 30%, die Genauigkeit der Fehlerortung hat dabei einen geringeren Einfluss.

Resümee

Durch den gezielten Einsatz von Kurz- und Erdschlussanzeigern sowie einer Fehlerortung durch den Schutz lässt sich die Versorgungssicherheit maßgeblich verbessern. Auch eine Leittechnikanbindung zur Fernbedienung von Lastschaltern, sowie der Einsatz von Kurz- und Erdschlussanzeigern mit Fernmeldung haben einen entscheidenden Einfluss auf die Dauer der Wiederversorgung nach einer Versorgungsunterbrechung in Folge einer Störung. Weiters kann durch einen gezielten Netzbetrieb bzw. Schaltzustand z.B. durch Auftrennung von Netzgruppen, Umlegen von offenen Trennstellen an die Gegenstation, usw. die Ver-sorgungssicherheit wesentlich erhöht werden. Die Auftrennung der Netzgruppen in Strah-len führt dazu, dass der Einsatz von Richtungsanzeigern nicht mehr erforderlich ist und kon-ventionelle Kurz- und Erdschlussanzeiger zum Einsatz kommen können und dies mit gerin-geren Kosten verbunden ist. Auf die Funktion der automatischen bzw. fernbedienbaren Rücksetzbarkeit sollte bei Auswahl der Kurz- und Erdschlussanzeiger dennoch nicht verzich-tet werden.

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Anhang

Einstellungen:

• Netzzustandsanalyse: AC Lastfluss • Dauer für automatische Umschaltmaßnahmen: 10 min. (für Wiederversorgung) • Ohne Teilwiederversorgung der Lasten (Fehlerstelle freischalten, dann Wiederversorgung) • Fehlerortung für Verteilnetze aktiv

o Anfahrzeit der ersten Station: 15 min. o Fahrzeit zwischen zwei Stationen: 5 min. o Messzeit je Messvorgang: 30 min. o Zeit für Schaltmaßnahmen vor Ort: 1 min. o Zeit für Notstromversorgung: 90 min. o Zugangszeit zur Station: 5 min. o Genauigkeit der Fehlerortung: 500 m, bzw. 100 m

• Keine unterschiedlichen Lastprioritäten für Wiederversorgung • Lasten wurden mit 60% der Trafonennscheinleistung und cos(ϕ)=0,95ind. angenommen • Belastungsgrenzwerte wurden mit 100% angenommen • Netznennspannung: UN = 110kV, bzw. UN = 20kV • Nachfolgende Ausfallmodelle wurden berücksichtigt:

o Unabhängiger Einfachausfall, kurz o Unabhängiger Einfachausfall, lang o Handabschaltung, unverzüglich – Gefahr im Verzug, ungeplante manuelle, sofortige

Abschaltung o Einpoliger Erdschluss

Abkürzungen:

H [1/a]: Häufigkeit von Versorgungsunterbrechungen der gesamten Last T [h]: Mittlere Dauer von Versorgungsunterbrechungen der gesamten Last Q [min/a]: Nichtverfügbarkeit der gesamten Last P [MW/a]: Gesamte unterbrochene Leistung W [MWh/a]: Gesamte nicht zeitgerecht gelieferte Energie UW … Umspannwerk SW … Schaltwerk

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6 Forschungsberichte

G. Theil: Ermittlung der Zuverlässigkeitsindizes von Betriebsmitteln des österreichischen Höchst-spannungsnetzes – Problem homogener Datenbasen. Forschungsbericht FB 1/2014. Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe, Technische Universität Wien 2014.

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7 Angebote zu Netzstudien

An unserem Institut werden für Netzstudien unterschiedliche Software Tools eingesetzt: NEPLAN®, PSS®SINCAL, DIgSILENT PowerFactory, INTEGRAL7, sowie eigene am Institut entwickelte Pro-gramme. Sollten Sie in Zukunft Unterstützung in Form von Netzstudien, Gutachten usw. benöti-gen, so steht Ihnen unser Institut jederzeit als kompetenter Partner zur Verfügung.

Berechnungsmodule im Überblick:

1. Lastfluss 2. Kurzschluss 3. Ausfallsimulationen 4. Zuverlässigkeit 5. Statische Spannungsstabilität 6. Transiente Stabilität 7. Kapazitive Spannungsstützung 8. Verteilnetzoptimierung 9. Optimale Wiederversorgung 10. Schutz 11. Optimierter Lastfluss 12. Smart Grid

Themen für mögliche Drittmittelprojekte:

1. Lastfluss- Ausfallrechnung: • Derzeitige Schwachstellen im Netz? • Durchgängige (n-1)-Sicherheit gegeben? • Mögliche Engpässe und Schwachstellen in der Zukunft? • Zukünftiger Netzausbau sowie mögliche Schwachstellen? • Netzverluste jetzt und in Zukunft? • Spannungshaltung durch Einbindung neuer Erzeuger? • Einbindung neuer Umspannwerke

2. Kurzschlussberechnung • Kurzschlussfestigkeit und max. Kurzschlussstrom? • Anstieg des Kurzschlussstromes durch Einbindung neuer Erzeuger • Inselnetzfähigkeit unter Einhaltung des min. Kurzschlussstromes

3. Zuverlässigkeitsberechnung: • Aktuelle Versorgungssicherheit? • Zukünftige Versorgungssicherheit unter Berücksichtigung

o Netzausbau o Einbindung neuer Umspannwerke o Einbindung neuer Erzeuger

• Einfluss der Schutztechnik (Sammelschienendifferentialschutz)? • Einfluss von Netzausbaumaßnahmen im Randnetz? • Adaptierung von Schaltanlagen und Änderung der Netzeinbindung

o Höherer Seilquerschnitt oder neues Umspannwerk? o Welches Schaltanlagenkonzept bei welcher Netzeinbindung? o Einfluss der Netzeinbindung über Kabel im Vergleich zu Freileitung?

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• Ausfallkosten vs. Investitionskosten in den Netzausbau o Welche Variante ist die wirtschaftlich beste?

• Optimale Wiederversorgung o Trennstellen im Mittelspannungsnetz o Einfluss der Bedienarten (fernbedienbar, oder vor Ort schaltbar)

4. Statische Spannungsstabilität • Netzanalyse hinsichtlich Spannungsstabilität

5. Kapazitive Spannungsstützung • Engpassmanagement

o Wo im Netz situiert man die Kompensationsanlage o Was an Netzverluste kann man damit reduzieren

6. Dynamische Netzstudien • Modellierung und Simulation von Kraftwerken • Modellierung und Simulation von Generator- und Turbinenreglern • Entkupplung und Übergang in den Inselbetrieb von Industrienetzen • Dynamische Vorgänge in Übertragungsnetzen • Dynamik in Netzen mit hohem Anteil rotierender Maschinen • Ermittlung kritischer Fehlerklärungszeiten • Untersuchungen in Eigenbedarfsnetzen von Kraftwerken

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Referenzprojekte:

Auftraggeber Thema Projektdauer

TIWAG-Netz AG Bert-Köllensperger-Str. 7 A-6065 Thaur

Beurteilung der derzeitigen sowie der zukünf-tigen Netz- und Anlagenkonzepte für das 220/110kV Netz der TIWAG-Netz AG hinsicht-lich Versorgungszuverlässigkeit.

03.2007 bis 04.2009

ÖBB-Infrastruktur Bau AG Pottendorferstraße 25-27 A-1120 Wien

Zuverlässigkeit des Hochspannungs- Vertei-lungsnetzes der ÖBB für den Planungshorizont 2025 – Störungsdatenauswertung zur Bestim-mung der Betriebsmittelzuverlässigkeitskenn-werte

01.2009 bis 12.2009

BEA Electrics GmbH Lastenstraße 19 A-1230 Wien

Modelle und Methoden der zuverlässigkeits- und risikoorientierten Instandhaltungsplanung – Wichtigkeitsfaktoren der Betriebsmittel und Lasten im 380/110kV Wien Energie Stromnetz

08.2009 bis 03.2010

BMVIT Renngasse 5 A-1010 Wien

Blackouts in Österreich Teil I – Analyse der Schadenskosten, Betroffenenstruktur und Wahrscheinlichkeiten großflächiger Stromaus-fälle

09.2009 bis 08.2011

NE-2020 1. Ausschreibung Klima- und Energiefonds, Gumpendorferstr. 5/22 A-1060 Wien

Super-4-Micro-Grid: Ist es möglich, Österreich mit 100% Strom aus den regenerativen Quel-len Wasserkraft, Windkraft und Photovoltaik zu versorgen? Untersucht wurde dazu der Erzeugungsmix, die notwendigen Speicherleistungen und Speicherkapazitäten sowie die auftretenden Leitungsbelastungen im Supergrid Österreichs

01.2009 bis 06.2011

Wien Energie Stromnetz GmbH Mariannengasse 4-6 A-1090 Wien

Anschluss von Windenergieanlagen im Wien Energie Stromnetz: Szenarien-basierte Last-flussanalysen zur Integration von Windkraftan-lagen in die Mittel- und Hochspannungsebene

03.2010 bis 11.2010

Wien Energie Stromnetz GmbH Mariannengasse 4-6 A-1090 Wien

Aktivierung des Zuverlässigkeitsanalysemoduls von INTEGRAL zur Anwendung im Rahmen der Netzanalyse und des Asset-Managements – Zuverlässigkeit im 110kV Netz mit und ohne Verbindung Simmering nach Süd Ost

04.2010 bis 02.2011

ÖBB-Infrastruktur Bau AG Pottendorferstraße 25-27 A-1120 Wien

Vergleich von Netzausbau- und Unterwerks-strukturen hinsichtlich Zuverlässigkeit für das Netz der ÖBB – Unterwerksstrukturen bei ver-schiedenen Varianten der Netzeinbindung

07.2010 bis 09.2011

Wien Energie Stromnetz GmbH Mariannengasse 4-6

Zuverlässigkeitsanalyse eines Ausbaukonzepts des 110kV/380kV Wienenergie Stromnetz mit Hilfe einer revidierten Version des Zuverlässig-

07.2011 bis 12.2011

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Auftraggeber Thema Projektdauer

A-1090 Wien keitsanalysemoduls von INTEGRAL

NE-2020 4. Ausschreibung Klima- und Energiefonds, Gumpendorferstr. 5/22 A-1060 Wien

SG_ESSENCES – Bewertung konkurrierender Smart Grid Lösungen – Die Bewertung erfolgt umfassend und integrativ nach technischen, wirtschaftlichen und ökologischen Kriterien – 1. Vergleich verschiedener Systemkonfiguratio-nen (Strom) 2. Vergleich zwischen den Ener-gieträgern (z.B. PV- Solarthermie)

01.2011 bis 12.2012

BMVIT Renngasse 5 A-1010 Wien

Blackouts in Österreich Teil II - Blackoutprävention und –intervention im ös-terreichischen Stromnetz

01.2013 bis 03.2015

EVN Netz GmbH EVN Platz A-2344 Maria Enzersdorf

Grenzen des bestehenden Verteilnetzes für Einspeisung aus erneuerbaren Energiequellen

01.2013 bis 12.2013

Österreichs E-Wirtschaft Brahmsplatz 3 A-1040 Wien

Abschätzung der Integration der erneuerbaren Energie in die bestehende Netzinfrastruktur

01.2013 bis 12.2013

Siemens AG, Deutschland Siemens-Schutz Smart Grid Umfeld 01.10.2014 bis 30.09.2015

Siemens AG, Deutschland Siemens-Regler4PSS 01.10.2013 bis 30.09.2016

Stadtwerke Amstetten Verbesserung der Versorgungssicherheit im gesamten Mittelspannungsnetz – Analyse der Schwachstellen

04.2014 bis 06.2014

Bundesimmobiliengesellschaft m. b. H

Netzanalysemessungen TU Wien Freihaus so-wie im Raiffeisenhaus

04.2014 bis 05.2014

EVN Netz GmbH EVN Platz A-2344 Maria Enzersdorf

Blindleistungsaufbringung in langen 110kV-Freileitungsabgängen in Deutschland bei star-ker Windeinspeisung

09.2014 bis 01.2015

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8 Ehrungen und Preise

Frau Dipl.-Ing. Sabina Begluk wurde der Young Author Award für den Beitrag „Die Rolle dezent-raler Speichertechnologien aus technischer Sicht - am Beispiel von SYMBIOSE“ im Rahmen des 13. Symposiums Energieinnovation in Graz verliehen.

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9 Exkursionen

Auch heuer wurden wieder zwei Exkursionen von unserer Arbeitsgruppe organisiert und erfreuten sich reger Teilnahme. Nachfolgend ein paar Impressionen:

9.1 WS 2013/14 – Kraftwerk Simmering und Kraftwerk Freudenau

Im Wintersemester 2013 führte uns die Reise nicht weit weg, wir blieben in Wien und besichtigen das thermische Kraftwerk Simmering und das Laufwasserkraftwerk Freudenau. Die Exkursion starte-te mit einem gemeinsamen Aufbruch zum Kraftwerk Simmering der WIEN ENERGIE ausgehend vom vereinbarten Treffpunkt. Nach einer herzlichen Begrüßung von unserem Führer und einer kurzen Wiederholung der Grundlagen der thermodynamischen Kreisprozesse begann der Rund-gang durch das Waldbiomasse-Kraftwerk und das thermische Kraftwerk. Nach der Besichtigung des

Kraftwerks Simmering gönnten wir uns eine kleine Mittagpause auf dem Weg zum Laufwasserkraftwerk Freu-denau des VERBUND. Die Besichti-gung des Kraftwerks startete auch hier mit einer kleinen Präsentations-runde, in der wir einiges über die Geschichte des Donaukanals in Wien und die Entstehung des Kraftwerks

gelernt haben. Der Präsentationsvorstellung folgte der Rundgang durch das Kraftwerkshaus und den Turbinengang. Mit der Vorstellung des Kraftwerksmodells näherte sich der spannende Ex-kursionstag seinem Ende und es folgte der Start in die Semesterferien!

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9.2 SS 2014 – Transformatorwerk Weiz und thermische Kraftwerke Mellach

Für die Exkursion des Sommersemesters wurde eine zweistündige Anreise in Kauf genommen. Trotz der frühen Abfahrtszeit um 7:00 Uhr am 24.Oktober 2014 war der Bus in Richtung Steiermark mit 50 erwartungsfrohen Teilnehmern gefüllt.

Die erste Station war bei SIEMENS Transformers in Weiz. Empfangen wurden wir hier von Hrn. Stoess, der einen interessanten Überblick über aktuelle Forschungsfragen in Bezug auf Transformatoren geben konnte. Hierbei wurde klar, dass selbst bei so häufig eingesetzten Betriebsmit-teln wie Transformatoren immer noch Raum für Verbesserungen und Veränderungen ist. Danach konnte die Transformatorfertigung und das Hochspannungsprüffeld eingehend besichtigt werden. Die Mitarbeiter, die die Führung begleiteten, gaben dabei fundierte Antworten auf die Fragen der Teilnehmer.

Nach der Führung konnten die Fachgespräche bei einem Imbiss, zu dem wir freundlicherweise eingeladen wurden, fortgeführt werden

Danach führte uns die zweite Station nach Mellach, um uns dort das Fernheizkraftwerk (BJ 1986) und das Gas-Kombi-Kraftwerk (BJ 2011) des VERBUND anzusehen. Hr. Ing. Krenn gab als Einstieg erste Hintergrundinformationen, in Zwei Gruppen wurden dann die beiden Kraftwerke wechsel-weise besichtigt.

Dabei konnten sehr tiefe und auch „hohe“ Einsichten (in Form des Ausblicks vom Kesselhaus) in den Betrieb und den Aufbau von thermischen Kraftwerken gewonnen werden. Auch in Mellach wurden wir dankenswerterweise mit Getränken versorgt.

Nach einem Snack in Form von Brötchen konnte dann schließlich die Heimreise angetreten wer-den. Um 20:00 Uhr erreichten wir wohlbehalten wieder Wien.

Danke an alle Beteiligten und Firmen, die die heurigen Exkursionen ermöglicht haben!

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10 Veröffentlichungen und Vorträge

10.1 Veröffentlichungen und Vorträge

D. Fasthuber, J. Marchgraber, M. Litzlbauer, W. Gawlik: "Entwicklung von Regel- und Betriebsfüh-rungsstrategien für Microgrids im Zuge des SORGLOS-Projekts"; angenommen für Informatik Spektrum (2014), S. 1 - 7. M. Litzlbauer: "Elektro-Mobilität wird wichtiger"; VCÖ-Schriftenreihe "Mobilität mit Zukunft", 3/2014 (2014), 3; S. 31 - 32. G. Brauner: "Das europäische Energieeffizienzgesetz und seine Umgebung"; E&I Elektrotechnik und Informationstechnik, 131 (2014), 4; S. 114 - 118. G. Brauner: "Energieeffizienz durch Substitution von fossilger Energie durch nachhaltige Elektrizi-tät"; E&I Elektrotechnik und Informationstechnik, 131 (2014), 4; S. 119 - 122. G. Brauner: "Die Bedeutung von Gebäuden bei der Energiewende"; in: "Schweizer Energiefach-buch 2015 - Nachhaltig Planen, Bauen und Betreiben", Kömedia AG, St. Gallen, 2014, ISBN: 978-3-9524306-3-7, S. 10 - 11. S. Seidler, G. Brauner: "Energie - Umwelt - Wirtschaft: Gegensätze oder drei Teile eines Ganzen"; in: "energy2121 - Bilder zur Energiezukunft", herausgegeben von: Klima- und Energiefonds; Om-ninum, 2014, ISBN: 978-3-99031-014-4, S. 170 - 176. S. Begluk, Ch. Groiß, Ch. Maier, M. Heimberger, W. Gawlik: "Die Rolle dezentraler Speichertechno-logien aus technischer Sicht - am Beispiel von "Symbiose""; Vortrag: 13. Symposium Energieinno-vation, Graz; 12.02.2014 - 14.02.2014; in: "Innehalten und Ausblick: Effektivität und Effizienz für die Energiewende", Verlag der TU Graz, (2014), ISBN: 978-3-85125-311-5; 11 S. G. Brauner: "Strategien zur dezentralen Energie mit PV bis 2050"; Vortrag: 13. Symposium Ener-gieinnovation, Graz; 12.02.2014 - 14.02.2014; in: "Innehalten und Ausblick: Effektivität und Effizi-enz für die Energiewende", Verlag der TU Graz, (2014), ISBN: 978-3-85125-311-5; 7 S. G. Brauner, St. Bofinger, I. Pyc, U. Schwing. et al.: "Flexibility of thermal power generation for RES supply in Germany until 2020"; Vortrag: CIGRE, Paris; 24.08.2014 - 29.08.2014; in: "2014 CIGRE Session Papers", (2014), Paper-Nr. C1-201, 8 S. M. Chochole, F. Zeilinger, Th. Kaufmann, W. Prüggler, W. Gawlik: "SmartDCGrid - ein Forschungs-projekt, um die Vorteile und die Umsetzbarkeit eines Gleichstromniederspannungsnetzes zu ana-lysieren"; Vortrag: VDE Kongress, Frankfurt am Main; 20.10.2014 - 21.10.2014; in: "VDE-Kongress 2014 "SMART CITIES" Intelligente Lösungen für das Leben in der Zukunft"", (2014), ISBN: 978-3-8007-3641-6; S. 1 - 5. D. Fasthuber, M. Chochole, R. Schlager: "Dynamische Modellierung eines Diesel-Aggregats im Zuge des SORGLOS-Projekts"; Vortrag: 13. Symposium Energieinnovation, Graz; 12.02.2014 - 14.02.2014; in: "Innehalten und Ausblick: Effektivität und Effizienz für die Energiewende", Verlag der TU Graz, (2014), ISBN: 978-3-85125-311-5; 10 S. W. Gawlik, Ch. Groiß: "Short and long term storage requirements to maximize renewable genera-tion"; Vortrag: International Seminar on Hydro Power Plants, Laxenburg (eingeladen); 26.11.2014 - 28.11.2014; in: "18th Internat. Seminar on Hydropower Plants - Innovationen und Entwicklungs-bedarf für eine nachhaltige Entwicklung der Wasserkraft", (2014), ISBN: 978-3-9501937-9-4; S. 1 - 9. Ch. Groiß, W. Gawlik: "Zusammenspiel von Langzeit- und Kurzzeitspeichern zur Maximierung des regenerativen Erzeugungsanteils in Österreich"; Vortrag: 13. Symposium Energieinnovation, Graz;

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12.02.2014 - 14.02.2014; in: "Innehalten und Ausblick: Effektivität und Effizienz für die Energie-wende", Verlag der TU Graz, (2014), ISBN: 978-3-85125-311-5; 12 S. Y. Guo, W. Gawlik: "A Survey of Control Strategies Applied in Worldwide Microgrid Projects"; Vortrag: ComForEn - Symposium Communications for Energy Systems, Wien (eingeladen); 30.09.2014; in: "Tagungsband ComForEn 2014, OVE-Schriftenreihe 77", OVE-Schriftenreihe, Nr. 77 (2014), ISBN: 978-3-85133-083-0; S. 47 - 54. M. Heimberger, S. Begluk, Ch. Maier, C. Groiss, W. Gawlik: "Die Rolle dezentraler Speichertechno-logien aus wirtschaftlicher Sicht - am Beispiel von "SYMBIOSE""; Vortrag: 13. Symposium Energie-innovation, Graz; 12.02.2014 - 14.02.2014; in: "Innehalten und Ausblick: Effektivität und Effizienz für die Energiewende", Verlag der TU Graz, (2014), ISBN: 978-3-85125-311-5; 10 S. S. Khan, H. Bosetti, P. Palensky, W. Gawlik: "A Replicator Dynamics Method for the Unit Commit-ment Problem"; Vortrag: MSCPES - IEEE Workshop on Modeling and Simulation of Cyber-Physical Energy systems, Berlin, D; 14.04.2014; in: "Proceedings 2104 Workshop on Modeling and Simula-tion of Cyber-Physical Energy Systems", IEEE Catalog Number: CFP1494U-ART (2014), ISBN: 978-1-4799-4702-7; S. 1 - 4. Ch. Maier, Ch. Groiß, M. Litzlbauer, A. Schuster, F. Zeilinger: "Eigenverbrauchssteigerung in Hau-halten durch Demand-Side-Management"; Vortrag: 13. Symposium Energieinnovation, Graz; 12.02.2014 - 14.02.2014; in: "Innehalten und Ausblick: Effektivität und Effizienz für die Energie-wende", Verlag der TU Graz, (2014), ISBN: 978-3-85125-311-5; 18 S. J. Marchgraber, D. Fasthuber, M. Litzlbauer, W. Gawlik: "Entwicklung von Regel- und Betriebsfüh-rungsstrategien für Microgrids im Zuge des SORGLOS-Projekts"; Vortrag: D-A-CH Energieinformatik Konferenz, Zürich; 13.11.2014 - 14.11.2014; in: "Energieinformatik 2014", (2014), 4 S. M. Reinthaler, M. Litzlbauer: "Utilizing mobility data to facilitate the introduction of E-Taxis in Vi-enna"; Vortrag: ICCVE - International Conference on Connected Vehicles & Expo, Wien; 03.11.2014 - 07.11.2014; in: "Conference Proceedings ICCVE2014", IEEE, (2014), Paper-Nr. 1569969045, 2 S. M. Shahzad, I. Ullah, P. Palensky, W. Gawlik: "Analytical Approach for Simultaneous Optimal Sizing and Placement of Multiple Distributed Generators in Primary Distribution Networks"; Vortrag: IEEE International Symposium on Industrial Electronics ISIE, Istambul, Turkey; 01.06.2014 - 04.06.2014; in: "Proceedings IEEE 23rd ISIE", IEEE Catalog Number: CFP14ISI-ART (2014), ISBN: 978-1-4799-2399-1; S. 2554 - 2559. G. Theil: "Einfluss von Hochspannungs-Gleichstromsystemen auf die Zuverlässigkeit von Übertra-gungsnetzen"; Vortrag: 13. Symposium Energieinnovation, Graz; 12.02.2014 - 14.02.2014; in: "Innehalten und Ausblick: Effektivität und Effizienz für die Energiewende", Verlag der TU Graz, (2014), ISBN: 978-3-85125-311-5; 10 S. H.-P. Vetö: "Einfluss des Sammelschienendifferentialschutzes bei unterschiedlichen 110-kV-Netzkonzepten auf die Zuverlässigkeit"; Vortrag: OMICRON Anwendertagung 2014, Bonn (einge-laden); 20.05.2014 - 22.05.2014; in: "OMICRON Anwendertagung", (2014), 20 S. F. Zeilinger, A. Einfalt, A. Lugmaier et al.: "Analysis Tool for Assessment of Grid Management Measures using Time Domain Calculations"; Vortrag: CIRED, Rom; 11.06.2014 - 12.06.2014; in: "CIRED Workshop Challenges of Implementing Active Distribution System Management", (2014), Paper-Nr. 0173, 5 S. F. Zeilinger, Ch. Groiß, A. Schuster: "Detaillierte Modellierung des Haushaltsstromverbrauchs zur Untersuchung von Demand Side Management"; Vortrag: 13. Symposium Energieinnovation, Graz; 12.02.2014 - 14.02.2014; in: "Innehalten und Ausblick: Effektivität und Effizienz für die Energie-wende", Verlag der TU Graz, (2014), ISBN: 978-3-85125-311-5; 15 S.

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10.2 Vorträge

S. Begluk: "Automated simulation and analysis of hybrid networks on example of SYMBIOSE"; Vortrag: PSS SINCAL Plattform User Group Meeting, Wien (eingeladen); 19.05.2014 - 20.05.2014. G. Brauner: "Aufgaben flexibler Kraftwerke bei der Energiewende"; Vortrag: MCC Conference "Re-newable Energies". Rohstoffverknappung, Energiekosten und Klimawandel - Gründe für den Kli-mawandel, Eberswalde; 03.12.2014. G. Brauner: "Die Bedeutung flexibler Kraftwerke für die Energiewende"; Vortrag: Jahrestagung Kleinwasserkraft Österreich, Wien (eingeladen); 12.09.2014 - 13.09.2014. G. Brauner: "Energieeffizienz durch Substitution von fossiler Energie durch nachhaltige Elektrizi-tät"; Vortrag: World Energy Council (WEC) Meeting on Scenarios, Wien; 20.02.2014. G. Brauner: "Perspektiven 2020 - künftige Herausforderungen an das Energiesystem"; Vortrag: Workshop "Flexibilität der Plattform Strommarkt", Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, Berlin; 19.08.2014. G. Brauner: "Technologische Herausforderungen an eine interdisziplinäre Energiestrategie"; Vor-trag: Alpbacher Technologiegespräche, Alpbach; 22.08.2014. G. Brauner: "The Energy Turnaround in Europe and its Consequences for Power Generation, Grid and Storage Capacities"; Vortrag: World Energy Council: Central & East Europe, Bucharest (einge-laden); 25.05.2014. D. Fasthuber, M. Litzlbauer: "Begleitforschung der Modellregion "e-pendler in niederösterreich""; Poster: Smart Grids-Week, Graz; 21.05.2014 - 23.05.2014. W. Gawlik: "Automated controller parameter variation with the PSS®SINCAL platform"; Vortrag: PSS SINCAL Plattform User Group Meeting, Wien (eingeladen); 19.05.2014 - 20.05.2014. W. Gawlik: "Zuverlässigkeit und Qualität"; Vortrag: Fachtagung der Österr. Gesellschaft für Ener-gietechnik im ÖVE, Wels (eingeladen); 16.10.2014 - 17.10.2014. W. Gawlik, S. Begluk, M. Chochole: "Womit fahren wir morgen?"; Vortrag: Kinderuni Wien, Wien; 07.07.2014 - 19.07.2014. M. Heimberger, S. Begluk, Ch. Maier: ""SYMBIOSE" - Die Rolle von Speichertechnologien - Erste Ergebnisse"; Poster: Smart Grids-Week, Graz; 21.05.2014 - 23.05.2014. A. Ilo, W. Gawlik: "Reactive Power Coordination at the HV / MV Grid Interface with the Increasing Share of Distributed Generation"; Vortrag: Smart Grids-Week, Graz (eingeladen); 21.05.2014 - 23.05.2014. M. Litzlbauer: "Forschungsgebiet Elektromobilität"; Poster: Auto.MOBIL - innovativ.bewegt, Wien; 14.10.2014. F. Zeilinger, A. Einfalt et al.: "Network Analysis Tool - NAT zur Validierung von Smart Grid Ansätzen unter Einfluss von Netzrestrukturierungsmaßnahmen"; Poster: Smart Grids-Week, Graz; 21.05.2014 - 23.05.2014. 10.3 Patente

A. Ilo: "Method for controlling a power grid"; Patent: Österreich, Nr. EP 14 199 257.8; eingereicht: 19.12.2014.

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11 Mitwirkung in Fachgremien

W. Gawlik:

- OVE, Geschäftsausschuss der ÖGE - OVE, Wissenschaftlicher Beirat - Netzsicherheitsbeirat der APG - Österreichisches Nationalkomitee der CIGRE - Österreichisches Nationalkomitee CIRED - Technischer Beirat des Bereichs Normierung und Standardisierung des Österreichischen Verbandes für Elektrotechnik (OVE) - Co-Chair der CIRED/Cigre JWG* N° B5/C6.26/CIRED “Protection of Distribution System

with Distributed Energy Resources”

G. Brauner:

- Österreichisches Nationalkomitee des Weltenergierates (World Energy Council) - Austrian Association for Energy Economics - Chief editor Energy der Redaktion der e&i - VDI/VDE-GMA „Netzregelung“ - VDE V1 „Zentrale und dezentrale Erzeugungstechnologien“ (Leiter)

W. Hadrian:

- Mitglied des Ausschusses Blitzschutz (BL) im Österr. Verband für Elektrotechnik (ÖVE) - Mitglied des wissenschaftlichen Komitees der Internationalen Blitzschutzkonferenz (ICLP)

H. Müller:

- im Vorstandsrat der Österr. Gesellschaft für Operations Research (ÖGOR)

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12 Sportliche Aktivitäten

Den Ausgleich zur wissenschaftlichen Arbeit und den Lehrtätigkeiten schaffte unsere Arbeitsgrup-pe durch die Teilnahmen, und die dafür notwendigen Vorbereitungen, an diversen sportlichen Events:

12.1 Drachenbootrennen

Das Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe beteiligte sich dieses Jahr in dem vom Alumni Club der TU Wien organisierten Drachenbootrennen. Wir erreichten den stolzen neuten Platz und hatten sehr viel Spaß im Training und im Wettbewerb.

12.2 Wachaumarathon

Unsere Arbeitsgruppe hat auch beim diesjährigen Wachaumarathon in den Kategorien Teambe-werb und Halbmarathon teilgenommen. Dieses Jahr wurde die Arbeitsgruppe mit den Teams Kurzschlussläufer, Schleifringläufer und Herr Marchgraber als Halbmarathonläufer repräsentiert und konnte ihre sportlichen Fähigkeiten unter Beweise stellen. Die Teams erreichten den stolzen 23. und 28. Platz. Herr Marchgraber hat sich sehr tapfer unter den Halbmarathonläufern geschla-gen.

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