Diplomarbeiten

Im Zuge der Deregulierung des deutschen Elektrizitätsmarktes entstehen bei den Energieversorgungsunternehmen (EVU) neue Wertschöpfungsstufen und Organisationsformen. Die geänderte Umgebung fordert neue Beschaffungs- und Absatzwegen von EVUs, welche häufig mit neuartigen Risikofaktoren verbunden sind. Im Rahmen des liberalisierten Energiemarktes ist es für den Erfolg eines EVU entscheidend, bei einer zuvor definierten Risikoneigung eine möglichst kostengünstige Deckung des Energiebedarfes zu finden und das Beschaffungsportfolio ständig über den Zeitablauf hinweg zu optimieren. Die Entwicklung eines adäquaten Risikomanagementsystems sollte dabei parallel zum Aufbau eines optimalen Energieportfolios erfolgen. Die Bearbeitung des Themas umfasst die Beschreibung der controllingspezifische Seite der Unternehmensplanung und -steuerung zur Risikominimierung und Chancenrealisierung. Dabei werden die möglichen Handelsstrategien aus Sicht eines ausgewogenes Preis/Risiko-Verhältnisses definiert und beschreiben. Weiterhin wird im Rahmen der Arbeit ein Modell des Energiespotmarktes entwickelt. Das Ziel der Modellierung ist, das optimale Verhalten eines EVUs im Rahmen der gegebenen Situationen darzustellen und die Entscheidungsfindung des Energiehändlers unter den Gesichtpunkten der Optimierung von Chancen und Risiken zu unterstützen.

Diese Arbeit bewertet den betrieblichen und wirtschaftlichen Nutzen der Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) auf Basis von selbstgeführten Spannungsumrichtern im Vergleich zu anderen Übertragungstechnologien. Bis heute gibt es nur unzureichend Betriebserfahrung mit dieser Technologie. Eine Analyse nützlicher Funktionen der neuen Umrichtertechnologie zur Übertragung großer Leistung ist notwendig. Es wurde ein Bewertungsverfahren ausgearbeitet um die ökonomischen Aspekte der verfügbaren Übertragungstechnologien zum Transport großer Leistungen miteinander zu vergleichen. Berücksichtigt wurden hierbei auch Funktionen, die nicht der traditionellen Energieversorgung zuzuordnen sind. Das Verfahren wurde anhand von zwei grundverschiedenen Fallstudien getestet. Es hat sich gezeigt, dass die wirtschaftlichen Eigenschaften einer spannungsgeführten HGÜ sehr von den betrachteten gesetzlichen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen abhängig sind. Die spannungsgeführte HGÜ Technologie bietet eine stark erweiterte und für den Verbundbetrieb nützliche Funktionalität. Unter der Voraussetzung eines liberalisierten Marktes wird die spannungsgeführte HGÜ Technologie zunehmend auch als Energiehandelsplattform für unabhängige Investoren interessant. Trotz der relativ hohen Investitionskosten kann, unter Berücksichtigung der zusätzlichen Funktionalität, der Einsatz der spannungsgeführten HGÜ die wirtschaftlich sinnvollste Lösung darstellen.

Die Anforderungen an die Regelungs- und Steuerungssysteme elektrischer Energiesysteme werden mit deutlich erhöhtem Anteil dezentraler Einspeisungen durch EEG Anlagen komplexer. Besonders in Mittelspannungsnetzen ist der Bedarf an einer besseren Überwachung und der Möglichkeit zum Eingriff durch die Leittechnik für Verteilnetze gestiegen. - Um existierende und neue Funktionen der Netzleittechnik weiterentwickeln bzw. entwerfen zu können, wird eine Entwicklungs- und Testumgebung benötigt. Aus diesem Grund wird in dieser Arbeit ein Modell eines Mittelspannungsreferenznetzes entworfen. Des Weiteren werden Netzleittechnikfunktionen zur Steuerung und Überwachung des Referenznetzes implementiert.

Windräder und Solaranlagen, aber auch Brennstoffzellen, klassische Blockheizkraftwerke (BHKW) und Anlagen mit Kraftwärme-Kopplung (KWK) kommen in Deutschland immer häufiger vor Ort zum Einsatz. Als dezentral verteilte Anlagen zur Energieversorgung stellen sie eine Alternative zum zentralen Bezug von elektrischer Energie dar. Je nach Anschluss- und Vertragsbedingungen speisen sie überschüssige, oder die gesamte erzeugte Energie in das Netz. Eine vom VDE (Verein deutscher Elektroingenieure) in den Jahren 2003 und 2004 durchgeführte Studie mit dem Titel: "Elektrische Energieversorgung 2020" kommt zu dem Schluss, dass bei den derzeitigen, und absehbaren politischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen [2,3] die Nutzung erneuerbarer Energien sowie die, kombinierte Erzeugung von Strom und Wärme in KWK-Anlagen ein hohes Potential zur Einsparung von Primärenergie und CO2-Emissionen bieten. Es ist also davon auszugehen, dass sich das Aufkommen von dezentralen Energieversorgungsanlagen im kommenden Jahrzehnt noch deutlich erhöhen wird. Ziel dieser Arbeit ist es, die Auswirkung eines stark erhöhten Aufkommens dezentraler Energieversorger auf die Stabilität des elektrischen Versorgungsnetzes quantitativ zu untersuchen. Der Weg zur Erreichung dieses Ziels führt über die Erstellung eines Mittelspannungsnetzes mit Hilfe eines Digitalen Echtzeitsimulators. In dieses Netz sollen dezentrale Energieerzeuger implementiert, im Anschluss verschiedene Szenarien simuliert und die Auswirkungen auf verschiedene Stabilitätsfaktoren des Netzes abgeschätzt werden. Das Mittelspannungsnetz soll mit dem RealTimeDigitalSimulator der Firma RTDS Technologies erstellt werden. Dieses System ermöglicht die Simulation großer komplexer Netze in Echtzeit. Im Rahmen dieser Arbeit wurde ein Mittelspannungsnetz erstellt, welches aus 2 Subsystemen besteht. Zum Einen ein 10-kV-, zum Anderen ein 20-kV-System beide Systeme sind über ein 110-kV-Ringsystem miteinander verbunden. Desweiteren wurde ein von RTDS geliefertes Modell einer Photovoltaikanlage parametriert, und in die Subnetze integriert. Als weitere dezentrale Einspeiser wurden als BHKWs ausgelegte Asynchronmaschinen in das Netz implementiert. Zur Lastmodellierung stehen sowohl statische (spannungsabhängige) als auch dynamische (spannungsunabhängige) Lasten zur Verfügung. Ebenso wurden teilweise Asynchronmaschinen verwendet um motorische Lasten zu simulieren. Bei den Untersuchungen wurde zwischen Langzeitstabilität, also der Frage, ob das Netz in gewissen Schalt- und Lastzuständen auf lange Sicht stabil bleibt, und Kurzzeitstabilität unterschieden. Bei der Kurzzeitstabilität wurden an den dezentralen Einspeisern Schaltvorgänge verursacht, und die Reaktionen der Betriebsmittel und des Netzes wurden beobachtet. Als Ergebnis lässt sich festhalten, dass das erstellte Netz für alle untersuchten Schalt- und Lastkonfigurationen stabil ist. Selbst extreme Situationen wie sehr hohe Einspeiseleistung bei nur sehr geringer Last beeinträchtigten die Stabilität des Netzes nicht. Weiterhin ist zu sagen, dass das Netz im Hinblick auf die untersuchten transienten Phänomene stabil ist. Es konnten mit den dezentralen Einspeisern keine Phänomene erzeugt werden, durch die die Stabilität des Netzes ernsthaft in gefährdet werden konnte. Einschränkend ist zu sagen, dass das erstellte Netz in seinem jetzigen Zustand sehr stabil ist. Weitere Untersuchungen könnten mit der Verringerung der Kurzschlussleistung des übergeordneten Netzes, oder mit der Verringerung der Übertragungskapazität einzelner oder aller Leitungen gemacht werden. Weiterhin ist zu sagen, dass das RTDS-System nur bedingt dazu geeignet ist die Stabilität von Mittelspannungsnetzen mit einer Spannungsebene kleiner 110 kV zu untersuchen. Es wurde ausgeführt dass sich ein 10-, oder 20-kV-System nicht über das gesamte zur Verfügung stehende Rechensystem ausdehnen lässt. Auch die Anzahl der Betriebsmittel, die in einem Subsystem installiert werden kann ist beschränkt. Somit lassen sich die Wirkungen sehr vieler dezentraler Energieerzeuger untereinander und auf das Netz mit dem RTDS nur bedingt simulieren.

Im Zuge der Liberalisierung der Energiemärkte und der Osterweiterung der Europäischen Union werden die Energieversorgungssysteme immer komplexer. Die Bildung von Modellen zur Beschreibung der komplexen mathematischen Vorgänge des Gesamtsystems unter Berücksichtigung der transporttechnischen Infrastruktur ist hierbei von Nöten. Im Mittelpunkt steht dabei die Vorhersage der Preisentwicklung und den vorhandenen Netzkapazitäten mit ihren Engpässen. Auf Grund von Abstraktion, Übersichtlichkeit und Nachvollziehbarkeit werden im Rahmen dieser Arbeit die Länder Deutschland, Polen und Tschechien als Referenzländer für das gesamte europäische Verbundsystem betrachtet. - Petrinetze gelangen auf Grund ihrer graphischen Abstraktion von komplexen Vorgängen in den Fokus der Forschung. Im Rahmen dieser Arbeit sollen die Petrinetze auf ihre Anwendbarkeit als Modell zur Beschreibung des Energietransportes unter Berücksichtigung der Marktpreissituationen geprüft und ein Simulator zur Preisberechnung für elektrische Energie entwickelt werden. Die Preisbildung erfolgt über das Merit-Order-Modell. - Es ist zu prüfen, ob das zu erstellende Petrinetzmodell den Bezug elektrischer Energie aus Nachbarländern so optimieren kann, dass ein günstiger Preis unter Berücksichtigung der Transportkapazitäten an den Länderkuppelstellen resultiert.