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Battery Energy Storage Systems (BESS) based on Li-Ion technology are considered to be one of the providers of services in the future power system. Although prices for Li-Ion batteries are falling continuously, it is still difficult to achieve profitability from a single service today. Multi-use operation of BESS in order to reach a so-called “value-stacking” of services therefore is a hotly debated topic in literature, since such an operation holds the potential to increase profitability dramatically. The multi-use operation of a BESS can be divided into two parts: the operational planning phase and the real-time operation. While the operational planning phase has been examined in many studies, there seems to be a lack of discussion for the real-time operation. This paper therefore tries to address the topic of the real-time operation in more detail. For this reason, this paper discusses concepts for implementing a real-time multi-use operation and introduces the novel concept of dynamic prioritization, which allows resolving conflicts of services. Besides the ability to cope with abnormal grid conditions, this concept also holds potential for a better utilization of resources during normal grid conditions. A mathematical framework is used to describe several services and their interaction, taking into account the concept of dynamic prioritization. Several applications are presented in order to demonstrate the behavior of the concept during normal and abnormal grid conditions. These applications are simulated in Matlab/Simulink for specific events and in the form of long-time simulations.
Jürgen Marchgraber; Wolfgang Gawlik. Dynamic Prioritization of Functions During Real-Time Multi-Use Operation of Battery Energy Storage Systems. Energies 2021, 14, 655 .
AMA StyleJürgen Marchgraber, Wolfgang Gawlik. Dynamic Prioritization of Functions During Real-Time Multi-Use Operation of Battery Energy Storage Systems. Energies. 2021; 14 (3):655.
Chicago/Turabian StyleJürgen Marchgraber; Wolfgang Gawlik. 2021. "Dynamic Prioritization of Functions During Real-Time Multi-Use Operation of Battery Energy Storage Systems." Energies 14, no. 3: 655.
Microgrids are small scale electrical power systems that comprise distributed energy resources (DER), loads, and storage devices. The integration of DER into the electrical power system basically allows the clustering of small parts of the main grid into Microgrids. Due to the increasing amount of renewable energy, which is integrated into the main grid, high power fluctuations are expected to become common in the next years. This carries the risk of blackouts to be also more likely in the future. Microgrids hold the potential of increasing reliability of supply, since they are capable of providing a backup supply during a blackout of the main grid. This paper investigates the black-starting and islanding capabilities of a battery energy storage system (BESS) in order to provide a possible backup supply for a small part of the main grid. Based on field tests in a real Microgrid, the backup supply of a residential medium voltage grid is tested. Whereas local wind turbines within this grid section are integrated into this Microgrid during the field test, the supply of households is reproduced by artificial loads consisting of impedance- and motor loads, since a supply of real households carries a high risk of safety issues and open questions regarding legal responsibility. To operate other DER during the island operation of such a Microgrid, control mechanisms have to ensure the power capabilities and energy reserves of the BESS to be respected. Since the operation during a backup supply of such a Microgrid requires a simple implementation, this paper presents a simple master–slave control approach, which influences the power output of other DER based on frequency characteristics without the need for further communication. Besides the operation of other DER, the capability to handle load changes during island operation while ensuring acceptable power quality is crucial for such a Microgrid. With the help of artificial loads, significant load changes of the residential grid section are reproduced and their influence on power quality is investigated during the field tests. Besides these load changes, the implementation and behavior of the master–slave control approach presented in this paper is tested. To prepare these field tests, simulations in Matlab/Simulink are performed to select appropriate sizes for the artificial loads and to estimate the expected behavior during the field tests. The field tests prove that a backup supply of a grid section during a blackout of the main grid by a BESS is possible. By creating the possibility of operating other DER during this backup supply, based on the master–slave control approach presented in this paper, the maximum duration for this backup supply can be increased.
Jürgen Marchgraber; Wolfgang Gawlik. Investigation of Black-Starting and Islanding Capabilities of a Battery Energy Storage System Supplying a Microgrid Consisting of Wind Turbines, Impedance- and Motor-Loads. Energies 2020, 13, 5170 .
AMA StyleJürgen Marchgraber, Wolfgang Gawlik. Investigation of Black-Starting and Islanding Capabilities of a Battery Energy Storage System Supplying a Microgrid Consisting of Wind Turbines, Impedance- and Motor-Loads. Energies. 2020; 13 (19):5170.
Chicago/Turabian StyleJürgen Marchgraber; Wolfgang Gawlik. 2020. "Investigation of Black-Starting and Islanding Capabilities of a Battery Energy Storage System Supplying a Microgrid Consisting of Wind Turbines, Impedance- and Motor-Loads." Energies 13, no. 19: 5170.
The increasing amount of renewable energy sources in the electrical energy system leads to an increasing number of converter-based generators connected to the electrical power grid. Other than conventional power plants that are often connected to the grid via synchronous generators, converter-based generators do not provide mechanical inertia intrinsically. Therefore, ensuring frequency stability in the electrical power grid might become even more difficult in the future. With the concept of synthetic inertia, the converter-based generators partially imitate the behavior of conventional generators. By implementing such a concept in converters, they are capable of contributing to frequency stability as well. This paper compares two strategies to realize synthetic inertia by modeling converter-based generators in MATLABmathsizesmall/SIMULINKmathsizesmall and simulating their behavior in a small Microgrid. The results prove that any kind of realization of synthetic inertia helps to improve frequency stability. Each of the two investigated strategies may have their scope of application in a future electrical energy system.
Jürgen Marchgraber; Christian Alács; Yi Guo; Wolfgang Gawlik; Adolfo Anta; Alexander Stimmer; Martin Lenz; Manuel Froschauer; Michaela Leonhardt. Comparison of Control Strategies to Realize Synthetic Inertia in Converters. Energies 2020, 13, 3491 .
AMA StyleJürgen Marchgraber, Christian Alács, Yi Guo, Wolfgang Gawlik, Adolfo Anta, Alexander Stimmer, Martin Lenz, Manuel Froschauer, Michaela Leonhardt. Comparison of Control Strategies to Realize Synthetic Inertia in Converters. Energies. 2020; 13 (13):3491.
Chicago/Turabian StyleJürgen Marchgraber; Christian Alács; Yi Guo; Wolfgang Gawlik; Adolfo Anta; Alexander Stimmer; Martin Lenz; Manuel Froschauer; Michaela Leonhardt. 2020. "Comparison of Control Strategies to Realize Synthetic Inertia in Converters." Energies 13, no. 13: 3491.
To ensure system stability, national grid codes often require converter-based generators to provide fault-ride-through (FRT) capabilities and dynamic voltage support, according to which they should stay connected and support the voltage during fault situations. The requirements for dynamic voltage support include the injection of reactive current in the positive- as well as negative-sequence system, directly proportional to the change of the corresponding voltage between fault and pre-fault. Since this requirement may lead to a reference current surpassing the maximum current capability, the converter control has to contain a proper current limitation. This paper presents an algorithm for such a current limitation and a simulation model of a converter and its control, which applies this algorithm. Based on voltage measurements, which were measured during forced short-circuits in the real grid, the simulation model is used to simulate the behavior of a converter in reaction to these voltage measurements. The results show that the converter control using this algorithm for current limitation guarantees a current output below the maximum current capability while respecting the requirements for dynamic voltage support of the relevant grid codes.
Jürgen Marchgraber; Wolfgang Gawlik. Dynamic Voltage Support of Converters during Grid Faults in Accordance with National Grid Code Requirements. Energies 2020, 13, 2484 .
AMA StyleJürgen Marchgraber, Wolfgang Gawlik. Dynamic Voltage Support of Converters during Grid Faults in Accordance with National Grid Code Requirements. Energies. 2020; 13 (10):2484.
Chicago/Turabian StyleJürgen Marchgraber; Wolfgang Gawlik. 2020. "Dynamic Voltage Support of Converters during Grid Faults in Accordance with National Grid Code Requirements." Energies 13, no. 10: 2484.
Battery energy storage systems (BESS) are increasingly being used to provide Frequency Containment Reserve (FCR) due to the gradual decline in prices of Li-ion cells. Compared to conventional generators providing FCR, the limited energy reservoir of BESS requires suitable management of the state of charge (SoC-management). The energy to restore the SoC of BESS can either be traded on the energy market or balanced by other generation units inside the same balance group. In both cases costs arise, which can be minimized by reducing the energy for SoC-management. The possibility to use “degrees of freedom” (DoF) during provision of FCR allows such a reduction of SoC-management. This paper analyses the influence of these DoF on the SoC-management via simulation in Matlab/Simulink and presents measurements of an implementation of these DoF at a BESS test site. The second topic in this paper investigates the losses that arise during provision of FCR and SoC-management. Since the frequency deviations in the European power grid are usually very low, the power demand of FCR is carried out in the partial load range of the BESS and its converters. As the efficiency of converters in the partial load range is rather small, the losses increase. In case of BESS consisting of several subunits it is possible to reduce the overall losses by only activating the number of subunits that is needed to cover the actual power demand. This paper presents an algorithm to implement this idea and investigates its effectiveness by simulation in Matlab/Simulink. The results proof that the use of DoF reduces the energy needed for SoC-management. But the consideration of losses reduces the effect of the DoF. The presented algorithm to minimize losses can be applied to reduce losses and also makes it possible to fully exploit the potential of the DoF.
Jürgen Marchgraber; Wolfgang Gawlik; Günter Wailzer. Reducing SoC-Management and losses of battery energy storage systems during provision of frequency containment reserve. Journal of Energy Storage 2019, 27, 101107 .
AMA StyleJürgen Marchgraber, Wolfgang Gawlik, Günter Wailzer. Reducing SoC-Management and losses of battery energy storage systems during provision of frequency containment reserve. Journal of Energy Storage. 2019; 27 ():101107.
Chicago/Turabian StyleJürgen Marchgraber; Wolfgang Gawlik; Günter Wailzer. 2019. "Reducing SoC-Management and losses of battery energy storage systems during provision of frequency containment reserve." Journal of Energy Storage 27, no. : 101107.
Im Zuge der Diskussion der zunehmend dezentralen und fluktuierenden Erzeugung von Strom durch Anlagen auf Basis erneuerbarer Energieträger und der daraus drohenden Instabilität des Stromnetzes wird die Versorgung von Ortsnetzen bei Netzausfall durch Großbatteriespeicher überlegt. Es wird untersucht, inwieweit mit dem Smart Grid-Batteriespeicher (SGBS), der eine Leistung von 2,5 MVA und eine Kapazität von 2,2 MWh aufweist, ein Mittelspannungs-Ortsnetz oder ein Teil davon im Inselbetrieb versorgt werden kann. Das Hauptaugenmerk liegt dabei auf der Betrachtung des Einschaltvorganges einer bestimmten Anzahl an Trafostationen. Da es im konkreten Fall aufgrund des gewählten Aufstellungsortes nicht möglich ist, ein Ortsnetz oder einen Teil davon direkt mit dem SGBS einzuschalten, wird versucht, unter Versuchsbedingungen gewisse Einschaltvorgänge nachzubilden und diese mit realen Einschaltvorgängen zu vergleichen. Parallel dazu werden durch ein C-HIL-Setup dieselben Lastschaltungen wie im Inselnetzversuch simuliert, um im Vorhinein eine Abschätzung betreffend die zu erwartende Funktion vornehmen zu können. Es wird gezeigt, dass es möglich ist, mithilfe von Inselnetzversuchen solche Einschaltvorgänge realitätsnah nachzubilden und Aufschluss über deren dynamisches Verhalten zu erlangen. In case of power outage, smart grid battery storage systems (SGBS) are possible solutions to provide electric energy to a local area network. The paper describes test and validation of such a SGBS with nominal power of 2.5 MVA and a capacity of 2.2 MWh in island operation mode with focus on the required grid support functions. After validation of the control concepts with a C-HIL simulation the SGBS was tested in field trials. For the case of transient switch-on behavior during the safety critical process of black start a test setup with a 1000 kW load bank and 50 kW–200 kW induction machines has been realized. Both results, C-HIL and field tests, are presented and compared in this paper.
Manfred Wurm; Peter Jonke; Jürgen Marchgraber; Wolfgang Gawlik; Wolfgang Vitovec. Ortsnetz-Inselbetriebsversuch mit einem 2,5-MVA/2,2-MWh-Batteriespeicher: Messergebnisse und Vergleich mit einem Controller Hardware-in-the-loop Setup. e & i Elektrotechnik und Informationstechnik 2019, 136, 368 -376.
AMA StyleManfred Wurm, Peter Jonke, Jürgen Marchgraber, Wolfgang Gawlik, Wolfgang Vitovec. Ortsnetz-Inselbetriebsversuch mit einem 2,5-MVA/2,2-MWh-Batteriespeicher: Messergebnisse und Vergleich mit einem Controller Hardware-in-the-loop Setup. e & i Elektrotechnik und Informationstechnik. 2019; 136 (8):368-376.
Chicago/Turabian StyleManfred Wurm; Peter Jonke; Jürgen Marchgraber; Wolfgang Gawlik; Wolfgang Vitovec. 2019. "Ortsnetz-Inselbetriebsversuch mit einem 2,5-MVA/2,2-MWh-Batteriespeicher: Messergebnisse und Vergleich mit einem Controller Hardware-in-the-loop Setup." e & i Elektrotechnik und Informationstechnik 136, no. 8: 368-376.
Die zunehmende Anzahl an über Umrichter angebundenen Erzeugungsanlagen und die gleichzeitige Abnahme der Zahl konventioneller Synchronmaschinen führt zukünftig zu einer Abnahme der vorhandenen Schwungmasse im Netz. Damit wird die Frequenzhaltung in Verbundsystemen schwieriger. Der Erbringung von Regelenergie wird also zukünftig eine noch größere Bedeutung zugesprochen werden. Batteriespeicher eignen sich aufgrund ihres schnellen Regelverhaltens sehr gut, um die Frequenzstabilität zu verbessern und zukünftig als Ersatz für die reduzierte Anzahl an Synchronmaschinen zu dienen. Derzeit besteht im europäischen Verbundsystem ein Markt für die Vorhaltung und Erbringung von Regelreserven (Primär-, Sekundär- und Tertiärregelreserven). Andere Regelleistungsprodukte wie Enhanced Frequency Response (EFR) und Virtuelle Schwungmasse (VSM) sind zwar in Diskussion, aber noch nicht in diesen Markt integriert. Die regulatorischen Anforderungen für speicherbegrenzte Einheiten zur Teilnahme an dem vorhandenen Markt für Primärregelreserven sind relativ strikt, sodass ein wirtschaftlicher Betrieb aufgrund der hohen Investitionskosten oftmals schwierig ist. Im vorliegenden Beitrag wird der Betrieb von Batteriespeichern zur Vorhaltung und Erbringung von Primärregelreserven untersucht und dabei ebenfalls das dazu notwendige Lademanagement abgebildet. Dafür werden verschiedene Nachladestrategien gegenübergestellt und der Einfluss verschiedener Auslegungsgrößen von Batteriespeichern auf die Ergebnisse untersucht. Die Ergebnisse zeigen, dass mithilfe geeigneter Umsetzung des Lademanagements die gegebenenfalls dafür anfallenden Kosten reduziert werden können. Zudem zeigen die Ergebnisse, dass ein Trend zur Auslegung von Batteriespeichern hin zu kleineren Kapazitäten und im Vergleich dazu größeren Leistungen und zudem eine Anpassung der regulatorischen Rahmenbedingungen sinnvoll sind. Die zukünftige Einführung von energieärmeren Regelleistungsprodukten würde einen Trend dahingehend weiter verstärken. Die Anpassung der regulatorischen Rahmenbedingungen zur Erbringung von Primärregelreserven wäre sinnvoll, um einerseits einen diskriminierungsfreien Zugang von Batteriespeichern zum Primärregelenergiemarkt zu ermöglichen und zudem eine geeignete Auslegung von Batteriespeichern für zukünftige Regelleistungsprodukte frühzeitig zu fördern. An increasing amount of inverter-based generating units and the concurrent decrease of conventional synchronous generators leads to an ever decreasing inertia of the electrical grid. This trend causes greater frequency stability issues and therefore raises the significance of regulation reserves in the near future. Battery storages are well suited to improve frequency stability and act as a replacement for the decreasing amount of synchronous generators in the grid. At present, there are markets in the European transmission system for regulation reserves (Frequency Containment Reserve (FCR), automatic Frequency Restoration Reserve (aFRR) and manual Frequency Restoration Reserve (mFRR)) however, no markets exist for additional regulation services, which are currently in discussion (Enhanced Frequency Response (EFR), Virtual Inertia (VI)). Units with limited capacity need to fulfill rather strict regulatory requirements in order to participate on the market for Frequency Containment Reserve (FCR). Considering the high investment costs for battery storages, these requirements aggravate an economic operation of such units. This article investigates the operation of a battery storage providing FCR and the necessary SoC-Management, in order to meet the regulatory requirements. For this study, different SoC-Management strategies and storage parameters are considered. The results show, that an appropriate implementation of the SoC-Management can decrease the balancing costs. The results also indicate that operating battery storages with reduced capacity and increased power and an adaptation of the current regulatory requirements could be sensible. Introducing new regulatory services with minor energy demand would further increase this trend. The adaptation of the current regulatory requirements would allow a non-discriminatory access to the market of FCR for battery storages and facilitate battery storages that are suitable for future regulatory services.
Jürgen Marchgraber; Wolfgang Gawlik; Christian Alács. Modellierung und Simulation von Batteriespeichern bei der Erbringung von Primärregelleistung. e & i Elektrotechnik und Informationstechnik 2019, 136, 3 -11.
AMA StyleJürgen Marchgraber, Wolfgang Gawlik, Christian Alács. Modellierung und Simulation von Batteriespeichern bei der Erbringung von Primärregelleistung. e & i Elektrotechnik und Informationstechnik. 2019; 136 (1):3-11.
Chicago/Turabian StyleJürgen Marchgraber; Wolfgang Gawlik; Christian Alács. 2019. "Modellierung und Simulation von Batteriespeichern bei der Erbringung von Primärregelleistung." e & i Elektrotechnik und Informationstechnik 136, no. 1: 3-11.
Umrichterbasierte Einspeisungen konnten bisher in Kurzschlussberechnungen aufgrund ihrer geringen Anzahl und ihrem verhältnismäßig geringen Kurzschlussbeitrag vernachlässigt werden. In der aktualisierten Norm zur Kurzschlussrechnung IEC 60909-0:2016 (2016) wird eine Berücksichtigung dieser Anlagen ab einem Beitrag zum Kurzschlussstrom von 5% gefordert. Der Kurzschlussbeitrag wird darin als der einer Stromquelle im Mitsystem angenähert. Das Verhalten im Gegensystem wird nicht näher definiert, und es wird angemerkt, dass dieses als projektspezifisch festzusetzen ist. Im Hinblick auf die zunehmende Verbreitung umrichterbasierter Einspeiser können gegebenenfalls Untersuchungen nötig sein, welche eine detaillierte Abbildung des Kurzschlussverhaltens solcher Anlagen erfordern. In Österreich beschreibt die TOR D4 (2016) die Anforderungen von umrichterbasierten Einspeisern im Kurzschlussfall. Die beschriebenen Anforderungen sind aber stellenweise unzureichend definiert. In Deutschland werden in der VDE-AR-N-4110:2017-02 (2017) die Anforderungen genauer spezifiziert. Es kann angenommen werden, dass Aktualisierungen der TOR D4 (2016) diese Spezifikationen aufgreifen werden. Um die Möglichkeit zu eröffnen, eine detaillierte Untersuchung von Fehlerfällen mit Kurzschlusstrom-Beiträgen aus umrichterbasierten Einspeisern zu ermöglichen, wird im vorliegenden Beitrag ein Modell vorgestellt, welches die Anforderungen gemäß VDE-AR-N-4110:2017-02 (2017) hinsichtlich des Kurzschussverhaltens erfüllt. Anhand eines realen Netzabschnitts wird der Einfluss eines umrichterbasierten Einspeisers auf die Netzgrößen im Kurzschlussfall dargestellt. Im untersuchten Netzabschnitt wurden Netzkurzschlussversuche durchgeführt (vgl. Wurm in E&I, Elektrotech. Inf.tech. 2019), sodass ein Vergleich mit den simulierten Ergebnissen des Modells möglich ist. Inverter-based generation has so far been neglected in short-circuit calculations due to their small number and their relatively low short-circuit contribution. The latest revision of the standard for short-circuit calculations IEC 60909-0:2016 (2016) requires a consideration of inverter-based infeed if their contribution to the short-circuit current is at least 5%. In the case of a contribution exceeding 5% the short-circuit contribution of inverter-based infeed is approximated by a current source in the positive-sequence system. The behavior in the negative-sequence system is not further defined and it is noted that this has to be determined as project-specific. Because of the increasing popularity of inverter-based infeed, studies may be required that call for a detailed description of the short-circuit behavior of such equipment. In Austria, TOR D4 (2016) describes the requirements of inverter-based infeed in case of a short circuit. However, these requirements have a lack of detail, especially regarding the behavior in the negative-sequence system. In Germany, the requirements are specified more precisely in VDE-AR-N-4110: 2017-02 (2017). It can be assumed that future revisions of TOR D4 (2016) will take up these specifications. In order to open up the possibility of a detailed investigation of faults with contributing inverter-based infeed, this article presents a model which meets the requirements according to VDE-AR-N-4110: 2017-02 (2017). Based on a real grid section, the influence of inverter-based infeed during short-circuits is shown. In the studied grid section, short-circuit tests were performed (see Wurm in E&I, Elektrotech. Inf.tech. 2019), so that a comparison of the simulated results of the model with the measured values is possible.
Jürgen Marchgraber; Wolfgang Gawlik; Manfred Wurm. Modellierung der dynamischen Netzstützung von über Umrichter angebundenen Erzeugungsanlagen und Speichern. e & i Elektrotechnik und Informationstechnik 2019, 136, 31 -38.
AMA StyleJürgen Marchgraber, Wolfgang Gawlik, Manfred Wurm. Modellierung der dynamischen Netzstützung von über Umrichter angebundenen Erzeugungsanlagen und Speichern. e & i Elektrotechnik und Informationstechnik. 2019; 136 (1):31-38.
Chicago/Turabian StyleJürgen Marchgraber; Wolfgang Gawlik; Manfred Wurm. 2019. "Modellierung der dynamischen Netzstützung von über Umrichter angebundenen Erzeugungsanlagen und Speichern." e & i Elektrotechnik und Informationstechnik 136, no. 1: 31-38.
The paper presents the results of determining parameters of an exponential load model at the low voltage side of a transformers. The input data was generated by continuous measurements in the resolution of one second over the period of one year. The identified parameters are clustered by different times of the day and weekdays. The found parameters are finally compared to parameters in the literature. Further research steps are discussed by presenting a combined approach for determining a ZIP model based on an exponential model. A future goal will be the usage of measurements currently available by smart metering applications which is discussed in the paper.
Jürgen Marchgraber; Evangelia Xypolytou; Irina Lupandina; Wolfgang Gawlik; Matthias Stifter. Measurement-based determination of static load models in a low voltage grid. 2016 IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies Conference Europe (ISGT-Europe) 2017, 1 -6.
AMA StyleJürgen Marchgraber, Evangelia Xypolytou, Irina Lupandina, Wolfgang Gawlik, Matthias Stifter. Measurement-based determination of static load models in a low voltage grid. 2016 IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies Conference Europe (ISGT-Europe). 2017; ():1-6.
Chicago/Turabian StyleJürgen Marchgraber; Evangelia Xypolytou; Irina Lupandina; Wolfgang Gawlik; Matthias Stifter. 2017. "Measurement-based determination of static load models in a low voltage grid." 2016 IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies Conference Europe (ISGT-Europe) , no. : 1-6.
Dieselgeneratorgespeiste Niederspannungs-Inselnetze werden bei der Kurzschlussberechnung gemäß Norm IEC 60909-0, Kurzschlussströme in Drehstromnetzen, Berechnung der Ströme, manchmal nur unzureichend dargestellt, wenn die minimalen Kurzschlussströme zu berechnen sind. Speziell die Überprüfung der Einhaltung der Ausschaltbedingung sowie die Überprüfung der Selektivität des Schutzes erfordern die Bestimmung dieser Ströme. Es werden im Artikel anhand eines Beispiels aus der Praxis die berechneten Kurzschlussströme gemäß Norm IEC 60909-0 mit jenen einer transienten Simulation verglichen. Dabei wird untersucht, ob die Überprüfung der Ausschaltbedingung und Einhaltung der zulässigen Ausschaltzeit mit Hilfe einer Kurzschlussberechnung gemäß Norm ausreichend genaue und sichere Ergebnisse liefert.
Hans-Peter Vetö; Jürgen Marchgraber. Betrachtung von Kurzschlüssen in dieselgeneratorversorgten Inselnetzen – Vergleich transienter Rechnung mit Rechnung gemäß IEC 60909-0:2016. e & i Elektrotechnik und Informationstechnik 2016, 133, 407 -415.
AMA StyleHans-Peter Vetö, Jürgen Marchgraber. Betrachtung von Kurzschlüssen in dieselgeneratorversorgten Inselnetzen – Vergleich transienter Rechnung mit Rechnung gemäß IEC 60909-0:2016. e & i Elektrotechnik und Informationstechnik. 2016; 133 (8):407-415.
Chicago/Turabian StyleHans-Peter Vetö; Jürgen Marchgraber. 2016. "Betrachtung von Kurzschlüssen in dieselgeneratorversorgten Inselnetzen – Vergleich transienter Rechnung mit Rechnung gemäß IEC 60909-0:2016." e & i Elektrotechnik und Informationstechnik 133, no. 8: 407-415.
Die Erweiterung der Verteilnetze um Smart-Grid-Technologien bietet die Chance, mithilfe von innovativen Regelstrategien für dezentrale Erzeugungsanlagen die Versorgungssicherheit zu erhalten und zu erhöhen. 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. In der vorliegenden Arbeit werden anhand des Modells eines Niederspannungsnetzes in der Simulationsumgebung DIgSILENT PowerFactory zwei Szenarien für den Inselbetrieb implementiert. Dabei wird auf mögliche Regelstrategien eingegangen, welche kommunikationsloses Speicher-, dezentrales Erzeuger- sowie Lastmanagement und zentrale Steuerung von Erzeugungseinheiten ermöglichen. Die Verwendung von gemessenen, realen Lastdaten aus dem betreffenden Netz untermauern die Ergebnisse der Simulationen.
Dominik Fasthuber; Jürgen Marchgraber; Markus Litzlbauer; Wolfgang Gawlik. Entwicklung von Regel- und Betriebsführungsstrategien für Microgrids im Zuge des SORGLOS-Projekts. Informatik-Spektrum 2014, 38, 90 -96.
AMA StyleDominik Fasthuber, Jürgen Marchgraber, Markus Litzlbauer, Wolfgang Gawlik. Entwicklung von Regel- und Betriebsführungsstrategien für Microgrids im Zuge des SORGLOS-Projekts. Informatik-Spektrum. 2014; 38 (2):90-96.
Chicago/Turabian StyleDominik Fasthuber; Jürgen Marchgraber; Markus Litzlbauer; Wolfgang Gawlik. 2014. "Entwicklung von Regel- und Betriebsführungsstrategien für Microgrids im Zuge des SORGLOS-Projekts." Informatik-Spektrum 38, no. 2: 90-96.