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    <title language="deu">Plädoyer für die wettbewerbliche Bereitstellung von Blindleistung</title>
    <parentTitle language="deu">ew - Magazin für die Energiewirtschaft - Spezial: Digitalisierung</parentTitle>
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    <title language="deu">Entwicklung eines Regelverfahrens für einen optimierten und zentralen Blindleistungsabruf zur Beeinflussung des Blindleistungshaushaltes von Mittelspannungsverteilungsnetzen unter Einhaltung von Netzrestriktionen</title>
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    <author>Johannes Rauch</author>
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    <title language="eng">Techno-economic analysis of reactive power sources</title>
    <abstract language="eng">This paper presents different options to provide reactive power in electricity grid systems. Since conventional power plants are being phased out and the reactive power demand tends to increase, alternative technologies are needed to cover it. reactive power sources are being defined and specified in this submission. A technical evaluation and an economic analysis of selected reactive power sources are carried out, based on interviews with manufacturers and operators. As well a multifactorial techno-economic comparison of the evaluated reactive power sources is presented. The technical analysis addresses reactive power control-ranges, stochastic parameters, lifespans, electrical losses and dynamics of re-active power sources. It states that power electronics allow faster setpoint changes than mechanical technologies can achieve, but at the same time this is associated with the highest electrical losses of the reactive power sources considered here. Considering the economic analysis, relative investment costs per reactive power of conventional compensation systems turn out to be the most cost-efficient. With regard to the multifactorial techno-economic comparison, it is im-portant not only to standardize on reactive power that can be provided, but also to include the additional system-relevant properties of technologies in the evaluation as well as the costs in operation.</abstract>
    <parentTitle language="deu">NEIS 2021, Conference on Sustainable Energy Supply and Energy Storage Systems: Hamburg, 13.-14. September 2021</parentTitle>
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    <author>Rebecca Goetz</author>
    <author>Johannes Rauch</author>
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    <title language="deu">Netzplanungsprozess zur dezentralen Nutzung von Blindleistungsquellen in Verteilungsnetzen</title>
    <abstract language="deu">Das vom BMWi geförderte Forschungsprojekt SyNErgie (03/2015 bis 05/2018) beschäftigt sich mit der Weiterentwicklung von Netzplanungsprozessen [1]. Im Fokus steht dabei die Modellierung von Blindleistungsflüssen und die dezentrale Nutzung von Blindleistungsquellen (z. B. Wechselrichter, Ladedrosseln, Kondensatoren) in Mittelspannungsnetzen, über welche der Blindleistungshaushalt letztendlich beeinflusst werden soll. Diese Veröffentlichung konzentriert sich auf die konzipierte Erweiterung des Netzplanungsprozesses zur Einbindung von Blindleistungsquellen im Verteilungsnetz in ein Blindleistungsmanagement. Deren einzelne Phasen werden erläutert und anschließend die Netz-Sensitivitäts- und -Restriktionsanalyse anhand eines realen Mittelspannungsnetzes demonstriert. Abschließend werden mögliche Abschwächungs- und Verstärkungseffekte im Hinblick auf einen Blindleistungsabruf über mehrere Spannungsebenen hinweg diskutiert.</abstract>
    <parentTitle language="deu">Tagungsband der Fachtagung "Zukünftige Stromnetze für erneuerbare Energien" am 30./31. Januar 2018 in Berlin</parentTitle>
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    <author>Matthias Haslbeck</author>
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    <title language="eng">Analysis and simulation of the population driving behaviour and charging processes at different charging station types with electric vehicles</title>
    <abstract language="eng">Electric vehicles are one of the important components of the energy transition, which is necessary for the CO2 emission reduction. In order to estimate the influence of electromobility on electric grids at present day and in the future, the generation of realistic charge profiles is necessary. The main objective of this study is the development of an algorithm, which generates realistic charge time series of electric vehicles. The very huge and detailed input surveys enable to define different population groups, representing specific driving behaviour. These groups are then composed and scaled up, according to the statistical population structure of a chosen town or city in Germany, and show typical driving behaviour of all inhabitants. The charge profiles are calculated for several charge station types, based on daily electric vehicle user mobility, day type and household type. In addition, charge process occurrence is evaluated through a model, involving charge infrastructure presence, attractiveness of corresponding charge station type and charge process necessity.</abstract>
    <parentTitle language="eng">NEIS 2021, Conference on Sustainable Energy Supply and Energy Storage Systems: 13-14. September 2021, Hamburg</parentTitle>
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    <author>Maksym Klitsman</author>
    <author>Oliver Brückl</author>
    <author>Johannes Eller</author>
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    <title language="deu">Modellierung von Mittelspannungsnetzen zur verbesserten Nachbildung von Wirk- und Blindleistungsflüssen</title>
    <abstract language="deu">Das vom BMWi geförderte Forschungsprojekt SyNErgie (03/2015 bis 05/2018) beschäftigt sich mit der Weiterentwicklung von  Netzplanungsprozessen [1]. Im Fokus steht dabei die Modellierung von Blindleistungsflüssen und die dezentrale Nutzung von Blindleistungsquellen (z. B. Wechselrichter, Ladedrosseln, Kondensatoren) in Mittelspannungsnetzen, über welche der Blindleistungshaushalt letztendlich beeinflusst werden soll. Im Rahmen dieses Beitrags wird anhand eines realen Mittelspannungsnetzes (MS-Netz) gezeigt, welche Modellierungsschritte zur Erstellung eines möglichst realitätsnahen Simulationsabbilds nötig sind. Dies ist notwendig, um der Verteilnetzplanung eine robuste Planungsgrundlage für die Ableitung von Entscheidungen im Rahmen eines Blindleistungsmanagements zur Verfügung zu stellen.</abstract>
    <parentTitle language="deu">Tagungsband der Fachtagung "Zukünftige Stromnetze für erneuerbare Energien" am 30./31. Januar 2018 in Berlin</parentTitle>
    <identifier type="url">https://www.fenes.net/wp-content/uploads/2019/03/SyNErgie_Paper_2018_Kreuzer_Modellierung_MSNetze.pdf</identifier>
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    <author>Reinhard Kreuzer</author>
    <author>Matthias Haslbeck</author>
    <author>Oliver Brückl</author>
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    <title language="deu">Automatisierung von Netzplanungsprozessen in der Verteilnetzebene – Q(U)- und cosj(P)-Blindleistungsregelung dezentraler Anlagen als spannungshaltende Netzausbaumaßnahmen</title>
    <abstract language="deu">Diese Arbeit befasst sich mit automatisierten Netzplanungsprozessen und gibt einen kurzen Einblick in das Entscheidungsunterstützungssystem, welches im EU-Projekt CrossEnergy entwickelt wird. Detaillierter wird aber auf die Konzipierung und Umsetzung eines automatisierten Einsatzes der Blindleistungsregelung von dezentralen Erzeugungs­ analgen eingegangen, die als spannungshaltende Netzausbaumaßnahme zur Verfügung stehen. Die vorgestellten Methoden und Algorithmen fokussieren sich auf die Q(U)- und coscp(P)-Regelungsarten.</abstract>
    <parentTitle language="deu">Tagungsband Zukünftige Stromnetze 2019, 30.-31.Jan.2019, Berlin</parentTitle>
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    <author>Hermann Kraus</author>
    <author>David Gschoßmann</author>
    <author>Oliver Brückl</author>
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    <title language="deu">Interpretation und Relevanz verschiedener Blindleistungsarten für die Modellierung von Niederspannungsnetzen in der Netzplanung</title>
    <parentTitle language="deu">Tagungsband der Fachtagung "Zukünftige Stromnetze für erneuerbare Energien" am 30./31. Januar 2018 in Berlin</parentTitle>
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    <author>Andreas Berling</author>
    <author>Matthias Haslbeck</author>
    <author>Oliver Brückl</author>
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    <title language="deu">Entwicklung von Methoden zur Prognose der Blindleistungsbilanz von Mittelspannungsnetzen zur Steuerungeines dezentralen Blindleistungsabrufs</title>
    <parentTitle language="deu">Tagungsband der Fachtagung Zukünftige Stromnetze 2019, Berlin</parentTitle>
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    <author>Johannes Rauch</author>
    <author>Maksym Klitsman</author>
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    <title language="deu">Systemdienstleistungen durch Biogasanlagen</title>
    <parentTitle language="deu">Biogas in der Landwirtschaft - Stand und Perspektiven: 7. FNR/KTBL-Onlinetagung 29.-30.09.2021, Darmstadt</parentTitle>
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    <author>M. Wildfeuer</author>
    <author>J. Schächinger</author>
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      <value>Biogasanlage</value>
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    <title language="deu">Verankerung von Flexibilität in der Netzplanung</title>
    <abstract language="deu">Die Energiewende führt zu einem steigenden Zubau erneuerbarer Energieerzeugungsanlagen im Verteilungsnetz. Ebenso ist mit einem verstärkten Zuwachs der Elektromobilität zu rechnen, der zu einer weiteren Ausreizung der zulässigen Spannungsbereiche und Leitungsauslastungen beitragen kann. Um die Aufnahmefähigkeit des Verteilungsnetzes zu erhöhen, wurden in der Vergangenheit verschiedene Lösungen entwickelt und etabliert. Ein zusätzlicher Baustein zur Behebung von Netzengpässen und Spannungsproblemen sind zeitliche Verlagerungen von Einspeisungen und Verbrauchslasten in der Mittelspannungsebene. Diese sogenannten Flexibilitätsmaßnahmen sind derzeit noch nicht Stand der Technik. Um einen hohen Nutzen stiften zu können, indem sie zu einer effizienten Einsparung an Asset beitragen, müssen sie in der Netzplanung abbildbar gemacht werden. Dazu sind einerseits geeignete technische und zuverlässigkeitstheoretische Anforderungen an die Flexibilitätsmaßnahmen herauszuarbeiten, um eine möglichst hohe Gesamteffizienz bei Netz- und Anlagenbetreibern zu erzielen und andererseits ein Verfahren zu finden, mit dem Manipulationsmöglichkeiten (INC-DEC-Gaming) ausgeschlossen bzw. geringgehalten werden können.</abstract>
    <parentTitle language="deu">Zukünftige Stromnetze: 27.-28. Januar 2021, 03.-04. Februar 2021</parentTitle>
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    <title language="deu">Verankerung von Flexibilität in der Netzplanung</title>
    <abstract language="deu">Im Rahmen des Projektes C/sells wurden mehrere Mittelspannungsnetze modelliert, um die aktuellen Spannungsverhältnisse und Leitungsauslastungen nachbilden zu können. Zudem wurden, angelehnt an den Netzentwicklungsplan, Szenarien für den zukünftigen PV-Zubau und die potenzielle Entwicklung der Elektromobilität entworfen. Auf Basis der Ergebnisse lässt sich eine Netzanalyse hinsichtlich Spannungs- und Stromgrenzwertüberschreitungen sowie zu deren potenziellen Auftrittszeitpunkten und Auftrittsdauern durchführen. Parallel wurde anhand von Sensitivitätsanalysen untersucht, welche Wirksamkeit Flexibilitätseinsätze an den verschiedenen Netzknoten auf den Engpass haben. Dadurch kann bestimmt werden, wie effektiv die verfügbaren, in der Regel örtlich gebundenen Flexibilitätsanbieter eingesetzt werden können. Da die Sensitivitäten arbeitspunktabhängig sind, wurden verschiedene Zeitpunkte im Jahresverlauf berechnet und die jeweilige Änderungen der Wirksamkeit ausgewertet. Neben der Höhe der Leistungsabweichung wurde die Flexibilitätsanforderung auch anhand der Einsatzzeitpunkte und Einsatzdauer sowie anhand der Häufigkeit der nötigen Flexibilitätseinsätze charakterisiert. Aus den gewonnenen Erkenntnissen soll abgeleitet werden, inwiefern sich der flexible Einsatz der Verbrauchsanlagen in der Netzplanung verankern lässt. Besonders relevant ist deshalb, mit welcher Verlässlichkeit die Flexibilität abgerufen werden kann. Eine sehr hohe Verlässlichkeit lässt sich je nach Flexibilitätsanbieter möglicherweise nicht oder nur zu sehr hohen Preisen gewährleisten. Die Eignung der Flexibilitätseinsätze wird somit sowohl aus technischer als auch aus wirtschaftlicher Sicht bewertet. Da eine vollständige Verlässlichkeit ohnehin nicht sichergestellt werden kann (technische Störungen einer Anlage, Wettereinflüsse, etc.), werden auch Fallback-Strategien, z. B. Einspeisespitzenkappung, in die Analyse einbezogen.</abstract>
    <parentTitle language="deu">ScienceLab (begleitender Workshop zur Konferenz Zukünftige Stromnetze: 29.-30. Januar 2020, Berlin)</parentTitle>
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    <title language="deu">Erschließung der Flexibilitätspotenziale eines Trinkwasserversorgungssystems</title>
    <abstract language="deu">In Zusammenarbeit mit den Kreiswerken Cham wurde an der OTH Regensburg das Trinkwasserversorgungsgebiet mit allen relevanten Pumpen und Hochbehältern nachgebildet. Mithilfe des Modells kann die aktuelle, füllstandgesteuerte Betriebsweise unter Einhaltung der Randbedingungen (Grenzwerte der Behälterfüllstände, elektrische Verschaltung der Pumpen) simuliert werden. Daraus lässt sich auch das gesicherte, für die Netzplanung geeignete Flexibilitätspotenzial anhand der Leistungsabweichung gegenüber dem regulären Fahrplan, der Einsatzdauer, dem Einsatzzeitpunkt und der Pause zwischen den Flexibilitätsabrufen charakterisieren. In einem Feldversuch wurde vordergründig untersucht, inwiefern der Einsatz von Flexibilität in der Trinkwasserversorgung technisch umsetzbar ist.</abstract>
    <parentTitle language="deu">ScienceLab (begleitender Workshop zur Konferenz „Zukünftige Stromnetze“: 2020, Berlin)</parentTitle>
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    <title language="deu">Systemvergleich von Netzausbauoptionen in Niederspannungsnetzen</title>
    <abstract language="deu">Die Einhaltung der Spannungsbandgrenzen im Niederspannungsnetz durch die dezentrale Emspeisung von Erzeugungsanlagen ist oft der Grund für Netzausbaumaßnahmen. Dem Netzbetreiber stehen mittlerweile viele Losungsmaßnahmen zur Behebung des Spannungsbandproblems zur Verfügung Innovative Konzepte wie der regelbare Ortsnetztransformator (RONT) oder Blindleistungsregelung sind bereits serienreif und werden eingesetzt. Unklarheit herrscht oft noch darüber, welche Maßnahmen bzw Kombinationen langfristig wirtschaftlich günstig sind und sich hinsichtlich der Netzplanung als vorteilhaft erweisen. Ein Forschungsprojekt an der Ostbayerischen Technischen Hochschule Regensburg untersucht verschiedene Lösungsmaßnahmen systematisch, um sie wirtschaftlich, technisch und energetisch bewerten zu können. In 20 Netzen wird in diskreten Schritten die Integration von Erzeugungskapazität am Beispiel der PV simuliert. Der Zubau umfasst den Bereich von 0-100% des möglichen Dachflächenpotenzials. Nach jedem Zubauschritt wird die maximale Spannungsanhebung berechnet. Bei Überschreiten einer Spannungsanhebung in Höhe der in [VDE, FNN Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz, VDE-AR-N 4105:2011-08] verankerten drei Prozentpunkte, oder der Stromtragfähigkeitsgrenze eines Betriebsmittels erfolgt ein Netzausbau. Dabei werden die Optionen RONT, die Parallelverkabelung, drei Stufen des Einspeisemanagements (Spitzenkappung auf 85%, 70% und 55%), die Blindleistungsregelung (cosφ(P)), der Zubau von zusätzlichen Ortsnetzstationen und die Verwendung von Strangreglern untersucht. Je kleiner das Ortsnetz, desto stärker bedingt sich die Kostenentwicklung durch die gewählte Primärmaßnahme. Klassischer Netzausbau ist in kleinen Netzen meist teurer als der Einsatz von RONT oder Strangreglern. In größeren Netzen können Parallelverkabelung oder zusätzliche ONS zu günstigen Ausbaupfaden führen. Maßnahmen die anfangs nahezu keine Investition in Netzbetriebsmittel benötigen (Einspeisemanagement, Blindleistungsregelung) sind initial mit Abstand am günstigsten. Im Mittel günstiger als RONT sind anfangs auch Verkabelung und Strangregler, jedoch bei höherer Ergebnisstreuung. Bereits nach fünf Perioden liegen die mittleren Gegenwartswerte für starke Spitzenkappung, Blindleistungsregelung und zusätzliche ONS häufig über der Maßnahme RONT. Die geringste Kostenstreuung tritt beim Einsatz von RONT auf. Mittel- und langfristig liegen die Mediane fast aller Primärmaßnahmen über den wahrscheinlich auftretenden Kosten für Strangregler und RONT. Bei Erschließung von zusätzlichen 25% des theoretisch maximalen Potenzials nach Erreichen der NAK betragen die Kosten bei RONT-Einsatz ca. 125/kWp. Parallelverkabelung verursacht rd. 45, Blindleistungsregelung rd. 55 €/kWp Mehrkosten. Bei 50% des Ausbaupotenzials führen Parallelverkabelung und Blindleistungsregelung mit im Mittel 50 bzw. 75 €/kWp sogar zu noch höheren Mehrkosten. Für 20 GW PV-Leistung in der Niederspannung bedeutet dies über 1 Mrd. Zusatzkosten. RONT und Strangregler erweisen sich zudem kostenrobust gegenüber unerwartet ausbleibendem Kapazitätszubau. Analysen dazu und Ergebnisse für andere Zinssätze und Zeitskalen befinden sich in [INA, Informationsportal: Regelbare Ortsnetztransformatoren, 2015. http://ront.info].</abstract>
    <parentTitle language="deu">3. OTTI-Konferenz : zukünftige Stromnetze für Erneuerbare Energien, Berlin, 26./27. Januar 2016</parentTitle>
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    <author>Bernhard Strohmayer</author>
    <author>Oliver Brückl</author>
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      <value>Netzausbau</value>
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    <publisherName>Energiewirtschaft und Technik, Verl.-Ges.</publisherName>
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    <title language="deu">Kostenminimaler Netzanschluss einer 8-MW-PV-Anlage mithilfe regelbarer Ortsnetztransformatoren</title>
    <abstract language="deu">Die steigende Anzahl der Erzeugungsanlagen (EZA) in den Verteilnetzen zwingt viele Verteilnetzbetreiber zum kostenintensiven Netzausbau. Dabei sind die EZA gemäß EEG am technisch und wirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt anzuschließen. Zur Bestimmung dieses Punktes ist ein Vergleich sinnvoller Netzanschlussvarianten durchzuführen. Regelbare Ortsnetztransformatoren (RONT) erweitern seit Kurzem die Netzanschlussmöglichkeiten, auch auf Mittelspannungsebene. Das Beispiel eines Anschlusses für eine 8-MW-PV-Anlage zeigt, dass der optimale Netzanschluss eine Kombination zwischen RONT, Spannungsblindleistungsregelung, Trennstellenverlagerung und Leitungsverstärkung sein kann. In diesem Fall bemerkenswert ist, dass der RONT-Einsatz die Netzanschlusskosten um rd. 60 % gegenüber einer separaten Anbindung am Umspannwerk reduziert. Die Autoren beschreiben eingangs die Problematik hoher Netzausbaukosten beim Anschluss von Photovoltaik-Flächenanlagen. Das Vorgehen der durchgeführten Netzanalyse im konkreten Fall (Abb.: Grafische Darstellung des südlichen MS-Netzes der Stadtwerke Kehlheim mit angedeuteter Einspeiseleistung) und die 6 analysierten Netzanschlussvarianten werden beschrieben und diskutiert (Abb.: Gegenüberstellung der Investitionen der verschiedenen Netzausbauszenarien). Die oben genannte günstigste Anschlussvariante besteht aus folgender Kombination: Verlegung der vorhandenen Netztrennstelle zwischen zwei 20-kV-Stränge; Verstärkung einer bestehenden Freileitungsstrecke über 1 km; Einsatz von maximal 15RONT sowie Spannungsblindleistungsregelung durch die PV-Flächenanlage.</abstract>
    <parentTitle language="deu">Energiewirtschaftliche Tagesfragen</parentTitle>
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    <author>Oliver Brückl</author>
    <author>Matthias Haslbeck</author>
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      <value>Wirtschaftlichkeitsrechnung</value>
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    <title language="deu">Spannungshaltungsmaßnahmen im Verteilungsnetz : Systemvergleich</title>
    <abstract language="deu">Verteilungsnetzbetreibern stehen mittlerweile viele Maßnahmen zur Behebung des Spannungsbandproblems zur Verfügung. Innovative Konzepte wie der regelbare Ortsnetztransformator werden in vielen Pilotprojekten erprobt. Unklar ist jedoch noch, welche Maßnahmen beziehungsweise Kombinationen langfristig wirtschaftlich am günstigsten sind. Die Ostbayerische Technische Hochschule Regensburg untersucht daher in einem Forschungsprojekt verschiedene Maßnahmen, um sie unter wirtschaftlichen, technischen und energetischen Gesichtspunkten bewerten zu können. Der Beitrag untersucht am Beispiel des Netzmodells eines Dorfnetzes mit zahlreichen Photovoltaikanlagen unterschiedliche Szenarien für die Spannungshaltung, wobei u. a. Maßnahmen wie die Parallelverkabelung, das Einspeisemanagement durch Spitzenlastkappung, die Spannungs-Blindleistungsregelung durch die Erzeugungsanlagen sowie ein RONT (regelbarer Ortsnetztransformator) betrachtet werden. Dabei zeigt sich, dass es keine Maßnahme gibt, die in allen Belangen die günstigste Lösung ist. Es zeichnet sich jedoch ab, dass der RONT in vielen Fällen (abhängig vom Durchdringungsgrad) die günstigste oder zumeist eine günstige Lösung zur Erhöhung der Netzanschlusskapazität darstellt.</abstract>
    <parentTitle language="deu">EW : Magazin für die Energie-Wirtschaft</parentTitle>
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    <title language="eng">Concept for the Use of an Automated Network-Planning in the Distribution Grid Level with Coordination of Various Grid Expansion Measures</title>
    <abstract language="eng">In this thesis, a concept for the automated use of network planning processes, which is part of the decision support system developed in the framework of the EU project CrossEnergy, is presented. This publication focuses on the automatic processing of input data and subsequent network modeling as well as the coordination of network extension measures for the systematic solution of static voltage and current problems. Different variants are calculated in order to be able to compare the design technologies.</abstract>
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    <title language="deu">Liberalisierung von Systemdienstleistungen</title>
    <abstract language="deu">Die Liberalisierung der Blindleistung und Schaffung von regionalen nicht ausschreibungspflichtigen Q-Beschaffungsprozessen ermöglicht vor allem künftig erhebliche Kostenreduktionspotenziale. Allerdings ist die Etablierung mit umfangreichen Eingriffen in den heutigen Normen- und Gesetzesrahmen verbunden. Damit diese Potenziale gehoben werden können, bedarf es einerseits der Möglichkeit der Kostenanrechnung im Rahmen der Netznutzungsentgelte, andererseits eines Anreizsystems, sinnvoll und sorgsam mit Q umzugehen. Grundsätzlich ist vorher gründlich zu untersuchen, ob und ab welchem Zeitpunkt die Liberalisierung der Blindleistung zielführend ist und wie im Detail die Liberalisierung der Blindleistung auszugestalten wäre.</abstract>
    <parentTitle language="deu">Zukünftige Stromnetze für erneuerbare Energien</parentTitle>
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    <title language="deu">Hemmnisse im Verteilnetzausbau und deren Überwindung</title>
    <abstract language="deu">Die Bundesregierung hat ambitionierte Ausbaupfade für die Windenergie und Photovoltaik festgelegt. Allerdings gefährdet vor allem der Verteilnetzausbau und der Netzanschluss der Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) die Erreichung dieser hochgesteckten Ziele. In einem Gutachten im Auftrag der Fraktion von Bündnis 90/DIE GRÜNEN im Bayerischen Landtag identifiziert Prof. Dr.-Ing. Oliver Brückl die wesentlichen Hemmnisse für den beschleunigten Verteilnetzausbau und den Netzanschluss für EE-Anlagen und diskutiert Lösungsansätze in folgenden Bereichen:&#13;
Regulierungsrahmen für die Verteilnetzbetreiber, Genehmigungsverfahren von Netzausbauprojekten, Praxis der Netzintegration von EE-An lagen, Personalkapazitäten, Beschaffung von Betriebsmitteln und Bau von Anlagen, Zertifizierungsprozess für den Netzanschluss von EE-Anlagen.&#13;
Im Rahmen des Gutachtens wurden ca. 35 Interviews mit verschiedenen Stakeholdern geführt: Netzbetreiber und Stadtwerke, Projektierer*innen, Herstellerindustrie, Verbände und Behörden.</abstract>
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    <title language="eng">Influence of wind and solar energy on the frequency of switching operations of On-Load Tap-Changers (OLTC)</title>
    <parentTitle language="eng">Proceedings of the 13th International Scientific Conference Electric Power Engineering 2012, EPE 2012; Vol. 2</parentTitle>
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    <title language="eng">Results of the Research Project Optibiosy: Biogas plants as stabilizers of the power system?</title>
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    <additionalTitle language="deu">Biogasanlagen als Stabilisatoren des Stromsystems?</additionalTitle>
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    <author>J. Schächinger</author>
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    <title language="eng">Use and Programmatic Extension of PowerFactory for the Implementation of Automated Network Planning at the Distribution Grid Level</title>
    <abstract language="eng">In this paper it is presented how the network calculation program PowerFactory is used to implement automated network planning algorithms. PowerFactory’s internal functions and data sets are discussed and it is shown how the functions and data sets have been extended by specially developed scripts to enable the automation of network planning steps. Finally, the methodology applied to calculate grid use cases is briefly discussed.</abstract>
    <parentTitle language="eng">2020 10th International Conference on Advanced Computer Information Technologies (ACIT): 16-18 Sept. 2020</parentTitle>
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    <title language="deu">Netzplanung Mittelspannungsnetze: Abbildung eines innovativen Blindleistungsmanagements, Teil 1 und 2</title>
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    <title language="eng">Automated use of wired measures in grid planning for solving current and voltage band problems</title>
    <abstract language="eng">This work deals with the use of cable exchange and parallel cabling as network expansion measures in the context of an automated grid planning for the elimination of current and voltage band problems in a distribution network. Inter alia, reference is made to a higher-level program, which is being developed in the EU project "CrossEnergy", and the procedures for remedying the limit value violations are presented.</abstract>
    <parentTitle language="eng">Power and Energy Student Summit (PESS) 2019, Magdeburg</parentTitle>
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    <title language="eng">Achieving Optimal Reactive Power Compensation in Distribution Grids by Using Industrial Compensation Systems</title>
    <abstract language="eng">This paper presents a method for integrating industrial consumers owning compensation systems as alternative reactive power sources into grid operating processes. In remuneration, they receive a market-based provision of reactive power. The aim is to analyze the potential of reactive power compensation systems of industrial companies connected to medium-voltage (10 kV–30 kV) AC grids in order to increase the reactive power ability of distribution grids. Measurement methods and reactive power potential results of six industrial companies are presented to characterize the amount and temporal availability of their reactive power potential. The presented approach for using the decentralized reactive power potential is a centralized reactive power control method and is based on optimal power flow (OPF) calculations. An optimization algorithm based on linear programming is used to coordinate a reactive power retrieval tuned to the actual demand. The influencing quantities are the current grid status (voltage and load flow capacity reserves at grid nodes and power lines) and the current reactive power potential of the reactive power sources. The compensation impact of six measured industrial companies on an exemplary medium-voltage grid is shown by an application example.</abstract>
    <parentTitle language="eng">Electricity</parentTitle>
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    <note>Corresponding author: Johannes Rauch</note>
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    <collection role="oaweg" number="">Corresponding author der OTH Regensburg</collection>
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    <title language="eng">Control strategy for industrial reactive power sources depending on a specified reactive power setpoint value</title>
    <abstract language="eng">Industrial plants can provide reactive power (Q) for system- and grid-serving behavior, for which a functioning reactive power management system is essential. To make reactive power retrieval as efficient and safe as possible, the selection of reactive power sources to meet the Q-demand must consider their sensitivities and the restrictions of the industrial grid, such as operating equipment utilization or voltage limits. On this basis, a concept for a sensitivity-based control strategy that manages the reactive power retrieval of multiple reactive power sources depending on a predefined reactive power demand value is proposed. Based on the simulation of an industrial plant in the medium-voltage grid, which can provide reactive power in the form of industrial compensation systems (ICS) and generators, the operation of the algorithm is shown.</abstract>
    <parentTitle language="deu">ETG Kongress 2023: Die Energiewende beschleunigen, 25.-26. Mai 2023, Kassel, Germany</parentTitle>
    <identifier type="isbn">978-3-8007-6108-1</identifier>
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    <author>Philipp Schweiberer</author>
    <author>Johannes Rauch</author>
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    <title language="deu">Q-Dynamik: Blindleistungsstellgeschwindigkeiten im Verteilnetz</title>
    <abstract language="deu">Mit der Energiewende geht eine starke Dezentralisierung der Energieeinspeisung einher. So sind im Deutschland des Jahres 2020 rund 31.000 Windenergieanlagen (WEA) in Betrieb, während bei der Solarenergie vor kurzem die zweimillionste Photovoltaik-Anlage (PVA) installiert wurde. Fast alle diese dezentralen Energieressourcen (DER) sind nach den Einspeiserichtlinien der Vergangenheit und der Gegenwart in der Lage, Blindleistung bereitzustellen, um die Spannung im Netz zu regeln und zum Blindleistungsausgleich beizutragen. Weitere potentielle dezentrale Blindleistungsquellen wie  Blockheizkraftwerke, Kompensationsanlagen und perspektivisch sogar Verbraucher und Speicher sind im Verteilnetz zu finden. Durch den stetigen Rückbau konventioneller Großkraftwerke, welche dem Übertragungsnetz bisher als Blindleistungsquellen zur Verfügung standen, bedarf es einer Untersuchung mit der Fragestellung, in welchem Maß die neue Erzeugungslandschaft auch in diesem Feld als Ersatz dienen kann. Ein mögliches Hindernis für einen breitangelegten Einsatz von DER zu Zwecken des spannungsebenenübergreifenden Blindleistungsmanagements ist mangelndes Wissen über die Regeldynamik dieser verteilten Blindleistungsquellen. Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber, die DER aktiv für Blindleistungsausgleich oder statische Spannungsregelung einsetzen, geben in der Regel ihre Blindleistungsanforderungen in kleineren Stufen mit erheblichen Latenzzeiten zwischen zwei Schritten weiter. Befürchtet wird, dass schnellere Sprünge in der Blindleistungsvorgabe zu instabilen Betriebszuständen oder anderweitigen Fehlfunktionen im Netz führen können. Eine genauere Kenntnis der dynamischen Fähigkeiten vorhandener Blindleistungsquellen sowie der Auswirkungen auf die Netzstabilität und den Netzschutz könnte dazu beitragen, die Geschwindigkeit der Blindleistungsbereitstellung zu optimieren und somit temporäre Spannungsschwankungen und -verluste zu minimieren und die Spannungsstabilität insgesamt zu verbessern. Durch eine entsprechende Regelungs- und Einsatzstrategie kann ein optimales Zusammenspiel der verschiedenen Technologien zur Deckung der Blindleistungsbedarfe für unterschiedliche Zeitbereiche erzielt werden. Hierfür ist eine genaue Kenntnis der Blindleistungsstellgeschwindigkeiten und des dynamischen Regelverhaltens erforderlich. Dieser Beitrag stellt dazu Ergebnisse aus dem Forschungsprojekt „Q-Integral“ vor. Um die relevanten Zeitkonstanten der Blindleistungsbereitstellung vollständig aufzuführen, werden zunächst typische Kommunikationszeiten für die Übermittlung von Sollwerten diskutiert. Anschließend werden Untersuchungen zu theoretischen und praktischen Reaktionszeiten verschiedener Blindleistungsquellen vorgestellt. Dafür werden verschiedene Technologien wie Umrichter für PVA, Batteriespeicher und WEA sowie Synchrongeneratoren, die bei thermischen Kraftwerken die dominierende Technologie sind, betrachtet. Abschließend werden diese Werte mit realen Blindleistungsstellgeschwindigkeiten von ausgedehnten Wind- und Solarkraftwerken verglichen.</abstract>
    <parentTitle language="deu">Zukünftige Stromnetze: 27.-28. Januar 2021, 03.-04. Februar 2021, Tagungsunterlagen</parentTitle>
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    <title language="deu">Konzeptionierung netzplanerischer Prozessansätze zur Ermittlung von Blindleistungskapazitäten zum Ausgleich des Blindleistungsbedarfs in einer Netzregion</title>
    <abstract language="deu">Um einen sicheren und zuverlässigen Stromnetzbetrieb zu gewährleisten, muss die Spannung im Grundfall als auch bei ungeplanten Ausfällen in definierten Bereichen gehalten werden. Im Übertragungsnetz wird hierfür bisher Blindleistung hauptsächlich aus Blindleistungskompensationsanlagen und konventionellen Großkraftwerken eingesetzt. Zukünftig wird nach §12h EnWG eine marktgestützte Beschaffung dieser Dienstleistung zur Spannungsregelung vorgeschrieben. Zugleich verändert sich der Blindleistungsbedarf der Netzbetriebsmittel durch die Integration erneuerbarer Energieanlagen und der Elektromobilität sowie durch den Netzausbau bei Übertragungs- und Verteilungsnetzbetreibern. Es bedarf somit angepasster Netzbetriebs- und Netzplanungskonzepte für ein technisch effizientes und wirtschaftlich günstiges Blindleistungsmanagement. Dieser Beitrag  beschäftigt sich damit, Prozessansätze und Methodiken für ebendieses in der Netzplanung aufzuzeigen, um erforderliche Blindleistungskapazitäten unter minimalen Gesamtkostenaufwand und unter Berücksichtigung einer effizienten Blindleistungsbedarfsdeckung zu bestimmen. Dabei liegt der Fokus verstärkt in der Bedarfsanalyse.</abstract>
    <parentTitle language="deu">Tagungsband Tagung Zukünftige Stromnetze 26./27. Januar 2022 (online)</parentTitle>
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    <title language="deu">Analysis of the correlation behavior between local available information to the overall reactive power of a medium-voltage grid group</title>
    <abstract language="eng">The initiated energy transition leads to extensive changes in the supply of energy. The increasing use of renewable energy causes a shift of the produced power from centralized conventional power plants to decentralized energy plants. Because of this redistribution and the related change of load-flows, new challenges and problems for distribution system operators appear. This includes the integration of new loads and plants into the existing power grid and the guarantee of a high supply security and quality. It also includes strengthened requirements for the use and provision of reactive power. The project “SyNErgie” (“Systemoptimierendes Netz- und Energiemanagement für Verteilungsnetze der Zukunft“) deals with the development of a new reactive power management, which gets embedded in grid planning and controlling processes. One focus of the project is on the integration of decentralized energy plants (DEPs) to the reactive power management. The aim is to develop a decentralized and self-sufficient reactive power control system, which only works with local available information (measures). Therefore is no necessity of a complex communication system to the grid control center. Self-controlled Q-controller in the DEPs get characteristic curves and control the reactive power sources with local measurements (e.g. current, voltage, effective power). This new reactive power control management aims for the reactive power compensation in order to increase the integration capacity of loads and plants in a grid [2]. In order to generate characteristic curves for DEPs, it is necessary to analyze the correlation behavior between the local available measurements at the DEPs and the overall-Q-behavior of the grid group at the transformer. In that regard, influencing quantities should be considered. The aim is to involve und evaluate all relevant influencing quantities in order to determine energy plants and certain operating points, in which the correlation behavior and the prediction for the overall-Q-behavior are sufficient. The next step is to develop a model that fits these correlation behaviors and generate characteristic curves. One method to generate characteristic curves for the Q-controllers is regression analysis. The developed Q-control-system with the characteristic curves will be tested, evaluated and optimized in a following field test in cooperation with distribution system operators.</abstract>
    <parentTitle language="deu">Applied Research Conference - ARC 2017, 7 July 2017 München</parentTitle>
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    <author>Johannes Rauch</author>
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      <value>Integration Erneuerbare Energien</value>
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    <title language="deu">Entwicklung eines Regelkonzeptes für einen optimierten Blindleistungsabruf auf Basis von Blindleistungspotentialanalysen bei Industriebetrieben im Mittelspannungsnetz</title>
    <abstract language="deu">Im Zuge der Energiewende ergibt sich ein Wandel in der Struktur des Elektrizitätsversorgungsnetzes. Die Verschiebung der Erzeugungsleistung von konventionellen Großkraftwerken in höheren Netzebenen hin zu dezentralen erneuerbaren Energieanlagen in niedrigeren Netzebenen resultiert sowohl in bidirektionalen Lastflüssen als auch in schwankenden Einspeisecharakteristiken. Des Weiteren folgen durch den Wegfall von Großkraftwerken als Blindleistungsquellen Leistungsdefizite in der Übertragungsnetzebene, die kompensiert werden müssen. Daraus resultieren Herausforderungen an einen sicheren und zuverlässigen Betrieb der Verteil- und Übertragungsnetze. Neue Konzepte müssen für die Erbringung von Blindleistung entwickelt werden, es soll mehr Blindleistung aus dem Verteilungsnetz zur Verfügung gestellt werden, um die Systemstabilität zu wahren. Im Rahmen des Projektes Q-Integral wird das Thema „Blindleistung“ (Q) ganzheitlich untersucht. Es werden dazu verschiedene Erbringungsoptionen für Blindleistung hinsichtlich technischer und wirtschaftlicher Potentiale untersucht, die in ein funktionales und effizientes Blindleistungsmanagement eingebracht werden. Die Untersuchungsansätze dafür sind sowohl spannungsebenen-übergreifend als auch netzbetreiber-übergreifend. Ein Ansatzpunkt des Projektes ist die Betrachtung der Blindleistungsbereitstellung von Industriebetrieben. Dazu wird das Potential von Betrieben, die an das Verteilnetz angeschlossen sind und Blindleistung durch Kompensations- oder Erzeugungsanlagen bereitstellen können, untersucht. Ziel ist es, das gesicherte und maximale induktive sowie kapazitive Potential zu bestimmen. Das gesicherte kapazitive Potential kann genutzt werden, um Aussagen darüber zu treffen, wie stark dem Spannungsfall im vorgelagerten Netz zu Starklastzeiten entgegengewirkt werden kann. Anhand des gesicherten induktiven Potentials kann ein Spannungsanstieg während Schwachlastzeiten ausgeglichen werden kann. In diesem Beitrag werden Ergebnisse aus dem Projekt Q-Integral vorgestellt. Dazu werden zuerst die Berechnungsgrundlagen der induktiven und kapazitiven Blindleistungspotentiale aufgezeigt und die Ergebnisse der Berechnungen vorgestellt. Die gewonnen Ergebnisse entstammen aus Messungen an einem Industriebetrieb mit Blindleistungskompensationsanlagen (BKA), den entsprechenden Reglern der Anlagen und einer installierten Kompensationsleistung von 1600 kvar. Sowohl die Lastgänge als auch das Schaltverhalten der einzelnen Kompensationsanlagen liegen den Berechnungen zugrunde. Um den Austausch der Blindleistung an der Übergabestelle des Betriebs zum Mittelspannungsnetz netzdienlich einzustellen, bedarf es eines geeigneten Regelkonzepts, das neben den BKAs auch weitere Q-Quellen berücksichtigt. Deshalb wird abschließend ein Regelkonzept vorgestellt, das den technisch-optimierten Blindleistungsabruf unter Berücksichtigung mehrerer Blindleistungsquellen behandelt.</abstract>
    <parentTitle language="deu">Tagungsband Tagung Zukünftige Stromnetze 26./27. Januar 2022 (online)</parentTitle>
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    <author>Philipp Schweiberer</author>
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    <title language="eng">Analysis and optimization of the steady state voltage deviation demand for reactive power planning using installed reactive power sources</title>
    <abstract language="eng">The provision of reactive power is one option for maintaining the grid voltage, that is defined as an ancillary service in Germany. This paper presents an approach for determining deficient voltage deviation demands within an electrical grid for long term reactive power planning investigations. In contrast to previous approaches, which evaluate the Q-behavior of extended ward elements or grid assets, voltage deviations are analyzed bus-specifically. So further reactive power planning investigations are able to scale and optimize additional reactive power sources directly on planning voltage limits using load flow sensitivity techniques. The focus lies on the analysis of the steady state demand at base case conditions. Therefore, a grid planning process is conceptualized. An optimal power flow algorithm based on Differential Evolution is used for an optimal reactive power dispatch of installed reactive power sources, e. g. reactive power compensation systems or (renewable) energy sources to minimize the total voltage deviation according to voltage limits of Transmission System Operators planning principles. Methodological and processuals specifications as well as an application use case with an exemplary transmission system are presented in this paper.</abstract>
    <parentTitle language="eng">NEIS 2022; Conference on Sustainable Energy Supply and Energy Storage Systems, 26-27 September 2022, Hamburg</parentTitle>
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    <title language="eng">Long-term analysis of industrial reactive power potentials with consideration of plant-internal grid restrictions using the example of an industrial plant in a distribution grid</title>
    <abstract language="eng">Since conventional generation plants provide a considerable share of reactive power but are gradually being shut down due to energy transition, leading to power deficits at the transmission grid level, new concepts for the supply of reactive power must be developed. As one possibility for the latter, industrial plants in the distribution grid are considered suitable, as their reactive power potentials can contribute to voltage maintenance and thus to a grid- or system-serving behavior. In this paper, the determination of reactive power potentials provided by industrial compensation systems (ICS) is presented. An industrial plant in the medium voltage grid, with three installed ICSs, is investigated. The potentials are determined and described based on their time characteristics, which provide information about the occurrence and distribution of inductive and capacitive potentials. A grid simulation of the investigated industrial grid is used to analyze the effects of retrieving the reactive power potentials regarding equipment utilizations and voltage limits.</abstract>
    <parentTitle language="eng">NEIS 2022; Conference on Sustainable Energy Supply and Energy Storage Systems, 26-27 September 2022, Hamburg</parentTitle>
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    <author>Philipp Schweiberer</author>
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    <title language="eng">Methodology for long-term reactive power forecasts of medium-voltage grids</title>
    <abstract language="eng">Understanding and assessing the long-term behavior of reactive power is crucial for power system planning and invest-ment decisions. This is particularly growing relevant for the lower voltage-grid levels, which are gaining importance due to significant changes in grid behavior, operational strategies, energy generation and consumption patterns. Currently, standardized methodologies for forecasting reactive power in medium-voltage grids are lacking, creating a gap in research and practical applications. To optimize grid investments and expansions, informed decisions based on reliable research and accurate forecasts are essential. This paper presents a methodology for long-term reactive power forecasting in me-dium-voltage grids, introducing a new approach to account for low- and medium-voltage grid interactions while address-ing common challenges like limited available grid data and scenario framework definition. The aim of the forecast is the future reactive power behaviour of a medium-voltage-grid at the high-voltage side of the high-voltage to medium-voltage transformer. The medium-voltage-level is modelled using a grid model approach, while low-voltage grids are being mod-elled using generic distribution grids. A 209-bus medium-voltage-grid model is used as an application example and to provide two exemplary use cases for a reactive power forecast for 2045.</abstract>
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    <title language="eng">Proposing an Optimization Model for a techno-economic Evaluation of Energy Storage Systems</title>
    <abstract language="eng">During the global energy crisis in 2022, electricity prices increased drastically. This lead, together with an overall higher price volatility to possibly higher electrical energy &#13;
storage system (ESS) profitability. To test if the investment in an ESS can now be more profitable, an approach for a techno-economic evaluation of ESS is presented in this paper, using an optimization algorithm to determine the optimal way of covering a load flow profile with electricity trading products on the electricity market with and without the use of an energy storage system. The cost differences between using or not using &#13;
the storage system are assumed to be the profits of the ESS, which must exceed the (interest-bearing) investment costs over its lifetime. The correct way of operation of the optimization model is validated and several storage sizes and capacities as well as several years of the electricity market data was analyzed, once with a perfect forecast of all prices of the electricity trading products and once with a forecast based on the previous years purchasing strategy. &#13;
The results show that, using the prognosis and a 2 % p.a. interest rate, only the storage combinations for 2.5 MWh/ 2.5 MW and 1 MWh/ 1 MW show profitability in 2023, whereas 2017 and 2020 show no profitability.</abstract>
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    <title language="eng">Challenges and Approaches for Long-Term Reactive Power Forecasting in Power Systems</title>
    <abstract language="eng">The transition from fossil fuels to renewable energy sources is driving profound changes across all voltage levels of the electrical grid, altering active power (P) as well as reactive power (Q) behavior. This transformation involves a shift from predominantly top-down, unidirectional electricity flows to bidirectional and increasingly complex flow patterns, fundamentally altering the operation and utilization of power systems. Many countries are already reporting notable changes in their transmission grid Q. This can lead to increased costs for grid expansion and compensation equipment, as well as grid losses. To minimize these losses and ensure grid stability and efficiency, understanding and forecasting Q long-term becomes essential. This paper addresses the challenges of long-term (1-20 years) Q forecasting in general by analyzing Q behavior in grids, the main influencing grid parameters, and reviewing existing forecasting approaches. It evaluates the applicability of these approaches and highlights current research gaps and trends. By focusing on this underexplored area, the paper aims to support the development of more advanced and reliable long-term Q forecasting techniques.</abstract>
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    <title language="eng">Optimal Reactive Power Planning by covering deficient voltage demands with additional reactive power sources using a sensitivity approach</title>
    <abstract language="eng">The determination of the optimal location, types and size of additional required reactive power sources is a main interest of Reactive Power Planning (RPP) investigations and of this paper. The planning problem addresses the maintenance of voltage stability, which is an ancillary service in Germany, and can be formulated as a mixed-integer optimization prob-lem. The aim of this work is a techno-economically efficient coverage of the deficient steady state voltage deviation demands (VDD) by placing new reactive power sources with adequate size or extending the reactive power potential of existing sources. An optimization model is set up to solve the planning problem by using load flow voltage sensitivities, which quantify and evaluate the technical efficiency of new reactive power sources in relation to the present voltage deviation demands. Operating and investment costs are used as economic decision parameters. Within an application example, which is carried out with an exemplary transmission system, the solution of the planning problem is discussed.</abstract>
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    <title language="eng">Assessing the techno-economic impact of district heating on electrical distribution grid reinforcements</title>
    <abstract language="eng">Enhanced sector coupling across electricity, mobility, and heating sectors leads to higher efforts for distribution grid upgrades. Based on a case study, this paper evaluates the role of district heating networks in reducing electrical distribution grid reinforcements and compares their economic viability against a building-specific heat supply using heat pumps. A detailed energy system model is used to analyze two building energy renovation scenarios: a business-as-usual scenario with a 1 % annual renovation rate and an ambitious scenario with a rate of 2 %. Using a two-step optimization, the impact of different district heating network penetration levels on the distribution grid is evaluated, followed by an ex-post analysis to incorporate a simultaneity factor into district heating networks. Overall, district heating networks can reduce distribution grid reinforcements, but the associated savings alone do not justify their construction, particularly in the ambitious renovation scenario. In the business-as-usual scenario, a district heating network can reduce reinforcement costs by up to 71 %. However, in the ambitious scenario, grid reinforcements are already reduced due to lower heat peak demand, and the maximal reinforcement cost savings only amount to 35 %. Compared economically, district heating networks are cost-competitive with building-specific heating only in the business-as-usual scenario, up to a heat supply share of 70 % and in the ambitious scenario, up to 40 %. In both scenarios, a district heating network can be a robust solution to lower macroeconomic costs for a carbon-neutral heat supply.</abstract>
    <parentTitle language="eng">Advances in Applied Energy</parentTitle>
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    <author>Jerry Lambert</author>
    <author>Hermann Kraus</author>
    <author>Markus Doepfert</author>
    <author>Miaomiao He</author>
    <author>David Gschossmann</author>
    <author>Amedeo Ceruti</author>
    <author>Isabell Nemeth</author>
    <author>Oliver Brückl</author>
    <author>Thomas Hamacher</author>
    <author>Hartmut Spliethoff</author>
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      <value>Energy system optimization</value>
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      <value>Distribution grid</value>
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      <value>District heating</value>
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      <value>Benchmark</value>
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    <collection role="oaweg" number="">Gold Open Access- Erstveröffentlichung in einem/als Open-Access-Medium</collection>
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    <collection role="persons" number="bruecklfenes">Brückl, Oliver (Prof. Dr.) - FENES / Forschungsgruppe Energienetze</collection>
    <collection role="institutes" number="">Forschungsstelle für Energienetze und Energiespeicher (FENES) / Forschungsgruppe Energienetze</collection>
    <collection role="DFGFachsystematik" number="1">Ingenieurwissenschaften</collection>
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    <completedDate>2026-03-16</completedDate>
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    <thesisDateAccepted>--</thesisDateAccepted>
    <title language="deu">Interpretation von P-Q-Wolken als Hilfsmittel zur Bewertung von Mittelspannungsnetzen</title>
    <abstract language="deu">Zwischen Übertragungs-/Verteilungsnetzbetreibern bestehen Vereinbarungen in&#13;
Form von Verträgen und Richtlinien (z.B. DCC), die das zulässige Wirk- und&#13;
Blindleistungs-Verhalten (P-Q-Verhalten) beschreiben. Beim Blindleistungsverhalten&#13;
werden i. d. R. zulässige cosφ-Bereiche definiert. Typische Werte sind hierfür&#13;
cosφ ≤ 0,95 für den I. und II. Quadranten sowie cosφ ≤ 0,925 für den III. Quadranten.&#13;
Der IV. Quadrant ist unzulässig. Netzstruktur, Verbraucher und Erzeuger&#13;
beeinflussen das P-Q-Verhalten, weshalb die Einhaltung der cosφ-Grenzwerte bei&#13;
sich ändernden Faktoren zu prüfen und ggf. Gegenmaßnahmen (z. B. Installation&#13;
von Kompensationsdrosseln) zu ergreifen sind.&#13;
Ziel dieser Veröffentlichung ist es, geeignete Parameter zu identifizieren und zu&#13;
beschreiben, die einen Einfluss auf das P-Q-Verhalten und damit auf die Form der PQ-&#13;
Wolke einer MS-Netzgruppe (MS-NG) aufweisen. Abbildung 1 zeigt eine&#13;
beispielhafte P-Q-Wolke. Um die P-Q-Wolken verschiedener MS-Netze vergleichbar&#13;
zu machen, wurden die P- und Q-Werte auf die jeweilige Bemessungsleistung der&#13;
versorgenden Umspannwerktransformatoren (UWT) normiert (diese beträgt&#13;
einheitlich 40 MVA). Die P-Q-Wolke besteht dabei aus allen ¼-h-Messwerten der&#13;
Summenlast am UWT innerhalb eines Jahres. Als Linien angedeutet sind beispielhaft&#13;
zulässige cosφ-Grenzen je Quadrant.</abstract>
    <parentTitle language="deu">4. OTTI Konferenz: Zukünftige Stromnetze 31.01- 01.02.2017, Berlin</parentTitle>
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    <author>Oliver Brückl</author>
    <author>Matthias Haslbeck</author>
    <author>Bettina Vogl</author>
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      <value>Blindleistung, P-Q-Wolke, Mittelspannungsnetz</value>
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    <publishedYear>2016</publishedYear>
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    <completedDate>2016-09-09</completedDate>
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    <title language="deu">Zukünftige Bereitstellung von Blindleistung und anderen Maßnahmen für die Netzsicherheit : Endbericht zum Dienstleistungsauftrag</title>
    <abstract language="deu">Der Zweck dieser Studie liegt darin, aufzuzeigen, welche neuen Herausforderungen für den sicheren Netzbetrieb durch den Ausbau der erneuerbaren Energien entstehen und wie diesen zu begegnen ist. Dabei sind praxisnahe Handlungsempfehlungen abzuleiten und Vorschläge für erforderliche Anpassungen zu unterbreiten. Gegenstand der Be-trachtungen sind die&#13;
- Blindleistung,&#13;
- Kurzschlussleistung,&#13;
- Momentanreserve und der&#13;
- Netzwiederaufbau. &#13;
Im Fokus dieser Betrachtungen steht allerdings die Bereitstellung der Blindleistung. Konkret soll diese Studie dazu folgende drei Leitfragen beantworten:&#13;
- Werden die Potenziale der vorhandenen Technologien schon heute kosteneffi-zient genutzt?&#13;
- Lässt sich mehr Kosteneffizienz durch eine transparentere und mehr marktge-stützte Beschaffung erzielen?&#13;
- Welche Anreize wären zu setzen, um die notwendige Mindesterzeugung konven-tioneller Kraftwerke zu reduzieren.&#13;
Alle drei Leitfragen münden letztlich in der übergeordneten Zielsetzung, eine höchst-mögliche Kosteneffizienz bei der Bereitstellung von SDL zu erlangen.</abstract>
    <identifier type="url">https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/zukuenftige-bereitstellung-von-blindleistung-und-anderen-massnahmen-fuer-die-netzsicherheit.pdf?__blob=publicationFile&amp;v=9</identifier>
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    <author>Oliver Brückl</author>
    <author>Johannes Eller</author>
    <author>Florian Habler</author>
    <author>Tobias Sator</author>
    <author>Thomas Sippenauer</author>
    <author>Bernhard Strohmayer</author>
    <author>Johannes Stuber</author>
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      <value>Blindleistung</value>
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    <collection role="institutes" number="">Forschungsstelle für Energienetze und Energiespeicher (FENES) / Forschungsgruppe Energienetze</collection>
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    <completedDate>2026-03-16</completedDate>
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    <thesisDateAccepted>--</thesisDateAccepted>
    <title language="eng">Long-term reactive power forecasting power grids – Challenges and methodologies</title>
    <abstract language="eng">The transition of power systems from fossil fuels to renewable energy sources is driving profound changes across all voltage levels of the electrical grid, altering active power (P) as well as reactive power (Q) behavior. This transformation involves a shift from predominantly top-down, unidirectional electricity flows to bidirectional and increasingly complex flow patterns, fundamentally altering the operation and utilization of power systems. The growing integration of distributed energy resources (DERs), heat pumps (HPs), and electric vehicles (EVs) is particularly impacting lower voltage levels, which are evolving from traditionally consumer-dominated networks into active participants in energy dynamics. These developments have a significant influence on reactive power behavior, with many countries already reporting notable changes due to increased Q contributions from lower voltage levels. As bidirectional flows and decentralized generation increase, understanding and forecasting reactive power trends at these voltage levels becomes essential for ensuring grid stability and efficiency. This paper addresses the challenges of long-term Q forecasting in general by analyzing reactive power behavior in grids, the main influencing grid parameters and introducing existing approaches and concepts, analyzing their applicability, and discussing the associated challenges and methodologies. By shedding light on this underexplored area, the study aims to contribute to the development of advanced long-term reactive power forecasting methods and highlighting research trends.</abstract>
    <parentTitle language="eng">Applied Research Conference - ARC 04.07.2025, Augsburg</parentTitle>
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    <author>Marion Hinterreiter</author>
    <author>Johannes Rauch</author>
    <author>Oliver Brückl</author>
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      <value>Blindleistungsprognose, long-term, medium voltage grid</value>
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    <title language="deu">Zukünftige Beschaffung von Blindleistung II : Endbericht zum Dienstleistungsauftrag</title>
    <abstract language="deu">Die vorliegende Studie befasst sich mit der Ermittlung des Bedarfs an Blindleistung für das gesamte deutsche Stromnetz auf Grundlage des NEP 2030 (2019) bis zum Jahr 2035. Die Verteilungsnetze werden dabei in ihrem Blindleistungsverhalten möglichst realitätsnah nachgebildet. Neben Maßnahmen zur Senkung des Blindleistungsbedarfs werden Möglichkeiten zur effizienten Deckung aufgezeigt. Darüber hinaus werden die mit der Blindleistungsbereitstellung verbundenen Kosten sowie die Methodik der Be-darfsermittlung beleuchtet.</abstract>
    <identifier type="url">https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/blindleistungsstudie-ii.pdf?__blob=publicationFile&amp;v=1</identifier>
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    <author>Oliver Brückl</author>
    <author>Johannes Eller</author>
    <author>Christian Adelt</author>
    <author>David Gschossmann</author>
    <author>Hermann Kraus</author>
    <author>Johannes Rauch</author>
    <author>Thomas Sippenauer</author>
    <author>Andreas Susewind</author>
    <author>Matthias Wildfeuer</author>
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      <value>Blindleistung</value>
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    <completedDate>2018-02-01</completedDate>
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    <thesisDateAccepted>--</thesisDateAccepted>
    <title language="deu">Neues Forschungsprojekt  für Biogasanlagen gestartet</title>
    <abstract language="deu">Wie können Biogasanlagen nach dem Auslaufen des EEG noch wirtschaftlich betrieben&#13;
werden? Mit dieser Frage, der Untersuchung der Potenziale und Entwicklung eines Optimierungsmodells für Biogasanlagen im Kontext des zukünftigen Stromsystems beschäftigt sich seit September 2018 ein interdisziplinäres Forscherteam der OTH Regensburg,&#13;
der OTH Amberg-Weiden und des Instituts für Energietechnik IfE GmbH im Rahmen des&#13;
Projekts OPTIBIOSY.</abstract>
    <parentTitle language="deu">SPEKTRUM</parentTitle>
    <subTitle language="deu">Entwicklung eines Optimierungsmodells</subTitle>
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    <author>Oliver Brückl</author>
    <author>Ulrike Mayer</author>
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      <value>Biogas, Optimierung</value>
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    <completedDate>2023-12-31</completedDate>
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    <thesisDateAccepted>--</thesisDateAccepted>
    <title language="deu">Netzstützung und Systemdienstleistungserbringung durch eine Industriezelle mit Inselnetzfähigkeit und Erneuerbaren Energien : Schlussbericht zum Verbundvorhaben: INZELL : Projektlaufzeit: 01.06.2020-31.12.2023</title>
    <abstract language="deu">Infolge der Verdrängung von konventionellen Großkraftwerken im Kontext nationaler Klimaschutzbemü-hungen entstehen offene Flanken im Bereich der Systemsicherheit. Um weiterhin eine hohe Qualität, Zuverlässigkeit und Sicherheit bei der Stromübertragung und -verteilung zu gewährleisten, müssen ins-besondere:&#13;
• bei der Bereitstellung von Blindleistung im Übertragungsnetz, wo trotz Zunahme der Vorhaltung steigende Defizite im Blindleistungshaushalt für die Zukunft vorhergesagt werden [1],&#13;
• der Momentanreserve, die nicht mehr systemimmanent in vielen Erzeugungs- und Bezugsanla-gen vorhanden ist und&#13;
• dem Netzwiederaufbau (NWA), der bislang mittels Großkraftwerke geplant ist,&#13;
neue Maßnahmen zum Schließen der Lücken gefunden werden.&#13;
Aufgrund zunehmend kostensensitiver Fertigungsprozesse bei deutschen Industriebetrieben besteht die Anforderung an eine hohe Zuverlässigkeit der Stromversorgung. Da sowohl länger andauernde Versor-gungsausfälle als auch Spannungseinbrüche des öffentlichen Versorgungsnetzes zu hohen Kosten durch Produktionsstillstand und Schäden führen können, wird auch der Aspekt der Eigenabsicherung bzw. der höheren Versorgungsqualität bedeutender. Des Weiteren sind speziell energieintensive Industrieunter-nehmen gefordert, die zum Teil bisweilen bereits bestehende Eigenerzeugung weiter auszubauen und Flexibilitäten zu erschließen, um unabhängiger von hohen Strombezugskosten zu sein.</abstract>
    <identifier type="doi">10.2314/KXP:1928854451</identifier>
    <identifier type="urn">urn:nbn:de:bvb:898-opus4-89261</identifier>
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    <author>Oliver Brückl</author>
    <author>Ludwig Brey</author>
    <author>Johannes Schächinger</author>
    <author>Markus Henneke</author>
    <author>Florian Eigenstetter</author>
    <author>Carolin Vogel</author>
    <author>Antja Ufkes</author>
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      <value>Inselnetzbetrieb, Industrienetz</value>
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