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    <abstract language="deu">Bericht mit Forschungsprojekten aus verschiedenen Bereichen der OTH Regensburg mit dem Schwerpunktthema "Künstliche Intelligenz" und einem Gespräch zur "Medizin der Zukunft"</abstract>
    <subTitle language="deu">Thema: Künstliche Intelligenz</subTitle>
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      <title>Forschungsberichte der OTH Regensburg</title>
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    <title language="deu">neos - NetzEntwicklungsOffensive Strom - Schlussbericht</title>
    <abstract language="deu">Im Zuge der Energiewende werden die erneuerbaren Energien zur tragenden Säule unserer Stromversorgung. Bis 2025 sollen bundesweit 40-45 % des Stroms aus erneuerbaren Quellen stammen, bis 2050 sogar 80 %. Dabei wird der erzeugte Strom hauptsächlich aus Wind und Sonne stammen. Im Norden der Bundesrepublik wird Wind die Erzeugung dominieren, während im Süden, insbesondere in Bayern der Strom vornehmlich aus Photovoltaik gewonnen werden wird. Um die Ziele der Energiewende zu erreichen, wird neben den ausreichenden Erzeugungskapazitäten auch eine leistungsfähige Infrastruktur zur Verteilung und Nutzung des erneuerbaren Stroms notwendig sein. Planbarkeit und Sicherung der Versorgungsqualität bei zunehmenden Anteilen von volatiler Erzeugung werden dabei zu einer immer größeren Herausforderung. Das Projekt neos hat im engen Verbund mit den beteiligten Partnern wichtige tagesaktuelle Fragestellungen wissenschaftlich erörtert und untersucht, die sich durch die laufende Transformation des Energiesystems und den rasanten Ausbau der Anlagen zur erneuerbaren Energieerzeugung den Projektpartnern stellen.</abstract>
    <subTitle language="deu">Projektlaufzeit: 01.09.2017 – 31.12.2021; gefördert durch Bayerisches Staatsministerium für Wirtschaft, Landesentwicklung und Energie</subTitle>
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    <author>Maksym Klitsman</author>
    <author>Lars Staudacher</author>
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    <title language="deu">Blindleistungsmanagement in Mittelspannungsnetzen</title>
    <abstract language="deu">Die Energiewende führt zu neuen Herausforderungen für Verteilungsnetzbetreiber hinsichtlich der Erbringung von Systemdienstleistungen, der Integrationsfähigkeit weiterer Erzeugungsanlagen und Lasten sowie bei der Gewährleistung einer hohen Versorgungssicherheit. Die Deckung der steigenden Blindleistungsbedarfe seitens der Netzbetriebsmittel, Verbraucher und Erzeuger gewinnt durch den Wegfall der Großkraftwerke für Netzbetreiber zunehmend an Bedeutung.Das abgeschlossene und vom BMWi geförderte Projekt SyNErgie (Laufzeit von 03/2015 bis 05/2018) beschäftigt sich mit der Entwicklung von Blindleistungsmanagementsystemen für Mittelspannungsnetze (MS-Netze). Ziel dabeiist es, das bisher ungenutzte, freie Blindleistungspotenzial betrieblicher Kompensationsanlagen und dezentraler Erzeugungsanlagen (allg.: Q-Quellen) zu nutzen, um die Blindleistungsänderungsfähigkeit 1 eines Verteilungsnetzes zu erhöhen. Diese Veröffentlichung stellt ausgewählte Einzelergebnisse und Erfahrungen des Projektes vor, welche u. a. über zahlreiche Messungen inMS-Netzen bei Firmen mit Anschlusspunkt in der MS-Ebene, Netzsimulationen und mathematische Modelle abgeleitet wurden.</abstract>
    <parentTitle language="deu">Zukünftige Stromnetze 2019, 30.-31.Jan.2019, Berlin</parentTitle>
    <subTitle language="deu">Ergebnisse des Forschungsprojekts SyNErgie</subTitle>
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    <title language="deu">Plädoyer für die wettbewerbliche Bereitstellung von Blindleistung</title>
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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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    <identifier type="isbn">978-3-8007-5651-3</identifier>
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    <author>Rebecca Goetz</author>
    <author>Johannes Rauch</author>
    <author>Oliver Brückl</author>
    <collection role="institutes" number="FakEI">Fakultät Elektro- und Informationstechnik</collection>
    <collection role="othforschungsschwerpunkt" number="16312">Energie und Mobilität</collection>
    <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>
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    <publishedYear>2018</publishedYear>
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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>
    <author>Oliver Brückl</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>
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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>
    <licence>Keine Lizenz - Es gilt das deutsche Urheberrecht: § 53 UrhG</licence>
    <author>Hermann Kraus</author>
    <author>David Gschoßmann</author>
    <author>Oliver Brückl</author>
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    <collection role="othforschungsschwerpunkt" number="16312">Energie und Mobilität</collection>
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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>
    <author>Matthias Haslbeck</author>
    <author>Oliver Brückl</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>
    <identifier type="isbn">978-3-945088-83-8</identifier>
    <enrichment key="OtherSeries">KTBL-Schrift ; 524</enrichment>
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    <author>Oliver Brückl</author>
    <author>M. Wildfeuer</author>
    <author>J. Schächinger</author>
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      <language>deu</language>
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      <value>Biogasanlage</value>
    </subject>
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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>
    <identifier type="isbn">978-3-948176-12-9</identifier>
    <identifier type="urn">urn:nbn:de:bvb:898-opus4-55632</identifier>
    <identifier type="doi">10.35096/othr/pub-5563</identifier>
    <enrichment key="ConferenceStatement">Zukünftige Stromnetze, 2021, Berlin</enrichment>
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    <author>Thomas Sippenauer</author>
    <author>Oliver Brückl</author>
    <author>Markus Henneke</author>
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      <value>Netzplanung</value>
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      <value>Flexibilität</value>
    </subject>
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      <value>Manipulationsrisiken</value>
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      <language>deu</language>
      <type>uncontrolled</type>
      <value>Feldversuch</value>
    </subject>
    <collection role="institutes" number="FakEI">Fakultät Elektro- und Informationstechnik</collection>
    <collection role="othforschungsschwerpunkt" number="16312">Energie und Mobilität</collection>
    <collection role="persons" number="bruecklfenes">Brückl, Oliver (Prof. Dr.) - FENES / Forschungsgruppe Energienetze</collection>
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    <thesisPublisher>Ostbayerische Technische Hochschule Regensburg</thesisPublisher>
    <file>https://opus4.kobv.de/opus4-oth-regensburg/files/5563/Sippenauer_FlexibilitaetNetzplanung_2021.pdf</file>
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    <publishedYear>2020</publishedYear>
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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>
    <identifier type="isbn">978-3-948176-07-5</identifier>
    <identifier type="urn">urn:nbn:de:bvb:898-opus4-55592</identifier>
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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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    <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>
    <author>Olaf Portner</author>
    <author>Gerhard Hinz</author>
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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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    <author>Oliver Brückl</author>
    <author>Nils Dalisson</author>
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    <author>Matthias Haslbeck</author>
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    <collection role="ddc" number="621">Angewandte Physik</collection>
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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>
    <parentTitle language="eng">NEIS 2019 : Conference on Sustainable Energy Supply and Energy Storage Systems, Hamburg 19.09.2019 - 20.09.2019</parentTitle>
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    <author>Hermann Kraus</author>
    <author>Oliver Brückl</author>
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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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    <author>Matthias Haslbeck</author>
    <author>Oliver Brückl</author>
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