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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>
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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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      <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>
    <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>
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      <value>Manipulationsrisiken</value>
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      <value>Feldversuch</value>
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    <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>
    <thesisPublisher>Ostbayerische Technische Hochschule Regensburg</thesisPublisher>
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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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    <author>Thomas Sippenauer</author>
    <author>Oliver Brückl</author>
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      <value>Netzplanung</value>
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      <value>Netzanalyse</value>
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    <thesisPublisher>Ostbayerische Technische Hochschule Regensburg</thesisPublisher>
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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>
    <identifier type="isbn">978-3-948176-07-5</identifier>
    <identifier type="urn">urn:nbn:de:bvb:898-opus4-55629</identifier>
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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>
    <identifier type="isbn">978-3-943891-63-8</identifier>
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    <author>Bernhard Strohmayer</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>
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    <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>
    <author>Bernhard Strohmayer</author>
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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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    <enrichment key="ConferenceStatement">Konferenz: NEIS 2019 - Conference on Sustainable Energy Supply and Energy Storage Systems 19.09.2019 - 20.09.2019 in Hamburg, Deutschland</enrichment>
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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>
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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>
    <subTitle language="eng">Electric Power Engineering</subTitle>
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    <author>Markus Riepl</author>
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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>
    <author>Oliver Brückl</author>
    <author>Mark Becker</author>
    <author>Raphael Lechner</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>
    <identifier type="doi">10.1109/ACIT49673.2020.9208900</identifier>
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    <title language="deu">Netzplanung Mittelspannungsnetze: Abbildung eines innovativen Blindleistungsmanagements, Teil 1 und 2</title>
    <parentTitle language="deu">ew - Magazin für die Energiewirtschaft</parentTitle>
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    <author>Matthias Haslbeck</author>
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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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    <author>Hermann Kraus</author>
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    <author>Georg Scharfenberg</author>
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    <author>Christina Artmann</author>
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    <author>Sean Patrick Saßmannshausen</author>
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    <author>Karsten Weber</author>
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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>
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    <note>Corresponding author: Johannes Rauch</note>
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    <enrichment key="Kostentraeger">SyNErgie, FKZ: 03ET7537E</enrichment>
    <enrichment key="opus.source">publish</enrichment>
    <licence>Creative Commons - CC BY - Namensnennung 4.0 International</licence>
    <author>Johannes Rauch</author>
    <author>Oliver Brückl</author>
    <subject>
      <language>deu</language>
      <type>uncontrolled</type>
      <value>Blindleistung</value>
    </subject>
    <subject>
      <language>deu</language>
      <type>uncontrolled</type>
      <value>Blindleistungsmanagement</value>
    </subject>
    <subject>
      <language>deu</language>
      <type>uncontrolled</type>
      <value>Industriebetriebe</value>
    </subject>
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      <language>eng</language>
      <type>uncontrolled</type>
      <value>Optimal Power Flow</value>
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      <language>eng</language>
      <type>uncontrolled</type>
      <value>Reactive Power</value>
    </subject>
    <collection role="institutes" number="FakEI">Fakultät Elektro- und Informationstechnik</collection>
    <collection role="oaweg" number="">Gold Open Access- Erstveröffentlichung in einem/als Open-Access-Medium</collection>
    <collection role="othforschungsschwerpunkt" number="16312">Energie und Mobilität</collection>
    <collection role="oaweg" number="">Corresponding author der OTH Regensburg</collection>
    <collection role="persons" number="bruecklfenes">Brückl, Oliver (Prof. Dr.) - FENES / Forschungsgruppe Energienetze</collection>
    <collection role="funding" number="">Publikationsfonds der OTH Regensburg</collection>
    <collection role="institutes" number="">Forschungsstelle für Energienetze und Energiespeicher (FENES) / Forschungsgruppe Energienetze</collection>
    <thesisPublisher>Ostbayerische Technische Hochschule Regensburg</thesisPublisher>
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