TY - CHAP A1 - Haslbeck, Matthias A1 - Rauch, Johannes A1 - Brückl, Oliver A1 - Bäsmann, Rainer A1 - Günther, Andreas A1 - Rietsche, Hansjörg A1 - Tempelmeier, Achim T1 - Blindleistungsmanagement in Mittelspannungsnetzen BT - Ergebnisse des Forschungsprojekts SyNErgie T2 - Zukünftige Stromnetze 2019, 30.-31.Jan.2019, Berlin N2 - 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. Y1 - 2019 UR - https://www.fenes.net/wp-content/uploads/2019/03/SyNErgie_Paper_2019_Kreuzer_Blindleistungsmanagement_MSNetze.pdf SP - 170 EP - 182 ER - TY - JOUR A1 - Brückl, Oliver T1 - Plädoyer für die wettbewerbliche Bereitstellung von Blindleistung JF - ew - Magazin für die Energiewirtschaft - Spezial: Digitalisierung Y1 - 2018 UR - https://emagazin.ew-magazin.de/de/profiles/a21024e15cd4/editions/dd6db0d02570767aa71f VL - 117 IS - 1 SP - 46 EP - 48 PB - VDE Verlag ER - TY - CHAP A1 - Rauch, Johannes A1 - Brückl, Oliver T1 - Entwicklung eines Regelverfahrens für einen optimierten und zentralen Blindleistungsabruf zur Beeinflussung des Blindleistungshaushaltes von Mittelspannungsverteilungsnetzen unter Einhaltung von Netzrestriktionen T2 - Zukünftige Stromnetze, 30.-31.Jan.2019, Berlin Y1 - 2019 SP - 421 EP - 437 PB - Conexio CY - Pforzheim ER - TY - CHAP A1 - Goetz, Rebecca A1 - Rauch, Johannes A1 - Brückl, Oliver ED - Schulz, Detlef T1 - Techno-economic analysis of reactive power sources T2 - NEIS 2021, Conference on Sustainable Energy Supply and Energy Storage Systems: Hamburg, 13.-14. September 2021 N2 - 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. Y1 - 2021 UR - https://ieeexplore.ieee.org/document/9698281/ SN - 978-3-8007-5651-3 SP - 286 EP - 291 PB - VDE-Verlag ER - TY - CHAP A1 - Haslbeck, Matthias A1 - Brückl, Oliver T1 - Netzplanungsprozess zur dezentralen Nutzung von Blindleistungsquellen in Verteilungsnetzen T2 - Tagungsband der Fachtagung "Zukünftige Stromnetze für erneuerbare Energien" am 30./31. Januar 2018 in Berlin N2 - 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. Y1 - 2018 UR - https://www.fenes.net/wp-content/uploads/2019/03/SyNErgie_Paper_2018_Haslbeck_Netzplanungsprozess.pdf ER - TY - CHAP A1 - Klitsman, Maksym A1 - Brückl, Oliver A1 - Eller, Johannes ED - Schulz, Detlef T1 - Analysis and simulation of the population driving behaviour and charging processes at different charging station types with electric vehicles T2 - NEIS 2021, Conference on Sustainable Energy Supply and Energy Storage Systems: 13-14. September 2021, Hamburg N2 - 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. Y1 - 2021 SN - 978-3-8007-5651-3 SP - 254 EP - 260 PB - VDE-Verlag ER - TY - CHAP A1 - Kreuzer, Reinhard A1 - Haslbeck, Matthias A1 - Brückl, Oliver T1 - Modellierung von Mittelspannungsnetzen zur verbesserten Nachbildung von Wirk- und Blindleistungsflüssen T2 - Tagungsband der Fachtagung "Zukünftige Stromnetze für erneuerbare Energien" am 30./31. Januar 2018 in Berlin N2 - 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. Y1 - 2018 UR - https://www.fenes.net/wp-content/uploads/2019/03/SyNErgie_Paper_2018_Kreuzer_Modellierung_MSNetze.pdf ER - TY - CHAP A1 - Kraus, Hermann A1 - Gschoßmann, David A1 - Brückl, Oliver T1 - Automatisierung von Netzplanungsprozessen in der Verteilnetzebene – Q(U)- und cosj(P)-Blindleistungsregelung dezentraler Anlagen als spannungshaltende Netzausbaumaßnahmen T2 - Tagungsband Zukünftige Stromnetze 2019, 30.-31.Jan.2019, Berlin N2 - 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. Y1 - 2019 SP - 407 EP - 420 PB - Connexio CY - Pforzheim ER - TY - CHAP A1 - Berling, Andreas A1 - Haslbeck, Matthias A1 - Brückl, Oliver T1 - Interpretation und Relevanz verschiedener Blindleistungsarten für die Modellierung von Niederspannungsnetzen in der Netzplanung T2 - Tagungsband der Fachtagung "Zukünftige Stromnetze für erneuerbare Energien" am 30./31. Januar 2018 in Berlin Y1 - 2018 UR - https://www.fenes.net/wp-content/uploads/2019/03/SyNErgie_Paper_2018_Berling_Blindleistungsarten.pdf ER - TY - CHAP A1 - Rauch, Johannes A1 - Klitsman, Maksym A1 - Haslbeck, Matthias A1 - Brückl, Oliver T1 - Entwicklung von Methoden zur Prognose der Blindleistungsbilanz von Mittelspannungsnetzen zur Steuerungeines dezentralen Blindleistungsabrufs T2 - Tagungsband der Fachtagung Zukünftige Stromnetze 2019, Berlin Y1 - 2019 UR - https://www.fenes.net/wp-content/uploads/2019/03/SyNErgie_Paper_2018_Rauch_Blindleistungsprognose.pdf SP - 524 EP - 535 ER - TY - CHAP A1 - Brückl, Oliver A1 - Wildfeuer, M. A1 - Schächinger, J. T1 - Systemdienstleistungen durch Biogasanlagen T2 - Biogas in der Landwirtschaft - Stand und Perspektiven: 7. FNR/KTBL-Onlinetagung 29.-30.09.2021, Darmstadt KW - Biogasanlage Y1 - 2021 SN - 978-3-945088-83-8 SP - 92 EP - 101 CY - Darmstadt ER - TY - CHAP A1 - Strohmayer, Bernhard A1 - Brückl, Oliver T1 - Systemvergleich von Netzausbauoptionen in Niederspannungsnetzen T2 - 3. OTTI-Konferenz : zukünftige Stromnetze für Erneuerbare Energien, Berlin, 26./27. Januar 2016 N2 - 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]. KW - Blindleistungsregelung KW - Netzausbau KW - Netzbetreiber KW - Netzmittel KW - Netzplanung KW - Netztransformator KW - Niederspannung KW - Niederspannungsnetz KW - Spannungsanhebung KW - Stromtragfähigkeit KW - Systemvergleich KW - Verkabelung Y1 - 2016 SN - 978-3-943891-63-8 SP - 256 EP - 261 CY - Regensburg ER - TY - JOUR A1 - Brückl, Oliver A1 - Haslbeck, Matthias A1 - Portner, Olaf A1 - Hinz, Gerhard T1 - Kostenminimaler Netzanschluss einer 8-MW-PV-Anlage mithilfe regelbarer Ortsnetztransformatoren JF - Energiewirtschaftliche Tagesfragen N2 - 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. KW - Blindleistungsregelung KW - elektrische Energieverteilung KW - Investitionskosten KW - Kostenanalyse KW - Mittelspannung (elektrisch) KW - Netzanschluss KW - Netztransformator KW - Ortsnetz (Energie) KW - Photovoltaikanlage KW - Szenarioanalyse KW - Wirtschaftlichkeitsrechnung Y1 - 2014 VL - 64 IS - 6 SP - 63 EP - 65 PB - Energiewirtschaft und Technik, Verl.-Ges. CY - Gräfelfing ER - TY - JOUR A1 - Brückl, Oliver A1 - Dalisson, Nils A1 - Strohmayer, Bernhard A1 - Haslbeck, Matthias T1 - Spannungshaltungsmaßnahmen im Verteilungsnetz : Systemvergleich JF - EW : Magazin für die Energie-Wirtschaft N2 - 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. KW - Blindleistungsregelung KW - dezentrale Stromerzeugung KW - Einspeisung KW - Energienetzplanung KW - Netzmodell KW - Netzstabilität (Energienetz) KW - Ortsnetz (Energie) KW - Photovoltaik KW - Regeltransformator KW - Spannungsregelung KW - Vergleichsuntersuchung Y1 - 2014 UR - https://emagazin.ew-magazin.de/de/profiles/a21024e15cd4/editions/fc50e368dae3fad315dd SN - 1619-5795 VL - 113 IS - 6 SP - 66 EP - 69 PB - VWEW-Energieverl. CY - Frankfurt am Main ER - TY - CHAP A1 - Kraus, Hermann A1 - Brückl, Oliver ED - Schulz, Detlef T1 - Concept for the Use of an Automated Network-Planning in the Distribution Grid Level with Coordination of Various Grid Expansion Measures T2 - NEIS 2019 : Conference on Sustainable Energy Supply and Energy Storage Systems, Hamburg 19.09.2019 - 20.09.2019 N2 - 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. KW - Eingabedaten KW - Entscheidungsunterstützungssystem KW - Konstruktionstechnik KW - Netzausbau KW - Netzmodell KW - Spannung (elektrisch) Y1 - 2019 UR - http://www.vde-verlag.de/proceedings-de/565152022.html SN - 978-3-8007-5152-5 SP - 161 EP - 165 ER - TY - GEN A1 - Haslbeck, Matthias A1 - Brückl, Oliver T1 - Liberalisierung von Systemdienstleistungen T2 - Zukünftige Stromnetze für erneuerbare Energien N2 - 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. KW - Blindleistung KW - Deregulierung KW - Energiewende KW - Kostenreduktion KW - Netzmanagement KW - Netz-Management KW - Privatisierung KW - Stromerzeugung KW - Stromversorgung KW - Wettbewerb KW - Wiederaufbau KW - Wirkleistung Y1 - 2014 SN - 978-3-943891-34-8 SP - 170 EP - 175 PB - Ostbayerisches Technologie-Transfer-Institut (OTTI) CY - Regensburg ER - TY - CHAP A1 - Brückl, Oliver A1 - Krpal, Ondrej A1 - Riepl, Markus T1 - Influence of wind and solar energy on the frequency of switching operations of On-Load Tap-Changers (OLTC) BT - Electric Power Engineering T2 - Proceedings of the 13th International Scientific Conference Electric Power Engineering 2012, EPE 2012; Vol. 2 Y1 - 2012 SP - 719 EP - 722 PB - EPE CY - Brno, Czech Republic ER - TY - JOUR A1 - Schächinger, J. A1 - Brückl, Oliver A1 - Becker, Mark A1 - Lechner, Raphael T1 - Results of the Research Project Optibiosy: Biogas plants as stabilizers of the power system? JF - BWK ENERGIE T2 - Biogasanlagen als Stabilisatoren des Stromsystems? Y1 - 2022 SN - 1436-4883 VL - 74 IS - 11-12 SP - 34 EP - 39 PB - VDI-Verlag CY - Düsseldorf ER - TY - CHAP A1 - Kraus, Hermann A1 - Brückl, Oliver T1 - Use and Programmatic Extension of PowerFactory for the Implementation of Automated Network Planning at the Distribution Grid Level T2 - 2020 10th International Conference on Advanced Computer Information Technologies (ACIT): 16-18 Sept. 2020 N2 - 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. KW - automated grid planning KW - Current measurement KW - distribution grid KW - grid data handling KW - Load flow KW - Load modeling KW - Loading KW - Planning KW - Power cables KW - PowerFactory KW - Reactive power Y1 - 2020 U6 - https://doi.org/10.1109/ACIT49673.2020.9208900 SP - 731 EP - 736 PB - IEEE ER - TY - JOUR A1 - Haslbeck, Matthias A1 - Brückl, Oliver T1 - Netzplanung Mittelspannungsnetze: Abbildung eines innovativen Blindleistungsmanagements, Teil 1 und 2 JF - ew - Magazin für die Energiewirtschaft Y1 - 2020 IS - 7-8 und 9 SP - 36 EP - 39 ER - TY - CHAP A1 - Kraus, Hermann A1 - Brückl, Oliver T1 - Automated use of wired measures in grid planning for solving current and voltage band problems T2 - Power and Energy Student Summit (PESS) 2019, Magdeburg N2 - 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. KW - Netzplanung KW - Automatisierung KW - Netzverstärkung KW - Leitungsmaßnahme Y1 - 2019 SN - 978-3-944722-84-9 U6 - https://doi.org/10.24352/UB.OVGU-2019-086 VL - 77 SP - 207 EP - 211 PB - Otto-von-Guericke-Universität, Institut für Elektrische Energiesysteme CY - Magdeburg ER - TY - CHAP A1 - Schweiberer, Philipp A1 - Rauch, Johannes A1 - Brückl, Oliver T1 - Control strategy for industrial reactive power sources depending on a specified reactive power setpoint value T2 - ETG Kongress 2023: Die Energiewende beschleunigen, 25.-26. Mai 2023, Kassel, Germany N2 - 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. Y1 - 2023 UR - https://ieeexplore.ieee.org/document/10173014/authors#authors SN - 978-3-8007-6108-1 SP - 553 EP - 558 PB - VDE VERLAG CY - Berlin ER - TY - CHAP A1 - Rauch, Johannes A1 - Brückl, Oliver A1 - Engel, Bernd ED - Schulz, Detlef T1 - Analysis and optimization of the steady state voltage deviation demand for reactive power planning using installed reactive power sources T2 - NEIS 2022; Conference on Sustainable Energy Supply and Energy Storage Systems, 26-27 September 2022, Hamburg N2 - 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. KW - Reactive Power KW - Reactiver Power Planning KW - Voltage Control KW - Optimal Power Flow KW - Differential Evolution Y1 - 2022 UR - https://ieeexplore.ieee.org/document/10048083 SN - 978-3-8007-5983-5 SN - 2510-6902 SP - 175 EP - 182 PB - VDE-Verlag CY - Berlin ER - TY - CHAP A1 - Schweiberer, Philipp A1 - Rauch, Johannes A1 - Brückl, Oliver ED - Schulz, Detlef T1 - 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 T2 - NEIS 2022; Conference on Sustainable Energy Supply and Energy Storage Systems, 26-27 September 2022, Hamburg N2 - 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. KW - Reactive Power KW - Reactive Power Potentials KW - Industrial plant KW - Voltage Stability KW - Long term analysis Y1 - 2022 UR - https://ieeexplore.ieee.org/document/10048065 SN - 978-3-8007-5983-5 SN - 2510-6902 SP - 51 EP - 56 PB - VDE-Verlag CY - Berlin ER - TY - CHAP A1 - Hinterreiter, Marion A1 - Brückl, Oliver A1 - Rauch, Johannes ED - Schulz, Detlef T1 - Methodology for long-term reactive power forecasts of medium-voltage grids T2 - NEIS 2025 : Conference on Sustainable Energy Supply and Energy Storage Systems, Hamburg, September 15 – 16, 2025 N2 - 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. KW - reactive power KW - forecasting KW - long-term KW - medium-voltage level KW - grid level interaction Y1 - 2025 SN - 978-3-8007-6633-8 SP - 218 EP - 223 PB - VDE Verlag ER - TY - CHAP A1 - Stadler, Andreas A1 - Kraus, Hermann A1 - Brückl, Oliver ED - Technische Universität München, T1 - Proposing an Optimization Model for a techno-economic Evaluation of Energy Storage Systems T2 - PESS 2025 – IEEE Power and Energy Student Summit, October 08 – 10, 2025 in Munich, Germany N2 - 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 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 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. 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. KW - energy storage systems KW - techno economic evaluation KW - electricity trading KW - optimization KW - ess profitability Y1 - 2025 SN - 978-3-8007-6656-7 SP - 97 EP - 102 PB - VDE ER - TY - CHAP A1 - Hinterreiter, Marion A1 - Brückl, Oliver A1 - Rauch, Johannes ED - Technische Universität München, T1 - Challenges and Approaches for Long-Term Reactive Power Forecasting in Power Systems T2 - PESS 2025 – IEEE Power and Energy Student Summit, October 08 – 10, 2025 in Munich, Germany N2 - 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. KW - reactive power KW - forecasting KW - long-term KW - network models Y1 - 2025 SN - 978-3-8007-6656-7 SP - 109 EP - 114 PB - VDE Verlag ER - TY - CHAP A1 - Rauch, Johannes A1 - Brückl, Oliver A1 - Engel, Bernd ED - Schulz, Detlef, T1 - Optimal Reactive Power Planning by covering deficient voltage demands with additional reactive power sources using a sensitivity approach T2 - NEIS 2023 : Conference on Sustainable Energy Supply and Energy Storage Systems, Hamburg, September 4 – 5, 2023 N2 - 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. KW - reactive power planning KW - voltage control KW - optimal power flow KW - sensitivity analysis KW - system planning Y1 - 2023 UR - https://ieeexplore.ieee.org/document/10556672 SN - 978-3-8007-6134-0 SP - 223 EP - 230 PB - VDE Verlag CY - Berlin ER -