Multi-Agenten-basierte Strategien zum Teilnetzbetrieb und zur Unterstützung des Netzwiederaufbaus aus Verteilnetzen - Manswet Banka

Multi-Agenten-basierte Strategien zum Teilnetzbetrieb und zur Unterstützung des Netzwiederaufbaus aus Verteilnetzen (eBook)

Manswet Banka (Autor)

eBook Download: EPUB

2024 | 1. Auflage
232 Seiten
Books on Demand (Verlag)
978-3-7583-4773-3 (ISBN)

Diese Arbeit adressiert die Unterstützung der Netzführung nach Störungen und während des Netzwiederaufbaus durch aktive Verteilnetze. Die herkömmlichen Strategien des Netzwiederaufbaus nutzen bisher das steigende Potential der auf Verteilerebene installierten Erzeuger nicht aus. Dies wird jedoch mit einer fortschreitenden Dezentralisierung der Erzeugung notwendig werden.

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 2-1: Übersicht über das elektrische Energiesysteme [9]

Abbildung 2-2: Klassifikation der Systemzustände nach ENTSO-E [17]

Abbildung 2-3: Verallgemeinerte Ereignisfolge, die zum Blackout führt [24]

Abbildung 2-4: Größe der Störung je nach Lastabwurf und Anzahl der Netzinseln [25]

Abbildung 2-5: Verläufe während Blackouts: a) USA und Kanada, 14.08.2003 [27]; b) Italien, 28.09.2003 [22][28]; c) Westfrankreich, 12.01.1987 [22]

Abbildung 4-1: Das modellierte Netz mit markierten dezentralen Anlagen

Abbildung 4-2: Jahresvolllaststunden der Photovoltaik (links) und Windenergie (rechts) in Deutschland im Jahr 2015 [50]

Abbildung 4-3: Zustandsmaschine des entwickelten Systems

Abbildung 4-4: End-to-End-Smart-Grid-Kommunikationsarchitektur [58]

Abbildung 5-1: Funktionsschema einer motorgetriebenen BHKW-Anlage [73]

Abbildung 5-2: Modell des Verbrennungsmotors

Abbildung 5-3: AC5A-Erregungssystem [79]

Abbildung 5-4: Vereinfachte Darstellung einer Synchronmaschine: a) Durchschnitt; b) Ersatzschaltbild in einem abc-System

Abbildung 5-5: Implementierte Begrenzungen des Synchrongenerators

Abbildung 5-6: Modellierte Regelungsstrecken des BHKWs

Abbildung 5-7: Schematische Darstellung der wichtigsten Blöcke der DER-Anlage: a) von Primärenergieanlage gesteuerte Wirkleistung; b) von Eingangsquelle gesteuerte Spannung der DC-Seite

Abbildung 5-8: Ersetzen der WR-Topologie durch steuerbare Spannungsquelle

Abbildung 5-9: Hierarchie der Steuerung des WR-Modells

Abbildung 5-10: Topologie des LCL-Ausgangsfilters im abc-System

Abbildung 5-11: Ersatzschaltbild der Stromregelungsstrecke des LCL-Filters

Abbildung 5-12: a) Modell der Solarzelle; b) Abhängigkeit des MPPs einer PV-Anlage von der Bestrahlungsstärke und Umgebungstemperatur nach (5-27)

Abbildung 5-13: Implementierte Begrenzungen des WRs: a) PV-Anlage [88]; b) Batteriespeicher-System [89]

Abbildung 5-14: Nachbildung der Batteriespeicher: a) Berechnung des SoC, b) Bestimmung des Ladezustands

Abbildung 5-15: Lastvorgang beim CLPU

Abbildung 5-16: Vergleich der Verläufe von CLPU-Kurven mit unterschiedlichen Zeitkonstanten

Abbildung 5-17: Struktur des aggregierten Niederspannungsnetzverbrauchers

Abbildung 5-18: P(f)-Abhängigkeit [38]

Abbildung 5-19: Anpassung der Wirkleistungseinspeisung nach dem Spannungsabfall und der Frequenzabweichung [38]

Abbildung 5-20: Schema zum Testen der AFD-Methode [38]

Abbildung 5-21: AFD-Regelung: a) Verlauf des Einspeisestroms; b) Non-Detection-Zone (das Innere des Polygons) der AFD-Methode in der ΔP-ΔQ-Ebene [108]

Abbildung 5-22: Einfluss der AFD-Regelung auf die Spannungsamplitude und die Frequenz nach der Trennung vom starren Netz bei unterschiedlichencf und Parametern des Schwingkreises. RLC1: R = 20 Ω, L = 20 mH, C = 500 μF; RLC2: R = 20 Ω, L = 18 mH, C = 500 μF.cf0 = 0 %, cf3 = %, cf10 = 10 %: a) Frequenzverlauf; b) Amplitude der Spannung an den Klemmen von DEA

Abbildung 5-23: Teilnetz zum Testen der Inselbetriebserkennung durch NS PV-Anlagen: a) unter Abwesenheit von netzbildender Einheit; b) mit BHKW als netzbildender Einheit

Abbildung 5-24: Verläufe der Frequenz und Spannungsamplitude nach der Trennung vom starren Netz und bei aktivierter AFD-Regelung bei NS PV-Anlagen: a) Inselbetrieb wurde wegen Überfrequenz erkannt; b) mit vorhandener netzbildender Einheit blieben die Spannungsparameter innerhalb der erlaubten Grenzen (siehe a)) und der Inselbetrieb wurde nicht erkannt

Abbildung 5-25: Schematische Darstellung des modellierten WKWs [110]

Abbildung 5-26: Implementiertes Modell der Hydroturbine mit Fallrohr (Penstock) [113], [114]

Abbildung 5-27: Drehzahlregler der Hydroturbine

Abbildung 5-28: IEEE-Type-1-Erregungssystem für das WKW [83]

Abbildung 5-29: Abstrakte Agentenarchitekturen. a) rein reaktiver Agent; b) Agent mit Zustand [125]

Abbildung 5-30: Schematische Darstellung der wichtigsten Komponenten der JADE-Plattform [127]

Abbildung 5-31: Abhängigkeit zwischen der Energiesystem-Domain und der Agenten-Domain in den durchgeführten Simulationen

Abbildung 5-32: Übersicht über die entwickelte Ko-Simulations-Architektur [128]

Abbildung 5-33: Zusammenhänge und Kommunikation zwischen den Behaviours auf der Plattform [128]

Abbildung 5-34: Struktur des vereinfachten Modells zur Berechnung der Frequenz im Teilnetz

Abbildung 5-35: Linearisierung der Spannungsabhängigkeit der Lasten: a) Blindleistung; b) Wirkleistung

Abbildung 5-36: Interaktion zwischen Modulen der Lastfluss- und der Frequenzberechnung

Abbildung 5-37: Ereignissequenz während der Kommunikation zwischen JADE und Simulink [128]

Abbildung 6-1: Leistungsverläufe: a) kumulierte Lastkurven nach Tag der Woche und Saison; b) PV-Einspeisung nach Spannungsebene und Monat........

Abbildung 6-2: Residuallast: a) nach Tag und Monat; b) nach Tag und Monat unter Annahme der Einspeisungsreduzierung durch erhöhte Frequenz f = 50,7 Hz

Abbildung 6-3: Ablauf der intentionellen Teilnetzbildung

Abbildung 6-4: Spannung des überlagerten Netzes bei Teilnetzbildung mit sinkender Spannung

Abbildung 6-5: Übersicht über die wichtigsten Größen während der Teilnetzbildung bei Variante 2 (Tabelle 6-4) und Konfiguration 16 (Tabelle 6-6). Bei t = 60 s hat die Teilnetzbildung angefangen, bei t = 63,2 s wurde der Leistungsschalter geöffnet: a) Sollfrequenz und gemessener Wert der Frequenz im Teilnetz; b) maximale und minimale Knotenspannung; c) Leistungsfluss über den HS/MS-Schalter; d) Vergleich der tatsächlichen und geschätzten Werte der Wirkleistung von MS/NS-Knoten für t = 60 s; e) gemessene Wirkleistung des BHKWs und entsprechende Sollwerte für die Teilnetzbildung und den Teilnetzbetrieb; f) gemessene Wirkleistung des BSS und entsprechende Sollwerte für die Teilnetzbildung und den Teilnetzbetrieb; g) Blindleistungswerte analog zu e); h) Blindleistungswerte analog zu f)

Abbildung 6-6: Flussdiagramm der Bestimmung der Zuschaltung von Generatoren und Lasten während des Hochfahrens des Teilnetzes anhand der MILP-Optimierung

Abbildung 6-7: Frequenzschwankung bei Lastzuschaltung und aktivierter Primärregelung

Abbildung 6-8: Verhältnis zwischen dynamischer und statischer Abweichung der Frequenz in Abhängigkeit von der Synchron- und Inverterleistung. a) Lastsprung von 0,99·SnSG; b) Lastsprung von 0,44·SnSG

Abbildung 6-9: Bestimmung der Knoten der kürzesten Strecke zwischen den spannungslosen Knoten 1 und unter Spannung stehenden Knoten 5: a) Topologie des Teilnetzes; b) Adjazenzmatrix; c) gefundene Strecken

Abbildung 6-10: Wiederzuschaltung der Lasten PL1, PL2, PL3 und PL4 an ein Teilnetz mit beschränkter Regelleistungskapazität: a) einzeln von größten bis zur kleinsten; b) die kleinste zuerst; c) die kleinste und größte zusammen im ersten Schritt

Abbildung 6-11: Wiederzuschaltung der Lasten PL,1, PL,2, PL,3 und PL,4 an ein Teilnetz mit beschränkter Regelleistungskapazität und unter Berücksichtigung des Hochfahrens der Generatoren PG,1, PG,2 und PG,3

Abbildung 6-12: Flussdiagramm der Bestimmung der Zuschaltung von Generatoren und Lasten während des Hochfahrens des Teilnetzes

Abbildung 6-13: Ablauf des Hochfahrens des Teilnetzes

Abbildung 6-14: Originale und angenäherte Verläufe der Leistung nach Wiederzuschaltung, wobei die Verhältnismäßigkeit nicht gewahrt ist: a) Last; b) PV-Anlagen [36]

Abbildung 6-15: Reihenfolge der Zuschaltung nach MILP-Algorithmus bei Last-Erzeugung-Variante 1

Abbildung 6-16: Zeitliche Verläufe während des Hochfahrens des Teilnetzes nach MILP-Algorithmus bei Last-Erzeugung-Variante 1: a) Frequenz; b) Knotenspannungen; c) MS/NS-Knotenblindleistungen; d) MS/NS-Knotenwirkleistungen; e) Wirkleistungseinspeisung der MS-Generatoren; f) Blindleistungseinspeisung der MS-Generatoren....

Abbildung 6-17: Reihenfolge der Zuschaltung nach iterativem Algorithmus bei Last-Erzeugung-Variante 1

Abbildung 6-18: Zeitliche Verläufe während des Hochfahrens des Teilnetzes nach iterativem Algorithmus bei Last-Erzeugung-Variante 1: a) Frequenz; b) Knoten-spannungen; c) MS/NS-Knotenblindleistungen; d) MS/NS-Knotenwirkleistungen; e) Wirkleistungseinspeisung der MS-Generatoren; f) Blindleistungseinspeisung der MS-Generatoren....

Abbildung 6-19: Reihenfolge der Zuschaltung nach MILP-Algorithmus bei Last-Erzeugung-Variante 2

Abbildung 6-20: Zeitliche Verläufe während des Hochfahrens des Teilnetzes nach MILP-Algorithmus bei Last-Erzeugung-Variante 2: a) Frequenz; b) Knoten-spannungen; c) MS/NS-Knotenblindleistungen; d) MS/NS-Knotenwirkleistungen; e) Wirkleistungseinspeisung der MS-Generatoren; f) Blindleistungseinspeisung der MS-Generatoren....

Abbildung 6-21:...

Erscheint lt. Verlag	13.3.2024
Sprache	deutsch
Themenwelt	Technik
ISBN-10	3-7583-4773-4 / 3758347734
ISBN-13	978-3-7583-4773-3 / 9783758347733

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