TSO-DSO Kooperation im intelligenten Energienetz - Dr. Rainer Enzenhöfer TransnetBW, Produkte & Nichtstandardisierte Märkte - C/sells
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TSO-DSO Kooperation im intelligenten Energienetz Dr. Rainer Enzenhöfer TransnetBW, Produkte & Nichtstandardisierte Märkte
Herausforderung im Netz der Zukunft
Abstimmung im „ Smart System“
Inte llige nte r Re ge lkre is zur s ic he re n und e ffizie nte n Europ a
Europ a
Ne tz- und Sys te mführung
Üb e rtra gungs ne tz
(Online -) Da te n von Koord ina tion von
ÜNB, VNB, Erze uge r ÜNB, VNB, Erze uge r
und Ve rb ra uc he r und Ve rb ra uc he r
üb e rre giona le s
…Da te n- und Ve rte ilne tz
Informa tione n („IKT“) …P roze s s e und Signa le
(„Fe rnwirkte c hnik“)
…Strom („Kup fe r“)
re giona le s
Ve rte ilne tz
Ene rgie informa tions ne tz, Re ge le ne rgie ,
Sma rt Grid , Re d is p a tc h,
Sma rt Ma rke t, … a b s c ha ltb a re La s te n, …
Orts ne tz
…P rod ukte
Sma rt Grid
2
Teilprojekt 4: Organisation intelligenter Energienetze
Zellulär, partizipativ und vielfältig
3
Unsere Poster
Publikationsliste eintragen: https://fpm.fichtner.de/dmsf/files/21374/view
C/s e lls Ze lle nka mp a gne 4
Systemdienstleistungen
⁄ Momentanreserve ⁄ Blindleistungsregelung
⁄ Zu-/Abschaltbare Lasten ⁄ Kurzschlussleistung
⁄ Automatische Frequenzabschaltung ⁄ Schaltung von Kompensationsmitteln
⁄ Primärregelleistung ⁄ Steuerung von Erzeugungsanlagen
⁄ Sekundärregelleistung ⁄ Transformatorschaltungen / Stufungen
⁄ Minutenreserve
Frequenzhaltung Spannungshaltung
Versorgungs-
Betriebsführung
wiederaufbau
⁄ Einspeisemanagement ⁄ Schwarzstart- und Inselnetzfähigkeit
⁄ Redispatch (marktbasiert, AbLa) ⁄ Netzebenen-übergreifenden Koordinierung
⁄ Reservekraftwerke (inländ./ausländisch) (Konzepte)
⁄ Betriebsplanung / Ausschaltplanung ⁄ Inbetriebnahme mit/ohne Spannungs-
⁄ Datenaustausch (Energieinformationsnetz) vorschaltung
Seit
e5
Rollen- und Rechtemodell
Etablierung neuer Prozesse (siehe gelbe Ampelphase / NABEG)
Abstimmung zwischen bestehenden Prozessen
Automatisierung von Prozessen
Fre q ue nz- Sp a nnungs - Be trie b s - VWA
ha ltung ha ltung führung
ÜNB x x x x
VNB x° x x*
Seit
e6
Maßnahmen in Abhängigkeit des Netzzustandes
7
Regulatorischer Werkzeugkasten
Engpassprognose? Nutzer Maßnahme Rechtl. Grundlage Legende
Op tiona le s P ote nzia l
Ja, mit Topologiemaßnahmen
netzbezogenen (Ausnutzung betr. zulässiger Toleranzbänder (I & Ob liga toris c he s P ote nzia l
ÜNB / VNB §13 Abs.1 Nr. 1 EnWG
Maßnahmen zu U)) Änd e runge n d e r Nove lle in rot
beheben
Flexibilitätseinsatz
Lasten & nicht-steuerbare Anlagen(z.B. EE, ???
KWK, Speicher)
Redispatch
§13 Abs.1 Nr.2 EnWG
ÜNB / VNB (EE*, konv. KW &
Ja, nicht mit Countertrading i.V.m. §13a EnWG & §9
Speicher >100 kW oder
netzbezogenen EEG
steuerbar)
sondern
marktbezogenen abschaltbare und zuschaltbare Lasten (>5 MW) §13 Abs.1 Nr.2 EnWG
Maßnahmen zu
§14a EnWG
beheben VNB Netzdienliche Steuerung über Netzentgelte
§19 Abs. 2 StromNEV
Netzreserve (national) §13 Abs.1 Nr.3 EnWG
ÜNB i.V.m.
Netzreserve (international) §13d EnWG
Ja, nicht mit
marktbezogenen kaskadierte Anlagensteuerung §13 Abs. 2 EnWG
ÜNB / VNB
Maßnahmen zu (Notfallmaßnahmen)
beheben
8
* De r Mindestfaktor für EE-Anla ge n is t von d e r BNe tzA a ls Zie lkorrid or in d e r Bandbreite von 5-15 fe s tzule ge n
Koordination zwischen Netzbetreiber
Leitstellen-Kopplung bis in die Niederspannung
TASE.2 bzw. IEC 61850 oder 104
Netzzustands-Monitoring => ASBW
Koord i-
nie rung
9
Viel Handarbeit
Gegenwärtiger Kaskadenprozess §13(2) EnWG zwischen ÜNB und VNB
Vorabinformation
Anforderungen
Verteilnetz- Verbraucher/
Übertragungs- Bestätigung der
Umsetzung Maßnahmen betreiber Dezentraler
netzbetreiber
1. Ebene Erzeuger
Aufhebung
Bestätigung der Verteilnetz-
Aufhebung Maßnahmen
betreiber
2. Ebene
hoher manueller Aufwand zur Abwicklung
Anwendung von Formularen
hoher Zeitbedarf bis zur Umsetzung der Maßnahmen
Berücksichtigung der aktuellen Situation nur bedingt möglich, da Verwendung statischer Werte
10Automatisierte Kommunikation
Zukünftige automatisierte Abstimmungskaskade nach §13(2) EnWG von ÜNB und VNB
Etablierung eines Ampelkonzepts und Umsetzung des Kaskadenprozess: Steuerungsmodell aus dem EnWG-Kaskaden-
Kaskadenprozesses über die Leitstellenkopplung Prozess bzw. Einspeisemanagement, bei dem über unterlagerte
Netzzustandsampel: Erfassung des Netzzustandes basierend auf Netzbetreiber auf Anlagen zugegriffen wird (Basis: § 13 (2) EnWG)
möglichen Maßnahmen (§ 13 (1) EnWG netz- und marktbezogene Abstimmungskaskade: Kaskadierter, automatisierter
Maßnahmen) und Grenzwerten sowie Visualisierung in den Leitsystemen Informationsaustausch zwischen den Netzbetreibern in allen
der Netzbetreiber Ampelphasensowie teilautomatisierte, ereignisorientierte
Maßnahmendurchführung in dedizierten Ampelphasen
11ASBW Awareness System Baden-Württemberg
Projekt zwischen Übertragungsnetz-, Verteilnetz- und Kraftwerksbetreiber
Gegenseitige
Information der Netz- und Systemzustände, sowie von Sondersituationen wie z.B. dem
Netzwiederaufbau
Online-Werte (Beobachtungsgebiet)
Üb e rs ic hts a mp e l Tra ns ne tBW-Sc ha lte r
Me ld unge n d e r P a rtne rTAKA: Maßnahmenübergabe Leitstellen-Kopplung
Problem: Maßnahmenübergabe zwischen Leitstellen erfolgt heute per E-Mail und Telefon. Für E-Mail gilt jedoch: nur
eingeschränkt sicher, sowie zeitnahes (innerhalb von Sekunden) Ankommen der E-Mail beim Empfänger ist nicht
sichergestellt
Lösung: Implementierung eines Systems zur Maßnahmenübergabe zwischen Leitstellen
direkt über die IT-technische Kopplung der Leitstellensysteme: Bedienoberfläche im
jeweiligen Leitstellensystem zur „One-Click“-Maßnahmenübergabe zu den
angeschlossenen weiteren Leitstellen. Erweiterung des ASBW-Systems (Übermittlung
von Status-Meldungen) um ein System zur Übermittlung von Werten
(Maßnahmenübergabe). Das Projekt beinhaltet den Aufbau eines Prototyps auf Basis
vorhandener Funktionalitäten im Leitsystem.
Ergebnis/Produkt: In dem Projekt sind 3 Netzbetreiber mit Leitsystemen von 3
verschiedenen Herstellern vertreten. Das Projekt zeigt, dass eine Leitstellen-Leitstellen-
Kopplung zur Maßnahmenübergabe unabhängig und herstellerübergreifend funktioniert
und damit als grundlegendes Muster sehr gut geeignet ist. Der Aufbau / Nachahmung
dieser Funktionalität durch alle Netzbetreiber der Regelzone ist daher grundsätzlich
möglich. Nachrüstbedarf kann bei einzelnen Netzbetreibern insbesondere an der
fernwirktechnischen Datenankopplung bestehen.
Muster:
Bisher nur die beteiligen Netzbetreiber (in BaWü TransnetBW, NetzeBW, SW
Schwäbisch Hall) bekannt
Musterlösung 13
Für wen: NetzbetreiberNABEG-Initiativen
Gelbe Ampelphase
Fors c hungs p roje kte
We s tne tz-
Conne c t+ DA/RE Wind Nod e Coma x ALF Re fle x
P ilot
re gulie rte r Da te na us ta us c h/Re d is p a tc h
Da te n
Da te na us ta us c h/Re d is p a tc h >100KW
>100 KW +
(re gula toris c he Anford e rung) nic ht-re gulie rt
(La s te n, > 0,8 KW)
Info
d -1
d -1
Intra d a yDurch NABEG erhält der VNB mehr Verantwortung
Quelle: Webinar „ Connect+“ vom 26.09.2020
15Gelbe Ampelphase
Von P la ttform zu P roze s s e n
C/SELLS – KOPPLUNG NETZ/MARKT (PLATTFORM) BDEW EG FLEXIBILITÄT
Koordinierungs-
Basisdaten-
prozess der Abrufprozess
lieferung
Netzbetreiber
Netzzustands- Maßnahmen-
analyse dimensionierung
Bildung Wirksam- Berechnung
keitscluster Flexibilitäts-
(optional) beschränkungen
Prozesse NBi
© b d e w EG Fle xib ilitä tZusammmenfassung: Zusammenarbeit Netzbetreiber
Horizonta le und ve rtika le Kommunika tion we itge he nd a utoma tis ie re n
Wirkungs we is e d e r Anfra ge n s ic he rs te lle n (Ste ue rb a rke it von Anla ge n, Anford e runge n)
Rolle n kla r d e finie re n und Sc hnitts te lle n a us ge s ta lte n
Flexibilitäten effizient und marktübergreifend nutzen
Ne tzre s triktione n re c htze itig e rke nne n und mitte ile n (z.B. Amp e ls ys te m e inführe n)
Da y-Ahe a d -P la nung d urc h a lle Ne tzb e tre ib e r e ta b lie re n
P rognos e n für La s t s owie für (e rne ue rb a re ) Erze ugung we ite r ve rb e s s e rn
17TransnetBW - Kurzvorstellung
18Im Herzen des europäischen Verbundnetzes
TransnetBW
ENTSO-E
43 ÜNB aus 36 Ländern
Internationaler
Netzregelverbund
(NRV bzw. IGCC)
13 europäische ÜNB
Grenzüberschreitender Ausgleich des Regelenergiebedarfs
TSC: TSO Security Cooperation
15 europäische ÜNB
Systemsicherheit in den Regionen und
in Kontinentaleuropa
Tra ns ne tBW
De uts c hla ndMarkt und Netz
TransnetBW
Wir
bieten eine Plattform für den diskriminierungsfreien Technik
& Projekte
und wettbewerbsorientierten Zugang zum Strommarkt. Großprojekte, Netzbau, Asset-Management
Mehr als 650 Stromhändler, Vertriebe, Kraftwerks- und Anlagenbetrieb
Verteilnetzbetreiber sind Kunden und Partner.
Betriebsplanung
Vermarktung von erneuerbaren Energien an den
Ausschaltplanung, Assetplanung, etc.
Strombörsen.
Netzführung
Abwicklung EEG-Umlage
Redispatch, Lastflussberechnung, WAPP, etc.
Beschaffung von Systemdienstleistungen
Systembilanz
Regelleistung / Frequenzhaltung
Seite
20Die Netzsicherheitsinitiative BW
Effiziente Nutzung von Flexibilität aus allen Spannungsebenen
für den Redispatch 2.0
› Ablösung des
Einspeisemanagements
durch planwertbasierten
Transparenz Redispatch
Austausch von
Planungsdaten › Reduzierung Redispatch-
Kosten durch gemeinsame
Einsatz- Nutzung von Potentialen
im Verteilnetz
verantwortliche Koordination
Aggregation und
Ansprechpartner &
Koordination von
weitere Informationen
Redispatch-Bedarfen
110 kV
220/380 kV Dr. Kilian Geschermann
Projektleiter Netze BW
k.geschermann@netze-bw.de
Florian Gutekunst
Projektleiter TransnetBW
Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber f.gutekunst@transnetbw.de
0,4 kV 20 kV
www.dare-plattform.deÜberblick Regelreservequalitäten
Regelreserve FCR / PRL aFRR / SRL mFRR / MRL AbLA (SOL) AbLA (SNL)
(Be s c hlus s ) (BK6-10-097) (BK6-15-158) (BK6-15-159) (BK4-19-001) (BK4-19-001)
Dime ns ionie rungs ve rfa hre n: Dime ns ionie rungs ve rfa hre n:
Mittle re r Ge s a mtb e d a rf ±573 MW 1 Wöc he ntlic he Ermittlung d e s SRL Wöc he ntlic he Ermittlung d e s SRL 750 MW 750 MW
(Q1, 2020) Be d a rfs je P rod uktze its c he ib e Be d a rfs je P rod uktze its c he ib e
(c a . -750 MW, +1250 MW)
(c a . ± 2000 MW)
Aktivie rungs ze it 30 Se kund e n 5 Minute n 15 Minute n > 1 Se kund e 15 Minute n
Aus s c hre ib ung We rktä glic h Mo – Fr Tä glic h Mo – So Tä glic h Mo – So Wöc he ntlic h Wöc he ntlic h
(Ab ga b e s c hlus s ) (D-2, 15:00 Uhr) (D-1, 8:00 Uhr) (D-1,10:00 Uhr)
Ab 1. J uli 2020 Tä glic h (Mo-So) Tä glic h (Mo-So) - - -
(D-1, 8:00 Uhr) (D-1, 9:00 Uhr)
P rod ukte 1 P rod ukt für 24h: 12 P rod ukte : 12 P rod ukte : 1 P rod ukt für 1 Woc he 1 P rod ukt für 1 Woc he
s ymme tris c h 6 Ze its c he ib e n je 4h 6 Ze its c he ib e n je 4h
p os itiv/ ne ga tiv p os itiv/ ne ga tiv p os itiv/ ne ga tiv Mind e s tve rfügb a rke it: 138h Mind e s tve rfügb a rke it: 138h
Mind e s te rb ringung: 4h Mind e s te rb ringung: 4h
Ab 1. J uli 2020 6 P rod ukte - - - -
6 Ze its c he ib e n je 4 h
s ymme tris c h
Mind e s ta nge b ots -/ ±1 MW 5 MW 5 MW 2 5 MW 5 MW
P oolgröße (1 MW) (1 MW) (1 MW)
(Ange b ots inkre me nt)
Ve rga b e Me rit-Ord e r-Lis t (MOL) MOL na c h Le is tungs p re is MOL na c h MOL na c h Le is tungs p re is MOL na c h Le is tungs p re is
(Ab ruf) na c h Le is tungs p re is (MOL na c h Arb e its p re is ) Le is tungs p re is (MOL na c h Arb e its p re is ) (MOL na c h Arb e its p re is )
(MOL na c h Arb e its p re is )
Ve rgütung Le is tung Le is tung und Arb e it Le is tung und Arb e it Le is tung und Arb e it Le is tung undSeite
Arb22e it
22
1 re in d e uts c he r Be d a rf 2 für MRL s ind unte rte ilb a re Bloc ka nge b ote von b is zu 25 MW zulä s s igBeschaffungsprozess
Regelreserve in Deutschland
Präqualifikation Zuschlag
P roze s s -Sc hritt
P rä q ua lifika tion Aus s c hre ib ung Vorha ltung/ Ab ruf Ab re c hnung
/ Daten der Anlage / Bedarf je Regelreserveart / PRL: frequenzgesteuerter / PRL: Abrechnung des
Abruf Marginal Prices
we s e ntlic he r
/ IT-Konzept / PRL: Vergabe über
Marginal Pricing auf Basis / SRL/ MRL: Abruf durch / SRL/ MRL: Abrechnung
Inha lt
/ Betriebsfahrt / des Leistungspreises ÜNB auf Basis des von vorgehaltener
Leittechnischer Test Arbeitspreises Leistung und erbrachter
/ SRL/ MRL: Vergabe über Arbeit
/ Erbringungskonzept Pay as Bid auf Basis des
Leistungspreises
Zus tä nd igke it
über Anschluss-ÜNB zentral über PRL – frequenzgesteuert über Anschluss-ÜNB
unterstützt durch PQ- Regelleistung.net SRL – Abruf durch ÜNB
Portal MRL – Abruf durch ÜNBWas wir als TransnetBW in C/sells
erarbeiten
24MULTI-PROJEKTMANAGEMENT
TP4-Leitung „Organisation intelligenter Netze“ AP 4.5-Leitung „Kopplung Netz-Markt“
[Enzenhöfer, NMP] [Radl, NMP]
extern
intern
RL-Monitoring Weiterentwicklung Präquali- Flexibilität und Marktkonzepte Power Quality
Weiterentwicklung fikation dezentraler Anlagen Kostenteilung gemeinsam genutzter Prognose &
2 Flexibilität 3 Monitoring Tool
[Kunstmann, SH] [Straub, Radl, NMP]
1
Blindleistungs- Organisation intelligenter Auswirkung PV-
bereitstellung aus Netze (Netzbetreiber- Eigenverbauch
[Kunstmann, SH unterlagerten Koordination)
Remppis/Zolotarev, SFS]
Netzen 8
4 6
Sensitivitätsmatrix [Radl/Enzenhöfer, NMP] [Steiner, NME] [Häckl, Mayer, NN]
PV-Einfluss auf
die Lastfluss- IIS-Datenaustausch Teil-Automatisierung der Kaskade (TAKA)
rechnung 7 10 5
9
[Wolpert, Guthke, SH] [Mogel, AME] [Bühler, NME] [Vesenmaier, NN]
Leitidee C/sells Testdatenversand EMT-ÜNB DLT/Blockchain RL über IMSys
11 12 13 Seite 25
14
[Enzenhöfer, NMP] [Schlüter, ND] [Enzenhöfer, NMP] [Kunstmann, SH]KOSTENTEILUNG / Problem: Kostenteilung zwischen Netzbetreibern bei netzgebiet-übergreifenden Engpasssituationen: / Im Netzgebiet eines Netzbetreibers ist ein Engpass entstanden, der zumindest in Teilen seine Ursache in einem anderen Netzgebiet hat. / Die Auflösung eines Engpasses im Netzgebiet eines Netzbetreibers trägt zur Auflösung eines Engpasses im Netzgebiet eines anderen Netzbetreibers bei. / Lösung: Bewertung bestehender Kostenteilungsmechanismen und Ermittlung eines adäquaten Kostenschlüssels zur Abrechnung der entstehenden Kosten. / Ergebnis/Produkt: MatLab Tool zur Demonstration der betrachteten Kostenteilungsschlüssel / Muster: Nachahmer nicht bekannt, jedoch gibt es schon bei anderen Sachverhalten bereits umgesetzte Kostenteilungs- mechanismen. Beispiele: Nationaler und Internationaler Redispatch, Regelleistung im IGCC und NRV, Single Allocation Plattform / Für wen: Netzbetreiber 26
SINTEG-Zie l: 3
Baukasten Flexibilitätskoordination
Problem: Verwirrung, fehlende Übersicht in der Branche zur Flexibilitätskoordination. Unstrukturierte
Diskussion über die Abstimmung der Netzbetreiber und Marktakteure über den Einsatz von Flexibilität
aus unterlagerten Netzen in mehreren Ebenen: technisch, betriebs-/volkswirtschaftlich, rechtlich /
politisch
Lösung: Koordination der Diskussion durch allgemein beschriebene Bausteine in einem allgemeinen
Einsatzkonzept, zur Strukturierung der Abstimmung des Einsatzes von Flexibilität zwischen
Netzbetreibern und für eine gleichberechtigte Bewertung unterschiedlicher relevanter Ansätze.
Ergebnis/Produkt: Die gegebene allgemeine Struktur ist nutzbar, um die Netzbetreiberkoordination
zum Abruf von marktbasierter Flexibilität objektiv und mit einem übergeordneten Blick auf das
Gesamtsystem einschätzen zu können.
Muster: Nein (nur parallele Entwicklungen, siehe BDEW)
Für wen: (Politische) Entscheidungsträger
MusterlösungFlexells
Problem: Abschätzung und Bewertung realistischer Flexibilitätspotentiale für Engpassmanagementanwendungen aus
unterlagerten Netzebenen (z.B. dezentrale EE, Speicher, E-Mobilität, BHKWs, flexible Lasten)
Lösung: Integrierter Optimierungsansatz (linear gemischt ganzzahlig), welcher Markt, Netz und Anbieter berücksichtigt.
Modellierung von Netzrestriktionen mit Hilfe von typisierten realitätsgetreuen Verteilnetzen, und der daraus resultierenden
Wirkung einer Flexibilität auf einen Engpass, bzw. den Wechselwirkungen zwischen Flexibilitätspotential und –bedarf.
Ergebnis/Produkt: Methoden-Werkzeug für ÜNB/VNB, um Netzengpasssituationen in der gelben Ampelphase bewerten
sowie technisch und wirtschaftlich effizienter lösen zu können. Explizit sollen dabei auch Strategien von Aggregatoren als
Flexibilitätsanbieter berücksichtigt werden.
Muster: Methodik in plattformbasierten Ansätzen, entweder
zur Unterstützung/Validierung oder auch integriert in die
Plattformprozesse. Noch keine Umsetzungskenntnis
Fürwen: Netzbetreiber, Flexibilitätsnutzer & -anbieter,
potenziell auch für Dritte als Marktbetreiber
28Nichtinvasive Messung Spannungsqualität Problem:Charakterisierung von induktiven und kapazitiven Spannungswandlern im Hinblick auf deren Übertragungsverhalten Lösung: Nichtinvasive Messungen vor und nach dem Wandler mit mobilen PQ-Geräten über mehrere Monate Ergebnis/Produkt: Um die Aussagekraft dieser Charakterisierung bei vor-Ort Bedingungen (Nennspannung, angeschlossenes PQ Messgerät, etc.) verifizieren zu können, ist eine nichtinvasive Verifikation gewünscht. Die nichtinvasive Verifikation erfolgt über den Vergleich der Wandlermessung mit einer Referenzmessung, die über den kapazitiven Abgriff der Durchführungen von Transformatoren erfolgt. Ergebnis: Messung der Genauigkeit der kapazitiven Wandler um Fehlverhalten und Unregelmäßigkeiten aufzuzeichnen: (1) Vergleich Zeitverläufe der Grundschwingungen, (2) Oberschwingungen bis 50. Ordnung (Spannung), (3) Zwischenharmonischen (Spannung), (4) Oberschwingungen von 2 kHz bis 9 kHz (Spannung), (5) Phasenwinkel bis 40. Ordnung (Spannung), (6) FFT basierte Auswertung der Zeitverläufe (nach Bedarf), (7) Transiente Vorgänge Produkt: Kauf von Wandlern gemäß entsprechenden technischen Richtlinien, welche u. a. kapazitive Wandler aufgrund fehlerhaften Messverhaltens ausschließen. Risikominimierung von Spannungsunterbrechungen möglich. Muster: ÜNB aus Lettland Für wen: Netzbetreiber
Blindleistungspotenzial an Übergabeknoten
Problem: Einschätzung des Potentials der Blindleistungsbereitstellung zwischen Netzebenen; Problem: Bisher wird
ausschließlich hinsichtlich Wirkleistung optimiert, Q kommt bisher einfach aus konventionellen Kraftwerken
Lösung:Beauftragung von Institut, das aus den vorhandenen Modellierungswerkzeugen ein Tool erstellt, das über alle
Netzebenen hinweg nach Blindleistung optimieren kann
Ergebnis/Produkt: Bereitgestellt als Produkt wird am Ende eine Software, die Potentiale und Bedarfe an Blindleistung aus
den verschiedenen Netzebenen bei der Modellierung abbilden kann. Als Ergebnis daraus ergeben sich zum einen der
Grad, zu dem sich die Netzebenen gegenseitig unterstützen/belasten können, als auch ein möglicher Bedarf an weiteren
Kompensationsanlagen.
Muster:Potenziell interessant für ÜNB/VNBs (vor allem dort,
wo große Kraftwerke vom Netz gehen), aber mir ist noch kein
ähnliches Projekt bekannt
Für wen: Netzbetreiber mit Q-Bedarf (ÜNB, VNB)
Musterlösung 3031
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