Die Übertragungsnetzbetreiber reagieren auf entstehende Überlastungen einzelner AC-Leitungen sowohl mit dem Ausbau des AC-Netzes als auch mit der vermehrten Integration von Phasenschiebertransformatoren (PST) und Hochspannungsgleichstromübertragungen (HGÜ), die eine definierte Beeinflussung der AC-Wirkleistungsflüsse ermöglichen. Zur Vermeidung von negativen Wechselwirkungen zwischen diesen Betriebsmitteln widmet sich die Arbeit der Fragestellung, wie sich geeignete Arbeitspunkte von PSTs und HGÜs zur Wahrung der Netzsicherheit bestimmen lassen. Dazu wird ein einheitliches Netzbetriebsverfahren entworfen, dass unterschiedliche Methoden zur Koordinierung von PST und HGÜ verwendet, um so auf die verschiedenen zeitlichen Gegebenheiten während der Netzbetriebsplanung und der Netzbetriebsführung einzugehen. Diese Methoden werden mithilfe numerischer Fallstudien an einem entworfenen Testnetz untersucht und deren Eignung analysiert.
The transport of electrical power over longer distances results in a higher demand of transportation capacities in the transmission grid. The transmission grid operators (TSO) respond to arising over-loading of several AC lines with the expansion of the AC grid as well as with increasing integration of power flow controlling devices (PFCD), like phase shifting transformer (PST) and high-voltage direct current (HVDC) transmission systems. Both PFCDs enable a defined manipulation of AC power flows, whereby the influence to power flows is wide-ranging and can have an impact to far away AC lines in other control areas. To avoid negative interactions between the rising number of PFCDs, this thesis designs methods for the calculation of suitable set points for PSTs and HVDCs, based on voltage source converters (VSC), which helps to ensure the grid stability. For this purpose, a grid operation procedure will be de-signed, which uses different methods to determine and coordinate PFCD set points. According to the division in grid operation planning and grid operation management the designed methods can be subdivided into two time ranges. The first one involves the predictive planning of PST and HVDC set points during day-ahead and intraday planning process. The second time range includes meth-ods for the calculation of PST and HVDC set points in case of power flow changes during the online grid operation. The grid operation procedure proposes a central instance for optimisation and coor-dination of the predictive set points. During the online grid operation, this communication-intensive data exchange and optimisation effort is not possible, due to short reaction time after disturb-ances. In this case the designed methods uses only data, which are locally available. The verification of the designed methods for PST and HVDC set point optimisation happens via nu-meric case studies in the simulation environment MATLAB. A designed reference grid enables the reproduction of several line loading situations as well as different disturbances. The executed in-vestigations show, that the designed methods form a suitable grid operation procedure for the optimal use of PSTs und HVDCs. Limitations are only visible during major disturbances, in which the adaptability of the PFCDs is not sufficient. In this case the TSOs have to initiate further measures to guarantee the grid stability.
Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) reagieren auf entstehende Überlastungen einzelner AC-Leitungen sowohl mit dem Ausbau des AC-Netzes als auch mit der vermehrten Integration von Power Flow Controlling Devices (PFCD), wie Phasenschiebertransformatoren (PST) und Hochspan-nungsgleichstromübertragungen (HGÜ), die eine definierte Beeinflussung der AC-Wirkleistungsflüsse ermöglichen. Gleichzeitig verändert der Einsatz der PFCDs auch die Wirkleis-tungsflüsse auf weiter entfernten AC-Leitungen in anderen Regelzonen. Zur Vermeidung von negativen Wechselwirkungen zwischen PFCDs widmet sich die Arbeit der Fra-gestellung, wie sich geeignete Arbeitspunkte von PSTs und HGÜs, basierend auf Voltage Source Converter (VSC), zur Wahrung der Netzsicherheit bestimmen lassen. Dazu wird ein Netzbetriebs-verfahren entworfen, dass unterschiedliche Methoden zur Koordinierung der PFCDs verwendet, um so auf die verschiedenen zeitlichen Gegebenheiten während der Netzbetriebsplanung und der Netzbetriebsführung einzugehen. Dementsprechend unterteilt sich das Netzbetriebsverfahren in die vorausschauende Planung von PST- und HGÜ-VSC-Netzbetrieb im Day-Ahead und Intraday Zeitbereich sowie in Methoden zur Anpassung der PST- und HGÜ-VSC-Sollwerte bei unplanmäßi-gen Wirkleistungsflussänderungen im Onlinebetrieb. Dabei wird in der Netzbetriebsplanung die Optimierung der Arbeitspunkte von einer zentralen Instanz koordiniert durchgeführt. Im Onlinebe-trieb ist dieser kommunikationsintensive Datenaustausch aufgrund der geforderten kurzen Reakti-onszeit auf Störungen nicht möglich. Entsprechend wird bei diesen Methoden auf lokal verfügbare Daten zurückgegriffen. Die Validierung der entworfenen Methoden zur Optimierung der PST- und HGÜ-VSC Sollwerte erfolgt mithilfe numerischer Fallstudien. Ein dafür entworfenes Testnetz ermöglicht eine Abbildung verschiedener Leitungsbelastungssituationen sowie unterschiedlicher Störungen. In den durchge-führten Untersuchungen wird gezeigt, dass die vorgestellten Methoden ein geeignetes Netzbe-triebsverfahren für den optimalen Einsatz von PSTs und HGÜ-VSCs darstellen. Einschränkungen ergeben sich bei größeren Störungen, in denen die technischen PFCD-Anpassungsmöglichkeiten nicht ausreichend sind. In diesem Fall sind geeignete weitere Maßnahmen einzuleiten.