Wissenschaft trifft Normung: Fünf STS-Studierende präsentieren ihre Forschung beim STS Pitch 2026

Simulation of Microgrid Reliability with Intermittent Renewable Energy Generation

Exposé: The increasing integration of intermittent renewable energy sources such as photovoltaic and wind power creates new challenges for ensuring reliable electricity supply. This thesis investigates the reliability of an isolated microgrid combining photovoltaic generation, wind turbines and battery energy storage using Monte Carlo Simulation and Markov modelling. The study evaluates the effects of seasonal renewable variability, intelligent load prioritization, different generation and storage capacities, and component failures using the reliability indices Loss of Load Expectation (LOLE), Loss of Load Probability (LOLP) and Expected Energy Not Supplied (EENS). The results show that the hybrid PV–wind–battery configuration provides the best overall reliability, while intelligent load prioritization can further improve the reliability of critical loads such as hospitals. The failure and repair analysis demonstrates high overall system availability and highlights the importance of considering component reliability and repair times when designing resilient renewable-based microgrids.

Betreut durch Prof. Dr.-Ing. Thomas Leibfried, IEH, und Prof. Dr. Sanja Lazarova-Molnar, AIFB.

Untersuchung der Möglichkeiten zur Beeinflussung der Ionenpaarerzeugungsrate 

Exposé: Die statistisch variierende Startelektronenbereitstellung beeinflusst maßgeblich das Auftreten von Gasentladungen und kann insbesondere bei Stoßspannungsprüfungen zu Schwankungen der Prüfergebnisse führen. Da die Startelektronenbereitstellung unter anderem durch die Ionenpaarerzeugungsrate beeinflusst wird, ist deren experimentelle Untersuchung von besonderem Interesse. Ziel dieser Arbeit ist die Entwicklung einer zylindrischen Ionisationskammer zur Bestimmung der natürlichen Ionenpaarerzeugungsrate sowie die Untersuchung von Möglichkeiten zu ihrer gezielten Beeinflussung. Hierzu wurde eine zylindrische Ionisationskammer ausgelegt und ein Messaufbau für Ionisationsströme im fA-Bereich realisiert, wobei aufgrund der hohen Störempfindlichkeit die Ionenpaarerzeugungsrate nicht experimentell bestimmt werden konnte. Durch die Identifikation und gezielte Reduktion von Störquellen konnte die Störgröße von 0,2 μA auf 562 fA reduziert und ein Konzept zur gezielten Beeinflussung der Ionenpaarerzeugungsrate mittels UV-Strahlung entwickelt werden, das eine Grundlage für weiterführende experimentelle Untersuchungen bildet.

Betreut durch Prof. Dr. sc. Myriam Koch, Fachgebiet Hochspannungstechnische Betriebsmittel und Anlagen, Technische Universität Darmstadt

Entwicklung einer vereinfachten Berechnungsmethode des DC-Dauerkurzschlussstroms eines HGÜ-Netzes 

Exposé: Der steigende Anteil dezentraler Erzeugungsanlagen infolge der Energiewende stellt neue Anforderungen an die Übertragung großer elektrischer Leistungen über weite Entfernungen, wobei Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) einen geeigneten Lösungsansatz für zukünftige Stromübertragungsnetze darstellt. Neben einzelnen HGÜ-Verbindungen werden künftig auch vermaschte HGÜ-Netze unter Beteiligung mehrerer Hersteller erwartet (Multi-Vendor-Systeme), für deren sichere thermische Auslegung insbesondere die im Kurzschlussfall auftretenden hohen DC-Kurzschlussströme zuverlässig bestimmt werden müssen. Die Berechnung der DC-Kurzschlussströme ist bei Multi-Vendor-Systemen aufgrund der fehlenden herstellerübergreifenden Stromrichtermodelle nur eingeschränkt möglich. Daher werden vereinfachte Berechnungsmethoden benötigt, mit denen bereits in frühen Planungsphasen die wesentlichen Kenngrößen des DC-Kurzschlussstroms abgeschätzt werden können, analog zur Kurzschlussstromberechnung in AC-Netzen. Im Rahmen dieser Arbeit wird ein vereinfachtes Berechnungsverfahren zur Abschätzung des DC-Dauerkurzschlussstroms entwickelt und anhand detaillierter Simulationen für verschiedene HGÜ-Netzkonfigurationen validiert, wobei die Ergebnisse eine gute und konservative Abschätzung zeigen.

Betreut durch Dipl.-Ing. Jakob Leide, Technische Hochschule Darmstadt

Einfluss der DC-Voltage-Droop-Regelung auf die Momentanreserve von Grid-Forming-Umrichtern in Multiterminal-DC-Netzen

Exposé: Im Zuge der Energiewende sinkt durch die Abschaltung von Großkraftwerken und den damit verbundenen Synchrongeneratoren die Trägheit des elektrischen Energieversorgungssystems, wodurch die Frequenzstabilität zunehmend gefährdet ist. Gleichzeitig werden zur Verteilung der Energie aus erneuerbaren Energiequellen verstärkt leistungselektronische Umrichter in das Netz integriert und perspektivisch DC-seitig in Multi-Terminal-DC-Netzen (MTDC) zusammengeschaltet. Während die Umrichter über eine DC-Spannungs-Droop-Regelung zur Spannungshaltung im MTDC-Netz beitragen, können sie mittels Grid-Forming-Regelung (GFM) zusätzlich virtuelle Trägheit und somit Momentanreserve zur Stabilisierung der AC-Frequenz bereitstellen. In dieser Arbeit wird untersucht, wie die DC-Spannungs-Droop-Regelung die durch die GFM-Regelung bereitgestellte Momentanreserve beeinflusst. Dabei konnte ein quadratischer Zusammenhang zwischen der Parametrierung des DC-Droop-Reglers und der tatsächlich bereitgestellten Momentanreserve festgestellt werden, der in der aktuellen Normung bislang nicht berücksichtigt wird und dadurch zu Fehleinschätzungen des Trägheitsverhaltens zukünftiger elektrischer Energieversorgungssysteme führen kann.

Betreut durch Herrn Siyuan Li, M.S., Technische Hochschule Darmstadt

Zusammenspiel von Frequenz und DC-Spannungsregelung netzbildender HGÜ-Umrichter in eingebetteten MTDC-Netzen unter Einbindung von Offshore-Windparks

Exposé: Der zunehmende Anteil leistungselektronisch gekoppelter Erzeugungsanlagen reduziert die mechanische Trägheit des Energiesystems und stellt neue Anforderungen an die Frequenz- und Spannungsstabilität zukünftiger AC/MTDC-Netze. Diese Arbeit untersucht, wie netzbildende Regelungsverfahren von VSC-HGÜ-Stationen, die auf der Virtuellen Synchronmaschine (VSM) basieren, und frequenzabhängige Wirkleistungsbereitstellung von Offshore-Windparks zur Kompensation dieses Verlusts beitragen können. Die Ergebnisse zeigen, dass die DC-Kapazitäten eines HGÜ-Systems innerhalb weniger Millisekunden signifikante Energie zur virtuellen Trägheit bereitstellen und damit die RoCoF wirksam dämpfen können. Während die VSM mit autonomer Frequenzregelung die DC-Spannungsstabilität verbessert, bietet die VSM Vorteile bei Leitungsausfällen, sodass eine Kombination beider Ansätze besonders geeignet erscheint. Die Ergebnisse zeigen zudem, dass Regelungsparameter systemspezifisch auszulegen sind und liefern wichtige Erkenntnisse für die zukünftige Ausgestaltung technischer Anschlussregeln und Normen für spannungseinprägende HGÜ-Systeme.

Betreut durch Prof. Dr.-Ing. Jutta Hanson, bzw. ihrem Mitarbeiter Aaron Hebing, Technische Hochschule Darmstadt