DE102013105444A1

DE102013105444A1 - Verfahren zur spannungsstabilisierung in einem elektrischen verteilnetz und vorrichtung hierzu

Info

Publication number: DE102013105444A1
Application number: DE102013105444.7A
Authority: DE
Inventors: Yehia Tarek Fawzy; Gerd Bettenwort; Thorsten Bülo
Original assignee: SMA Solar Technology AG
Current assignee: SMA Solar Technology AG
Priority date: 2012-11-13
Filing date: 2013-05-28
Publication date: 2014-05-15
Also published as: WO2014075970A2; WO2014075970A3

Abstract

Es wird ein Verfahren zur Spannungsstabilisierung in einem Niederspannungsnetz beschrieben. Bei diesem Verfahren wird zunächst ein Netzknoten i bestimmt, an dem die Spannung außerhalb eines gewünschten Spannungsbereiches liegt und es wird eine Spannungsänderung ΔUi bestimmt, die erforderlich ist, um diesen Netzknoten wieder in den gewünschten Spannungsbereich zurückzuführen. Anschließend werden Änderungsvorgaben für Blindleistung und/oder Wirkleistung einer Vielzahl von Betriebsmitteln gemäß einer vordefinierten Betriebsstrategie in Abhängigkeit der erforderlichen Spannungsänderung ΔUi bestimmt und Änderungsvorgaben werden durch die Betriebsmittel umgesetzt. Eine zentrale Betriebsführungseinheit steuert die Spannungshaltung in dem Niederspannungsnetz.

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Stabilisierung der Spannung in einem elektrischen Verteilnetz, sowie eine Vorrichtung hierzu in Form einer zentralen Betriebsführungseinheit.
Es ist bekannt, dass die Netzspannung in einem elektrischen Verteilnetz, im Folgenden auch nur kurz als Netz bezeichnet, durch die eingespeiste und entnommene Leistung an den diversen Verbindungsstellen von Einspeisern bzw. Verbrauchern mitbestimmt wird. Für das Ausmaß der Effekte, die durch eine Variation der Leistung verursacht werden, ist die Impedanz des Netzes bzw. die Struktur des Netzes mitbestimmend. Grundsätzlich zielen Verfahren zur Stabilisierung der Spannung innerhalb eines Netzes darauf ab, an den Punkten, an denen man die eingespeiste bzw. entnommene Leistung vorgeben bzw. beeinflussen kann, gezielt Blind- und/oder Wirkleistung so einzuspeisen, dass an allen Punkten des Netzes ein vorgegebenes Spannungsband eingehalten wird. Hierzu ist bekannt, dass Einspeiser autark die Spannung des Netzes an ihrem Einspeisepunkt messen und gezielt Blindleistung entsprechend einer Kennlinie in Abhängigkeit der gemessenen Spannung einspeisen. Bei diesem Verfahren hat die Spannung an anderen Punkten des Netzes keinen direkten Einfluss auf die eingespeiste Blindleistung. Hierzu kann es trotz eines stabilisierenden lokalen Effektes insgesamt zu einer mangelnden Spannungshaltung an anderen Stellen des Netzes kommen. Ein elektrisches Verteilnetz im Sinne dieser Anmeldung kann insbesondere ein Niederspannungsnetz, beispielsweise ein Netz mit 230 V Wechselspannung, sein.
Die vorliegende Erfindung beruht auf der Erkenntnis, dass es zu einem verbesserten Verhalten zur Spannungshaltung kommt, wenn die Änderung der Leistungseinspeisung durch eine Mehrzahl von Betriebsmitteln auf kollektive Weise durchgeführt wird. Beispielsweise werden die Leistungsänderungen durch eine zentrale Betriebsführungseinheit bestimmt und an eine Vielzahl von Betriebsmitteln gemeinsam kommuniziert. Auf diese Weise werden die erforderlichen Änderungen gemäß einer Betriebsstrategie auf eine Vielzahl von Betriebsmitteln verteilt, die gemeinsam auf ein übergeordnetes Regelungsziel hinarbeiten. Es wird dadurch verhindert, dass lokal sinnvolle Änderungen der Leistungswerte sich gegenseitig an anderen Stellen des Netzes so zu einem dortigen Effekt auf die Spannung kumulieren, so dass dort Spannungsvorgaben nicht mehr eingehalten werden können.
Ziel der vorliegenden Erfindung ist es, Verfahren anzugeben, die auf der Basis eines gemeinsamen Regelungszieles eine Verteilung der Beiträge zur Erreichung dieses Regelungsziel des auf eine Vielzahl von Betriebsmittel zu bestimmen, die dieser in Form von Vorgaben zur Änderung der Wirkleistung bzw. Blindleistung umsetzen. Auf diese Weise können auch Regelungsziele erreicht werden, zu deren Umsetzung die Leistungsfähigkeit eines einzelnen Einspeisern nicht reicht. Gleichzeitig können Verluste durch eine lokale Überlastung des Netzes vermieden werden und die Aufwände bzw. der Schaden am einzelnen Betriebsmittel (zum Beispiel durch entgangene Einspeisung) gleichmäßig unter den Betriebsmitteln verteilt werden.
Eine erfindungsgemäße Verfahren umfasst hierzu die folgenden Schritte:

– Bestimmung eines Netzknoten i, an dem die Spannung außerhalb eines gewünschten Spannungsbereiches liegt und Bestimmung einer Spannungsänderung ΔU_i, die erforderlich ist, um diesen Netzknoten wieder in den gewünschten Spannungsbereich zurückzuführen,
– Bestimmung von Änderungsvorgaben für Blindleistung und/oder Wirkleistung einer Vielzahl von Betriebsmitteln gemäß einer vordefinierten Betriebsstrategie in Abhängigkeit der erforderlichen Spannungsänderung ΔU_i und
– Umsetzung der Änderungsvorgaben durch die Betriebsmittel.

Entsprechend umfasst eine erfindungsgemäße Vorrichtung zur Spannungsstabilisierung in einem elektrischen Verteilnetz, insbesondere einem Niederspannungsnetz, Mittel zur Bestimmung der Spannung an einer Mehrzahl von Netzknoten i, um eine Spannungsänderung ΔU_i zu bestimmen, die erforderlich ist, um diesen Netzknoten wieder in den gewünschten Spannungsbereich zurückzuführen. Weiterhin umfasst die Vorrichtung eine Berechnungseinheit zur Bestimmung von kollektiven Änderungsvorgaben für Blindleistung und/oder Wirkleistung einer Vielzahl von Betriebsmitteln gemäß einer vordefinierten Betriebsstrategie in Abhängigkeit der erforderlichen Spannungsänderung ΔU_i und eine Kommunikationseinheit zur Übermittlung der kollektiven Änderungsvorgaben an die Betriebsmittel. Die Vorrichtung kann als zentrale Betriebsführungseinheit ausgestaltet sein, die die Einhaltung von Spannungsgrenzen in einem Netzabschnitt, beispielsweise einem Ortsnetz, sicherstellt.
Hierbei können die Netzknoten die, an denen die Spannung bestimmt wird, gleichzeitig die Einpeisepunkte der Betriebsmittel sein, es ist aber ebenso denkbar, weitere Netzknoten hinzu zu nehmen, an denen zusätzlich oder alternativ eine Spannung bestimmt wird.
Bei der Umsetzung der Bestimmung von Änderungsvorgaben in Abhängigkeit einer gewünschten Spannungsänderung können so genannte Sensitivitätsmatrizen Verwendung finden. Diese Matrizen verknüpfen eine Änderung der Einpeiseleistung an einem Einpeiseknotens j des Netzes mit einer Änderung der Spannung an einem Netzknoten i des Netzes. Gemäß Formel 1 ergeben sich so die Matrizen SP und SQ als Sensitivitätsmatrizen für die Wirkleistung bzw. die Blindleistung. Aus diesen Sensitivitätsmatrizen lässt sich eine Spannungsänderung ΔU_i an einem Netzknoten i gemäß Formel 2 als Funktion geänderter Vorgaben für die Wirkleistung P_j und die Blindleistung Q_j an die beteiligten Betriebsmittel j berechnen. Das Vorzeichen der Blindleistung Qj ist demzufolge im Rahmen dieser Beschreibung so gewählt, dass positive Blindleistung am Netzknoten i spannungserhöhend wirkt und negative Blindleistung spannungssenkend.
In einer Ausführungsform der Erfindung bestimmt eine zentrale Betriebsführungseinheit zunächst einen kritischen Knoten i. Dieser Knoten kann beispielsweise ein Netzknoten sein, an dem die aktuelle Spannung außerhalb des erlaubten Spannungsbandes liegt. Um die Spannung an diesem Punkt wieder zurück in den erlaubten Bereich zu führen, legt die zentrale Betriebsführungseinheit eine Spannungsänderung ΔU_i fest, die groß genug ist, um dieses Ziel zu erreichen. Anschließend bestimmt die zentrale Betriebsführungseinheit Werte P_j, Q_j als Vorgaben für Änderungen der Wirkleistung bzw. Blindleistung der Betriebsmittel j, die zur gewünschten Spannungsänderung ΔU_i führen. Hierzu wird eine Betriebsstrategie verwendet, um die Beiträge der einzelnen Betriebsmittel festzulegen. An dieser Stelle sei auch darauf hingewiesen, dass die zentrale Betriebsführungseinheit optional die ermittelten Vorgaben P_j, Q_j auch dahingehend überprüft, ob diese bei Umsetzung durch die Betriebsmittel nicht an andere Netzknoten zu Spannungen führen, welche außerhalb des zulässigen Spannungsbandes liegen.
In diesem Zusammenhang kann die zentrale Betriebsführungseinheit die Überwachung der Spannungsverhältnis im gesamten Niederspannungsnetz übernehmen und zum Beispiel in der Nähe eines Ortsnetztrafos angeordnet sein, mit dem das Niederspannungsnetz an ein übergeordnetes Mittelspannungsnetz angebunden ist. Ohne Einschränkung der Allgemeinheit ist es aber auch denkbar, dass die zentrale Betriebsführungseinheit nur die Überwachung eines Teiles des Niederspannungsnetzes übernimmt und zum Beispiel eine untergeordnete Überwachungskomponente eines hierarchisch organisierten Überwachungssystems darstellt. Die Anzahl der Betriebsmittel, mit deren Hilfe die zentrale Betriebsführungseinheit Einfluss auf die Spannungsverhältnis in dem von ihm überwachten Niederspannungsnetz nimmt, kann von einigen wenigen Betriebsmitteln bis zu einer Vielzahl, beispielsweise über 100 Betriebsmitteln reichen. Das von der zentralen Betriebsführungseinheit überwachte Niederspannungsnetz kann neben den Betriebsmitteln auch weitere Einspeiser und/oder Verbraucher aufweisen, die nicht von der zentralen Betriebsführungseinheit mittels Vorgaben angesprochen werden können. Betriebsmittel sind in diesem Zusammenhang alle durch Leistungsvorgaben steuerbare elektrischen Geräte, beispielsweise blindleistungsfähige oder nicht blindleistungsfähige Einspeiser wie photovoltaische Energieerzeugungsanlagen, Windkraftanlagen, Blockheizkraftwerke oder ähnliches, aber auch entsprechende Verbraucher, insbesondere Energiemanager oder steuerbare Energiespeichersysteme zum Beispiel auf Batteriebasis.
Die Betriebsstrategie kann eine Auswahl umfassen, ob die gewünschte Spannungsänderung über eine Wirkleistungsvorgabe, eine Blindleistungsvorgabe oder eine Mischung aus beiden Vorgabeformen umgesetzt wird. Eine Möglichkeit, dies zu erreichen, ist es, einen Faktor c vorzugeben, mit dem die Spannungsänderung in einen ersten Spannungsänderungsanteil ΔU_i ^P und einen zweiten Spannungsänderungsanteil ΔU_i ^Q zerlegt wird. Der erste Spannungsänderungsanteil ΔU_i ^P wird rein über eine Wirkleistungsvorgabe an die Betriebsmittel realisiert, während der zweite Spannungsänderungsanteil ΔU_i ^Q rein über eine Blindleistungsvorgabe an die Betriebsmittel realisiert wird. Dies ist in Formel 3 dargestellt. Die Werte für den Faktor c können zwischen 0 und 1 liegen, wobei ein Faktor c = 0 einer Umsetzung der Spannungsänderung ausschließlich durch Blindleistung entspricht, während ein Faktor c = 1 einer Umsetzung der Spannungsänderung ausschließlich durch Wirkleistung entspricht. Die Wirkleistungvorgabe und die Blindleistungsvorgabe können gleichzeitig oder sequenziell an die Betriebsmittel zur Umsetzung übertragen werden.
Die Betriebsstrategie kann weiterhin eine Auswahl einer Verteilungsform umfassen, mit der eine kumulative Wirkleistungsänderung oder Blindleistungsänderung auf die einzelnen Betriebsmittel umverteilt wird. Hierbei ist es beispielsweise denkbar, dass eine Leistungsänderung mit gleichem Betrag auf alle Betriebsmittel verteilt wird, dass eine Leistungsänderung mit gleichem prozentualen Anteil der jeweiligen Nennleistung eines Betriebsmittels verteilt wird, dass eine hierarchische Verteilung auf die Betriebsmittel erfolgt, oder dass eine gewichtete Verteilung auf die Betriebsmittel erzielte wird, bei der die Wirksamkeit der Änderung auf das Regelungsziel, also die Spannungsänderung ΔU_i, mitberücksichtigt wird. Auf die verschiedenen Verteilungsformen wird im Folgenden näher eingegangen. Es sei aber an dieser Stelle erwähnt, dass auch andere Verteilungsformen der Leistungsänderung auf die beteiligten Betriebsmittel denkbar sind. Jede der Verteilungsformen kann hierbei mit der vorher beschriebenen Verteilung auf eine Vorgabe für eine Wirkleistungsänderung und eine Blindleistungsänderung kombiniert werden.
Bei einer Verteilung der Leistungsänderung auf die Betriebsmittel mit gleichem Betrag verändert jedes beteiligte Betriebsmittel seine Einpeiseleistung um den gleichen Absolutwert, also zum Beispiel um 100 W. Bei n beteiligten Betriebsmitteln wird also in Summe eine Änderung der Leistung in diesem Beispiel um n·100 W bewirkt. Formel 4 zeigt, wie eine gewünschte Spannungsänderung ΔU_i bei dieser Verteilung in eine individuelle Leistungsänderung Q_j umgerechnet werden kann. Diese Formel bezieht sich zur Vereinfachung der mathematischen Darstellung in diesem Fall ausschließlich auf eine Blindleistungsänderung, kann aber analog auch auf eine Wirkleistungsänderung oder eine Mischung beider Änderungsformen angewandt werden.
Bei einer Verteilung der Leistungsänderung auf die Betriebsmittel mit gleichem Anteil verändert jedes beteiligte Betriebsmittel seine Einpeiseleistung um den gleichen Prozentbetrag seiner Nennleistung, also zum Beispiel um 1%. Formel 5 zeigt, wie eine gewünschte Spannungsänderung ΔU_i bei dieser Verteilung in eine relative Wirkleistungsänderung q umgerechnet wird, die dann an die beteiligten Betriebsmittel j als Vorgabe übermittelt wird. Die Betriebsmittel j können durch die relative Wirkleistungsvorgabe q und ihre Nennleistung Q_Nenn,j den absoluten Änderungswert Q_j selbst bestimmen. Alternativ ist es natürlich denkbar, dass diese Bestimmung des absoluten Änderungswertes bereits durch die zentrale Betriebsführungseinheit ausgeführt wird. Gegenüber der vorher genannten Betriebsstrategie ist in diesem Betriebsstrategie besonders dann vorteilhaft, wenn die angesprochenen Betriebsmittel sehr stark voneinander abweichende Nennleistungen aufweisen, da eine Überforderung von Betriebsmitteln mit geringer Nennleistung durch überhöhte Leistungsvorgaben vermieden wird.
Die gewichtete Verteilung der Leistungsänderung auf die Betriebsmittel berücksichtigt, dass verschiedene Betriebsmittel auch bei gleicher Leistungsänderung einen unterschiedlichen Einfluss auf die Spannungsänderung ΔU_i am Netzknoten i haben. Demzufolge wird bei dieser Verteilung das Betriebsmittel mit einem überproportional hohen Einfluss auch mit einem entsprechend größerem Beitrag zur Leistungsänderung herangezogen. Die Formel 7a zeigt die Berechnung einer gesamten Leistungsänderung Q_Ges und die Aufteilung dieser gesamten Leistungsänderung auf die Leistungsbeiträge Q_j der einzelnen Betriebsmittel j gewichtet mit ihrer individuellen Sensitivität SQ_i,j auf den Netzknoten i. Alternativ können auch andere Gewichtungsfaktoren zur Anwendung kommen, beispielsweise wird in Formel 7b die Gewichtung anhand der individuellen Sensitivität SP_i,j auf den Netzknoten j vorgenommen. In Formel 7c wird die Gewichtung anhand der individuellen maximalen Blindleistung Q_j,Max des Betriebsmittels j, in Formel 7d anhand der individuellen maximalen Wirkleistung Q_j,Max des Betriebsmittels j vorgenommen. Weitere Gewichtungsfaktoren, wie die mittels der maximalen Blindleisung Q_j,Max erreichbare Spannungsänderung Q_j,Max·SQ_j,j wie in Formel 7e, sowie, die mittels der maximalen Wirkleisung P_j,Max verursachte Spannungsänderung P_j,Max·SP_i,j wie in Formel 7f sind ebenfalls denkbar.
Bei einer hierarchischen Verteilung der Leistungsänderung wird das Betriebsmittel j_Max bestimmt, dessen Sensitivitätselement SQ_i,jMax für den Netzknoten i unter den beteiligten Betriebsmitteln j einen maximalen Wert annimmt. Die Spannungsänderung ΔU_i wird dann ausschließlich durch eine Änderung der Leistungsvorgabe Q_j,Max für dieses Betriebsmittel gemäß Formel 6 erzielt.
Sowohl bei der hierarchischen Verteilung als auch bei den anderen Verteilungsformen kann es dazu kommen, dass das einzelne Betriebsmittel j mit der Umsetzung der Leistungsvorgaben überfordert ist. Als Folge wird dieses Betriebsmittel die Vorgabe nicht oder nur teilweise umsetzen. Dadurch wird die durch die geänderten Leistungsvorgaben beabsichtigte Spannungsänderung ΔU_i nicht oder nur unvollständig erreicht. In diesem Fall ist es erforderlich, weitere Leistungsvorgaben an die Betriebsmittel zu formulieren, um die Spannung am kritischen Netzknoten i in den gewünschten Spannungsbereich zu bringen. Vorzugsweise werden diese weiteren Leistungsvorgaben als iterative Prozess durch Wiederholung des erfindungsgemäßen Verfahrens ausgeführt. Bei den Iterationen kann die Betriebsstrategie beibehalten oder unter den dargestellten Verteilungsformen gewechselt werden. Beispielsweise ist es denkbar, in einer ersten Iteration die gewünschte Spannungsänderung ΔU_i durch ausschließliche Vorgabe von Blindleistungsänderung zu erreichen, um in einer zweiten Iteration eine durch nur unvollständige Erreichung der gewünschten Spannungsänderung verbleibende Restspannungsänderung durch ausschließliche Vorgabe von Wirkleistungsänderung zu erreichen. In einem anderen Beispiel ist es denkbar, zunächst über eine hierarchische Verteilung ausschließlich das wirksamste Betriebsmittel anzusprechen, und eine verbleibende Restspannungsänderung dann über eine betragsgleiche Verteilung einer Leistungsänderung auf eine Vielzahl von Betriebsmitteln zu erreichen.
Bei nachfolgenden Iterationen ist es sinnvoll, die Betriebsmittel, die ihre Leistungsfähigkeit bereits vollständig erschöpft haben, aus der Verteilung der nachfolgenden Leistungsänderungen auszunehmen. Arithmetisch ist dies zum Beispiel dadurch erreichbar, dass die den bereits ausgeschöpften Betriebsmitteln j zugeordneten Matrixelemente vorübergehend auf 0 gesetzt werden.
Weiterhin ist es denkbar, eine Gruppierung von beteiligten Betriebsmitteln für jede Iteration eigenständig zu bestimmen. Die Teilmengen aller denkbaren Betriebsmittel kann für jeden Iterationsschritt grundsätzlich frei gewählt werden. So kann beispielsweise in einem ersten Iterationsschritt eine erste Teilgruppe von Betriebsmitteln mit Leistungsvorgaben belegt werden, und in einem zweiten Iterationsschritt eine zweite Teilgruppe von Betriebsmitteln, die keine gemeinsamen Elemente zu ersten Teilgruppe aufweist, mit Leistungsvorgaben belegt werden. Es ist ebenfalls denkbar, eine Teilgruppe innerhalb eines Iterationsschrittes so zu wählen, dass alle Betriebsmittel dieser Teilgruppe die gleiche Nennleistung aufweisen. Selbstverständlich ist es auch möglich, in aufeinanderfolgenden Iterationen die gleichen Betriebsmittel mehrfach mit erneuten Vorgaben zu belegen.
Es sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass eine gewünschte Spannungsänderung ΔU_i nicht nur deswegen nicht erreicht werden kann, weil eines oder mehrere der Betriebsmittel die Leistungsvorgaben nicht umsetzen können. Ein zusätzlicher Änderungsbedarf für die Netzspannung kann auch dadurch entstehen, dass trotz erfolgreicher Umsetzung der Leistungsvorgaben zwischenzeitlich geänderte Leistungsänderungen der Verbraucher oder von Einspeisern, die kein durch die zentrale Betriebsführungseinheit gesteuertes Betriebsmittel sind, einen neuen Änderungsbedarf ΔU_i für die Spannung am Netzknoten i erzeugen.
In einer weiteren Ausführungsform der Erfindung kann die Bestimmung eines Beitrages eines einzelnen Betriebsmittels in Form einer Leistungsänderungsvorgabe anstatt durch die zentrale Betriebsführungseinheit auch direkt durch das Betriebsmittel selbst erfolgen. Hierzu ist es denkbar, dass die zentrale Betriebsführungseinheit lediglich Informationen wie die gewünschte Spannungsänderung ΔU_i und den Index i des Netzknoten an das oder die Betriebsmittel übermittelt, das einen Beitrag zur Spannungsänderung leisten soll. In Verbindung mit bereits vorher übertragenen Informationen, insbesondere die Sensitivitätsmatrizen SP und SQ, sowie optional die zu verwendende Betriebsführungsstrategie und Nennleistungen der anderen beteiligten Betriebsmittel, errechnet dann das jeweilige Betriebsmittel eigenständig eine umzusetzende Leistungsvorgabe und setzt diese um. In einer Vielzahl von Anwendungen kann hierdurch der Kommunikationsaufwand zwischen der zentralen Betriebsführungseinheit und dem Betriebsmittel stark reduziert werden.
Ein weiterer erfindungsgemäßer Gedanke liegt darin, eine autarke Gruppe mit einer Anzahl von Betriebsmitteln, die regenerative Energieerzeugungssysteme, insbesondere photovoltaische Anlagen oder Windkraftanlagen, umfassen, mit der Aufgabe zu betrauen, Funktionen zur Netzstabilisierung eigenständig auszuführen. Aufgrund der Änderung der Wirkleistungseinspeisung dieser Anlagen, die typischerweise gleichzeitig oder in geringem zeitlichen Abstand einer vergleichbaren Charakteristik folgt (beispielsweise, weil eine Verschattung der photovoltaischen Anlagen, die in geringem Abstand voneinander angebracht sind, auch gleichzeitig oder nahezu gleichzeitig eintritt oder weil eine Windböe mehrere Windkraftanlagen zeitnah erfasst), kommt es in Netzbereichen, an denen diese Anlagen angeschlossen sind, in diesen Fällen zu überproportional großen Spannungsänderungen. Diese Netzbereiche neigen also dazu, den erlaubten Spannungsbereich in diesen Fällen schnell zu verlassen. Es ist bekannt, mit einer vorgegebenen Charakteristik Q(U) oder Q(P) der Wirkleistungseinspeisung automatisch eine Einspeisung von Blindleistung beizumischen, um diesen Effekt in pauschaler Weise entgegenzuwirken. Hierbei kann aber nicht auf die individuellen Eigenschaften des Netzes am Netzanschlusspunkt dieser so pauschalkompensierten Betriebsmittel Rechnung getragen werden. Entsprechend ist die Kompensationswirkung in der Regel auch nur partieller Natur.
In Verbindung mit dem erfindungsgemäßen Verfahren kann in dieser Situation vorteilhafter Weise ausgenutzt werden, dass Betriebsmittel innerhalb der autarken Gruppe aufgrund der Änderung ihrer eigenen Einspeiseleistung auch auf Änderungen der Einpeiseleistung anderer Betriebsmittel zurückschließen können. Auf diese Weise kann eine durch eine auf die gesamte Gruppe wirkende Änderung der Energieerzeugungsbedingungen verursachte Spannungsänderung ΔU_i an einem kritischen Netzknoten i geschlossen werden. Die Bestimmung der Spannungsänderung kann mithilfe der Formel 2 erfolgen, wobei die Sensitivitätsmatrizen Elemente für die Betriebsmittel der autarken Gruppe beinhalten und die Änderung der Energieerzeugung als Vektor P berücksichtigt wird. Selbstverständlich kann eine Spannungsänderung ΔU_i auch an mehreren Netzknoten i bestimmt werden.
Anschließend kann mittels einer der oben beschriebenen Betriebsstrategien eine Vorgabe für eine Leistungsänderung, bevorzugt eine reine Blindleistungsänderungsvorgabe Q_j, bestimmt werden, die der verursachten Spannungsänderung ΔU_i in gewünschter Weise entgegenwirkt. Diese Vorgabe kann alle oder einen Teil der Betriebsmittel der autarken Gruppe umfassen, insbesondere auch Elemente, die von den geänderten Energieerzeugungsbedingungen gar nicht betroffen sind. Diese Vorgehensweise führt zu geringeren und gleichzeitig effektiven Eingriffen in die Leistungsvorgaben der einzelnen Betriebsmittel als die oben beschriebene vereinfachte pauschale Ermittlung einer Leistungsvorgabe, insbesondere einer Blindleistungsvorgabe Q (U) oder Q(P), die nur die lokalen Bedingungen am Anschlusspunkt des Betriebsmittels berücksichtigt. Insbesondere wird durch diese Vorgehensweise eine frühzeitige Abregelung von eingespeister Wirkleistung bei Überspannung im Netz vermieden, da zunächst die verfügbare Blindleistung aller Betriebsmittel koordiniert eingesetzt werden kann, bevor eine reduzierende Wirkleistungsvorgabe gemacht werden muss.
Zur Illustration der Erfindung wird Bezug auf Figuren genommen, von denen
1 einen schematischen Aufbau eines Niederspannungsnetzes mit einer Vielzahl von Betriebsmitteln,
2 eine Kennlinie zur Bestimmung von Blindleistung,
3 ein Ablaufdiagramm zur Ermittlung einer Kennlinie für eine autarke Spannungshaltung durch Betriebsmittel,
4 einen exemplarischen Verlauf einer Blindleistungskennlinie in Abhängigkeit einer lokalen Netzspannung am Ort eines Betriebsmittels und
5 einen exemplarischen Verlauf einer Verschiebungsfaktor-Kennlinie in Abhängigkeit einer durch das Betriebsmittel eingespeisten Wirkleistung zeigt.
In 1 ist eine mögliche Struktur eines Niederspannungsnetzes 2 gezeigt, das eine Vielzahl von Betriebsmitteln 1 aufweist. Im gezeigten Beispiel können die Betriebsmittel 1 photovoltaische Anlagen mit und ohne Energiespeicher sein, oder intelligente Energiemanager, die den Verbrauch bzw. die Einspeisung eines ganzen Haushaltes oder gar eines Ortsnetzes ist mit einer Anzahl von Haushalten steuern. Eine zentrale Betriebsführungseinheit 3 steuert das Niederspannungsnetz 2 dadurch, dass es die Spannung an einer Vielzahl von Netzknoten 4 überwacht und zur Berechnung von Leistungsvorgaben für die Betriebsmittel nutzt. Diese Leistungsvorgaben werden über eine Kommunikation 5, die drahtgebunden oder drahtlos erfolgen kann, an die Betriebsmittel 1 übermittelt. Die Übermittlung an die Betriebsmittel 1 kann auf direktem Wege erfolgen oder über Anlagenregler AR, die die Vorgaben an die mit ihnen verbundenen Betriebsmittel 1 übertragen. Ohne Einschränkung der Allgemeinheit kann die zentrale Betriebsführungseinheit Teil eines hierarchischen Überwachungssystems sein, wobei die zentrale Betriebsführungseinheit ihre Vorgaben an eine dezentrale Betriebsführungseinheit 30 übergibt, die diese weiter verarbeitet und an die an sie angeschlossenen Betriebsmittel weiterreicht. Die dezentrale Betriebsführungseinheit 30 kann hierbei aus Sicht der zentralen Betriebsführungseinheit wie ein einzelnes Betriebsmittel 1 betrachtet und über Leistungsvorgaben angesteuert werden.
2 zeigt eine exemplarische Kennlinie 10 zur Steuerung der eingespeisten Blindleistung Q in Abhängigkeit der Spannung V in Relation zur Nennspannung V_n des Netzes 2. Um die Nennspannung V_n herum ist ein Totband 20 angeordnet, in dem keine Blindleistung bereitgestellt wird. Beidseitig um das Totband 20 herum ist jeweils ein linearer Bereich 15 angeordnet, in dem die eingespeiste Blindleistung Q als lineare Funktion mit steigender Netzspannung V abnimmt. Die Steilheit K der Kennlinie kann als Funktion der Elemente der Sensitivitätsmatrix SQ_Gesamt,i ermittelt werden. Mit dieser Kennlinie Q(V) wird die Spannungshaltung im kritischen Netzknoten i sichergestellt.
Ein weiterer Aspekt dieser Erfindung ist die Möglichkeit zur Einbindung von PV-DEA (Dezentrale Erzeugungsanlagen) in die Betriebsführung von intelligenten Verteil-Netzgebieten. Hierbei werden optimierte Spannungshaltungsverfahren vorgestellt, die in Abhängigkeit vorhandener Netzparameter bzw. unterstützt durch Messungen innerhalb der PV-DEA durchgeführt werden.
Die PV-DEA können in die Netzbetriebsführung über eine zentrale Betriebsführungseinheit (ZBFE) eingebunden werden, die zum Beispiel in einer Trafo-Station oder beim Netzbetreiber installiert werden kann. 1 zeigt eine schematische Darstellung einer möglichen Ausführung der ZBFE in einem Mittelspannungsnetz. Die zentrale Betriebsführungseinheit sammelt Informationen über alle PV-Anlagen (u. a. Nennscheinleistung und Spannungsmessung) im Netz, verarbeitet diese Daten und berechnet Wirk- und/oder Blindleistungsvorgaben zur Spannungshaltung im betroffenen Netz. Der Netzbetreiber kann entlastet werden durch eine dezentrale Betriebsführungseinheit DBFE, die autonom Spannungshaltung im Ortsnetz realisieren kann. Es wäre sonst ein Riesenaufwand, jeden Wechselrichter in jedem Haushalt über die Leitstelle der Verteilnetzbetreiber ansteuern zu müssen. Zur Spannungshaltung verwendet eine DBFE die gleichen Verfahren wie eine ZBFE, worauf in den folgenden Kapiteln eingegangen wird.
Vorausgesetzt, dass Netzdaten für ZBFE bzw. DBFE verfügbar sind (beispielsweise Netztopologie, Kabeltyp, Ort der PV-DEA... usw.), können sogenannte Spannungsempfindlichkeitsmatrizen berechnet werden. Sie können online u. a. über vorbekannte Verfahren oder im Vorfeld über übliche Netzberechnungsprogramme berechnet werden.
Die Lösung dieser Matrizen kann durch Iterationsverfahren wie Newton-Raphson erfolgen und ergibt ein linearisiertes Modell um den Betriebspunkt. Dadurch können kleine Änderung in der Spannungsphase (θ) und Amplitude (V) durch Änderungen in Wirk- bzw. Blindleistung effektiv und entkoppelt ermittelt werden. Hinzu wird die Wechselwirkung beziehungsweise der Einfluss auf die Spannung an einem Netzknoten durch die Einspeisung auf andere Netzknoten durch diese Analyse ermittelt. Die ZBFE kann dann anhand dieser Information über das vorhandene Netz die PV-DEA beziehungsweise Batterieumrichter gezielt ansteuern. Dadurch wird sichergestellt, dass die maximale Spannung unter der zulässigen Grenzen (beispielsweise definiert durch die europäische Richtlinie EN50160) gehalten wird, wobei möglichst eine gleiche Beteiligung aller Anlagen an der Spannungshaltung realisiert und möglichst exakt die dafür benötigte Blind- bzw. Wirkleistung ermittelt wird. Dabei dient die ZBFE als eine Schnittstelle zum Netzbetreiber, wodurch eine effektive Einbindung der PV-DEA in die Netzbetriebsführung sichergestellt wird.
Beschreibung der Verfahren:
Als erstes werden die Sensitivitätsmatrizen SP und SQ berechnet (durch Lastflussberechnungsprogramm, passive Ermittlung durch Messdatenauswertung, gezielte Variation der Leistungswerte und Analyse der Reaktion der Spannung im Netz, usw). Eine alternative Berechnung kann ebenfalls auf Admittanz- bzw. Impedanzmatrizen des Netzes beruhen. Anschließend werden die kritischen Netzknoten bzw. Anschlusspunkte mit potentiellen Spannungsproblemen, die durch PV-Wirkleistungseinspeisung verursacht werden können, mittels der Bewertung der Diagonalelemente der SP-Matrix ermittelt. Die Diagonalelemente mit dem größten Betrag weisen auf kritischen Knoten hin.
Überschreitet die Spannungsamplitude an einem der kritischen Knoten die zulässigen vordefinierten Grenzen, soll die ZBFE ausgewählte bzw. alle aktive PV-DEA und Batterieumrichter im betroffenen Netzgebiet zielorientiert ansteuern, um die Spannung wieder in die zulässigen Grenzen zu zwingen (Spannungshaltung). Mit zielorientiert ist hier die Betriebsstrategie gemeint.
Koordinierte Vorgaben:
Diese Erfindung führt unterschiedliche Betriebsstrategien ein. Eine erste Strategie liegt in der gleichmäßigen Verteilung des benötigten Blindleistungsbeitrag zur Spannungshaltung auf alle PV-DEA bzw. des benötigten Wirkleistungsfluss durch die Batterieumrichter. Der benötigte Spannungsänderung (ΔU) wird durch die Betriebsmittel 1 bis n in Abhängigkeit ihrer Sensitivitätswerte und ihre Nennleistung berechnet:
Hierbei sind SP_Gesamt,i und SQ_Gesamt,i die Zeilensummen der i-ten Zeile der Matrizen SP und SQ, falls alle Betriebsmittel j mit dem gleichen Betrag P bzw. Q beitragen. Eine gleichmäßige Verteilung kann man nur dann realisieren, wenn die benötigten Steuergrößen (P und Q) die Nennleistung der einzelnen Betriebsmittel nicht überschreiten. Ist eine solche Überschreitung nicht ausgeschlossen, werden die Betriebsmittel bevorzugt in Gruppen gleicher Nennleistung aufgeteilt, und die gleichmäßige Verteilung findet für diese Gruppen statt. Im allgemeinen Fall kann P bzw Q auch als Vektor und SP_Gesamt,i bzw. SQ_Gesamt,i als Zeilenvektor der entsprechenden Matrix SP, SQ behandelt werden, so dass sich die Spannungsänderung als Skalarprodukt der jeweiligen Vektoren ergibt.
Meistens befinden sich die kritischen Netzknoten am Ende eines Netzstrahls. Wenn nur die betroffene Anlage die unzulässige Spannungsänderung zu kompensieren versuchen, steigen hiermit die Netzverluste und der Ertrag dieser einzelnen Anlage wird gegenüber den anderen Anlagen abgesenkt. Das oben genannte Verfahren bietet durch die gleichmäßige Verteilung eine Lösung dieses Problems.
Im Gegensatz zur ersten Betriebsstrategie sollen in der zweiten Betriebsstrategie Lastfluss-Vorgaben an einem vordefinierten Netzknoten eingehalten werden. Meistens ist der Übergabepunkt zum übergeordneten Netz von diesen Vorgaben betroffen. Bei dieser Strategie werden die aktiven Betriebsmittel nach ihrer Hebelwirkung angesteuert, wobei die Hebelwirkung aus den Matrizen SP und SQ ermittelt wird. Dadurch werden nur die Betriebsmittel angesteuert, die eine Erfüllung der Lastflussvorgaben beim gleichzeitigen Einhalten von Spannungsgrenzen zulassen.
Da die Spannungsamplitude wegen Last- und Erzeugungsänderung im Netz ständig wechselt, sollen die Vorgaben schrittweise bzw. proportional zur Spannungsänderung stattfinden. In diesem Verfahren wird eine Kennlinie verwendet, um eine schrittweise Änderung sicherzustellen. In der Literatur werden die konventionellen Verfahren zur Spannungshaltung (bspw. Q(U) und P(U)-Kennlinien) eingesetzt. Dabei werden nur die vorhandenen Informationen am betroffenen Netzknoten (beispielsweise der Betrag der Netzimpedanz) genutzt. Detaillierte Angaben hierzu sind der Druckschrift EP1906505 zu entnehmen. Dadurch wird nur ein lokales Optimum zur Spannungshaltung erreicht.
Zur Optimierung der konventionellen Verfahren bzw. zur Erreichung eines globalen Optimums, wird in dieser Erfindungsmeldung die dargestellte Sensitivitätsanalyse für alle PV-Anlagen im betroffenen Netz eingesetzt. Es wird eine übergeordnete Kennlinie realisiert, die unter anderem durch eine ZBFE oder eine Zusammenarbeit mehrerer Wechselrichter (Master-Slave Prinzip) koordiniert wird. Zunächst werden alle Spannungsmesswerte aktiver PV-Anlagen an die ZBFE übertragen. Die maximale (oder minimale) Spannung im Netz wird ermittelt, in deren Abhängigkeit die Blindleistung durch die Kennlinie aufgefunden und an alle Wechselrichter als Vorgabe gesendet wird. Die Steilheit der Kennlinie wird in Abhängigkeit von SQ_Gesamt,i (siehe oben) parametrisiert. Vereinfachte Formen der Sensitivitätsmatrix bzw. Admittanz- oder Impedanzmatrix können auch eingesetzt werden, wenn die Vereinfachung immer noch akzeptable Ergebnisse liefern. Die Vorgaben für eine Fehlertoleranz hängen von Anwendungsfall ab.
Ein zusätzlicher Aspekt dieser Erfindung ist die Reduzierung des Kommunikationsaufwand durch die Verwendung von autarken Verfahren zur Spannungshaltung, d. h. durch Verfahren, die durch die zentrale Betriebsführungseinheit lediglich parametrisiert werden bzw. beim Netzaufbau oder in bestimmten Zeitabständen erneut kalibriert werden. Zu allen anderen Zeiten laufen die Verfahrensschritte zur Spannungshaltung eigenständig auf den Betriebsmitteln ab. Eine Parametrisierung bzw. eine Kalibrierung im Rahmen dieser Erfindung umfasst die Bestimmung von Parametern innerhalb eines Modells zur Nachbildung des Netzverhaltens, mit denen eine ausreichende Reproduktion bzw. Prognose der Auswirkung von Änderungen in den Einspeisegrößen der Betriebsmittel auf die Spannung an einem oder mehreren Netzknoten erreichbar ist. Insbesondere die Bestimmung von Matrixelementen der Sensitivitätsmatrizen SP und SQ werden hierdurch mit umfasst.
Eine optimierte Spannungshaltung kann zum Beispiel ohne aufwändige Kommunikation realisiert werden, wenn die Anhebung der Netzspannung im Netz indirekt durch die solare Einstrahlung, P_PV = f(Einstrahlung, η_WR), verursacht wird. Liegen Information über die aktuelle Einstrahlung vor, können die Wechselrichter mittels der Sensitivitätsfaktoren entsprechend den Ausführungen über koordinierte Vorgaben ermitteln, ob Spannungsprobleme an einem oder mehreren kritischen Knoten i vorliegen: ΔU_i = P_PV·SP_Gesamt,i
Jeder Wechselrichter hat Information über die Einstrahlung an seinem Installationsort beziehungsweise über seine verfügbare DC-Leistung. Insbesondere kann jeder Wechselrichter auch mithilfe der Information über seine Einstrahlung die verfügbare DC-Leistung von anderen Wechselrichtern in seiner Umgebung prognostizieren. Diese prognostizierte verfügbare DC-Leistung wird bei der Bestimmung von ΔU_i berücksichtigt. Die Sensitivitätsfaktoren können über eine Datenzentrale beziehungsweise ein Datenportal in definierten Zeitabschnitten kalibriert und/oder aktualisiert werden. Wenn durch die Spannungsänderung ΔU_i die zulässigen Spannungsgrenzen überschritten werden, zum Beispiel um den Anteil ΔU_{iKompensation}, wird Blindleistung Q gemäß Q = ΔU_{iKompensation}/SQ_Gesamt,i eingespeist bzw. Wirkleistung wird um den Betrag ΔP gemäß ΔP = ΔU_{iKompensation}/SP_Gesamt,i reduziert. Dabei ist ΔU_{iKompensation} der Teil der Spannungsamplitude, der zu kompensieren ist, um in den Bereich der zulässigen Werte zurückzukehren. Liegen also Spannungsprobleme vor, beteiligen sich alle aktive Wechselrichter im Netz als Folge des vorgestellten Verfahrens gleichmäßig und autark an der Behebung der Probleme.
Hierbei wird die Annahme getroffen, dass die PV-Anlagen im betroffenen Netzgebiet die gleiche Ausrichtung und gleiche Nennleistung haben. Ist das nicht der Fall, soll aus der Zentrale die Nennleistungen der Anlagen kommuniziert und für die Ausrichtung als Faktoren mitberücksichtigt werden. Es ergibt sich in diesem Fall:
Wobei E_j die Faktoren zur Berücksichtigung der Ausrichtung der Anlage j darstellen. Diese Faktoren können die zentrale Betriebsführungseinheit ermittelt werden, zum Beispiel durch Ermittlung des Zeitversatzes in denen Leistungsmaxima der verschiedenen Anlagen. Anlagen mit östlicher Ausrichtung erreichen ihr Leistungsmaximum früher als Anlagen mit südlicher oder westlicher Ausrichtung, so dass die zentrale Betriebsführungseinheit aus dem Zeitpunkt des Leistungsmaximums auf die Ausrichtung der Anlage schließen kann. Verschattende Objekte, die die Leistung individueller Anlagen zumindest temporär betreffen, können ebenfalls, z. B. ausgewertet aus vergangenen Leistungsdaten, berücksichtigt werden.
Ein mögliches erfindungsgemäßes Verfahren zur Parametrisierung der Kennlinie eines Betriebsmittels ist in 3 dargestellt. In einem ersten Schritt 310 werden die Daten in der zentralen Betriebsführungseinheit aufbereitet. Anhand der aufbereiteten Daten wird dann in einem zweiten Schritt 320 ein kritischen Netzknoten k und eine zugehörige maximale Knotenspannung U_k,Max an diesem Netzknoten ermittelt. Die maximale Knotenspannung U_k,Max kann hierbei der maximale Spannungswert sein, der innerhalb eines Betrachtungszeitraum im Netz tatsächlich erreicht worden ist oder ein Spannungswert, bis zu dem eine stabilisierende Einwirkung auf das Netz noch möglich erscheint. Analog kann minimale Knotenspannung U_k,Min an dem kritischen Netzknoten i bestimmt werden.
In einem dritten Schritt 330 werden dann die Matrixelemente der Sensitivitätsmatrizen SQ und SP für die Gruppe der Betriebsmittel bestimmt, die das Verfahren der autarken Spannungshaltung später ausführen sollen. Minimal erforderlich ist die Bestimmung der Matrixelemente der Sensitivitätsmatrizen, die dem kritischen Netzknoten k, sowie den Mitgliedern der Gruppe der Betriebsmittel zugeordnet sind. Danach wird in einem vierten Schritt 340 die Betriebsstrategie zur Einhaltung der Spannung am kritischen Netzknoten k festgelegt. Eine nicht abschließende Auswahl denkbarer Strategien ist vorstehend beschrieben. Abschließend werden in einem fünften Schritt 350 die Kennlinie aller betroffenen Betriebsmittel parametrisiert und die ermittelten Parameter an die entsprechende Betriebsmittel übermittelt. Nach Übertragung der Parametrisierung der jeweiligen Kennlinie sind die Betriebsmittel zur Durchführung einer autarken Spannungshaltung eingerichtet.
Eine beispielhafte Berechnung wird im Folgenden in Verbindung mit einer Kennlinie 400 eines Betriebsmittels j gemäß 4 im Detail dargestellt. Entlang der X-Achse ist die Netzspannung U am Ort des Betriebsmittels j aufgetragen, entlang der Y-Achse eine entsprechend der Kennlinie 400 einzustellende Blindleistung in Abhängigkeit der lokalen Netzspannung am Ort des Betriebsmittels. In diesem Beispiel wird die gleichmäßige Verteilung von Blindleistung unter den beteiligten Betriebsmitteln angenommen. Ausgehend von der maximalen Spannung U_j,Max am kritischen Netzknoten wird eine Spannungsänderung ΔU^Q abgezogen, um den Spannungswert U_Soll zu ermitteln, an dem der Blindleistungswert der Kennlinie die maximale negative Blindleistungsvorgabe –Q_Max erreichen soll, wobei ΔU^Q die Spannungsänderung darstellt, die durch die kollektive Bereitstellung der maximalen Blindleistungsvorgabe durch alle beteiligten Betriebsmittel am kritischen Netzknoten k erreicht werden kann. In diesem Berechnungsmodell wird also davon ausgegangen, dass am kritischen Netzknoten k die maximale Spannung U_k,Soll erreicht wird, wenn am Ort des Betriebsmittels die Spannung U_Soll vorliegt und daher die maximale negative Blindleistungsvorgabe –Q_Max erreicht wird.
Für Spannungen oberhalb U_Soll ist die Blindleistungsvorgabe der Kennlinie 400 konstant bei –Q_Max. Für Spannungen kleiner U_Soll schließt ein Spannungsbereich an, in dem sich der Betrag der Blindleistungsvorgabe gemäß der Kennlinie 400 linear von Q_Max auf Null reduziert. Die Breite dieses Bereiches kann ebenfalls gleich der Spannungsänderung ΔU^Q gewählt werden, er endet bei der Spannung U_DB. Innerhalb eines Totbandes der Breite DB um den Sollwert der Netzspannung U₀ wird entsprechend der Kennlinie 400 keine Blindleistung bereitgestellt.
Falls die Spannungsschwankungen im Netz sich symmetrisch um den Sollwert U₀ der Netzspannung verteilen, d. h. U_k,Min – U₀ = –(U_k,Max – U₀), kann eine symmetrische Kennlinie um U₀ genutzt werden, andernfalls wird das Verfahren zur Bestimmung der Übergangsspannungen U_Soll, U_DB entsprechend ausgehend von der minimalen Spannung U_k,Min am kritischen Knoten k durchgeführt, um den Verlauf der Kennlinie 400 für Spannungen kleiner U₀ zu bestimmen. Im Allgemeinen kann, zum Beispiel zur Kompensation von systematischen Spannungsdifferenzen zwischen der Netzspannung am kritischen Knoten k und der Netzspannung am Ort des Betriebsmittels j, auch für jedes Betriebsmittel ein individueller Wert für den Sollwert U₀ der Netzspannung gewählt werden, der diese systematischen Spannungsdifferenzen berücksichtigt.
Analog zu einer Kennlinie Q(U), die eine bereitzustellende Blindleistung Q in Abhängigkeit der am Ort des Betriebsmittels messbaren Netzspannung U vorgibt, kann eine Kennlinie P(U) eingesetzt werden, die anstelle einer Blindleistung Q eine Wirkleistung P bestimmt. Dieser Leistungswert kann beispielsweise eine Obergrenze der einzuspeisenden Wirkleistung darstellen und gegebenenfalls zu einer Abregelung des Betriebsmittels führen.
Nach dem vorstehend beschriebenen Schema können ebenfalls die vorher erwähnten anderen Betriebsstrategien in entsprechender Weise in Kennlinien Q(U) umgewandelt werden, die eine autarke Bestimmung einer Blindleistungsvorgabe als Funktion der Netzspannung am Ort des Betriebsmittels erlauben. Die Umwandlung kann so gestaltet sind, dass unter der Annahme, dass alle Betriebsmittel zu einem gegebenen Zeitpunkt aufgrund einer gleichen lokalen Netzspannung auch die strategiekonforme Verteilung der Blindleistungsvorgabe errechnen, erst dann kollektiv die maximalen Vorgabebeträge Q_Max entsprechend der Betriebsstrategie erreicht werden, wenn am kritischen Netzknoten k der maximale Spannungswert U_k,Soll erreicht wird.
Alternativ kann ein autark durch das Betriebsmittel ausgeführte Spannungsstabilisierung auf einer Verschiebungsfaktor-Kennlinie (cosϕ(P)-Kennlinie) beruhen, die einen Verschiebungsfaktor cosϕ als Funktion der eingespeisten Leistung bestimmt und entsprechend diesem Verschiebungsfaktor cosϕ Blindleistung Q der Wirkleistung P beifügt. Eine solche Kennlinie ist in 5 gezeigt. Unterhalb eines Schwellwertes P_DB für die eingespeiste Wirkleistung des Betriebsmittels beträgt der Verschiebungsfaktor cosϕ den Wert 1, d. h. es wird keine Blindleistung hinzugefügt. Oberhalb des Schwellwertes P_DB nimmt der Verschiebungsfaktor cosϕ mit steigender Wirkleistung linear zu, so dass die zugehörige Blindleistung Q = ±P√ 1/cos²φ – 1 überlinear zunimmt. Die Kennlinie endet bei der maximalen Wirkleistung P_Max, bei der der zugehörige Verschiebungsfaktor durch das Betriebsmittel gerade noch bereitgestellt werden kann. Häufig entspricht dies dem Punkt der maximalen Scheinleistung des Betriebsmittels und ist daher geringer als die maximal mögliche reine Wirkleistungseinspeisung P_Max. Es ist aber auch denkbar, dass das Betriebsmittel so dimensioniert ist, dass es den gewünschten Verschiebungsfaktor PF ohne Wirkleistungsreduktion, d. h. P_Max = P_Max, erlaubt. Bei der maximalen Wirkleistung P_Max der Kennlinie wird der Verschiebungsfaktor PF entsprechend der maximalen Blindleistung Q _Max = ± P _Max√ 1/PF² – 1 erreicht.
Zur Bestimmung der Parameter Q_Max bzw. PF und P_DB kann für die Strategie der gleichmäßigen Verteilung der Blindleistung folgendermaßen vorgegangen werden. Zunächst wird anhand der Sensitivitätsmatrizen SP und SQ gemäß Formel 8 bestimmt, welche Blindleistung Q_Max erforderlich ist, um die Spannung am kritischen Netzknoten k, die bei reiner und maximaler Wirkleistungseinspeisung P_max auf den maximalen Spannungswert U_k,Max ansteigen würde, in diesem Fall auf einen Anstieg bis zu einem vordefinierten, reduzierten Sollwert U_k,Soll zu begrenzen. Hierbei wird, wie bereits oben, unterstellt, dass alle beteiligten Betriebsmittel sich ebenfalls am Punkt maximaler Blindleistungseinspeisung befinden. Der entsprechende Verschiebungsfaktor PF = P_Max/√ PMax² + QMax² ist damit bekannt. Sollte es aufgrund der Bereitstellung der Blindleistung Q_Max erforderlich sein, die eingespeiste Blindleistung P_Max zu reduzieren, können die aufeinander abgestimmten reduzierten Werte P_Max bzw. Q_Max, bzw. der hierzu korrespondierende Verschiebungsfaktor PF, durch Näherung oder Iteration in bekannter Weise bestimmt werden.
Zur Bestimmung des Schwellwertes P_DB kann die Formel 9 verwendet werden. P_DB entspricht hierbei dem reinen Wirkleistungswert, bei dem der Spannungsanstieg am kritischen Knoten k zu dem Spannungssollwert U_k,Soll abzüglich der maximal erreichbaren Spannungsabsenkung aufgrund einer maximalen Blindleistungseinspeisung Q_Max führt.
Es sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass das autarke Spannungshaltungsverfahren mittels der Verschiebungsfaktor-Kennlinie, abgesehen von der Parametrisierungsphase, ohne eine Bestimmung von Spannungswerten im Netz auskommt. Entsprechend nimmt diese Stabilisierungsmethode, anders als die Q(U)-Kennlinie, auch keine Rücksicht auf zusätzliche spannungsändernde Effekte, die beispielsweise erst nach einer Parametrisierung durch die Verbraucher oder durch solche Betriebsmittel verursacht werden, die nicht von der vorbeschriebenen Kennlinie berücksichtigt sind. Vielmehr stellt die Verschiebungsfaktor-Kennlinie nur auf die – teilweise – Kompensation der Spannungserhöhung ab, die von der Wirkleistung der beteiligten Betriebsmittel verursacht wird. Systematische, zusätzlich spannungsändernde Effekte werden hierbei erst im Rahmen einer Wiederholung der Parametrisierung mit berücksichtigt.
Diese Erfindungsmeldung beschreibt eine Möglichkeit zur Einbindung von PV-DEA in die Betriebsführung von intelligenten Netzgebieten. Das kann über eine ZBFE bzw. DBFE realisiert werden, indem eine koordinierte Q(U)- bzw. P(U)-Regelung des Netzes implementiert ist, die über die Sensitivitätsmatrix parametrisiert wird. Die Kennlinien werden in Abhängigkeit der Netzimpedanz (Wechsel- und Eigenimpedanzen) an alle Knoten und nicht nur an dem Anschlusspunkt jeder Anlage parametrisiert. Dabei wird eine gleichmäßige Verteilung der Blindleistungsbedarf auf alle aktiven Wechselrichter im Netz erzielt. Falls die Anlagen unterschiedliche Nennleistung aufweisen, können die Anlagen in Gruppen aufgeteilt werden, und die Kennlinie wird entsprechend parametrisiert. Die Koordination findet zwischen der Betriebsführungseinheit, blindleistungsfähige PV-DEA und Speicheranlagen statt. Zusätzlich erfolgt die Optimierung autark mithilfe der Kenntnis der vorhandenen Einstrahlung, was zur Reduktion der Kommunikationsaufwand führt.
Liste der referenzierten Formeln:
Formel 1:
Formel 2:
Formel 3:
Formel 4:
Formel 5:
Formel 6:
Formel 7:
Formel 8:
Formel 9:
Bezugszeichenliste

1: Betriebsmittel
2: Niederspannungsnetz
3: zentrale Betriebsführungseinheit
4: Netzknoten
5: Kommunikation
6: Anlagenregler
10: Kennlinie
15: linearer Bereich
20: Totband
30: dezentrale Betriebsführungseinheit
310–350: Schritt
400: Kennlinie
500: Kennlinie

ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
Zitierte Patentliteratur

EP 1906505 [0043]

Zitierte Nicht-Patentliteratur

Richtlinie EN50160 [0036]

Claims

Verfahren zur Spannungsstabilisierung in einem elektrischen Verteilnetz, insbesondere einem Niederspannungsnetz, umfassend die – Bestimmung eines Netzknoten i, an dem die Spannung außerhalb eines gewünschten Spannungsbereiches liegt und Bestimmung einer Spannungsänderung ΔU_i, die erforderlich ist, um diesen Netzknoten wieder in den gewünschten Spannungsbereich zurückzuführen, – Bestimmung von kollektiven Änderungsvorgaben für Blindleistung und/oder Wirkleistung einer Vielzahl von Betriebsmitteln (1) gemäß einer vordefinierten Betriebsstrategie in Abhängigkeit der erforderlichen Spannungsänderung ΔU_i und – Umsetzung der kollektiven Änderungsvorgaben durch die Betriebsmittel (1).
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Betriebsstrategie eine Aufteilung der Spannungsänderung in einen ersten Anteil, der zur Bestimmung von Änderungsvorgaben für die Wirkleistung genutzt wird, und einem zweiten Anteil, der zur Bestimmung von Änderungsvorgaben für die Blindleistung genutzt wird, umfasst.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei die Betriebsstrategie eine Auswahl unter den folgenden Teilstrategien umfasst: – Bestimmung betragsgleicher Änderungsvorgaben für alle Betriebsmittel (1), – Bestimmung von Änderungsvorgaben mit gleichem Anteil einer Nennleistung der jeweiligen Betriebsmittel (1), – Bestimmung gewichteter Änderungsvorgaben für alle Betriebsmittel (1) und – hierarchische Bestimmung von Änderungsvorgaben für das Betriebsmittel (1) mit maximaler Sensitivität unter den Betriebsmitteln (1).
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei das Verfahren mehrfach, insbesondere mit wechselnder Betriebsstrategie, durchgeführt wird, bis der Netzknoten wieder in den gewünschten Spannungsbereich zurückgeführt ist.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei die Bestimmung der Spannungsänderung und die Bestimmung kollektiver Änderungsvorgaben mittels Elementen einer Sensitivitätsmatrix (SP, SQ) durchgeführt werden.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei die Bestimmung des Netzknotens und die Bestimmung der Spannungsänderung in einer zentralen Betriebsführungseinheit durchgeführt werden.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei die Betriebsmittel (1) autark die kollektiven Änderungsvorgaben bestimmen.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei die kollektiven Änderungsvorgaben anhand einer Kennlinie (400) als Funktion einer Netzspannung am Ort des jeweiligen Betriebsmittels (1) bestimmt werden.
Verfahren nach Anspruch 8, wobei die Kennlinie (400) einen Spannungsbereich als Totband (DB) mit konstanter Änderungsvorgabe umfasst, an dessen oberen Spannungsgrenzwert und dessen unteren Spannungsgrenzwert jeweils regulative Spannungsbereiche anschließen, in dem die Änderungsvorgabe linear mit steigender Spannung sinkt, bis ein vorgegebener Grenzwertbetrag (Q_Max) der Leistungsvorgabe erreicht wird.
Verfahren nach Anspruch 9, wobei die Breite der regulativen Spannungsbereiche als Funktion der Spannungsänderung (ΔU^Q) am Netzknoten i bei kollektiver Bereitstellung der maximalen Änderungsvorgabe durch alle Betriebsmittel (1) bestimmt wird.
Verfahren nach Anspruch 9 oder 10, wobei der obere Spannungsgrenzwert des Totbandes (DB) als ein maximaler Spannungswert am Netzknoten i ohne kollektive Änderungsvorgabe abzüglich der doppelten Spannungsänderung (ΔU^Q) am Netzknoten i bei kollektiver Bereitstellung der maximalen Änderungsvorgabe durch alle Betriebsmittel (1) bestimmt wird.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei die kollektiven Änderungsvorgaben anhand einer Verschiebungsfaktor-Kennlinie (500) als Funktion einer Wirkleistungsabgabe des jeweiligen Betriebsmittels (1) bestimmt werden.
Verfahren nach Anspruch 12, wobei die Verschiebungsfaktor-Kennlinie (500) ein Totband umfasst, in dem der Verschiebungsfaktor (cosϕ) den Wert eins aufweist, und an das für höhere Wirkleistung ein Bereich anschließt, in dem der Verschiebungsfaktor (cosϕ) linear mit der Wirkleistung bis zu einer maximalen Wirkleistung (P_Max) zunimmt.
Verfahren nach einem der Ansprüche 8 bis 13, wobei die Kennlinie mittels Elementen einer Sensitivitätsmatrix (SP, SQ) parametrisiert wird.
Vorrichtung zur Spannungsstabilisierung in einem elektrischen Verteilnetz, insbesondere einem Niederspannungsnetz, umfassend: – Mittel zur Bestimmung der Spannung an einer Mehrzahl von Netzknoten i, um eine Spannungsänderung (ΔU_i) zu bestimmen, die erforderlich ist, um diesen Netzknoten wieder in den gewünschten Spannungsbereich zurückzuführen, – eine Berechnungseinheit zur Bestimmung von kollektiven Änderungsvorgaben für Blindleistung und/oder Wirkleistung einer Vielzahl von Betriebsmitteln (1) gemäß einer vordefinierten Betriebsstrategie in Abhängigkeit der erforderlichen Spannungsänderung (ΔU_i) und – eine Kommunikationseinheit zur Übermittlung der kollektiven Änderungsvorgaben an die Betriebsmittel (1).