DE102014214906A1 - Verfahren zur Stabilisierung eines Energieverteilnetzes - Google Patents

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Abstract

Verfahren zur Stabilisierung eines Energieverteilnetzes (3) unter Einbeziehung eines Energiemanagementsystems (1) zumindest eines Gebäudes (2), wobei – im Energieverteilnetz (3) an einer Stelle im Bereich vom Netzanschlusspunkt des Gebäudes bis zum Energieverteilschrank des Gebäudes die Spannung und/oder an einer vom Netzanschlusspunkt des Gebäudes entfernten Stelle im Bereich bis zum dem Gebäude nächstgelegenen Transformator des Energieverteilnetzes (3) Strom gemessen werden, – die Spannungsmesswerte mit einer vorgegebenen, die Netzstabilität gewährleistenden Spannungs-Wirk- und Blindleistungs-Kennlinie verglichen und/oder die Strommesswerte mit einer vorgegebenen, die Netzstabilität gewährleistenden Strom-Wirk- und Blindleistungs-Kennlinie verglichen werden, – die Differenz zwischen Messwerten und Kennlinie an das Energiemanagementsystem weitergeleitet werden und – bei Überschreitung des durch die Blindleistungs-Kennlinie oder durch die Wirkleistungs-Kennlinie vorgegebenen Bereichs das Energiemanagementsystem (1) berechnet, welche Komponenten des Gebäudes ihre Leistung ändern müssen, um in den Bereich innerhalb der Wirk- bzw. Blindleistungs-Kennlinie zurückzukehren, – und die Leistungsänderung durch die Komponente (7) durchgeführt wird.

Description

  • Technisches Gebiet
  • Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Stabilisierung eines Energieverteilnetzes unter Einbeziehung eines Energiemanagementsystems zumindest eines Gebäudes, sowie eine entsprechende Vorrichtung.
  • Zum Energiemanagement gehört die Planung und der Betrieb von energietechnischen Erzeugungs- und Verbrauchseinheiten. Ziele sind sowohl die Ressourcenschonung als auch Klimaschutz und Kostensenkungen, bei Sicherstellung des Energiebedarfs der Nutzer.
  • Stand der Technik
  • Der klassische Netzbetrieb bei der Elektrizitätsversorgung ist durch die zunehmende Durchdringung mit dezentralen, meist erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen (DEA) vor große Herausforderungen gestellt. Hinzu kommt die Entwicklung der Elektromobilität und damit eine Verstärkung der Substitution von anderen Energieübertragungsformen durch Elektrizität. Das sogenannte „Smart Grid“ wird als Lösung für diese Problemstellungen gesehen. Das Smart Grid oder intelligente Stromnetz umfasst die kommunikative Vernetzung und Steuerung von Stromerzeugern, Speichern, elektrischen Verbrauchern und Netzbetriebsmitteln in Energieübertragungs- und Energieverteilungsnetzen der Elektrizitätsversorgung.
  • Dabei kann die Netzstabilität in Energieübertragungs- und Energieverteilungsnetzen vorwiegend in zwei Bereichen gefährdet werden: Das vorherrschende Problem in ländlichen Netzen ist die Spannungserhaltung, das auch als „U-Problem“ bezeichnet wird. In urbanen Netzen, die aufgrund der Lastdichte eher geringe Leitungslängen aufweisen, ist weniger die Spannungserhaltung als vielmehr das Problem der Auslastung von Betriebsmitteln vorherrschend. Dies wird auch als „I-Problem“ bezeichnet. Dezentrale Einspeiser verringern zunächst die hohe Auslastung von Leitungen und Transformatoren. In den seltensten Fällen werden aber auch die Leistungsgrenzen bei der Rückspeisung verletzt.
  • Und es können auch z.B. in suburbanen Gebieten Netzabschnitte innerhalb eines Netzgebietes sowohl eher den ländlichen als auch den urbanen Charakter haben. Um beim letzten Teilnehmer noch die durch Normen (etwa durch EN 50160) vorgegebenen Spannungsgrenzen einzuhalten bzw. die Betriebsmittel nicht zu überlasten, muss entweder Netzausbau betrieben oder ein aktives Netzmanagementsystem eingesetzt werden. Letzteres greift gezielt auf Erzeuger, flexible Verbraucher oder auch Speicher im Netz zu, um den Netzbetrieb normgerecht aufrecht zu erhalten.
  • In Zukunft werden sogenannte „Smart Buildings“, auch als intelligente Häuser oder intelligente Gebäude bezeichnet, ebenfalls Komponenten wie fluktuierende Erzeuger (z.B. Photovoltaikanlagen, Kleinwindkraftanlagen), flexible Verbraucher und Speicher für elektrische Energie enthalten, oder etwa die Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge. Das Gebäude wird „smart“ bzw. intelligent durch den Einsatz eines modernen Gebäudeautomationssystems. Gebäudeautomation umfasst die Gesamtheit von Überwachungs-, Steuer-, Regel- und Optimierungseinrichtungen in Gebäuden. Ziel ist es, Funktionsabläufe komponentenübergreifend selbstständig (automatisch) und nach vorgegebenen Einstellwerten (Parametern) durchzuführen. Alle Sensoren, Aktoren, Bedienelemente, Verbraucher und andere technische Einheiten im Gebäude werden miteinander vernetzt. Abläufe können in Szenarien zusammengefasst werden. Kennzeichnendes Merkmal ist die durchgängige Vernetzung mittels eines Bussystems.
  • Die Gebäudeautomationssysteme der Smart Buildings, bzw. die Energiemanagementsysteme als Teil der Gebäudeautomationssysteme, müssen daher für die einzelnen Komponenten des Gebäudes den Eigenbedarf elektrischer und thermischer Energie optimieren, lokale (auf das Gebäude bezogene) Prognosen erstellen und flexible Tarifvorgaben, die markt- bzw. auch netzspezifische Anteile aufweisen, berücksichtigen.
  • Dies bedeutet aber, dass das Smart Grid keinen Zugriff auf die einzelnen Komponenten eines Smart Buildings haben kann, weil sonst die gebäudeinterne Optimierung, etwa die sogenannte day-ahead-Optimierung, nicht mehr möglich wäre.
  • Bei Elektrizitätserzeugungsanlagen > 100kW ist daher etwa in Deutschland aufgrund der sogenannten Mittelspannungsrichtlinie (Richtlinie für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz) vorgesehen, dass die Elektrizitätserzeugungsanlagen von sich aus zur statischen und dynamischen Netzstabilisierung beitragen müssen. Ähnliche Vorgaben könnten daher in Zukunft auch kleinere Elektrizitätserzeugungsanlagen, etwa solche in Smart Buildings, treffen.
  • Darstellung der Erfindung
  • Ziel der vorliegenden Erfindung ist es, auch für Smart Buildings, die elektrischen Strom in das Energieverteilnetz einspeisen, eine Lösung zur Verfügung zu stellen, welche zumindest einen Beitrag zur statischen Netzstabilisierung ermöglicht.
  • Bei statischer Netzstabilisierung müssen auf Anforderung des Netzbetreibers Wechselrichter induktive oder kapazitive Blindleistung ins Netz einspeisen können, um die Blindleistungsbilanz im Netz auszugleichen und die Netzspannung im Mittelspannungsnetz stabil zu halten.
  • Zusätzlich soll die Wirkleistung in Abhängigkeit von der Netzfrequenz automatisch reduziert werden können. Dies geschieht gemäß Mittelspannungsrichtlinie über eine Statik genannte Kennlinie (40% pro Hz) ab dem Verlassen des normalen Frequenzbandes bei 50,2 Hz (obere Frequenzgrenze der Primärregelung) bis hin zur Abschaltung der Erzeugungseinheit bei einer Frequenz größer 51,5 Hz. Dieses Verhalten wurde dem TransmissionCode 2007 entnommen, damit Mittelspannungsanlagen sich bezüglich der globalen Größe der Netzfrequenz genauso wie Kraftwerke am Übertragungsnetz verhalten.
  • Im Gegensatz dazu bewirkt die dynamische Netzstabilisierung die Spannungshaltung bei kleinen, beherrschbaren Netzfehlern, um eine ungewollte gleichzeitige Abschaltung der Einspeiseleistungen und damit ganze Netzzusammenbrüche zu verhindern. So dürfen sich gemäß Mittelspannungsrichtlinie die Erzeugungsanlagen bei Fehlern im Netz nicht einfach selbst abschalten und müssen im Falle eines Kurzschlusses im öffentlichen Netz einen definierten Kurzschlussstrom zur Verfügung stellen.
  • Sowohl bei der statischen als auch bei der dynamischen Netzstabilisierung sollten damit die Erzeuger in Smart Buildings aktiv in den Betrieb des Smart Grids eingebunden sein, andererseits sollen die Erzeuger in die internen Optimierungsprozesse des Smart Buildings eingebunden sein und würden dabei nicht oder nur eingeschränkt der Netzstabilisierung des Smart Grids zur Verfügung stehen.
  • Es ist daher die Aufgabe der vorliegenden Erfindung, einen Ausgleich zwischen diesen einander widersprechenden Forderungen herzustellen.
  • Diese Aufgabe wird durch ein Verfahren mit den Merkmalen des Patentanspruchs 1 gelöst, indem
    • – im Energieverteilnetz an einer Stelle im Bereich vom Netzanschlusspunkt des Gebäudes bis zum Energieverteilschrank des Gebäudes die Spannung und/oder an einer vom Netzanschlusspunkt des Gebäudes entfernten Stelle im Bereich bis zum dem Gebäude nächstgelegenen Transformator des Energieverteilnetzes Strom gemessen werden,
    • – die Spannungsmesswerte mit einer vorgegebenen, die Netzstabilität gewährleistenden Spannungs-Wirk- und Blindleistungs-Kennlinie verglichen und/oder die Strommesswerte mit einer vorgegebenen, die Netzstabilität gewährleistenden Strom-Wirk- und Blindleistungs-Kennlinie verglichen werden,
    • – die Differenz zwischen Messwerten und Kennlinie an das Energiemanagementsystem weitergeleitet werden und
    • – bei Überschreitung des durch die Blindleistungs-Kennlinie oder durch die Wirkleistungs-Kennlinie vorgegebenen Bereichs das Energiemanagementsystem berechnet, welche Komponenten des Gebäudes ihre Leistung ändern müssen, um in den Bereich innerhalb der Wirk- bzw. Blindleistungs-Kennlinie zurückzukehren,
    • – und die Leistungsänderung durch die Komponente durchgeführt wird.
  • Die Spannungsmessung erfolgt erfindungsgemäß nahe dem Gebäude, also irgendwo zwischen dem Netzanschlusspunkt (diesen einschließend) und dem Energieverteilschrank des Gebäudes. Die Strommessung sollte nicht am Netzanschlusspunkt des Gebäudes erfolgen, sondern an einer Stelle im Bereich bis zum nächsten Transformator, bzw. dort, wo eine hohe Leistungsbelastung zu erwarten ist.
  • Die Änderung der Leistung kann von einer Komponente des Gebäudes oder von mehreren Komponenten erbracht werden.
  • Dadurch, dass das Energiemanagementsystem berechnet, wie die extern vorgegebenen Wirk- bzw. Blindleistungskennlinien eingehalten werden, können die Bedürfnisse des Gebäudes entsprechend berücksichtigt werden.
  • Im Falle der Spannungsmessung ist es vorteilhaft, wenn die Spannung am Netzanschlusspunkt vom Gebäude an das Energieverteilnetz gemessen wird. Dabei, aber auch generell, wird entweder nur die Spannung einer Phase gemessen oder es wird ein Mittelwert über alle Phasen gebildet, je nachdem, ob man davon ausgehen kann, dass keine oder doch eine ungleiche Belastung der Phasen vorliegt.
  • Im Falle der Strommessung ist es vorteilhaft, wenn der Strom am nächstgelegenen Transformator und/oder am höchstbelasteten Leitungssegment des Netzstranges, von dem das Gebäude versorgt wird, gemessen wird. Das höchstbelastete Leitungssegment ist im Falle von vernachlässigbarer Erzeugungsleistung im betrachteten Strang in der Regel das erste Leitungssegment ausgehend vom Transformator. Bei hoher Durchdringung mit Erzeugern kann dies auch ein anderes Leitungssegment sein. Es wird generell entweder nur der Strom in einer Phase gemessen oder es wird ein Mittelwert über alle Phasen gebildet, je nachdem, ob keine oder doch eine ungleiche Belastung der Phasen vorliegt.
  • Damit der Verteilernetzbetreiber die Wirk- und Blindleistungskennlinien tageszeitlich oder saisonal bedingt ändern kann, sieht eine Variante der Erfindung vor, dass die Blindleistungskennlinien, die im Energiemanagementsystem abgespeichert sind, durch den Betreiber des Energieverteilnetzes über eine Datenverbindung zum Energiemanagementsystem, insbesondere laufend, geändert werden.
  • Ein weiteres Problem in Niederspannungsnetzen ist die ungleichmäßige Belastung der Infrastrukturen und dadurch Überlastung bzw. Verletzung der Spannungsgrenzen einzelner Phasen. Soll das erfindungsgemäße Verfahren auch für die Verringerung solcher Asymmetrien in der Belastung verwendet werden, so ist im Falle der Spannungsmessung vorgesehen, dass die Spannung von mehreren Phasen, insbesondere von allen drei Phasen, gemessen wird und im Falle einer ungleichen Lastverteilung auf die Phasen das Energiemanagementsystem berechnet, von welchen Phasen Wirk- oder Blindleistung reduziert oder erhöht wird, um die ungleiche Lastverteilung zu verringern, und eine entsprechende Schaltung von Komponenten des Gebäudes von einer an eine andere Phase erfolgt.
  • Analog kann im Falle der Strommessung vorgesehen sein, dass der Strom in mehreren Phasen, insbesondere in allen drei Phasen, gemessen wird und im Falle einer ungleichen Lastverteilung auf die Phasen das Energiemanagementsystem berechnet, von welchen Phasen Wirk- oder Blindleistung reduziert oder erhöht wird, um die ungleiche Lastverteilung zu verringern, und eine entsprechende Schaltung von Komponenten des Gebäudes von einer an eine andere Phase erfolgt.
  • Die Komponente des Gebäudes, deren Leistung geändert wird, kann etwa ein Wechselrichter einer Photovoltaikanlage sein.
  • Eine mögliche Vorrichtung zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens ist dadurch gekennzeichnet, dass
    • – im Energieverteilnetz nahe dem Gebäude, also an einer vom Netzanschlusspunkt des Gebäudes entfernten Stelle im Bereich bis zum dem Gebäude nächstgelegenen Transformator des Energieverteilnetzes, zumindest ein Messgerät zur Messung von Strom und/oder an einer Stelle im Bereich vom Netzanschlusspunkt des Gebäudes bis zum Energieverteilschrank des Gebäudes zumindest ein Messgerät zur Messung von Spannung vorgesehen ist,
    • – ein Energiemanagementsystem vorgesehen ist, mit welchem die Spannungsmesswerte mit einer vorgegebenen, die Netzstabilität gewährleistenden Spannungs-Wirk- und Blindleistungs-Kennlinie verglichen und/oder die Strommesswerte mit einer vorgegebenen, die Netzstabilität gewährleistenden Strom-Wirk- und Blindleistungs-Kennlinie verglichen werden können,
    • – mit dem Energiemanagementsystem bei Überschreitung des durch die Wirk- oder Blindleistungs-Kennlinie vorgegebenen Bereichs berechnet werden kann, welche Komponenten des Gebäudes ihre Leistung ändern müssen, um in den Bereich innerhalb der Blindleistungs-Kennlinie zurückzukehren, und
    • – Datenverbindungen des Energiemanagementsystems zu den Komponenten vorgesehen sind, um die Leistungsänderung durch die Komponente durchzuführen.
  • Weitere Ausführungsvarianten der erfindungsgemäßen Vorrichtung sind in den abhängigen Vorrichtungsansprüchen angegeben.
  • Die Erfindung bietet die folgenden Vorteile:
    Weil die Regelung auf die Leistung bezogen ist, können für den Fall, dass mehrere Gebäude in einem Netzabschnitt des Energieverteilnetzes erfindungsgemäß arbeiten, mehrere oder sogar alle Gebäude gemeinsam an der Stabilisierung des Netzes arbeiten, gleichzeitig tragen sie aber nur gemäß ihrer Leistung dazu bei. Es kommt somit nicht zu einem Überschwingen des Systems, wie es bei einem unkoordinierten Ausregeln der Fall wäre.
  • Durch entsprechende Abstimmung der Einstellungsparameter der Energiemanagementsysteme der einzelnen Gebäude kann dafür gesorgt werden, dass Gebäude mit „schwachen“ Netzverknüpfungspunkten nicht überproportional in der internen Optimierung beeinflusst werden, indem ständige Anpassungen der Leistung erforderlich sind.
  • Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren kann auch die verfügbare Netzkapazität des Energieverteilnetzes besser ausgenützt werden. Teurer Ausbau durch zunehmende Einspeisung mit erneuerbaren Erzeugern mit geringen Volllaststunden (was eine hohe Leistungsbelastung verursacht) oder auch aufgrund der Laststeigerung durch die Substitution anderer Energieformen kann vermieden oder verzögert werden.
  • Sollten auch für Smart Buildings ähnliche Richtlinien erlassen werden wie die deutsche Mittelspannungsrichtlinie, so könnten diese mit dem gegenständlichen Verfahren erfüllt werden.
  • Die neue Funktionalität der Smart Buildings kann zu einer Erhöhung der Wertschöpfung durch das Energiemanagementsystem führen, indem der Beitrag zur Netzstabilität dem Netzbetreiber gegen entsprechende Abgeltung angeboten wird.
  • Kurzbeschreibung der Figuren
  • Zur weiteren Erläuterung der Erfindung wird im nachfolgenden Teil der Beschreibung auf die Figuren Bezug genommen, aus der weitere vorteilhafte Ausgestaltungen, Einzelheiten und Weiterbildungen der Erfindung zu entnehmen sind. Es zeigen:
  • 1 ein Schema einer erfindungsgemäßen Vorrichtung,
  • 2 ein Beispiel für eine kombinierte Wirk- und Blindleistungskennlinie in Abhängigkeit von der Spannung,
  • 3 ein Beispiel für eine kombinierte Wirk- und Blindleistungskennlinie in Abhängigkeit vom Strom.
  • Ausführung der Erfindung
  • 1 zeigt beispielhaft das Schema eines Energiemanagementsystems 1 eines Gebäudes 2, nämlich eines Smart Buildings, das an das Energieverteilnetz 3 angeschlossen ist.
  • Ein sogenanntes Energiemanagement koordiniert generell die Beschaffung, Wandlung, Verteilung und Nutzung von Energie, hier elektrischer Energie. Die Koordinierung erfolgt vorausschauend, organisiert, systematisch und unter Berücksichtigung ökologischer und ökonomischer Zielsetzungen.
  • Unter einem Energiemanagementsystem versteht man die Umsetzung des Energiemanagements und die Verwirklichung der erforderlichen Organisations- und Informationsstrukturen einschließlich der dazu notwendigen technischen Maßnahmen wie z.B. Software. Ein Energiemanagementsystem umfasst daher gemäß Erfindung zumindest einen Computer bzw. eine SPS mit Energiemanagement-Software sowie Datenverbindungen (z.B. Datenleitungen) zu Informationsquellen, Messgeräten und den zu steuernden Komponenten des Gebäudes 2.
  • Vom Energiemanagementsystems 1 ist hier nur ein Teil dargestellt, nämlich der sogenannte Building Energy Agent (BEA) 4, der in der Regel durch eine Software realisiert wird. Er steht über Datenverbindungen (hier generell mit Doppellinien-Pfeilen dargestellt) in Informationsaustausch mit den einzelnen Komponenten des Gebäudes, die sich im Wesentlichen in drei Gruppen unterteilen: die Verbraucher 5, die Speicher 6 und die Generatoren (Erzeuger) 7. Es ist eine Eingabemöglichkeit 8 für Kundenwünsche vorgesehen, mittels welcher Nutzer des Gebäudes 2 selbst die Energieverteilung im Gebäude beeinflussen können und etwa das Laden von Speichern 6 durch die Generatoren 7 starten oder beenden.
  • Der BEA 4 dient der Optimierung von Verbrauchern 5, Speichern 6, Generatoren 7 und gegebenenfalls auch der Elektromobilität (etwa in Form einer Ladestation für Elektrofahrzeuge) durch sogenannte day-ahead-Einsatzplanung unter externen Einflussgrößen (meteorologische Daten, Marktpreise der Energiebörse (EEX), Kundenwünsche, ...).
  • Der BEA 4 sowie die Komponenten Verbraucher 5, Speicher 6 und Generatoren 7 stehen auch in Verbindung mit dem intelligenten Stromzähler (Smart Meter) 9 des Gebäudes 2. Dieser zeigt dem Anschlussnutzer den tatsächlichen Energieverbrauch und die tatsächliche Nutzungszeit an und ist in das Kommunikationsnetz des Energieverteilnetzes eingebunden. Diese Smart Meter 9 werden in der Regel von einem Mikroprozessor gesteuert und können die erhobenen Daten automatisch an das Energieversorgungsunternehmen übertragen. Über die durch den Smart Meter 9 gemessene Anschlussleitung wird elektrische Energie, hier generell durch einfache schwarze Pfeile dargestellt, aus dem zum Energieverteilnetz 3 bezogen bzw. in dieses eingespeist.
  • Der BEA 4 ist aber auch an Datenquellen außerhalb des Gebäudes 2 angeschlossen, etwa an solche für Wetterprognosen 10 oder für den Energiemarkt 11 (insbesondere betreffend Strompreisentwicklung). Damit kann der BEA 4 planen, wann Energie von außen ins Gebäude 2 aufgenommen werden muss (weil z.B. kein Sonnenschein zu erwarten ist und die Photovoltaikanlage als Generator 7 weniger Energie liefern) oder soll (weil der Strompreis gerade niedrig ist).
  • Erfindungswesentlich ist jedoch ein Bestandteil des BEA 4, der einen formalen Zugangspunkt zum Energieverteilnetz 3, insbesondere zu einem Smart Grid, bildet, nämlich der sogenannte Building-to-Grid-Adapter zur Sicherstellung der Netzstabilität, kurz BGA-SN, 12. Durch die Funktionalität des BGA-SN 12 werden nun konkret kritische Netzzustände, z.B. in Folge von Abweichungen der day-ahead-Einsatzplanung des BEA 4, aktiv verhindert. Hauptziel ist es, mögliche Verletzungen der geltenden Normen für Spannungsbegrenzungen bzw. Überlastungen der Betriebsmittel des Energieverteilnetzes 3 vorzubeugen und damit auch aktiv zum Schutz von Schäden an Komponenten des Energieverteilnetzes 3, wie etwa an Transformatoren, bis hin zur Blackout-Vermeidung beizutragen.
  • Der BGA-SN 12 verfügt dabei über eine Datenverbindung, hier durch einen strichlierten Pfeil dargestellt, unter Verwendung eines ersten Protokolls P1 zur Messstelle für die Spannung und/oder den Strom. Mit einer weiteren Datenverbindung und unter Verwendung eines zweiten Protokolls P2 ist der BGA-SN 12 mit dem Building Energy Agent (BEA) 4 verbunden, welcher wiederum über eine Datenverbindung und unter Verwendung eines dritten Protokolls P3 mit dem Verteilernetzbetreiber 13 verbunden ist.
  • Zur Lösung eines U-Problems mittels des BGA-SN 12 wird zum Beispiel wie folgt vorgegangen: am Verknüpfungspunkt (Netzanschlusspunkt) des Gebäudes 2 zum Energieverteilnetz 3 erfolgt eine dreiphasige Messung der Spannung in einer hohen Auflösung. Dazu sind sogenannte Power-Quality-Messgeräte bzw. Smart Meter entsprechender Eignung erforderlich. Die Messgeräte übertragen die Daten mit einem ersten Protokoll P1 (z.B. M-Bus Funk, MODBUS, IEC 60870-5-104, ...) an den BGA-SN 12.
  • Der Netzanschlusspunkt ist je nach Leistungsaufnahme des Gebäudes 2 in Netzebene Sieben (im Niederspannungsnetz), in Netzebene Sechs (Niederspannungssammelschiene des Netztransformators) oder in Netzebene Fünf (im Mittelspannungsnetz). Je nachdem sind die nachfolgenden Einstellungen für das Betriebsführungssystem bzw. aktiven Netzmanagementsystem in der Mittel- oder in der Niederspannungsebene abzustimmen.
  • In Anlehnung an die Mittelspannungsrichtlinie betreffend die Art der möglichen Einflussnahme eines Netzbetreibers gewährleistet der BGA-SN 12 eine fiktive P(U)/Q(U) Kennlinie zum Smart Grid gemäß 2. Der Verteilnetzbetreiber 13 kann über das dritte Protokoll P3 Einfluss auf die eingeprägte Kennlinie nehmen, indem die Kennlinienstützpunkte verändert werden.
  • Wie aus 2 hervorgeht, handelt es sich um die Notwendigkeit eines Vierquadrantenbetriebs für Wirk- und Blindleistung. Über den BGA-SN 12 reduziert oder erhöht der BEA 4 die Wirk- oder Blindleistung entsprechend des Spannungswerts am Verknüpfungspunkt. Gegebenenfalls ist aus den zeitlich hochauflösenden Spannungswerten noch eine geeignete zeitliche Mittelwertbildung notwendig. Wenn die Erfindungsvariante zu Ausgleich ungleicher Belastung der einzelnen Phasen verwendet wird, ist eine Einzelmessung der Spannungen in jeder Phase erforderlich – ansonsten könnte auch über die Phasen gemittelt werden.
  • In 2 ist ein Beispiel für eine relative Kennlinie angegeben. Nach entsprechender Parametrierung kann jedoch auch eine absolute Kennlinie eingeprägt werden. Auf der waagrechten Achse wird hier der Quotient aus Spannungsunterschied ΔU (gemessene Spannung U minus Nennspannung Unenn) und Nennspannung Unenn aufgetragen, auf der senkrechten Achse der Quotient aus Blindleistungsunterschied ΔQ (gemessene Blindleistung Q minus Nennblindleistung Qnenn) und Nennblindleistung Qnenn sowie der der Quotient aus Leistungsunterschied ΔP (gemessene elektrische Leistung P minus Nennleistung Pnenn) und Nennleistung Pnenn.
  • Konkret meldet der BGA-SN 12 über Protokoll P2 entsprechend der eingestellten Kennlinie die momentan notwendige Wirk- oder Blindleistungsänderung an den BEA 4. Dieser entscheidet entsprechend der Momentanoptimierung, durch welche Komponente des Gebäudes 2 diese Änderungen erbracht werden sollen, um die gebäudeinterne Optimierung so wenig wie möglich zu stören. Zur Weitergabe dieser Information wird ebenfalls das Protokoll P2 verwendet.
  • Das Protokoll P3 zur Datenübertragung zwischen BEA 4 und Verteilernetzbetreiber 13, genauer dessen aktives Netzmanagementsystem, dient dazu, um die Kennlinienstützpunkte nicht nur einmalig durch Engineering, sondern auch dynamisch (z.B. tageszeitlich oder saisonal bedingt) ändern zu können.
  • Der BGA-SN 12 kann aber auch zur Lösung eines I-Problems beitragen: für diese Ausprägung gelten die gleichen Anforderungen wir für die Lösung eines U-Problems, sie folgt analog dazu, nur, dass statt einer Spannungsmessung eine Strommessung mittels des Protokolls P1 erfolgt.
  • In Anlehnung an die Mittelspannungsrichtlinie betreffend die Art der möglichen Einflussnahme eines Netzbetreibers gewährleistet der BGA-SN 12 eine fiktive P(I)/Q(I) Kennlinie zum Smart Grid gemäß 3. Der Verteilnetzbetreiber 13 kann über das dritte Protokoll P3 Einfluss auf die eingeprägte Kennlinie nehmen, indem die Kennlinienstützpunkte verändert werden.
  • Wie aus 3 hervorgeht, handelt es sich um die Notwendigkeit eines Vierquadrantenbetriebs für Wirk- und Blindleistung. Über den BGA-SN 12 reduziert oder erhöht der BEA 4 die Wirk- oder Blindleistung entsprechend dem Stromwert am Messpunkt. Gegebenenfalls ist aus den zeitlich hochauflösenden Stromwerten noch eine geeignete zeitliche Mittelwertbildung notwendig. Wenn die Erfindungsvariante zu Ausgleich ungleicher Belastung der einzelnen Phasen verwendet wird ist, ist eine Einzelmessung des Stromes in den einzelnen Phasen erforderlich – ansonsten könnte auch über die Phasen gemittelt werden.
  • In 3 ist ein Beispiel für eine relative Kennlinie angegeben. Nach entsprechender Parametrierung kann jedoch auch eine absolute Kennlinie eingeprägt werden. Auf der waagrechten Achse wird hier der Quotient aus Stromunterschied ΔI (gemessener Strom I minus Nennstrom Inenn) und Nennstrom Inenn aufgetragen, auf der senkrechten Achse der der Quotient aus Leistungsunterschied ΔP (gemessene elektrische Leistung P minus Nennleistung Pnenn) und Nennleistung Pnenn.
  • Die beiden Ausprägungen mit Spannungs- bzw. Strommessung können je nach Netzausprägung getrennt, im Falle von etwa suburbanen Netzen, wo U- und I-Problem kombiniert auftreten, auch kombiniert angewendet werden.
  • Liegen Asymmetrien zwischen den einzelnen Phasen des Energieverteilnetzes 3 vor, so kann im Falle eines U-Problems nach Messung der Spannung aller drei Phasen vom BGA-SN 12 ein Vorschlag errechnet werden, wie von welchem Phasen Wirk- oder Blindleistung reduziert und bei welchen erhöht werden sollte. Erfindungsgemäß liefert der BGA-SN 12 nur einen Vorschlag, z.B. Wirkleistung auf Phase L1 um 20kW verringern. Der BEA 4 entscheidet per Optimierung dann, wie der Vorschlag umgesetzt wird. Die vom BEA 4 geregelten Komponenten, wie z.B. der Wechselrichter der Photovoltaikanlage, verfügen dazu etwa über eine physische Umschalteinrichtung (z.B. bei Dreiphasen-Photovoltaik-Wechselrichtern), welche die Phasenbelegung verändern können.
  • Im Falle eines I-Problems wird analog vorgegangen, es wird jedoch statt der Spannung eine dreiphasige Strommessung verwendet, um eventuelle Asymmetrien bezüglich der Auslastung in kritischen Netzkomponenten (Transformator, bestimmte Leitungsabschnitte mit höchster Belastung) zu vermindern oder auszugleichen.
  • Bezugszeichenliste
    • 1
    Energiemanagementsystem
    2
    Gebäude (Smart Building)
    3
    Energieverteilnetz
    4
    Building Energy Agent (BEA)
    5
    Verbraucher
    6
    Speicher
    7
    Generatoren (Erzeuger)
    8
    Eingabemöglichkeit für Kundenwünsche
    9
    intelligenter Stromzähler (Smart Meter)
    10
    Datenquelle für Wetterprognosen
    11
    Datenquelle für den Energiemarkt
    12
    Building-to-Grid-Adapter zur Sicherstellung der Netzstabilität (BGA-SN)
    13
    Verteilernetzbetreiber (Betreiber des Energieverteilnetzes)
    P1
    erstes Protokoll
    P2
    zweites Protokoll
    P3
    drittes Protokoll
  • 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 Nicht-Patentliteratur
    • EN 50160 [0005]
    • IEC 60870-5-104 [0046]

Claims (14)

  1. Verfahren zur Stabilisierung eines Energieverteilnetzes (3) unter Einbeziehung eines Energiemanagementsystems (1) zumindest eines Gebäudes (2), wobei – im Energieverteilnetz (3) an einer Stelle im Bereich vom Netzanschlusspunkt des Gebäudes bis zum Energieverteilschrank des Gebäudes die Spannung und/oder an einer vom Netzanschlusspunkt des Gebäudes entfernten Stelle im Bereich bis zum dem Gebäude nächstgelegenen Transformator des Energieverteilnetzes (3) Strom gemessen werden, – die Spannungsmesswerte mit einer vorgegebenen, die Netzstabilität gewährleistenden Spannungs-Wirk- und Blindleistungs-Kennlinie verglichen und/oder die Strommesswerte mit einer vorgegebenen, die Netzstabilität gewährleistenden Strom-Wirk- und Blindleistungs-Kennlinie verglichen werden, – die Differenz zwischen Messwerten und Kennlinie an das Energiemanagementsystem weitergeleitet werden und – bei Überschreitung des durch die Blindleistungs-Kennlinie oder durch die Wirkleistungs-Kennlinie vorgegebenen Bereichs das Energiemanagementsystem (1) berechnet, welche Komponenten des Gebäudes ihre Leistung ändern müssen, um in den Bereich innerhalb der Wirk- bzw. Blindleistungs-Kennlinie zurückzukehren, – und die Leistungsänderung durch die Komponente (7) durchgeführt wird.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Spannung am Netzanschlusspunkt vom Gebäude (2) an das Energieverteilnetz (3) gemessen wird.
  3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Strom am nächstgelegenen Transformator und/oder am höchstbelasteten Leitungssegment gemessen wird.
  4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Wirk- und Blindleistungskennlinien, die im Energiemanagementsystem (1) abgespeichert sind, durch den Betreiber des Energieverteilnetzes (13) über eine Datenverbindung zum Energiemanagementsystem (1) geändert werden.
  5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass die Messung von Strom und/oder Spannung an einer einzigen Phase erfolgt oder an mehreren Phasen mit anschließender Mittelung über die Phasen.
  6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass die Spannung von mehreren Phasen, insbesondere von allen drei Phasen, gemessen wird und im Falle einer ungleichen Lastverteilung auf die Phasen das Energiemanagementsystem (1) berechnet, von welchen Phasen Wirk- oder Blindleistung reduziert oder erhöht wird, um die ungleiche Lastverteilung zu verringern, und eine entsprechende Schaltung von Komponenten (7) des Gebäudes (2) von einer an eine andere Phase erfolgt.
  7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4 oder 6, dadurch gekennzeichnet, dass der Strom in mehreren Phasen, insbesondere in allen drei Phasen, gemessen wird und im Falle einer ungleichen Lastverteilung auf die Phasen das Energiemanagementsystem (1) berechnet, von welchen Phasen Wirk- oder Blindleistung reduziert oder erhöht wird, um die ungleiche Lastverteilung zu verringern, und eine entsprechende Schaltung von Komponenten (7) des Gebäudes (2) von einer an eine andere Phase erfolgt.
  8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Komponente des Gebäudes, deren Leistung geändert wird, ein Wechselrichter einer Photovoltaikanlage ist.
  9. Vorrichtung zur Durchführung eines Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 8, wobei – im Energieverteilnetz (3) an einer vom Netzanschlusspunkt des Gebäudes (2) entfernten Stelle im Bereich bis zum dem Gebäude (2) nächstgelegenen Transformator des Energieverteilnetzes (3) zumindest ein Messgerät zur Messung von Strom und/oder an einer Stelle im Bereich vom Netzanschlusspunkt des Gebäudes (2) bis zum Energieverteilschrank des Gebäudes (2) zumindest ein Messgerät zur Messung von Spannung vorgesehen ist, – ein Energiemanagementsystem (1) vorgesehen ist, mit welchem die Spannungsmesswerte mit einer vorgegebenen, die Netzstabilität gewährleistenden Spannungs-Wirk- und Blindleistungs-Kennlinie verglichen und/oder die Strommesswerte mit einer vorgegebenen, die Netzstabilität gewährleistenden Strom-Wirk- und Blindleistungs-Kennlinie verglichen werden können, – mit dem Energiemanagementsystem (1) bei Überschreitung des durch die Wirk- oder Blindleistungs-Kennlinie vorgegebenen Bereichs berechnet werden kann, welche Komponenten (7) des Gebäudes (2) ihre Leistung ändern müssen, um in den Bereich innerhalb der Blindleistungs-Kennlinie zurückzukehren, und – Datenverbindungen des Energiemanagementsystem zu den Komponenten vorgesehen sind, um die Leistungsänderung durch die Komponente (7) durchzuführen.
  10. Vorrichtung nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass das Messgerät zur Messung der Spannung am Netzanschlusspunkt vom Gebäude (2) an das Energieverteilnetz (3) vorgesehen ist.
  11. Vorrichtung nach Anspruch 9 oder 10, dadurch gekennzeichnet, dass das Messgerät zur Messung des Stroms zumindest am nächstgelegenen Transformator und vorzugsweise zusätzlich am höchstbelasteten Leitungssegment vorgesehen ist.
  12. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 9 bis 11, dadurch gekennzeichnet, dass eine Datenverbindung zwischen dem Verteilernetzbetreiber (13) und dem Energiemanagementsystem (1) vorgesehen ist, um die Wirk- und Blindleistungskennlinien, die im Energiemanagementsystem (1) abgespeichert sind, durch den Verteilernetzbetreiber (13) laufend ändern zu können.
  13. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 9 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass das Messgerät zur Messung der Spannung und/oder des Stroms mit mehreren Phasen, insbesondere allen drei Phasen, verbunden ist, und das Energiemanagementsystem (1) derart ausgebildet ist, dass dieses berechnen kann, von welchen Phasen Wirk- oder Blindleistung reduziert oder erhöht wird, um eine ungleiche Lastverteilung zu verringern, und die Komponenten (7) des Gebäudes (2) über eine Umschalteinrichtung zur Änderung der Phasenbelegung verfügen.
  14. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 9 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass die Komponente des Gebäudes (2), deren Leistung durch das Energiemanagementsystem (1) veränderbar ist, ein Wechselrichter einer Photovoltaikanlage ist.
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