EP3251076A1 - Verfahren zur verbesserung der auslastung eines niederspannungsnetzes - Google Patents

Verfahren zur verbesserung der auslastung eines niederspannungsnetzes

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Publication number
EP3251076A1
EP3251076A1 EP16701924.9A EP16701924A EP3251076A1 EP 3251076 A1 EP3251076 A1 EP 3251076A1 EP 16701924 A EP16701924 A EP 16701924A EP 3251076 A1 EP3251076 A1 EP 3251076A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
network
low
load
voltage
components
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
EP16701924.9A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Tobias GAWRON-DEUTSCH
Alfred Einfalt
Jan WIEGHARDT
Yaroslav BARSUKOV
Jürgen Götz
Nicolas GÜMBEL
Ralf MOSSHAMMER
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Siemens AG
Original Assignee
Siemens AG
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Siemens AG filed Critical Siemens AG
Publication of EP3251076A1 publication Critical patent/EP3251076A1/de
Ceased legal-status Critical Current

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Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Systems or methods specially adapted for specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Electricity, gas or water supply
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/04—Forecasting or optimisation specially adapted for administrative or management purposes, e.g. linear programming or "cutting stock problem"

Definitions

  • the invention relates to a method for improving the utilization of a low voltage network using a communication network between components of the
  • Local grid transformers may vary depending on the destination grid planning of the respective distribution system operator, but are typically 250 or 400 kVA for rural areas and 630 or 800 kVA for inner city areas.
  • low-voltage network in the sense of this invention designates a part of the distribution network, ie one
  • Section that is powered by a particular local power transformer with electrical energy is powered by a particular local power transformer with electrical energy.
  • Components of the low-voltage network can be:
  • Generators e.g., photovoltaic systems
  • Small wind turbines storage (eg batteries, Heat pumps), eg charging stations for electric vehicles, flexible consumers (eg electric storage heaters, buildings with and without building automation system and
  • actuators convert electrical energy into mechanical motion or other physical quantities (eg pressure or temperature)) and network equipment (transformers, lines, fuses, meters such as smart meters, etc.).
  • the classical grid operation in the electricity supply is due to the increasing penetration of decentralized, usually renewable, power generation plants (DEA, usually in the power range from 3 to 100 kW) before large
  • the smart grid or intelligent power network includes the communicative networking and control of power generators, storage, electrical consumers and network resources in energy transmission and power
  • smart buildings also referred to as smart homes or smart buildings
  • components such as fluctuating generators (e.g.
  • Building automation encompasses the entirety of monitoring, control, and control systems
  • Characteristic feature is the continuous networking by means of a bus system.
  • Building automation systems must therefore optimize the internal requirements of electrical and thermal energy for the individual components of the building, create local (building-related) forecasts and have flexible tariff allocations which have market-specific or network-specific proportions.
  • the energy producing units are in increasingly complex contexts, e.g. one
  • Combined heat and power plant generates electrical energy and heat for a district heating network and / or it is in addition to
  • Cogeneration plant prescribe a reduction in the supply of electrical energy, with the result that less district heating is supplied, but by the operator of the
  • a low voltage network has several active components that work together in the low voltage grid. There are several types of consumers, producers and hybrids. The connected buildings can not have remote-readable counters, with a so-called "smart meter"
  • VPP Virtual Power Plants
  • Feed-in limit which prevents too much power from being fed into the low-voltage grid when a local limit value is exceeded.
  • Component is sufficient, nor that not too strong
  • the individual components in particular the generators, can only be in the green state, where there are no restrictions from the network view and all market mechanisms can be used without restriction, or in the state red, where the network constraints demand hard requirements for the supply and thus local market mechanisms for a limited time are restricted, work.
  • the yellow state within the network boundary conditions, a market-based
  • Low-voltage grid or the energy supplied to the individual market participants (for example VPP, ONS) with regard to the currently valid energy price.
  • the aim of the present invention is to provide the technical
  • the fulfillment of the technical task includes compliance with the network constraints and the guarantee of the permanent power supply of the
  • the economic aspect implies compliance with the utilization of the low-voltage grid (for example by the VPP, producers or consumers) so that the individual components are as economical and efficient as possible
  • network data is sent from controllable (“intelligent") components to a central computer, - Wherein the central computer based on these network data performs a network state forecast and a utilization analysis of the individual controllable components and
  • VPP Virtual Power Plants
  • photovoltaic systems and their storage, small wind turbines, smart meters or smart buildings.
  • small wind turbines small wind turbines
  • smart meters smart buildings.
  • controllable components present utilization of the controllable components is communicated, so possibly the individual controllable
  • Components can perform a load balance with each other within the same low-voltage network, with a Load balancing usually includes a load shift or a feed change. It should be noted that the load balancing with the help of another
  • the exchange value can be fixed or dynamically according to the current
  • Auctions are determined. Providing some form of flexibility, ie offering, holding and retrieving energy, may be provided by the network operator or
  • Pre-stage network protection consisting essentially of a central computer (computerized system), e.g. in a distribution station of the low-voltage network
  • This pre-primary network protection solves at least two tasks: Firstly, it supports the distribution system operator in predicting the network situation in the future, by making production and consumption forecasts for the low-voltage grid
  • Distribution system operator warn. Producers and consumers can then assess the consequences of such an intervention and take timely countermeasures. If e.g. The distribution system operator wants to throttle the supply of energy via the transformer of the low voltage network in the superimposed medium-voltage network at a given time, can from this point more energy from producers in the low-voltage network or from storage in the
  • Low-voltage network can be fed, and / or the
  • Load reduction of a smart building can be reduced or postponed to later.
  • the network state forecast may be e.g. as a result, the states of the low voltage network provide similar to the network traffic lights: the network may be in the green state, where there are no restrictions from the network view, or in the state red, where in some or all network nodes there are injuries
  • the network state forecast provides a red state in the future, with the above-described flexibilities being retrieved to prevent the red state.
  • the yellow state it is possible to differentiate between two further states, the "yellow-green" state, in which the offered ones
  • a network state forecast is e.g. from a set of network nodes for each existing one
  • Time series are used or created by substitute value generation based on available data time series.
  • the most important time series are the load curve (feed-in power and / or consumption), the expected voltage and
  • the central computer performs a comparison of
  • the central computer provides forecasts, which predict when it will come to problems with network security and what countermeasures will be necessary. In doing so, he is able to by retrieving the available
  • the mesh condition forecast can be of varying complexity
  • the network state forecast which is performed based on the network data of the individual controllable components, is supplemented by forecasts based on weather data and / or historical data. This makes it possible to refine the grid condition forecast.
  • non-controllable components from the central computer for further, non-controllable components a - especially generic - load profile created and this in the
  • Net State Forecast is recorded. This means that even “non-intelligent” components, such as households or buildings without smart meters, can be taken into account in the grid condition forecast.
  • controllable components can be selected for the solution of the network bottleneck.
  • a central computer preferably a separate computer in the local network station of the low-voltage network or in the control room of the network operator is used.
  • the central computer is responsible for a low-voltage network.
  • the central computer is located in the local network station next to the transformer of the
  • Low voltage networks e.g. through virtualization.
  • the virtualization computer is located at a network-topologically useful node, such as a substation or data center.
  • a network-topologically useful node such as a substation or data center.
  • controllable components for example, the building management system or the energy management system for photovoltaic systems
  • time intervals are preferably in the range of 15 minutes to one hour.
  • Time interval of less than 15 minutes only bring about a comparatively small improvement of the overall system.
  • longer intervals could be used to more robustly integrate supraregional VPPs or other networks, for example
  • Network data are sent once a day at a specific time to the central computer, which after the creation of the network state forecast and the load analysis not only the controllable components to perform a
  • Load balancing contacted but possibly also the surrounding low-voltage networks.
  • the invention also relates to a system for carrying out the method according to the invention, comprising
  • Low-voltage network and a central computer wherein controllable components are provided, the network data can be sent to the central computer, and wherein the central computer is designed such that this from the network data, a network state forecast and a
  • Load balancing can be requested.
  • the invention realizes a first time
  • each feed-in node may have its profit
  • the network protection according to the invention can on the one hand be operated regionally, since it takes care of a small part of a low-voltage distribution network, and on the other hand
  • Low-voltage network can be provided.
  • the concept is based on the fact that the individual components exchange information not only about their current state, but also about their schedules (ie their planned future workloads).
  • the invention provides a
  • Network protection e.g., based on fault current analysis.
  • Equipment of the low voltage network up to the limits of the nominal load capacity by building a traffic light system, which is a cooperative behavior of the components of the
  • Low voltage network allows. From the central computer can with the network state forecast also the
  • Network edge conditions e.g., the nominal load capacity
  • Components are sent so that they can be taken into account by the components, so are not exceeded.
  • Fig. 1 is a schematic representation of two conventional
  • Fig. 2 is a schematic representation of two
  • FIG. 3 shows a flow chart for the method according to the invention in connection with the different types of low-voltage networks according to the invention
  • Fig. 1 shows an example of the scheme of two similar low-voltage networks 1, 2, which are supplied via an energy distribution network 3 and each a local power transformer 4 with electrical energy.
  • Each low-voltage grid 1, 2 has non-controllable components, such as buildings 5 or households, and controllable components, such as smart buildings 6 (intelligent buildings - both residential and
  • Smart Buildings 6 have an energy management system that generally coordinates the procurement, conversion, distribution and use of energy, in this case electrical energy. Coordination is foresighted, organized, systematic and taking into account environmental and economic objectives. It comprises organizational and information structures including the necessary technical measures, such as Software.
  • Energy management system therefore includes according to the invention
  • data links e.g., data lines
  • FIG. 1 two virtual power plants VPP1, VPP2 are provided, each with
  • Components of various low-voltage networks 1, 2 are connected, namely in this example with decentralized power generators (photovoltaic 7, wind turbines 8,
  • decentralized - generally relatively small - power generation units such as
  • Biogas plants but also from small wind turbines and mini or micro combined heat and power plants to a network that can provide demand-led electrical power. Virtual because the power plant has more than one location.
  • Power plant VPP1, VPP2 are interconnected via their own data links 11. If now a - represented in Fig. 1 by a lightning - network problem (eg very strong overvoltage over several
  • the controllable local power transformer 4 is first adjusted to the lowest level. In the example, this is not enough and the distribution system operator must prescribe a reduction of the feed-in power to the systems that can receive the signals (Smart Buildings 6 in this example).
  • the central computer 12 is connected by a communication network 13 to the individual components of the low-voltage network 1, 2
  • the communication network 13 may be in a
  • Low-voltage network 1, 2 exist, so that a power line communication (PLC) is realized.
  • PLC power line communication
  • separate data connections can be made or other existing data connections (for example from smart meters) can be used.
  • the smart buildings 6 and generating plants 7, 8, 21 report their timetables, which they have negotiated with the respective VPP operators of the virtual power plants VPP1, VPP2, to the central computer 12 in FIG respective local network station. For example, at 11am, the buildings and power plants send the
  • Infeed timetable for the next day (0-24h). This consists, for example, of a feed-in power in watts for each 15-minute time window (ie 96 values). In the case of buildings, the value can also be negative - the building then draws energy from the grid. To get a more complete picture will not be pre-announced for all
  • Connected components created the network data based on historical data and standard network data.
  • Each newly created network state forecast is transmitted to the buildings 6 and generating plants 7, 8, 21 in a timely manner.
  • Capacity utilization according to utilization analysis could be asked to load balance. Are offered by the components 4, 6-11 total more load balancing than for
  • the central computer 12 selects which load balancing are performed.
  • Utilization analysis and the request for load balancing are carried out by components 4, 6-11, purely voluntarily and only according to internal criteria. Therefore, it is a cooperative system. If every participant acts purely selfish and does not change his behavior, then everyone will
  • the inventive method can as follows in the
  • Low-voltage network 1, 2 are here in power generator 7, 8, 21, electric vehicles or their charging stations 9,
  • Controlled control units 15 which is monitored by a higher-level controller 16 (an object manager, such as a building's energy management system).
  • a higher-level controller 16 an object manager, such as a building's energy management system.
  • information about energy price and / or amount of energy can be exchanged and the controller 16 or the control and regulation units 15 send correspondingly different control commands to the controllable components 4, 6-11.
  • information about energy price and / or electrical power can be exchanged and the controller 16 or the control and regulation units 15 according to others
  • the central computer 12 retrieves the flexibilities offered by the controllable components 4, 6-11, ie the voluntarily offered change of the load, and carries out the load balancing, which includes a load shift or a feed change, so that the red state is prevented can be.
  • the load balance can also be supplemented by another
  • Power or load (continuous arrow) sends control commands that also run on the central computer 12 according to the invention and from this now according to the
  • Control units 15 are forwarded. Just
  • Priority are sent without interference by the central computer 12 directly to the controller 16 and the control and regulation units 15.
  • the central computer 12 operated according to the invention should have such a case of direct penetration, e.g. from
  • Treatment corresponds in Fig. 1) largely avoid. However, it is necessary to provide the possibility of direct penetration.
  • VPP1 first virtual power plant (Virtual Power Plant)
  • VPP2 Second Virtual power plant (Virtual Power Plant)

Abstract

Gezeigt wird ein Verfahren zur Verbesserung der Auslastung eines Niederspannungsnetzes (1, 2) unter Verwendung eines Kommunikationsnetzes (13) zwischen Komponenten des Niederspannungsnetzes, - wobei Netzdaten von steuerbaren Komponenten (4, 6-11) an einen zentralen Rechner (12) gesendet werden, wobei der zentrale Rechner (12) basierend auf diesen Netzdaten eine Netzzustandsprognose und eine Auslastungsanalyse der einzelnen steuerbaren Komponenten (4, 6-11) durchführt und einen Vergleich der Netzzustandsprognose und der Auslastungsanalyse zwischen den einzelnen steuerbaren Komponenten (4, 6-11) durchführt, worauf die einzelnen steuerbaren Komponenten (4, 6-11), welche ihre Auslastung gemäß Auslastungsanalyse ändern könnten, zu einem Lastausgleich aufgefordert werden.

Description

Beschreibung
Verfahren zur Verbesserung der Auslastung eines
Niederspannungsnetzes
Technisches Gebiet
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Verbesserung der Auslastung eines Niederspannungsnetzes unter Verwendung eines Kommunikationsnetzes zwischen Komponenten des
Niederspannungsnetzes .
Niederspannungsnetze sind ein Teil des Stromnetzes zur
Verteilung der elektrischen Energie an den größten Teil der elektrischen Endverbraucher, der aus Niederspannungsgeräten besteht. Um Spannungsverluste zu vermeiden, sind
Niederspannungsnetze in der räumlichen Ausdehnung auf einen Bereich von einigen 100 m bis zu einigen wenigen Kilometern beschränkt. Sie werden daher regional über
Transformatorenstationen aus einem übergeordneten
Mittelspannungsnetz gespeist. Sie werden in Europa
üblicherweise mit einer Netzspannung von 230 V (zwischen jedem Außenleiter und dem Neutralleiter) bzw. 400 V (zwischen den drei Außenleitern), jedenfalls aber nur bis zu 1000 V betrieben. Bemessungsleistungen einzelner
Ortsnetztransformatoren können je nach Zielnetzplanung des jeweiligen Verteilnetzbetreibers variieren, liegen aber typischer Weise bei 250 oder 400 kVA für ländliche Gebiete und 630 oder 800 kVA für innerstädtische Gebiete.
Der Begriff Niederspannungsnetz im Sinne dieser Erfindung bezeichnet einen Teil des Verteilernetzes, also einen
Abschnitt, der von einem bestimmten Ortsnetztransformator mit elektrischer Energie versorgt wird.
Komponenten des Niederspannungsnetzes können sein:
Stromerzeuger (z.B. Photovoltaikanlagen,
Kleinwindkraftanlagen), Speicher (z.B. Batterien, Wärmepumpen), z.B. Ladestationen für Elektrofahrzeuge, flexible Verbraucher (z.B. elektrische Speicherheizungen, Gebäude mit und ohne Gebäudeautomationssystem und
entsprechenden Aktoren (= Wandler oder Antriebselemente, setzen elektrische Energie in mechanische Bewegung oder andere physikalische Größen (z. B. Druck oder Temperatur) um) ) und Netzbetriebsmittel (Transformatoren, Leitungen, Sicherungen, Messgeräte wie Smart Meter, usw.).
Stand der Technik
Der klassische Netzbetrieb bei der Elektrizitätsversorgung ist durch die zunehmende Durchdringung mit dezentralen, meist erneuerbaren, Energieerzeugungsanlagen (DEA, üblicher Weise im Leistungsbereich von 3 bis 100 kW) vor große
Herausforderungen gestellt. Hinzu kommen 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.
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 Tarif orgaben, die markt- bzw. auch netzspezifische Anteile aufweisen,
berücksichtigen .
Bei Elektrizitätserzeugungsanlagen > 100kW ist 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.
Darüber hinaus können in Deutschland Verteilnetzbetreiber die dezentrale Erzeugung von elektrischer Energie drosseln, wenn die Netzrandbedingungen es erfordern. Der aktuelle Trend beim Ausbau der dezentralen Energieerzeugung und die parallele Verzögerung beim Ausbau der Netze lassen es wahrscheinlich erscheinen, dass von dieser Möglichkeit zunehmend Gebrauch gemacht wird.
Gleichzeitig stehen die energieerzeugenden Einheiten in zunehmend komplexeren Zusammenhängen, z.B. ein
Blockheizkraftwerk erzeugt elektrische Energie und Wärme für ein Fernwärmenetz und/oder es wird zusätzlich zur
Wasseraufbereitung eingesetzt. Ein etwaiger Eingriff des Verteilnetzbetreibers des elektrischen Netzes erfolgt jedoch blind (im Hinblick z.B. auf das Blockheizkraftwerk), sodass ungewollte Kaskaden entstehen können. So kann etwa der
Netzbetreiber des elektrischen Verteilnetzes dem
Blockheizkraftwerk eine Reduktion der Lieferung elektrischer Energie vorschreiben, was zur Folge hat, dass auch weniger Fernwärme geliefert wird, was aber vom Betreiber des
Fernwärmenetzes nicht gewünscht oder vorgesehen ist.
Ein zu lösendes Problem besteht darin, das von außen
verpflichtend vorgeschriebene Drosseln der Energie im
Niederspannungsnetz so lange wie möglich hinauszuzögern. Ein Niederspannungsnetz weist verschiedene aktive Komponenten auf, die im Niederspannungsnetz zusammenarbeiten. Es gibt mehrere Arten von Verbrauchern, Erzeugern und Mischformen. Die angeschlossenen Gebäude können keine fernauslesbaren Zähler aufweisen, mit einem sogenannten „Smart Meter"
ausgestattet oder auch mit einem Gebäudemanagementsystem ausgestattet sein. Weiters gibt es den Verteilnetzbetreiber, der einen, womöglich regelbaren, Ortsnetztransformator (RONT) und damit das gegenständliche Niederspannungsnetz betreibt. Alle diese Komponenten bilden zusammen den lokalen Abzweig, in dem die Netzrandbedingungen eingehalten werden müssen. Überregional agieren sogenannte Virtual Power Plants (VPP) , die unabhängig von der lokalen Situation elektrische Energie kaufen und verkaufen.
Keine der oben genannten Komponenten kann etwaige
Netzprobleme ohne Drosselung beheben. Das VPP kennt die lokalen Netze und damit das gegenständliche
Niederspannungsnetz nicht. Der Verteilnetzbetreiber kennt weder die Einspeisefahrpläne der Erzeuger noch die Verträge zwischen den Erzeugern und den VPPs . Es können sich im Falle von Drosselungen also Nachteile im Sinne von
Ausgleichsenergiekosten für einzelne Marktteilnehmer bzw. den VPP-Betreiber ergeben, da die geplanten Fahrpläne nicht eingehalten werden können. Auf der anderen Seite können die Fahrpläne der VPP bisher nicht in der strategischen Planung des Niederspannungsnetzes berücksichtigte Netzbelastungen verursachen, die zu einer Überlastung des
Niederspannungsnetzes führen können. Bisher wurden z.B. Wechselrichter mit einer P/Q-
Einspeisebegrenzung ausgestattet, die verhindert, dass bei einer lokalen Grenzwertüberschreitung zu viel Leistung in das Niederspannungsnetz eingespeist wird. Damit ist dann zwar lokal die Einhaltung der Netzrandbedingungen sichergestellt, aber es ist weder sicher, dass die Drosselung dieser
Komponente ausreichend ist, noch, dass nicht zu stark
gedrosselt wird und dadurch weniger Energie als möglich gewonnen wird.
Einen Versuch, die Marktaufsieht und die Netzaufsicht zu entflechten, stellt die sogenannte „Netzampel" dar. Die
Zustände rot, gelb und grün spiegeln den jeweiligen
Netzzustand wider. Die einzelnen Komponenten, insbesondere die Erzeuger, können nur im Zustand grün, wo aus Netzsicht keine Beschränkungen vorliegen und alle Marktmechanismen ohne Einschränkung eingesetzt werden können, oder im Zustand rot, wo die Netzrandbedingungen harte Vorgaben für die Einspeisung verlangen und dadurch Marktmechanismen für beschränkte Zeit lokal eingeschränkt sind, arbeiten. Im gelben Zustand kann innerhalb der Netzrandbedingungen eine marktbasierende
Optimierung der Auslastung des Niederspannungsnetzes
vorgenommen werden, also eine Optimierung der von den
einzelnen Komponenten (z.B. der Erzeuger im
Niederspannungsnetz) oder den einzelnen Marktteilnehmern (z.B. VPP, ONS) gelieferten Energie im Hinblick auf den gerade geltenden Energiepreis.
Diese Aufgabe der Optimierung im gelben Zustand könnte nun den VPPs übertragen werden. Dies ist aber nicht zielführend, weil dadurch allen Marktteilnehmern in diesem
Niederspannungsnetz vorgeschrieben würde, an wen sie ihre Energie verkaufen müssen. Wenn mehr als ein VPP im
betrachteten Niederspannungsnetz (= einem Abzweig des b
allgemeinen Niederspannungsnetzes) tätig ist, müssten diese zusammenarbeiten, auch wenn sie von unterschiedlichen
Marktteilnehmern betrieben werden. Diese Vermischung von marktorientiertem und netzorientiertem Verhalten mit mehreren Beteiligten lässt sich nicht sauber trennen und birgt
regulatorische Probleme in sich mit Hinblick auf die
Entbündelung (Trennung von Netz und Vertrieb in
Energieversorgungsunternehmen) . Eine Zwischenstufe, bei der ohne harte Vorgaben versucht wird, die Betriebsmittel optimal auszunutzen und, trotz starker Einspeisung seitens DEA, die Netzrandbedingungen einzuhalten, gibt es noch nicht. Alternativ besteht die Möglichkeit der zentral koordinierten Drosselung der Erzeuger durch den Netzbetreiber. Diese kann aber die lokalen Zustände der Erzeuger nicht berücksichtigen.
Darstellung der Erfindung
Ziel der vorliegenden Erfindung ist es, die technischen
Anforderungen des Niederspannungsnetzes zu erfüllen und dabei auch, wenn möglich, den ökonomischen Aspekt zu
berücksichtigen. Die Erfüllung der technischen Aufgabe beinhaltet die Einhaltung der Netzrandbedingungen und die Gewährleistung der ständigen Energieversorgung der
Verbraucher. Der ökonomische Aspekt beinhaltet die Einhaltung der (z.B. seitens der VPP, der Erzeuger oder der Verbraucher) geplanten Auslastung des Niederspannungsnetzes, damit die einzelnen Komponenten möglichst ökonomisch und
gewinnmaximierend agieren können. Dazu müssen die einzelnen Komponenten miteinander kommunizieren können. Diese Aufgabe wird durch ein Verfahren mit den Merkmalen des Patentanspruchs 1 gelöst, wobei
- Netzdaten von steuerbaren („intelligenten") Komponenten an einen zentralen Rechner gesendet werden, - wobei der zentrale Rechner basierend auf diesen Netzdaten eine Netzzustandsprognose und eine Auslastungsanalyse der einzelnen steuerbaren Komponenten durchführt und
- einen Vergleich der Netzzustandsprognose und der
Auslastungsanalyse zwischen den einzelnen steuerbaren
Komponenten durchführt,
- worauf die einzelnen steuerbaren Komponenten, welche ihre Auslastung gemäß Auslastungsanalyse ändern könnten, zu einem Lastausgleich aufgefordert werden.
Mit steuerbaren Komponenten werden hier sogenannte
„intelligente" Komponenten bezeichnet, welche über eine eigene Steuerung (meist in Form von Software) der
Lastaufnahme aus dem Niederspannungsnetz bzw. der Lastabgabe an das Niederspannungsnetz verfügen, z.B. virtuelle
Kraftwerke (Virtual Power Plants, VPP) , Photovoltaikanlagen und deren Speicher, Kleinwindkraftanlagen, Smart Meter oder Smart Buildings. Hingegen versteht man unter einer Auslastungsanalyse eine
Aufstellung der von den steuerbaren Komponenten im Netz zur Verfügung stehende Flexibilität. Es wird dabei in der Regel die aktuelle Last (Einspeisung oder Entnahme elektrischer Leistung) festgehalten sowie die maximal und/oder die minimal mögliche Last (elektrische Leistung) , die geliefert oder entnommen werden könnte. Die maximal und minimal mögliche Last hängen von der steuerbaren Komponente selbst ab, es müssen aber auch die Netzrandbedingungen eingehalten werden, z.B. darf eine Windenergieanlage nicht eine so große Leistung einspeisen, dass das Netz überlastet wird.
Das Erstellen der Auslastungsanalyse bedeutet, dass dem zentralen Rechner mit den Netzdaten auch die derzeit
vorliegende Auslastung der steuerbaren Komponenten mitgeteilt wird, sodass gegebenenfalls die einzelnen steuerbaren
Komponenten untereinander einen Lastausgleich innerhalb des gleichen Niederspannungsnetzes durchführen können, wobei ein Lastausgleich üblicherweise eine Lastverschiebung oder eine Einspeiseveränderung umfasst. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass der Lastausgleich ebenso mit Hilfe eines weiteren
Niederspannungsnetzes durchgeführt werden kann. Durch diese Vorgehensweise ist es somit möglich, den obig beschriebenen roten Zustand zu vermeiden bzw. dem roten Zustand netzintern entgegenzuwirken, wobei die von den steuerbaren Komponenten zur Verfügung stehende Flexibilität entweder ausreicht, den gelben Bereich zu halten, oder diese nicht ausreicht und der Netzbetreiber eingreifen muss. Dabei ergibt sich die
Möglichkeit, dass den Netzteilnehmern für die Abgabe von Energie ihrer steuerbaren Komponenten zum Lastausgleich von den anderen Netzteilnehmern, welche die zur Verfügung
gestellte Energie konsumieren, eine Entschädigung,
beispielsweise in monetärer Form oder in Form eines
Guthabens, angeboten wird. Hierbei kann der Umtauschwert fest vorgegeben sein oder sich dynamisch nach dem aktuellen
Marktwert oder früheren Marktwerten richten oder durch
Auktionen bestimmt werden. Für das Anbieten einer Form von Flexibilität, sprich dem Anbieten, Bereithalten und Abrufen von Energie, können vom Netzanbieter bzw.
Verteilnetzbetreiber Anreize geschaffen und ausbezahlt werden. Diese reichen von einer internen, virtuellen Währung über höhere Anschlussleistungen bis hin zu echten
Geldflüssen.
Darüber hinaus kann mit der Erfindung eine Art
Vorstufennetzschutz erzielt werden, der im Wesentlichen aus einem zentralen Rechner (rechnergestützten System), der z.B. in einer Verteilstation des Niederspannungsnetzes
untergebracht ist, mit einer Kommunikationseinheit besteht. Dieser Vorstufennetzschutz löst zumindest zwei Aufgaben: er unterstützt erstens den Verteilnetzbetreiber in der Prognose der Netzsituation in der Zukunft, indem er Produktions- und Verbrauchsprognosen der an das Niederspannungsnetz
angeschlossenen steuerbaren Erzeuger und steuerbaren
Verbraucher sammelt. Zweitens kann er die an das
Niederspannungsnetz angeschlossenen steuerbaren Erzeuger und Verbraucher vor zukünftigen Eingriffen des
Verteilnetzbetreibers warnen. Die Erzeuger und Verbraucher können dann die Folgen eines solchen Eingriffes abschätzen und rechtzeitig Gegenmaßnahmen einleiten. Wenn z.B. der Verteilnetzbetreiber die Einspeisung von Energie über den Transformator des Niederspannungsnetzes in das überlagerte Mittelspannungsnetz zu einem bestimmten Zeitpunkt drosseln will, kann ab diesem Zeitpunkt mehr Energie von Erzeugern im Niederspannungsnetz oder aus Speichern in das
Niederspannungsnetz eingespeist werden, und/oder die
Lastaufnahme eines Smart Buildings reduziert bzw. auf später verschoben werden.
Die Netzzustandsprognose kann z.B. als Ergebnis die Zustände des Niederspannungsnetzes ähnlich der Netzampel liefern: das Netz kann sich im Zustand grün befinden, wo aus Netzsicht keine Beschränkungen vorliegen, oder im Zustand rot, wo in einigen oder allen Netzknoten Verletzungen der
Netzrandbedingungen vorliegen. Im gelben Zustand sieht die Netzzustandsprognose einen roten Zustand in der Zukunft vor, wobei obig beschriebene Flexibilitäten abgerufen werden, um den roten Zustand zu verhindern. Dabei kann im gelben Zustand noch zwischen zwei weiteren Zuständen unterschieden werden, dem „gelb-grünen" Zustand, bei dem die angebotenen
Flexibilitäten ausreichen werden, um den roten Zustand zu vermeiden, und dem „gelb-roten" Zustand, bei dem die
angebotenen Flexibilitäten nicht ausreichen werden, um den roten Zustand zu vermeiden. Im Allgemeinen besteht eine Netzzustandsprognose z.B. aus einer Menge an Netzknoten für die jeweils existierende
Zeitreihen verwendet oder durch Ersatzwertbildung auf Basis von verfügbaren Daten Zeitreihen erstellt werden.. Die wichtigsten Zeitreihen sind die Lastkurve (Einspeiseleistung und/oder Verbrauch), die zu erwartende Spannung und
Ampelstufen. Bei Bedarf können auch weitere Zeitreihen wie z.B. Strom und thermische Belastung der Leitungen/Kabel in die Netzzustandsprognose einfließen. Der zentrale Rechner führt einen Vergleich der
Netzzustandsprognose und der Auslastungsanalyse zwischen den einzelnen Komponenten durch und informiert die einzelnen steuerbaren Komponenten, die ihre Auslastung gemäß
Auslastungsanalyse ändern könnten, über die erstellte Analyse und in welcher Form die einzelnen steuerbaren Komponenten einen Lastausgleich untereinander durchführen können. Somit erstellt der zentrale Rechner Prognosen, welche vorhersagen wann es zu Problemen mit der Netzsicherheit kommen wird und welche Gegenmaßnahmen notwendig sein werden. Dabei ist er in der Lage, durch das Abrufen der zur Verfügung stehenden
Flexibilität jeder einzelnen steuerbaren Komponente, dem aktuellen Netzproblem entgegen zu wirken bzw. mitzuteilen, ab wann z.B. mit Abschaltungen des Niederspannungsnetzes zu rechnen ist. Dies sichert die Netzstabilität und gibt zum anderen den Netzbetreibern und Energielieferanten
Planungssicherheit. Alle haben somit ein Interesse an einer Partizipation am erfindungsgemäßen Verfahren.
Die Netzzustandsprognose kann unterschiedlich komplex
ausgeführt sein: es können etwa nur die von den einzelnen steuerbaren Komponenten gelieferten Netzdaten aggregiert werden .
Es ist auch von Vorteil, wenn die Netzzustandsprognose, welche basierend auf den Netzdaten der einzelnen steuerbaren Komponenten durchgeführt wird, durch Prognosen basierend auf Wetterdaten und/oder historischen Daten ergänzt wird. Damit kann die Netzzustandsprognose noch verfeinert werden.
Wetterdaten erlauben es dem zentralen Rechner, die
Einspeisung von Photovoltaik- und Kleinwindkraftanlagen vorherzusagen, wenn diese die Wetterdaten nicht schon selbst in ihren Lastprognosen enthalten. Aufgrund von Wetterdaten (z.B. Verläufen der Außentemperatur) und/oder von
historischen Daten (frühere Lastaufnahmen bzw. Lastabgaben an Tagen mit gleichen oder ähnlichen Wetterdaten oder an Tagen gleichen Datums) kann der Verbrauch von nicht steuerbaren Verbrauchern vorhergesagt werden.
Es kann auch vorgesehen sein, dass vom zentralen Rechner für weitere, nicht steuerbare Komponenten ein - insbesondere generisches - Lastprofil erstellt und dieses in die
Netzzustandsprognose aufgenommen wird. Damit können auch „nicht intelligente" Komponenten, wie Haushalte bzw. Gebäude ohne Smart Meter, in der Netzzustandsprognose berücksichtigt werden.
Wenn bei der Erstellung der Netzzustandsprognose und/oder Auslastungsanalyse die Netztopologie berücksichtigt wird, hat dies den Vorteil, dass wesentlich selektiver einzelne
steuerbare Komponenten für die Lösung des Netzengpasses ausgewählt werden können. Somit kann als weitere
Nebenbedingung auch die Verlustleistung im Netz
berücksichtigt werden. Als zentraler Rechner wird vorzugsweise ein eigener Rechner in der Ortsnetzstation des Niederspannungsnetzes oder in der Leitwarte des Netzbetreibers eingesetzt. Somit ist der zentrale Rechner für ein Niederspannungsnetz verantwortlich. Vom Konzept her befindet sich der zentrale Rechner in der Ortsnetzstation neben dem Transformator des
Niederspannungsnetzes. Dies hat den Vorteil, dass der Rechner direkt mit der Steuerung vom Transformator verbunden ist und, im Falle von Powerline Communication (PLC) , auch die Daten von den Smart Metern und ggf. auch den
Gebäudemanagementsystemen (genauer deren
Energiemanagementsystemen = Customer Energy Management
Systemen) direkt vom PLC-Modem empfangen kann. Die Vorteile an dieser Aufstellung liegen in der räumlichen Nähe, den reduzierten Fernkommunikationsstrecken und der Tatsache, dass der Ausfall von einem Rechner nicht den ganzen
Einflussbereich des Verteilnetzbetreibers, sondern nur das vergleichsweise kleine Niederspannungsnetz betrifft. Der Nachteil von dieser Aufstellung liegt in der großen
Anzahl an zusätzlichen Hardwarekomponenten, die gewartet werden müssen. Eine Alternative ist das Zusammenfassen von mehreren zentralen Rechnern verschiedener
Niederspannungsnetze, z.B. durch Virtualisierung . Idealer Weise befindet sich der Virtualisierungsrechner an einem netztopologisch sinnvollen Knoten, etwa in einem Umspannwerk, bzw. Rechenzentrum. Zum Beispiel befinden sich die
Steuereinheiten für alle daran angeschlossenen
Niederspannungsnetze im Umspannwerk bzw.
Mittelspannungsumspannwerk. Es ist somit natürlich auch möglich, alle Niederspannungsnetze in der Leitwarte des
Verteilnetzbetreibers zusammen zu fassen. Die technische Umsetzung der Zusammenfassung der Aufgaben der Rechner ist nicht auf Virtualisierung beschränkt. Wichtig ist nur, dass jedes Niederspannungsnetz von den anderen gesondert behandelt wird .
Dabei ist es von Vorteil, wenn in regelmäßigen zeitlichen Abfolgen Netzdaten von den steuerbaren Komponenten (z.B. dem Gebäudemanagementsystem oder dem Energiemanagementsystem für Photovoltaikanlagen) an den zentralen Rechner gesendet werden, wodurch dieser immer eine aktuelle
Netzzustandsprognose berechnen kann, wobei die Zeitabstände am besten den Zeiten entsprechen, in denen erfahrungsgemäß auf Änderungen im Niederspannungsnetz reagiert werden muss. Die Zeitabstände liegen dabei vorzugsweise im Bereich von 15 Minuten bis zu einer Stunde. Eine höhere Taktung bringt den Bedarf für leistungsstärkere Rechner in den
Gebäudemanagementsystemen sowie eine bessere
Kommunikationsanbindung und somit höhere Kosten mit sich. Dem gegenüber stehen die Netzrandbedingungen, die eine gewisse Überschreitung der Grenzen über mehrere Minuten hinweg tolerieren. Somit würden die höheren Kosten bei einem
Zeitabstand von unter 15 Minuten nur eine vergleichsweise geringe Verbesserung des Gesamtsystems mit sich bringen. Je länger mit der Neubewertung der Situation gewartet wird, desto stärker driften Prognose und Istzustand auseinander und es werden Entscheidungen auf Basis veralteter Informationen getätigt. Andererseits könnten längere Intervalle verwendet werden, um überregionale VPPs bzw. andere Netze stabiler integrieren zu können, beispielsweise könnten so die
Netzdaten einmal täglich zu einer bestimmten Uhrzeit an den zentralen Rechner gesendet werden, welcher nach Erstellung der Netzzustandsprognose und der Auslastungsanalyse nicht nur die steuerbaren Komponenten zur Durchführung eines
Lastausgleiches kontaktiert, sondern gegebenenfalls auch die umliegenden Niederspannungsnetze.
Die Erfindung betrifft auch ein System zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens, umfassend ein
Kommunikationsnetz zwischen den Komponenten des
Niederspannungsnetzes und einem zentralen Rechner, wobei steuerbare Komponenten vorgesehen sind, deren Netzdaten an den zentralen Rechner gesendet werden können, und wobei der zentrale Rechner derart ausgebildet ist, dass dieser aus den Netzdaten eine Netzzustandsprognose und eine
Auslastungsanalyse der einzelnen steuerbaren Komponenten durchführen kann, und einen Vergleich der
Netzzustandsprognose und der Auslastungsanalyse zwischen den einzelnen steuerbaren Komponenten durchführen kann, worauf die einzelnen steuerbaren Komponenten, welche ihre Auslastung gemäß Auslastungsanalyse ändern können, zu einem
Lastausgleich aufgefordert werden können.
Dadurch realisiert die Erfindung erstmals einen
kommunikationsbasierten, kooperativen Netzschutz, welcher gegebenenfalls das harte Durchgreifen (z.B. Abschalten des Niederspannungsnetzes) durch zur Verfügung stellen von
Information in Form der Netzzustandsprognose weitgehend verhindert bzw. verringert. Falls der Durchgriff trotz einer Netzzustandsprognose nicht verhindert werden kann, so sind zumindest alle steuerbaren Komponenten bzw. alle am
Niederspannungsnetz beteiligten Komponenten darauf
vorbereitet . Zum Beispiel kann jeder Einspeiseknoten seinen Gewinn
maximieren mit der Information, wann er vermutlich aufgrund von Netzproblemen seine Verträge mit einem überregionalen VPP nicht einhalten kann. Der ökonomische Schaden als Folge eines Durchgriffs kann so minimiert werden.
Der erfindungsgemäße Netzschutz kann zum einen regional betrieben werden, da er sich um einen kleinen Teil eines Niederspannungsverteilnetzes kümmert, und zum anderen
überregional betrieben werden, da ein Niederspannungsnetz zum Lastausgleich die notwendige Energie eines weiteren
Niederspannungsnetzes zur Verfügung gestellt bekommen kann.
Das Konzept basiert darauf, dass die einzelnen Komponenten Informationen nicht nur über ihren aktuellen Zustand, sondern auch über ihre Fahrpläne (also ihre geplanten zukünftigen Auslastungen) austauschen. Die Erfindung stellt einen
Vorstufennetzschutz dar, welche das Niederspannungsnetz zwar schützt, allerdings eingreift, bevor der klassische
Netzschutz (z.B. basierend auf Fehlerstromanalyse) handeln muss .
Beim klassischen Netzschutz werden Fehlerströme rasch und möglichst selektiv unterbrochen. Schutzgeräte dieser Art kommen im Modell der Netzampel im roten Zustand zum Einsatz. Die Erfindung erlaubt die effiziente Auslastung der
Betriebsmittel des Niederspannungsnetzes bis an die Grenzen der Nennbelastbarkeit durch Aufbau eines Ampelsystems, welches ein kooperatives Verhalten der Komponenten des
Niederspannungsnetzes ermöglicht. Vom zentralen Rechner können mit der Netzzustandsprognose auch die
Netzrandbedingungen (z.B. die Nennbelastbarkeit) an die
Komponenten gesendet werden, damit diese von den Komponenten berücksichtigt werden können, also etwa nicht überschritten werden.
Dadurch, dass das erfindungsgemäße Verfahren bzw. System nicht auf bereits bestehenden Steuerebenen, wie den klassischen Netzschutz oder die intelligente Ortsnetzstation, aufbaut, hat es keinen Einfluss auf den ordnungsgemäßen
Betrieb dieser Elemente. Die Verwendung der Erfindung kann das Niederspannungsnetz besser betreibbar machen, eine
Verschlechterung ist nicht möglich, da dann der klassische elektrotechnische Netzschutz greifen würde.
Kurzbeschreibung der Figuren
Zur weiteren Erläuterung der Erfindung wird im nachfolgenden Teil der Beschreibung auf die Figuren Bezug genommen, aus denen weitere vorteilhafte Ausgestaltungen, Einzelheiten und Weiterbildungen der Erfindung zu entnehmen sind. Es zeigen:
Fig. 1 eine schematische Darstellung von zwei herkömmlichen
Niederspannungsnetzen,
Fig. 2 eine schematische Darstellung von zwei
erfindungsgemäßen Niederspannungsnetzen, und Fig. 3 ein Ablaufschema für das erfindungsgemäße Verfahren in Zusammenhang mit den unterschiedlichen
Netzzuständen gemäß der sogenannten Netzampel.
Ausführung der Erfindung
Fig. 1 zeigt beispielhaft das Schema zweier gleichartiger Niederspannungsnetze 1, 2, welche über ein Energieverteilnetz 3 und jeweils einen Ortsnetztransformator 4 mit elektrischer Energie versorgt werden. Jedes Niederspannungsnetz 1, 2 verfügt über nicht steuerbare Komponenten, wie Gebäude 5 oder Haushalte, und steuerbare Komponenten, wie Smart Buildings 6 (intelligente Gebäude - sowohl Wohn- als auch
Gewerbegebäude), Kleinwindkraftanlagen 7, Photovoltaikanlagen 8, Ladestationen von Elektrofahrzeugen 9, kleinere
Fertigungsstätten, landwirtschaftliche Betriebe,
Blockheizkraftwerke 21, größere Kühlanlagen 20, Gebäude mit Batteriespeicher 19. Alle Komponenten des jeweiligen Niederspannungsnetzes 1, 2 sind über elektrische Leitungen 10 untereinander und mit dem Ortsnetztransformator 4 verbunden. Die elektrischen Leitungen 10 selbst können auch zur
Datenübertragung zwischen den einzelnen Komponenten genutzt werden (Powerline Communication, PLC) .
Smart Buildings 6 verfügen über ein Energiemanagementsystem, welches generell die Beschaffung, Wandlung, Verteilung und Nutzung von Energie, hier elektrischer Energie, koordiniert. Die Koordinierung erfolgt vorausschauend, organisiert, systematisch und unter Berücksichtigung ökologischer und ökonomischer Zielsetzungen. Es umfasst 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.
Weiters sind in Fig. 1 zwei Virtual Power Plants (virtuelle Kraftwerke) VPP1, VPP2 vorgesehen, welche jeweils mit
Komponenten aus verschiedenen Niederspannungsnetzen 1, 2 verbunden sind, nämlich in diesem Beispiel mit dezentralen Energieerzeugern ( Photovoltaik 7, Windkraftanlagen 8,
Blockheizkraftwerk 21 bzw. Smart Buildings 6, sofern sie auch über Erzeugungs- und Speicheranlagen verfügen) . Ein
virtuelles Kraftwerk ist eine Zusammenschaltung von
dezentralen - im Allgemeinen relativ kleinen - Stromerzeugungseinheiten, wie zum Beispiel
Photovoltaikanlagen, Kleinwasserkraftwerken und
Biogasanlagen, aber auch von kleinen Windenergieanlagen und Mini- bzw. Mikro-Blockheizkraftwerken zu einem Verbund, der nachfragegeführt elektrische Leistung bereitstellen kann. Virtuell deshalb, da das Kraftwerk mehr als einen Standort besitzt. Die Stromerzeugungseinheiten eines virtuellen
Kraftwerks VPP1, VPP2 sind über eigene Datenverbindungen 11 miteinander verbunden. Wenn nun ein - in Fig. 1 durch einen Blitz dargestelltes - Netzproblem (z.B. sehr starke Überspannung über mehrere
Minuten) im ersten Niederspannungsnetz 1 auftritt, wird zuerst der regelbare Ortsnetztransformator 4 auf die unterste Stufe verstellt. Dies reicht in dem Beispiel nicht aus und der Verteilnetzbetreiber muss den Anlagen, die die Signale empfangen können (in diesem Beispiel die Smart Buildings 6) eine Reduktion der Einspeiseleistung vorschreiben.
Andernfalls verletzt er die Netzrandbedingungen und kommt seinen Qualitätsvorschriften nicht nach. Im Extremfall kann das bis zu einem Totalverbot der Einspeisung führen (vor allem, wenn viele Einspeiseanlagen dieses Signal nicht verarbeiten können) . Die betroffenen Anlagenbetreiber können somit nicht ihre im Vorfeld ausverhandelten Lieferverträge mit den VPP-Betreibern einhalten.
In Fig. 2 ist die gleiche Anlage wie in Fig. 1 gezeigt, jedoch verfügt in Fig. 2 jedes Niederspannungsnetz 1, 2 über einen zentralen Rechner 12, mit dessen Hilfe das
erfindungsgemäße Verfahren ausgeführt wird. Der zentrale Rechner 12 ist durch ein Kommunikationsnetz 13 mit den einzelnen Komponenten des Niederspannungsnetzes 1, 2
verbunden. Das Kommunikationsnetz 13 kann in einer
Ausführungsform aus den elektrischen Leitungen 10 des
Niederspannungsnetzes 1, 2 bestehen, sodass eine Powerline Communication (PLC) verwirklicht wird. Es können jedoch für das erfindungsgemäße Verfahren auch eigene Datenverbindungen hergestellt oder andere bestehende Datenverbindungen (z.B. von Smart Metern) genutzt werden.
Es gilt wieder die gleiche Ausgangslage: die Überspannung ist in dem Netz sehr stark und kann durch Verändern der
Trafostufen alleine nicht ausgeglichen werden. Anders als im vorhergehenden Beispiel melden hier die Smart Buildings 6 und Erzeugungsanlagen 7, 8, 21 ihre Fahrpläne, die sie mit den jeweiligen VPP-Betreibern der virtuellen Kraftwerke VPPl, VPP2 ausgehandelt haben, an den zentralen Rechner 12 in der jeweiligen Ortsnetzstation. Zum Beispiel senden die Gebäude und Erzeugungsanlagen um 11 Uhr am Vormittag den
Einspeisefahrplan für den nächsten Tag (0-24h). Dieser besteht zum Beispiel aus einer Einspeiseleistung in Watt für jedes 15 Minutenzeitfenster (also 96 Werte) . In Fall von Gebäuden kann der Wert auch negativ werden - das Gebäude bezieht dann Energie vom Netz. Um ein vollständigeres Bild zu erhalten, werden für alle nicht vorab gemeldeten
angeschlossenen Komponenten die Netzdaten aufgrund von historischen Daten und Standardnetzdaten erstellt.
Mit diesen Werten kann jetzt ein gesamtes Bild über den nächsten Tag erstellt werden (wann ist mit einer Lastspitze zu rechnen, wann mit einer Einspeisespitze, wie hoch wird sie vermutlich sein, etc.) . Daraus ergibt sich dann ein
„Ampelprofil" - also eine Zeitreihe, bei der alle 15 Minuten angegeben ist, in welchem Zustand sich das
Niederspannungsnetz wahrscheinlich befinden wird. Im Laufe des nächsten Tages wird diese Netzzustandsprognose
aktualisiert und an die realen Gegebenheiten angepasst. Jede neu erstellte Netzzustandsprognose wird an die Gebäude 6 und Erzeugungsanlagen 7, 8, 21 zeitnah übermittelt.
Je früher z.B. ein intelligentes Gebäude 6 weiß, dass das Risiko besteht, dass um 12 Uhr bei der Mittagseinspeisespitze alle Einspeiser 7, 8, 21 aufgrund einer starken Überspannung abgeregelt werden, kann es seine Fahrpläne noch ändern. Eine Möglichkeit wäre, dass das virtuelle Kraftwerk VPP1, VPP2 im Vorfeld informiert wird und dieses sich auf die neue
Situation einstellen kann. Auch könnte die gebäudeinterne
Eigenverbrauchsoptimierung so verändert werden, dass erst zu Mittag der Heizkessel geheizt, der Kühlschrank gekühlt, das Elektrofahrzeug geladen, etc. wird. Auch wenn das unter einem idealen Netz (= es kommt niemals zu einem gelben oder roten Netzzustand) eine suboptimale Lösung wäre, so ist es ggf. besser, als eine Abregelung in einem roten Netzzustand zu riskieren. Hingegen führt der zentrale Rechner 12 in einem gelben Netzzustand eine Netzzustandsprognose und eine Auslastungsanalyse durch. Diese Netzzustandsprognose und Auslastungsanalyse werden miteinander zwischen den einzelnen steuerbaren Komponenten 4, 6-11 verglichen, woraufhin die einzelnen steuerbaren Komponenten 4, 6-11, welche ihre
Auslastung gemäß Auslastungsanalyse ändern könnten, zu einem Lastausgleich aufgefordert werden. Werden von den Komponenten 4, 6-11 insgesamt mehr Lastausgleiche angeboten als zur
Vermeidung des roten Zustands benötigt werden, wählt der zentrale Rechner 12 aus, welche Lastausgleiche durchgeführt werden.
Das Berücksichtigen der Netzzustandsprognose, der
Auslastungsanalyse und der Aufforderung zum Lastausgleich erfolgt durch die Komponenten 4, 6-11, rein freiwillig und nur nach internen Kriterien. Deshalb handelt es sich um ein kooperatives System. Wenn jeder Teilnehmer rein egoistisch handelt und sein Verhalten nicht ändert, so werden alle
Teilnehmer dafür durch Abregein bestraft. Das erfindungsgemäße Verfahren kann wie folgt in das
Ampelmodell, das als Diskussionsgrundlage in der Nationalen Technologieplattform Smart Grids Austria entwickelt wurde (siehe Fig. 3), eingebettet werden. Die Zustände Rot R, Gelb GE und Grün GR spiegeln dann jeweils den unterschiedlichen Netzzustand wieder. Das gleiche gilt für alle lokalen
Komponenten .
Die einzelnen steuerbaren Komponenten 4, 6-11 des
Niederspannungsnetzes 1, 2 sind hier in Energieerzeuger 7, 8, 21, Elektrofahrzeuge bzw. deren Ladestationen 9,
Energiespeicher 19 bzw. 22 und flexible Verbraucher 14 unterteilt. Sie alle werden über Steuerungs- und
Regeleinheiten 15 gesteuert bzw. geregelt, welche über eine übergeordnete Steuerung 16 (einen Object Manager, z.B. ein Energiemanagementsystem eines Gebäudes) überwacht wird.
Im Zustand Gelb oder Grün können marktbasierende
Energiedienste 17, also etwa Marktmechanismen, auf die übergeordnete Steuerung 16 einwirken. Im Zustand Grün können dabei Informationen zu Energiepreis und/oder Energiemenge ausgetauscht werden und die Steuerung 16 bzw. die Steuer- und Regelungseinheiten 15 entsprechend andere Steuerbefehle an die steuerbaren Komponenten 4, 6-11 senden. Im Zustand Gelb können Informationen zu Energiepreis und/oder elektrischer Leistung ausgetauscht werden und die Steuerung 16 bzw. die Steuer- und Regelungseinheiten 15 entsprechend andere
Steuerbefehle an die steuerbaren Komponenten 4, 6-11 senden.
Dadurch ergibt sich die Möglichkeit zwischen zwei weiteren Zuständen zu unterscheiden, dem „gelb-grünen" Zustand, bei dem die mit der Auslastungsanalyse bestimmten bzw.
analysierten Flexibilitäten ausreichen werden, um den roten Zustand zu vermeiden, und dem „gelb-roten" Zustand, bei dem die angebotenen Flexibilitäten nicht ausreichen werden, um den roten Zustand zu vermeiden.
Erfindungsgemäß ist nun zwischen den marktbasierenden
Energiediensten 17 einerseits und die Steuerung 16 bzw. die Steuer- und Regelungseinheiten 15 andererseits der zentrale Rechner 12 geschaltet, der in einer Planungsphase eine
Netzzustandsprognose und/oder Auslastungsanalyse zwischen den einzelnen steuerbaren Komponenten 4, 6-11 erstellt und einen Lastausgleich zwischen den einzelnen steuerbaren Komponenten 4, 6-11 vorschlägt. In der operativen Phase ruft der zentrale Rechner 12 die von den steuerbaren Komponenten 4, 6-11 angebotenen Flexibilitäten, also die freiwillig angebotene Änderung der Last, ab und führt den Lastausgleich durch, der eine Lastverschiebung oder eine Einspeiseveränderung umfasst, sodass der rote Zustand verhindert werden kann. Dabei kann der Lastausgleich hilfsweise auch mit einem weiteren
Niederspannungsnetz 1, 2 durchgeführt werden. In der
Planungsphase werden gegebenenfalls hilfsweise die
Netzzustandsprognosen durch Prognosen basierend auf
Wetterdaten und/oder historischen Daten ergänzt. Dabei wird in einer weiteren Ausführungsform vom zentralen Rechner 12 für weitere, nicht steuerbare Komponenten ein Lastprofil erstellt und dieses in die Netzzustandsprognose aufgenommen.
Im Netzzustand Rot R ist vorgesehen, dass eine
Sicherheitseinrichtung 18 im Hinblick auf elektrische
Leistung bzw. Last (durchgehender Pfeil) Steuerbefehle aussendet, die ebenfalls über den erfindungsgemäßen zentralen Rechner 12 laufen und von diesem nun gemäß der
Netzzustandsprognose und der Auslastungsanalyse abgeändert und erst dann an die Steuerung 16 bzw. die Steuer- und
Regelungseinheiten 15 weitergeleitet werden. Nur
Steuersignale der Sicherheitseinrichtung 18 mit hoher
Priorität ( strichlierter Pfeil) werden ohne Einflussnahme durch den zentralen Rechner 12 direkt an die Steuerung 16 bzw. die Steuer- und Regelungseinheiten 15 gesendet. Der erfindungsgemäß betriebene zentrale Rechner 12 sollte einen solchen Fall eines direkten Durchgriffs z.B. vom
Verteilnetzbetreiber (welcher dem Störfall und dessen
Behandlung in Fig. 1 entspricht) weitgehend vermeiden. Es ist jedoch notwendig, die Möglichkeit eines direkten Durchgriffs vorzusehen .
Bezugs zeichenliste
1 erstes Niederspannungsnetz
2 zweites Niederspannungsnetz
3 Energieverteilnetz
4 Ortsnetztransformator
5 Gebäude
6 Smart Building (intelligentes Gebäude)
7 Kleinwindkraftanläge
8 Photovoltaikanlage
9 Ladestation von Elektrofahrzeugen
10 elektrische Leitungen des Niederspannungsnetzes
11 Datenverbindungen des virtuellen Kraftwerks
12 zentraler Rechner 13 Kommunikationsnetz
14 flexible Verbraucher
15 Steuer- und Regelungseinheiten für steuerbare
Komponenten
16 übergeordnete Steuerung
17 marktbasierende Energiedienste
18 Sicherheitseinrichtung
19 Energiespeicher
20 Kühlanlage
21 Blockheizkraftwerk
22 Batterie
GE Netzzustand Gelb
GR Netzzustand Grün
R Netzzustand Rot
VPP1 erstes virtuelles Kraftwerk (Virtual Power Plant)
VPP2 zweites virtuelles Kraftwerk (Virtual Power Plant)

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Verbesserung der Auslastung eines
Niederspannungsnetzes (1, 2) unter Verwendung eines Kommunikationsnetzes (13) zwischen Komponenten des Niederspannungsnetzes (1, 2), dadurch gekennzeichnet, dass
- Netzdaten von steuerbaren Komponenten (4, 6-11) an einen zentralen Rechner (12) gesendet werden,
- wobei der zentrale Rechner (12) basierend auf diesen Netzdaten eine Netzzustandsprognose und eine
Auslastungsanalyse der einzelnen steuerbaren Komponenten (4, 6-11) durchführt und
- einen Vergleich der Netzzustandsprognose und der Auslastungsanalyse zwischen den einzelnen steuerbaren Komponenten (4, 6-11) durchführt,
- worauf die einzelnen steuerbaren Komponenten (4, 6- 11), welche ihre Auslastung gemäß Auslastungsanalyse ändern könnten, zu einem Lastausgleich aufgefordert werden .
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Lastausgleich eine Lastverschiebung oder eine
Einspeiseveränderung umfasst. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Lastausgleich mit Hilfe eines weiteren Niederspannungsnetzes (1, 2) durchgeführt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Netzzustandsprognose, welche basierend auf den Netzdaten der einzelnen steuerbaren Komponenten (4, 6-11) durchgeführt wird, durch Prognosen basierend auf Wetterdaten und/oder historischen Daten ergänzt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass vom zentralen Rechner (12) für weitere, nicht steuerbare Komponenten (5) ein Lastprofil erstellt und dieses in die Netzzustandsprognose
aufgenommen wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass bei der Erstellung der
Netzzustandsprognose und/oder Auslastungsanalyse die Netztopologie berücksichtigt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass als zentraler Rechner (12) ein eigener Rechner in der Ortsnetzstation des
Niederspannungsnetzes (1, 2) oder ein virtualisierter Rechner für mehrere Niederspannungsnetze eingesetzt wird . Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass an den zentralen Rechner (12) in regelmäßigen zeitlichen Abfolgen Netzdaten von den steuerbaren Komponenten (4, 6-11) gesendet werden.
System zur Durchführung des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 8, umfassend ein Kommunikationsnetz (13) zwischen Komponenten des Niederspannungsnetzes (1, 2) und einen zentralen Rechner (13), dadurch
gekennzeichnet, dass steuerbare Komponenten (4, 6-11) vorgesehen sind, deren Netzdaten an den zentralen
Rechner (12) gesendet werden können, und wobei der zentrale Rechner derart ausgebildet ist, dass dieser aus den Netzdaten eine Netzzustandsprognose und eine
Auslastungsanalyse der einzelnen steuerbaren Komponenten (4, 6-11) durchführen kann, und einen Vergleich der Netzzustandsprognose und der Auslastungsanalyse zwischen den einzelnen steuerbaren Komponenten (4, 6-11)
durchführen kann, worauf die einzelnen steuerbaren
Komponenten (4, 6-11), welche ihre Auslastung gemäß Auslastungsanalyse ändern können, zu einem Lastausgleich aufgefordert werden können.
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