EP3526904A1 - Kommunikationssystem in einem stromversorgungsnetz - Google Patents

Kommunikationssystem in einem stromversorgungsnetz

Info

Publication number
EP3526904A1
EP3526904A1 EP17784624.3A EP17784624A EP3526904A1 EP 3526904 A1 EP3526904 A1 EP 3526904A1 EP 17784624 A EP17784624 A EP 17784624A EP 3526904 A1 EP3526904 A1 EP 3526904A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
current
communication
conversion device
communication system
power conversion
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.)
Withdrawn
Application number
EP17784624.3A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Christian Rehtanz
Christoph Aldejohann
Thomas WOHLFAHRT
Jonas Maasmann
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.)
Technische Universitaet Dortmund
Original Assignee
Technische Universitaet Dortmund
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 Technische Universitaet Dortmund filed Critical Technische Universitaet Dortmund
Publication of EP3526904A1 publication Critical patent/EP3526904A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04B—TRANSMISSION
    • H04B3/00—Line transmission systems
    • H04B3/54—Systems for transmission via power distribution lines
    • H—ELECTRICITY
    • H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04B—TRANSMISSION
    • H04B2203/00—Indexing scheme relating to line transmission systems
    • H04B2203/54—Aspects of powerline communications not already covered by H04B3/54 and its subgroups
    • H04B2203/5404—Methods of transmitting or receiving signals via power distribution lines
    • H04B2203/5416—Methods of transmitting or receiving signals via power distribution lines by adding signals to the wave form of the power source

Definitions

  • the invention relates to a communication system.
  • Control systems in smart home and smart grid applications include a variety of tasks. They may include simple lighting controls to enhance comfort, but also more complex energy management systems to avoid overloading individual line outlets or transformer stations, to the integration of storage systems to provide network services.
  • OCPP Open Charge Point Protocol
  • the local network stations are usually not connected. In some cases, station buses with IEC 61850 are used.
  • the Smart Meter Gateway is to provide an interface with which local switchable devices (CLS) can be controlled.
  • CLS local switchable devices
  • a form of communication between the vehicle and the charging station is defined in the IEC61851 and IS0151 18 protocols.
  • a connection to backend systems or smart meter systems, however, is not defined.
  • a secure connection of smart meters is not yet done.
  • the energy meter is thus unable to allocate the consumption of a stored mobile consumer to this.
  • the assignment must be made via a separate module.
  • FIG. 1 is a schematic representation of a current transformer according to embodiments of the invention.
  • FIG. 2 is a schematic representation of a stream with a message according to embodiments of the invention in time and frequency space
  • FIG. 3 PFC circuit extended by a message modulator
  • FIG. 5 Block diagram of the message coupling with coupling of the message by amount
  • Fig. 6 block diagram of the coupling of a message signal in the measured variables of the feedback of the control loop with compensation of the rectifier modulation.
  • the invention will be illustrated in more detail with reference to the figure. It should be noted that various aspects are described, which can be used individually or in combination. That is, any aspect may be used with different embodiments of the invention unless explicitly illustrated as a pure alternative.
  • the invention allows an improved networking of the participants with each other, so that even cross-system tasks can be managed by decentralized controls.
  • the invention can be used in particular in a system and method according to the publication DE 10 2014 008 222 A1, which is hereby incorporated explicitly as part of the application.
  • FIG. 1 shows an example of a power conversion device.
  • power conversion devices according to the invention include both consumers and generators, such as e.g. Inverter, can be.
  • the communication system according to the invention is to be understood in relation to a power supply network.
  • the communication system has at least two communication partners, whereby the term communication is not limited to two-way communication, but also includes the sending of messages in one direction only (unidirectional communication as in DE 10 2014 008 222 A1).
  • the communication system according to the invention has at least one control device and at least one power conversion device.
  • the power supply network also serves the communication between the at least one power conversion device and the control unit.
  • the current is modulated, wherein the modulated current signal is superimposed on a current to / from the power conversion device.
  • the current between the load and the control device is usually a consumption current.
  • the power conversion device is a generator, then the current between the power source and the control device is usually a supply current.
  • the invention makes use of the fact that the power grid is already available as a communication medium. That It does not require expensive reinstallation of communication infrastructure. But this also allows a "plug'n'play” functionality, which offers a low entry threshold, so that the system is user-friendly.
  • a control message may be generated by a power electronic circuit and provided as a modulated current signal.
  • existing elements can be controlled accordingly.
  • the message can be introduced via a reference variable and / or a feedback variable in an existing control loop.
  • such a staggered bottleneck management can be realized at the local network station level up to individual cable outlets in buildings.
  • At the local network station level it is also possible to aggregate and control the storage and load-shifting potentials of individual consumers; within buildings, intelligent home controllers can be set up.
  • the control systems required for this purpose can use the tree structure of the energy networks; by placing them at network nodes, the respective subordinate consumers are managed.
  • a control at the local network station level can manage the system services, while another controller within the building installation can take over the home control and the utilization of individual cable outlets can be monitored by separate controllers.
  • the control systems in the network nodes may each require a unique identification of the subordinate consumers for coupling.
  • the approach presented here provides for identification and localization of a subscriber of the communication system via a current-modulated signal (power message) which is fed into the power grid.
  • the power converter immediately after connecting a power converter to the power grid, the power converter sends an (initialization) message, e.g. with coupling information.
  • This (initialization) message may e.g. include a specific network address, a public key for connection protection, device properties, etc.
  • control systems along the direct path from the CT to the controller receive the message, i. the example of a consumer in the direction of the local network station.
  • the coupling information can be used eg for a (further) bidirectional control channel via radio or (narrowband) powerline communication (PLC).
  • the device can now become a member of the system controlled by the control device.
  • the subsequent control of the current transformers can take place (exclusively) via the bidirectional channel.
  • the modulation of the current is realized by a device selected from the group comprising Power Factor Correction, inverters.
  • That the generation of the messages, in particular the (initialization) message can e.g. via the power electronics of the (consumer) devices.
  • the power electronics in a consumer usually works with active components, such as the charging rectifier in an electric vehicle.
  • This power electronics is also able to draw or feed a current not equal to the grid frequency from the power grid.
  • the power electronics enable a modulation of the absorbed current.
  • the transmitting unit also couples the message signal into the power grid - however, one crucial difference is the nature of the signal - PLC signals are multi-carrier voltage signals - another difference is the transmit frequency used.
  • the transmit frequency used which is typically between 150 kHz (narrow band PLC) and 68 MHz in PLC systems, while the frequency of the modulated current signal is 20 kHz and less.
  • Another difference is that PLC systems only evaluate voltage signals, but not current signals.
  • the invention makes use of the fact that the network impedance of the power supply network is highly frequency-dependent. For example, in the field of energy transmission (50 Hz), the network impedance is particularly low, with increasing frequency this increases disproportionately.
  • the unidirectional current message in the communication system according to the invention preferably uses particularly low carrier frequency, approximately in a range of 200 Hz to 3 kHz, since in this range the network impedance is typically in a range of 0.1 -0.5 ⁇ .
  • the line impedance in the frequency range of 150 kHz (narrowband powerline) up to 68 MHz reaches values between 8 ⁇ and 500 ⁇ .
  • the propagation characteristics depend strongly on the network impedance.
  • the lowest impedance value is usually reached at a frequency of 0 Hz. As the frequency increases, so does the impedance.
  • the exact frequency response depends on the resources, which each have frequency-dependent impedances and may have some resonance points.
  • the current message receives a unidirectional propagation characteristic and can essentially only be measured along the path from the transmitting unit in the direction of the local network station (local network transformer).
  • the current message along the current path can be measured.
  • the signal of the stream message is not or not easily measured.
  • the choice of the carrier frequency of the current message also has a significant influence on the noise immunity, the propagation characteristics and the transmission rate.
  • the carrier frequencies should therefore not coincide with odd harmonics of the line frequency but use frequencies between two odd harmonics. Particularly suitable as carrier frequencies are harmonics and interharmonics.
  • the frequencies of ripple control systems are to be avoided. More modern systems use frequencies in the range of 1 10 Hz to 500 Hz, but in some cases even frequencies from older systems up to 3 kHz are used. Further causes of interharmonics lie in active switches in converter systems. However, the switching frequencies are usually above the hearing threshold of 20 kHz and thus the most pronounced harmonics.
  • the modulation method used according to the invention uses at least one carrier frequency and the receiver can check whether the carrier signal is present or not and / or evaluate the signal. Likewise, more complex modulation scheme applicable as amplitude, frequency or phase modulations and a combination of the individual modulation methods such as a quadrature amplitude modulation (QAM).
  • QAM quadrature amplitude modulation
  • a higher data rate may e.g. be achieved by the use of multiple carrier frequencies and the use of a larger bandwidth, which is not limited to the carrier frequency.
  • a frequency division multiplexing technique may be constructed via Orthogonal Frequency Division Multiplexing (OFDM).
  • OFDM Orthogonal Frequency Division Multiplexing
  • the carrier frequency of 630 Hz was chosen by way of example. This is an intermediate harmonic that is not at a ripple control frequency and is therefore inferior to only minor spurs. Since no high demands are placed on the data rate, carrier frequencies below 3 kHz are sufficient. However, higher frequencies can also be used. The propagation characteristics are very favorable for this application, as shown above. It is also possible to use frequencies other than carriers which are within this range and take into account the above-mentioned influences.
  • the current modulated message can be generated by conventional switched mode power supplies as shown in FIG. 1, which typically include power factor correction (PFC).
  • PFC power factor correction
  • the actual goal of this circuit is to generate a sinusoidal current consumption from the grid.
  • the structure of this circuit can be done by different circuit topologies, which are selected and dimensioned depending on the application and performance class.
  • PFC circuits in switched-mode power supplies are used in particular for device power ratings from 75 W to meet the normative requirements for harmonic limits (EN 61000-3-2).
  • harmonic limits EN 61000-3-2
  • limit values exist independently of the power range, so that even at low power levels, PFC circuits are increasingly being used to increase the power factor and reduce the harmonic load.
  • the PFC circuit receives a sinusoidal function as the default for the current setpoint and converts this on the line side. This is done by a pulse width modulated (PWM) high-frequency control (20 kHz ... 250 kHz) of the switching elements.
  • PWM pulse width modulated
  • the superposition of the higher-frequency message signal can thus be easily integrated. An additional circuit complexity is usually not required.
  • the principle can be transferred to almost all converter systems which have an implemented current control.
  • an integration of the method into (photovoltaic) inverters or chargers for electric vehicles is possible without any changes in circuit technology. Only the control must be supplemented by the generation of the current-modulated message and imprinting on the setpoint.
  • Figure 1 shows schematically the implementation of the message generation in a cascaded control loop.
  • the circuit-based basis represents an initially arbitrarily constructed PFC topology, in which the switch can be addressed directly via the PWM control of the network-side input current profile of the circuit.
  • the mains voltage UAC, the line current c and the output voltage of the circuit UDC, which usually represents the controlled variable, are detected by measurement.
  • the manipulated variable represents the PWM function, via which the input current of the circuit can be controlled directly. Because of this relationship, power electronic circuits are usually implemented with current regulation as a fast inner loop. This can be superimposed on any controller, such as an output voltage control.
  • the reference variable of the current regulator is formed by two functions.
  • is used to generate a desired current waveform which is sinusoidal and in phase with the mains voltage.
  • This curve is additionally weighted with the output of the voltage regulator to obtain the amplitude of the current consumption.
  • the voltage regulator compares the output voltage with the default and adjusts the amplitude of the current set by the subordinate current regulator accordingly. By adapting this current regulation, the additional generation of the current-modulated message can be supplemented (dashed marked region in FIG. 1).
  • the command value of the current controller then consists of the addition of the 50 Hz component, which is used for the active power transmission, and the 630 Hz component of the current-modulated message.
  • the coupling of the current message can also take place via the U-regulating circuit or the measuring circuit of U and I sensors.
  • FIG. 2 shows the input current profile and the associated spectrum of a typical bidirectional PFC circuit (bridge circuit) with exclusively adapted control for generating the current-modulated messages. Both over time and in the spectrum, the impressed 630 Hz component can be clearly recognized.
  • FIG 3 the extended control loop of the PFC is shown. This supplements a usual control circuit, which will be explained first.
  • the voltage regulation gets a predetermined reference value I cret for the DC output voltage UDC
  • the actual quantity UDC is measured and from the difference of the two variables, a control deviation eu can be determined.
  • the measurement of I cret can be filtered via a low pass TP to smooth the voltage ripple of the output voltage.
  • the control deviation eu can furthermore be supplied to a proportional-term integrator.
  • the tracking of the sinusoidal mains voltage UN takes place in the current controller.
  • the phase position ⁇ of the mains voltage can be determined via a phase locked loop (PLL) and added to the current reference value f via a multiplication block X.
  • the current command variable thus becomes sinusoidal.
  • the amount of the tracking mains voltage sin ⁇ is formed for the reference variable, since the input voltage of the PFC UB2 was also the amount of the mains voltage formed by the rectification.
  • the control deviation ei is formed again from the difference of the target variable with the actual variable k.
  • the actual size L is e.g. determined via a measurement of the coil current.
  • a downstream regulator e.g. Pl-member (Proportional Integrator), forms the control variable a from the control deviation ei.
  • a PWM module can generate from the duty cycle a direct switching signal for the switch S of the PFC.
  • the data sequence s n (t) is supplied in the extended control loop to a modulator which generates the modulation signal according to any modulation method.
  • the modulation signal is impressed on the current setpoint (addition element) and fed to the current control loop.
  • the carrier frequency fs of the modulation can be synchronized with the mains voltage by means of the reconstructed phase angle ⁇ . Synchronization at this point is optional, but helps to provide more complex modulation techniques such as QAM modulation and OFDM directly with a phase reference formed by the line frequency.
  • the demodulator on the receiver side thus receives a well to be reconstructed reference signal.
  • the network frequency ⁇ N as a reference source is specified by the European Transmission System Operator Association (ENTSO-E) via the EN50160 standard to an accuracy of +/- 0.2 ⁇ Hz in normal operation, thus providing a very accurate reference signal.
  • the product is formed from the reconstructed phase ⁇ and the desired size fs, normalized to fN.
  • a modulo operation with 2pi generates the phase reference signal for the modulator.
  • the existing technical structure of the PFC control loop does not need to be adapted further.
  • the imprint of the message takes place via the current control loop.
  • the use of a phase locked loop (PLL) to synchronize the load current with the line voltage is just one of many possible solutions used in PFC and power electronic circuits.
  • the coupling into the current regulation can also be done in other topologies. Also a coupling via the voltage control or in the direct control of the valves is possible.
  • the output current of the PFC is determined by the control loop.
  • the current loop is supplied with the reconstructed AC mains voltage via a multiplication block.
  • the amount of the mains voltage is supplied.
  • the signal is modulated by f N on the AC or DC side. If the addition of the message takes place before the magnitude is formed, then the signal without modulation is visible on the AC side, the modulated spectra can be seen on the DC side. This case is shown schematically in FIG.
  • the current message can also be integrated into the PFC control loop by coupling the signal into the feedback branch.
  • PFC control loops implemented in integrated circuits (ICs) can be used.
  • the signal addition takes place in this variant, however, after the amount formation.
  • the modulation appears exactly on the other side of the rectifier bridge, as shown in FIG.
  • two carrier frequencies f S i and fs 2 can be selected, which have a distance of 2 f N to the desired signal frequency f s (shown in Fig. 6).
  • the measured value acquisition for controlling the input current takes place by measuring the input current.
  • the current measurement is carried out either via a shunt or via an inductive measured value acquisition.
  • the analog value is fed to the current control loop analog or digitalized.
  • the difference between the setpoint and the actual value gives the control deviation, which affects the input current.
  • a current-modulated signal can now take place via an inductive or capacitive coupling into the measuring circuit and thus has the same influence as an addition of the current message in the reference signal. It is thus possible that an existing PFC circuit is supplemented by the current modulator in terms of hardware.
  • the PFC design changes only slightly with this coupling method.
  • the mentioned Power Factor Correction is usually already part of any power electronic circuit with powers> 75W and is e.g. in PCs, chargers e.g. used by electric vehicles, consumer electronics, etc. Analogously, however, this technique is also used in bidirectional inverters, such as PV inverters or battery storage systems, low-power power supplies with PFC function such as single-stage flyback circuits or circuit topologies with upstream step-up or step down converter. Again, the invention may find application in the same way.
  • the frequency of the modulated current signal is at least twice the frequency of the current to / from the power conversion device.
  • the at least one power conversion device itself is a control device, which control device in turn is part of a further communication system according to one of the preceding claims.
  • control devices for example, information from certain (subsequent) consumers can collect and provide a prepended control device available.
  • Multiple controllers along the current path CT Transmitter Station can receive coupling information and couple with current transformers.
  • the tree topology of the power grid is used. At the top is the local network station, from which the lines branch off via the house connection points to the consumers.
  • Control devices can be placed in nodes such as individual line outlets and meter points such as smart meters. Control units can couple with all lower-level current transformers. As a result, several control levels are possible, for example ⁇ bottleneck management at the network connection point level and at the line leaving level
  • the communication system further comprises at least one further power conversion device, wherein the communication system provides communication between the control device and the first and the further power conversion device in the form of a point-to-multipoint communication. This is a typical situation in an arrangement where communication takes place from one power source to a plurality of loads.
  • the communication system further comprises at least one further power conversion device, wherein the communication system provides communication between the first power conversion device and the further power conversion device in the form of a point-to-point communication.
  • the communication system provides communication between the first power conversion device and the further power conversion device in the form of a point-to-point communication.
  • the communication comprises at least one of data relating to bottleneck management, energy management, billing, resource properties, communication channel, encryption, etc. That is to say, with the invention, networking of many individual subscribers similar to the Internet of Things is made available on the power network by exploiting the properties of the power network, which allows state information to be collected and control tasks to be taken over by management systems.
  • a coupling of the device to be controlled with a controller is necessary so that information is exchanged only between the terminal and the controller and terminals in outbuildings are not mistakenly part of their own control.
  • the tree structure of the power grid can help to automatically couple these devices with controllers and at the same time to ensure the connection security through the automated transmission of a public key.
  • the communication can also be encrypted.
  • Tasks of the control devices can be:
  • Energy management systems aggregate mobile and stationary resource properties, such as State of charge (SoC), max. Charging power, desired timetable for charging an electric vehicle (EV) or stationary storage in a building.
  • SoC State of charge
  • EV electric vehicle
  • Billing systems Allocation of mobile loads to smart meter systems.
  • Controller can be placed in local network station and forward the optimal configuration to resources. Even mobile consumers like EVs can be configured
  • Lamp logs in the first connection to controller of a room and a house. Control of features such as on and off, brightness and color
  • Controllers can be placed in nodes such as individual line outlets and meter points such as smart meters. Controller can only pair with all subordinate consumers. This allows multiple controller levels: e.g.
  • Bottleneck management at the network connection point level and at the cable exit level Local congestion management (voltage maintenance, overload %) requires knowledge of the location and identification of the controllable units

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Kommunikationssystem in einem Stromversorgungsnetz, aufweisend zumindest ein Steuerungsgerät und zumindest ein Stromwandlungsgerät, wobei das Stromversorgungsnetz zugleich der Kommunikation zwischen dem zumindest einen Stromwandlungsgerät und dem Steuergerät dient, wobei zur Kommunikation zwischen dem zumindest einen Stromwandlungsgerät und dem Steuergerät der Strom moduliert wird, wobei das modulierte Stromsignal einem Strom zum/vom Stromwandlungsgerät überlagert wird, wobei die Modulation durch eine Einrichtung ausgewählt aus der Gruppe aufweisend Power Factor Correction, Wechselrichter realisiert ist.

Description

KOM MUNIKATIONSSYSTEM IN EINEM STROMVERSORGUNGSNETZ
TU Dortmund, Deutschland
Die Erfindung betrifft ein Kommunikationssystem.
Hintergrund
Steuerungssysteme in Smart-Home- und Smart-Grid-Anwendungen umfassen eine Vielzahl von Aufgaben. Sie können einfache Lichtsteuerungen zur Komfortsteigerung umfassen, aber auch komplexere Energiemanagementsysteme zur Vermeidung von Überlastungen einzelner Leitungsabgänge oder Transformatorstationen, bis hin zur Einbindung von Speichersystemen zur Erbringung von Netzdienstleitungen.
Beispielsweise wird für die Kommunikation zwischen Elektrofahrzeug und Ladestation eine Kommunikation über ISO 151 18 und IEC 61851 vorgeschlagen. Zur Anbindung der Ladestation an Backendsysteme wird Open Charge Point Protocol (OCPP)vorgeschlagen. Dabei sind die Ortsnetzstationen in aller Regel nicht angebunden. Teilweise werden Stationsbusse mit IEC 61850 verwendet.
Zum anderen werden Anbindung von Smart Meter Gateways diskutiert. Hier soll das Smart Meter Gateway eine Schnittstelle zur Verfügung stellen, mit welcher lokale schaltbare Geräte (CLS) gesteuert werden können. Die genauere Ausgestaltung des Kanals bleibt allerdings, vor allem in Bezug auf der Identifikation von schaltbaren Lasten offen.
Allerdings sind die bisherigen Systeme auf Grund proprietärerer Protokolle und / oder auf Grund des jeweiligen Systemansatzes nicht in der Lage, den benötigten Grad an Kommunikation auf einfache und kostengünstige Weise zur Verfügung zu stellen. Insofern wird nur eine Vielzahl von Teillösungen angeboten, die jedoch nicht das Gesamtsystem einer Energieversorgung betrachten.
Diese sei am Beispiel einer Ladeinfrastruktur verdeutlicht.
Eine Form der Kommunikation zwischen Fahrzeug und Ladestation im Protokoll IEC61851 und IS0151 18 definiert. Eine Anbindung an Backendsysteme oder Smart Meter Systeme ist hingegen nicht definiert.
Zur Anbindung von Backend-Systemen gibt es zum einen proprietäre Lösungen, zum anderen offene Standards wie OCPP.
Eine sichere Anbindung von Smart Metern erfolgt bislang nicht. Der Energiezähler ist so nicht in der Lage den Verbrauch eines hinterlagerten mobilen Verbrauchers diesem zuzuordnen. Die Zuordnung muss über ein separates Modul erfolgen.
Zudem weisen die bisher vorgeschlagenen Systeme erhebliche Installationskosten auf. Ladestationen müssen installiert werden und auch kommunikationstechnisch angebunden werden. Beispielhaft werden gegenwärtig Kosten von 10000 EUR für einen öffentlich- zugänglichen 22 kW Ladepunkt veranschlagt. Selbst im privaten Umfeld werden gegenwärtig Kosten von über 2200 EUR erwartet.
Eine Anbindung von Energie- und Engpassmanagementsystemen auf Ortsnetzstationsebene und Gebäudeebene erfolgt bislang allenfalls proprietär.
Zudem sehen bisherige Systeme häufig proprietäre elektro-mechanische Schnittstellen vor, sodass eine neue kostspielige Infrastruktur notwendig wäre, da bisherige Netzanschlüsse wie Schuko-Steckdosen oder CEE- Steckdosen, nicht weiter verwendet werden können, da diese bislang nicht mit Energiemanagement und Abrechnungssystemen kommunizieren können. Eine Autorisierung des Ladevorgangs erfolgt bislang über die manuelle Eingabe von IDs an Ladepunkten, über das Einscannen eines QR-Codes mit einer Smartphone App, dem Verwenden von Transponderkarten oder die direkte Zahlung über Kreditkarten. Alle Verfahren haben gemeinsam, dass sie umständlich sind.
Aufgrund der fehlenden systemübergreifenden Kopplung zu Controllern es mit den bisherigen Systemen nur sehr schwierig oder sogar unmöglich ein gestaffeltes Engpassmanagement aufzubauen, das die Leistungsaufnahme sowohl auf Stationsebene, (Gebäude-) Anschlusspunktebene als auch Leitungsebene betrachtet und die jeweiligen unterlagerten Verbraucher per„Plug'n'Play" einbindet und bei Bedarf steuert.
Ausgehend von dieser Situation ist es Aufgabe der Erfindung ein Kommunikationssystem zur Verfügung zu stellen, das eine einfache Integration in bestehende Netztopologien ermöglicht.
Die Aufgabe wird gelöst, durch eine Vorrichtung gemäß Anspruch 1 . Weitere vorteilhafte Ausgestaltungen sind insbesondere Gegenstand der abhängigen Ansprüche, der Beschreibung und der Figuren.
Nachfolgend wird die Erfindung näher unter Bezug auf die Figuren erläutert. In diesen zeigt:
Fig. 1 eine schematische Darstellung eines Stromwandlers gemäß Ausführungsformen der Erfindung,
Fig. 2 eine schematische Darstellung eines Stromes mit einer Nachricht gemäß Ausführungsformen der Erfindung im Zeit und Frequenzraum,
Fig. 3 Regelkreis der Leistungsfaktorkorrektur (PFC) erweitert um einen Nachrichtenmodulator,
Fig. 4 Blockdiagramm der Nachrichteneinkopplung mit Einkopplung der Nachricht vor Betragsbildung,
Fig. 5 Blockdiagramm der Nachrichteneinkopplung mit Einkopplung der Nachricht nach Betragsbildung, und
Fig. 6 Blockdiagramm der Einkopplung eines Nachrichtensignals in die Messgrößen der Rückführung des Regelkreises mit Ausgleich der Gleichrichtermodulation. Nachfolgend wird die Erfindung eingehender unter Bezugnahme auf die Figur dargestellt werden. Dabei ist anzumerken, dass unterschiedliche Aspekte beschreiben werden, die jeweils einzeln oder in Kombination zum Einsatz kommen können. D.h. jeglicher Aspekt kann mit unterschiedlichen Ausführungsformen der Erfindung verwendet werden soweit nicht explizit als reine Alternative dargestellt.
Weiterhin wird nachfolgend der Einfachheit halber in aller Regel immer nur auf eine Entität Bezug genommen werden. Soweit nicht explizit vermerkt, kann die Erfindung aber auch jeweils mehrere der betroffenen Entitäten aufweisen. Insofern ist die Verwendung der Wörter „ein", „eine" und „eines" nur als Hinweis darauf zu verstehen, dass in einer einfachen Ausführungsform zumindest eine Entität verwendet wird.
Wie bereits eingangs festgestellt sind die meisten bisherigen Systeme untereinander nicht vernetzt und benötigen eigene Kommunikationswege.
Die Erfindung erlaubt eine verbesserte Vernetzung der Teilnehmer untereinander, sodass auch systemübergreifende Aufgaben durch dezentralisierte Steuerungen bewältigt werden können. Dabei kann die Erfindung insbesondere in einem System und Verfahren gemäß der Veröffentlichung DE 10 2014 008 222 A1 verwendet werden, dass hierdurch explizit als Bestandteil der Anmeldung aufgenommen wird.
In Figur 1 ist ein beispielhaftes Stromwandlungsgerät dargestellt. Es sei dabei angemerkt, dass Stromwandlungsgeräte im Sinne der Erfindung sowohl Verbraucher als auch Erzeuger, wie z.B. Wechselrichter, sein können. Insofern bezieht sich im Folgenden die Bezeichnung immer auf beide Möglichkeiten, falls nicht explizit anders dargestellt.
Das erfindungsgemäße Kommunikationssystem ist in Bezug zu einem Stromversorgungsnetz zu verstehen. Das Kommunikationssystem weist dabei mindestens zwei Kommunikationspartner auf, wobei der Begriff der Kommunikation nicht auf Zwei-Wege- Kommunikation beschränkt ist, sondern auch den Versand von Nachrichten in lediglich eine Richtung (unidirektionale Kommunikation wie in DE 10 2014 008 222 A1 ) umfasst. Das erfindungsgemäße Kommunikationssystem weist zumindest ein Steuerungsgerät und zumindest eine Stromwandlungsgerät auf.
Dabei dient das Stromversorgungsnetz zugleich der Kommunikation zwischen dem zumindest einen Stromwandlungsgerät und dem Steuergerät.
Zur Kommunikation zwischen dem zumindest einen Stromwandlungsgerät und dem Steuergerät der Strom moduliert wird, wobei das modulierte Stromsignal einem Strom zum / vom Stromwandlungsgerät überlagert wird. Ist das Stromwandlungsgerät ein Verbraucher, so ist der Strom zwischen dem Verbraucher und dem Steuergerät in aller Regel ein Verbrauchsstrom. Ist das Stromwandlungsgerät ein Erzeuger, so ist der Strom zwischen der Stromquelle und dem Steuergerät in aller Regel ein Versorgungstrom. Soweit in diesem Zusammenhang von Überlagerung gesprochen wird, ist nicht notwendigerweise ein Stromfluss, d.h. ein Versorgungsstrom oder Verbrauchsstrom, zwischen dem Stromwandlungsgerät und dem Steuergerät notwendig, d.h. der Strom kann auch 0 A betragen, wobei dann nur die Kommunikation als Strom aufgeprägt wird.
Dabei macht sich die Erfindung zu Nutze, dass das Stromnetz als Kommunikationsmedium bereits vorhanden ist. D.h. es bedarf keiner teuren Neuinstallation von Kommunikationsinfrastruktur. Damit wird aber auch eine "Plug'n'Play"-Funktionalität ermöglicht, die eine niedrige Einstiegshürde bietet, sodass das System nutzerfreundlich ist.
Eine Steuernachricht kann durch eine leistungeselektronische Schaltung erzeugt werden und als moduliertes Stromsignal zur Verfügung gestellt werden. Hierfür können vorhandene Elemente entsprechend angesteuert werden. Beispielsweise kann die Nachricht über eine Führungsgröße und/oder eine Rückkopplungsgröße in einen vorhanden Regelkreis eingeschleust werden.
Unter anderem kann so ein gestaffeltes Engpassmanagement auf Ortsnetzstationsebene bis hin zu einzelnen Leitungsabgängen in Gebäuden realisiert werden.
Auf Ortsnetzstationsebene können zudem die Speicher und Lastverschiebungspotentiale einzelner Verbraucher aggregiert und gesteuert werden, innerhalb von Gebäuden können intelligente Haussteuerungen aufgebaut werden. Die dafür erforderlichen Steuerungssysteme können die Baumstruktur der Energienetze nutzen, durch die Platzierung an Netzknoten werden die jeweils unterlagerten Verbraucher verwaltet. Eine Steuerung auf Ortsnetzstationsebene kann die Systemdienstleistungen verwalten, während eine weitere Steuerung innerhalb der Gebäudeinstallation die Haussteuerung übernehmen kann und die Auslastung einzelner Leitungsabgänge durch separate Steuerungen überwacht werden kann.
Die Steuerungssysteme in den Netzknoten können zur Kopplung jeweils eine eindeutige Identifikation der unterlagerten Verbraucher erfordern.
Der hier gezeigte Lösungsansatz sieht eine Identifikation und Lokalisierung eines Teilnehmers des Kommunikationssystems über ein strommoduliertes Signal (Stromnachricht) vor, das in das Stromnetz eingespeist wird.
Beispielsweise unmittelbar nach dem Anschließen eines Stromwandlers an das Stromnetz, sendet der Stromwandler eine (Initialisierungs-) Nachricht, z.B. mit Kopplungsinformationen. Diese (Initialisierungs-) Nachricht kann z.B. eine spezifische Netzwerkadresse, einen öffentlichen Schlüssel zur Verbindungssicherung, Geräteeigenschaften, etc. beinhalten.
Bevorzugt empfangen nur Steuerungssysteme entlang des direkten Pfades vom Stromwandler zum Steuerungsgerät die Nachricht, d.h. am Beispiel eines Verbrauchers in Richtung der Ortsnetzstation.
Die Kopplungsinformationen kann z.B. für einen (weiteren) bidirektionalen Steuerungskanal über Funk oder (Schmalband) Powerline Communication (PLC) genutzt werden. Das Gerät kann nun Teilnehmer des vom Steuerungsgerät gesteuerten Systems werden. Die anschließende Steuerung der Stromwandler kann (ausschließlich) über den bidirektionalen Kanal erfolgen. In einer Ausgestaltung der Erfindung wird die Modulation des Stromes durch eine Einrichtung ausgewählt aus der Gruppe aufweisend Power Factor Correction, Wechselrichter realisiert.
D.h. die Generierung der Nachrichten, insbesondere der (Initialisierungs-) Nachricht, kann z.B. über die Leistungselektronik der (Verbrauchs-) Geräte erfolgen.
Die Leistungselektronik in einem Verbraucher arbeitet in der Regel mit aktiven Bauelementen, wie zum Beispiel der Ladegleichrichter in einem Elektrofahrzeug.
Diese Leistungselektronik ist aber auch in der Lage einen Strom ungleich der Netzfrequenz vom Versorgungsnetz zu beziehen bzw. einzuspeisen. Dabei ermöglicht die Leistungselektronik eine Modulation des aufgenommenen Stromes.
Zwar sind Powerline-Communication Systeme ähnlich aufgebaut - In PLC-Systeme koppelt die Sendeeinheit auch das Nachrichtensignal in das Stromnetz ein - jedoch ist ein entscheidender Unterschied die Art des Signals - PLC Signale sind Mehrträgerspannungssignale -, ein weiterer Unterscheid ist die verwendete Sendefrequenz. Die verwendete Sendefrequenz, die bei PLC-Systemen typischerweise zwischen 150 kHz (Schmalband-PLC) und 68 MHz liegt, während die Frequenz des modulierten Stromsignales 20 kHz und weniger beträgt. Ein weiterer Unterschied besteht darin, dass PLC Systeme lediglich Spannungssignale auswerten, nicht jedoch Stromsignale.
Dabei macht sich die Erfindung zu Nutze, dass die Netzimpedanz des Energieversorgungsnetzes stark frequenzabhängig ist. Beispielsweise im Bereich der Energieübertragung (50 Hz) ist die Netzimpedanz besonders gering, mit steigender Frequenz nimmt diese überproportional zu.
Die unidirektionale Stromnachricht im erfindungsgemäßen Kommunikationssystem nutzt bevorzugt besonders niedrige Trägerfrequenz, in etwa in einem Bereich von 200 Hz bis 3 kHz, da in diesem Bereich die Netzimpedanz typischerweise in einem Bereich von 0,1 -0,5 Ω liegt. Im Unterschied dazu erreicht die Netzimpedanz im Frequenzbereich von 150 kHz (Schmalband-Powerline) bis hin zu 68 MHz Werte zwischen 8 Ω und 500 Ω.
D.h. ein Stromsignal, dessen Einspeisefrequenz in der Nähe der Netzfrequenz liegt (<=20 kHz), sorgt somit nur für einen geringen Spannungsfall über der Netzimpedanz. Dagegen erzeugen eingespeiste Ströme weit oberhalb der Netzfrequenz (>20 kHz) einen vergleichsweise großen Spannungsfall und können sogar im gesamten Versorgungsbereich in der Netzspannung messbar sein.
Damit hängen die Ausbreitungseigenschaften stark von der Netzimpedanz ab. Je geringer die Impedanz ist, desto kleiner ist der Spannungsabfall eines eingespeisten Stromes.
Gewünscht ist eine Ausbreitung des Stromes in Richtung der Ortsnetzstation, weshalb die Impedanz möglichst gering sein sollte. Der niedrigste Impedanzwert wird in der Regel bei einer Frequenz von 0 Hz erreicht. Mit zunehmender Frequenz nimmt auch die Impedanz zu.
Der genaue Frequenzverlauf hängt von den Betriebsmitteln ab, die jeweils frequenzabhängige Impedanzen haben und einige Resonanzstellen aufweisen können.
Durch die Wahl einer niedrigen Trägerfrequenz bekommt die Stromnachricht eine unidirektionale Ausbreitungscharakteristik und ist im Wesentlichen nur entlang des Pfades von der Sendeeinheit in Richtung der Ortsnetzstation (Ortsnetztransformator) messbar.
Mit Hilfe eines Stromwandlers ist die Stromnachricht entlang des Strompfades messbar. Im Gegensatz dazu ist in den Nebenzweigen, beispielsweise an einer Steckdose, das Signal der Stromnachricht nicht oder nicht ohne weiteres messbar.
D.h. im Unterschied zu einem PLC-System, in dem Kommunikation von einer Steckdose zu einer anderen Steckdose in einem verzweigten Netz möglich sein soll, wird diese Eigenschaft von dem erfindungsgemäßen System gerade nicht unterstützt. Dadurch können ausschließlich Steuerungsgeräte im erfindungsgemäßen Kommunikationssystem, die entlang des Strompfades platziert sind, die (Kopplungs-) Informationen empfangen.
So lassen sich ein oder mehrere Steuerungssysteme mit dem Verbraucher koppeln. Aufgrund der Baumtopologie des Stromnetzes können nur den Steuerungssystemen unterlagerte Verbraucher erfasst werden.
Die Wahl der Trägerfrequenz der Stromnachricht hat zudem einen wesentlichen Einfluss auf die Störfestigkeit, die Ausbreitungseigenschaften und die Übertragungsrate.
Die Störfestigkeit wird im Wesentlichen durch die Eigenschaften der Betriebsmittel im Niederspannungsnetz beeinflusst. Verbraucher und Transformatoren mit nichtlinearen Eigenschaften erzeugen Oberschwingungen, die bei den Vielfachen der Grundfrequenz liegen. Besonders ausgeprägt sind die ungeraden Harmonischen, die in niedrigen Ordnungen (v = 3,5,7,...) besonders signifikant auftreten. Ebenso treten auch Harmonische gerader Ordnung auf, die jedoch in der Regel deutlich niedrigere Amplituden aufweisen, da diese nur durch eine nicht erlaubte unsymmetrische Stromaufnahme und somit nur bei defekten Geräten auftreten sollten. Die Trägerfrequenzen sollten daher nicht mit ungeraden Harmonischen der Netzfrequenz zusammenfallen sondern Frequenzen zwischen zwei ungeraden Harmonischen nutzen. Als Trägerfrequenzen eigenen sich besonders gerade Harmonische und Zwischenharmonische.
Es können jedoch auch Harmonische von anderen Betriebsmitteln in diesen Bereichen liegen, insbesondere sind die Frequenzen von Rundsteueranlagen zu meiden. Modernere Anlagen nutzen Frequenzen im Bereich von 1 10 Hz bis 500 Hz, vereinzelt werden jedoch auch noch Frequenzen von älteren Anlagen bis 3 kHz genutzt. Weitere Ursachen von Zwischenharmonischen liegen in aktiven Schaltern in Umrichtersystemen. Die Schaltfrequenzen liegen jedoch üblicherweise oberhalb der Hörschwelle von 20 kHz und somit auch die am stärksten ausgeprägten Harmonischen. Das erfindungsgemäß verwendete Modulationsverfahren verwendet mindestens eine Trägerfrequenz und der Empfänger kann prüfen, ob das Trägersignal vorhanden ist oder nicht und/oder das Signal auswerten. Ebenso sind komplexere Modulationsschema anwendbar wie Amplituden-, Frequenz- oder Phasenmodulationen sowie eine Kombination aus den einzelnen Modulationsverfahren wie z.B. eine Quadraturamplitudenmodulation (QAM).
Eine höhere Datenrate kann z.B. durch die Nutzung mehrerer Trägerfrequenzen erreicht werden sowie der Verwendung einer größeren Bandbreite, die sich nicht nur auf die Trägerfrequenz beschränkt. Ein Frequenzmultiplexverfahren kann zum Beispiel über eine Orthogonal Frequency Division Multiplexing (OFDM) aufgebaut werden.
Aus den Einflussgrößen wurde beispielhaft die Trägerfrequenz von 630 Hz gewählt. Dies ist eine Zwischenharmonische, die nicht auf einer Rundsteuerfrequenz liegt und daher nur geringen Störeinflüssen unterlegen ist. Da keine hohen Anforderungen an die Datenrate gestellt werden, genügen Trägerfrequenzen unterhalb von 3 kHz. Ebenso können aber auch höhere Frequenzen genutzt werden. Die Ausbreitungseigenschaften sind wie oben gezeigt für diesen Anwendungsfall sehr günstig. Es können auch andere Frequenzen als Träger verwendet werden, die in diesem Bereich liegen und die oben genannten Einflüsse berücksichtigen.
Die strommodulierte Nachricht lässt sich mit konventionellen Schaltnetzteilen - wie in Figur 1 gezeigt - generieren, welche typischerweise eine Leistungsfaktorkorrektur (PFC) enthalten.
Eigentliches Ziel dieser Schaltung ist es, eine sinusförmige Stromaufnahme aus dem Netz zu generieren.
Der Aufbau dieser Schaltung kann durch verschiedene Schaltungstopologien erfolgen, welche je nach Anwendung und Leistungsklasse ausgewählt und dimensioniert werden.
PFC-Schaltungen in Schaltnetzteilen werden insbesondere für Geräteleistungen ab 75 W eingesetzt, um die normativen Anforderungen an die Oberschwingungsgrenzwerte zu erfüllen (EN 61000-3-2). Für spezielle Geräte (z.B. LED-Lampen) existieren Grenzwerte unabhängig vom Leistungsbereich, so dass dort auch bei kleinen Leistungen zunehmend PFC-Schaltungen zur Erhöhung des Leistungsfaktors und Verringerung der Oberschwingungsbelastung eingesetzt werden.
Die PFC-Schaltung erhält eine Sinusfunktion als Vorgabe für den Stromsollwert und setzt diesen netzseitig um. Dies geschieht durch eine pulsweitenmodulierte (PWM) hochfrequente Ansteuerung (20 kHz ... 250 kHz) der Schaltelemente. Über das Sollsignal, welches für die PWM-Erzeugung genutzt wird, lässt sich der Eingangsstrom der Schaltung direkt beeinflussen.
Die Überlagerung des höherfrequenten Nachrichtensignals kann somit leicht integriert werden. Ein zusätzlicher Schaltungsaufwand ist in aller Regel nicht erforderlich.
Das Prinzip lässt sich auf nahezu alle Umrichtersysteme, welche eine implementierte Stromregelung besitzen, übertragen. So ist eine Integration des Verfahrens in (Photovoltaik-) Wechselrichter oder Ladegeräte für Elektrofahrzeuge ohne schaltungstechnische Änderungen möglich. Lediglich die Regelung muss um die Erzeugung der strommodulierten Nachricht und Aufprägung auf den Sollwert ergänzt werden.
Figur 1 zeigt schematisch die Implementierung der Nachrichtenerzeugung in einem kaskadierten Regelkreis. Die schaltungstechnische Grundlage stellt eine zunächst beliebig aufgebaute PFC-Topologie dar, bei der über die PWM-Ansteuerung der Schalter direkt auf den netzseitigen Eingangsstromverlauf der Schaltung eingegangen werden kann.
Messtechnisch erfasst werden die Netzspannung UAC, der Netzstrom c und die Ausgangsspannung der Schaltung UDC, welche üblicherweise die Regelgröße darstellt. Die Stellgröße stellt die PWM-Funktion dar, über die der Eingangsstrom der Schaltung direkt gesteuert werden kann. Aufgrund dieses Zusammenhangs werden leistungselektronische Schaltungen gewöhnlich mit einer Stromregelung als schnellen inneren Regelkreis ausgeführt. Dem können beliebige Regler, wie eine Ausgangsspannungsregelung, überlagert werden.
Im gezeigten Beispiel der Figur 1 wird die Führungsgröße des Stromreglers durch zwei Funktionen gebildet. Die normierte Netzspannung |UAC| wird verwendet, um einen Sollstromverlauf zu erzeugen, welcher sinusförmig und in Phase zur Netzspannung ist.
Dieser Verlauf wird zusätzlich mit der Ausgangsgröße des Spannungsreglers gewichtet, um die Amplitude der Stromaufnahme zu erhalten. Der Spannungsregler vergleicht die Ausgangsspannung mit der Vorgabe und passt die Amplitude des Stroms, welcher von dem unterlagerten Stromregler eingestellt wird, entsprechend an. Durch Anpassung dieser Stromregelung kann die zusätzliche Erzeugung der strommodulierten Nachricht ergänzt werden (gestrichelter markierter Bereich in Figur 1 ).
Auf den skalierten Sollstromverlauf muss lediglich der (zusätzliche) Strom, der die strommodulierte Nachricht darstellt, aufgeprägt werden. Die Führungsgröße des Stromreglers besteht dann aus der Addition der 50 Hz Komponente, welche für die Wirkleistungsübertragung genutzt wird, und der 630 Hz Komponente der strommodulierten Nachricht.
Es sei angemerkt, dass andere Techniken hierdurch nicht ausgeschlossen sind. Insbesondere kann die Einkopplung der Stromnachricht auch über den U-Regelkreis oder den Messkreis von U- und I-Sensoren erfolgen.
Figur 2 zeigt den Eingangsstromverlauf und das zugehörige Spektrum einer typischen bidirektionalen PFC-Schaltung (Brückenschaltung) mit ausschließlich angepasster Regelung zur Erzeugung der strommodulierten Nachrichten. Sowohl im Zeitverlauf als auch im Spektrum kann die aufgeprägte 630 Hz Komponente deutlich erkannt werden.
In Fig.3 ist der erweiterte Regelkreis der PFC dargestellt. Dieser ergänzt einen üblichen Regelkreis, der zunächst erläutert werden wird. Die Spannungsregelung bekommt einen vorbestimmten Referenzwert I cret für die DC Ausgangsspannung UDC Die Ist-Größe UDC wird gemessen und aus der Differenz der beiden Größen kann eine Regelabweichung eu ermittelt werden. Die Messung von I cret kann über einen Tiefpass TP gefiltert werden, um den Spannungsripple der Ausgangsspannung zu glätten. Die Regelabweichung eu kann weiterhin einem Pl-Glied (Proportional Integrator) zugeführt werden.
Die Nachführung der sinusförmigen Netzspannung UN erfolgt im Stromregler. Dazu kann über eine Phase Locked Loop (PLL) die Phasenlage Θ der Netzspannung ermittelt UN und über einen Multiplikationsblock X dem Stromreferenzwert f hinzugefügt werden. Die Stromführungsgröße wird somit sinusförmig. Genauer betrachtet wird für die Führungsgröße der Betrag der nachgeführten Netzspannung sin Θ gebildet, da durch die Gleichrichtung die Eingangsspannung der PFC UB2 ebenfalls der Betrag der Netzspannung gebildet wurde. Die Regelabweichung ei wird erneut aus der Differenz der Sollgröße mit der Ist-Größe k gebildet. Die Ist-Größe L wird z.B. über eine Messung des Spulenstromes ermittelt. Ein nachgeschaltetes Regelglied, z.B. Pl-Glied (Proportional Integrator), bildet aus der Regelabweichung ei die Steuergröße a. Ein PWM-Modul kann aus dem Tastverhältnis ein direktes Schaltsignal für den Schalter S der PFC generieren.
Die Datenfolge sn(t) wird im erweiterten Regelkreis einem Modulator zugeführt, der das Modulationssignal nach einem beliebigen Modulationsverfahren erstellt. Das Modulationssignal wird dem Stromsollwert aufgeprägt (Additionsglied) und dem Stromregelkreis zugeführt. Die Trägerfrequenz fs der Modulation kann mit Hilfe des rekonstruierten Phasenwinkels _ mit der Netzspannung synchronisiert werden. Die Synchronisierung an dieser Stelle ist optional, hilft jedoch komplexere Modulationsverfahren wie die QAM-Modulation und OFDM direkt mit einer Phasenreferenz zu versehen, die durch die Netzfrequenz gebildet wird. Insbesondere der Demodulator auf der Empfängerseite erhält so ein gut zu rekonstruierendes Referenzsignal. Die Netzfrequenz †N als Referenzquelle ist durch den Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) über die Norm EN50160 auf eine Genauigkeit von +/-0,2~Hz im Regelbetrieb festgelegt und bietet somit ein sehr genaues Referenzsignal. Es wird das Produkt aus der rekonstruierten Phase Θ und der gewünschten Größe fs, normiert auf fN, gebildet. Eine Modulo Operation mit 2pi erzeugt das Phasenreferenzsignal für den Modulator. Der bereits bestehende technische Aufbau des PFC Regelkreises muss nicht weiter angepasst werden. Die Aufprägung der Nachricht erfolgt über den Stromregelkreis. Die Verwendung einer Phase Locked Loop (PLL) zur Synchonisation des Verbraucherstromes mit der Netzspannung stellt nur eine von vielen möglichen Lösungen dar, die in PFC und leistungselektronischen Schaltungen Anwendung finden. Die Einkopplung in die Stromregelung kann ebenso in anderen Topologien erfolgen. Auch eine Einkopplung über die Spannungsregelung oder in die direkte Steuerung der Ventile ist möglich.
Der Ausgangsstrom der PFC wird durch den Regelkreis bestimmt. Dem Stromregelkreis wird die rekonstruierte AC-Netzspannung über einen Multiplikationsblock zugeführt. Um die Gleichrichtung der Eingangsspannung zu berücksichtigen, wird der Betrag der Netzspannung zugeführt. Je nach Position der Stromsignaladdition wird das Signal um fN auf der AC oder DC-Seite moduliert. Erfolgt die Addition der Nachricht vor der Betragsbildung, so ist das Signal ohne Modulation auf der AC-Seite sichtbar, auf der DC-Seite sind die modulierten Spektren erkennbar. Dieser Fall ist schematisch in Fig. 4 dargestellt.
Die Stromnachricht kann auch durch Einkopplung des Signals in den Rückführungszweig in den PFC Regelkreis integriert werden. In diesem Fall kann auf PFC-Regelkreise, die in integrierte Schaltkreise (ICs) implementiert sind, zurückgegriffen werden. Die Signaladdition erfolgt in dieser Variante jedoch nach der Betragsbildung. Dadurch erscheint die Modulation genau auf der anderen Seite der Gleichrichterbrücke, wie in Fig. 5 gezeigt wird. Um dies auszugleichen, können zwei Trägerfrequenzen fSi und fs2 gewählt werden, die einen Abstand von 2fN um die gewünschte Signalfrequenz fs haben (dargestellt in Fig. 6).
Die Messwerterfassung zur Regelung des Eingangsstromes erfolgt durch die Messung des Eingangsstromes. Die Strommessung erfolgt entweder über einen Shunt oder über eine induktive Messwerterfassung. Der Analogwert wird analog oder digitalisiert dem Stromregelkreis zugeführt. Die Differenz aus dem Sollwert und dem Ist-Wert ergibt die Regelabweichung, die auf den Eingangsstrom wirkt. Ein strommoduliertes Signal kann nun über eine induktive oder kapazitive Einkopplung in den Messkreis erfolgen und hat damit den gleichen Einfluss wie eine Addition der Stromnachricht im Referenzsignal. So ist es möglich, dass eine bestehende PFC-Schaltung hardwaretechnisch durch den Strommodulator ergänzt wird. Der PFC-Aufbau ändert sich bei dieser Einkopplungsmethode nur geringfügig. Ebenso können durch Messung des Ausgangstromes in Kombination mit der Eingangsspannung Rückschlüsse auf den Eingangsstrom gezogen werden, so dass eine leistungselektronische Schaltung, die eine entsprechende Regelgrößenerfassung aufweist, ebenso ein Nachrichtensignal aufgeprägt werden kann. Es sei angemerkt, dass die genaue Struktur der PFC Schaltung für die Implementierung der Erfindung nicht ausschlaggebend ist. Eine optimale Integration ist über einen Eingriff in die bestehende Stromregelung möglich.
Zusätzliche Schaltungstechnik, welche steigendes Volumen und höhere Kosten der Geräte verursachen würde, ist daher nicht notwendig.
Die angesprochene Power Factor Correction (PFC) ist in der Regel bereits Bestandteil jeder leistungselektronischen Schaltung mit Leistungen >75W und wird z.B. in PCs, Ladegeräten z.B. von Elektrofahrzeugen, Unterhaltungselektronik, etc. eingesetzt. Analog hierzu wird diese Technik aber auch in bidirektionalen Umrichtern, wie PV-Wechselrichter oder Batteriespeichersystem, Kleinleistungsnetzteile mit PFC-Funktion wie beispielsweise einstufige Flyback-Schaltungen oder Schaltungstopologien mit vorgelagertem Hoch- oder Tiefsetzsteller verwendet. Auch hier kann die Erfindung in gleicher Weise Anwendung finden.
In einer Ausführungsform der Erfindung ist die Frequenz des modulierten Stromsignals mindestens doppelt so groß ist wie die Frequenz des Stromes zum / vom Stromwandlungsgerät.
Somit lassen sich kleine Datenmengen auf einfache und sichere Weise übertragen. Z.B. benötigt eine (Initialisierungs-) Nachricht lediglich die Informationen zum Aufbau der bidirektionalen Kommunikation. Es genügen somit wenige 100 Bytes, eine hohe Datenrate wird hierfür nicht benötigt. D.h. mit einer Frequenz, die 200 Hz oder höher ist, kann bereits die Information (ohne weitere Sicherungsmaßnahmen) versandt werden.
In einer weiteren Ausführungsform der Erfindung ist das zumindest eine Stromwandlungsgerät selbst ein Steuerungsgerät ist, wobei dieses Steuergerät wiederum Teil eines weiteren Kommunikationssystems gemäß einem der vorherigen Ansprüche ist.
D.h. mit der vorgestellten Erfindung ist es möglich eine Kaskadierung bereitzustellen, sodass Steuerungsgeräte z.B. Informationen von bestimmten (nachfolgenden) Verbrauchern sammeln und einem vorangestellten Steuerungsgerät zur Verfügung stellen können. Mehrere Steuerungsgeräte entlang des Strom-Pfades Stromwandler- Ortsnetzstation können Kopplungsinformationen empfangen und mit Stromwandlern gekoppelt werden. Dabei wird die Baumtopologie des Stromnetzes genutzt. An oberster Stelle steht die Ortsnetzstation, von der sich die Leitungen über die Hausanschlusspunkte bis zu den Verbrauchern verzweigen. Steuerungsgeräte können in Knotenpunkten, wie einzelnen Leitungsabgängen und Zählerpunkten wie Smart Meter platziert werden. Steuerungsgeräte können sich dabei mit allen unterlagerten Stromwandlern koppeln. Dadurch werden mehrere Steuerungsebenen ermöglicht, z.B. · Ein Engpassmanagement auf Netzanschlusspunktebene und auf Leitungsabgangsebene
• Lokales Engpassmanagement (Spannungshaltung, Überlast...), welches Kenntnisse über die Lage und Identifikation der regelbaren Einheiten erfordert.
In einer Ausführungsform der Erfindung weist das Kommunikationssystem weiterhin zumindest ein weiteres Stromwandlungsgerät auf, wobei das Kommunikationssystem Kommunikation zwischen dem Steuerungsgerät und dem ersten und dem weiteren Stromwandlungsgerät in Form einer Punkt-zu-Multipunkt-Kommunikation bereitstellt. Dies ist eine typische Situation in einer Anordnung, in der die Kommunikation von einer Stromquelle zu einer Vielzahl von Verbrauchern stattfindet.
In einer weiteren Ausführungsform der Erfindung weist das Kommunikationssystem weiterhin zumindest ein weiteres Stromwandlungsgerät auf, wobei das Kommunikationssystem Kommunikation zwischen dem ersten Stromwandlungsgerät und dem weiteren Stromwandlungsgerät in Form einer Punkt-zu-Punkt-Kommunikation bereitstellt. Dies ist eine typische Situation in einer Anordnung, in der die Kommunikation von einer Vielzahl von Verbrauchern über das Steuerungsgerät stattfindet. Da die beteiligten Verbraucher in aller Regel auf Grund der Dämpfungseigenschaften nicht in direkter Verbindung (im Sinne der Baumtopologie) stehen, ist eine direkte Kommunikation nur über ein gemeinsames Steuerungsgerät möglich.
In einer weiteren Ausführungsform der Erfindung weist die Kommunikation zumindest eines aus Daten bezogen auf ein Engpassmanagement, Energiemanagement, Abrechnung, Betriebsmitteleigenschaften, Kommunikationskanal, Verschlüsselung, etc. aufweist. D.h. mit der Erfindung wird auf dem Stromnetz unter Ausnutzung der Eigenschaften des Stromnetzes ein Vernetzung vieler einzelner Teilnehmer ähnlichem dem Internet of things bereitgestellt, welches es erlaubt Zustandsinformationen zu sammeln und Steuerungsaufgaben durch Managementsysteme zu übernehmen.
In der Regel ist eine Kopplung des zu steuernden Gerätes mit einem Controller notwendig, damit Informationen nur zwischen dem Endgerät und dem Controller ausgetauscht werden und Endgeräte in Nebengebäuden nicht fälschlicherweise Teil der eigenen Steuerung werden.
Die Kopplung der Geräte ist oftmals ein mühsamer Prozess, der die Eingabe von IDs und Schlüsseln erfordert.
Die Baumstruktur des Energienetzes kann helfen, diese Geräte automatisiert mit Controllern zu koppeln und gleichzeitig die Verbindungssicherung über die automatisierte Übertragung eines öffentlichen Schlüssels zu gewährleisten.
Zur Systemsicherung kann die Kommunikation zudem verschlüsselt sein.
Aufgaben der Steuerungsgeräte können sein:
• Engpassmanagement, um Betriebsmittelüberlastungen zu vermeiden
• Energiemanagementsysteme: Aggregieren von mobilen und stationären Betriebsmitteleigenschaften, wie z.B. Ladezustand (SoC), max. Ladeleistung, gewünschter Fahrplan des Ladevorgangs eines Elektrofahrzeugs (EV) oder eines stationären Speichers in einem Gebäude. Aushandlung eines Fahrplans zwischen Last und Managementsystem.
• Kopplung von Verbrauchern in Multiagenten Systeme
• Abrechnungssysteme: Zuordnung von mobilen Lasten an Smart Meter Systeme.
Erfassung des Verbrauchs des mobilen Gerätes innerhalb des Gerätes. Weiterleitung der Verbrauchsdaten an Smart Meter. Austausch von Zertifikaten zwischen Smart Meter und Verbraucher. Aufbau eines eigenständigen Abrechnungsmoduls.
• Automatische Weiterleitung von Betriebsmitteleigenschaften und Konfiguration wie PV-Anlagen in einem Niederspannungsnetz: z.B. Übermittlung der Peak-Leistung, Vorgabe von P(f) und Q(U)-Kennlinien. Controller kann dazu in Ortsnetzstation platziert sein und die optimale Konfiguration an Betriebsmittel weiterleiten. Auch mobile Verbraucher wie EVs können konfiguriert werden
• Automatische Bindung von Haushaltslasten mit Smart Home Controllern. Z.B.
Erfassung von Leuchtmitteln in Räumen. Lampe meldet sich beim ersten Anschluss an Controller eines Raumes und eines Hauses. Steuerung der Eigenschaften wie Ein- und Ausschalten, Helligkeit und Farbe
• Synchronisierter Eigenverbrauch: Kopplung eines Sync Meters mit Smart Meter im eigenen Haushalten I Anschlusspunkten. Hier wird eine Einheit, welcher selbst messen und steuern kann, durch die Erfindung eindeutig dem Controller zugeordnet, an welchem sie angeschlossen ist.
• Aufbau eines kaskadierten Controller-Systems. Mehrere Steuerungen entlang des Strom-Pfades Verbraucher - Ortsnetzstation können Kopplungsinformationen empfangen und mit Verbraucher gekoppelt werden. Dabei wird die Baumtopologie des Energienetzes genutzt. An oberster Stelle steht die Ortsnetzstation, von der sich die Leitungen über die Hausanschlusspunkte bis zu den Verbrauchern verzweigen. Controller können in Knotenpunkten, wie einzelnen Leitungsabgängen und Zählerpunkten wie Smart Meter platziert werden. Controller kann sich ausschließlich mit allen unterlagerten Verbrauchern koppeln. Dadurch mehrere Controllerebenen möglich: z.B.
• Engpassmanagement auf Netzanschlusspunktebene und auf Leitungsabgangsebene Lokales Engpassmanagement (Spannungshaltung, Uberlast...) erfordert Kenntni über die Lage und Identifikation der regelbaren Einheiten

Claims

Ansprüche
1 . Kommunikationssystem in einem Stromversorgungsnetz, aufweisend zumindest ein Steuerungsgerät und zumindest eine Stromwandlungsgerät, wobei das Stromversorgungsnetz zugleich der Kommunikation zwischen dem zumindest einen Stromwandlungsgerät und dem Steuergerät dient, wobei zur Kommunikation zwischen dem zumindest einen Stromwandlungsgerät und dem Steuergerät der Strom moduliert wird, wobei das modulierte Stromsignal einem Strom zum/vom Stromwandlungsgerät überlagert wird, wobei die Modulation durch eine Einrichtung ausgewählt aus der Gruppe aufweisend Power Factor Correction, Wechselrichter realisiert ist.
2. Kommunikationssystem nach Anspruch 1 , wobei die Frequenz des modulierten Stromsignals mindestens doppelt so groß ist wie die Frequenz des Stromes zum/vom Stromwandlungsgerät.
3. Kommunikationssystem nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das zumindest eine Stromwandlungsgerät selbst ein Steuerungsgerät ist, wobei dieses Steuergerät wiederum Teil eines weiteren Kommunikationssystems gemäß einem der vorherigen Ansprüche ist.
4. Kommunikationssystem nach einem der vorhergehenden Ansprüche, weiterhin aufweisend zumindest einen weiteres Stromwandlungsgerät, wobei das Kommunikationssystem Kommunikation zwischen dem Steuerungsgerät und dem ersten und dem weiteren Stromwandlungsgerät in Form einer Punkt-zu-Multipunkt- Kommunikation bereitstellt .
5. Kommunikationssystem nach einem der vorhergehenden Ansprüche, weiterhin aufweisend zumindest einen weiteres Stromwandlungsgerät, wobei das Kommunikationssystem Kommunikation zwischen dem ersten Stromwandlungsgerät und dem weiteren Stromwandlungsgerät in Form einer Punkt-zu-Punkt- Kommunikation bereitstellt .
6. Kommunikationssystem nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Kommunikation zumindest eines aus Daten bezogen auf ein Engpassmanagement, Energiemanagement, Abrechnung, Betriebsmitteleigenschaften, Kommunikationskanal, Verschlüsselung, etc. aufweist. Kommunikationssystem nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei zur Kommunikation zwischen dem zumindest einen Stromwandlungsgerät und dem Steuergerät kein moduliertes Spannungssignal verwendet wird.
Kommunikationssystem nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei eine Steuernachricht durch eine leistungeselektronische Schaltung erzeugt wird und als modulliertes Stromsignal zur Verfügung steht.
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