EP4649567A1 - Verfahren zum erbringen elektrischer regelleistung für eine stabilisierung eines elektrischen übertragungsnetzes und/oder zum erbringen eines energiemarktproduktes - Google Patents

Verfahren zum erbringen elektrischer regelleistung für eine stabilisierung eines elektrischen übertragungsnetzes und/oder zum erbringen eines energiemarktproduktes

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Publication number
EP4649567A1
EP4649567A1 EP24700430.2A EP24700430A EP4649567A1 EP 4649567 A1 EP4649567 A1 EP 4649567A1 EP 24700430 A EP24700430 A EP 24700430A EP 4649567 A1 EP4649567 A1 EP 4649567A1
Authority
EP
European Patent Office
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building
electrical power
batteries
battery
bev
Prior art date
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Pending
Application number
EP24700430.2A
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English (en)
French (fr)
Inventor
Stephan Lindner
Jonathan HELLWIG
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Sonnen Eservices GmbH
Original Assignee
Sonnen Eservices GmbH
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Filing date
Publication date
Application filed by Sonnen Eservices GmbH filed Critical Sonnen Eservices GmbH
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Pending legal-status Critical Current

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    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in networks by storage of energy using batteries or super capacitors with converting means
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    • G06—COMPUTING OR CALCULATING; COUNTING
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    • H02J2101/40—Hybrid power plants, i.e. a plurality of different generation technologies being operated at one power plant
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    • H02J3/38—Arrangements for feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/46—Controlling the sharing of generated power between the generators, sources or networks
    • H02J3/48—Controlling the sharing of active power
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    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or discharging batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/34—Parallel operation in networks using both storage and other DC sources, e.g. providing buffering

Definitions

  • the invention relates to a method for providing electrical control power for stabilizing an electrical transmission network and/or for providing an energy market product.
  • Building batteries are batteries with secondary cells that are installed in the electrical building network of a private household or a commercial business and, in addition to other functions, can supply the electrical devices (electrical consumers) present there with electricity when required.
  • electrical power units designed as batteries can be used sensibly to support the energy transition in conjunction with electrical power units in the form of renewable power generators, such as photovoltaic systems installed in buildings. Because they are connected to the public power grid of the transmission system operators, they can absorb electrical power from the power grid as so-called negative control power in a way that benefits the grid and, if necessary, supply electrical power to the power grid as so-called positive control power in order to stabilize the transmission networks.
  • Trading on the energy market with the flexibility capacities described is also possible, as is the provision of other energy market products.
  • reserve units which were and are synonymously also referred to as technical units, usually have such a high power potential for providing electrical control power that they can output or absorb negative and/or positive control power.
  • Control power in the sense of the present invention is in particular primary control power, nowadays also referred to in German technical jargon as FCR (Frequency Containment Reserve), or secondary control power, nowadays also referred to in German technical jargon as aFRR (automated Frequency Restoration Reserve), in the range of many dozens of MW. can deliver or take in.
  • FCR Frequency Containment Reserve
  • aFRR Automatic Frequency Restoration Reserve
  • inertia reserve In terms of their latency time, in addition to the primary control power and the secondary control power, there is also the control power in the form of the so-called inertia reserve, which compensates for frequency fluctuations from 0 seconds to 30 seconds, usually using the torque of heavy generator turbines. Because building batteries can be controlled to deliver or take in power sufficiently quickly, it would also be possible to provide the so-called inertia reserve via aggregated building batteries. At present, however, the provision of the inertia reserve has not yet been implemented in the general energy market. This is still limited to the downstream types of control power, in particular the primary control power and the secondary control power. In the future, it is quite likely that the provision of control power in the time regime of the inertia reserve will also be opened up to energy market trading. In any case, the inertia reserve is included in the concept of providing control power within the scope of this invention.
  • the technical term reserve unit or synonymously technical unit is defined much more narrowly than is usual in the field.
  • a reserve unit in the sense of the invention already exists, for example, in the form of a single building battery or in the form of a single building with an associated building network.
  • the reserve unit can also be defined as the sum of all electrical energy consumers and/or electrical energy producers whose electrical power flows between this reserve unit and the external transmission network can be recorded via a common network connection point with an electrical electricity meter unit.
  • the various electrical energy consumers and electrical energy generators are generically referred to as electrical power units in the context of the present invention. These are composed of a mixture of power input units, power output units and power input/output units, selected from the group comprising:
  • a building network defined by its network connection point contains at least one, but usually a large number of such previously defined electrical power units.
  • the electrical power units of a reserve unit represented by the building network which are usually present in a large number in a building network, are divided into two groups in the sense of the present invention depending on their individual power input/output potential. If the power input/output potential is greater than or equal to two kilowatts, these electrical power units are referred to below as significant electrical power units.
  • Significant electrical power units in connection with building networks are, for example, photovoltaic systems with a correspondingly high electrical output, building battery storage with a correspondingly high storage capacity, air conditioning systems and devices, heat pumps, thermal energy storage, charging connection units for electric vehicles, ovens and electric water heaters.
  • building networks of commercial enterprises A number of commercial systems and machines with a power consumption of more than two kilowatts are also considered variants of significant electrical power units.
  • Significant electrical power units can also be integrated into the building network in the form of small commercial or privately used combined heat and power plants with an integrated power generator.
  • dispatchable significant power units There is a subgroup of significant electrical power units which, in the context of the present invention, are referred to as so-called dispatchable significant power units.
  • dispatchability refers to the controllable possibility of shifting the switch-on or switch-off time of the significant power unit in the building network without significant loss of comfort for one or more users of these power units and in this way scheduling the power consumption or power output on the time axis. The shift is usually in the range of a few minutes. If a user connects his electric vehicle to the charging point of his building network for charging, it is not a problem for the user if the charging process begins with a delay of many minutes or even hours, given the regularly available downtime of many hours (overnight in the garage at home). The same applies to a heat pump or a thermal energy storage system.
  • the boundary between available and non-available electrical power units is therefore a subjective one that depends on specific user habits. On average, however, it is possible to predict with a high degree of probability which significant electrical power units would be classified as available and which as non-available from the majority of users' perspective in a time window of up to ten minutes or even many hours.
  • the power consumption/output potential of electrical power units in the building network is less than two kilowatts
  • these electrical power units are subsequently referred to as small electrical power units.
  • the accumulated consumption of these small electrical power units is recorded using statistical standard load profile curves.
  • building network which defines a defined number of electrical power units in the building network via the common network connection point, does not imply that all electrical power units must be located inside a building of any kind. Electrical power units that must be located outside anyway or are usually located there would be, for example, photovoltaic, water or wind energy systems. Likewise, lighting devices or electrical power units designed as robotic lawnmowers, for example, can be permanently positioned outside. Through the common network connection point, these electrical power units are also assigned to a building network. It is also possible for a reserve unit to be installed outside. It is conceivable that the assigned network connection point and the electrical power units connected via this network connection point do not have a building at all.
  • this electrical network is referred to as a building network because in the vast majority of cases the electrical current meter unit required for the network connection point is not located outdoors but in a building protected from the weather. This building can be so small that in extreme cases it only accommodates the electrical current meter unit in the form of a meter connection column and all the electrical power units of this building network with the meter connection column are located outdoors.
  • a change in the power turnover of an electrical power unit can therefore mean both a change in the electrical power consumption and a change in the electrical power output.
  • provision of control power also includes both the process of taking in electrical power from the transmission network (negative control power) and the process of outputting electrical power to the transmission network (positive control power).
  • latency period is understood to mean the period of time from the provision of an electrical switching command to the stored measurement of the result of the switching command.
  • Such a switching command refers to all electrical power units, including the building energy storage systems mentioned in the form of of building batteries to a change in their respective power turnover within the meaning of the preceding definition for the characteristic power turnover.
  • a method for providing control power is known from EP4000155A1. This is carried out using a large number of electrical building batteries, each of which is connected to the transmission network via a network connection point. These building batteries are each grouped together with other electrical power units in a building network defined by the network connection point. All electrical power units connected to the building network are also considered technical units in the sense of the present invention and can be referred to as such. Each electrical power unit can take electrical power from the building network and thus, with appropriate control, also from the transmission network and/or feed it into the transmission network in the same way, provided that this electrical power unit has this function. ality.
  • EP4000155A1 for providing electrical control power for stabilising an electrical transmission network and/or for providing an energy market product comprises the following steps:
  • the first step of determining the grid frequency deviation in the transmission grid and/or a request signal for an energy market product can be carried out before, after, during or between the above-mentioned steps of aggregation and activation of building batteries.
  • EP4000155A1 in addition to the building batteries, other significant electrical power units and also the bundling of small electrical power units for grid-serving and/or energy market-serving power turnover are used.
  • the invention is based on the object of further improving the interaction of the different electrical power units for the reliable provision of electrical control power and/or for the provision of an energy market product.
  • the method is characterized by the step:
  • the building energy storage systems in the form of rechargeable building batteries have comparatively short latency times of less than two seconds when it comes to a change in their power output with an effect on the electrical transmission network connected via the network connection point. They are therefore particularly suitable for providing primary control power (FCR), which must be available to the transmission network comparatively quickly.
  • FCR primary control power
  • the short latency time therefore enables the aggregated and activated second group of building batteries to initially provide the required electrical power output, viewed on the time axis.
  • slow electrical power units are used, which have significantly longer latency times compared to the building batteries.
  • the use of a slow electrical power unit leads to an increasing consumption of electrical power, a decreasing consumption of electrical power from the transmission network, an increasing output of electrical power. power or a decreasing supply of electrical power to the transmission grid.
  • the order of the first three process steps can be designed as desired.
  • the provision of primary control power must take place within a maximum of 30 seconds according to the current specifications of the transmission system operators. Therefore, the process steps of aggregating and activating the building batteries are usually already completed or already in progress when a grid frequency deviation is determined. This is because aggregating and activating also takes a few seconds, depending on the algorithms and communication networks used.
  • the process of aggregating and/or the process of activating the building batteries can be updated periodically or run continuously.
  • the algorithms used preferably carry out various optimizations. These can be oriented towards business, sustainability-related and/or other objectives.
  • building batteries suitable for the desired supply of control power and/or an energy market product are regularly aggregated by a control system. This means in particular the identification of this subset of building batteries referred to as the first group. This first group therefore forms the suitable building batteries kept on standby to provide electrical control power and/or an energy market product.
  • the step of activating a second group of building batteries from the first group of building batteries can either include all building batteries of the first group - then the first group corresponds exactly to the second group in terms of quantity - or form the second group as a subset of the first group.
  • process parameters are sent to at least the building batteries in the second group, which define when and to what extent these building batteries change their power output in response to a trigger signal to provide control power and/or an energy market product.
  • the process step of providing power is only realized with the triggered change in the power output of a triggered electrical power unit.
  • the process parameters used are threshold values for the grid frequency deviation, above or below which the aggregated and activated building batteries and the slow technical power units intervene in the process by changing their power output.
  • the threshold values transmitted for activation can be used homogeneously for all building batteries or heterogeneously for different subgroups of the building batteries. Regardless of whether there is a homogeneous or heterogeneous threshold value distribution, all building batteries are equally activated. However, they differ from one another in terms of different threshold values. The different threshold values influence when the building batteries are triggered to change their electrical power turnover in order to provide control power and/or to provide an energy market product.
  • the trigger signal can be sent in particular by a control system located in the building network, for example the energy flow control system present there, if the threshold values of the grid frequency deviation set to activate the building batteries or other electrical power units are exceeded or undercut during a local measurement in the building network.
  • this signal can also be transmitted by a centralized control system.
  • the trigger signal can also be sent directly by a central control instance without the threshold value comparison being carried out.
  • the aggregation process step and/or the activation process step preferably also includes slow electrical power units, provided they are present in the respective building networks of the first group or the second group.
  • the slow technical power units are also aggregated together with building batteries in the first group from the start and are activated in the second group completely or as a subset of the first group.
  • the provision of a changed power turnover will be delayed or will take place at a later point in time if the higher grid frequency deviation thresholds are exceeded.
  • the determination of the grid frequency deviation takes place locally in all or the majority of the aggregated building networks.
  • the local building network control then triggers its activated building battery and/or its activated slow electrical power unit when the grid frequency deviation thresholds specified by the activation are exceeded in magnitude.
  • Such a delocalized control system has a higher resilience to external manipulation attempts in the form of cyber attacks compared to a centralized control system.
  • the replacement of building batteries takes place when the required electrical power is provided by slow electrical power units from the same building network to which the building battery is connected.
  • the replacement of the building battery power provision by the slow electrical power unit takes place behind the same network connection point in the same building network. This makes it easier to control and regulate than if there is a clear spatial separation in the transmission network between the building battery to be replaced and the slow electrical power unit used.
  • a preferred development of the method is that the use of slow electrical power units and the replacement of building batteries when the required power is provided by the slow electrical power units used during the provision of the required electrical power takes place permanently or periodically. It is also advantageous if the aggregation and activation of the building batteries to provide the required electrical power takes place permanently or periodically and newly activated building batteries also replace activated building batteries that have already been used to provide power when the required electrical power is provided.
  • the method is particularly preferably designed to use a large number of slow electrical power units in the form of battery-electric vehicles with EV batteries.
  • Many EV batteries have an energy capacity almost ten times higher than building batteries.
  • they are among the slow electrical power units with a comparatively high latency time. The reasons for this lie in particular with the manufacturers of battery-electric vehicles.
  • the EV batteries represent significant and at the same time slow electrical power units in the sense of the definitions of this invention made in the introduction to the description. However, their electrical power potential can be used to provide the required electrical power by interacting with the fast building batteries.
  • An advantageous development of the method using battery-electric vehicles is characterized in that a charging current is monitored in the battery-electric vehicles to ensure that it drops in a specific way, which characterizes the event of the achievement of a full charge of the associated EV battery, wherein in response to such a determined event the associated battery-electric vehicle is replaced by other electrical power units if it has contributed to providing the required electrical power up to the determined event, or the associated battery-electric vehicle is marked as not currently available to receive electrical power.
  • a slow electrical power unit that makes its contribution to the required electrical power is replaced at short notice by the building battery or other electrical power units of the same building network or alternatively replaced by a building battery or other electrical power units that are each located in other building networks.
  • the battery-electric vehicles contribute their share to providing the required electrical power exclusively by consuming electrical power to charge the EV batteries and/or by not consuming power to charge the EV batteries, but not by outputting power from the EV batteries into the transmission network.
  • the EV batteries of the battery-electric vehicles are therefore only charged unidirectionally. From the perspective of the transmission networks, they then represent significant electrical power units in the form of comparatively high loads. This means that there are no measurement-related challenges that would have to be metrologically used, for example, to reliably prevent green electricity generated locally in the building, which was previously charged into the EV battery, from now being fed into the transmission network.
  • the method according to the invention can also be carried out in the bi-directional operation of battery-electric vehicles.
  • a working number of battery-electric vehicles to be charged from the transmission network is determined and formed, whereby this working number defines a maximum possible electrical power consumption from the transmission network and, in the absence of relevant network frequency fluctuations and/or absence of requests for an energy market product, an average electrical power consumption of the working number of battery-electric vehicles in the range of 40% to 60% of the maximum possible electrical power consumption is set as the working point by the working number of battery-electric vehicles.
  • each of the EV batteries belonging to the working number of battery-electric vehicles to be charged from the transmission network is controlled in a state that is selected from the state group consisting of: - no electrical power consumption from the transmission network,
  • the operating point for the EV batteries can be set from which control power to stabilize the transmission network and/or electrical power for an energy market product is provided if required.
  • the decisive factor here is that the operating point can be set up in such a way that this charging or non-charging behavior is predictable over a short period (a few minutes) for at least some of the EV batteries. It depends on economic considerations whether, for example, non-charging EV batteries are kept ready for charging, only EV batteries that are already charging can be switched off, some or all of the batteries are only charged with a reduced charging current, or a more or less balanced approach is chosen between charging and non-charging batteries. Predictability over at least
  • the method therefore preferably provides that the predicted, maximum possible electrical power consumption of the number of working EV batteries is guaranteed for a period of at least 90 seconds in the future.
  • a network frequency fluctuation is "relevant" in the sense of the present invention if, from the perspective of the transmission system operator, it requires the use of control power, preferably primary control power.
  • a current state of charge of the respective EV batteries of previously known total charging capacity is determined with the following, temporally preceding analysis steps of a preceding charging process as follows:
  • the method is advantageously characterized in that a statistical analysis of a weekday and time-dependent user behavior of the accredited battery-electric vehicle (BEV) is carried out from a large number of charging processes analyzed in this way in order to determine the state of charge of the EV battery including an error value and the probable charging time solely depending on the date and time of the start of charging. If the statistical analysis has been carried out for a sufficient number of charging processes, user-specific statistics are produced which allow forecasts for the current state of charge depending solely on the time of day and date. This has to do with the users' habits. Due to the events they repeat at work and in their free time, users have regularly recurring mobility needs which often repeat themselves weekly, for example.
  • BEV battery-electric vehicle
  • the composition of the aggregated and activated building batteries and the slow electrical power units is regularly recalculated and optimized.
  • the use of the building batteries and, in the preferred case, the EV batteries to provide the required electrical power turnover continues to preferably only take place over a period of a few minutes.
  • the building batteries and EV batteries switch to those that were not previously used but were prioritized on the constantly recalculated selection list. This is intended to prevent a large number of EV batteries from simultaneously and unexpectedly ending their charging process and then having to be replaced. The necessary process of replacing electrical power units of all types is stabilized by this procedure.
  • the preceding method with the statistical analysis is also advantageously designed in such a way that the analysis steps of the charging processes and/or the statistical analysis of the charging processes are carried out locally in an energy flow control system of the building network and the results obtained from this are stored locally.
  • This functionality means that the knowledge about the user-specific consumption profiles is localized in the building network.
  • the energy flow controls within the building networks can continue to work completely or at least partially autonomously with the user profiles stored there for a certain period of time.
  • the method is advantageously further developed with regard to statistical analysis in such a way that the results of the statistical analysis of the user behavior depending on the day of the week and time of day, the state of charge of the EV batteries and the probable charging time are used to determine an operating point for providing the required electrical power using a working number of battery-electric vehicles.
  • the total EV battery power turnover in a future period can be forecast from the sum of all user-specific statistics determined, together with the associated error.
  • the total EV battery power turnover represents their contribution to the electrical power to be provided and the associated error determines the necessary reserve that must therefore be kept in order to be able to guarantee the required electrical power despite deviations.
  • a further advantageous development of the method is characterized by the fact that the statistically determined parameters such as the state of charge and probable charging time of the EV batteries are completely or partially replaced by concrete queries of these parameters from the users of accredited battery-electric vehicles.
  • the query required for this is made to the user via digital end devices. The user can use these to specify at what point in the future the EV battery belonging to the vehicle what state of charge it should have.
  • the user Based on the input in the query, the user also gives his consent for the battery-electric vehicle to be used within a defined framework for the method according to the invention.
  • this state of charge can be determined as an estimate from the statistical user-specific analyses - it can be determined for each battery-electric vehicle when charging can begin at the earliest and when it must begin at the latest.
  • An algorithm then distributes the determined charging times for each battery-electric vehicle more or less evenly.
  • the algorithm also plans the operating point formed by the sum of the EV batteries over a certain time interval of, for example, four, eight or more hours. This corresponds to the currently relevant time periods that transmission system operators in Germany require for the provision of control power. However, a reduction of these time periods to less than 60 minutes is being discussed.
  • Various, particularly economic, incentives are offered to the user for the information to be provided by the user.
  • the slow technical units are only used above a defined grid frequency deviation threshold. These can either be selected in such a way that inclusion allows longer latency times (for example, with grid frequency deviations of more than 50 mHz, preferably more than 100 mHz), makes the use of the slow TE a rare event, or directs excess energy from the grid directly into the EV batteries through frequent charging in the negative range by controlling charging processes asymmetrically. Further features and advantages of the method according to the invention are illustrated in connection with the figures of an embodiment described below.
  • FIG. 1 is a schematic representation for the overall explanation of the functional principle of the method according to the invention.
  • Figure 2 shows a schematic representation of the use of primary control power to stabilize the grid frequency of a transmission network on a time axis
  • Figure 3 shows an enlarged time section marked III in Figure 2.
  • Fig. 1 shows a schematic representation of the components that are used for the method according to the invention for providing electrical control power for stabilizing an electrical transmission network N and/or for providing an energy market product.
  • Each of the buildings shown acts as a reserve unit RE1, RE2...REn and comprises a large number of electrical power units within its respective building network G, which is connected to the transmission network N in a defined manner via an associated network connection point P.
  • the reserve unit RE1 is shown enlarged as an example in Fig. 1 and shows several electrical power units in its building network G1.
  • This large number of electrical power units TE1, TE2...TEm which are also referred to as technical units, consists on the one hand of the group of significant electrical power units with an electrical power turnover of more than or equal to two kilowatts each.
  • small electrical power units are present in the building network G1 of the reserve unit RE1. These each have an electrical power turnover of less than two kilowatts. Furthermore, the electrical power units TE1, TE2...TEm can be differentiated with regard to their latency times. In the context of the present invention, electrical power units are considered slow if they have a latency time of more than two seconds in order to realize a significant change in their electrical power turnover. For the definition of the latency time, the power turnover and a "significant" change in the power turnover, reference is made to the explanations in the introduction to the description.
  • Each of the reserve units RE1, RE2...REn has a significant power unit in the form of a building battery B and an electrical power unit in the form of an energy generation system PV in its building network. These electrical power units are shown separately as components of the respective building network alongside the other electrical power units in the form of the technical units TE1, TE2...TEm.
  • the energy generation system PV preferably generates renewable energy and is usually implemented as a photovoltaic system. However, a wind turbine, a hydroelectric plant, a biogas plant with a combined heat and power plant, a fuel cell, an emergency power generator and combinations of these energy generation systems would also be possible.
  • an energy flow control EFS is set up and designed in such a way that it controls and regulates the energy flows between the energy generation system PV, the technical units TE1, TE2...TEm, the building battery B and the transmission network N in a guideline-compliant and cost-optimized manner for the benefit of a user/owner of the building network N.
  • the reserve units RE1, RE2...REn have at least one so-called "slow" significant power unit BEV in their building networks G1, G2...Gn. This has a latency time of more than two seconds to realize a significant change in its power turnover. This includes a change in power turnover of more than 25%.
  • the building network G of the reserve unit RE1 is connected to the transmission network N of a transmission network operator via a smart meter SM and an associated smart meter gateway SMGW, which must be certified in accordance with the provisions of the Federal Office for Information Security (BSI) applicable in Germany.
  • BSI Federal Office for Information Security
  • any form of recording electrical power that supports direct marketing via the transmission network N is also suitable.
  • the detailed representation corresponding to the first reserve unit RE1 would show the building network G2 with electrical power units TE1 to TEm, a building battery B, an energy generation system PV and an energy flow control system EFS.
  • a further connection establishes a connection between the reserve group RE1 and the Internet 1 via a DSL line.
  • reserve units RE1, RE2...REn are in packet-switched data exchange with a control system S via their respective connection to the Internet 1.
  • the control system S forms a data gateway between the Internet 1 and a process network 2 of a transmission system operator.
  • the so-called customer premises equipment CPE is arranged in the process network 2. From the perspective of the process network 2 of the transmission system operator, the large number of clustered reserve units RE1, RE2...REn connected to the control system S acts like a large reserve unit in terms of performance, which is referred to as a reserve group RG.
  • This reserve group RG can be operated as a virtual power plant VPP on the process network 2 side, for example to provide control power for a transmission system operator to stabilize the frequency of the transmission network N and/or an energy market product via the transmission network N.
  • VPP virtual power plant
  • the transition from the domain of the Internet 1 into the domain of the specially secured process network 2 of the transmission system operator is carried out by a media break implemented in hardware in the control system S. This is implemented by using a serial interface between the incoming packet-switched data communication and the outgoing packet-switched data communication and is visualized purely schematically by the double arrow.
  • the preferred variant of the method described here as an example provides, based on the scenario shown in Figure 1, which is carried out as method step M1, a determination M1 of a network frequency deviation in the transmission network N and/or a request signal for an energy market product. This determination can be carried out both centrally by the control system S and/or delocalized by each reserve unit.
  • Further method steps include: aggregation M2 of a first group of building batteries, which corresponds to a first group of building networks, and a method step in the form of activation M3 of a second group of building batteries B, which are selected from the first group of building networks.
  • This second group is a subset or the entire set of the existing reserve units RE1 to REn.
  • Each of these reserve units has a building battery B, which can act as a significant power unit with a latency of no more than two seconds on the transmission network N.
  • the method step of activation M3 thus takes place within this latency.
  • the method step of determining M1 the network frequency deviation can take place before, between, during and after the method steps of aggregation M2 and activation M3 of the building batteries B.
  • the aggregation and activation of building batteries is preferably accompanied by the aggregation and activation of slow electrical power units BEV.
  • the next step in the process, M4 is to provide the required electrical power using the second group of building batteries B for the equal to the determined grid frequency deviation using control power and/or to provide the requested energy market product.
  • the further method step consists in inserting M5 a plurality of slow electrical power units BEV within the group of building networks in such a way that the slow technical units BEV replace at least a portion of building batteries from the second group of building batteries B in providing the required electrical power by changing their electrical power conversion.
  • the fast, significant electrical power units in the form of the building batteries B thus step in first, only to be replaced in whole or in part by the slow electrical power units. In this way, the amount of power turnover change that is used for control power and/or an energy market product can be significantly increased.
  • the scenario described below is that the slow electrical power units BEV are each significant electrical power units in the form of battery electric vehicles with EV batteries, which are connected to the respective building networks G1...Gn via charging devices.
  • Fig. 2 shows a schematic representation of the use of control power in the form of primary control power PFCR to stabilize the network frequency fc of a transmission network N on a time axis t.
  • the time axis t is horizontal shown.
  • the primary control power PFCR is shown vertically on the right-hand side of the diagram between a positive primary control power of +2 MW and a negative primary control power of -2 MW, and the grid frequency fc is shown between 49.8 Hz and 50.2 Hz on the left-hand side of the diagram. If the grid frequency is exactly 50.0 Hz, no control power is required. However, due to the system, this is not a permanently stable state for the transmission grid N.
  • the solid line shows the oscillating course of the grid frequency around the desired, ideal 50.0 Hz.
  • This frequency curve follows the dashed control power curve with a time offset of around two seconds, which is achieved in the grid frequency band between 50.1 Hz and 49.9 Hz exclusively through the use of building batteries B to provide primary control power.
  • slow significant power units in the form of EV batteries of battery-electric vehicles (BEV) are used in addition to the building batteries B to provide the required primary control power.
  • BEV battery-electric vehicles
  • the amount of the grid frequency deviation from which slow significant power units are also used to provide primary control power and thus subsequently also serve the grid has been selected as 0.1 Hz in this example.
  • this threshold can be above or below this value, depending on the respective circumstances.
  • FIG 3 shows an enlarged time section, which is marked with III in Figure 2 and in which, in addition to the building batteries B, battery-electric vehicles BEV are also used as slow significant power units in order to use primary control power in this preferred embodiment.
  • the solid line of the grid frequency falls below 50.0 Hz and, for example, with a latency time of less than two seconds, building batteries B are aggregated and activated in order to provide positive primary control power PFCR ZU.
  • the aggregation and activation However, the building batteries B can also be activated earlier. Only afterwards or during aggregation and activation is the grid frequency deviation determined and the control power provided in response.
  • the primary control power PFCR provided by the building batteries B alone is not sufficient to increase the grid frequency back towards the desired 50 Hz.
  • the grid frequency fc continues to fall and falls below 49.9 Hz, so that additional aggregated and activated building batteries (shown in dotted lines) and, in parallel, also aggregated and activated, slow significant power units BEV (shown in hatched lines) are used to provide positive control power.
  • additional aggregated and activated building batteries shown in dotted lines
  • also aggregated and activated, slow significant power units BEV shown in hatched lines
  • this does not happen by the EV batteries of the battery-electric vehicles BEV supplying electrical power to the transmission grid N, but rather by the fact that in the present exemplary embodiment, purely as an example, around 50 slow significant power units BEV are throttled with regard to their electrical power consumption from the transmission grid N. This ensures that the grid frequency fc increases again.
  • the number of activated building batteries B can initially be reduced.
  • the grid frequency fc then drops so sharply that a large number of fast building batteries B are used again in addition to the 50 EV batteries BEV used.
  • a further 50 activated EV batteries BEV are used, so that a total of 100 EV batteries BEV are used.
  • the number of building batteries B used can be significantly reduced.
  • the number of EV batteries BEV used is also reduced from 100 to 50, and if the grid frequency fc continues to rise, the 50 activated EV batteries BEV that are still in use are also deactivated.
  • BEV EV batteries
  • PFCR control power in particular primary control power to stabilize the transmission network
  • BEV slow electric power unit especially battery electric vehicle

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Erbringen elektrischer Regelleistung für eine Stabilisierung eines elektrischen Übertragungsnetzes (N) und/oder zum Erbringen eines Energiemarktproduktes unter Verwendung einer Vielzahl elektrischer Gebäudebatterien (B), - die jeweils über einen Netzanschlusspunkt (P) an das Übertragungsnetz (N) angeschlossen sind und - die jeweils zusammen mit weiteren elektrischen Leistungseinheiten (TE1...TEm) in einem durch den Netzanschlusspunkt (P) definierten Gebäudenetz (G1...Gn) gruppiert sind, wobei in einer Mehrzahl der Gebäudenetze (G1...Gn) mindestens eine langsame elektrische Leistungseinheit (BEV) vorhanden ist, die eine Latenzzeit von mehr als zwei Sekunden für eine wesentliche Veränderung ihres elektrischen Leistungsumsatzes benötigt, wobei das Verfahren die folgenden Schritte auf- weist: • Ermitteln (M1) einer Netzfrequenzabweichung im Übertragungsnetz (N) und/oder eines Anforderungssignals für ein Energiemarktprodukt, • Aggregieren (M2) einer ersten Gruppe von Gebäudebatterien (B), die einer ersten Gruppe von Gebäudenetzen entspricht, • Aktivieren (M3) einer zweiten Gruppe von Gebäudebatterien (B), die einer zweiten Gruppe von Gebäudenetzen entspricht, aus der ersten Gruppe von Gebäudebatterien und Erbringen (M4) benötigter Regelleistung mittels der Gruppe der Gebäudebatterien (B) zum Ausgleich der ermittelten Netzfrequenzabweichung und/oder Erbringen des angeforderten Energiemarktproduktes. Die Erfindung ist gekennzeichnet durch den Verfahrensschritt Einsetzen (M5) einer Vielzahl langsamer elektrischer Leistungseinheiten (BEV) innerhalb der zweiten Gruppe von Gebäudenetzen derart, dass die langsamen technischen Leistungseinheiten (BEV) durch eine Veränderung ihres elektrischen Leistungsumsatzes zumindest einen Anteil von Gebäudebatterien aus der zweiten Gruppe der Gebäudebatterien (B) beim Erbringen der benötigten elektrischen Leistung ablösen.

Description

Verfahren zum Erbringen elektrischer Regelleistung für eine Stabilisierung eines elektrischen Übertragungsnetzes und/oder zum Erbringen eines Energiemarktproduktes
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Erbringen elektrischer Regelleistung für eine Stabilisierung eines elektrischen Übertragungsnetzes und/oder zum Erbringen eines Energiemarktproduktes.
Gebäudebatterien sind Batterien mit Sekundärzellen, die in einem elektrischen Gebäudenetz eines Privathaushalts oder eines Gewerbebetriebs installiert sind und neben anderen Funktionen die dort vorhandenen elektrischen Geräte (elektrische Verbraucher) bei Bedarf mit Strom versorgen können. Insbesondere sind solche als Batterien ausgebildete elektrische Leistungseinheiten in Zusammenhang mit elektrischen Leistungseinheiten in Form regenerativer Stromerzeuger, wie zum Beispiel im Gebäude installierter Photovoltaikanlagen sinnvoll für die Unterstützung der Energiewende einsetzbar. Sie können, da sie an das öffentliche Stromnetz der Übertragungsnetzbetreiber angeschlossen sind, netzdienlich elektrische Leistung aus dem Stromnetz als sogenannte negative Regelleistung aufnehmen und im Bedarfsfall ebenso netzdienlich elektrische Leistung an das Stromnetz als so genannte positive Regelleistung abgeben, um die Übertragungsnetze zu stabilisieren. Auch ein Handel am Energiemarkt mit den beschriebenen Flexibilitäts-Kapazitäten ist möglich, ebenso wie das Erbringen weiterer Energiemarktprodukte.
Aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber haben so genannte Reserveeinheiten, die synonym auch als technische Einheiten bezeichnet wurden und werden, zur Bereitstellung elektrischer Regelleistung üblicherweise ein so hohes Leistungspotential, dass diese negative und/oder positive Regelleistung abgeben oder aufnehmen können. Regelleistung im Sinne der vorliegenden Erfindung sind insbesondere Primärregelleistung, heutzutage auch im deutschen Fachjargon als FCR (Frequency Containment Reserve) bezeichnet, oder Sekundärregelleistung, heutzutage auch im deutschen Fachjargon als aFRR (automated Frequency Restoration Reserve) bezeichnet, im Bereich vieler Dutzend MW abgeben oder aufnehmen können. Klassisch handelt es sich dabei beispielsweise um einzelne Wasser- oder Gas- Kraftwerke zur Erzeugung elektrischer Energie, wobei diese Kraftwerke zur Bereitstellung der gewünschten positiven oder negativen elektrischen Regelleistung entsprechend hochgefahren oder gedrosselt werden. Hinsichtlich ihrer Latenzzeit vorgelagert gibt es zusätzlich zur Primärregelleistung und zur Sekundärregelleistung noch die Regelleistung in Form der so genannten Trägheitsreserve, die Frequenzschwankungen ab 0 Sekunden bis 30 Sekunden üblicherweise durch das Drehmoment schwerer Generatorturbinen kompensiert. Dadurch, dass sich Gebäudebatterien zu einer hinreichend schnellen Leistungsabgabe oder -aufnahme steuern lassen, wäre auch das Erbringen der so genannten Trägheitsreserve über aggregierte Gebäudebatterien möglich. Derzeit ist das Erbringen der Trägheitsreserve jedoch noch nicht im allgemeinen Energiemarkt implementiert. Dieser beschränkt sich noch auf die nachgelagerten Regelleistungs-Arten, insbesondere der Primärregelleistung und der Sekundärregelleistung. In Zukunft ist es durchaus wahrscheinlich, dass auch das Erbringen von Regelleistung im Zeitregime der Trägheitsreserve für den Energiemarkthandel geöffnet wird. Jedenfalls ist die Trägheitsreserve im Rahmen dieser Erfindung mit vom Begriff des Erbringens von Regelleistung erfasst.
Im Rahmen der vorliegenden Erfindung wird der Fachbegriff einer Reserveeinheit oder synonym einer technischen Einheit sehr viel kleiner als fachüblich definiert. Das heißt eine Reserveeinheit im Sinne der Erfindung liegt beispielsweise bereits in Form einer einzelnen Gebäudebatterie oder auch in Form eines einzelnen Gebäudes mit einem zugehörigen Gebäudenetz vor. Für den Fall der Reserveeinheit als einzelnes Gebäude ist genauer gesagt gemeint, dass die Reserveeinheit auch als Summe aller elektrischen Energie-Verbraucher und/oder elektrischer Energie-Erzeuger definiert werden kann, deren elektrische Leistungsflüsse zwischen dieser Reserveeinheit und dem externen Übertragungsnetz über eine gemeinsamen Netzanschlusspunkt mit einer elektrischen Strom-Zählereinheit erfassbar sind. Die verschiedenen elektrischen Energie-Verbraucher und elektrischen Energie- Erzeuger werden im Rahmen der vorliegenden Erfindung generisch als elektrische Leistungseinheiten bezeichnet. Diese setzen sich zusammen aus einer Mischung von Leistungsaufnahme-Einheiten, Leistungsabgabe-Einheiten und Leistungsaufnahme/abgabe-Einheiten, ausgewählt aus der Gruppe umfassend:
- elektrische Lasten als Stromverbrauchseinheiten, die technisch ausschließlich für eine elektrische Leistungsaufnahme geeignet sind,
- elektrische Speicher als Stromspeichereinheiten, die technische sowohl für die elektrische Leistungsaufnahme als auch für die elektrische Leistungsabgabe geeignet sind und
- elektrische Erzeuger als Stromerzeugungseinrichtungen, die technisch ausschließlich für eine elektrische Leistungsabgabe geeignet sind.
Gemäß dieser weit reichenden Definition befinden sich somit in einem über seinen Netzanschlusspunkt definierten Gebäudenetz mindestens eine, üblicherweise aber eine Vielzahl solcher vorangehend definierter elektrischer Leistungseinheiten.
Die in einem Gebäudenetz üblicherweise als Vielzahl vorhandenen elektrischen Leistungseinheiten einer durch das Gebäudenetz repräsentierten Reserveeinheit werden im Sinne der vorliegenden Erfindung abhängig von ihrem individuellen Leistungsaufnahme/abgabe-Potential in zwei Gruppen aufgeteilt. Wenn das Leistungsaufnahme/abgabe-Potential größer gleich zwei Kilowatt beträgt, werden diese elektrischen Leistungseinheiten nachfolgend als signifikante elektrische Leistungseinheiten bezeichnet.
Signifikante elektrische Leistungseinheiten sind beispielsweise im Zusammenhang mit Gebäudenetzen Photovoltaik-Anlagen mit einer entsprechend hohen elektrischen Leistung, Gebäudebatteriespeicher mit einer entsprechend hohen Speicherkapazität, Klimaanlagen und -geräte, Wärmepumpen, thermische Energiespeicher, Ladeanschlusseinheiten für Elektrofahrzeuge, Backöfen und elektrische Warmwasserbereiter. In Gebäudenetzen von Gewerbebetrieben kommen als Varianten für signifikante elektrische Leistungseinheiten noch eine Reihe gewerblicher Anlagen und Maschinen mit einer Leistungsaufnahme von mehr als zwei Kilowatt hinzu. Ebenso können signifikante elektrische Leistungseinheiten in Form kleiner gewerblich oder privat genutzter Blockheizkraftwerke mit integriertem Stromgenerator im Gebäudenetz integriert sein.
In den signifikanten elektrischen Leistungseinheiten existiert eine Untergruppe, die im Rahmen der vorliegenden Erfindung als so genannte disponierbare signifikante Leistungseinheiten bezeichnet werden sollen. Der Begriff der Disponierbarkeit bezieht sich dabei auf die steuernde Möglichkeit, einen Einschaltoder Ausschaltzeitpunkt der signifikanten Leistungseinheit ohne wesentliche Komforteinbußen für einen oder mehrere Nutzer dieser Leistungseinheiten im Gebäudenetz zeitlich zu verschieben und auf diese Weise mit der Leistungsaufnahme oder Leistungsabgabe auf der Zeitachse zu disponieren. Die Verschiebung bewegt sich üblicherweise im Bereich weniger Minuten. Wenn ein Nutzer sein Elektrofahrzeug an den Ladepunkt seines Gebäudenetzes zum Laden anschließt, so stellt es für den Nutzer angesichts der regelmäßig verfügbaren Standzeiten vieler Stunden (über Nacht in der heimischen Garage) kein Problem dar, wenn der Ladevorgang um viele Minuten oder auch Stunden verzögert beginnt. Gleiches gilt für eine Wärmepumpe oder einen thermischen Energiespeicher. Eine solche zeitliche Verzögerung im Bereich von Minuten oder weniger Stunden ist angesichts der regelmäßig viele Stunden dauernden vollständigen Lade- und Entladevorgänge für den Nutzer ohne wesentlichen Bedienungskomfortverlust der Gebäudetechnik verkraftbar - daher sind diese signifikanten Leistungseinheiten hinsichtlich ihres elektrischen Leistungsverhaltens in einem gewissen zeitlichen Rahmen disponierbar und werden nachfolgend als disponierbare signifikante Leistungseinheiten bezeichnet.
Anders stellt sich dies für signifikante elektrische Leistungseinheiten beispielsweise in Form von Klimaanlagen- und -geräten, Geräten zur Erzeugung von Warmwasser oder Haushaltsgeräten wie Backöfen dar. Nutzer dieser signifikanten elektrischen Leistungseinheiten erwarten eine sofortige Funktionserfüllung. Sie können und wollen nicht fünf bis zehn Minuten warten, bis die gekühlte Luft und/oder das warme Wasser eintreffen oder das Haushaltsgerät die gewünschte Arbeit verrichtet.
Die Grenze zwischen disponierbaren und nicht-disponierbaren elektrischen Leistungseinheiten ist somit eine subjektive, die von spezifischen Nutzer- Gewohnheiten abhängt. Im statistischen Mittel ist jedoch mit einer hohen Wahrscheinlichkeit vorhersagbar, welche signifikanten elektrischen Leistungseinheiten aus überwiegender Nutzersicht in einem Zeitfenster von bis zu zehn Minuten oder auch vieler Stunden als disponierbar und welche als nichtdisponierbar eingestuft würden.
Ist das Leistungsaufnahme/abgabe-Potential elektrischer Leistungseinheiten im Gebäudenetz kleiner als zwei Kilowatt, so werden diese elektrischen Leistungseinheiten nachfolgend als elektrische Klein-Leistungseinheiten bezeichnet. Dazu zählen sämtliche Verbraucher in Gebäudenetzen, wie insbesondere sämtliche Leuchtmittel, sämtliche Haushaltsgeräte mit Leistungsaufnahmen unter zwei Kilowatt wie zum Beispiel die meisten Staubsauger, Heißwasserbereiter, Kühl- und Gefrierschränke, Waschmaschinen, Bügeleisen, alle Art von Unterhaltungselektronik, Computer und so weiter. Diese elektrischen Klein- Leistungseinheiten werden in ihrem akkumulierten Verbrauch unter statistischen Standardlastprofilkurven erfasst.
Wichtig ist zu betonen, dass der Begriff des Gebäudenetzes, das über den gemeinsamen Netzanschlusspunkt eine definierte Menge an elektrischen Leistungseinheiten im Gebäudenetz definiert, nicht impliziert, dass sich sämtliche elektrische Leistungseinheiten innerhalb eines wie auch immer gearteten Gebäudes befinden müssen. Elektrische Leistungseinheiten, die sich ohnehin im Freien befinden müssen oder dort üblicherweise angeordnet sind, wären beispielsweise Photovoltaik-, Wasser- oder Windenergieanlagen. Ebenso können Leuchtmittel oder beispielsweise als Rasenmäherroboter ausgebildete elektrische Leistungseinheiten dauerhaft im Freien positioniert sein. Durch den gemeinsamen Netzanschlusspunkt sind diese elektrischen Leistungseinheiten ebenfalls einem Gebäudenetz zugeordnet. Ebenso ist es für eine Reserveein- heit denkbar, dass der zugeordnete Netzanschlusspunkt und über diesen Netzanschlusspunkt angeschlossenen elektrischen Leistungseinheiten gar kein Gebäude aufweist. Entscheidend ist nur der gemeinsame Netzanschlusspunkt, der die Menge, der darüber die im angeschlossenen elektrischen Netz erfassten, elektrischen Leistungseinheiten definiert. Dieses elektrische Netz ist der Einfachheit halber als Gebäudenetz bezeichnet, weil sich in den allermeisten Fällen die für den Netzanschlusspunkt ebenso notwendige elektrische Strom- Zählereinheit nicht unter freiem Himmel, sondern wettergeschützt in einem Gebäude befindet. Dieses Gebäude kann so klein sein, dass es im Extremfall in Form einer Zähleranschlusssäule ausschließlich die elektrische Strom- Zählereinheit aufnimmt und alle elektrischen Leistungseinheiten dieses Gebäudenetzes mit der Zähleranschlusssäule im Freien angeordnet sind.
Um eine einheitliche Begrifflichkeit für die Aufnahme elektrischer Leistung und für die Abgabe elektrischer Leistung durch elektrische Leistungseinheiten im Rahmen der vorliegenden Erfindung nutzen zu können, wird nachfolgend der Begriff des elektrischen Leistungsumsatzes verwendet. Eine Veränderung des Leistungsumsatzes einer elektrischen Leistungseinheit kann daher sowohl eine Veränderung der elektrischen Leistungsaufnahme als auch eine Veränderung der elektrischen Leistungsabgabe bedeuten. Auch unter dem Begriff des Erbringens von Regelleistung fällt sowohl der Vorgang der Aufnahme elektrischer Leistung aus dem Übertragungsnetz (negative Regelleistung) als auch der Vorgang der Abgabe elektrischer Leistung an das Übertragungsnetz (positive Regelleistung).
Jede netzdienliche und/oder Energiemarktprodukt-relevante Veränderung des Leistungsumsatzes erfolgt in einer spezifischen Latenzzeit. Unter dem Begriff der Latenzzeit wird im Sinne der vorliegenden Patentanmeldung derjenige Zeitraum verstanden, startend mit der Bereitstellung eines elektrischen Schaltbefehls bis hin zur abgespeicherten Messung des Ergebnisses des Schaltbefehls. Ein solcher Schaltbefehl bezieht sich hinsichtlich aller elektrischer Leistungseinheiten umfassend die genannten Gebäudeenergiespeicher in Form von Gebäudebatterien auf eine Veränderung ihres jeweiligen Leistungsumsatzes im Sinne der vorangehenden Definition für das Merkmal Leistungsumsatz.
In einer Mehrzahl der Gebäudenetze ist mindestens eine elektrische Leistungseinheit vorhanden, die eine Latenzzeit von mehr als zwei Sekunden für eine wesentliche Veränderung ihres elektrischen Leistungsumsatzes benötigt. Derartige elektrische Leistungseinheiten werden nachfolgend als langsame elektrische Leistungseinheiten bezeichnet. Als wesentlich im Rahmen der vorliegenden Erfindung gilt eine Änderung des Leistungsumsatzes, wenn diese mehr als 25% beträgt.
Zur Stabilisierung der Netzfrequenz benötigen die Übertragungsnetzbetreiber Anbieter positiver und/oder negativer Regelleistung. Sei es für negative und/oder positive Regelleistung in Form von
• Frequency Containment Reserve (FCR=Primärregelleistung)
• automated Frequency Restoration Reserve (aFRR=Sekundärregel- leistung), oder
• manual Frequency Restoration Reserve (mFRR=Minutenreserve).
Aus der EP4000155A1 ist ein Verfahren zum Erbringen von Regelleistung bekannt. Dieses wird durchgeführt unter Verwendung einer Vielzahl elektrischer Gebäudebatterien, die jeweils über einen Netzanschlusspunkt an das Übertragungsnetz angeschlossen sind. Diese Gebäudebatterien sind jeweils zusammen mit weiteren elektrischen Leistungseinheiten in einem durch den Netzanschlusspunkt definierten Gebäudenetz gruppiert. Alle an das Gebäudenetz angeschlossenen elektrischen Leistungseinheiten gelten im Sinne der vorliegenden Erfindung auch als technische Einheiten und können als solche bezeichnet werden. Jede elektrische Leistungseinheit kann elektrische Leistung aus dem Gebäudenetz und damit bei entsprechender Steuerung auch aus dem Übertragungsnetz aufnehmen und/oder auf gleichem Wege in das Übertragungsnetz einspeisen, sofern diese elektrische Leistungseinheit diese Funktio- nalität aufweist. Die Gebäudebatterie, aufgebaut aus Sekundärzellen, stellt somit eine solche elektrische Leistungseinheit dar.
Das aus der EP4000155A1 bekannte Verfahren zum Erbringen elektrischer Regelleistung für eine Stabilisierung eines elektrischen Übertragungsnetzes und/oder zum Erbringen eines Energiemarktproduktes weist die folgenden Schritte auf:
• Ermitteln einer Netzfrequenzabweichung im Übertragungsnetz und/oder eines Anforderungssignals für ein Energiemarktprodukt,
• Aggregieren einer ersten Gruppe von Gebäudebatterien, die einer ersten Gruppe von Gebäudenetzen entspricht,
• Aktivieren einer zweiten Gruppe von Gebäudebatterien, die einer zweiten Gruppe von Gebäudenetzen entspricht, aus der ersten Gruppe von Gebäudebatterien und
• Erbringen benötigter Regelleistung, insbesondere mittels der Gruppe der Gebäudebatterien zum Ausgleich der ermittelten Netzfrequenzabweichung und/oder Erbringen des angeforderten Energiemarktproduktes, insbesondere mittels der Gruppe von Gebäudebatterien.
Die Reihenfolge der ersten drei genannten Verfahrensschritte ist variabel.
Wichtig ist, dass sich der zuerst genannte Verfahrensschritt des Ermittelns der Netzfrequenzabweichung im Übertragungsnetz und/oder eines Anforderungssignals für ein Energiemarktprodukt sowohl vor als auch nach als auch während oder zwischen den genannten Verfahrensschritten des Aggregierens und des Aktivierens von Gebäudebatterien durchführen lässt. Wenn das Erbringen der Regelleistung begonnen hat, wird die Netzfrequenzabweichung immer wieder bestimmt, damit die Abweichung durch die übrigen Verfahrensschritte minimiert wird und die Netzfrequenz in einem dynamischen Gleichgewicht auf möglichst geringe Schwankungen um die idealen 50,0 Hz eingeregelt wird.
In der EP4000155A1 kommen ergänzend zu den Gebäudebatterien auch weitere signifikante elektrische Leistungseinheiten und auch die Bündelung elektrischer Klein-Leistungseinheiten für den netzdienlichen und/oder Energiemarktdienlichen Leistungsumsatz zum Einsatz. Vor diesem Hintergrund liegt der Erfindung die Aufgabe zu Grunde, das Zusammenwirken der unterschiedlichen elektrischen Leistungseinheiten zum verlässlichen Erbringen elektrischer Regelleistung und/oder zum Erbringen eines Energiemarktproduktes weiter zu verbessern.
Diese Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren mit den Merkmalen des Anspruchs 1 .
Erfindungsgemäß ist das Verfahren gekennzeichnet durch den Schritt:
• Einsetzen einer Vielzahl langsamer elektrischer Leistungseinheiten innerhalb der zweiten Gruppe von Gebäudenetzen derart, dass die langsamen elektrischen Leistungseinheiten durch eine Veränderung ihres elektrischen Leistungsumsatzes zumindest einen Anteil von Gebäudebatterien aus der zweiten Gruppe der Gebäudebatterien beim Erbringen der benötigten elektrischen Leistung ablösen.
Die Gebäudeenergiespeicher in Form wiederaufladbarer Gebäudebatterien haben vergleichsweise kurze Latenzzeiten von weniger als zwei Sekunden, wenn es um eine Veränderung ihres Leistungsumsatzes mit Wirkung auf das über den Netzanschlusspunkt angeschlossene elektrische Übertragungsnetz geht. Daher eignen sie sich insbesondere für das Erbringen von Primärregelleistung (FCR), die vergleichsweise schnell für das Übertragungsnetz zur Verfügung stehen muss. Daher ermöglicht die kurze Latenzzeit, dass die aggregierte und aktivierte zweite Gruppe an Gebäudebatterien, auf der Zeitachse betrachtet, zunächst den benötigten elektrischen Leistungsumsatz bereitstellen kann. Gleichzeitig oder etwas verzögert werden langsame elektrische Leistungseinheiten eingesetzt, die im Vergleich zu den Gebäudebatterien deutlich längere Latenzzeiten aufweisen. Das Einsetzen einer langsamen elektrischen Leistungseinheit führt je nach ihrer funktionalen Ausgestaltung zu einer steigenden Aufnahme elektrischer Leistung, zu einer abnehmenden Aufnahme elektrischer Leistung aus dem Übertragungsnetz, zu einer steigenden Abgabe elektrischer Leistung oder zu einer sinkenden Abgabe elektrischer Leistung an das Übertragungsnetz.
Wie bereits in der Beschreibungseinleitung erwähnt, kann die Reihenfolge der ersten drei Verfahrensschritte (Ermitteln der Netzfrequenzabweichung, Aggregieren von Gebäudebatterien und Aktivieren von Gebäudebatterien) beliebig ausgestaltet sein. Insbesondere das Erbringen von Primärregelleistung muss nach den derzeitigen Vorgaben der Übertragungsnetzbetreiber innerhalb von maximal 30 Sekunden erfolgen. Daher sind die Verfahrensschritte des Aggregierens und des Aktivierens der Gebäudebatterien üblicherweise schon abgeschlossen oder bereits im Gange, wenn eine Netzfrequenzabweichung ermittelt wird. Denn auch das Aggregieren und Aktivieren benötigt abhängig von zur Anwendung kommenden Algorithmen und Kommunikationsnetzen Zeit im Rahmen von Sekunden. Der Vorgang des Aggregierens und/oder der Vorgang des Aktivierens der Gebäudebatterien kann periodisch aktualisiert werden oder auch kontinuierlich ablaufen. Beim Verfahrensschritt des Aggregierens führen eingesetzte Algorithmen bevorzugt verschiedene Optimierungen durch. Diese können auf betriebswirtschaftliche, auf Nachhaltigkeits-bezogene und/oder weitere Zielstellungen hin orientiert sein.
Im Sinne einer Vermarktung auf dem Energiemarkt werden regelmäßig zunächst für das gewünschte Angebot von Regelleistung und/oder einem Energiemarktprodukt geeignete Gebäudebatterien von einem Steuerungssystem aggregiert. Damit ist insbesondere das Identifizieren dieser als erste Gruppe bezeichneten Teilmenge der Gebäudebatterien gemeint. Diese erste Gruppe bildet somit die zum Erbringen elektrischer Regelleistung und/oder eines Energiemarktproduktes in Bereitschaft gehaltene, geeignete Gebäudebatterien.
Der Schritt des Aktivierens einer zweiten Gruppe von Gebäudebatterien aus der ersten Gruppe von Gebäudebatterien heraus kann entweder alle Gebäudebatterien der ersten Gruppe einschließen - dann entspricht die erste Gruppe mengenmäßig genau der zweiten Gruppe - oder die zweite Gruppe als Teilmenge der ersten Gruppe ausbilden. Mit dem Verfahrensschritt des Aktivierens der zweiten Gruppe ist noch nicht das Erbringen von elektrischer Leistung gemeint. Vielmehr werden dabei zumindest an die Gebäudebatterien der zweiten Gruppe Verfahrensparameter gesendet, die definieren, wann diese Gebäudebatterien in welchem Umfang auf ein Triggersignal hin ihren Leistungsumsatz zum Erbringen von Regelleistung und/oder einem Energiemarktprodukt verändern. Erst mit der getriggerten Änderung des Leistungsumsatzes einer angetriggerten elektrischen Leistungseinheit ist der Verfahrensschritt des Erbringens verwirklicht. Zur Anwendung kommende Verfahrensparameter sind Schwellwerte der Netzfrequenzabweichung, bei deren Über- oder Unterschreitung die aggregierten und aktivierten Gebäudebatterien und bei denen die langsamen technischen Leistungseinheiten durch eine Veränderung ihres Leistungsumsatzes in das Verfahren eingreifen.
Die zur Aktivierung übermittelten Schwellwerte können homogen für alle Gebäudebatterien oder auch heterogen an unterschiedliche Untergruppen der Gebäudebatterien zum Einsatz kommen. Egal ob eine homogene oder eine heterogene Schwellwertverteilung vorliegt, sind jedoch alle Gebäudebatterien gleichermaßen im aktivierten Zustand. Sie unterscheiden sich aber voneinander durch unterschiedliche Schwellwerte. Die unterschiedlichen Schwellwerte beeinflussen, wann die Gebäudebatterien zum Ändern ihres elektrischen Leistungsumsatzes zum Erbringen von Regelleitung und/oder zum Erbringen eines Energiemarktproduktes angetriggert werden.
Das Triggersignal kann insbesondere durch eine im Gebäudenetz verortete Steuerung, beispielsweise die dort vorhandene Energieflusssteuerung, gesendet werden, wenn die zur Aktivierung der Gebäudebatterien oder anderer elektrischer Leistungseinheiten gesetzten Schwellwerte der Netzfrequenzabweichung bei einer lokalen Messung im Gebäudenetz über- oder unterschritten werden. Dieses Signal kann im gleichen Szenario auch von einer zentralisierten Steuerung übermittelt werden. Alternativ kann das Triggersignal auch direkt von einer zentralen Steuerungsinstanz gesendet werden, ohne dass der Schwellwertvergleich vorgenommen wird. Der Verfahrensschritt des Aggregierens und/oder der Verfahrensschritt des Aktivierens umfasst neben den Gebäudebatterien bevorzugt auch langsame elektrische Leistungseinheiten, sofern sie in den jeweiligen Gebäudenetzen der ersten Gruppe oder der zweiten Gruppe vorhanden sind. Das heißt, auch die langsamen technischen Leistungseinheiten sind von Anfang an zusammen mit Gebäudebatterien in der ersten Gruppe aggregiert und werden in der zweiten Gruppe komplett oder als Teilmenge der ersten Gruppe aktiviert. Wegen der im Vergleich zu den Gebäudebatterien deutlich längeren Latenzzeiten und wegen höherer Netzfrequenzabweichungs-Schwellwerte wird das Erbringen eines geänderten Leistungsumsatzes jedoch verzögert oder zu einem späteren Zeitpunkt erfolgen, wenn die höheren Netzfrequenzabweichungs-Schwellwerte überschritten sind.
Bevorzugt findet das Ermitteln der Netzfrequenzabweichung lokal in allen oder der Mehrheit der aggregierten Gebäudenetze statt. Die lokale Gebäudenetzsteuerung triggert dann ihre aktivierte Gebäudebatterie und/oder ihre aktivierte langsame elektrische Leistungseinheit an, wenn deren durch die Aktivierung vorgegebenen Netzfrequenzabweichungs-Schwellen betragsmäßig überschritten werden. Ein solches, delokalisiert steuerndes System weist im Vergleich zu einer zentralisierten Steuerung eine höhere Resilienz gegenüber externen Manipulations-Versuchen in Form von Cyberattacken auf.
Bevorzugt findet das Ablösen von Gebäudebatterien beim Erbringen benötigter elektrischer Leistung durch langsame elektrische Leistungseinheiten aus dem gleichen Gebäudenetz statt, in dem die Gebäudebatterie angeschlossen ist. Auf diese Weise findet das Ablösen der Gebäudebatterie-Leistungserbringung durch die langsame elektrische Leistungseinheit aus Sicht des Übertragungsnetzes hinter dem gleichen Netzanschlusspunkt im gleichen Gebäudenetz statt. Dadurch ist es einfacher zu steuern und zu regeln, als wenn im Übertragungsnetz eine deutliche räumliche Trennung zwischen der abzulösenden Gebäudebatterie und der eingesetzten langsamen elektrischen Leistungseinheit besteht. Eine bevorzugte Weiterbildung des Verfahrens besteht darin, dass das Einsetzen langsamer elektrischer Leistungseinheiten und ein Ablösen von Gebäudebatterien beim Erbringen der benötigen Leistung durch die eingesetzten, langsamen elektrischen Leistungseinheiten während dem Erbringen der benötigten elektrischen Leistung permanent oder periodisch erfolgt. Weiterhin ist es von Vorteil, wenn das Aggregieren und das Aktivieren der Gebäudebatterien zum Erbringen der benötigten elektrischen Leistung permanent oder periodisch erfolgt und dabei auch neu aktivierte Gebäudebatterien aktivierte und bereits zur Leistungserbringung eingesetzte Gebäudebatterien beim Erbringen benötigter elektrischer Leistung ablösen.
Wenn Zugriff besteht auf eine große Zahl von Gebäudenetzen mit all ihren Gebäudebatterien und den übrigen elektrischen Leistungseinheiten einschließlich der langsamen mit einer vergleichsweise hohen Latenzzeit, dann ist es von Vorteil, die Aktivierung und den Einsatz dieser elektrischer Leistungseinheiten für das Erbringen der benötigten Leistung nur für kurze Zeiträume im Rahmen von Minuten zu nutzen und diese danach abzulösen. Das heißt aber wiederum, dass nach dem Ablauf eines Nutzungs-Zeitfensters im Rahmen von Minuten ein Wechsel stattfindet. Folglich werden bisher aktivierte und eingesetzte elektrische Leistungseinheiten ganz oder teilweise abgelöst und die sie ablösenden elektrischen Leistungseinheiten werden eingesetzt, damit diese ihren Beitrag zum Erbringen der benötigten elektrischen Leistung beisteuern. Es ist zweckmäßig, wenn nicht alle aktivierten und eingesetzten elektrischen Leistungseinheiten zum gleichen Zeitpunkt durch neue abgelöst werden. Vielmehr erfolgt die Ablösung sukzessive, so dass im Gesamtbild ein stetes Kommen und Gehen bei den aktivierten und eingesetzten elektrischen Leistungseinheiten vorherrscht. Auf die Gesamtzahl der aktivierten und eingesetzten elektrischen Leistungseinheiten betrachtet, findet ein permanentes Ablösen dieser statt. Auf Ebene der einzelnen elektrischen Leistungseinheiten erfolgt die Ablösung periodisch, wobei die dafür zum Einsatz kommende Zeitperiode nicht unveränderlich sein muss. Sie kann im Lichte der zu erfüllenden systemischen Randbedingungen angepasst werden. Besonders bevorzugt ist das Verfahren ausgerichtet darauf, dass eine Vielzahl langsamer elektrischer Leistungseinheiten in Form Batterie-elektrischer Fahrzeuge mit EV-Batterien verwendet wird. Viele EV-Batterien haben im Vergleich zu Gebäudebatterien eine fast zehnmal so hohe Energiekapazität. Allerdings zählen sie im Sinne dieser Erfindung zu den langsamen elektrischen Leistungseinheiten mit einer vergleichsweise hohen Latenzzeit. Dies hat Gründe, die insbesondere bei den Herstellern der Batterie-elektrischen Fahrzeuge liegen. Diese nutzen für das Lade-Management der EV-Batterien oftmals proprietäre Steuer- und Regelsysteme, die von Dritten nur eingeschränkt genutzt und üblicherweise nicht modifiziert werden können. Grundsätzlich stellen die EV-Batterien signifikante und gleichzeitig langsame elektrische Leistungseinheiten im Sinne der in der Beschreibungseinleitung gemachten Definitionen dieser Erfindung dar. Ihr elektrisches Leistungspotential kann jedoch durch das Zusammenwirken mit den schnellen Gebäudebatterien für das Erbringen der benötigten elektrischen Leistung eingesetzt werden.
Eine vorteilhafte Weiterbildung des Verfahrens unter Einsatz Batterieelektrischer Fahrzeuge ist dadurch charakterisiert, dass bei den Batterieelektrischen Fahrzeugen ein Ladestrom daraufhin überwacht wird, dass dieser auf spezifische Weise abfällt, was als Ereignis das Erreichen einer Vollladung der zugehörigen EV-Batterie charakterisiert, wobei in Reaktion auf ein solches ermitteltes Ereignis das zugehörige Batterie-elektrische Fahrzeug durch andere elektrische Leistungseinheiten abgelöst wird, wenn es bis zum ermittelten Ereignis zum Erbringen der benötigten elektrischen Leistung beigetragen hat, oder das zugehörige Batterie-elektrische Fahrzeug gekennzeichnet wird, dass es aktuell nicht für die Aufnahme elektrischer Leistung zur Verfügung steht. Auf diese Weise wird gewährleistet, dass eine langsame elektrische Leistungseinheit, die ihren Beitrag zur benötigten elektrischen Leistung erbringt, kurzfristig ersetzt wird durch die Gebäudebatterie oder andere elektrische Leistungseinheiten des gleichen Gebäudenetzes oder alternativ ersetzt wird durch eine Gebäudebatterie oder andere elektrische Leistungseinheiten, die jeweils in anderen Gebäudenetzen lokalisiert sind. Besonders bevorzugt ist vorgesehen, dass die Batterie-elektrischen Fahrzeuge ihren Anteil zum Erbringen der benötigten elektrischen Leistung ausschließlich durch elektrische Leistungsaufnahme zum Aufladen der EV-Batterien und/oder durch Nicht-Leistungsaufnahme zum Aufladen der EV-Batterien, jedoch nicht durch Leistungsabgabe aus den EV-Batterien in das Übertragungsnetz beitragen. Damit werden die EV-Batterien der Batterie-elektrischen Fahrzeuge ausschließlich unidirektional geladen. Aus Sicht der Übertragungsnetze stellen sie dann signifikante elektrische Leistungseinheiten in Form vergleichsweise hoher Lasten dar. Dadurch ergeben sich keine messtechnischen Herausforderungen, mit denen beispielsweise sicher verhindert werden müsste, dass lokal im Gebäude gewonnener grüner Strom, der zuvor in die EV-Batterie geladen wurde, nunmehr in das Übertragungsnetz eingespeist wird. Die meisten der derzeit in Batterie-elektrischen Fahrzeugen verbauten EV-Batterien weisen verglichen mit der erwarteten Fahrzeug-Lebensdauer keine hinreichende Zyklenfestigkeit auf, als dass die EV-Batterien regelmäßig im bi-direktionalen Betrieb auch in Richtung des Übertragungsnetzes entladen werden. Wenn die Zyklenfestigkeit in Zukunft hinreichend größer ist, kann das erfindungsgemäße Verfahren auch im bi-direktionalen Betrieb der Batterie-elektrischen Fahrzeuge erfolgen.
Mit Vorteil ist für das Erbringen der Leistung bei unidirektionaler Nutzung der EV-Batterien vorgesehen, dass eine Arbeitsanzahl aus dem Übertragungsnetz aufzuladender Batterie-elektrischer Fahrzeuge ermittelt und gebildet wird, wobei durch diese Arbeitsanzahl eine maximal mögliche elektrische Leistungsaufnahme aus dem Übertragungsnetz definiert ist und im Zustand fehlender relevanter Netzfrequenzschwankungen und/oder fehlender Anforderungsanfragen für ein Energiemarktprodukt eine durchschnittliche elektrische Leistungsaufnahme der Arbeitsanzahl Batterie-elektrischer Fahrzeuge im Bereich von 40% bis 60% der maximal möglichen elektrischen Leistungsaufnahme als Arbeitspunkt durch die Arbeitsanzahl Batterie-elektrischer Fahrzeuge eingestellt wird. Dazu wird jede der zur Arbeitsanzahl aus dem Übertragungsnetz aufzuladender Batterie-elektrischer Fahrzeuge gehörende EV-Batterie in einem Zustand gesteuert, der ausgewählt ist aus der Zustandsgruppe bestehend aus: - keine elektrische Leistungsaufnahme aus dem Übertragungsnetz,
- maximal mögliche elektrische Leistungsaufnahme aus dem Übertragungsnetz und
- elektrische Leistungsaufnahme zwischen 0% und 100% der maximal möglichen elektrischen Leistungsaufnahme aus dem Übertragungsnetz. Auf diese Weise lässt sich der Arbeitspunkt für die EV-Batterien einstellen von der aus bei Bedarf Regelleistung zur Stabilisierung des Übertragungsnetzes und/oder elektrische Leistung für ein Energiemarktprodukt erbracht wird. Entscheidend dabei ist, dass der Arbeitspunkt dergestalt aufgebaut werden kann, dass dieses Ladeoder Nicht-Ladeverhalten über einen kurzen (wenige Minuten) Zeitraum zumindest für einen Teil der EV-Batterien vorhersagbar ist. Es hängt von wirtschaftlichen Gesichtspunkten ab, ob man z.B. nicht ladende EV-Batterien für das Laden bereithält, nur bereits ladende EV-Batterien abschalten kann oder einen Teil oder alle Batterien nur mit einem verminderten Ladestrom lädt oder einen mehr oder weniger ausbalancierten Ansatz zwischen ladenden und nichtladenden Batterien wählt. Wichtig ist die Vorhersagbarkeit über mindestens
90 Sekunden in die Zukunft und die Kontrolle dieses Zustandes durch das erfindungsgemäße Verfahren. Bevorzugt sieht das Verfahren daher vor, dass die prognostizierte, maximal mögliche elektrische Leistungsaufnahme der Arbeitsanzahl an EV-Batterien für einen in der Zukunft liegenden Zeitraum von mindestens 90 Sekunden gewährleistet wird. „Relevant“ ist eine Netzfrequenzschwankung im Sinne der vorliegenden Erfindung, wenn diese aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber den Einsatz von Regelleistung, bevorzugt von Primärregelleistung erfordert.
Die vorangehend gemachten Ausführungen gelten auch für den Einsatz von EV-Batterien im bidirektionalen Ladebetrieb. Dadurch dass beim bidirektionalen Laden auch Energie aus den EV-Batterien in das Übertragungsnetz eingespeist werden kann, erweitert sich der Leistungsspielraum für das Erbringen von Regelleistung. Im Sinne der vorliegenden Erfindung umfasst das Erbringen von Regelleistung sowohl die Aufnahme elektrischer Energie aus dem Übertragungsnetz als auch die Abgabe elektrischer Energie in das Übertragungsnetz. Diese Abgabe kann jedoch aus Sicht des Übertragungsnetzes auch dadurch bewirkt werden, dass die Aufnahme elektrischer Energie verringert wird. Beim bidirektionalen Ladebetrieb von EV-Batterien wäre das Verringern der Energieaufnahme auf „unter Null“ durch das Einspeisen von Energie ins Übertragungsnetz möglich.
Die vorangehend beschriebenen Verfahren sind im Hinblick auf den Einsatz Batterie-elektrischer Fahrzeuge bevorzugt so weitergebildet, dass für akkreditierte Batterie-elektrische Fahrzeuge ein aktueller Ladezustand der jeweiligen EV-Batterien vorbekannter Gesamtladekapazität mit den folgenden, zeitlich vorgelagerten Analyseschritten eines vorangehenden Ladeprozesses wie folgt bestimmt wird:
- Speichern eines Datums und einer Uhrzeit eines Ladebeginns der EV- Batterie;
- Ermitteln und Speichern einer aufgenommenen Energiemenge und einer dafür benötigten Ladezeit und
- Ermitteln des Ladezustands der EV- Batterie zur Uhrzeit des Ladebeginns durch Subtraktion der vorbekannten Gesamtladekapazität abzüglich der ermittelten aufgenommenen Energiemenge, unter der Bedingung, dass der Ladeprozess ohne äußeren Eingriff beendet wurde und daher von einer Vollladung der EV-Batterie ausgegangen wird. Dieses Vorgehen ist zweckmäßig, weil viele Hersteller Batterie-elektrischer Fahrzeuge keinen einfachen Datenzugriff für Dritte auf Parameter wie den Ladezustand (State of Charge SoC) des Fahrzeugs ermöglichen. Um von diesen Herstellern unabhängig zu sein stellt das vorangehend beschriebene Auswerteverfahren einen pragmatischen Ansatz dar, um den Ladezustand des Fahrzeugs rückschauend zu ermitteln und damit in Zukunft vorausschauend mehrheitlich zutreffende Prognosen machen zu können.
In einer Weiterbildung dieser statistischen Auswertung ist das Verfahren mit Vorteil dadurch gekennzeichnet, dass aus einer Vielzahl derartig analysierter Ladeprozesse eine statistische Analyse eines wochentags- und uhrzeitabhängigen Nutzerverhaltens des akkreditierten Batterie-elektrischen Fahrzeugs (BEV) durchgeführt wird, um den Ladezustand der EV-Batterie einschließlich eines Fehlerwertes und die wahrscheinliche Ladedauer allein abhängig von Datum und Uhrzeit eines Ladebeginns zu bestimmen. Wenn die statistische Analyse für hinreichend viele Ladevorgänge gemacht worden ist, ergibt sich eine Nutzerspezifische Statistik, die Prognosen für den aktuellen Ladezustand abhängig allein von Tageszeit und Datum erlaubt. Dies hat mit den Gewohnheitsmustern der Nutzer zu tun. Die Nutzer haben aufgrund ihrer sich in Arbeits- und Freizeitwelt wiederholenden Ereignisse regelmäßig wiederkehrende Mobilitätsbedürfnisse, die sich oftmals z.B. im Wochentakt wiederholen. Selbst wenn die die Periodizität nicht eine Woche, sondern ein Monat oder ein Tag sein sollte, so ermöglicht diese Art der statistischen Auswertung eine hohe Trefferwahrscheinlichkeit für den aktuellen Ladezustand und die Ladepräferenzen des Nutzers. Selbst wenn die Prognose nicht zutreffen sollte, so ist das nicht dramatisch. Diese eine EV-Batterie ist nur eine unter hunderten. Wenn die Prognose für einen Großteil der EV-Batterien stimmt, so kann man mit dieser Wahrscheinlichkeit planen und das Verfahren betreiben. Letztlich kündigt sich der Status „vollständig geladen“ einer EV-Batterie auch an, indem der Ladestrom einbricht. Das kann zu einer Ad-Hoc-Ablösung aus dem Reservepool einer stetig neu berechneten Auswahlliste von Gebäudebatterien und von Gebäudebatterien in Kombination mit EV-Batterien und/oder anderen technischen Einheiten aus dem Gebäudenetz genutzt werden. Außerdem wird die Zusammensetzung der aggregierten und aktivierten Gebäudebatterien und der langsamen elektrischen Leistungseinheiten regelmäßig neu berechnet und optimiert. Das Heranziehen der Gebäudebatterien und, im bevorzugten Fall, der EV-Batterien, für das Erbringen des benötigten elektrischen Leistungsumsatzes erfolgt weiterhin bevorzugt auch nur über den Zeitraum weniger Minuten. Danach wechseln die Gebäudebatterien und EV-Batterien auf solche, die vorangehend nicht zum Einsatz gekommen sind, jedoch auf der stetig neu berechneten Auswahlliste priorisiert wurden. Dabei soll verhindert werden, dass eine große Anzahl an EV-Batterien gleichzeitig und unerwartet ihren Ladevorgang beendet und dann abgelöst werden muss. Der notwendige Prozess des Ablösens elektrischer Leistungseinheiten aller Art wird durch dieses Verfahren verstetigt. Das vorangehende Verfahren mit der statistischen Analyse ist weiterhin mit Vorteil derart ausgebildet, dass die Analyseschritte der Ladeprozesse und/oder die statistische Analyse der Ladeprozesse lokal in einer Energiefluss-Regelung des Gebäudenetzes vorgenommen werden und daraus ermittelte Ergebnisse lokal gespeichert werden. Diese Funktionalität bewirkt, dass das Wissen über die Nutzer-spezifischen Verbrauchsprofile im Gebäudenetz lokalisiert ist. Für den Fall einer schlechten oder einer unterbrochenen Daten-Kommunikation mit zentralisiert organisierten Steuereinheiten, können die Energiefluss- Steuerungen innerhalb der Gebäudenetze mit dem dort gespeicherten Nutzerprofilen für einen gewissen Zeitraum ganz oder zumindest teilweise autark Weiterarbeiten.
Weiterhin ist das Verfahren im Hinblick auf die statistische Analyse mit Vorteil so weitergebildet, dass als Ergebnisse der statistischen Analyse des wochentags- und uhrzeitabhängigen Nutzerverhaltens der Ladezustand der EV-Batterien und die wahrscheinliche Ladedauer dazu herangezogen werden, einen Arbeitspunkt zum Erbringen benötigter elektrischer Leistung mittels einer Arbeitsanzahl Batterie-elektrischer Fahrzeuge festzulegen. Dabei lässt sich aus der Summe über alle ermittelten Nutzer-spezifischen Statistiken der gesamte EV-Batterie-Leistungsumsatz in einem zukünftigen Zeitraum zusammen mit dem damit verbundenen Fehler prognostizieren. Der gesamte EV- Batterie-Leistungsumsatz stellt dabei deren Beitrag zu der zu erbringenden elektrischen Leistung dar und der damit verbundene Fehler bestimmt die notwendige und daher vorzuhaltende Reserve, um trotz Abweichungen die benötigte elektrische Leistung garantieren zu können.
Eine weitere vorteilhafte Weiterbildung des Verfahrens zeichnet sich dadurch aus, dass die statistisch ermittelten Parameter wie Ladezustand und wahrscheinliche Ladedauer der EV-Batterien ganz oder teilweise durch konkrete Abfragen dieser Parameter bei den Nutzern akkreditierter Batterie-elektrischer Fahrzeuge ersetzt werden. Die dafür erforderliche Abfrage erfolgt dem Nutzer gegenüber mittels digitaler Endgeräte. An diesen kann der Nutzer spezifizieren, zu welchem zukünftigen Zeitpunkt die zum Fahrzeug gehörige EV-Batterie welchen Ladezustand aufweisen soll. Anhand der Eingabe im Rahmen der Abfrage erteilt der Nutzer auch sein Einverständnis, dass das Batterie-elektrische Fahrzeug in einem definierten Rahmen für das erfindungsgemäße Verfahren zum Einsatz kommt. Gemeinsam mit einem ebenfalls abgefragten Ladezustand des Fahrzeugs, alternativ kann dieser Ladezustand aus den statistischen Nutzer-spezifischen Analysen als Schätzwerk ermittelt werden, kann für jedes Batterie-elektrische Fahrzeug ermittelt werden, wann das Laden frühestens beginnen kann und wann es spätestens beginnen muss. Ein Algorithmus verteilt dann die ermittelten Ladezeiten für jedes Batterie-elektrische Fahrzeug in etwa gleichmäßig. Weiterhin plant der Algorithmus den durch die Summe der EV-Batterien gebildeten Arbeitspunkt über ein bestimmtes Zeitintervall von beispielsweise vier, acht oder mehr Stunden. Das entspricht den derzeitig relevanten Zeitabschnitten, die Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland für das Erbringen von Regelleistung einfordern. Es ist jedoch eine Verkürzung dieser Zeitabschnitte auf unter 60 Minuten in der Diskussion. Für die seitens des Nutzers zu machenden Angaben werden verschiedene, insbesondere wirtschaftliche Anreize für den Nutzer angeboten.
Zusätzlich entsteht ein beträchtlicher volkswirtschaftlicher Nutzen durch die bloße Umsetzung der Planung des Arbeitspunktes, da die durch den Übertragungsnetzbetreiber gefürchtete Ladespitze am Abend eines Tages bereits durch die bloße Planung des Arbeitspunktes vermieden wird. Dies gilt auch wenn gerade keine Regelleistung oder keine Energiedienstleistung erbracht wird.
Für alle vorangehend beschriebenen Verfahren gilt weiterhin bevorzugt, dass die langsamen technischen Einheiten erst oberhalb einer definierten Netzfrequenzabweichungs-Schwelle eingesetzt werden. Diese können entweder so gewählt werden, dass ein Einbeziehen längere Latenzzeiten erlaubt (etwa bei Netzfrequenzabweichungen von mehr als 50 mHz, bevorzugt von mehr als 100 mHz), die Nutzung der langsamen TE zu seltenen Ereignissen macht oder aber durch häufige Ladungen im negativen Bereich überflüssige Energiemengen aus dem Netz gerade in die Batterien der EV leitet, indem Ladevorgänge asymmetrisch gesteuert werden. Weitere Merkmale und Vorteile des erfindungsgemäßen Verfahrens werden im Zusammenhang mit den nachfolgenden beschriebenen Figuren eines Ausführungsbeispiels verdeutlicht.
Es zeigen:
Figur 1 eine schematische Darstellung zur übergreifenden Erläuterung des Funktionsprinzips des erfindungsgemäßen Verfahrens,
Figur 2 eine schematische Darstellung des Einsatzes von Primärregelleistung zur Stabilisierung der Netzfrequenz eines Übertragungsnetzes auf einer Zeitachse und
Figur 3 einen vergrößerten Zeitausschnitt, der in Figur 2 mit III gekennzeichnet ist.
Fig. 1 zeigt in eine schematische Darstellung der Komponenten, die für das erfindungsgemäße Verfahren zum Erbringen elektrischer Regelleistung für die Stabilisierung eines elektrischen Übertragungsnetzes N und/oder zum Erbringen eines Energiemarktproduktes zum Einsatz kommen. Jedes der dargestellten Gebäude wirkt als Reserveeinheit RE1 ,RE2...REn und umfasst innerhalb seines jeweiligen Gebäudenetzes G, das über einen zugehörigen Netzanschlusspunkt P definiert an das Übertragungsnetz N angeschlossen ist, eine Vielzahl elektrischer Leistungseinheiten. Die Reserveeinheit RE1 ist in Fig.1 exemplarisch vergrößert dargestellt und lässt in ihrem Gebäudenetz G1 mehrere elektrische Leistungseinheiten erkennen. Diese Vielzahl elektrischer Leistungseinheiten TE1 , TE2...TEm, die auch als technische Einheiten bezeichnet werden, besteht zum einen aus der Gruppe signifikanter elektrischer Leistungseinheiten mit einem elektrischen Leistungsumsatz von jeweils mehr oder gleich zwei Kilowatt. Zum anderen sind im Gebäudenetz G1 der Reserveeinheit RE1 so genannte elektrischen Klein-Leistungseinheiten vorhanden. Diese weisen jeweils einen elektrischen Leistungsumsatz von weniger als zwei Kilowatt auf. Weiterhin lassen sich die elektrischen Leistungseinheiten TE1 ,TE2...TEm hinsichtlich ihrer Latenzzeiten differenzieren. Im Sinne der vorliegenden Erfindung gelten elektrische Leistungseinheiten als langsam, wenn Sie eine Latenzzeit von mehr als zwei Sekunden aufweisen, um eine wesentliche Änderung ihres elektrischen Leistungsumsatzes zu realisieren. Zur Definition der Latenzzeit, des Leistungsumsatzes und einer „wesentlichen“ Änderung des Leistungsumsatzes wird auf die Ausführungen in der Beschreibungseinleitung verwiesen.
Jede der Reserveeinheiten RE1 ,RE2...REn weist in ihrem Gebäudenetz eine signifikante Leistungseinheit in Form einer Gebäudebatterie B und eine elektrische Leistungseinheit in Form einer Energieerzeugungsanlage PV auf. Diese elektrischen Leistungseinheiten sind als Bestandteile des jeweiligen Gebäudenetzes neben den übrigen elektrischen Leistungseinheiten in Form der technischen Einheiten TE1 ,TE2...TEm separat dargestellt. Die Energieerzeugungsanlage PV gewinnt bevorzugt regenerative Energie und ist regelmäßig als Photovoltaikanlage realisiert. Möglich wäre jedoch insbesondere auch eine Windkraftanlage, eine Wasserkraftanlage, eine Biogasanlage mit einem Blockheizkraftwerk, eine Brennstoffzelle, ein Notstromaggregat und Kombinationen dieser Energieerzeugungsanlagen.
Weiterhin ist in jedem der Gebäudenetze G1 ,G2...Gn eine Energiefluss- Steuerung EFS derart eingerichtet und ausgebildet, dass diese die Energieflüsse zwischen der Energieerzeugungsanlage PV, den technischen Einheiten TE1 ,TE2...TEm, der Gebäudebatterie B und dem Übertragungsnetz N richtlinienkonform und Kosten -optimierend zum Vorteil eines Nutzers/ Eigentümers des Gebäudenetzes N steuert und regelt.
Viele der Reserveeinheiten RE1 ,RE2...REn weisen in ihren Gebäudenetzen G1 ,G2...Gn mindestens eine so genannte .langsame“ signifikante Leistungseinheit BEV auf. Diese hat eine Latenzzeit von mehr als zwei Sekunden, um eine wesentliche Änderung ihres Leistungsumsatzes zu realisieren. Darunter fällt eine Änderung des Leistungsumsatzes von mehr als 25%. Weiterhin ist das Gebäudenetz G der Reserveeinheit RE1 über ein Smartmeter SM und ein zugehöriges Smartmeter-Gateway SMGW, das gemäß den in Deutschland geltenden Bestimmungen des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) zertifiziert sein muss, an das Übertragungsnetz N eines Übertragungsnetzwerkbetreibers angeschlossen. Alternativ zum Anschluss der Gebäudenetze G1 ,G2...Gn über das Smartmeter SM und das zugehörige Smartmeter-Gateway SMGW eignet sich auch jede Form der Erfassung elektrischer Leistung, die eine Direktvermarktung über das Übertragungsnetz N unterstützt.
Für die weitere Reserveeinheit RE2 würde die zur ersten Reserveeinheit RE1 entsprechende Detaildarstellung das Gebäudenetz G2 mit elektrischen Leistungseinheiten TE1 bis TEm, einer Gebäudebatterie B, einer Energieerzeugungsanlage PV und einer Energiefluss-Steuerung EFS entsprechend zeigen.
Ein weiterer Anschluss stellt beispielsweise über eine DSL-Leitung eine Verbindung der Reservegruppe RE1 mit dem Internet 1 her. In der Praxis stehen bevorzugt etwa 500 bis 1000 solcher Reserveeinheiten RE1 , RE2...REn über ihre jeweilige Verbindung zum Internet 1 in Paket-vermitteltem Datenaustausch mit einem Steuerungssystem S. Das Steuerungssystem S bildet ein Daten- Durchgangstor zwischen dem Internet 1 und einem Prozessnetz 2 eines Übertragungsnetzbetreibers. Im Prozessnetz 2 ist das so genannte Customer Premises Equipment CPE angeordnet. Aus Sicht des Prozessnetzes 2 des Übertragungsnetzbetreibers wirkt die Vielzahl geclusterter Reserveeinheiten RE1 , RE2...REn, die am Steuerungssystem S anliegt, wie eine leistungsmäßig große Reserveeinheit, die als Reservegruppe RG bezeichnet wird. Früher wurde für den Begriff solcher Reservegruppen RG die Bezeichnung einer virtuellen technischen Einheit verwendet. Diese Reservegruppe RG lässt sich auf Seiten des Prozessnetzes 2 als virtuelles Kraftwerk VPP betreiben, beispielsweise um Regelleistung für einen Übertragungsnetzbetreiber zur Frequenzstabilisierung des Übertragungsnetzes N und/oder ein Energiemarktprodukt über das Übertragungsnetz N bereit zu stellen. Der Übergang aus der Domäne des Internets 1 in die Domäne des besonders gesicherten Prozessnetzes 2 der Übertragungsnetzbetreiber erfolgt durch einen Hardware-technisch im Steuerungssystem S realisierten Medienbruch. Dieser wird durch den Einsatz einer seriellen Schnittstelle zwischen der eingehenden Paket-vermittelten Daten-Kommunikation und der ausgehenden Paket-vermittelten Datenkommunikation realisiert und ist durch den Doppelpfeil rein schematisch visualisiert.
Die hier beispielhaft beschriebene, bevorzugte Variante des Verfahrens sieht vor, bezogen auf das in der Figur 1 gezeigt Szenario, dass als Verfahrensschritt M1 durch geführt wird, ein Ermitteln M1 einer Netzfrequenzabweichung im Übertragungsnetz N und/oder eines Anforderungssignals für ein Energiemarktprodukt. Dieses Ermitteln kann sowohl zentral durch das Steuerungssystem S und/oder delokalisiert durch jede Reserveeinheit durchgeführt werden.
Als weitere Verfahrensschritte finden statt: ein Aggregieren M2 einer ersten Gruppe von Gebäudebatterien, die einer ersten Gruppe von Gebäudenetzen entspricht, und ein Verfahrensschritt in Form des Aktivierens M3 einer zweiten Gruppe von Gebäudebatterien B, die ausgewählt sind aus der ersten Gruppe von Gebäudenetzen. Bei dieser zweiten Gruppe handelt es sich um eine Teilmenge oder um die gesamte Menge der vorhandenen Reserveeinheiten RE1 bis REn. Jede dieser Reserveeinheiten verfügt über eine Gebäudebatterie B, die als signifikante Leistungseinheit mit einer Latenzzeit von nicht mehr als zwei Sekunden auf das Übertragungsnetz N wirken kann. Der Verfahrensschritt des Aktivierens M3 erfolgt somit innerhalb dieser Latenzzeit. Der Verfahrensschritt des Ermittelns M1 der Netzfrequenzabweichung kann vor, zwischen, während und nach den Verfahrensschritten des Aggregierens M2 und des Aktivierens M3 der Gebäudebatterien B erfolgen. Außerdem ist das Aggregieren und das Aktivieren von Gebäudebatterien bevorzugt begleitet vom Aggregieren und Aktivieren langsamer elektrischer Leistungseinheiten BEV.
Als weiterer Verfahrensschritt M4 findet statt: das Erbringen benötigter elektrischer Leistung mittels der zweiten Gruppe der Gebäudebatterien B zum Aus- gleich der ermittelten Netzfrequenzabweichung mittels Regelleistung und/oder zum Erbringen des angeforderten Energiemarktproduktes.
Der weitere Verfahrensschritt besteht im Einsetzen M5 einer Vielzahl langsamer elektrischer Leistungseinheiten BEV innerhalb der Gruppe der Gebäudenetze derart, dass die langsamen technischen Einheiten BEV durch eine Veränderung ihres elektrischen Leistungsumsatzes zumindest einen Anteil von Gebäudebatterien aus der zweiten Gruppe der Gebäudebatterien B beim Erbringen der benötigten elektrischen Leistung ablösen.
Die schnellen signifikanten elektrischen Leistungseinheiten in Form der Gebäudebatterien B springen somit zunächst ein, um anschließend ganz oder teilweise durch die langsamen elektrischen Leistungseinheiten ersetzt zu werden. Auf diesem Wege kann der Betrag an Leistungsumsatz-Änderung, der für Regelleistung und/oder ein Energiemarktprodukt zum Einsatz kommt, deutlich erhöht werden.
Als bevorzugte Variante des Verfahrens wird nachfolgend das Szenario beschrieben, dass es sich bei den langsamen elektrischen Leistungseinheiten BEV jeweils signifikante elektrische Leistungseinheiten in Form Batterieelektrischer Fahrzeuge mit EV-Batterien handelt, die über Ladeeinrichtungen an die jeweiligen Gebäudenetze G1...Gn angeschlossen werden.
Auch wenn für diese EV-Batterien grundsätzlich die Möglichkeit eines bidirektionalen Ladens besteht, d.h. dass die EV-Batterien der Batterie-elektrischen Fahrzeuge BEV Energie in das Übertragungsnetz N einspeisen, so wird bevorzugt nur das Szenario des unidirektionalen Ladens betrachtet, d.h. die EV-Batterien nehmen aus dem Übertragungsnetz N ausschließlich Energie auf, speisen also zu keinem Zeitpunkt ihre elektrische Energie in das Übertragungsnetz N ein.
Fig. 2 zeigt eine schematische Darstellung des Einsatzes von Regelleistung in Form von Primärregelleistung PFCR zur Stabilisierung der Netzfrequenz fc eines Übertragungsnetzes N auf einer Zeitachse t. Die Zeitachse t ist dabei horizontal dargestellt. Vertikal ist auf der rechten Seite des Diagrammes die Primärregelleistung PFCR zwischen einer positiven Primärregelleistung von +2 MW und einer negativen Primärregelleistung von -2 MW, auf der linken Seite des Diagramms die Netzfrequenz fc zwischen 49,8 Hz und 50,2 Hz abgetragen. Beträgt die Netzfrequenz genau 50,0 Hz, so ist kein Einsatz von Regelleistung erforderlich. Dies ist jedoch systembedingt kein dauerhaft stabiler Zustand für das Übertragungsnetz N. Vielmehr muss mit Hilfe der Primärregelleistung über deren Einsatz der Zustand eines dynamischen Gleichgewichts erzielt werden. Die durchgezogene Linie zeigt den oszillierenden Verlauf der Netzfrequenz um die angestrebten, idealen 50,0 Hz herum. Dieser Frequenzkurve folgt mit einem Zeitversatz von rund zwei Sekunden der gestrichelt dargestellten Regelleistungskurve, die im Netzfrequenzband zwischen 50, 1 Hz und 49,9 Hz ausschließlich durch den Einsatz von Gebäudebatterien B für das Erbringen von Primärregelleistung realisiert wird.
Weicht die Netzfrequenz um mehr als 0,1 Hz ab, so werden neben den Gebäudebatterien B auch langsame signifikante Leistungseinheiten in Form von EV— Batterien Batterie-elektrischer Fahrzeuge BEV für das Erbringen der benötigten Primärregelleistung eingesetzt. Der Betrag der Netzfrequenzabweichung, ab dem zusätzlich auch langsame signifikante Leistungseinheiten für das Erbringen von Primärregelleistung eingesetzt und somit anschließend auch netzdienlich wird, ist in diesem Ausführungsbeispiel mit 0,1 Hz gewählt worden. Diese Schwelle kann jedoch, angepasst an die jeweiligen Gegebenheiten, über oder unter diesem Wert liegen.
Figur 3 zeigt einen vergrößerten Zeitausschnitt, der in Figur 2 mit III gekennzeichnet ist und in dem neben den Gebäudebatterien B auch Batterieelektrische Fahrzeuge BEV als langsame signifikante Leistungseinheiten zum Einsatz kommen, um in diesem bevorzugten Ausführungsbeispiel Primärregelleistung zum Einsatz zu bringen. Die durchgezogene Linie der Netzfrequenz unterschreitet die 50,0 Hz und beispielsweise mit einer Latenzzeit von weniger als zwei Sekunden werden Gebäudebatterien B aggregiert und aktiviert, um positive Primärregelleistung PFCR ZU erbringen. Das Aggregieren und Aktivieren der Gebäudebatterien B kann jedoch auch zeitlich vorgelagert erfolgen. Erst danach oder auch während des Aggregierens und Aktivierens erfolgt die Ermittlung der Netzfrequenzabweichung und in Reaktion darauf das Erbringen der Regelleistung. In Figur 3 reicht die allein seitens der Gebäudebatterien B erbrachte Primärregelleistung PFCR nicht aus, um die Netzfrequenz wieder in Richtung der gewünschten 50 Hz zu erhöhen. Daher fällt die Netzfrequenz fc weiter und unterschreitet die 49,9 Hz so dass zusätzlich weitere aggregierte und aktivierte Gebäudebatterien (gepunktet dargestellt) und parallel dazu ebenfalls aggregierte und aktivierte, langsame signifikante Leistungseinheiten BEV (schraffiert dargestellt) eingesetzt werden, um positive Regelleistung zu erbringen. Dies geschieht jedoch nicht durch eine Abgabe elektrischer Leistung seitens den EV- Batterien der Batterie-elektrischen Fahrzeuge BEV an das Übertragungsnetz N, sondern dadurch, dass im vorliegenden Ausführungsbeispiel rein beispielhaft rund 50 langsame signifikante Leistungseinheiten BEV hinsichtlich ihrer elektrischen Leistungsaufnahme aus dem Übertragungsnetz N gedrosselt werden. Dies sorgt dafür, dass die Netzfrequenz fc wieder ansteigt. Unter weiterer Nutzung der eingesetzten EV-Batterien BEV kann die Anzahl der aktivierten Gebäudebatterien B zunächst reduziert werden. Allerdings fällt die Netzfrequenz fc dann wieder so stark, dass ergänzend zu den eingesetzten 50 EV-Batterien BEV wieder eine große Zahl schneller Gebäudebatterien B eingesetzt wird. Parallel dazu erfolgt der Einsatz weiterer 50 aktivierter EV- Batterien BEV, so dass insgesamt 100 EV-Batterien BEV eingesetzt sind. Unter Beibehaltung des Einsatzes der 100 EV-Batterien BEV kann die Anzahl eingesetzter Gebäudebatterien B deutlich heruntergefahren werden. Auch die Anzahl der eingesetzten EV-Batterien BEV wird von 100 auf 50 Stück reduziert und bei weiterhin steigender Netzfrequenz fc werden auch die 50 noch eingesetzten aktivierten EV-Batterien BEV deaktiviert.
Mit einem entsprechenden Latenzzeit-Versatz erfolgt in definierten Situationen der Einsatz langsamer signifikanter Leistungseinheiten in Form von EV- Batterien BEV. Erbringen diese die benötigte negative oder positive Regelleistung, ermöglicht dies, die Anzahl der zuvor schneller eingesetzten, aggregierten und aktivierten Gebäudebatterien B entsprechend zu reduzieren. Bezugszeichenliste:
1 Internet
2 Prozessnetz
P Netzanschlusspunkt
N Übertragungsnetz
PV Energieerzeugungsanlage
EFS Energiefluss-Steuerung
SMGW Smartmeter-Gateway
SM Smartmeter fc Frequenz des Übertragungsnetzes
PFCR Regelleistung, insbesondere Primärregelleistung zur Stabilisierung des Übertragungsnetzes
G Gebäudenetz
B Gebäudebatterie
TE elektrische Leistungseinheit, technische Einheiten
BEV langsame elektrische Leistungseinheit, insbesondere Batterieelektrisches Fahrzeug
RE Reserveeinheit
RG Reservegruppe
CPE Customer Premises Equipment
VPP virtuelles Kraftwerk
S Steuerungssystem
M1 Ermitteln der Netzfrequenzabweichung
M2 Aggregieren von Gebäudebatterien
M3 Aktivieren von Gebäudebatterien
M4 Erbringen von Regelleistung
M5 Aktivieren langsamer elektrischer Leistungseinheiten, insbesondere Batterie-elektrischer Fahrzeuge

Claims

Patentansprüche:
1 . Verfahren zum Erbringen elektrischer Regelleistung für eine Stabilisierung eines elektrischen Übertragungsnetzes (N) und/oder zum Erbringen eines Energiemarktproduktes, unter Verwendung einer Vielzahl elektrischer Gebäudebatterien (B),
- die jeweils über einen Netzanschlusspunkt (P) an das Übertragungsnetz (N) angeschlossen sind und
- die jeweils zusammen mit weiteren elektrischen Leistungseinheiten (TE1...TEm) in einem durch den Netzanschlusspunkt (P) definierten Gebäudenetz (G1...Gn) gruppiert sind, wobei in einer Mehrzahl der Gebäudenetze (G1 ...Gn) mindestens eine langsame elektrische Leistungseinheit (BEV) vorhanden ist, die eine Latenzzeit von mehr als zwei Sekunden für eine wesentliche Veränderung ihres elektrischen Leistungsumsatzes benötigt, wobei das Verfahren die folgenden Schritte aufweist:
• Ermitteln (M1 ) einer Netzfrequenzabweichung im Übertragungsnetz (N) und/oder eines Anforderungssignals für ein Energiemarktprodukt,
• Aggregieren (M2) einer ersten Gruppe von Gebäudebatterien (B), die einer ersten Gruppe von Gebäudenetzen entspricht,
• Aktivieren (M3) einer zweiten Gruppe von Gebäudebatterien (B), die einer zweiten Gruppe von Gebäudenetzen entspricht, aus der ersten Gruppe von Gebäudebatterien und
• Erbringen (M4) benötigter Regelleistung mittels der Gruppe der Gebäudebatterien (B) zum Ausgleich der ermittelten Netzfrequenzabweichung und/oder Erbringen des angeforderten Energiemarktproduktes, und das Verfahren ist gekennzeichnet durch den Verfahrensschritt:
• Einsetzen (M5) einer Vielzahl langsamer elektrischer Leistungseinheiten (BEV) innerhalb der zweiten Gruppe von Gebäudenetzen derart, dass die langsamen elektrischen Leistungseinheiten (BEV) durch eine Veränderung ihres elektrischen Leistungsumsatzes zumindest einen Anteil von Gebäudebatterien aus der zweiten Gruppe der Gebäudebatterien (B) beim Erbringen der benötigten elektrischen Leistung ablösen; • wobei das Aggregieren und das Aktivieren der Gebäudebatterien (B) zum Erbringen der benötigten elektrischen Leistung permanent oder periodisch erfolgt und dabei auch neu aktivierte Gebäudebatterien aktivierte und bereits zur Leistungserbringung eingesetzte Gebäudebatterien beim Erbringen benötigter elektrischer Leistung ablösen.
2. Verfahren gemäß Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass das Einsetzen langsamer elektrischer Leistungseinheiten (BEV) und ein Ablösen von Gebäudebatterien (B) beim Erbringen der benötigen Leistung durch die eingesetzten, langsamen elektrischen Leistungseinheiten (BEV) während dem Erbringen der benötigten elektrischen Leistung permanent oder periodisch erfolgt.
3. Verfahren gemäß einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass eine Vielzahl langsamer elektrischer Leistungseinheiten (BEV) in Form Batterie-elektrischer Fahrzeuge mit EV-Batterien verwendet wird.
4. Verfahren gemäß Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass bei den Batterie-elektrischen Fahrzeugen (BEV) ein Ladestrom daraufhin überwacht wird, dass dieser auf charakteristische Weise abfällt, was als Ereignis das Erreichen einer Vollladung der zugehörigen EV-Batterie charakterisiert, wobei in Reaktion auf ein solches ermitteltes Ereignis das zugehörige Batterie-elektrische Fahrzeug (BEV) durch andere elektrische Leistungseinheiten abgelöst wird, wenn es bis zum ermittelten Ereignis zum Erbringen der benötigten elektrischen Leistung beigetragen hat, oder das zugehörige Batterie-elektrische Fahrzeug (BEV) gekennzeichnet wird, dass es aktuell nicht für die Aufnahme elektrischer Leistung zur Verfügung steht.
5. Verfahren gemäß Anspruch 3 oder 4, dadurch gekennzeichnet, dass die Batterie-elektrischen Fahrzeuge (BEV) ihren Anteil zum Erbringen der benötigten elektrischen Leistung ausschließlich durch elektrische Leistungsaufnahme zum Aufladen der EV-Batterien und/oder durch Nicht-Leistungsaufnahme zum Aufladen der EV-Batterien, jedoch nicht durch Leistungsabgabe aus den EV- Batterien in das Übertragungsnetz (N) beitragen.
6. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 3 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass eine Arbeitsanzahl aus dem Übertragungsnetz (N) aufzuladender Batterieelektrischer Fahrzeuge (BEV) ermittelt und gebildet wird, wobei durch diese Arbeitsanzahl eine maximal mögliche elektrische Leistungsaufnahme aus dem Übertragungsnetz (N) definiert ist und im Zustand fehlender relevanter Netzfrequenzschwankungen und/oder fehlender Anforderungsanfragen für ein Energiemarktprodukt eine durchschnittliche elektrische Leistungsaufnahme der Arbeitsanzahl Batterie-elektrischer Fahrzeuge (BEV) im Bereich von 40% bis 60% der maximal möglichen elektrischen Leistungsaufnahme als Arbeitspunkt durch die Arbeitsanzahl Batterie-elektrischer Fahrzeuge (BEV) eingestellt wird.
7. Verfahren gemäß Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass jede der zur Arbeitsanzahl aus dem Übertragungsnetz (U) aufzuladender Batterieelektrischer Fahrzeuge (BEV) gehörende EV-Batterie in einem Zustand gesteuert wird, der ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus:
- keine elektrische Leistungsaufnahme aus dem Übertragungsnetz (N),
- maximal mögliche elektrische Leistungsaufnahme aus dem Übertragungsnetz (N) und
- elektrische Leistungsaufnahme zwischen 0% und 100% der maximal möglichen elektrischen Leistungsaufnahme aus dem Übertragungsnetz (N).
8. Verfahren gemäß Anspruch 6 oder 7, dadurch gekennzeichnet, dass die prognostizierte, maximal mögliche elektrische Leistungsaufnahme der Arbeitsanzahl an EV-Batterien für einen in der Zukunft liegenden Zeitraum von mindestens 90 Sekunden gewährleistet wird.
9. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 3 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass für akkreditierte Batterie-elektrische Fahrzeuge (BEV) ein aktueller Ladezustand der jeweiligen EV-Batterien vorbekannter Gesamtladekapazität mit den folgenden, zeitlich vorgelagerten Analyseschritten eines vorangehenden Ladeprozesses wie folgt bestimmt wird: - Speichern eines Datums und einer Uhrzeit eines Ladebeginns der
EV- Batterie;
- Ermitteln und Speichern einer aufgenommenen Energiemenge und einer dafür benötigten Ladezeit und
- Ermitteln des Ladezustands der EV- Batterie zur Uhrzeit des Ladebeginns durch Subtraktion der vorbekannten Gesamtladekapazität abzüglich der ermittelten aufgenommenen Energiemenge, unter der Bedingung, dass der Ladeprozess ohne äußeren Eingriff beendet wurde und daher von einer Vollladung der EV- Batterie ausgegangen wird.
10. Verfahren gemäß Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass aus einer Vielzahl derartig analysierter Ladeprozesse eine statistische Analyse eines wochentags- und uhrzeitabhängigen Nutzerverhaltens des akkreditierten Batterie-elektrischen Fahrzeugs (BEV) durchgeführt wird, um den Ladezustand der EV-Batterie einschließlich eines Fehlerwertes und die wahrscheinliche Ladedauer allein abhängig von Datum und Uhrzeit eines Ladebeginns zu bestimmen.
11. Verfahren gemäß Anspruch 9 oder 10, dadurch gekennzeichnet, dass die Analyseschritte der Ladeprozesse und/oder die statistische Analyse der Ladeprozesse lokal in einer Energiefluss-Regelung des Gebäudenetzes (G) vorgenommen werden und daraus ermittelte Ergebnisse lokal gespeichert werden.
12. Verfahren gemäß Anspruch 11 , rückbezogen auf Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass als Ergebnisse der statistischen Analyse des wochentags- und uhrzeitabhängigen Nutzerverhaltens der Ladezustand der EV- Batterien und die wahrscheinliche Ladedauer dazu herangezogen werden, einen Arbeitspunkt zum Erbringen benötigter elektrischer Leistung mittels einer Arbeitsanzahl Batterie-elektrischer Fahrzeuge (BEV) festzulegen.
13. Verfahren gemäß Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass die statistisch ermittelten Parameter wie Ladezustand und wahrscheinliche Ladedauer der EV-Batterien ganz oder teilweise durch konkrete Abfragen dieser Parameter bei den Nutzern akkreditierter Batterie-elektrischer Fahrzeuge (BEV) ersetzt werden.
14. Verfahren gemäß einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die langsamen technischen Einheiten (BEV) erst oberhalb einer definierten Netzfrequenzabweichungs-Schwelle eingesetzt werden.
15. System zum Erbringen elektrischer Regelleistung für eine Stabilisierung eines elektrischen Übertragungsnetzes (N) und/oder zum Erbringen eines Energiemarktproduktes, wobei: das System eine Mehrzahl von Gebäudenetzen (G1 ...Gn) aufweist, die jeweils durch einen jeweiligen Netzanschlusspunkt (P) definiert sind, und jeweils eine elektrische Gebäudebatterie (B) mit einer Latenzzeit von nicht mehr als zwei Sekunden aufweisen, die über den Netzanschlusspunkt (P) des jeweiligen Gebäudenetzes an das Übertragungsnetz (N) angeschlossen ist und in dem jeweiligen Gebäudenetz zusammen mit weiteren elektrischen Leistungseinheiten (TE1...TEm) (G1...Gn) gruppiert ist; in einer Mehrzahl der Gebäudenetze (G1 ...Gn) jeweils mindestens eine langsame elektrische Leistungseinheit (BEV) vorhanden ist, die eine Latenzzeit von mehr als zwei Sekunden für eine wesentliche Veränderung ihres elektrischen Leistungsumsatzes benötigt; das System konfiguriert ist, eine Netzfrequenzabweichung im Übertragungsnetz (N) und/oder ein Anforderungssignal für ein Energiemarktprodukt zu ermitteln (M1 ); und das System des Weiteren eine Steuerung aufweist, die konfiguriert ist, das System zu veranlassen, das Verfahren nach einem der vorausgehenden Ansprüche auszuführen.
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