EP3251077A1 - Verfahren zur verbesserung der auslastung eines niederspannungsnetzes - Google Patents

Verfahren zur verbesserung der auslastung eines niederspannungsnetzes

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Publication number
EP3251077A1
EP3251077A1 EP16701925.6A EP16701925A EP3251077A1 EP 3251077 A1 EP3251077 A1 EP 3251077A1 EP 16701925 A EP16701925 A EP 16701925A EP 3251077 A1 EP3251077 A1 EP 3251077A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
network
low
components
voltage
central computer
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
EP16701925.6A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Tobias GAWRON-DEUTSCH
Alfred Einfalt
Jan Wieghardt
Yaroslav BARSUKOV
Jürgen Götz
Nicolas GÜMBEL
Ralf MOSSHAMMER
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Siemens AG
Siemens Corp
Original Assignee
Siemens AG
Siemens Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Siemens AG, Siemens Corp filed Critical Siemens AG
Publication of EP3251077A1 publication Critical patent/EP3251077A1/de
Ceased legal-status Critical Current

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Classifications

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

Definitions

  • the invention relates to a method for improving the utilization of a low voltage network using a communication network between components of the
  • Outer conductor and the neutral conductor or 400 V (between the three outer conductors), but in any case only up to 1000 V.
  • Local grid transformers may vary depending on the destination grid planning of the respective distribution system operator, but are typically 250 or 400kVA for rural areas and 630 or 800kVA for inner city areas.
  • low-voltage network in the sense of this invention designates a part of the distribution network, ie one
  • Section that is powered by a particular local power transformer with electrical energy is powered by a particular local power transformer with electrical energy.
  • Components of the low-voltage network can be:
  • Generators eg photovoltaic systems, Small wind turbines
  • storage eg batteries, heat pumps
  • flexible consumers eg electric storage heaters, buildings with and without building automation system and
  • actuators converters or drive elements, convert electrical energy into mechanical motion or other physical quantities (eg pressure or temperature)) and network resources (transformers, lines,
  • Fuses measuring devices such as smart meters, .
  • the classical grid operation in the electricity supply is due to the increasing penetration of decentralized, usually renewable, power generation plants (DEA, usually in the power range from 3 to 100 kW) before large
  • the smart grid or intelligent power network includes the communicative networking and control of power generators, storage, electrical consumers and network resources in energy transmission and power
  • smart buildings also referred to as smart homes or smart buildings
  • components such as fluctuating generators (e.g.
  • Building automation encompasses the entirety of monitoring, control, and control systems
  • Characteristic feature is the continuous networking by means of a bus system.
  • Building automation systems must therefore optimize their own requirements for electrical and thermal energy for the individual components of the building, create local (building-related) forecasts and have flexible tariff specifications that have market- or network-specific proportions.
  • Combined heat and power plant generates electrical energy and heat for a district heating network and / or it is in addition to Water treatment used.
  • any intervention of the distribution network operator of the electrical network is blind (with regard to, for example, the combined heat and power plant), so that unwanted cascades can arise. So can about the
  • Cogeneration plant prescribe a reduction in the supply of electrical energy, with the result that less district heating is supplied, but by the operator of the
  • a low voltage network has various active components that are used in the
  • VPP Virtual Power Plants
  • the inverter is equipped with a P / Q feed-in limitation which prevents too much power from being fed into the low-voltage grid in the event of a local limit violation.
  • P / Q feed-in limitation which prevents too much power from being fed into the low-voltage grid in the event of a local limit violation.
  • Component is sufficient, nor that not too strong
  • the individual components in particular the generators, can only be in the green state, where there are no restrictions from the network view and all market mechanisms can be used without restriction, or in the state red, where the network constraints demand hard requirements for the supply and thus local market mechanisms for a limited time are restricted, work.
  • the yellow state within the network boundary conditions, a market-based
  • Low-voltage grid or the energy supplied to the individual market participants (for example VPP, ONS) with regard to the currently valid energy price.
  • the aim of the present invention is to provide the technical
  • the fulfillment of the technical task includes compliance with the network constraints and the guarantee of the permanent power supply of the
  • the economic aspect implies compliance with the utilization of the low-voltage grid (for example by the VPP, producers or consumers) so that the individual components are as economical and efficient as possible
  • controllable components are based on the
  • Network state forecast change their load profile.
  • controllable components are so-called
  • VPP Virtual Power Plants
  • photovoltaic systems and their storage, small wind turbines, smart meters or smart buildings.
  • a kind of pre-stage network protection can be achieved, which essentially consists of a central computer
  • (computerized system) e.g. is housed in a distribution station of the low voltage network, with a
  • Communication unit exists. Firstly, it supports the distribution system operator in predicting the network situation in the future by collecting production and consumption forecasts of the controllable producers and taxable consumers connected to the low-voltage grid. Secondly, it may prevent the taxable producers and consumers connected to the low - voltage grid from future intervention of the
  • Distribution system operator warn. Producers and consumers can then assess the consequences of such an intervention and take timely countermeasures. If e.g. of the
  • Distribution system operator wants to throttle the supply of energy via the transformer of the low-voltage network in the superimposed medium-voltage network at a given time, can from this point on more energy from producers in the low-voltage network or from storage in the Low-voltage network can be fed, and / or the
  • the network state forecast may be e.g. as a result, the states of the low voltage network provide similar to the network traffic lights: the network may be in the green state, where there are no restrictions from the network view, or in the state red, where in some or all network nodes there are injuries
  • Network state forecast a red state in the future.
  • a network state forecast consists e.g. be used from a set of network nodes for each existing time series or created by substitution value generation based on available data time series. The most important time series are the load curve (feed-in power and / or consumption), the expected voltage and the traffic light levels. If required, other time series such as e.g. Current and thermal load of the cables / cables are included in the grid condition prognosis.
  • the central computer notifies all controllable
  • the mesh condition forecast can be of varying complexity
  • non-controllable components from the central computer for further, non-controllable components a - especially generic - load profile created and this in the
  • Net State Forecast is recorded. This can also "non-intelligent" components, such as households or buildings without smart meter, to be considered in the grid condition forecast.
  • Components is created, supplemented by forecasts based on weather data and / or historical data. This makes it possible to refine the grid condition forecast.
  • Network topology is taken into account, this has the advantage that much more selective individual controllable components can be selected for the solution of the network bottleneck.
  • the power loss in the network can be considered.
  • the central computer is for a low voltage network
  • the virtualization computer is located at a network-topologically useful node, such as in a substation.
  • the control units are located for all connected
  • controllable components e.g., the building management system or the building management system
  • Network state prognosis are calculated, with the time intervals best correspond to the times in which experience has shown that it must respond to changes in the low-voltage network.
  • the time intervals are preferably in the range of 15 minutes to one hour. A higher clocking brings the need for more powerful computers in the
  • Time interval of less than 15 minutes only a comparatively little improvement in the overall system. The longer it takes to re-evaluate the situation, the more drifting forecasts and actual conditions drift apart and decisions based on outdated information are made.
  • the invention also relates to a system for carrying out the method according to the invention, comprising
  • the invention realizes a first
  • each feed-in node may have its profit
  • the network protection according to the invention is regional, since it is a small part of a low-voltage distribution network
  • the invention is a pre-stage network protection, which the
  • Components of the low-voltage network From the central computer can with the network state forecast also the
  • Network edge conditions e.g., the nominal load capacity
  • Components are sent so that they can be taken into account by the components, so are not exceeded.
  • FIG. 1 is a schematic representation of two conventional
  • Fig. 2 is a schematic representation of two
  • Fig. 1 shows an example of the scheme of two similar low-voltage networks 1, 2, which are supplied via an energy distribution network 3 and each a local power transformer 4 with electrical energy.
  • Each low-voltage grid 1, 2 has non-controllable components, such as buildings 5 or households, and controllable components, such as smart buildings 6 (intelligent buildings - both residential and
  • Low-voltage network 1, 2 are connected via electrical lines 10 with each other and with the local power transformer 4.
  • the electrical lines 10 themselves can also for
  • Smart Buildings 6 have an energy management system that generally coordinates the procurement, conversion, distribution and use of energy, in this case electrical energy. Coordination is foresighted, organized, systematic and taking into account environmental and economic objectives. It includes organizational and information structures including the necessary technical measures such as Software.
  • Energy management system therefore includes according to the invention at least one computer or a PLC with energy management software as well as data connections (eg data lines) to information sources, measuring devices and the to be controlled
  • FIG. 1 two virtual power plants VPP1, VPP2 are provided, each with
  • Components of various low-voltage networks 1, 2 are connected, namely in this example with decentralized power generators (photovoltaic 7, wind turbines 8,
  • a virtual power plant is an interconnection of decentralized - generally relatively small - power generation units, such as photovoltaic systems, small hydropower plants and biogas plants, but also small wind turbines and mini or micro combined heat and power plants to a network that can provide demand-driven electrical power.
  • the power plant is called virtual because it has more than one location.
  • VPP1, VPP2 are interconnected via their own data links 11.
  • the controllable local power transformer 4 is first adjusted to the lowest level. In the example, this is not enough and the distribution system operator must prescribe a reduction of the feed-in power to the systems that can receive the signals (Smart Buildings 6 in this example).
  • the central computer 12 is connected by a communication network 13 to the individual components of the low-voltage network 1, 2
  • the communication network 13 may be in a
  • Low-voltage network 1, 2 exist, so that a power line communication (PLC) is realized.
  • PLC power line communication
  • separate data connections can be made or other existing data connections (for example from smart meters) can be used.
  • the smart buildings 6 and generating plants 7, 8, 21 report their timetables, which they have negotiated with the respective VPP operators of the virtual power plants VPP1, VPP2, to the central computer 12 in the respective local network station. For example, at 11am, the buildings and power plants send the
  • Infeed timetable for the next day (0-24h). This consists, for example, of a feed-in power in watts for each 15-minute time window (ie 96 values). In the case of buildings, the value can also be negative - the building then draws energy from the grid. To get a more complete picture will not be pre-announced for all
  • Each newly created network state forecast is transmitted to the buildings 6 and generating plants 7, 8, 21 in a timely manner.
  • the inventive method can as follows in the
  • Low-voltage network are here in power generator 7, 8, 21, electric vehicles or their charging stations 9, energy storage Divided 19 and 22 and flexible consumers 14. They are all controlled or controlled via control and regulation units 15, which are controlled by a higher-level control 16 (an object manager, eg an energy management system of a
  • information about energy price and / or amount of energy can be exchanged and the controller 16 or the control and regulation units 15 send correspondingly different control commands to the controllable components.
  • information about energy price and / or electrical power can be exchanged and the controller 16 or the control and regulation units 15 send correspondingly different control commands to the controllable components.
  • Power or load (continuous arrow) sends control commands that also run on the central computer 12 according to the invention and from this now according to the
  • Control 16 and the control and regulation units 15 are forwarded. Only control signals of
  • Safety device 18 with high priority are without interference by the central computer 12 directly to the controller 16 and the control and
  • VPP1 first virtual power plant (Virtual Power Plant)
  • VPP2 Second Virtual power plant (Virtual Power Plant)

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Abstract

Gezeigt wird ein Verfahren zur Verbesserung der Auslastung eines Niederspannungsnetzes (1, 2) unter Verwendung eines Kommunikationsnetzes (13) zwischen Komponenten des Niederspannungsnetzes, - wobei von steuerbaren Komponenten (4, 6-11) wiederholt von diesen selbst erstellte Lastprognosen an einen zentralen Rechner (12) geliefert werden, - der zentrale Rechner (12) aus diesen Lastprognosen eine Netzzustandsprognose erstellt und an die steuerbaren Komponenten (4, 6-11) sendet, und - dass die steuerbaren Komponenten (4, 6-11) auf Basis der Netzzustandsprognose ihr Lastprofil ändern.

Description

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

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Verbesserung der Auslastung eines
Niederspannungsnetzes (1, 2) unter Verwendung eines Kommunikationsnetzes (13) zwischen Komponenten des Niederspannungsnetzes ,
- wobei von steuerbaren Komponenten (4, 6-11) wiederholt von diesen selbst erstellte Lastprognosen an einen zentralen Rechner (12) geliefert werden,
- der zentrale Rechner (12) aus diesen Lastprognosen eine Netzzustandsprognose erstellt und an die
steuerbaren Komponenten (4, 6-11) sendet, und
- dass die steuerbaren Komponenten (4, 6-11) auf Basis der Netzzustandsprognose ihr Lastprofil ändern.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass vom zentralen Rechner (12) für weitere, nicht steuerbare Komponenten (5) ein Lastprofil erstellt und dieses in die Netzzustandsprognose aufgenommen wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch
gekennzeichnet, dass die Netzzustandsprognose, welche auf Basis der Lastprognosen von steuerbaren Komponenten (4, 6-11) erstellt wird, durch Prognosen auf Basis von Wetterdaten und/oder historischen Daten ergänzt wird.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Netztopologie berücksichtigt wird .
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch
gekennzeichnet, dass als zentraler Rechner (12) ein eigener Rechner in der Ortsnetzstation des
Niederspannungsnetzes, oder ein virtualisierter Rechner für mehrere Niederspannungsnetze verwendet wird.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch
gekennzeichnet, dass der zentrale Rechner (12) von den steuerbaren Komponenten (4, 6-11) in regelmäßigen
Zeitabständen von diesen selbst erstellte Lastprognosen einholt .
7. System zur Durchführung des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 6, umfassend ein Kommunikationsnetz (13) zwischen Komponenten des Niederspannungsnetzes (1, 2) und einen zentralen Rechner (13), wobei steuerbare
Komponenten (4, 6-11) vorgesehen sind, mit welchen wiederholt von diesen selbst erstellte Lastprognosen an den zentralen Rechner (12) geliefert werden können, und wobei der zentrale Rechner derart ausgebildet ist, dass dieser aus den Lastprognosen eine Netzzustandsprognose erstellen und an die steuerbaren Komponenten (4, 6-11) senden kann, und dass die steuerbaren Komponenten (4, 6- 11) auf Basis der Netzzustandsprognose ihr Lastprofil ändern können.
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