EP4508733A1 - Verfahren und vorrichtung zur ermittlung einer abrufreihenfolge von regelleistungen von mehreren anlagen zur bereitstellung einer gesamtregelleistung - Google Patents

Verfahren und vorrichtung zur ermittlung einer abrufreihenfolge von regelleistungen von mehreren anlagen zur bereitstellung einer gesamtregelleistung

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Publication number
EP4508733A1
EP4508733A1 EP23734151.6A EP23734151A EP4508733A1 EP 4508733 A1 EP4508733 A1 EP 4508733A1 EP 23734151 A EP23734151 A EP 23734151A EP 4508733 A1 EP4508733 A1 EP 4508733A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
power
systems
control power
retrieval
unit
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.)
Pending
Application number
EP23734151.6A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Arvid Amthor
Michael Metzger
Stefan Niessen
Sebastian Schreck
Sebastian THIEM
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 EP4508733A1 publication Critical patent/EP4508733A1/de
Pending legal-status Critical Current

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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • 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
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B60—VEHICLES IN GENERAL
    • B60L—PROPULSION OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; SUPPLYING ELECTRIC POWER FOR AUXILIARY EQUIPMENT OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRODYNAMIC BRAKE SYSTEMS FOR VEHICLES IN GENERAL; MAGNETIC SUSPENSION OR LEVITATION FOR VEHICLES; MONITORING OPERATING VARIABLES OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRIC SAFETY DEVICES FOR ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES
    • B60L53/00—Methods of charging batteries, specially adapted for electric vehicles; Charging stations or on-board charging equipment therefor; Exchange of energy storage elements in electric vehicles
    • B60L53/60—Monitoring or controlling charging stations
    • B60L53/63—Monitoring or controlling charging stations in response to network capacity
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B60—VEHICLES IN GENERAL
    • B60L—PROPULSION OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; SUPPLYING ELECTRIC POWER FOR AUXILIARY EQUIPMENT OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRODYNAMIC BRAKE SYSTEMS FOR VEHICLES IN GENERAL; MAGNETIC SUSPENSION OR LEVITATION FOR VEHICLES; MONITORING OPERATING VARIABLES OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRIC SAFETY DEVICES FOR ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES
    • B60L53/00—Methods of charging batteries, specially adapted for electric vehicles; Charging stations or on-board charging equipment therefor; Exchange of energy storage elements in electric vehicles
    • B60L53/60—Monitoring or controlling charging stations
    • B60L53/62—Monitoring or controlling charging stations in response to charging parameters, e.g. current, voltage or electrical charge
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
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    • B60L—PROPULSION OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; SUPPLYING ELECTRIC POWER FOR AUXILIARY EQUIPMENT OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRODYNAMIC BRAKE SYSTEMS FOR VEHICLES IN GENERAL; MAGNETIC SUSPENSION OR LEVITATION FOR VEHICLES; MONITORING OPERATING VARIABLES OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRIC SAFETY DEVICES FOR ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES
    • B60L55/00—Arrangements for supplying energy stored within a vehicle to a power network, i.e. vehicle-to-grid [V2G] arrangements
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • 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
    • H02J3/466—Scheduling or selectively controlling the operation of the generators or sources, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a demand
    • H02J3/472—Scheduling or selectively controlling the operation of the generators or sources, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a demand for selectively connecting the AC sources in a particular order, e.g. sequential, alternating or subsets of sources

Definitions

  • the invention relates to a method according to the preamble of patent claim 1 and a device according to the preamble of patent claim 12.
  • control power capacities are maintained that can be called up at different speeds, for example primary, secondary and tertiary control as well as minute reserve power.
  • control power has primarily been provided by large power plants, which can dynamically change their output in accordance with the specifications.
  • decentralized energy producers Due to an increasing proportion of volatile, difficult to predict renewable energy feed-in, for example from photovoltaic systems and wind turbines, and the loss of conventionally operated large power plants, such as nuclear power plants, coal-fired power plants and/or gas power plants, the need for control power that is provided by decentralized energy producers is increasing or consumers, in particular decentralized producers, such as heat pumps, electric vehicles and energy storage, must be provided to ensure grid stability.
  • the present invention is based on the object of providing a method and a device for providing and coordinating control power through several small systems.
  • the method according to the invention for determining a retrieval sequence of control services from several electrical Systems k, which are connected to a power grid, by means of an aggregator unit, whereby the aggregator unit pays a surcharge for providing a required total control power for a specified time period received from the power grid is characterized by the following steps:
  • the services can be active power and/or reactive power.
  • the active power of each system is preferably less than or equal to one megawatt (small system).
  • the method according to the invention and/or one or more functions, features and/or steps of the method according to the invention and/or one of its embodiments can be computer-aided.
  • the method is carried out by the aggregator unit, which is designed as a computing device for carrying out the method.
  • the aggregator unit can include a computing unit for determining the retrieval order. Furthermore, the aggregator unit aggregates the individual control services of the systems into a common control power offer, which can be traded on control power markets. Here, the aggregator unit receives a contract for a required total control power, which is based on previous offers made by the aggregator unit on the control power market.
  • the subject of the present invention is the retrieval sequence, which determines when which system is to provide control services and thus the required provision of the overall control power contributes. According to the present invention, an improved retrieval order in this regard is provided.
  • each of the participating systems transmits respective registration data to the aggregator unit.
  • the registration data includes at least information about an availability A k,t of the respective system k for providing an available control power as well as a respective minimum power •
  • the aggregator unit is symbolically aware of which system is generally available, at what times, and which power (minimum power) is at least minimally required for the operation of the system.
  • the respective services and sizes are fundamentally time-dependent and can, for example, be available as a time series within the specified time range.
  • the registration data therefore includes status information of the respective system.
  • the availability can be a basic availability
  • a k with values of zero and one as well as a planned availability A k,t , also with values of zero and one.
  • a current output is sent to the aggregator unit by each of the systems.
  • gen k transmitted to the aggregator unit.
  • the aggregator unit is aware of what current power the respective system is generating or consuming, that is, feeding it into or taking it out of the power grid. This is necessary because the difference between current power and minimum power can in principle be used as available control power.
  • the current performance is recorded as a measured value or in the form of measurement data.
  • the order of retrieval of the systems is determined.
  • the retrieval order is determined under the additional condition that the sum the available control power of the individual systems results in the required total control power. This ensures that the control power guaranteed on the control power market by the aggregator unit or the aggregator (total control power) is delivered, i.e. made available to the power grid or the power grid operator.
  • the additional condition ensures that not too much control power is provided, but rather that only as much flexibility of the systems is used as is necessary to cover the guaranteed control power requirement.
  • the available control power of each system is formed by the difference between the respective current power and the respective minimum power required for the operation of the system. In other words, the flexibilities of the individual systems are used to provide the available control power.
  • the order of retrieval is therefore determined under technically advantageous additional conditions, namely that the required total control power is provided by the system in aggregation and that the current flexibility of each system is used for this purpose.
  • the retrieval order can be determined using a mathematical optimization method that is based on a defined objective function.
  • the stated secondary conditions are then used as boundary conditions or secondary conditions of the optimization.
  • the optimization is typically carried out numerically, i.e. computer-aided.
  • the present process allows decentralized producers/consumers to be better integrated into a balancing power market.
  • the systems in particular small systems with an output of less than or equal to one megawatt, can be used to provide control power.
  • electric vehicles, charging stations, heat pumps and/or photovoltaic systems can therefore be used to provide control power via the aggregator unit.
  • a specific objective function or a specific term within a system can be total objective function can be used in the above optimization.
  • a network operator of the power network can use the collected data to determine at which nodes in the network additional flexibility could or should be added.
  • control power capacities within the power network can be tapped. This compensates for the loss of control capacity from large power plants.
  • the aggregator unit according to the invention for determining a retrieval sequence of control services of several electrical systems k that are connected to a power grid, with the aggregator unit paying a surcharge for providing a required total control power for a specified time period for the power grid is characterized by the fact that the aggregator unit is designed to:
  • the respective registration data having at least one availability A k,t of the respective system k (102) for providing an available control power as well as a respective minimum performance mark;
  • the available control power of one of the systems k is determined by the difference between the current power (measured value) and the minimum power required for its operation. This advantageously ensures that the system can continue to operate and control power (available control power) can still be provided.
  • the current performance is preferably recorded as a measured value by a measuring unit.
  • the secondary condition is determined by , where ⁇ k,t is are determining binary variables that determine whether the system k is intended to provide its available control power at time t.
  • the binary variables ⁇ k,t are determined when determining the retrieval order. These essentially determine the retrieval order.
  • ⁇ k,t is a binary decision variable that defines the selection of the system k (equipment) to provide load shedding.
  • the transmitted basic availability and/or the transmitted current availability of the respective systems are taken into account using the factor A k,t .
  • the additional condition therefore ensures that the sum of the individual available control services results in the promised or guaranteed or required total control power.
  • the systems k are designed as charging stations for electric vehicles, in particular electric cars.
  • the method according to the invention is particularly suitable for integrating charging stations for electric vehicles into a control power market.
  • the registration data includes a current charging state SOC k,t of an electric vehicle at the respective charging station k.
  • the charging status of the respective vehicle can advantageously be taken into account when determining the order of retrieval.
  • this can prevent electric vehicles with a low charge level from not being charged or only being charged to a small extent, or from the battery charge level no longer being sufficient for the planned journey.
  • the retrieval order is determined by means of an optimization method, the target function in the optimization method is minimized.
  • An optimization method is a mathematical optimization in which an objective function is minimized or maximized.
  • ⁇ k,t form the variables of the objective function Z to be determined.
  • the objective function models the technically advantageous state that charging stations that have longer availability or whose electric vehicle has a higher state of charge are prioritized for the provision of control power, that is, they are further ahead in the thus determined retrieval order.
  • a table can be used. For example, vehicles with a low state of charge are assigned a low decision value EW1. Similarly, vehicles that only have a small maximum power that can be throttled receive a small decision value EW2. The charging stations that have very high decision values are now determined, with the decision value being calculated, for example, by EW1 x EW2.
  • the target function is expanded by a safety summand.
  • the objective function preferably includes such a safety sum. This advantageously ensures that, should a system no longer be available in the time between the last calculation of the retrieval sequence and the transmission of the retrieval signal from the network operator, for example when a charging process has been completed, another system will be included in the control power retrieval.
  • the respective available control power is determined in accordance with the telten retrieval sequence is retrieved for control by a network control unit of the power network.
  • the overall available control power of the systems is advantageously called up by the network operator or a network control unit of the power network for network control in accordance with the determined retrieval sequence.
  • the systems provide their available control power by feeding in or withdrawing at the time determined according to the order of call-off.
  • the network control unit can preferably transmit a corresponding retrieval signal to the respective systems k and/or to respective control units, which convert the retrieval signal into setpoints for the respective system k.
  • the call signal from the network control unit can be converted into setpoints or setpoint signals for the respective systems by respective control units (edge devices).
  • the total control power is added through a control power market.
  • the aggregator unit is advantageously integrated into a control power market.
  • the determination of the retrieval order is repeated according to specified time ranges.
  • the procedure repeats itself according to defined time ranges, so that, for example, a retrieval order is determined again for every day, for every hour or for every 15 minutes.
  • FIG. 1 shows a schematic sequence of a method according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 1 shows a schematic method according to an embodiment of the present invention. A temporal progression of the process is sketched in the direction of the ordinate. The respective integrated units/systems/devices are plotted on the abscissa.
  • a respective event and/or trigger is identified by reference number 101.
  • the figure shows systems 102 that are connected to a common power grid.
  • the systems 102 can feed energy into and/or feed it out of the power grid.
  • the systems 102 are designed as charging stations for electric vehicles.
  • the figure also shows control units 103 (edge devices) of the respective systems 102.
  • the control units 103 are designed to control their associated system 102.
  • a respective agent unit 104 can configure the connection of the respective system 102 to an aggregator unit 105.
  • the respective agent unit 104 transmits registration data, for example status information of the systems, to the aggregator unit 105.
  • the figure also shows a control power market 105 and a network control unit 107 of a network operator of the electricity network.
  • the overall process shown is divided into a trading phase and a real-time phase by the dashed line.
  • the subject of the present invention is the real-time phase, i.e. the technical implementation of the contracts negotiated in the trading phase for the provision of control power on the control power market 106.
  • the network operator writes out a certain amount of control power (reference number 10).
  • the aggregation unit 105 issues a specific bid to the control power market 106 (reference number 10'). Based on this, the control power market determines a market result, which is transmitted to the aggregation unit 105. This addition to the total control power required by the aggregation unit 105 is identified by the reference number 200. The control power required by the aggregation unit 105 is thus determined by the trading phase, which takes place before the real-time phase.
  • the required total control power must be provided by the aggregation unit 105.
  • the aggregation unit 105 uses the systems 102, which ultimately provide the total control power for the aggregation unit 105. Which of the systems 102 provides which control power at which point in time is determined by a retrieval order. According to the invention, the retrieval order is determined by the aggregation unit 105.
  • registration data and measurement data are transmitted from the systems 102 to the aggregation unit 105 in a first step.
  • the transmission of the registration data is identified by the reference number 201.
  • the transmission of the measurement data takes place according to a second step and is identified by the reference number 202.
  • the aggregation unit 105 determines or calculates the retrieval order according to the present invention and/or one of its embodiments (reference number 12). This determines which of the systems 102 provides which power at what point in time to provide the required total control power.
  • the actual retrieval of the total control power that can be provided in accordance with the determined retrieval order is carried out by a retrieval signal from the network control unit 107, which sends it to the aggregation unit 105 transmits.
  • the retrieval signal is identified by reference numeral 204 and the retrieval of the control power is identified by reference numeral 14.
  • the aggregation unit 105 transmits a corresponding retrieval signal 204 to the respective control units 103.
  • the control units 103 convert the respective retrieval signal 104 into target values for the regulation/control of the respective systems 102.
  • the target values are transmitted to the systems 102 (reference number 205).
  • the actual service provision then takes place in accordance with the determined retrieval sequence.
  • the provision of the service is identified by reference number 15.
  • the systems 102 transmit measurement data regarding their performance to the aggregator unit 105 and to the network control unit 107. This is in turn marked with the reference number 201. Based on the measurement data or performance data transmitted to the network control unit 107, the latter can carry out a validation 17. This advantageously ensures that the required total control power has been provided and it can also be determined which of the systems 102 delivered which actual contribution.
  • the method mentioned can, indicated by the circular arrow, be repeated cyclically with a fixed sampling rate and/or event-based, for example by an electric vehicle arriving at one of the charging stations 102.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Transportation (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

Es wird ein Verfahren zur Ermittlung (12) einer Abrufreihenfolge von Regelleistungen (Formel I), von mehreren elektrischen Anlagen k (102), die an ein Stromnetz angeschlossen sind, mittels einer Aggregatoreinheit (105) vorgeschlagen, wobei für einen festgelegten Zeitbereich die Aggregatoreinheit (105) einen Zuschlag (200) für ein Bereitstellen einer geforderten Gesamtregelleistung (Formel II) für das Stromnetz erhalten hat. Das Verfahren ist gekennzeichnet durch die folgenden Schritte: - Übermitteln (11, 201) von Registrierungsdaten an die Aggregatoreinheit (105) durch jede der Anlagen k (102), wobei die jeweiligen Registrierungsdaten wenigstens eine Verfügbarkeit Ak,t, der jeweiligen Anlage k (102) zur Bereitstellung einer verfügbaren Regelleistung (Formel I), sowie eine jeweilige minimale Leistung (Formel III) kennzeichnen; - Übermitteln (11, 202) einer aktuellen Leistung (Formel IV) an die Aggregatoreinheit (105) durch jede der Anlagen k (102); und - Ermitteln (12) der Abrufreihenfolge der Anlagen k (102) durch die Aggregatoreinheit (105) unter der Nebenbedingung, dass die Summe der jeweiligen verfügbaren Regelleistungen (Formel I), gleich der geforderten Gesamtregelleistung (Formel II) ist, wobei jede der verfügbaren Regelleistungen (Formel I), durch eine Differenz der jeweiligen aktuellen Leistung (Formel IV) und der jeweiligen minimalen Leistung (Formel III) festgelegt ist. Weiterhin betrifft die Erfindung eine Aggregatoreinheit (105) zur Durchführung des Verfahrens.

Description

Beschreibung
Verfahren und Vorrichtung zur Ermittlung einer Abrufreihen- folge von Regelleistungen von mehreren Anlagen zur Bereit- stellung einer Gesamtregelleistung
Die Erfindung betrifft ein Verfahren gemäß dem Oberbegriff des Patentanspruches 1 sowie eine Vorrichtung gemäß dem Ober- begriff des Patentanspruches 12.
Für die Einhaltung der Systemstabilität (Netzfrequenz) inner- halb von Stromnetzen ist das ständige Gleichgewicht von ver- brauchter und bereitgestellter Leistung sicherzustellen. Um auf Schwankungen der Erzeugung und des Verbrauchs in Echtzeit reagieren zu können, werden Regelleistungskapazitäten vorge- halten, die verschieden schnell abgerufen werden können, bei- spielsweise Primär-, Sekundär- und Tertiärregelung sowie Mi- nutenreserveleistung. Bisher wird die Regelleistung vornehm- lich von Großkraftwerken bereitgestellt, die entsprechend dy- namisch ihre Leistung den Vorgaben entsprechend verändern können.
Durch einen zunehmenden Anteil volatiler, schwer vorhersagba- rer Einspeisung erneuerbarer Energien, beispielsweise durch Photovoltaikanlagen und Windkraftanlagen, und dem Wegfall von konventionell betriebenen Großkraftwerken, beispielswiese Kernkraftwerke, Kohlekraftwerke und/oder Gaskraftwerke, er- höht sich der Bedarf an Regelleistung, die durch dezentrale Energieerzeuger beziehungsweise Verbraucher, insbesondere de- zentrale Erzeuger, beispielsweise Wärmepumpen, Elektrofahr- zeuge sowie Energiespeicher, zur Sicherstellung der Netzsta- bilität bereitgestellt werden muss.
Bei einer marktlichen Beschaffung von Regelleistung schreiben Ubertragungsnetzbetreiber die erforderliche positive und ne- gative Regelleistung (Primär, Sekundär, Tertiär) aus. Hierbei ist in Deutschland die Mindestgebotsgröße ein Megawatt. Somit ist eine Teilnahme von dezentralen Erzeugern/Verbrauchern an bekannten Regelleistungsmärkten nicht möglich, da diese typi- scherweise eine zu geringe Leistung aufweisen. Eine Teilnahme ist somit lediglich durch eine Aggregation durch einen Aggre- gator möglich.
Weiterhin sind für die Teilnahme am Regelleistungsmarkt strenge Präqualifikationsverfahren vorgeschrieben, insbeson- dere im Hinblick auf Abrufzeit, Reaktionszeit, Rampen und Sollwertsprung . Zum Zeitpunkt der Anforderung der Regelleis- tung durch den Netzbetreiber muss der Aggregator sicherstel- len, dass die zugesicherte Leistung unter Einhaltung der technischen Anforderungen abrufbar ist. Der gesicherte Abruf von Flexibilität (Regelleistung) durch eine Vielzahl von Kleinanlagen (Leistung kleiner 1 MW) bedarf daher, verglichen mit dem Abruf von Regelleistung von wenigen Großkraftwerken, einer komplexeren Koordination.
Der vorliegenden Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren und eine Vorrichtung zur Bereitstellung und Koordi- nation von Regelleistung durch mehrere Kleinanlagen bereitzu- stellen.
Die Aufgabe wird durch ein Verfahren mit den Merkmalen des unabhängigen Patentanspruches 1 sowie durch eine Vorrichtung mit den Merkmalen des unabhängigen Patentanspruches 12 ge- löst. In den abhängigen Patentansprüchen sind vorteilhafte Ausgestaltungen und Weiterbildungen der Erfindung angegeben.
Das erfindungsgemäße Verfahren zur Ermittlung einer Abrufrei- henfolge von Regelleistungen von mehreren elektrischen Anlagen k, die an ein Stromnetz angeschlossen sind, mittels einer Aggregatoreinheit, wobei für einen festgelegten Zeitbe- reich die Aggregatoreinheit einen Zuschlag für ein Bereit- stellen einer geforderten Gesamtregelleistung für das Stromnetz erhalten hat, ist gekennzeichnet durch die Schrit- te:
- Übermitteln von Registrierungsdaten an die Aggregatorein- heit durch jede der Anlagen k, wobei die jeweiligen Regist- rierungsdaten wenigstens eine Verfügbarkeit Ak,t der jeweili- gen Anlage k zur Bereitstellung einer verfügbaren Regelleis- tung sowie eine jeweilige minimale Leistung kenn- zeichnen;
- Übermitteln einer aktuellen Leistung an die Aggrega- toreinheit durch jede der Anlagen k; und
- Ermitteln der Abrufreihenfolge der Anlagen k durch die Ag- gregatoreinheit unter der Nebenbedingung, dass die Summe der jeweiligen verfügbaren Regelleistungen gleich der gefor- derten Gesamtregelleistung ist, wobei jede der verfügba- ren Regelleistungen durch eine Differenz der jeweiligen aktuellen Leistung und der jeweiligen minimalen Leis- tung festgelegt ist.
Grundsätzlich können die Leistungen eine Wirkleistung und/oder Blindleistung sein. Die Wirkleistung jeder Anlage ist bevorzugt kleiner oder gleich einem Megawatt (Kleinanla- ge).
Das erfindungsgemäße Verfahren und/oder eine oder mehrere Funktionen, Merkmale und/oder Schritte des erfindungsgemäßen Verfahrens und/oder einer seiner Ausgestaltungen können com- putergestützt sein. Beispielsweise wird das Verfahren durch die Aggregatoreinheit, die als Rechenvorrichtung zur Durch- führung des Verfahrens ausgebildet ist, durchgeführt.
Die Aggregatoreinheit kann eine Recheneinheit zur Ermittlung der Abrufreihenfolge umfassen. Weiterhin aggregiert die Ag- gregatoreinheit die einzelnen Regelleistungen der Anlagen zu einem gemeinsamen Regelleistungsangebot, welches an Regel- leistungsmärkten gehandelt werden kann. Hierbei erhält die Aggregatoreinheit einen Zuschlag für eine geforderte Gesamt- regelleistung, die auf vorangegangenen Angeboten der Aggrega- toreinheit am Regelleistungsmarkt basiert.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist die Abrufreihenfol- ge, die festlegt, wann welche Anlage zur Bereitstellung von Regelleistungen und somit zur erforderlichen Erbringung der Gesamtregelleistung beiträgt. Gemäß der vorliegenden Erfin- dung wird eine diesbezüglich verbesserte Abrufreihenfolge be- reitgestellt .
In einem ersten Schritt des Verfahrens übermittelt jede der teilnehmenden Anlagen jeweilige Registrierungsdaten an die Aggregatoreinheit . Hierbei umfassen die Registrierungsdaten wenigstens eine Information über eine Verfügbarkeit Ak,t der jeweiligen Anlage k zur Bereitstellung einer verfügbaren Re- gelleistung sowie eine jeweilige minimale Leistung •
Dadurch ist der Aggregatoreinheit sinnbildlich bekannt, wel- ehe Anlage, zu welchen Zeiten grundsätzlich verfügbar ist, und welche Leistung (minimale Leistung) wenigstens minimal für den Betrieb der Anlage erforderlich ist. Hierbei sind die jeweiligen Leistungen und Größen grundsätzlich zeitabhängig und können beispielsweise als Zeitreihe innerhalb des festge- legten Zeitbereiches vorliegen. Die Registrierungsdaten um- fassen somit Statusinformationen der jeweiligen Anlage. Hier- bei kann die Verfügbarkeit eine grundsätzliche Verfügbarkeit
Ak mit Werten von Null und Eins sowie eine geplante Verfüg- barkeit Ak,t, ebenfalls mit Werten von Null und Eins, umfas- sen.
In einem zweiten Schritt des Verfahrens wird eine aktuelle Leistung an die Aggregatoreinheit durch jede der Anla- gen k an die Aggregatoreinheit übermittelt. Mit anderen Wor- ten ist dadurch die Aggregatoreinheit in Kenntnis darüber, welche aktuelle Leistung die jeweilige Anlage erzeugt bezie- hungsweise verbraucht, das heißt in das Stromnetz einspeist oder aus diesem ausspeist. Das ist deshalb erforderlich, da die Differenz zwischen aktueller Leistung und minimaler Leis- tung grundsätzlich als verfügbare Regelleistung verwendet werden kann. Die aktuelle Leistung wird als Messwert bezie- hungsweise in Form von Messdaten erfasst.
In einem dritten Schritt des Verfahrens wird die Abrufreihen- folge der Anlagen ermittelt. Hierbei erfolgt das Ermitteln der Abrufreihenfolge unter der Nebenbedingung, dass die Summe der verfügbaren Regelleistungen der einzelnen Anlagen die ge- forderte Gesamtregelleistung ergibt. Dadurch ist sicherge- stellt, dass die am Regelleistungsmarkt durch die Aggregato- reinheit beziehungsweise dem Aggregator zugesicherte Regel- leistung (Gesamtregelleistung) geliefert, das heißt für das Stromnetz beziehungsweise den Stromnetzbetreiber bereitge- stellt wird. Zudem wird durch die Nebenbedingung sicherge- stellt, dass nicht zu viel Regelleistung bereitgestellt wird, sondern lediglich so viel Flexibilität der Anlagen genutzt wird, wie zur Deckung des zugesicherten Regelleistungsbedarfs erforderlich ist. Hierbei wird die verfügbare Regelleistung jeder Anlage durch die Differenz der jeweiligen aktuellen Leistung und der jeweiligen minimalen Leistung, die für den Betrieb der Anlage erforderlich ist, ausgebildet. Mit anderen Worten werden Flexibilitäten der einzelnen Anlagen für die Bereitstellung der verfügbaren Regelleistung verwendet. Das Ermitteln der Abrufreihenfolge erfolgt daher unter technisch vorteilhaften Nebenbedingungen, nämlich, dass die geforderte Gesamtregelleistung durch die Anlage in Aggregation erbracht wird, und dass die aktuelle Flexibilität jeder Anlage hierzu verwendet wird. Hierbei kann das Ermitteln der Abrufreihen- folge durch ein mathematisches Optimierungsverfahren erfol- gen, das auf einer festgelegten Zielfunktion basiert. Die ge- nannten Nebenbedingungen werden dann als Randbedingungen be- ziehungsweise Nebenbedingungen der Optimierung verwendet. Die Optimierung erfolgt typischerweise numerisch, das heißt com- putergestützt.
Durch das vorliegende Verfahren können dezentrale Erzeu- ger/Verbraucher verbessert in einen Regelleistungsmarkt ein- gebunden werden. Weiterhin können die Anlagen, insbesondere Kleinanlagen mit einer Leistung kleiner oder gleich einem Me- gawatt, für die Bereitstellung von Regelleistung herangezogen werden. Somit können insbesondere elektrische Fahrzeuge, La- destationen, Wärmepumpen und/oder Photovoltaikanlagen für die Regelleistungsbereitstellung über die Aggregatoreinheit ver- wendet werden. Für jeden Typ von Anlage kann eine spezifische Zielfunktion oder ein spezifischer Term innerhalb einer Ge- samtzielfunktion bei der oben genannten Optimierung verwendet werden.
Weiterhin kann ein Netzbetreiber des Stromnetzes durch die gesammelten Daten feststellen, an welchen Knoten im Netz noch zusätzlich Flexibilität zugebaut werden könnte beziehungswei- se zugebaut werden sollte.
Durch die vorliegende Erfindung können somit bisher ungenutz- te Regelleistungskapazitäten innerhalb des Stromnetzes (Ver- teilnetz) erschlossen werden. Dadurch erfolgt ein Ausgleich von weggefallenen Regelleistungskapazitäten aus Großkraftwer- ken.
Die erfindungsgemäße Aggregatoreinheit zur Ermittlung einer Abrufreihenfolge von Regelleistungen von mehreren elektrischen Anlagen k, die an ein Stromnetz angebunden sind, wobei für einen festgelegten Zeitbereich die Aggregatorein- heit einen Zuschlag für ein Bereitstellen einer geforderten Gesamtregelleistung für das Stromnetz erhalten hat, ist dadurch gekennzeichnet, dass die Aggregatoreinheit dazu aus- gebildet ist:
- Registrierungsdaten durch jede der Anlagen k zu empfangen und/oder anzufordern, wobei die jeweiligen Registrierungsda- ten wenigstens eine Verfügbarkeit Ak,t der jeweiligen Anlage k (102) zur Bereitstellung einer verfügbaren Regelleistung sowie eine jeweilige minimale Leistung kennzeichnen;
- eine aktuelle Leistung von jeder der Anlagen k zu empfangen und/oder anzufordern; und
- die Abrufreihenfolge der Anlagen k unter der Nebenbedin- gung, dass die Summe der jeweiligen verfügbaren Regelleistun- gen gleich der geforderten Gesamtregelleistung ist, zu ermitteln, wobei jede der verfügbaren Regelleistungen durch eine Differenz der jeweiligen aktuellen Leistung und der jeweiligen minimalen Leistung festgelegt ist. Es ergeben sich zum erfindungsgemäßen Verfahren gleichwertige und gleichwirkende Vorteile und/oder Ausgestaltungen der er- findungsgemäßen Aggregatoreinheit.
Gemäß einer vorteilhaften Ausgestaltung der Erfindung ist •
Mit anderen Worten wird die verfügbare Regelleistung einer der Anlagen k durch die Differenz zwischen der aktuellen Leistung (Messwert) und der für ihren Betrieb minimal erfor- derlichen Leistungen bestimmt. Dadurch ist vorteilhafterweise sichergestellt, dass die Anlage weiterbetrieben werden kann und dennoch Regelleistung (verfügbare Regelleistung) bereit- gestellt werden kann. Die aktuelle Leistung wird be- vorzugt durch eine Messeinheit als Messwert erfasst.
In einer vorteilhaften Weiterbildung der Erfindung wird die Nebenbedingung durch festgelegt, wobei μk,t zu ermittelnde Binärvariable sind, die jeweils festlegen, ob die Anlage k zum Zeitpunkt t für das Bereitstellen ihrer verfüg- baren Regelleistung vorgesehen ist.
Die Binärvariablen μk,t werden bei der Ermittlung der Abruf- reihenfolge bestimmt. Diese legen die Abrufreihenfolge im We- sentlichen fest. Mit anderen Worten ist μk,t jeweils eine bi- näre Entscheidungsvariable, die die Auswahl der Anlage k (Be- triebsmittel) zur Vorhaltung des Lastabwurfs definiert. Die übermittelte grundsätzliche Verfügbarkeit und/oder die über- mittelte aktuelle Verfügbarkeit der jeweiligen Anlagen werden über den Faktor Ak,t berücksichtigt. Durch die Nebenbedingung ist somit sichergestellt, dass die Summe der einzelnen ver- fügbaren Regelleistungen die zugesagte beziehungsweise zuge- sicherte beziehungsweise geforderte Gesamtregelleistung erge- ben.
Gemäß einer besonders vorteilhaften Ausgestaltung der Erfin- dung sind die Anlagen k als Ladestationen für elektrische Fahrzeuge, insbesondere elektrische Autos, ausgebildet. Das erfindungsgemäße Verfahren ist besonders dazu geeignet, Ladestationen für elektrische Fahrzeuge in einen Regelleis- tungsmarkt einzubinden.
In einer vorteilhaften Weiterbildung der Erfindung umfassen die Registrierungsdaten einen aktuellen Ladezustand SOCk,t ei- nes elektrischen Fahrzeuges an der jeweiligen Ladestation k.
Dadurch kann vorteilhafterweise beim Ermitteln der Abrufrei- henfolge der Ladezustand des jeweiligen Fahrzeuges berück- sichtigt werden. Insbesondere kann dadurch verhindert werden, dass Elektrofahrzeuge mit einem niedrigen Ladezustand nicht oder nur wenig geladen werden oder der Ladezustand der Batte- rie nicht mehr für die geplante Fahrt ausreichend ist.
Gemäß einer vorteilhaften Ausgestaltung der Erfindung wird die Abrufreihenfolge mittels eines Optimierungsverfahrens er- mittelt, wobei bei dem Optimierungsverfahren die Zielfunktion minimiert wird.
Ein Optimierungsverfahren ist eine mathematische Optimierung, bei welcher eine Zielfunktion minimiert oder maximiert wird.
Durch das genannte Minimieren oder Maximieren, werden die Werte der Variablen in diesem Sinne, das heißt bezüglich der genannten Zielfunktion bestmöglich ermittelt. Vorliegend bil- den μk,t die zu bestimmenden Variablen der Zielfunktion Z aus.
Diese legen beziehungsweise bilden die Abrufreihenfolge aus, da durch diese festgelegt ist, wann welche Anlage zur Bereit- stellung von Regelleistung verwendet wird. Die Zielfunktion modelliert hierbei den technisch vorteilhaften Zustand, dass Ladestationen, die eine längere Verfügbarkeit oder deren elektrisches Fahrzeug einen höheren Ladezustand aufweist, für die Bereitstellung der Regelleistung priorisiert werden, das heißt in der dadurch ermittelten Abrufreihenfolge weiter vor- ne stehen. Mit anderen Worten ist durch die genannte Ziel- funktion sichergestellt, dass entsprechend die Ladestationen ermittelt werden (sinnbildlich gezogen), deren Ladezustand der an diese zum Laden angeschlossenen elektrischen Fahrzeuge die geringste Abweichung vom vollem Ladezustand (SOCk,t = 1) aufweisen.
Alternativ oder ergänzend zur Ermittlung mittels des Optimie- rungsverfahren kann eine Tabelle (Look-Up-Table) verwendet werden. Beispielsweise wird Fahrzeugen mit einem niedrigem Ladezustand ein geringer Entscheidungswert EW1 zugewiesen. Analog erhalten Fahrzeuge, die lediglich über eine kleine ma- ximal drosselbare Leistung verfügen, einen kleinen Entschei- dungswert EW2. Ermittelt werden nun die Ladestationen, die sehr hohe Entscheidungswerte haben, wobei der Entscheidungs- wert beispielsweise durch EW1 x EW2 berechnet wird.
In einer vorteilhaften Weiterbildung der Erfindung wird die Zielfunktion durch einen Sicherheitssummanden erweitert.
Mit anderen Worten umfasst die Zielfunktion bevorzugt einen solchen Sicherheitssummanden. Dadurch ist vorteilhafterweise sichergestellt, dass, sollte in der Zeit zwischen der letzten Berechnung der Abrufreihenfolge und dem Senden des Abrufsig- nals des Netzbetreibers eine Anlage nicht mehr verfügbar sein, beispielsweise wenn ein Ladevorgang beendet wurde, eine weitere Anlage mit in den Regelleistungsabruf eingeschlossen wird.
Gemäß einer vorteilhaften Ausgestaltung der Erfindung wird die jeweilige verfügbare Regelleistung gemäß der ermit- telten Abrufreihenfolge durch eine Netzregelungseinheit des Stromnetzes zur Regelung abgerufen.
Mit anderen Worten wird die gesamtheitlich verfügbare Regel- leistung der Anlagen gemäß der ermittelten Abrufreihenfolge vorteilhafterweise durch den Netzbetreiber beziehungsweise eine Netzregelungseinheit des Stromnetzes zur Netzregelung abgerufen. Dadurch erbringen die Anlagen ihre verfügbare Re- gelleistung durch Einspeisung oder Ausspeisung zum gemäß der Abrufreihenfolge ermittelten Zeitpunkt. Hierzu kann bevorzugt die Netzregelungseinheit ein entspre- chendes Abrufsignal an die jeweiligen Anlagen k und/oder an jeweilige Steuereinheiten, die das Abrufsignal in Sollwerte für die jeweilige Anlage k wandeln, übermitteln.
Dadurch ist vorteilhafterweise sichergestellt, dass die grundsätzliche Regelung des Stromnetzes weiterhin durch die Netzregelungseinheit erfolgt. Das Abrufsignal der Netzrege- lungseinheit kann hierbei durch jeweilige Steuereinheiten (Edge Devices) in Sollwerte beziehungsweise Sollsignale für die jeweiligen Anlagen gewandelt werden.
In einer vorteilhaften Weiterbildung der Erfindung erfolgt der Zuschlag der Gesamtregelleistung durch einen Regelleis- tungsmarkt .
Mit anderen Worten ist die Aggregatoreinheit vorteilhafter- weise in einen Regelleistungsmarkt eingebunden.
Gemäß einer vorteilhaften Ausgestaltung der Erfindung wird das Ermitteln der Abrufreihenfolge gemäß festgelegter Zeitbe- reiche wiederholt.
Mit anderen Worten wiederholt sich das Verfahren gemäß fest- gelegter Zeitbereiche, sodass beispielsweise für jeden Tag, für jede Stunde oder für jede 15 Minuten erneut eine Abruf- reihenfolge ermittelt wird.
Weitere Vorteile, Merkmale und Einzelheiten der Erfindung er- geben sich aus den im Folgenden beschriebenen Ausführungsbei- spielen sowie anhand der Zeichnung. Dabei zeigt die Figur ei- nen schematisierten Ablauf eines Verfahrens gemäß einer Aus- gestaltung der vorliegenden Erfindung.
Gleichartige, gleichwertige oder gleichwirkende Elemente kön- nen in der Figur mit denselben Bezugszeichen versehen sein. Die Figur zeigt ein schematisiertes Verfahren gemäß einer Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung. Hierbei ist in Richtung der Ordinate ein zeitlicher Verlauf des Verfahrens skizziert. An der Abszisse sind die jeweiligen eingebundenen Einheiten/Anlagen/Vorrichtungen aufgetragen.
Ein jeweiliges Ereignis und/oder Auslöser ist durch das Be- zugszeichen 101 gekennzeichnet.
Die Figur zeigt Anlagen 102, die an ein gemeinsames Stromnetz angeschlossen sind. Die Anlagen 102 können Energie in das Stromnetz einspeisen und/oder ausspeisen. Insbesondere sind die Anlagen 102 als Ladestationen für elektrische Fahrzeuge ausgebildet .
Weiterhin zeigt die Figur Steuereinheiten 103 (Edge Devices) der jeweiligen Anlagen 102. Die Steuereinheiten 103 sind zur Steuerung ihrer zugehörigen Anlage 102 ausgebildet. Eine je- weilige Agenteneinheit 104 kann die Anbindung der jeweiligen Anlage 102 an eine Aggregatoreinheit 105 ausgestalten. Hier- bei übermittelt die jeweilige Agenteneinheit 104 Registrie- rungsdaten, beispielsweise Statusinformationen der Anlagen an die Aggregatoreinheit 105.
Weiterhin zeigt die Figur einen Regelleistungsmarkt 105 sowie eine Netzregelungseinheit 107 eines Netzbetreibers des Strom- netzes.
Das dargestellte Gesamtverfahren ist durch die gestrichelte Linie in eine Handelsphase und eine Echtzeitphase eingeteilt. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist die Echtzeitphase, das heißt die technische Realisierung der in der Handelsphase ausgehandelten Verträge zur Bereitstellung von Regelleistung am Regelleistungsmarkt 106.
In der Handelsphase schreibt der Netzbetreiber eine bestimmte Regelleistungsmenge aus (Bezugszeichen 10). Die Aggregations- einheit 105 gibt ein bestimmtes Gebot an den Regelleistungs- markt 106 ab (Bezugszeichen 10'). Der Regelleistungsmarkt er- mittelt basierend hierauf ein Marktergebnis, welches an die Aggregationseinheit 105 übermittelt wird. Dieser Zuschlag ei- ner von der Aggregationseinheit 105 geforderten Gesamtregel- leistung ist durch das Bezugszeichen 200 gekennzeichnet. Durch die Handelsphase, die vorab der Echtzeitphase erfolgt, ist somit die von der Aggregationseinheit 105 geforderte Re- gelleistung festgelegt.
In der Echtzeitphase ist die geforderte Gesamtregelleistung durch die Aggregationseinheit 105 zu erbringen. Hierfür be- dient sich die Aggregationseinheit 105 der Anlagen 102, die schließlich in Summe die Gesamtregelleistung für die Aggrega- tionseinheit 105 erbringen. Welche der Anlagen 102 welche Re- gelleistung zu welchem Zeitpunkt erbringt ist durch eine Ab- rufreihenfolge festgelegt. Die Abrufreihenfolge wird hierbei erfindungsgemäß durch die Aggregationseinheit 105 ermittelt.
Zur Ermittlung der Abrufreihenfolge werden in einem ersten Schritt Registrierungsdaten sowie Messdaten von den Anlagen 102 an die Aggregationseinheit 105 übermittelt. Die Übermitt- lung der Registrierungsdaten ist durch das Bezugszeichen 201 gekennzeichnet .
Die Übermittlung der Messdaten, insbesondere der aktuellen Leistung der Anlagen 102, erfolgt gemäß einem zweiten Schritt und ist durch das Bezugszeichen 202 gekennzeichnet.
In einem dritten Schritt ermittelt beziehungsweise berechnet die Aggregationseinheit 105 die Abrufreihenfolge gemäß der vorliegenden Erfindung und/oder einer ihrer Ausgestaltungen (Bezugszeichen 12). Dadurch ist festgelegt, welche der Anla- gen 102 welche Leistung zu welchem Zeitpunkt für das Bereit- stellen der geforderten Gesamtregelleistung bereitstellt.
Der eigentliche Abruf der bereitstellbaren Gesamtregelleis- tung gemäß der ermittelten Abrufreihenfolge erfolgt durch ein Abrufsignal der Netzregelungseinheit 107, welches diese an die Aggregationseinheit 105 übermittelt. Das Abrufsignal ist durch das Bezugszeichen 204 und das Abrufen der Regelleistung durch das Bezugszeichen 14 gekennzeichnet.
Basierend auf dem Abrufsignal 204 übermittelt die Aggregati- onseinheit 105 ein entsprechendes Abrufsignal 204 an die je- weiligen Steuereinheiten 103. Die Steuereinheiten 103 wandeln das jeweilige Abrufsignal 104 in Sollwerte für die Rege- lung/Steuerung der jeweiligen Anlagen 102 um. Die Sollwerte werden an die Anlagen 102 übermittelt (Bezugszeichen 205). Basierend auf den genannten übermittelten Sollwerten erfolgt dann die tatsächliche Leistungserbringung gemäß der ermittel- ten Abrufreihenfolge. Die Leistungserbringung ist durch das Bezugszeichen 15 gekennzeichnet.
Während oder nach der Leistungserbringung 15 übermitteln die Anlagen 102 Messdaten bezüglich ihrer Leistung an die Aggre- gatoreinheit 105 sowie an die Netzregelungseinheit 107. Dies ist wiederum mit dem Bezugszeichen 201 gekennzeichnet. Basie- rend auf den an die Netzregelungseinheit 107 übermittelten Messdaten, beziehungsweise Leistungsdaten, kann diese eine Validierung 17 durchführen. Damit wird vorteilhafterweise si- chergestellt, dass die geforderte Gesamtregelleistung er- bracht wurde und zudem kann festgestellt werden, welche der Anlagen 102 welchen tatsächlichen Beitrag geliefert hat.
Das genannte Verfahren kann sich, durch den kreisförmigen Pfeil angedeutet, zyklisch mit einer festgelegten Abtastrate und/oder ereignisbasiert, beispielsweise durch ein Ankommen eines Elektrofahrzeuges an einer der Ladestation 102, wieder- holen.
Obwohl die Erfindung im Detail durch die bevorzugten Ausfüh- rungsbeispiele näher illustriert und beschrieben wurde, so ist die Erfindung nicht durch die offenbarten Beispiele ein- geschränkt oder andere Variationen können vom Fachmann hie- raus abgeleitet werden, ohne den Schutzumfang der Erfindung zu verlassen. Bezugszeichenliste
10 Ausschreibung Regelleistungsbedarf
10' Gebotsabgabe
11 Registrierung
12 Ermittlung der Abrufreihenfolge
13 Aktivierung der Regelleistung
14 Abruf der Regelleistung
15 Leistungserbringung
16 Ende der Leistungserbringung
17 Validierung
101 Ereignis/Auslöser
102 Anlage
103 Steuereinheit
104 Agenteneinheit
105 Aggregatoreinheit
106 Regelleistungsmarkt
107 Netzregelungseinheit
200 Zuschlag
201 Übermitteln der Registrierungsdaten
202 Übermitteln von Messdaten
204 Abrufsignal
205 Übermitteln von Sollwerten

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Ermittlung (12) einer Abrufreihenfolge von Regelleistungen von mehreren elektrischen Anlagen k (102), die an ein Stromnetz angeschlossen sind, mittels einer Aggregatoreinheit (105), wobei für einen festgelegten Zeitbe- reich die Aggregatoreinheit (105) einen Zuschlag (200) für ein Bereitstellen einer geforderten Gesamtregelleistung für das Stromnetz erhalten hat, gekennzeichnet durch die Schritte :
- Übermitteln (11, 201) von Registrierungsdaten an die Aggre- gatoreinheit (105) durch jede der Anlagen k (102), wobei die jeweiligen Registrierungsdaten wenigstens eine Verfügbarkeit Ak,t der jeweiligen Anlage k (102) zur Bereitstellung einer verfügbaren Regelleistung sowie eine jeweilige minimale Leistung kennzeichnen;
- Übermitteln (11, 202) einer aktuellen Leistung an die Aggregatoreinheit (105) durch jede der Anlagen k (102); und
- Ermitteln (12) der Abrufreihenfolge der Anlagen k (102) durch die Aggregatoreinheit (105) unter der Nebenbedingung, dass die Summe der jeweiligen verfügbaren Regelleistungen gleich der geforderten Gesamtregelleistung iisstt,, wobei je- de der verfügbaren Regelleistungen durch eine Differenz der jeweiligen aktuellen Leistung und der jeweiligen minimalen Leistung festgelegt ist.
2. Verfahren gemäß Anspruch 1, gekennzeichnet dadurch, dass ist.
3. Verfahren gemäß Anspruch 1 oder 2, gekennzeichnet dadurch, dass die Nebenbedingung durch festgelegt wird, wobei μk,t zu ermittelnde Binärvariablen sind, die je- weils festlegen, ob die Anlage k (102) zum Zeitpunkt t für das Bereitstellen ihrer verfügbaren Regelleistung vorge- sehen ist.
4. Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, ge- kennzeichnet dadurch, dass die Anlagen k (102) als Ladestati- onen für elektrische Fahrzeuge ausgebildet sind.
5. Verfahren gemäß Anspruch 4, gekennzeichnet dadurch, dass die Registrierungsdaten einen aktuellen Ladezustand SOCk,t ei- nes elektrischen Fahrzeuges an der jeweiligen Ladestation k umfassen.
6. Verfahren gemäß Anspruch 5, gekennzeichnet dadurch, dass die Abrufreihenfolge mittels eines Optimierungsverfahrens er- mittelt wird, wobei bei dem Optimierungsverfahren die Ziel- funktion minimiert wird.
7. Verfahren gemäß Anspruch 6, gekennzeichnet dadurch, dass die Zielfunktion durch einen Sicherheitssummanden erweitert wird.
8. Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, ge- kennzeichnet dadurch, dass die jeweilige verfügbare Regel- leistung gemäß der ermittelten Abrufreihenfolge durch ei- ne Netzregelungseinheit (107) des Stromnetzes zur Regelung abgerufen wird (14, 204, 205).
9. Verfahren gemäß Anspruch 8, gekennzeichnet dadurch, dass die Netzregelungseinheit (107) ein entsprechendes Abrufsignal
(204) an die jeweiligen Anlagen k (102) und/oder an jeweilige Steuereinheiten (103), die das Abrufsignal (204) in Sollwerte
(205) für die jeweilige Anlage k (102) wandeln, übermittelt.
10. Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, ge- kennzeichnet dadurch, dass der Zuschlag (200) der Gesamtre- gelleistung durch einen Regelleistungsmarkt (106) erfolgt.
11. Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, ge- kennzeichnet dadurch, dass das Ermitteln (12) der Abrufrei- henfolge gemäß festgelegter Zeitbereiche wiederholt wird.
12. Aggregatoreinheit (105) zur Ermittlung (12) einer Abruf- reihenfolge von Regelleistungen von mehreren elektrischen Anlagen k (102), die an ein Stromnetz angebunden sind, wobei für einen festgelegten Zeitbereich die Aggregatoreinheit (105) einen Zuschlag (200) für ein Bereitstellen einer gefor- derten Gesamtregelleistung für das Stromnetz erhalten hat, dadurch gekennzeichnet, dass die Aggregatoreinheit (105) dazu ausgebildet ist:
- Registrierungsdaten durch jede der Anlagen k (102) zu emp- fangen und/oder anzufordern (11, 201), wobei die jeweiligen Registrierungsdaten wenigstens eine Verfügbarkeit Ak,t der je- weiligen Anlage k (102) zur Bereitstellung einer verfügbaren Regelleistung sowie eine jeweilige minimale Leistung kennzeichnen;
- eine aktuelle Leistung von jeder der Anlagen k (102) zu empfangen und/oder anzufordern; und
- die Abrufreihenfolge der Anlagen k unter der Nebenbedin- gung, dass die Summe der jeweiligen verfügbaren Regelleistun- gen gleich der geford erten Gesamtregellei stung ist, zu ermitteln (12), wobei jede der verfügbaren Regelleistungen , durch eine Differenz der jeweiligen aktuellen Leistung und der jeweiligen minimalen Leistung festgelegt ist.
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