AT514766A1

AT514766A1 - Verfahren zur Stabilisierung eines Energieverteilnetzes

Info

Publication number: AT514766A1
Application number: ATA50519/2013A
Authority: AT
Inventors: Alfred Dipl Ing Dr Einfalt; Ömer Dipl Ing Karacan; Andreas Dipl Ing Lugmaier; Ralf Dipl Ing Fh Dr Mooshammer
Original assignee: Siemens Ag Oesterreich
Priority date: 2013-08-22
Filing date: 2013-08-22
Publication date: 2015-03-15
Also published as: DE102014214906A1; AT514766B1

Abstract

Verfahren zur Stabilisierung eines Energieverteilnetzes (3) unter Einbeziehung eines Energiemanagementsystems (1) zumindest eines Gebäudes (2), wobei - im Energieverteilnetz (3) an einer Stelle im Bereich vom Netzanschlusspunkt des Gebäudes bis zum Energieverteilschrank des Gebäudes die Spannung und/oder an einer vom Netzanschlusspunkt des Gebäudes entfernten Stelle im Bereich bis zum dem Gebäude nächstgelegenen Transformator des Energieverteilnetzes (3) Strom gemessen werden, - die Spannungsmesswerte mit einer vorgegebenen, die Netzstabilität gewährleistenden Spannungs-Wirk- und Blindleistungs-Kennlinie verglichen und/oder die Strommesswerte mit einer vorgegebenen, die Netzstabilität gewährleistenden Strom-Wirk- und Blindleistungs-Kennlinie verglichen werden, - die Differenz zwischen Messwerten und Kennlinie an das Energiemanagementsystem weitergeleitet werden und - bei Überschreitung des durch die Blindleistungs-Kennlinie oder durch die Wirkleistungs-Kennlinie vorgegebenen Bereichs das Energiemanagementsystem (1) berechnet, welche Komponenten des Gebäudes ihre Leistung ändern müssen, um in den Bereich innerhalb der Wirk- bzw. Blindleistungs-Kennlinie zurückzukehren, - und die Leistungsänderung durch die Komponente (7) durchgeführt wird.

Description

Beschreibung

Verfahren zur Stabilisierung eines EnergieverteilnetzesTechnisches Gebiet

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Stabilisierung einesEnergieverteilnetzes unter Einbeziehung eines

Energiemanagementsystems zumindest eines Gebäudes, sowie eineentsprechende Vorrichtung.

Zum Energiemanagement gehört die Planung und der Betrieb vonenergietechnischen Erzeugungs- und Verbrauchseinheiten. Zielesind sowohl die Ressourcenschonung als auch Klimaschutz undKostensenkungen, bei Sicherstellung des Energiebedarfs derNutzer.

Stand der Technik

Der klassische Netzbetrieb bei der Elektrizitätsversorgungist durch die zunehmende Durchdringung mit dezentralen, meisterneuerbaren Energieerzeugungsanlagen (DEA) vor großeHerausforderungen gestellt. Hinzu kommt die Entwicklung derElektromobilität und damit eine Verstärkung der Substitutionvon anderen Energieübertragungsformen durch Elektrizität. Dassogenannte „Smart Grid" wird als Lösung für dieseProblemstellungen gesehen. Das Smart Grid oder intelligenteStromnetz umfasst die kommunikative Vernetzung und Steuerungvon Stromerzeugern, Speichern, elektrischen Verbrauchern undNetzbetriebsmitteln in Energieübertragungs- undEnergieverteilungsnetzen der Elektrizitätsversorgung.

Dabei kann die Netzstabilität in Energieübertragungs- undEnergieverteilungsnetzen vorwiegend in zwei Bereichengefährdet werden: Das vorherrschende Problem in ländlichenNetzen ist die Spannungserhaltung, das auch als „U-Problem" bezeichnet wird. In urbanen Netzen, die aufgrund derLastdichte eher geringe Leitungslängen aufweisen, ist wenigerdie Spannungserhaltung als vielmehr das Problem derAuslastung von Betriebsmitteln vorherrschend. Dies wird auchals „I-Problem" bezeichnet. Dezentrale Einspeiser verringernzunächst die hohe Auslastung von Leitungen undTransformatoren. In den seltensten Fällen werden aber auchdie Leistungsgrenzen bei der Rückspeisung verletzt.

Und es können auch z.B. in suburbanen Gebieten Netzabschnitteinnerhalb eines Netzgebietes sowohl eher den ländlichen alsauch den urbanen Charakter haben. Um beim letzten Teilnehmernoch die durch Normen (etwa durch EN50160) vorgegebenenSpannungsgrenzen einzuhalten bzw. die Betriebsmittel nicht zuüberlasten, muss entweder Netzausbau betrieben oder einaktives Netzmanagementsystem eingesetzt werden. Letzteresgreift gezielt auf Erzeuger, flexible Verbraucher oder auchSpeicher im Netz zu, um den Netzbetrieb normgerecht aufrechtzu erhalten.

In Zukunft werden sogenannte „Smart Buildings", auch alsintelligente Häuser oder intelligente Gebäude bezeichnet,ebenfalls Komponenten wie fluktuierende Erzeuger (z.B.Photovoltaikanlagen, Kleinwindkraftanlagen), flexibleVerbraucher und Speicher für elektrische Energie enthalten,oder etwa die Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge. DasGebäude wird „smart" bzw. intelligent durch den Einsatz einesmodernen Gebäudeautomationssystems. Gebäudeautomation umfasstdie Gesamtheit von Überwachungs-, Steuer-, Regel- undOptimierungseinrichtungen in Gebäuden. Ziel ist es,Funktionsabläufe komponentenübergreifend selbstständig(automatisch) und nach vorgegebenen Einstellwerten(Parametern) durchzuführen. Alle Sensoren, Aktoren,Bedienelemente, Verbraucher und andere technische Einheitenim Gebäude werden miteinander vernetzt. Abläufe können inSzenarien zusammengefasst werden. Kennzeichnendes Merkmal istdie durchgängige Vernetzung mittels eines Bussystems.

Die Gebäudeautomationssysteme der Smart Buildings, bzw. dieEnergiemanagementsysteme als Teil der

Gebäudeautomationssysteme, müssen daher für die einzelnenKomponenten des Gebäudes den Eigenbedarf elektrischer undthermischer Energie optimieren, lokale (auf das Gebäudebezogene) Prognosen erstellen und flexible Tarifvorgaben, diemarkt- bzw. auch netzspezifische Anteile aufweisen,berücksichtigen.

Dies bedeutet aber, dass das Smart Grid keinen Zugriff aufdie einzelnen Komponenten eines Smart Buildings haben kann,weil sonst die gebäudeinterne Optimierung, etwa diesogenannte day-ahead-Optimierung, nicht mehr möglich wäre.

Bei Elektrizitätserzeugungsanlagen > 100kW ist daher etwa inDeutschland aufgrund der sogenannten

Mittelspannungsrichtlinie (Richtlinie für Anschluss undParallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz)vorgesehen, dass die Elektrizitätserzeugungsanlagen von sichaus zur statischen und dynamischen Netzstabilisierungbeitragen müssen. Ähnliche Vorgaben könnten daher in Zukunftauch kleinere Elektrizitätserzeugungsanlagen, etwa solche inSmart Buildings, treffen.

Darstellung der Erfindung

Ziel der vorliegenden Erfindung ist es, auch für SmartBuildings, die elektrischen Strom in das Energieverteilnetzeinspeisen, eine Lösung zur Verfügung zu stellen, welchezumindest einen Beitrag zur statischen Netzstabilisierungermöglicht.

Bei statischer Netzstabilisierung müssen auf Anforderung desNetzbetreibers Wechselrichter induktive oder kapazitiveBlindleistung ins Netz einspeisen können, um dieBlindleistungsbilanz im Netz auszugleichen und dieNetzspannung im Mittelspannungsnetz stabil zu halten.

Zusätzlich soll die Wirkleistung in Abhängigkeit von derNetzfrequenz automatisch reduziert werden können. Diesgeschieht gemäß Mittelspannungsrichtlinie über eine Statikgenannte Kennlinie (40% pro Hz) ab dem Verlassen des normalenFrequenzbandes bei 50,2 Hz (obere Frequenzgrenze derPrimärregelung) bis hin zur Abschaltung der Erzeugungseinheitbei einer Frequenz größer 51,5 Hz. Dieses Verhalten wurde demTransmissionCode 2007 entnommen, damit Mittelspannungsanlagensich bezüglich der globalen Größe der Netzfrequenz genausowie Kraftwerke am Übertragungsnetz verhalten.

Im Gegensatz dazu bewirkt die dynamische Netzstabilisierungdie Spannungshaltung bei kleinen, beherrschbaren Netzfehlern,um eine ungewollte gleichzeitige Abschaltung derEinspeiseleistungen und damit ganze NetzZusammenbrüche zuverhindern. So dürfen sich gemäß Mittelspannungsrichtliniedie Erzeugungsanlagen bei Fehlern im Netz nicht einfachselbst abschalten und müssen im Falle eines Kurzschlusses imöffentlichen Netz einen definierten Kurzschlussstrom zurVerfügung stellen.

Sowohl bei der statischen als auch bei der dynamischenNetzstabilisierung sollten damit die Erzeuger in SmartBuildings aktiv in den Betrieb des Smart Grids eingebundensein, andererseits sollen die Erzeuger in die internenOptimierungsprozesse des Smart Buildings eingebunden sein undwürden dabei nicht oder nur eingeschränkt derNetzstabilisierung des Smart Grids zur Verfügung stehen.

Es ist daher die Aufgabe der vorliegenden Erfindung, einenAusgleich zwischen diesen einander widersprechendenForderungen herzustellen.

Diese Aufgabe wird durch ein Verfahren mit den Merkmalen desPatentanspruchs 1 gelöst, indem - im Energieverteilnetz an einer Stelle im Bereich vomNetzanschlusspunkt des Gebäudes bis zum Energieverteilschrank des Gebäudes die Spannung und/oder an einer vomNetzanschlusspunkt des Gebäudes entfernten Stelle im Bereichbis zum dem Gebäude nächstgelegenen Transformator desEnergieverteilnetzes Strom gemessen werden, - die Spannungsmesswerte mit einer vorgegebenen, dieNetzstabilität gewährleistenden Spannungs-Wirk- undBlindleistungs-Kennlinie verglichen und/oder dieStrommesswerte mit einer vorgegebenen, die Netzstabilitätgewährleistenden Strom-Wirk- und Blindleistungs-Kennlinieverglichen werden, - die Differenz zwischen Messwerten und Kennlinie an dasEnergiemanagementsystem weitergeleitet werden und - bei Überschreitung des durch die Blindleistungs-Kennlinieoder durch die Wirkleistungs-Kennlinie vorgegebenen Bereichsdas Energiemanagementsystem berechnet, welche Komponenten desGebäudes ihre Leistung ändern müssen, um in den Bereichinnerhalb der Wirk- bzw. Blindleistungs-Kennlinie zurückzukehren, - und die Leistungsänderung durch die Komponente durchgeführtwird.

Die Spannungsmessung erfolgt erfindungsgemäß nahe demGebäude, also irgendwo zwischen dem Netzanschlusspunkt(diesen einschließend) und dem Energieverteilschrank desGebäudes. Die Strommessung sollte nicht am Netzanschlusspunktdes Gebäudes erfolgen, sondern an einer Stelle im Bereich biszum nächsten Transformator, bzw. dort, wo eine hoheLeistungsbelastung zu erwarten ist.

Die Änderung der Leistung kann von einer Komponente desGebäudes oder von mehreren Komponenten erbracht werden.

Dadurch, dass das Energiemanagementsystem berechnet, wie dieextern vorgegebenen Wirk- bzw. Blindleistungskennlinieneingehalten werden, können die Bedürfnisse des Gebäudesentsprechend berücksichtigt werden.

Im Falle der Spannungsmessung ist es vorteilhaft, wenn dieSpannung am Netzanschlusspunkt vom Gebäude an dasEnergieverteilnetz gemessen wird. Dabei, aber auch generell,wird entweder nur die Spannung einer Phase gemessen oder eswird ein Mittelwert über alle Phasen gebildet, je nachdem, obman davon ausgehen kann, dass keine oder doch eine ungleicheBelastung der Phasen vorliegt.

Im Falle der Strommessung ist es vorteilhaft, wenn der Stromam nächstgelegenen Transformator und/oder am höchstbelastetenLeitungssegment des Netzstranges, von dem das Gebäudeversorgt wird, gemessen wird. Das höchstbelasteteLeitungssegment ist im Falle von vernachlässigbarerErzeugungsleistung im betrachteten Strang in der Regel daserste Leitungssegment ausgehend vom Transformator. Bei hoherDurchdringung mit Erzeugern kann dies auch ein anderesLeitungssegment sein. Es wird generell entweder nur der Stromin einer Phase gemessen oder es wird ein Mittelwert über allePhasen gebildet, je nachdem, ob keine oder doch eineungleiche Belastung der Phasen vorliegt.

Damit der Verteilernetzbetreiber die Wirk- undBlindleistungskennlinien tageszeitlich oder saisonal bedingtändern kann, sieht eine Variante der Erfindung vor, dass dieBlindleistungskennlinien, die im Energiemanagementsystemabgespeichert sind, durch den Betreiber desEnergieverteilnetzes über eine Datenverbindung zumEnergiemanagementsystem, insbesondere laufend, geändertwerden.

Ein weiteres Problem in Niederspannungsnetzen ist dieungleichmäßige Belastung der Infrastrukturen und dadurchÜberlastung bzw. Verletzung der Spannungsgrenzen einzelnerPhasen. Soll das erfindungsgemäße Verfahren auch für dieVerringerung solcher Asymmetrien in der Belastung verwendetwerden, so ist im Falle der Spannungsmessung vorgesehen, dassdie Spannung von mehreren Phasen, insbesondere von allen dreiPhasen, gemessen wird und im Falle einer ungleichen

Lastverteilung auf die Phasen das Energiemanagementsystemberechnet, von welchen Phasen Wirk- oder Blindleistungreduziert oder erhöht wird, um die ungleiche Lastverteilungzu verringern, und eine entsprechende Schaltung vonKomponenten des Gebäudes von einer an eine andere Phaseerfolgt.

Analog kann im Falle der Strommessung vorgesehen sein, dassder Strom in mehreren Phasen, insbesondere in allen dreiPhasen, gemessen wird und im Falle einer ungleichenLastverteilung auf die Phasen das Energiemanagementsystemberechnet, von welchen Phasen Wirk- oder Blindleistungreduziert oder erhöht wird, um die ungleiche Lastverteilungzu verringern, und eine entsprechende Schaltung vonKomponenten des Gebäudes von einer an eine andere Phaseerfolgt.

Die Komponente des Gebäudes, deren Leistung geändert wird,kann etwa ein Wechselrichter einer Photovoltaikanlage sein.

Eine mögliche Vorrichtung zur Durchführung deserfindungsgemäßen Verfahrens ist dadurch gekennzeichnet, dass - im Energieverteilnetz nahe dem Gebäude, also an einer vomNetzanschlusspunkt des Gebäudes entfernten Stelle im Bereichbis zum dem Gebäude nächstgelegenen Transformator desEnergieverteilnetzes, zumindest ein Messgerät zur Messung vonStrom und/oder an einer Stelle im Bereich vom

Netzanschlusspunkt des Gebäudes bis zum Energieverteilschrankdes Gebäudes zumindest ein Messgerät zur Messung von Spannung vorgesehen ist, - ein Energiemanagementsystem vorgesehen ist, mit welchem dieSpannungsmesswerte mit einer vorgegebenen, die Netzstabilitätgewährleistenden Spannungs-Wirk- und Blindleistungs-Kennlinieverglichen und/oder die Strommesswerte mit einervorgegebenen, die Netzstabilität gewährleistenden Strom-Wirk-und Blindleistungs-Kennlinie verglichen werden können, - mit dem Energiemanagementsystem bei Überschreitung desdurch die Wirk- oder Blindleistungs-Kennlinie vorgegebenen

Bereichs berechnet werden kann, welche Komponenten desGebäudes ihre Leistung ändern müssen, um in den Bereichinnerhalb der Blindleistungs-Kennlinie zurückzukehren, und- Datenverbindungen des Energiemanagementsystems zu denKomponenten vorgesehen sind, um die Leistungsänderung durchdie Komponente durchzuführen.

Weitere Ausführungsvarianten der erfindungsgemäßenVorrichtung sind in den abhängigen Vorrichtungsansprüchen angegeben.

Die Erfindung bietet die folgenden Vorteile:

Weil die Regelung auf die Leistung bezogen ist, können fürden Fall, dass mehrere Gebäude in einem Netzabschnitt desEnergieverteilnetzes erfindungsgemäß arbeiten, mehrere odersogar alle Gebäude gemeinsam an der Stabilisierung des Netzesarbeiten, gleichzeitig tragen sie aber nur gemäß ihrerLeistung dazu bei. Es kommt somit nicht zu einemÜberschwingen des Systems, wie es bei einem unkoordiniertenAusregeln der Fall wäre.

Durch entsprechende Abstimmung der Einstellungsparameter derEnergiemanagementsysteme der einzelnen Gebäude kann dafürgesorgt werden, dass Gebäude mit „schwachen"Netzverknüpfungspunkten nicht überproportional in derinternen Optimierung beeinflusst werden, indem ständigeAnpassungen der Leistung erforderlich sind.

Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren kann auch die verfügbareNetzkapazität des Energieverteilnetzes besser ausgenütztwerden. Teurer Ausbau durch zunehmende Einspeisung miterneuerbaren Erzeugern mit geringen Volllaststunden (was einehohe Leistungsbelastung verursacht) oder auch aufgrund derLaststeigerung durch die Substitution anderer Energieformenkann vermieden oder verzögert werden.

Sollten auch für Smart Buildings ähnliche Richtlinienerlassen werden wie die deutsche Mittelspannungsrichtlinie,so könnten diese mit dem gegenständlichen Verfahren erfülltwerden.

Die neue Funktionalität der Smart Buildings kann zu einerErhöhung der Wertschöpfung durch das Energiemanagementsystemführen, indem der Beitrag zur Netzstabilität demNetzbetreiber gegen entsprechende Abgeltung angeboten wird.

Kurzbeschreibung der Figuren

Zur weiteren Erläuterung der Erfindung wird im nachfolgendenTeil der Beschreibung auf die Figuren Bezug genommen, aus derweitere vorteilhafte Ausgestaltungen, Einzelheiten undWeiterbildungen der Erfindung zu entnehmen sind. Es zeigen:

Fig. 1 ein Schema einer erfindungsgemäßen Vorrichtung,

Fig. 2 ein Beispiel für eine kombinierte Wirk- und

Blindleistungskennlinie in Abhängigkeit von derSpannung,

Fig. 3 ein Beispiel für eine kombinierte Wirk- und

Blindleistungskennlinie in Abhängigkeit vom Strom.

Ausführung der Erfindung

Fig. 1 zeigt beispielhaft das Schema eines

Energiemanagementsystems 1 eines Gebäudes 2, nämlich einesSmart Buildings, das an das Energieverteilnetz 3angeschlossen ist.

Ein sogenanntes Energiemanagement koordiniert generell dieBeschaffung, Wandlung, Verteilung und Nutzung von Energie,hier elektrischer Energie. Die Koordinierung erfolgtvorausschauend, organisiert, systematisch und unterBerücksichtigung ökologischer und ökonomischer Zielsetzungen.

Unter einem Energiemanagementsystem versteht man dieUmsetzung des Energiemanagements und die Verwirklichung dererforderlichen Organisations- und Informationsstruktureneinschließlich der dazu notwendigen technischen Maßnahmen wiez.B. Software. Ein Energiemanagementsystem umfasst dahergemäß Erfindung zumindest einen Computer bzw. eine SPS mitEnergiemanagement-Software sowie Datenverbindungen (z.B.Datenleitungen) zu Informationsquellen, Messgeräten und denzu steuernden Komponenten des Gebäudes 2.

Vom Energiemanagementsystems 1 ist hier nur ein Teildargestellt, nämlich der sogenannte Building Energy Agent(BEA) 4, der in der Regel durch eine Software realisiertwird. Er steht über Datenverbindungen (hier generell mitDoppellinien-Pfeilen dargestellt) in Informationsaustauschmit den einzelnen Komponenten des Gebäudes, die sich imWesentlichen in drei Gruppen unterteilen: die Verbraucher 5,die Speicher 6 und die Generatoren (Erzeuger) 7. Es ist eineEingabemöglichkeit 8 für Kundenwünsche vorgesehen, mittelswelcher Nutzer des Gebäudes 2 selbst die Energieverteilung imGebäude beeinflussen können und etwa das Laden von Speichern6 durch die Generatoren 7 starten oder beenden.

Der BEA 4 dient der Optimierung von Verbrauchern 5, Speichern6, Generatoren 7 und gegebenenfalls auch der Elektromobilität(etwa in Form einer Ladestation für Elektrofahrzeuge) durchsogenannte day-ahead-Einsatzplanung unter externenEinflussgrößen (meteorologische Daten, Marktpreise derEnergiebörse (EEX) , Kundenwünsche, ...) .

Der BEA 4 sowie die Komponenten Verbraucher 5, Speicher 6 undGeneratoren 7 stehen auch in Verbindung mit dem intelligentenStromzähler (Smart Meter) 9 des Gebäudes 2. Dieser zeigt demAnschlussnutzer den tatsächlichen Energieverbrauch und dietatsächliche Nutzungszeit an und ist in dasKommunikationsnetz des Energieverteilnetzes eingebunden.

Diese Smart Meter 9 werden in der Regel von einemMikroprozessor gesteuert und können die erhobenen Daten automatisch an das Energieversorgungsunternehmen übertragen.Über die durch den Smart Meter 9 gemessene Anschlussleitungwird elektrische Energie, hier generell durch einfacheschwarze Pfeile dargestellt, aus dem zum Energieverteilnetz 3bezogen bzw. in dieses eingespeist.

Der BEA 4 ist aber auch an Datenquellen außerhalb desGebäudes 2 angeschlossen, etwa an solche für Wetterprognosen10 oder für den Energiemarkt 11 (insbesondere betreffendStrompreisentwicklung). Damit kann der BEA 4 planen, wannEnergie von außen ins Gebäude 2 aufgenommen werden muss (weilz.B. kein Sonnenschein zu erwarten ist und diePhotovoltaikanlage als Generator 7 weniger Energie liefern)oder soll (weil der Strompreis gerade niedrig ist).

Erfindungswesentlich ist jedoch ein Bestandteil des BEA 4,der einen formalen Zugangspunkt zum Energieverteilnetz 3,insbesondere zu einem Smart Grid, bildet, nämlich dersogenannte Building-to-Grid-Adapter zur Sicherstellung derNetzstabilität, kurz BGA-SN, 12. Durch die Funktionalität desBGA-SN 12 werden nun konkret kritische Netzzustände, z.B. inFolge von Abweichungen der day-ahead-Einsatzplanung des BEA4, aktiv verhindert. Hauptziel ist es, mögliche Verletzungender geltenden Normen für Spannungsbegrenzungen bzw.Überlastungen der Betriebsmittel des Energieverteilnetzes 3vorzubeugen und damit auch aktiv zum Schutz von Schäden anKomponenten des Energieverteilnetzes 3, wie etwa anTransformatoren, bis hin zur Blackout-Vermeidung beizutragen.

Der BGA-SN 12 verfügt dabei über eine Datenverbindung, hierdurch einen strichlierten Pfeil dargestellt, unter Verwendungeines ersten Protokolls PI zur Messstelle für die Spannungund/oder den Strom. Mit einer weiteren Datenverbindung undunter Verwendung eines zweiten Protokolls P2 ist der BGA-SN12 mit dem Building Energy Agent (BEA) 4 verbunden, welcherwiederum über eine Datenverbindung und unter Verwendung einesdritten Protokolls P3 mit dem Verteilernetzbetreiber 13verbunden ist.

Zur Lösung eines U-Problems mittels des BGA-SN 12 wird zumBeispiel wie folgt vorgegangen: am Verknüpfungspunkt(Netzanschlusspunkt) des Gebäudes 2 zum Energieverteilnetz 3erfolgt eine dreiphasige Messung der Spannung in einer hohenAuflösung. Dazu sind sogenannte Power-Quality-Messgeräte bzw.Smart Meter entsprechender Eignung erforderlich. DieMessgeräte übertragen die Daten mit einem ersten Protokoll PI(z.B. M-Bus Funk, MODBUS, IEC60870-5-104, ...) an den BGA-SN 12.

Der Netzanschlusspunkt ist je nach Leistungsaufnahme desGebäudes 2 in Netzebene Sieben (im Niederspannungsnetz), inNetzebene Sechs (Niederspannungssammelschiene desNetztransformators) oder in Netzebene Fünf (imMittelspannungsnetz). Je nachdem sind die nachfolgendenEinstellungen für das Betriebsführungssystem bzw. aktivenNetzmanagementsystem in der Mittel- oder in derNiederspannungsebene abzustimmen.

In Anlehnung an die Mittelspannungsrichtlinie betreffend dieArt der möglichen Einflussnahme eines Netzbetreibersgewährleistet der BGA-SN 12 eine fiktive P(U)/Q(U) Kennliniezum Smart Grid gemäß Fig. 2. Der Verteilnetzbetreiber 13 kannüber das dritte Protokoll P3 Einfluss auf die eingeprägteKennlinie nehmen, indem die Kennlinienstützpunkte verändertwerden.

Wie aus Fig. 2 hervorgeht, handelt es sich um dieNotwendigkeit eines Vierquadrantenbetriebs für Wirk- undBlindleistung. Über den BGA-SN 12 reduziert oder erhöht derBEA 4 die Wirk- oder Blindleistung entsprechend desSpannungswerts am Verknüpfungspunkt. Gegebenenfalls ist ausden zeitlich hochauflösenden Spannungswerten noch einegeeignete zeitliche Mittelwertbildung notwendig. Wenn dieErfindungsvariante zu Ausgleich ungleicher Belastung dereinzelnen Phasen verwendet wird, ist eine Einzelmessung der

Spannungen in jeder Phase erforderlich - ansonsten könnteauch über die Phasen gemittelt werden.

In Fig. 2 ist ein Beispiel für eine relative Kennlinieangegeben. Nach entsprechender Parametrierung kann jedochauch eine absolute Kennlinie eingeprägt werden. Auf derwaagrechten Achse wird hier der Quotient ausSpannungsunterschied AU (gemessene Spannung U minusNennspannung Unenn) und Nennspannung Unenn aufgetragen, aufder senkrechten Achse der Quotient aus

Blindleistungsunterschied AQ (gemessene Blindleistung Qminus Nennblindleistung Qnenn) und Nennblindleistung Qnennsowie der der Quotient aus Leistungsunterschied AP(gemessene elektrische Leistung P minus Nennleistung Pnenn)und Nennleistung Pnenn.

Konkret meldet der BGA-SN 12 über Protokoll P2 entsprechendder eingestellten Kennlinie die momentan notwendige Wirk¬oder Blindleistungsänderung an den BEA 4. Dieser entscheidetentsprechend der Momentanoptimierung, durch welche Komponentedes Gebäudes 2 diese Änderungen erbracht werden sollen, umdie gebäudeinterne Optimierung so wenig wie möglich zustören. Zur Weitergabe dieser Information wird ebenfalls dasProtokoll P2 verwendet.

Das Protokoll P3 zur Datenübertragung zwischen BEA 4 undVerteilernetzbetreiber 13, genauer dessen aktivesNetzmanagementsystem, dient dazu, um die

Kennlinienstützpunkte nicht nur einmalig durch Engineering,sondern auch dynamisch (z.B. tageszeitlich oder saisonalbedingt) ändern zu können.

Der BGA-SN 12 kann aber auch zur Lösung eines I-Problemsbeitragen: für diese Ausprägung gelten die gleichenAnforderungen wir für die Lösung eines U-Problems, sie folgtanalog dazu, nur, dass statt einer Spannungsmessung eineStrommessung mittels des Protokolls PI erfolgt.

In Anlehnung an die Mittelspannungsrichtlinie betreffend dieArt der möglichen Einflussnahme eines Netzbetreibersgewährleistet der BGA-SN 12 eine fiktive P(I)/Q(I) Kennliniezum Smart Grid gemäß Fig. 3. Der Verteilnetzbetreiber 13 kannüber das dritte Protokoll P3 Einfluss auf die eingeprägteKennlinie nehmen, indem die Kennlinienstützpunkte verändertwerden.

Wie aus Fig. 3 hervorgeht, handelt es sich um dieNotwendigkeit eines Vierquadrantenbetriebs für Wirk- undBlindleistung. Über den BGA-SN 12 reduziert oder erhöht derBEA 4 die Wirk- oder Blindleistung entsprechend dem Stromwertam Messpunkt. Gegebenenfalls ist aus den zeitlichhochauflösenden Stromwerten noch eine geeignete zeitlicheMittelwertbildung notwendig. Wenn die Erfindungsvariante zuAusgleich ungleicher Belastung der einzelnen Phasen verwendetwird ist, ist eine Einzelmessung des Stromes in den einzelnenPhasen erforderlich - ansonsten könnte auch über die Phasengemittelt werden.

In Fig. 3 ist ein Beispiel für eine relative Kennlinieangegeben. Nach entsprechender Parametrierung kann jedochauch eine absolute Kennlinie eingeprägt werden. Auf derwaagrechten Achse wird hier der Quotient aus StromunterschiedΔΙ (gemessener Strom I minus Nennstrom Inenn) und NennstromInenn aufgetragen, auf der senkrechten Achse der der Quotientaus Leistungsunterschied ΔΡ (gemessene elektrische LeistungP minus Nennleistung Pnenn) und Nennleistung Pnenn.

Die beiden Ausprägungen mit Spannungs- bzw. Strommessungkönnen je nach Netzausprägung getrennt, im Falle von etwasuburbanen Netzen, wo U- und I-Problem kombiniert auftreten,auch kombiniert angewendet werden.

Liegen Asymmetrien zwischen den einzelnen Phasen desEnergieverteilnetzes 3 vor, so kann im Falle eines U-Problemsnach Messung der Spannung aller drei Phasen vom BGA-SN 12 ein

Vorschlag errechnet werden, wie von welchem Phasen Wirk- oderBlindleistung reduziert und bei welchen erhöht werden sollte.Erfindungsgemäß liefert der BGA-SN 12 nur einen Vorschlag,z.B. Wirkleistung auf Phase LI um 20kW verringern. Der BEA 4entscheidet per Optimierung dann, wie der Vorschlag umgesetztwird. Die vom BEA 4 geregelten Komponenten, wie z.B. derWechselrichter der Photovoltaikanlage, verfügen dazu etwaüber eine physische Umschalteinrichtung (z.B. bei Dreiphasen-Photovoltaik-Wechselrichtern), welche die Phasenbelegungverändern können.

Im Falle eines I-Problems wird analog vorgegangen, es wirdjedoch statt der Spannung eine dreiphasige Strommessungverwendet, um eventuelle Asymmetrien bezüglich der Auslastungin kritischen Netzkomponenten (Transformator, bestimmteLeitungsabschnitte mit höchster Belastung) zu vermindern oderauszugleichen.

Bezugszeichenliste: 1 Energiemanagementsystem 2 Gebäude (Smart Building) 3 Energieverteilnetz 4 Building Energy Agent (BEA) 5 Verbraucher 6 Speicher 7 Generatoren (Erzeuger) 8 Eingabemöglichkeit für Kundenwünsche 9 intelligenter Stromzähler (Smart Meter) 10 Datenquelle für Wetterprognosen 11 Datenquelle für den Energiemarkt 12 Building-to-Grid-Adapter zur Sicherstellung derNetzstabilität (BGA-SN) 13 Verteilernetzbetreiber (Betreiber desEnergieverteilnetzes) PI erstes Protokoll P2 zweites Protokoll P3 drittes Protokoll

Claims

Patentansprüche 1. Verfahren zur Stabilisierung eines Energieverteilnetzes(3) unter Einbeziehung eines Energiemanagementsystems(1) zumindest eines Gebäudes (2), wobei - im Energieverteilnetz (3) an einer Stelle im Bereichvom Netzanschlusspunkt des Gebäudes bis zumEnergieverteilschrank des Gebäudes die Spannung und/oderan einer vom Netzanschlusspunkt des Gebäudes entferntenStelle im Bereich bis zum dem Gebäude nächstgelegenenTransformator des Energieverteilnetzes (3) Stromgemessen werden, - die Spannungsmesswerte mit einer vorgegebenen, dieNetzstabilität gewährleistenden Spannungs-Wirk- undBlindleistungs-Kennlinie verglichen und/oder dieStrommesswerte mit einer vorgegebenen, dieNetzstabilität gewährleistenden Strom-Wirk- undBlindleistungs-Kennlinie verglichen werden, - die Differenz zwischen Messwerten und Kennlinie an dasEnergiemanagementsystem weitergeleitet werden und - bei Überschreitung des durch die Blindleistungs-Kennlinie oder durch die Wirkleistungs-Kennlinievorgegebenen Bereichs das Energiemanagementsystem (1)berechnet, welche Komponenten des Gebäudes ihre Leistungändern müssen, um in den Bereich innerhalb der Wirk-bzw. Blindleistungs-Kennlinie zurückzukehren, - und die Leistungsänderung durch die Komponente (7)durchgeführt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dassdie Spannung am Netzanschlusspunkt vom Gebäude (2) andas Energieverteilnetz (3) gemessen wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurchgekennzeichnet, dass der Strom am nächstgelegenenTransformator und/oder am höchstbelastetenLeitungssegment gemessen wird.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurchgekennzeichnet, dass die Wirk- und Blindleistungskennlinien, die im Energiemanagementsystem(1) abgespeichert sind, durch den Betreiber desEnergieverteilnetzes (13) über eine Datenverbindung zumEnergiemanagementsystem (1) geändert werden.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurchgekennzeichnet, dass die Messung von Strom und/oderSpannung an einer einzigen Phase erfolgt oder anmehreren Phasen mit anschließender Mittelung über diePhasen.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurchgekennzeichnet, dass die Spannung von mehreren Phasen,insbesondere von allen drei Phasen, gemessen wird und im Falle einer ungleichen Lastverteilung auf die Phasen dasEnergiemanagementsystem (1) berechnet, von welchenPhasen Wirk- oder Blindleistung reduziert oder erhöhtwird, um die ungleiche Lastverteilung zu verringern, undeine entsprechende Schaltung von Komponenten (7) desGebäudes (2) von einer an eine andere Phase erfolgt.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4 oder 6,dadurch gekennzeichnet, dass der Strom in mehrerenPhasen, insbesondere in allen drei Phasen, gemessen wirdund im Falle einer ungleichen Lastverteilung auf diePhasen das Energiemanagementsystem (1) berechnet, vonwelchen Phasen Wirk- oder Blindleistung reduziert odererhöht wird, um die ungleiche Lastverteilung zuverringern, und eine entsprechende Schaltung vonKomponenten (7) des Gebäudes (2) von einer an eineandere Phase erfolgt.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurchgekennzeichnet, dass die Komponente des Gebäudes, derenLeistung geändert wird, ein Wechselrichter einerPhotovoltaikanlage ist.
9. Vorrichtung zur Durchführung eines Verfahrens nach einemder Ansprüche 1 bis 8, wobei - im Energieverteilnetz (3) an einer vom Netzanschlusspunkt des Gebäudes (2) entfernten Stelle im Bereich bis zum dem Gebäude (2) nächstgelegenenTransformator des Energieverteilnetzes (3) zumindest einMessgerät zur Messung von Strom und/oder an einer Stelleim Bereich vom Netzanschlusspunkt des Gebäudes (2) biszum Energieverteilschrank des Gebäudes (2) zumindest einMessgerät zur Messung von Spannung vorgesehen ist, - ein Energiemanagementsystem (1) vorgesehen ist, mitwelchem die Spannungsmesswerte mit einer vorgegebenen,die Netzstabilität gewährleistenden Spannungs-Wirk- undBlindleistungs-Kennlinie verglichen und/oder dieStrommesswerte mit einer vorgegebenen, dieNetzstabilität gewährleistenden Strom-Wirk- undBlindleistungs-Kennlinie verglichen werden können, - mit dem Energiemanagementsystem (1) bei Überschreitungdes durch die Wirk- oder Blindleistungs-Kennlinievorgegebenen Bereichs berechnet werden kann, welcheKomponenten (7) des Gebäudes (2) ihre Leistung ändernmüssen, um in den Bereich innerhalb der Blindleistungs-Kennlinie zurückzukehren, und - Datenverbindungen des Energiemanagementsystem zu denKomponenten vorgesehen sind, um die Leistungsänderungdurch die Komponente (7) durchzuführen.
10. Vorrichtung nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet,dass das Messgerät zur Messung der Spannung am Netzanschlusspunkt vom Gebäude (2) an dasEnergieverteilnetz (3) vorgesehen ist.
11. Vorrichtung nach Anspruch 9 oder 10, dadurchgekennzeichnet, dass das Messgerät zur Messung desStroms zumindest am nächstgelegenen Transformator undvorzugsweise zusätzlich am höchstbelastetenLeitungssegment vorgesehen ist.
12. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 9 bis 11, dadurchgekennzeichnet, dass eine Datenverbindung zwischen demVerteilernetzbetreiber (13) und dem Energiemanagementsystem (1) vorgesehen ist, um die Wirk-und Blindleistungskennlinien, die im Energiemanagementsystem (1) abgespeichert sind, durchden Verteilernetzbetreiber (13) laufend ändern zukönnen.
13. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 9 bis 12, dadurchgekennzeichnet, dass das Messgerät zur Messung derSpannung und/oder des Stroms mit mehreren Phasen,insbesondere allen drei Phasen, verbunden ist, und dasEnergiemanagementsystem (1) derart ausgebildet ist, dassdieses berechnen kann, von welchen Phasen Wirk- oderBlindleistung reduziert oder erhöht wird, um eineungleiche Lastverteilung zu verringern, und dieKomponenten (7) des Gebäudes (2) über eine Umschalteinrichtung zur Änderung der Phasenbelegungverfügen.
14. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 9 bis 13, dadurchgekennzeichnet, dass die Komponente des Gebäudes (2),deren Leistung durch das Energiemanagementsystem (1)veränderbar ist, ein Wechselrichter einerPhotovoltaikanlage ist.