DE102017100138A1 - Verfahren zum Betreiben eines Teilnehmers an einem Versorgungsnetz - Google Patents

Verfahren zum Betreiben eines Teilnehmers an einem Versorgungsnetz Download PDF

Info

Publication number
DE102017100138A1
DE102017100138A1 DE102017100138.7A DE102017100138A DE102017100138A1 DE 102017100138 A1 DE102017100138 A1 DE 102017100138A1 DE 102017100138 A DE102017100138 A DE 102017100138A DE 102017100138 A1 DE102017100138 A1 DE 102017100138A1
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
subscriber
network
phase
supply network
assignment
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
DE102017100138.7A
Other languages
English (en)
Inventor
Sven Haase
Oliver Kalis
Tino Noske
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.)
Envia Mitteldeutsche Energie AG
Original Assignee
Envia Mitteldeutsche Energie AG
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 Envia Mitteldeutsche Energie AG filed Critical Envia Mitteldeutsche Energie AG
Priority to DE102017100138.7A priority Critical patent/DE102017100138A1/de
Priority to HUE17781091A priority patent/HUE060388T2/hu
Priority to ES17781091T priority patent/ES2929043T3/es
Priority to PT177810918T priority patent/PT3566276T/pt
Priority to EP17781091.8A priority patent/EP3566276B1/de
Priority to PCT/EP2017/075528 priority patent/WO2018127307A1/de
Priority to PL17781091.8T priority patent/PL3566276T3/pl
Priority to CN201780082284.5A priority patent/CN110301080B/zh
Priority to DK17781091.8T priority patent/DK3566276T3/da
Priority to HRP20221428TT priority patent/HRP20221428T1/hr
Priority to KR1020197022573A priority patent/KR102473655B1/ko
Publication of DE102017100138A1 publication Critical patent/DE102017100138A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—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
    • H02J3/26—Arrangements for eliminating or reducing asymmetry in polyphase networks
    • 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
    • B60L53/10—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 characterised by the energy transfer between the charging station and the vehicle
    • B60L53/14—Conductive energy transfer
    • 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
    • B60L53/30—Constructional details of charging stations
    • 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
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—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
    • H02J3/12—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load
    • H02J3/14—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load by switching loads on to, or off from, network, e.g. progressively balanced loading
    • 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
    • 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—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2310/00—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load
    • H02J2310/40—The network being an on-board power network, i.e. within a vehicle
    • H02J2310/48—The network being an on-board power network, i.e. within a vehicle for electric vehicles [EV] or hybrid vehicles [HEV]
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2310/00—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load
    • H02J2310/50—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load for selectively controlling the operation of the loads
    • H02J2310/56—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load for selectively controlling the operation of the loads characterised by the condition upon which the selective controlling is based
    • H02J2310/58—The condition being electrical
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2310/00—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load
    • H02J2310/50—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load for selectively controlling the operation of the loads
    • H02J2310/56—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load for selectively controlling the operation of the loads characterised by the condition upon which the selective controlling is based
    • H02J2310/58—The condition being electrical
    • H02J2310/60—Limiting power consumption in the network or in one section of the network, e.g. load shedding or peak shaving
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—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
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • H02J3/322—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means the battery being on-board an electric or hybrid vehicle, e.g. vehicle to grid arrangements [V2G], power aggregation, use of the battery for network load balancing, coordinated or cooperative battery charging
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B70/00—Technologies for an efficient end-user side electric power management and consumption
    • Y02B70/30—Systems integrating technologies related to power network operation and communication or information technologies for improving the carbon footprint of the management of residential or tertiary loads, i.e. smart grids as climate change mitigation technology in the buildings sector, including also the last stages of power distribution and the control, monitoring or operating management systems at local level
    • Y02B70/3225—Demand response systems, e.g. load shedding, peak shaving
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
    • Y02E40/50—Arrangements for eliminating or reducing asymmetry in polyphase networks
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/60—Other road transportation technologies with climate change mitigation effect
    • Y02T10/70—Energy storage systems for electromobility, e.g. batteries
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/60—Other road transportation technologies with climate change mitigation effect
    • Y02T10/7072—Electromobility specific charging systems or methods for batteries, ultracapacitors, supercapacitors or double-layer capacitors
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02T90/10—Technologies relating to charging of electric vehicles
    • Y02T90/12—Electric charging stations
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02T90/10—Technologies relating to charging of electric vehicles
    • Y02T90/14—Plug-in electric vehicles
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/12—Monitoring or controlling equipment for energy generation units, e.g. distributed energy generation [DER] or load-side generation
    • Y04S10/126—Monitoring or controlling equipment for energy generation units, e.g. distributed energy generation [DER] or load-side generation the energy generation units being or involving electric vehicles [EV] or hybrid vehicles [HEV], i.e. power aggregation of EV or HEV, vehicle to grid arrangements [V2G]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S20/00—Management or operation of end-user stationary applications or the last stages of power distribution; Controlling, monitoring or operating thereof
    • Y04S20/20—End-user application control systems
    • Y04S20/222—Demand response systems, e.g. load shedding, peak shaving

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Transportation (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
  • Data Exchanges In Wide-Area Networks (AREA)

Abstract

Verfahren zum Betreiben eines an zumindest einer Phase eines elektrischen Versorgungsnetzes 8 betreibbaren Teilnehmers 22, umfassend Messen eines Messwertes von zumindest einer elektrischen Größe an zumindest zwei versorgungsnetzseitigen Anschlüssen einer zumindest zwei teilnehmerseitige Anschlüsse 12 aufweisenden Anschlussvorrichtung 2, wobei die versorgungsnetzseitigen Anschlüsse verschiedenen Phasen des Versorgungsnetzes 8 zugeordnet sind, Zuordnen von zumindest einem versorgungsnetzseitigen Anschluss zu zumindest einem teilnehmerseitigen Anschluss 12 abhängig von dem Messwert, wobei durch die Zuordnung der jeweilige versorgungsnetzseitige Anschluss mit dem jeweiligen teilnehmerseitigen Anschluss 12 verbunden wird. Es wird vorgeschlagen, dass bei der Zuordnung eine elektrische Leistungsvorgabe abhängig von zumindest dem Messwert für zumindest einen der teilnehmerseitigen Anschlüsse erfolgt.

Description

  • Der Gegenstand betrifft ein Verfahren sowie eine Vorrichtung zum Betreiben eines an zumindest einer Phase eines elektrischen Versorgungsnetzes betreibbaren Teilnehmers.
  • Zumindest an einer Phase betreibbare Teilnehmer können im Sinne des Gegenstands beispielsweise elektrisch betriebene Fahrzeuge sein, beispielsweise rein batteriebetriebene Fahrzeuge (BEV) sowie sogenannte Plug-in-Hybridfahrzeuge (PHEV). Beide Typen verfügen über Ladetechnik zum Laden der in den Fahrzeugen verbauten Batterien. Teilnehmer im Sinne des Gegenstands können jedoch auch sogenannte Einspeiser zählen, die entweder auch elektrisch betriebene Fahrzeuge sind oder beispielsweise auch Photovoltaikanlagen, Kraftwärmekopplungsanlagen, Windkraftanlagen, Biomasseanlagen oder dergleichen sein können. Gemein ist diesen Teilnehmern, dass sie auch an weniger als allen Phasen des elektrischen Versorgungsnetzes, vorzugsweise an maximal drei Phasen betrieben werden können.
  • Heutzutage werden solche Systeme bereits an mehrphasigen Versorgungsnetzen betrieben, wobei zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit des jeweiligen Teilnehmers Umschaltvorrichtungen vorgesehen sind, um auf diese eine geeignete Phase des Versorgungsnetzes aufzuschalten bzw. umzuschalten. Bei bekannten Systemen prüft eine Phasenschaltung die jeweilige versorgungsnetzseitige Phase auf deren Qualität und schaltet bei Unterschreitung / Überschreitung eines bestimmten Schwellwertes auf eine andere Phase um. Unter einer Qualität einer Phase kann zumindest die Spannungshöhe verstanden werden.
  • Insbesondere aufgrund der Zunahme von elektrisch betriebenen Fahrzeugen, also Fahrzeugen mit batterieelektrischen Antrieben, ergibt sich die Notwendigkeit, das Aufladen der Vielzahl der Batteriezellen netzseitig zu unterstützen. Durch das vermehrte Aufladen der Batterien der Fahrzeuge und ggf. das Rückspeisen von elektrischer Energie in das Energieversorgungsnetz ergibt sich eine zunehmende Belastung im Bereich der Mittel- und Niederspannung.
  • Die Netzstabilität ist insbesondere im Niederspannungsverteilernetz auch dadurch gefährdet, dass die Hersteller solcher elektrischen Fahrzeuge keine einheitliche Ladetechnologie verwenden und insbesondere auch das ein- sowie zweiphasige Laden ihrer Fahrzeuge unterstützen. Bei einer ein- oder zweiphasigen Last auf einem dreiphasigen Versorgungsnetzt ergibt sich jedoch die Gefahr einer unsymmetrischen Belastung innerhalb des Versorgungsnetzes. Diese Gefahr steigt mit der Anzahl der zu versorgenden elektrischen Fahrzeuge.
  • Darüber hinaus muss das Energieversorgungsnetz weiterhin, auch beim Laden einer Mehrzahl von elektrisch betriebenen Fahrzeugen entlang eines Netzabschnittes, insbesondere eines Stranges eines Niederspannungsnetzes, seine Übertragungsfähigkeit während des Ladevorgangs gewährleisten. Durch eine hohe Gleichzeitigkeit einer Mehrzahl von Ladevorgängen gepaart mit damit verbundenen Leistungsentnahmen und möglichen Unsymmetrien ist die Übertragungsfähigkeit des Verteilnetzes gefährdet. Der Verteilnetzbetreiber bzw. der Energieversorger muss für die Qualität der Energieversorgung einstehen und auch solche Herausforderungen bewältigen.
  • Somit lag dem Gegenstand die Aufgabe zugrunde, die Übertragungsfähigkeit eines Energieversorgungsnetzes selbst bei hoher Gleichzeitigkeit und hohen Leistungsentnahmen durch an dem Versorgungsnetz unsymmetrisch betreibbaren Teilnehmern aufrechtzuerhalten.
  • Diese Aufgabe wird gegenständlich durch ein Verfahren nach Anspruch 1 sowie eine Vorrichtung nach Anspruch 20 gelöst.
  • Die Erfinder haben erkannt, dass bestehende technische Lösungen die Phasenumschaltung bzw. Leistungssteuerung seitens des Teilnehmers in den Vordergrund stellen. Gegenständlich wird nun neben einer geeigneten Phasenauswahl eine Leistungssteuerung ermöglicht, welche die Netzbelange berücksichtigt. Mit Hilfe der Leistungssteuerung ist es möglich, eine gegenüber dem Stand der Technik verbesserte Netzsymmetrierung zu erreichen. Außerdem wird durch die Leistungssteuerung die Wahrscheinlichkeit eines Überlastfalls in dem Versorgungsnetz verringert. Darüber hinaus wird durch die gegenständliche Leistungssteuerung die Übertragungsfähigkeit des Versorgungsnetzes optimal genutzt, so dass ein zukünftiger Netzausbau zumindest verzögert, reduziert oder vermieden werden kann.
  • Die Erfinder haben festgestellt, dass nicht nur eine geeignete Auswahl einer Phase eines Versorgungsnetzes zu den beschriebenen Vorteilen führt, sondern dass zusätzlich zu der Auswahl der Phase eine elektrische Leistungsvorgabe abhängig von zumindest einem Messwert für zumindest einen der teilnehmerseitigen Anschlüsse erfolgt. Eine elektrische Leistungsvorgabe kann dabei so verstanden werden, dass eine maximal durch den Teilnehmer mit dem Versorgungsnetz auszutauschende Leistung, als Bezug im Falle einer Last bzw. Einspeisen im Falle eines Einspeisers, vorgegeben wird.
  • Bei dem gegenständlichen Verfahren wird vorzugsweise mit einem Smart-Meter oder einem sonstigen geeigneten Messgerät, was insbesondere ein Spannungsniveau an den Phasen des Versorgungsnetzes feststellen kann, ein Messwert erfasst. Das Messgerät ist gegenständlich dazu ausgerüstet, eine elektrische Größe an zumindest zwei, vorzugsweise drei bzw. allen Phasen des Versorgungsnetzes zu erfassen. Dabei kann eine Anschlussvorrichtung vorgesehen sein, die zum Anschluss der versorgungsnetzseitigen Anschlüsse an teilnehmerseitige Anschlüsse ermöglicht. An den versorgungsnetzseitigen Anschlüssen der Anschlussvorrichtung können die verschiedenen Phasen des Versorgungsnetzes elektrisch angeschlossen sein.
  • Vorzugsweise ist das elektrische Versorgungsnetz ein dreiphasiges Netz mit einem Neutralleiter und einem Erdungsleiter. Über die versorgungsnetzseitigen Anschlüsse werden die drei Phasen des Versorgungsnetzes an die Anschlussvorrichtung angeschlossen. Wenn nachfolgend von Phasen die Rede ist, so können damit auch die versorgungsnetzseitigen Anschlüsse und/oder die teilnehmerseitigen Anschlüsse gemeint sein.
  • Darüber hinaus wird mit Hilfe des gegenständlichen Verfahrens eine Zuordnung zwischen zumindest einem versorgungsnetzseitigen Anschluss und zumindest einem teilnehmerseitigen Anschluss ermöglicht. Diese Zuordnung kann dabei durch ein elektrisches Verschalten des versorgungsnetzseitigen Anschlusses mit einem teilnehmerseitigen Anschluss erfolgen. Gegenständlich erfolgt das Zuordnen abhängig von dem Messwert. Durch die Zuordnung wird jeweils ein versorgungsnetzseitiger Anschluss mit einem teilnehmerseitigen Anschluss verbunden. Das Zuordnen kann dergestalt sein, dass einer, zwei oder drei versorgungsnetzseitige Anschlüsse mit einem, zwei oder drei teilnehmerseitigen Anschlüssen verbunden werden.
  • Die Anzahl der teilnehmerseitig betriebenen Anschlüsse kann durch die Anschlussvorrichtung ermittelt werden. Hierzu kann die Anschlussvorrichtung vorzugsweise eine Anschlussimpedanz an den teilnehmerseitigen Anschlüssen messen und feststellen, ob der teilnehmerseitige Anschluss belegt ist oder nicht. Auch kann der Anschlussvorrichtung auf andere Weise signalisiert werden, wie viele und welche teilnehmerseitigen Anschlüsse betrieben werden, so dass eine entsprechende Zuordnung von einer entsprechenden Anzahl an versorgungsnetzseitigen Anschlüssen erfolgen kann.
  • Die gegenständliche Leistungsvorgabe für zumindest einen der teilnehmerseitigen Anschlüsse für eine Zuordnung erfolgt abhängig von zumindest dem Messwert. Mit Hilfe des Messwertes kann die Qualität des Netzes pro Phase bestimmt werden und eine davon abhängige Leistungsvorgabe erfolgen.
  • Durch das Messen der Messwerte versorgungsnetzseitig und ggf. den Vergleich mit Erwartungswerten am Anschlusspunkt ist es möglich, eine Netzvorbelastung zu bestimmen. Zunächst kann in Abhängigkeit der gemessenen Werte eine Phase bestimmt werden, welche mit dem teilnehmerseitigen Anschluss verbunden wird. Insbesondere bei ein- und zweiphasig betriebenen Teilnehmern ist eine Auswahl der entsprechenden versorgungsnetzseitigen Phasen sinnvoll, um hierüber eine entsprechende Symmetrierung des Versorgungsnetzes bzw. der drei Phasen des Versorgungsnetzes zu ermöglichen.
  • Wenn nachfolgend von dem Betreiben der Teilnehmer an den teilnehmerseitigen Anschlüssen die Rede ist, so kann dies selbstverständlich sowohl ein als elektrische Last auftretender Teilnehmer sein, als auch ein als elektrischer Einspeiser auftretender Teilnehmer sein. Im Grunde kann auch mit einem Einspeiser eine entsprechende Phasenauswahl erfolgen, wobei dann jedoch die Auswahl zum Zuordnen abhängig vom Messwert unterschiedlich sein kann, als dies bei elektrischen Lasten ist. Dies wird nachfolgend noch näher erläutert werden. Soweit möglich, ist die vorhergehende als auch nachfolgende Beschreibung so zu verstehen, dass der Teilnehmer elektrische Leistung aus dem Versorgungsnetz beziehen kann und/oder elektrische Leistung in das Versorgungsnetz einspeisen kann. Insbesondere ist der Gegenstand anwendbar auf elektrische Teilnehmer, die lediglich ein- oder zweiphasig betrieben werden, wobei die Anschlussvorrichtung auch zum Betreiben von dreiphasig betriebenen elektrischen Teilnehmern eingerichtet sein kann.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird vorgeschlagen, dass der Messwert zumindest vor, insbesondere jedoch auch während der Dauer der Zuordnung gemessen wird. Durch das Messen des Messwerts während der Dauer der Zuordnung ist es möglich, die Leistungsvorgabe auch während der Dauer der Zuordnung abhängig von dem Messwert anzupassen. Die Leistungsvorgabe erfolgt vorzugsweise vor, kann jedoch auch während der Dauer der Zuordnung erfolgen. Hierbei ist es sinnvoll, sowohl das Messintervall, als auch das Leistungsintervall zu definieren, wobei beispielsweise ein solches Intervall eine Minute, fünf Minuten, zehn Minuten oder fünfzehn Minuten betragen kann. Vorzugsweise erfolgt jedoch solange keine Phasenumschaltung nach einer Zuordnung, bis eine Leistungsvorgabe für eine zugeordnete Phase zu Null, insbesondere für eine bestimmte Zeit zu Null wird.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird vorgeschlagen, dass der zumindest eine versorgungsnetzseitige Anschluss zu zumindest einem teilnehmerseitigen Anschluss abhängig von einer Abweichung des Messwertes zu einem Bezugswert (Erwartungswert) zugeordnet wird. Beispielsweise kann ein Bezugswert eine Nennspannung des Versorgungsnetzes sein und eine Zuordnung kann derart erfolgen, dass der versorgungsnetzseitige Anschluss ausgewählt wird, dessen Messwert am nächsten an diesem Bezugswert liegt. Auch ist es möglich, dass die Zuordnung abhängig von dem Betrag des Messwertes erfolgt.
  • Im Falle einer elektrischen Last ist es sinnvoll, zunächst diejenigen versorgungsnetzseitigen Anschlüsse mit den teilnehmerseitigen Anschlüssen zu verbinden, an denen die Netzbelastung am geringsten ist, insbesondere an denen die jeweils höchste Spannung anliegt. Es wird auch vorgeschlagen, dass nach und nach jeweils der versorgungsnetzseitige Anschluss mit einem teilnehmerseitigen Anschluss verbunden wird, dessen Messwert jeweils der größte oder kleinste der noch vorhandenen Messwerte ist. Somit kann innerhalb eines Stromkreises eines Verteilernetzes sukzessive abhängig vom größten/kleineren Messwert zum kleinsten/größten Messwert hin eine Zuordnung der versorgungsnetzseitigen Anschlüsse zu den teilnehmerseitigen Anschlüssen erfolgen.
  • Die Messung der versorgungsnetzseitigen Messwerte kann frei von den Teilnehmern erfolgen. Dies kann beispielsweise dadurch erfolgen, dass während der Messung die Verbindung zwischen dem teilnehmerseitigen Anschluss und dem versorgungsnetzseitigen Anschluss unterbrochen wird. Somit wird netzseitig die Netzqualität pro Phase unabhängig von dem Teilnehmer gemessen.
  • Wie bereits teilweise erwähnt, wird auch vorgeschlagen, dass die elektrische Größe insbesondere eine elektrische Spannung, insbesondere ein Betrag einer Spannung und dabei insbesondere ein Effektivwert der Spannung ist.
  • Auch wird vorgeschlagen, dass der Messwert eine elektrische Netzimpedanz am versorgungsnetzseitigen Anschluss ist. Mit Hilfe der Erfassung der versorgungsnetzseitigen Netzimpedanz kann der elektrische Anschlusspunkt im Verteilernetz bestimmt werden. Das Zuordnen einer elektrischen Leistungsvorgabe abhängig von zumindest dem Messwert kann dabei vorzugsweise von mehr als einer elektrischen Größe, insbesondere sowohl von Spannung als auch von Netzimpedanz abhängig sein.
  • Es wird vorgeschlagen, dass das gegenständliche Verfahren, insbesondere die Zuordnung der versorgungsnetzseitigen Anschlüsse zu den teilnehmerseitigen Anschlüssen, in Reaktion auf eine Verbindung eines Elektrofahrzeugs mit der Anschlussvorrichtung erfolgt. Hierbei kann insbesondere eine Ladeanforderung des Elektrofahrzeugs an der Anschlussvorrichtung detektiert werden. Insbesondere kann festgestellt werden, mit wie vielen Phasen sich das Elektrofahrzeug mit dem Versorgungsnetz verbinden lässt und es können die teilnehmerseitigen Anschlüsse bestimmt werden, die mit dem Elektrofahrzeug verbunden werden können.
  • Beim Zuordnen der versorgungsnetzseitigen Anschlüsse mit den teilnehmerseitigen Anschlüssen kann gemäß einem Ausführungsbeispiel eine Schaltmatrix eingesetzt werden. Die Schaltmatrix ist derart aufgebaut, dass sie zwischen einem ersten teilnehmerseitigen Anschluss und den zumindest drei versorgungsnetzseitigen Anschlüssen jeweils einen ersten Schalter aufweist. Somit ist es möglich, auf den ersten teilnehmerseitigen Anschluss über einen der ersten Schalter wahlfrei einen der versorgungsnetzseitigen Anschlüsse aufzuschalten. Darüber hinaus kann zwischen einem zweiten teilnehmerseitigen Anschluss und zwei der versorgungsnetzseitigen Anschlüsse jeweils ein zweiter Schalter vorgesehen sein. Somit können auf einen zweiten teilnehmerseitigen Anschluss wahlfrei zwei der drei versorgungsnetzseitigen Anschlüsse aufgeschaltet werden. Schließlich kann zwischen einem dritten teilnehmerseitigen Anschluss und einem einzigen der versorgungsnetzseitigen Anschlüsse ein dritter Schalter vorgesehen sein. Somit kann auf den dritten teilnehmerseitigen Anschluss nur einer der versorgungsnetzseitigen Anschlüsse aufgeschaltet werden. Mit Hilfe dieser Konfiguration lässt sich eine Verbindung zwischen versorgungsnetzseitigen Anschlüssen und teilnehmerseitigen Anschlüssen mit einer Mindestzahl an Schaltern realisieren.
  • Vorzugsweise sind drei teilnehmerseitige Anschlüsse und drei versorgungsnetzseitige Anschlüsse vorgesehen. Der erste teilnehmerseitige Anschluss kann über drei erste Schalter mit einem beliebigen der versorgungsnetzseitigen Anschlüsse verbunden werden. Der zweite teilnehmerseitige Anschluss kann über nur zwei zweite Schalter mit zweien der versorgungsnetzseitigen Anschlüsse verbunden werden und der dritte teilnehmerseitige Anschluss kann über nur einen dritten Schalter mit einem einzigen versorgungsnetzseitigen Anschluss verbunden werden.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird zur Vermeidung von Kurzschlüssen vorgeschlagen, dass die ersten, zweiten und dritten Schalter gegenseitig derart verknüpft sind, dass ein teilnehmerseitiger Anschluss jeweils nur mit einem der versorgungsnetzseitigen Anschlüsse verbindbar ist. Zur Vermeidung von Kurzschlüssen wird auch vorgeschlagen, dass von den ersten und zweiten Schaltern jeweils nur einer geschlossen wird.
  • Darüber hinaus können der erste und der zweite Schalter mit einem Neutralleiterschalter verknüpft sein, so dass bei einem Schließen eines ersten und/oder eines zweiten Schalters der Neutralleiterschalter geschlossen wird.
  • Durch die Schaltmatrix ist es möglich, bei einem einphasigen Teilnehmer durch die ersten Schalter eine Phase des Versorgungsnetzes mit dem Teilnehmer zu verbinden. Bei einem zweiphasigen Teilnehmer wird durch einen ersten und einen zweiten Schalter eine Verbindung mit zwei Phasen des Versorgungsnetzes hergestellt und bei einem dreiphasigen Teilnehmer wird durch Schließen eines ersten, eines zweiten und des dritten Schalters jede Phase des Versorgungsnetzes mit den Phasen des Teilnehmers verbunden.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird vorgeschlagen, dass bei einer einphasigen Zuordnung die zweiten und dritten Schalter geöffnet bleiben und bei einer zweiphasigen Zuordnung der dritte Schalter geöffnet bleibt. Hierdurch wird durch minimalen Schaltaufwand eine bestmögliche Flexibilität der Schaltmatrix erreicht.
  • Wie bereits erläutert, kann der Bezugswert verwendet werden, die Zuordnung abhängig von dem Messwert zu bestimmen. Darüber hinaus kann der Bezugswert auch dafür verwendet werden, die Leistungsvorgabe zu bestimmen. Der Bezugswert kann insbesondere für jede Phase bestimmt werden. Der Bezugswert kann dabei beispielsweise eine Nennspannung und/oder eine Nennimpedanz sein. Dies kann ein fest vorgegebener Wert sein. Auch ist es möglich, dass der Bezugswert für jede Phase individuell bestimmt wird. Dies kann beispielsweise abhängig von historischen Messwerten an der Phase erfolgen. So ist es beispielsweise möglich, dass ein mittlerer Spannungswert pro Phase bestimmt wird und dieser mittlere Spannungswert im Vergleich zum aktuellen Spannungswert als Bezugswert verwendet wird. Dadurch wird der Bezugswert relativ zu der aktuellen Netzauslastung der jeweiligen Phase bestimmt, wobei für jede Phase individuell ein optimaler Bezugswert dynamisch bestimmt werden kann. Dies ermöglicht es, auf die Netzqualität jeder Phase individuell reagieren zu können und insbesondere die Leistungsvorgabe für jede Phase individuell einstellen zu können. Auch ist es möglich, dass der Bezugswert als Mittelwert über die elektrischen Größen aller drei Phasen bestimmt wird und für jede der drei Phasen den gleichen Wert hat. Durch den Vergleich des Momentanwertes der Spannung mit historischen Messwerten kann indirekt auf die aktuelle Auslastung des Niederspannungsverteilnetzes geschlossen werden.
  • Die Leistungsvorgabe kann durch eine Kennlinie definiert sein. Hierbei kann der Arbeitspunkt der Kennlinie für die Zuordnung der Leistungsvorgabe abhängig von dem Messwert bestimmt werden. Die Leistungsvorgabe ist vorzugsweise eine P(U)-Kennlinie, kann jedoch auch eine P(Z)-Kennlinie (Z: Netzimpedanz) oder eine P(U, Z)-Kennlinie sein. Durch die Bestimmung des Arbeitspunktes auf der Kennlinie abhängig von dem aktuellen Messwert ist es möglich, dass die Leistungsvorgabe, also die aus dem Netz entnommene Leistung bei einer Last oder die in das Netz eingespeiste Leistung bei einem Einspeiser, von dem aktuellen Niveau der elektrischen Größe des vorgelagerten Netzes, insbesondere von dem Spannungsniveau und/oder von einem Auslastungsniveau angepasst wird. Insbesondere ist die Kennlinie eine P(U)-Kennlinie und zunächst wird der Arbeitspunkt abhängig von der elektrischen Spannung bestimmt.
  • Anschließend kann die Kennlinie bzw. der Arbeitspunkt der Kennlinie durch eine aktuell gemessene Netzimpedanz korrigiert werden. Durch das Messen der Netzimpedanz kann beispielsweise zwischen einem von Mittelspannungs-/Niederspannungstransformator entfernten bzw. nahem Anschlusspunkt differenziert werden.
  • Neben der Korrektur abhängig von der Netzimpedanz kann der aktuell bestimmte Arbeitspunkt abhängig von der aktuellen Messung auch durch eine Abweichung des gemessenen Wertes von einem Mittelwert der elektrischen Größe korrigiert werden. Beispielsweise kann eine Abweichung der gemessenen elektrischen Spannung von einem Spannungsmittelwert, der beispielsweise über die Zeit ermittelt wurde, bestimmt werden. Die entsprechende Abweichung kann zur Korrektur der Kennlinie bzw. des Arbeitspunktes verwendet werden. Die Abweichung vom Mittelwert kann dabei ein Maß für die aktuelle Auslastung des Netzes (Auslastungsniveau) sein.
  • Neben der Korrektur der Kennlinie bzw. des Arbeitspunktes abhängig von der Netzimpedanz sowie von der Netzlast kann zusätzlich, beispielsweise von einem Versorgungsnetzbetreiber, ein Steuersignal verwendet werden, um die Kennlinie zu skalieren. So kann beispielsweise die Leistungsvorgabe um einen Faktor zwischen 0 und 1 abhängig von dem Steuersignal reduziert werden.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel hat die Kennlinie ein konstantes Maximum. Darüber hinaus kann die Kennlinie ausgehend von dem Maximum einen zu einem Nullpunkt verlaufenden Absenkungsbereich aufweisen. Ein Maximum kann eine maximale Leistungsvorgabe (z.B. P=3,7 kW) sein und der Nullpunkt kann eine Leistungsvorgabe mit einer Leistung P=0 kW sein. Der Absenkungsbereich ist dabei vorzugsweise rampenförmig.
  • Vorzugsweise kann für eine Last eine andere Kennlinie verwendet werden, als für einen elektrischen Einspeiser. Die Leistungsvorgaben können für die Last und den elektrischen Einspeiser unterschiedliche Vorzeichen haben.
  • Um die Regelung der Leistung zu vereinfachen, wird vorgeschlagen, dass die Kennlinie im Absenkungsbereich stufenförmig verläuft, wobei die Stufen vorzugsweise gleiche Schrittweiten und/oder gleiche Stufenhöhen aufweisen. Eine Stufenhöhe kann dabei vorzugsweise zwischen 5 und 15 % des Maximums, insbesondere 10 % des Maximums betragen. Dabei kann das Maximum insbesondere von einer unskalierten Kennlinie verwendet werden, welche noch nicht durch das externe Steuersignal skaliert wurde.
  • Im Falle einer Last ist die Kennlinie derart, dass mit sinkender Spannung die durch den Teilnehmer bezogene Leistung abgesenkt werden sollte. Insbesondere kann bei einer Spannung, die z.B. in Abhängigkeit vom Anschlusspunkt und Auslastung des Verteilernetzes zwischen 90 und 98 % des Bezugswertes liegt, der Absenkungsbereich beginnen, insbesondere beginnt der Absenkungsbereich bei 94 % des Bezugswertes. Der Absenkungsbereich bzw. die Rampe kann dann über einen Bereich von 5 %-Punkten bis 10 %-Punkten abgesenkt werden und insbesondere kann der Absenkungsbereich einen Nullpunkt bei 85 bis 89 %, vorzugsweise 89 % des Bezugswertes liegen.
  • Im Falle eines Einspeisers kann der Absenkungsbereich vorzugsweise zwischen 102 und 110 % des Bezugswertes beginnen, insbesondere bei 110 % des Bezugswertes. Die Absenkung kann dann in einem Bereich von 1 bis 5 %-Punkten vom Bezugswert durchgeführt werden. Insbesondere kann der Nullpunkt bei 104 bis 112 %, insbesondere 108 % des Bezugswertes liegen.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird vorgeschlagen, dass für den Fall, dass der Arbeitspunkt den Nullpunkt erreicht hat, eine neue Zuordnung durchgeführt wird. Insbesondere wird nach einer initialen Zuordnung zunächst keine Änderung einer Zuordnung vorgenommen. Eine erneute Zuordnung erfolgt vorzugsweise bis zu maximal zwei Mal je Zeitintervall (12-24 Stunden). Eine erneute Zuordnung erfolgt vorzugsweise erst dann, wenn die Kennlinie einen Nullpunkt erreicht hat. Eine erneute Zuordnung erfolgt vorzugsweise als Leistungsvorgabe auf einer anderen Phase auf der P >0 ermittelt wurde. Eine erneute Zuordnung erfolgt vorzugsweise in jedem Fall für einen neuen Ladevorgang. Die Kennlinie kann einen Nullpunkt erreichen, wenn entweder der Arbeitspunkt im Nullpunkt angelangt ist oder aufgrund eines externen Steuersignals (auch EVU-Vorgabe genannt) die Kennlinie auf 0 skaliert wurde. In diesem Fall kann eine erneute Zuordnung notwendig werden. Um zu verhindern, dass alle Teilnehmer, die an einer gegenständlichen Anschlussvorrichtung angeschlossen sind, gleichzeitig an das Versorgungsnetz angeschlossen werden, erfolgt eine neue Zuordnung erst nach einer gewissen Wartezeit. Diese Wartezeit ist vorzugsweise in einem Zeitintervall zufällig gewählt.
  • Bei Netzausfall oder bei einem Stellsignal (EVU Vorgabe), das die Leistungsvorgabe zu 0 setzt, ist anschließend, wenn das Netz wieder aktiv ist oder die Leistungsvorgabe größer 0 gesetzt wird, ein Anpassen der Leistung der Teilnehmer nach P(U) notwendig. Daher wird vorgeschlagen, dass bei einer Wiederaufnahme eines Leistungsflusses zwischen dem Teilnehmer und dem Versorgungsnetz zunächst eine schrittweise Leistungssteigerung entlang der Kennlinie erfolgt. Diese schrittweise Leistungssteigerung kann vorzugsweise in gleichen Schritten, beispielsweise in 10%-Schritten von der unskalierten Maximalleistung erfolgen.
  • Ein weiterer Aspekt ist eine elektrische Anschlussvorrichtung nach Anspruch 20.
  • Nachfolgend wird der Gegenstand anhand einer Ausführungsbeispiele zeigenden Zeichnung näher erläutert. In der Zeichnung zeigen:
    • 1 ein Ausführungsbeispiel einer Anschlussvorrichtung;
    • 2a eine Logiktabelle für die Zuordnung der Phasen bei einem einphasigen Teilnehmer;
    • 2b eine Logiktabelle für eine Phasenzuordnung bei einem zweiphasigen Teilnehmer;
    • 3a eine P(U)-Kennlinie für eine Last;
    • 3b eine P(U)-Kennlinie für einen Einspeiser;
    • 4 ein Ablaufdiagramm für ein Verfahren gemäß einem Ausführungsbeispiel.
  • 1 zeigt eine Anschlussvorrichtung 2 gemäß einem Ausführungsbeispiel. Eine Anschlussvorrichtung 2 kann beispielsweise eine Ladestation (Ladebox, Wallbox, etc.) für ein Elektrofahrzeug 22 sein, welches gegenständlich sowohl netzdienlich laden kann, als auch optional netzdienlich rückspeisen kann. Die Anschlussvorrichtung 2 ist versorgungsnetzseitig über einen Leistungsschutzschalter 4 an einen Hausanschlusspunkt 6 angeschlossen. Die Verbindung zwischen dem Leistungsschutzschalter 4 und dem Hausanschlusspunkt 6 ist vorzugsweise dreiphasig mit einem zusätzlichen Nullleiter und einem Erdungsleiter. Somit hat die Anschlussvorrichtung 2 an seinem Schutzschalter 4 drei versorgungsnetzseitige Anschlüsse (Phasen) sowie einen Neutralleiter und einen Erdungsleiter.
  • An dem Hausanschlusspunkt 6 kann eine Messvorrichtung (nicht gezeigt) vorgesehen sein, über die elektrische Größen eines an dem Hausanschlusspunkt 6 angeschlossenen Versorgungsnetzes 8 gemessen werden können. Die gemessenen elektrischen Größen können beispielsweise eine Spannung einer jeden Phase sowie ein Strom sein über den die Netzimpedanz bestimmt werden kann. Die Messvorrichtung in dem Hausanschlusspunkt 6 kann beispielsweise ein Smart Meter sein und die notwendigen elektrischen Größen erfassen.
  • In der Anschlussvorrichtung 2 kann ein Steuergerät 10 angeordnet sein. Das Steuergerät 10 kann einerseits für die Zuordnung zwischen den versorgungsnetzseitigen Anschlüssen (Phasen U1, U2 und U3 des Versorgungsnetzes 8) und den teilnehmernetzseitigen Anschlüssen 12 eingerichtet sein. Hierzu kann das Steuergerät 10, wie strichpunktiert dargestellt, von dem in dem Hausanschlusspunkt 6 angeordneten Messgerät die gemessenen Messwerte empfangen und auswerten. Hierbei kann das Steuergerät 10 sowohl aktuelle Messwerte empfangen und auswerten, als auch Messmittelwerte empfangen und/oder selbst ermitteln. Hierbei kann insbesondere ein Spannungsmittelwert ermittelt werden.
  • Die Anschlussvorrichtung 2 ist vorzugsweise für ein einphasiges Laden bis 3,7 kVA, ein zweiphasiges Laden bis 7,4 kVA und ein dreiphasiges Laden bis 11 kVA eingerichtet.
  • Für ein gegenständliches Zuordnen der versorgungsnetzseitigen Phasen U1, U2, U3 zu den teilnehmerseitigen Anschlüssen 12 sind erste Schalter 14, zweite Schalter 16 und ein dritter Schalter 18 vorgesehen.
  • Die ersten Schalter 14 weisen einen mit der ersten Phase U1 verbundenen Schalter 14.1, einen mit der zweiten Phase U2 verbundenen Schalter 14.2 und einen mit der dritten Phase U3 verbundenen Schalter 14.3 auf. Die zweiten Schalter weisen einen mit der ersten Phase U1 verbundenen Schalter 16.1 und einen mit der zweiten Phase U2 verbundenen Schalter 16.2 auf. Der dritte Schalter 18.3 ist mit der dritten Phase U3 verbunden. Die ersten Schalter 14, zweiten Schalter 16 und der dritte Schalter 18 sind mit dem Steuergerät 10 in Wirkverbindung und werden über dieses angesteuert. Darüber hinaus ist ein weiterer Schalter 20, der zum Schalten des Neutralleiters gebildet ist, ebenfalls mit dem Steuergerät 10 verbunden.
  • Das Steuergerät 10 ist dergestalt, dass es bei einem einphasig betriebenen Teilnehmer an den teilnehmerseitigen Anschlüssen 12 ausschließlich die ersten Schalter 14 ansteuert. Bei einem zweiphasigen betriebenen Teilnehmer an dem teilnehmerseitigen Anschlüssen 12 werden durch das Steuergerät 10 sowohl die ersten Schalter 14 als auch die zweiten Schalter 16 angesteuert und bei einem dreiphasig betriebenen Teilnehmer werden alle drei Schalter 14, 16, 18 geschaltet. Die Schalter 14 sind vorzugsweise so geschaltet, dass jeweils nur einer der Schalter 14.1, 14.2 oder 14.3 geschlossen sein kann. Die Schalter 16 sind so eingerichtet, dass jeweils nur ein Schalter 16.1 oder 16.2 geschlossen sein kann. Ferner ist das Steuergerät 10 so ausgestaltet, dass eine Phase U1, U2 oder U3 jeweils nur durch einen der Schalter 14, 16, 18 auf einen teilnehmerseitigen Anschluss 12 geschaltet werden kann.
  • Darüber hinaus wird über das Steuergerät 10 sichergestellt, dass wenn zumindest einer der Schalter 14, 16 geschlossen wird, gleichzeitig der Schalter 20 geschlossen wird. Die Ansteuerung des Schalters 20 ist auch für einen dreiphasigen Teilnehmer bei Ansteuerung des Schalters 18 über das Steuergerät sichergestellt.
  • An den teilnehmerseitigen Anschlüssen 12 kann ein Elektrofahrzeug 22 angeschlossen sein. Das Elektrofahrzeug 22 kann an die teilnehmerseitigen Anschlüsse 12 zum Laden oder zum Rückspeisen angeschlossen sein. Hierbei kann das Elektrofahrzeug 22 z.B. je nach Notwendigkeit des Versorgungsnetzes 8 als Last oder als Einspeiser fungieren.
  • Wird das Elektrofahrzeug 22 an den teilnehmerseitigen Anschluss 12 angeschlossen, signalisiert es gegenüber der Anschlussvorrichtung seine Ladebereitschaft bzw. seine Anwesenheit. In diesem Moment wird durch das Steuergerät 10 zunächst veranlasst, dass in dem Hausanschlusspunkt 6 durch die dort verbaute Messvorrichtung die notwendigen elektrischen Größen erfasst werden können, um anschließend eine gegenständliche Zuordnung der versorgungsnetzseitigen Phasen U1, U2, U3 mit dem teilnehmerseitigen Anschlüssen 12 zu verbinden, in dem die Schalter 14, 16, 18 und 20 entsprechend der nachfolgenden Beschreibung angesteuert werden. Erfassung der Messgrößen kann optional auch separat in der Ladeanschlussvorrichtung über Spannungs- bzw. Strommesswertumformer erfolgen.
  • 2a zeigt, wie bei einem einphasigen Teilnehmer die Schalter 14, 16, 18 geschaltet werden müssen, um eine gegenständliche Zuordnung zu realisieren. In den Spalten U1, U2, U3, zeigt ein „X“ an, welche der Phasen U1, U2, U3 die höchste Spannung hat. Die Maximalspannung kann die Bezugsgröße sein. Dies kann beispielsweise 230V sein. Zur Vereinfachung kann es sinnvoll sein, Spannungsbänder beispielsweise mit Spannungsbreiten von 0,5V oder 1V zu definieren und wenn die Spannungen zumindest zweier der Phasen U1, U2, U3 gemeinsam in einem dieser Bänder liegen, werden diese Spannungen als gleich angenommen. Die Spalte 24 repräsentiert die zu schließenden Schalter im Falle einer Last und die Spalte 26 repräsentiert die zu schließenden Schalter im Falle einer Einspeisung.
  • Wird die höchste Spannung auf der Phase U1 gemessen, so erfolgt ein Schließen des Schalters 14.1 beim Laden (Spalte 24) und ein zufälliges Schalten der Schalter 14.2 oder 14.3 beim Einspeisen (Spalte 26). Das bedeutet, dass wenn die Phase U1 die höchste Spannung hat, diese Phase über den Schalter 14.1 auf den teilnehmerseitigen Anschluss 12 geschaltet wird und durch die Last 22 belastet wird, so dass über eine Absenkung der Spannung auf der Phasen U1 eine Symmetrierung erfolgen kann. Im Falle der Einspeisung wird durch das Schließen der Schalter 14.2 oder 14.3 die Phase U1 nicht mit weiterer Leistung beaufschlagt, so dass über eine Erhöhung der Spannungen auf den Phasen U2 oder U3 eine Symmetrierung erfolgen kann.
  • Es versteht sich, dass stets auch der Schalter 20 jeweils geschlossen wird.
  • Die folgenden beiden Zeilen sind selbsterklärend.
  • Für den Fall, dass auf den Phasen U1 und U2 gleich hohe Spannungen bzw. die Spannungen in den gleichen Spannungsbändern gemessen werden und diese höher sind, als auf der Phase U3, so erfolgt ein zufälliges Schalten der Schalter 14.1 oder 14.2 bei Last (Spalte 24) bzw. ein Schalten des Schalters 14.3 beim Einspeisen (Spalte 26). Hierdurch wird eine Symmetrierung dadurch erreicht, dass mit dem Schalten der Schalter 14.1 oder 14.2 im Falle eines Leistungsbezugs durch eine Last 22 die Spannungen auf den Phasen U1, U2 reduziert werden. Im Falle einer Rückspeisung auf der Phase U3 wird durch das Schließen des Schalters 14.3 die entsprechende Spannung erhöht.
  • Die weiteren Zeilen sind wiederum selbsterklärend.
  • Durch das Schalten entsprechend der Logiktabelle gemäß 2a wird stets erreicht, dass bei einem einphasigen Teilnehmer eine möglichst gute Symmetrierung auf den Phasen U1, U2, U3 erfolgt. Die Symmetrierung wird sowohl für den Leistungsbezug als auch die Leistungsrückspeisung durch das Elektrofahrzeug 22 angestrebt. Es versteht sich, dass die zweiten Schalter 16 und der dritte Schalter 18 für den Fall eines einphasigen Teilnehmers 22 an den teilnehmerseitigen Anschlüssen 12 geöffnet bleiben.
  • 2b zeigt, wie bei einem zweiphasigen Teilnehmer die Schalter 14 und 16 geschaltet werden müssen, um eine gegenständliche Zuordnung zu realisieren. In den Spalten U1, U2, U3, zeigt ein „X“ an, welche der Phasen U1, U2, U3 die niedrigste Spannung hat. Anders als bei einem einphasigen Teilnehmer wird hier über die Messeinrichtung oder Steuergerät 10 nicht ein Maximalwert einer Spannung bestimmt, sondern ein Minimalwert. Auch hier können wiederum Spannungsbänder definiert sein, innerhalb derer Spannungen als gleich angenommen werden. Ebenfalls wird stets der Schalter 20 mit geschlossen, wenn einer der Schalter 14, 16 oder 18 geschlossen wird.
  • Für den Fall, dass auf der Phase U1 die niedrigste Spannung gemessen wird, erfolgt ein Schließen der Schalter 14.3 und 16.2. Dadurch wird durch den ersten Schalter 14.3 die dritte Phase U3 auf ein teilnehmerseitigen Anschluss 12 gelegt und die zweite Phase U2 durch den zweiten Schalter 16.2 (Spalte 24). Die Phase U1 bleibt dann unbelastet. Im Falle der Rückspeisung wird, wie in Spalte 26 dargestellt, der Schalter 16.1 geschlossen und zufällig einer der Schalter 14.2 oder 14.3. Somit wird durch das Schließen des Schalters 16.1 sichergestellt, dass bei der Rückspeisung die Phase U1 mit dem niedrigsten Spannungsniveau mit Spannung von dem Einspeiser 22 versorgt wird und nur eine der Phasen U2 und U3 ebenfalls durch den Teilnehmer 22 versorgt wird.
  • Fällt eine der Spannungen beispielsweise unter einen Grenzwert, beispielsweise unter einen Wert von 85% des Bezugswertes, so ist ein Bezug gemäß der Spalten 24 nicht mehr möglich und es wird lediglich eine Rückspeisung gemäß der Spalte 26 ermöglicht. Andererseits kann eine Spannung über einen Grenzwert steigen, beispielsweise 110% des Bezugswertes. Dann ist nur ein Bezug entsprechend der Spalte 24 möglich und ein Rückspeisen entsprechend der Spalten 26 ist unterbunden.
  • In den Diagrammen in 2a und 2b präsentiert ein „+“ ein logisches UND, ein „/“ ein logisches ODER.
  • Über die Logiktabellen der 2a und 2b erfolgt das Zuordnen der versorgungsnetzseitigen Anschlüsse zu den teilnehmerseitigen Anschlüssen gemäß eines Ausführungsbeispiels.
  • Im Falle eines dreiphasigen Teilnehmers 22 werden stets alle drei Phasen U1, U2, U3 auf den teilnehmerseitigen Anschluss 12 geschaltet und hierbei die Schalter 14.1, 16.2 und 18.3 sowie zwangsläufig 20 geschlossen.
  • Neben der Zuordnung erfolgt gegenständlich auch eine elektrische Leistungsvorgabe für den Leistungsfluss zwischen der Anschlussvorrichtung 2 und dem Teilnehmer 22, sei es ein Bezug von elektrischer Leistung oder ein Rückspeisen elektrischer Leistung. Diese Leistungsvorgabe erfolgt zunächst abhängig von einer der Kennlinien 3a, 3b, wie nachfolgend dargestellt.
  • 3a zeigt eine P(U)-Kennlinie 28 für einen Bezug elektrischer Leistung. Hierbei hat die Kennlinie 28 ein konstantes Maximum 28a und einen Absenkungsbereich 28b. Ferner ist ein Bezugswert 30 angegeben, der beispielsweise eine Nominalspannung sein kann.
  • Auf der Abzisse ist die Spannung aufgetragen und auf der Ordinate ist die Leistungsvorgabe aufgetragen.
  • Zunächst erfolgt eine Zuordnung der Phasen zu den teilnehmerseitigen Anschlüssen gemäß den Logiktabellen 2a und 2b oder aber im Falle eines dreiphasigen Teilnehmers 22 durch Schließen jeweils eines der Schalter 14, 16, 18 und des Schalters 20. Hierbei erfolgt das Schließen der Schalter innerhalb eines Schaltintervalls zu einem zufälligen Zeitpunkt.
  • Zusätzlich zum Bestimmen der Zuordnung wird eine Leistungsvorgabe durchgeführt. Hierzu wird zunächst die Spannung am Hausanschlusspunkt 6 oder auch separat in der Ladeanschlussvorrichtung über Spannungsmesswertumformer für die jeweils zu schaltende Phase bestimmt. Anschließend wird bestimmt, ob diese Spannung oberhalb eines oberen Grenzwertes 32a ist oder nicht. Der obere Grenzwert 32a kann beispielsweise 90% des Bezugswerts 30 betragen. Ist dies der Fall, so erfolgt zunächst eine Leistungsvorgabe von P=100%.
  • Liegt die Spannung unterhalb des ersten Grenzwertes 32a und oberhalb eines zweiten Grenzwertes 32b, der beispielsweise 85% des Bezugswerts 30 betragen kann, erfolgt eine Leistungsreduktion entsprechend der Rampenfunktion im Absenkungsbereich 28b. Hierbei wird die Rampe im Absenkungsbereich 28b vorzugsweise in 10% Schritten von P=100% durchlaufen.
  • Während einer aktiven Zuordnung zwischen einer Phase U1, U2, U3 und einem teilnehmerseitigen Anschluss 12 erfolgt in Intervallen eine Spannungsmessung und gegebenenfalls eine Anpassung der Leistungsvorgabe. Die Anpassung der Leistungsvorgabe kann jedoch dabei ebenfalls lediglich in Schritten erfolgen. Die Schritte sind vorzugsweise 10% von P=100%. Hierdurch wird erreicht, dass keine sprunghafte Leistungsveränderung erfolgt.
  • Es sei angemerkt, dass eine Reduktion der Leistung entsprechend der Rampe im Absenkungsbereich 28b bereits im Zeitpunkt des Zuschaltens wirksam sein kann.
  • Zunächst wird der Arbeitspunkt entlang der Kennlinie über die gemessene Spannung an dem Hausanschlusspunkt 6 bestimmt. Darüber hinaus kann jedoch eine Anpassung des Arbeitspunktes in zweierlei Hinsicht erfolgen. Zunächst kann beispielsweise eine Lastkorrektur abhängig von einer Netzlast erfolgen. Hierbei kann beispielsweise der Arbeitspunkt abhängig von einer Abweichung des Spannungsmomentanwertes von einem Spannungsmittelwert, der beispielsweise über die Zeit gemittelt wurde, durchgeführt werden. Ist beispielsweise der Spannungsmittelwert dauerhaft unterhalb des Bezugswerts 30, so kann der Arbeitspunkt Richtung unterem Grenzwert 32b verschoben werden oder es kann eine Verschiebung der Kennlinie 28 in Richtung höherer Spannungen im Zuge einer Parallelverschiebung erfolgen.
  • Neben einer netzlastabhängigen Lastkorrektur ist auch eine Korrektur des Arbeitspunktes abhängig von einer Netzimpedanz möglich. So kann am Hausanschlusspunkt 6 eine Netzimpedanz bestimmt werden. Hierdurch kann bestimmt werden, wie weit der Hausanschlusspunkt 6 von einem Ortsnetztransformator entfernt ist Je weiter der Hausanschlusspunkt 6 von dem Ortsnetztransformator entfernt ist, desto größer kann die Netzimpedanz sein. In diesem Fall kann der Arbeitspunkt ebenfalls in Richtung des unteren Grenzwerts 32b verschoben werden oder es kann eine Parallelverschiebung der Kennlinie 28 in Richtung höherer Spannungen (im gezeigten Beispiel nach rechts) erfolgen. Dies beides führt dazu, dass bereits bei höheren Spannungen eine Leistungsreduktion einsetzt. Sowohl die netzlastabhängige Lastkorrektur als auch die Netzimpedanz abhängige Korrektur kann zusammen mit der Bestimmung der Leistungsvorgabe erfolgen.
  • Neben der Bestimmung der Leistungsvorgabe abhängig von dem Zuständen am Hausanschlusspunkt 6, welche zuvor beschrieben wurden, kann zusätzlich eine Skalierung der Kennlinie 28 durch einen Energieversorger oder einen Versorgungsnetzbetreiber erfolgen. Hierzu kann in dem Steuergerät 10 ein Steuersignal empfangen werden, mit dessen Hilfe die Kennlinie 28 in Richtung höherer Leistungen oder in Richtung kleinerer Leistungen skaliert werden kann. Insbesondere kann eine solche Skalierung in Richtung kleinerer Leistungen durch eine Multiplikation der bestimmten Leistungsvorgabe mit einem Faktor zwischen 0 und 1 erfolgen.
  • Der Energieversorger kann durch ein Steuersignal, welches ein Faktor von 0 beinhaltet, sowohl einen Bezug als auch die Rückspeisung von elektrischer Leistung unmittelbar beenden.
  • Nach einer Netzunterbrechung oder einem Beenden eines Bezugs durch ein entsprechendes Steuersignal mit dem Faktor 0 kann nach Wiederaufnahme des Netzes oder einem Steuersignal mit einem Faktor > 0 ein erneuter Bezug beginnen. Dieser erneute Bezug sollte jedoch innerhalb eines Zeitintervalls beginnen, wobei der Zeitpunkt der Wiederaufnahme des Bezugs innerhalb dieses Zeitintervalls zufällig gewählt werden sollte.
  • Darüber hinaus sollte beim Wiederaufnehmen der Leistung diese zunächst in Schritten ausgehend vom Nullwert erhöht werden. Insbesondere ist eine schrittweise Erhöhung in Schritten von 10% des Maximums P=100% bis zum Wert der Leistungsvorgabe sinnvoll. Für jede Phase kann die Maximalleistung beispielsweise 3,7 kVA sein.
  • 3b zeigt eine Kennlinie 34 für ein Rückspeisen aus dem Teilnehmer 22. Auch im Falle des Rückspeisens erfolgt zunächst eine Phasenauswahl wie zuvor beschrieben und eine Leistungsvorgabe abhängig von der gemessenen Spannung. Die Kennlinie 34 verfügt ebenfalls über ein konstantes Maximum 34a und einen Absenkungsbereich 34b. Der Absenkungsbereich 34b beginnt bei einem ersten Grenzwert 36a, der beispielsweise 110% des Bezugswertes 30 ist und endet bei einem oberen Grenzwert 36b, der beispielsweise 112% des Bezugswertes 30 ist. Beim Zuschalten, bzw. kurz vor dem Zuschalten erfolgt eine Spannungsmessung und der Arbeitspunkt auf der Kennlinie 34 wird bestimmt.
  • Abhängig von dem bestimmten Arbeitspunkt erfolgt eine Leistungsvorgabe, die von dem Steuergerät 10 an den Teilnehmer 22 signalisiert wird.
  • Eine Korrektur der Leistungsvorgabe kann wiederum entsprechend der Netzlast als auch der Netzimpedanz, wie zuvor beschrieben erfolgen, in dem der Arbeitspunkt verschoben wird. Neben der autarken Korrektur abhängig von Zuständen an dem Hausanschlusspunkt 6 kann ebenfalls eine Vorgabe durch einen Energieversorger oder einen Versorgungsnetzbetreiber durch ein entsprechendes Steuersignal erfolgen.
  • Überschreitet die Spannung den Grenzwert 36b, ist der Betrieb des Teilnehmers 22 nur im Lastmodus möglich und unterschreitet die Spannung den Grenzwert 32b, ist der Betrieb des Teilnehmers 22 nur im Rückspeisemodus möglich.
  • 4 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens gemäß einem Ausführungsbeispiel. In einem ersten Schritt 50 signalisiert das Elektrofahrzeug 22 gegenüber der Anschlussvorrichtung 2, dass es angeschlossen ist Hierbei kann beispielsweise ein sogenanntes „plug present“-Signal ausgewertet werden. In diesem Zusammenhang kann der Teilnehmer 22 mitteilen, ob er einphasig, zweiphasig oder dreiphasig betrieben wird. Diese Information wird in dem Steuergerät 10 verarbeitet.
  • Anschließend kann in Schritt 52 ein Steuersignal des Energieversorgers oder des Versorgungsnetzbetreibers abgefragt oder ausgewertet werden, um nachfolgend eine beschrieben Skalierung der Leistungsvorgabe durchführen zu können. Ist der Wert P>0, so kann dies als Freigabe für das Laden durch den Energieversorger, den Netzbetreiber, den Messstellenbetreiber oder den Ladestationsbetreiber gewertet werden. In diesem Fall wird zu einem zufälligen Zeitpunkt innerhalb eines Zeitfensters, welches beispielsweise zwei Minuten sein kann, eine Zuordnung der Phasen wie im Zusammenhang mit der 1 und 2 beschrieben durchgeführt (54). Hierbei kann jedoch zunächst nur bestimmt werden, welche der Schalter 14, 16, 18 geschlossen werden sollen.
  • Bevor die Schalter geschlossen werden, kann in Schritt 56 eine Messung am Hausanschlusspunkt 6 abgefragt werden und ein aktueller Spannungswert und ein aktueller Netzimpedanzwert bestimmt werden. Dies kann für die Phasen erfolgen, die ausgewählt wurden, um auf die teilnehmerseitigen Anschlüsse geschaltet zu werden. Entsprechend der Messwerte erfolgt eine Bestimmung des Arbeitspunktes auf der Kennlinie 28, 34 entsprechend der Beschreibung zu den 3a und 3b und gegebenenfalls eine Korrektur des Arbeitspunktes, wie ebenfalls zu vor beschrieben wurde. Diese Leistungsvorgabe entsprechend des Arbeitspunktes auf den Kennlinien 28, 34 wird von dem Steuergerät 10 an das Elektrofahrzeug 22 kommuniziert und die entsprechenden Schalter werden geschlossen (58). Außerdem kann eine Skalierung anhand einer EVU Vorgabe überlagert erfolgen, wie beschrieben.
  • Während der Verbindung zwischen dem Elektrofahrzeug 22 und dem Hausanschluss 6 respektive dem Leistungsschutzschalter 4 erfolgt in Intervallen stets eine Messung der Messwerte und eine Abfrage des Steuersignals, um während der Verbindung den Arbeitspunkt auf den Kennlinien 28 bzw. 34 zu bestimmen und gegebenenfalls eine Anpassung der Skalierung der Leistungsvorgabe durchzuführen.
  • Wird in Schritt 58 bei ein- oder zweiphasigen Teilnehmern festgestellt, dass die Leistungsvorgabe P=0 ist, so wird dies gegenüber dem Elektrofahrzeug 22 kommuniziert und durchgesetzt.
  • Anschließend wird in Schritt 60 nach einer definierten Zeit überprüft, ob auf einer anderen Phase geladen werden kann. Hierfür wird überprüft, ob dies auf einer der anderen Phasen bei denen die Leistungsvorgabe P>0 ist, möglich ist. Ist dies der Fall, so wird in den Schritt 52 zurückverwiesen und die Leistungsvorgabe neu bestimmt.
  • Hierbei wird jedoch zu beachten sein, dass ein Ladevorgang auf einer neu gewählten Phase mit einer reduzierten Leistung, unterhalb der Leistungsvorgabe beginnen soll. Dies kann beispielsweise mit einem unteren Grenzwert von 10% der Maximalleistung sein und schrittweise in beispielsweise 10% Schritten der Maximalleistung bis zur Leistungsvorgabe erfolgen.
  • Wird in Schritt 60 festgestellt, dass auf keine der Phasen eine Leistungsvorgabe mit P>0 möglich ist, wird nicht umgeschaltet, sondern es wird abgewartet, bis eine Leistungsvorgabe mit P>0 auf der bisherigen Phase möglich ist. Der Vorgang kann beendet werden, wenn der Teilnehmer 22 ein Trennen signalisiert.
  • Mit dem gezeigten Verfahren ist es möglich, eine autonome Phasenumschaltung mit gleichzeitiger Berücksichtigung von Netzvorgaben zu realisieren. Vorteilhaft ist hierbei, dass auch ohne Verbindung zu einer Zentrale eine autonome netzdienliche Steuerung von Teilnehmern möglich ist, mit der eine passive Netzstabilisierung quasi als Rückfallebene bei Ausfall der zentralen Steuerung erreicht werden kann.
  • Bezugszeichenliste
    • 2
    Abschlussvorrichtung
    4
    Schutzschalter
    6
    Hausanschlusspunkt / Zählerplatz
    8
    Versorgungsnetz
    10
    Steuergerät
    12
    Teilnehmerseitige Anschlüsse
    14, 16, 18
    Schalter
    20
    Neutralleiterschalter
    22
    Elektrofahrzeug
    24
    Bezug
    26
    Rückspeisung
    28
    Kennlinie
    30
    Bezugswert
    32a, b
    Grenzwert
    34
    Kennlinien
    36a, b
    Grenzwert

Claims (20)

  1. Verfahren zum Betreiben eines an zumindest einer Phase eines elektrischen Versorgungsnetzes betreibbaren Teilnehmers, umfassend: - Messen eines Messwertes von zumindest einer elektrischen Größe an zumindest zwei versorgungsnetzseitigen Anschlüssen einer zumindest zwei teilnehmerseitige Anschlüsse aufweisenden Anschlussvorrichtung, wobei die versorgungsnetzseitigen Anschlüsse verschiedenen Phasen des Versorgungsnetzes zugeordnet sind, - Zuordnen von zumindest einem versorgungsnetzseitigen Anschluss zu zumindest einem teilnehmerseitigen Anschluss abhängig von dem Messwert, wobei durch die Zuordnung der jeweilige versorgungsnetzseitige Anschluss mit dem jeweiligen teilnehmerseitigen Anschluss verbunden wird, dadurch gekennzeichnet, - dass bei der Zuordnung eine elektrische Leistungsvorgabe abhängig von zumindest dem Messwert für zumindest einen der teilnehmerseitigen Anschlüsse erfolgt.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, - dass der Messwert vor und/oder während der Dauer der Zuordnung gemessen wird und/oder dass die Leistungsvorgabe vor und/oder während der Dauer der Zuordnung erfolgt, insbesondere dass die Leistungsvorgabe in zeitlichen Abständen erfolgt.
  3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, - dass der zumindest eine versorgungsnetzseitige Anschluss zu zumindest einem teilnehmerseitigen Anschluss abhängig von einer Abweichung des Messwertes zu einem Bezugswert oder abhängig von dem Betrag des Messwertes zugeordnet wird, insbesondere dass der versorgungsnetzseitige Anschluss zu einem teilnehmerseitigen Anschluss zugeordnet wird, dessen Messwert von den Messwerten der noch nicht zugeordneten versorgungsnetzseitigen Anschlüssen der jeweils größte oder kleinste ist.
  4. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, - dass die elektrische Größe insbesondere eine elektrische Spannung, insbesondere ein Betrag einer Spannung, insbesondere eines Effektivwertes der Spannung und/oder eine elektrische Netzimpedanz am teilnehmerseitigen Anschluss ist.
  5. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, - dass die Zuordnung in Reaktion auf eine Verbindung eines Elektrofahrzeugs mit der Anschlussvorrichtung, insbesondere eine Ladeanforderung des Elektrofahrzeugs an der Anschlussvorrichtung erfolgt.
  6. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, - dass die Zuordnung über eine Schaltmatrix erfolgt, wobei die Schaltmatrix zwischen einem ersten teilnehmerseitigen Anschluss und den zumindest drei versorgungsnetzseitigen Anschlüssen jeweils einen ersten Schalter aufweist, zwischen einem zweiten teilnehmerseitigen Anschluss und zwei der versorgungsnetzseitigen Anschlüsse jeweils einen zweiten Schalter aufweist und zwischen einem dritten teilnehmerseitigen Anschluss und einem einzigen der versorgungsnetzseitigen Anschlüssen einen dritten Schalter aufweist.
  7. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die ersten, zweiten und dritten Schalter gegenseitig derart verknüpft sind, dass ein versorgungsnetzseitigen Anschlüssen jeweils nur mit einem versorgungsnetzseitigen Anschluss verbindbar ist und/oder dass die ersten und zweiten Schalter mit einem Neutralleiterschalter verknüpft sind, so dass bei einem Schließen eines ersten und/oder eines zweiten Schalters der Neutralleiterschalter geschlossen wird.
  8. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass von den ersten und zweiten jeweils nur ein Schalter geschlossen wird.
  9. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass bei einer einphasigen Zuordnung die zweiten und dritten Schalter geöffnet bleiben und bei einer zweiphasigen Zuordnung der dritte Schalter geöffnet bleibt.
  10. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, - dass der Bezugswert für jede Phase bestimmt wird, insbesondere dass der Bezugswert abhängig von historischen Messwerten der Phase bestimmt wird, insbesondere dass ein Mittelwert der elektrischen Größe der Phase bestimmt wird und dass der Bezugswert abhängig von dem Mittelwert bestimmt wird.
  11. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, - dass ein Arbeitspunkt einer Kennlinie für die Zuordnung der Leistungsvorgabe zumindest abhängig von dem Messwert bestimmt wird.
  12. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, - dass die Leistungsvorgabe eine Bezugsleistung oder eine Einspeiseleistung ist.
  13. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, - dass die Kennlinie abhängig von einem externen Steuersignal, insbesondere von einem Steuersignal des Netzbetreibers skaliert wird.
  14. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, - dass die Kennlinie ein konstantes Maximum aufweist und dass die Kennlinie ausgehend von dem Maximum einen zu einem Nullpunkt verlaufenden Absenkungsbereich aufweist, wobei der Absenkungsbereich vorzugsweise rampenförmig ist.
  15. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, - dass die Kennlinie im Absenkungsbereich stufenförmig verläuft, wobei die Stufen vorzugsweise gleiche Schrittweiten und/oder gleiche Stufenhöhen aufweisen, wobei die Stufenhöhe vorzugsweise 5-15% des Maximums, insbesondere 10% des Maximums beträgt.
  16. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, - dass der Absenkungsbereich vorzugsweise bei 90-98% des Bezugswertes beginnt und/oder dass der Nullpunkt des Absenkungsbereichs bei 85-93% des Bezugswertes liegt oder dass der Absenkungsbereich vorzugsweise bei 102-110% des Bezugswertes beginnt und/oder dass der Nullpunkt des Absenkungsbereichs bei 104-112% des Bezugswertes liegt.
  17. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, - dass wenn der Arbeitspunkt den Nullpunkt erreicht, eine neue Zuordnung erst nach einer Wartezeit erfolgt.
  18. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, - dass bei einer neuen Zuordnung die Kennlinie vom Nullpunkt ausgehend vorzugsweise bis zum Maximum durchlaufen wird.
  19. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, - dass bei einer Zuordnung der jeweilige versorgungsnetzseitige Anschluss mit dem jeweiligen teilnehmerseitigen Anschluss nach einer zufällig bestimmten Zeit innerhalb eines Schaltintervalls verbunden wird.
  20. Elektrische Anschlussvorrichtung für zumindest zweiphasige Teilnehmer an einem Energieversorgungsnetz mit - einer Anschlussvorrichtung mit versorgungsnetzseitigen Anschlüssen an verschiedenen Phasen des Versorgungsnetzes und teilnehmerseitigen Anschlüssen, - einer Messvorrichtung eingerichtet zum Messen eines Messwertes von zumindest einer elektrischen Größe an zumindest zwei versorgungsnetzseitigen Anschlüssen, - wobei die Anschlussvorrichtung zum Zuordnen von zumindest einem versorgungsnetzseitigen Anschluss zu zumindest einem teilnehmerseitigen Anschluss abhängig von dem Messwert eingerichtet ist, wobei durch die Zuordnung der jeweilige versorgungsnetzseitige Anschluss mit dem jeweiligen teilnehmerseitigen Anschluss verbunden ist, dadurch gekennzeichnet, - dass bei der Zuordnung eine elektrische Leistungsvorgabe abhängig von zumindest dem Messwert für zumindest einen der teilnehmerseitigen Anschlüsse erfolgt.
DE102017100138.7A 2017-01-05 2017-01-05 Verfahren zum Betreiben eines Teilnehmers an einem Versorgungsnetz Withdrawn DE102017100138A1 (de)

Priority Applications (11)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102017100138.7A DE102017100138A1 (de) 2017-01-05 2017-01-05 Verfahren zum Betreiben eines Teilnehmers an einem Versorgungsnetz
HUE17781091A HUE060388T2 (hu) 2017-01-05 2017-10-06 Eljárás egy táphálózatra csatlakozó egységek üzemeltetésére
ES17781091T ES2929043T3 (es) 2017-01-05 2017-10-06 Procedimiento de operación de un abonado en una red de suministro
PT177810918T PT3566276T (pt) 2017-01-05 2017-10-06 Processo para a operação de um subscritor numa rede de alimentação
EP17781091.8A EP3566276B1 (de) 2017-01-05 2017-10-06 Verfahren zum betreiben eines teilnehmers an einem versorgungsnetz
PCT/EP2017/075528 WO2018127307A1 (de) 2017-01-05 2017-10-06 Verfahren zum betreiben eines teilnehmers an einem versorgungsnetz
PL17781091.8T PL3566276T3 (pl) 2017-01-05 2017-10-06 Sposób eksploatacji uczestnika w sieci zasilającej
CN201780082284.5A CN110301080B (zh) 2017-01-05 2017-10-06 用于运行供电网上的成员的方法
DK17781091.8T DK3566276T3 (da) 2017-01-05 2017-10-06 Fremgangsmåde til drift af en deltager i et forsyningsnet
HRP20221428TT HRP20221428T1 (hr) 2017-01-05 2017-10-06 Postupak upravljanja korisnikom u opskrbnoj mreži
KR1020197022573A KR102473655B1 (ko) 2017-01-05 2017-10-06 공급 네트워크에서 가입자를 동작시키는 방법

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102017100138.7A DE102017100138A1 (de) 2017-01-05 2017-01-05 Verfahren zum Betreiben eines Teilnehmers an einem Versorgungsnetz

Publications (1)

Publication Number Publication Date
DE102017100138A1 true DE102017100138A1 (de) 2018-07-05

Family

ID=60043196

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE102017100138.7A Withdrawn DE102017100138A1 (de) 2017-01-05 2017-01-05 Verfahren zum Betreiben eines Teilnehmers an einem Versorgungsnetz

Country Status (11)

Country Link
EP (1) EP3566276B1 (de)
KR (1) KR102473655B1 (de)
CN (1) CN110301080B (de)
DE (1) DE102017100138A1 (de)
DK (1) DK3566276T3 (de)
ES (1) ES2929043T3 (de)
HR (1) HRP20221428T1 (de)
HU (1) HUE060388T2 (de)
PL (1) PL3566276T3 (de)
PT (1) PT3566276T (de)
WO (1) WO2018127307A1 (de)

Cited By (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102019200342A1 (de) * 2019-01-14 2020-07-16 Mahle Lnternational Gmbh Verfahren zum Betrieb einer Ladestation für Fahrzeuge
DE102019134379A1 (de) * 2019-12-13 2021-06-17 Sma Solar Technology Ag Ladegerät für ein elektrofahrzeug, energieversorgungsanlage und verfahren zum laden eines elektrofahrzeugs mit einem ladegerät
DE102019134380A1 (de) * 2019-12-13 2021-06-17 Sma Solar Technology Ag Ladegerät für ein elektrofahrzeug, energieversorgungsanlage und verfahren zum betreiben eines derartigen ladegeräts
DE102019134384A1 (de) * 2019-12-13 2021-06-17 Sma Solar Technology Ag Verfahren zum betreiben eines ladegeräts für ein elektrofahrzeug, ladegerät für ein elektrofahrzeug, energieversorgungsanlage mit einem derartigen ladegerät und energiemanagementeinrichtung zur verwendung bei dem verfahren
CN113423603A (zh) * 2019-02-11 2021-09-21 益斯公司 用于控制从电网到电动车辆的电力输送的充电站和电气组件装置
DE102020124123A1 (de) 2020-09-16 2022-03-17 Mensch und Mouse Informationstechnik GmbH Verfahren zum Laden eines Elektrofahrzeugs
NL2027345B1 (en) * 2021-01-19 2022-07-25 Greenflux Assets B V Method and system for allocating charging resources to electric vehicles
DE102021104573A1 (de) 2021-02-25 2022-08-25 KEBA Energy Automation GmbH Vorrichtung, Ladestation, System und Verfahren
DE102021108233A1 (de) 2021-03-31 2022-10-06 KEBA Energy Automation GmbH Ladestation, System und Verfahren
DE102021108246A1 (de) 2021-03-31 2022-10-06 KEBA Energy Automation GmbH Ladestation und Verfahren zum Betreiben einer Ladestation
DE102021116469A1 (de) 2021-06-25 2022-12-29 KEBA Energy Automation GmbH Verfahren zum betreiben eines systems mit einer mehrzahl von ladestationen und system
DE102021124912A1 (de) 2021-09-27 2023-03-30 KEBA Energy Automation GmbH Ladestation und system mit einer mehrzahl von ladestationen
WO2023094076A1 (de) 2021-11-26 2023-06-01 KEBA Energy Automation GmbH Ladestation, system und anordnung mit einer mehrzahl von ladestationen und verfahren zum betreiben einer ladestation
DE102021131297A1 (de) 2021-11-29 2023-06-01 KEBA Energy Automation GmbH Verfahren zum betreiben einer ladestation, ladestation und system mit einer mehrzahl von ladestationen
DE102022106930A1 (de) 2022-03-24 2023-09-28 KEBA Energy Automation GmbH Sensor-Vorrichtung für eine Energiemesseinheit einer Ladestation, Energiemesseinheit, Ladestation und Verfahren zum Betreiben einer Ladestation
WO2023198370A1 (de) 2022-04-13 2023-10-19 KEBA Energy Automation GmbH Ladestation und verfahren zum betreiben einer ladestation
EP4272990A1 (de) * 2022-05-02 2023-11-08 Audi Ag Ergänzungsladevorrichtung für eine ac-wallbox sowie ac-dc-wallbox mit einer derartigen ergänzungsladevorrichtung

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102022134789A1 (de) * 2022-12-23 2024-07-04 Schleswig-Holstein Netz AG Verfahren zum Betreiben eines Schutzsystems

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102009060364A1 (de) * 2009-12-24 2011-06-30 Volkswagen AG, 38440 Vorrichtung und Verfahren zur Energieeinspeisung und/oder -rückspeisung von elektrischer Energie
DE102010020609A1 (de) * 2010-05-14 2011-11-17 Siemens Aktiengesellschaft Schalteinrichtung
DE102012221473A1 (de) * 2012-11-23 2014-05-28 Thomas Bichler Verfahren zum Laden einer Fahrbatterie
DE102015000076A1 (de) * 2015-01-12 2016-07-14 Rwe Deutschland Ag Verfahren zum Betreiben eines elektrischen Verbrauchers oder Erzeugers an einem Teilnehmernetz sowie eine Vorrichtung und eine Schaltmatrix
DE102015105152A1 (de) * 2015-04-02 2016-10-06 P3 energy & storage GmbH Anordnung und Verfahren zum Verringern einer Schieflast in einem dreiphasigen Verteilungsnetz

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7612466B2 (en) * 2008-01-28 2009-11-03 VPT Energy Systems System and method for coordinated control and utilization of local storage and generation, with a power grid
EP2359450B1 (de) * 2008-12-10 2015-04-01 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und schutzgerät zum überwachen einer sammelschiene eines elektrischen energieversorgungsnetzes
NL2006446C2 (en) * 2011-03-22 2012-09-25 Epyon B V System for charging the battery of at least one electric vehicle, charger and method.
DE102011085676A1 (de) * 2011-11-03 2013-05-08 Robert Bosch Gmbh Einspeiseeinheit und Stromerzeugungs- und Verbrauchsanordnung
FR2993514B1 (fr) * 2012-07-20 2015-12-04 Schneider Electric Ind Sas Procede et dispositif de distribution d'energie electrique
DE102014201345A1 (de) * 2014-01-27 2015-07-30 Robert Bosch Gmbh Bordnetz und Verfahren zum Betrieb eines Bordnetzes
DE102014003250A1 (de) * 2014-03-12 2015-09-17 Rwe Deutschland Ag Verfahren zum Betreiben eines elektrischen Teilnehmers, einer elektrischen Messstelle an einem Teilnehmernetz sowie einen elektrischen Teilnehmer als auch eine elektrische Messstelle
KR20150108142A (ko) * 2014-03-17 2015-09-25 엘에스산전 주식회사 보조 전원 장치 및 그 동작 방법
US9647458B2 (en) * 2014-05-27 2017-05-09 International Business Machines Corporation Distributed phase balancing
JP2016025775A (ja) * 2014-07-22 2016-02-08 株式会社椿本チエイン 電力制御装置

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102009060364A1 (de) * 2009-12-24 2011-06-30 Volkswagen AG, 38440 Vorrichtung und Verfahren zur Energieeinspeisung und/oder -rückspeisung von elektrischer Energie
DE102010020609A1 (de) * 2010-05-14 2011-11-17 Siemens Aktiengesellschaft Schalteinrichtung
DE102012221473A1 (de) * 2012-11-23 2014-05-28 Thomas Bichler Verfahren zum Laden einer Fahrbatterie
DE102015000076A1 (de) * 2015-01-12 2016-07-14 Rwe Deutschland Ag Verfahren zum Betreiben eines elektrischen Verbrauchers oder Erzeugers an einem Teilnehmernetz sowie eine Vorrichtung und eine Schaltmatrix
DE102015105152A1 (de) * 2015-04-02 2016-10-06 P3 energy & storage GmbH Anordnung und Verfahren zum Verringern einer Schieflast in einem dreiphasigen Verteilungsnetz

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
STANEV, R. "A control strategy and operation paradigm for electrical power systems with electric vehicles and distributed energy ressources," 2016 19th International Symposium on Electrical Apparatus and Technologies (SIELA), Bourgas, 2016, S. 1-4.doi: 10.1109/SIELA.2016.7543047. In: IEEE Xplore *

Cited By (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102019200342A1 (de) * 2019-01-14 2020-07-16 Mahle Lnternational Gmbh Verfahren zum Betrieb einer Ladestation für Fahrzeuge
EP3924214A4 (de) * 2019-02-11 2022-11-23 Easee AS Ladestation und anordnung von elektrischen komponenten zur steuerung der abgabe von elektrizität von einem stromnetz an ein elektrofahrzeug
CN113423603A (zh) * 2019-02-11 2021-09-21 益斯公司 用于控制从电网到电动车辆的电力输送的充电站和电气组件装置
US20220131380A1 (en) * 2019-02-11 2022-04-28 Easee As Charging station and arrangement of electric components for controlling the delivery of electricity from an electrical grid to an electric vehicle
US11949236B2 (en) 2019-02-11 2024-04-02 Easee As Charging station and arrangement of electric components for controlling the delivery of electricity from an electrical grid to an electric vehicle
AU2020221143B2 (en) * 2019-02-11 2023-02-02 Easee As Charging station and arrangement of electric components for controlling the delivery of electricity from an electrical grid to an electric vehicle
DE102019134379A1 (de) * 2019-12-13 2021-06-17 Sma Solar Technology Ag Ladegerät für ein elektrofahrzeug, energieversorgungsanlage und verfahren zum laden eines elektrofahrzeugs mit einem ladegerät
DE102019134380A1 (de) * 2019-12-13 2021-06-17 Sma Solar Technology Ag Ladegerät für ein elektrofahrzeug, energieversorgungsanlage und verfahren zum betreiben eines derartigen ladegeräts
DE102019134384A1 (de) * 2019-12-13 2021-06-17 Sma Solar Technology Ag Verfahren zum betreiben eines ladegeräts für ein elektrofahrzeug, ladegerät für ein elektrofahrzeug, energieversorgungsanlage mit einem derartigen ladegerät und energiemanagementeinrichtung zur verwendung bei dem verfahren
DE102020124123A1 (de) 2020-09-16 2022-03-17 Mensch und Mouse Informationstechnik GmbH Verfahren zum Laden eines Elektrofahrzeugs
NL2027345B1 (en) * 2021-01-19 2022-07-25 Greenflux Assets B V Method and system for allocating charging resources to electric vehicles
WO2022158969A3 (en) * 2021-01-19 2022-11-17 Greenflux Assets B.V. Method and system for allocating charging resources to electric vehicles
DE102021104573A1 (de) 2021-02-25 2022-08-25 KEBA Energy Automation GmbH Vorrichtung, Ladestation, System und Verfahren
WO2022207467A1 (de) 2021-03-31 2022-10-06 KEBA Energy Automation GmbH Ladestation und verfahren zum betreiben einer ladestation
WO2022207258A1 (de) 2021-03-31 2022-10-06 KEBA Energy Automation GmbH Ladestation, system und verfahren
DE102021108246A1 (de) 2021-03-31 2022-10-06 KEBA Energy Automation GmbH Ladestation und Verfahren zum Betreiben einer Ladestation
DE102021108233A1 (de) 2021-03-31 2022-10-06 KEBA Energy Automation GmbH Ladestation, System und Verfahren
DE102021116469A1 (de) 2021-06-25 2022-12-29 KEBA Energy Automation GmbH Verfahren zum betreiben eines systems mit einer mehrzahl von ladestationen und system
WO2022268677A1 (de) 2021-06-25 2022-12-29 KEBA Energy Automation GmbH Verfahren zum betreiben eines systems mit einer mehrzahl von ladestationen und system
WO2023046964A1 (de) 2021-09-27 2023-03-30 KEBA Energy Automation GmbH Ladestation und system mit einer mehrzahl von ladestationen
DE102021124912A1 (de) 2021-09-27 2023-03-30 KEBA Energy Automation GmbH Ladestation und system mit einer mehrzahl von ladestationen
WO2023094076A1 (de) 2021-11-26 2023-06-01 KEBA Energy Automation GmbH Ladestation, system und anordnung mit einer mehrzahl von ladestationen und verfahren zum betreiben einer ladestation
DE102021131140A1 (de) 2021-11-26 2023-06-01 KEBA Energy Automation GmbH Ladestation, system und anordnung mit einer mehrzahl von ladestationen und verfahren zum betreiben einer ladestation
DE102021131297A1 (de) 2021-11-29 2023-06-01 KEBA Energy Automation GmbH Verfahren zum betreiben einer ladestation, ladestation und system mit einer mehrzahl von ladestationen
WO2023094044A1 (de) 2021-11-29 2023-06-01 KEBA Energy Automation GmbH Verfahren zum betreiben einer ladestation, ladestation und system mit einer mehrzahl von ladestationen
DE102022106930A1 (de) 2022-03-24 2023-09-28 KEBA Energy Automation GmbH Sensor-Vorrichtung für eine Energiemesseinheit einer Ladestation, Energiemesseinheit, Ladestation und Verfahren zum Betreiben einer Ladestation
WO2023198370A1 (de) 2022-04-13 2023-10-19 KEBA Energy Automation GmbH Ladestation und verfahren zum betreiben einer ladestation
DE102022109086A1 (de) 2022-04-13 2023-10-19 KEBA Energy Automation GmbH Ladestation und verfahren zum betreiben einer ladestation
EP4272990A1 (de) * 2022-05-02 2023-11-08 Audi Ag Ergänzungsladevorrichtung für eine ac-wallbox sowie ac-dc-wallbox mit einer derartigen ergänzungsladevorrichtung

Also Published As

Publication number Publication date
WO2018127307A1 (de) 2018-07-12
CN110301080A (zh) 2019-10-01
PL3566276T3 (pl) 2023-01-09
ES2929043T3 (es) 2022-11-24
KR20190101443A (ko) 2019-08-30
EP3566276B1 (de) 2022-09-07
HRP20221428T1 (hr) 2023-03-17
PT3566276T (pt) 2022-10-28
DK3566276T3 (da) 2022-10-10
KR102473655B1 (ko) 2022-12-02
HUE060388T2 (hu) 2023-02-28
EP3566276A1 (de) 2019-11-13
CN110301080B (zh) 2024-02-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP3566276B1 (de) Verfahren zum betreiben eines teilnehmers an einem versorgungsnetz
EP1906505B1 (de) Umrichter und Steuerverfahren für einen Umrichter
EP3245702B1 (de) Verfahren zum betreiben eines elektrischen verbrauchers oder erzeugers an einem teilnehmernetz sowie eine schaltmatrix
DE102012106466B4 (de) Steuerung von Betriebsmitteln über Beeinflussung der Netzspannung
EP3934931A1 (de) Ladestation zum laden von elektrofahrzeugen
EP3417523B1 (de) Verfahren zum steuern eines regeltransformators und elektrische anlage zum koppeln zweier wechselstromnetze
EP2569840A2 (de) Schalteinrichtung
DE102017131109A1 (de) Ladestation für Elektrofahrzeuge sowie Verfahren zum Betreiben einer Ladestation
WO2020064169A1 (de) Verfahren und vorrichtung zur identifikation einer zuordnung von phasenleitungen zu anschlüssen eines schieflastfähigen elektrischen gerätes
EP3336998B1 (de) Netzersatzanlage, umrichter für eine netzersatzanlage sowie verfahren zum betreiben einer netzersatzanlage
EP3096434A1 (de) Betrieb eines lokalen wechselstromnetzes mit einem genset und einer usv
DE102018208396A1 (de) Verfahren zum Betreiben eines Ladesystems mit mehreren Ladepunkten
EP3361593B1 (de) Unterbrechungsfreie stromversorgung für lasten
EP3235091B1 (de) Selektives parallellaufverfahren für mess-/steuergeräte
DE102018104666B4 (de) Regelungsverfahren für eine dezentrale Energieerzeugungsanlage und dezentrale Energieerzeugungsanlage
EP2763264A1 (de) Steuervorrichtung eines intelligenten Stromnetzes
EP3297115B1 (de) Anordnung mit einer energiespeichereinrichtung und energiewandlereinrichtung zum aufnehmen von elektrischer energie aus einem stromnetz und abgeben von elektrischer energie an das stromnetz
WO2020126209A1 (de) Verfahren zur steuerung einer elektrischen anlage mit einer mehrzahl von elektrischen geräten, steuerungseinheit und elektrische anlage mit einer derartigen steuerungseinheit
WO2019166342A1 (de) Vorrichtung zur verbindung eines teilnetzes mit einem wechselspannungsnetz und verfahren zur regelung einer elektrischen leistung
DE112022002486T5 (de) Einstellung der umrichterklemmenspannung in leistungssystem
DE102012202273A1 (de) Transformatoranordnung für die Ortsnetz-Spannungsversorgung
EP3042430B1 (de) Verfahren zum und einspeisesteuerung für das einspeisen von elektrischem strom in einen leitungszweig
DE102017108606A1 (de) Verfahren zum Betrieb einer Energieerzeugungsanlage und Energieerzeugungsanlage
EP3925049A1 (de) Vorrichtung und verfahren zum steuern von komponenten in einem netzzweig
EP3909108A1 (de) Steuervorrichtung und verfahren zur steuerung einer leistungsaufnahme und/oder einer leistungsabgabe eines energiesystems sowie niederspannungsnetz

Legal Events

Date Code Title Description
R083 Amendment of/additions to inventor(s)
R163 Identified publications notified
R005 Application deemed withdrawn due to failure to request examination