WO2017059998A1 - Ermittlung einer betriebsstrategie für einen lokalspeicher - Google Patents

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WO2017059998A1
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operating
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time
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Caglayan Erdem
Willibald Prestl
Michael Beer
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Bayerische Motoren Werke Aktiengesellschaft
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    • Y04S20/222—Demand response systems, e.g. load shedding, peak shaving

Definitions

  • the invention relates to a method and a corresponding control unit for determining an operating strategy, in particular for determining a charge / discharge plan, for a local store in a household.
  • a household may comprise a plurality of electrical consumers and one or more sources / producers of electrical energy (e.g., a solar system and / or a domestic electrical connection to a utility grid). Furthermore, the household may include one or more electrical energy storage devices that appear as consumers when charged and that act as a source when discharged. These different components of a household can be centrally controlled via a Home Energy Management System (HEMS) to optimize electrical energy consumption according to specific criteria (for example, to minimize the cost of electrical energy).
  • HEMS Home Energy Management System
  • the present document deals with the technical task of efficiently determining an operating strategy (in particular a charge / discharge plan) for a household energy store that reduces (in particular minimizes) a predefined cost criterion.
  • a method for determining an operating strategy for an electrical energy store (in particular for a local store of a household) is described.
  • the electrical energy storage can be temporarily loaded and discharged in the context of the operating strategy.
  • an operating strategy with one or more load time segments and one or more unload time segments has been determined.
  • the method comprises dividing an operating time interval for which the operating strategy is to be determined into a sequence of time segments.
  • the subdivision is preferably carried out in such a way that constant power conditions are present in the time segments of the sequence of time segments.
  • Performance conditions may include a maximum charging power that may be absorbed by the energy storage device at a particular time, or include a maximum discharge power that may be provided by the energy storage device at a particular time.
  • the performance conditions positive or negative
  • Performance conditions a demanded power of one or more household electrical consumers predicted for a particular time, and / or a locally generated power predicted for a particular time, which may be provided by a local power generation unit, in particular a solar power plant.
  • the method further comprises determining, for each time segment, the sequence of time segments, a limited number of possible operating powers, with which the energy store can be charged and / or discharged in the respective time segment.
  • the determination of the limited number of possible operating services may include dividing a
  • N may be equal to or less than 10 (eg 5). Possibly. N can also assume values over 10.
  • the operating power interval may be limited to the top by a maximum charging power, which can be absorbed by the maximum of the energy storage (eg by a technical limit).
  • that can Operating power interval down to be limited by a maximum discharge power that can be provided by the maximum of the energy storage (eg by a technical limit). It can thus be defined for a limited number of time segments each have a limited number of possible operating services.
  • a network with a limited number of operating points can be defined for a limited number of time segments. An operating point for a time segment indicates an operating power from the limited number of possible (positive or negative) operating powers for this time segment.
  • the problem of determining an (optimal) operating strategy i.e., an optimal charge / discharge schedule
  • an (optimal) path through the network of operating points i.e., a sequence of
  • the method further comprises determining a plurality of sequences of operating points.
  • a sequence of operating points indicates a sequence of operating performances for the corresponding sequence of time segments. In other words, a sequence of operating points indicates with which
  • Time segments of the sequence of time segments to be loaded or unloaded.
  • the multiplicity of sequences of operating points can thereby in a particularly efficient and precise manner by means of dynamic programming
  • Operating points are selected as operating strategy for the energy storage.
  • An operating point for a time segment may indicate (positive or negative) costs caused by the charging or discharging with the (positive or negative) operating performance indicated by the operating point. These costs can e.g. based on the energy costs in the time segment and on the basis of the operating performance of the operating point. The costs may depend, in particular, on whether the operating performance (at least in part) is provided by a local energy producer, whether the
  • Determining a plurality of sequences of operating points may include determining, in dependence on the costs indicated by the operating points, a plurality of cumulated costs for the corresponding plurality of sequences of operating points.
  • the sequence of operating points for the operating strategy may then be selected depending on the plurality of cumulative costs.
  • an operating strategy can be selected that minimizes the cumulative costs.
  • the plurality of sequences of operating points can be determined iteratively, time segment for time segment, starting from an initial time segment and / or starting from an end time segment of the sequence of time segments.
  • Operating points include: For a first time segment of the sequence of
  • Time segments determining M subsequences of operating points that are from the initial time segment or from the end time segment to a second one Time segment adjacent to the first time segment run.
  • M may be eg 20, 10 or less.
  • Based on the operating points for the first time segment and based on the M partial sequences of operating points it is then possible to determine extended partial sequences of operating points which run from the starting time segment or from the end time segment to the first time segment.
  • time segment for time segment the plurality of sequences of operating points can be determined.
  • Determining a plurality of sequences of operating points may include: for the first time segment of the sequence of time segments, determining M cumulated partial costs for the M subsequences of operating points. It is then possible, on the basis of the operating points for the first time segment and on the basis of the M cumulated partial costs, to calculate cumulated partial costs for the extended partial sequences of operating points. Furthermore, a subset of the extended subsequences of operating points (e.g., M extended subsequences of operating points) may be selected depending on the cumulative cost of the extended subsequences of operating points. In particular, a limited subset may be selected with the lowest cumulative partial cost.
  • the method may further comprise determining transitional costs for a transition from an operating point in the second time segment to an operating point in the first time segment.
  • the transitional costs may depend on the cost of changing the operating performance (through the transition between the operating points).
  • the cumulative partial costs for the extended partial sequences of operating points can then also be found in
  • the method may further comprise checking that a first extended subsequence of operating points satisfies a constraint, particularly with respect to a total amount of energy provided by the extended subsequence of operating points.
  • the first extended subsequence of operating points can be discarded if the constraint is not met.
  • operating strategies that do not meet the required constraints e.g., a required SOC of the energy store at a particular time
  • the computational effort can be further reduced.
  • a control unit for a HEMS is provided which is adapted to the o.g. Perform procedure.
  • SW software program
  • the SW program can be set up to run on a processor and thereby perform the method described in this document.
  • the storage medium may include an SW program that is set up to be executed on a processor, and thereby perform the same in this
  • Figure 1 is a block diagram of an exemplary system for loading / unloading a local store
  • FIG. 2 a shows exemplary time profiles for the consumption of a household, for the energy costs for externally drawn electrical energy and for the amount of locally generated electrical energy;
  • FIG. 2b shows an exemplary division of an operating time interval into time segments as well as exemplary possible charging / discharging powers (i.e.
  • FIG. 3 shows exemplary sequences of operating points
  • FIG. 4 shows a flow chart of an exemplary method for determining an operating strategy.
  • the present document is concerned with the determination of an operating strategy (in particular, a charge / discharge plan) for one
  • Local memory. 1 shows a block diagram of a system 100 for operating a local electrical energy storage 111 (also referred to as local storage).
  • the local memory 111 may be charged with electrical energy from an external utility network 104. Furthermore, the local memory 111 may be charged with electrical energy from an external utility network 104. Furthermore, the local memory 111 may be charged with electrical energy from an external utility network 104.
  • Local storage 111 with electrical energy from a local
  • Power generation unit 103 e.g. from a solar system, to be charged.
  • the local storage 111 can deliver electrical energy to one or more electrical consumers 102.
  • the system 100 includes a control unit 101 configured to control a charge / discharge operation of the energy storage 111.
  • the control unit 101 is set up to determine the operating strategy for charging or discharging the energy store 111, and the Energy store 111 to load or unload depending on the operating strategy.
  • FIG. 2 a shows an exemplary (predicted) course of the locally generated power 203 over the time 205 that can be provided by a local power generation unit 103.
  • energy sources 103, 104 e.g., solar energy
  • FIG. 2 a shows an exemplary (predicted) course of the locally generated power 203 over the time 205 that can be provided by a local power generation unit 103.
  • electric power 203 may be provided only during the daytime.
  • FIG. 2 a shows an exemplary (predicted) course of the requested power 202 over the time 205 which is requested by the electrical consumers 102 in a household.
  • FIG. 2a shows an exemplary course of the energy costs 204 over the time 205.
  • the energy costs 204 may e.g. due to the
  • the availability of solar energy can be varied.
  • the availability of solar energy can be varied.
  • Energy costs 204 be lower than if the electrical energy is purchased via a public supply network. Alternatively or additionally, the energy costs 204 may depend on a cost structure for externally sourced electrical energy.
  • the cumulative costs may include the cost of obtaining electrical energy from an external supplier 104, the cost of a (high) Cyclization of the energy storage 111, the cost of a (possibly reduced) self-sufficiency of the household, and / or the cost of (possible) loss of comfort include. It is thus possible to determine an operating strategy which reduces (in particular minimizes) a predefined cost function, wherein the cost function may depend on one or more of the above-mentioned criteria.
  • a sequence of time segments may be determined in which the power conditions are substantially constant.
  • Performance conditions are the available locally generated power 203, the requested power 202 of the consumer 102 of the household, and / or the o.g. Energy costs 204 in a certain time segment.
  • a sequence of time segments can thus be determined in which the locally generated power 203, the requested power 202 and the energy costs 204
  • 204 times can be determined from the course of the locally generated power 203, from the course of the requested power 202 and from the course of the energy costs at which at least one power condition changes. These times can be considered as boundaries between adjacent time segments.
  • FIG. 2b shows exemplary time segments 223 for the profiles from FIG. 2a.
  • time segment 223 the performance conditions are constant. These time segments 223 can be used as temporal resolution for the determination of a cost-optimal operating strategy. Thus, the complexity of the optimization problem for determining an operating strategy can be reduced.
  • the operating time interval may thus be divided into a sequence of time segments 223, the power conditions in each time segment 223 being (substantially) constant.
  • 223 different possible operating powers 221 can be defined for each time segment, with which the energy store 111 is loaded or unloaded in the respective time segment 223 can be.
  • 4 different operating powers 221 are defined between a minimum possible operating power and a maximum possible operating power (eg -5kW, OkW, 5kW and 7kW). The maximum possible operating capacity (for unloading) and the maximum possible
  • Operating power (for charging) of the energy storage 111 may be from
  • the energy storage 111 can thus in a time segment 223 with
  • FIG. 3 shows a network 300 of operating points 310.
  • the network 300 includes a plurality of operating points 310 for a time segment 223, wherein an operating point 310 includes one or more Operating point parameter has.
  • the operating point parameters may include:
  • Operating point 310 is charged or discharged
  • the network 300 includes transitions 302 (shown by dotted or solid arrows) from a first operating point 310 (in a first time segment 223) to a second operating point 310 (in a second time segment 223 immediately following the first time).
  • the transitions 302 may include one or more transient parameters.
  • the transition parameters may include, for example, costs for a change in operating performance.
  • Operational services for a loading / unloading process and related costs can then be a path 301, i. a temporal sequence of operating points 310 may be found by the network 300 through which a predefined cost criterion, e.g. the cumulative energy cost in the operating time interval includes, is reduced (possibly minimized).
  • the path 301 is shown in Fig. 3 by the solid arrows.
  • a method of dynamic programming in particular a Viterbi algorithm, can be used in an efficient manner.
  • it may be iteratively, e.g. starting from the operating points 310 to an initial time segment 223 of the sequence of side segments 223, a path 310 of operating points 310 to an end time segment 223 of the sequence of side segments 223 are determined.
  • Computational effort can be used in each iteration step (i.e., for each
  • Time segment 223 of the sequence of page segments 223) a limited number of partial paths are selected. Only the limited number of partial paths is then taken into account for the further procedure. Furthermore, paths that do not meet a predefined constraint (such as paths that do not meet or exceed the total amount of energy to be received by the energy storage 111 during the operational time interval) may be precluded at an early stage.
  • 4 shows a flow chart of an exemplary method 400 for
  • the energy storage 111 may include a local energy storage in a household. Alternatively or additionally, the energy storage 111 a
  • the method 400 includes dividing 401 an operating time interval (e.g.
  • the method 400 further comprises determining 402, for each time segment 223, of the sequence of time segments 223, a limited number of possible operating powers 221, with which the energy store 111 can be charged or discharged in the respective time segment 223.
  • the method 400 includes determining 403 a plurality of sequences of operating points 310. In doing so, an operating point 310 for a time segment 223 indicates an operating power from the limited number of possible operating powers for that time segment 223. Furthermore, a sequence of operating points 310 indicates a sequence of operating powers for the sequence of time segments 223.
  • the method 400 further includes selecting 404 a sequence of operating points 310 from the plurality of operating point sequences 310 as an operating strategy.
  • a parameterized dynamic programming with special suitability assessment for meaningfully possible temporal combinations of operating services can be used to determine a cost-optimal operating strategy.
  • forecast information can be provided in
  • This information can be predicted from historical data for the future operating time interval. Furthermore, additional information (such as a weather forecast) can be used to predict the requested power 202, the locally generated power 203 and / or the energy costs 204. From this predicted information, time segments 223 with constant power conditions can then be determined. Thus, on the basis of historical data in a precise and efficient way, an operating strategy for an energy storage for a lying in the future operating time interval are determined.
  • a cost optimization can be carried out by the described method, as opposed to a self-sufficiency optimization of the energy store. Furthermore, predictive energy management can avoid load management situations in a house. Possibly.
  • the local memory can be allocated to individual loads (for example an electric vehicle). Furthermore, in particular a reduction of the cyclization can be sought.
  • a local store may be in a composite of
  • Energy storage can be used.
  • Energy sources will be increased to a level of self-sufficiency.
  • the cyclization of local energy storage can be reduced, whereby the life of such energy storage can be increased.
  • the method described in this document is scalable and thus additionally applicable for a combination of energy stores.

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Abstract

Es wird ein Verfahren (400) zur Ermittlung einer Betriebsstrategie für einen elektrischen Energiespeicher (111) beschrieben. Das Verfahren (400) umfasst das Unterteilen (401) eines Betriebs-Zeitintervalls, für das die Betriebsstrategie ermittelt werden soll, in eine Sequenz von Zeitsegmenten (223), so dass in den Zeitsegmenten (223) der Sequenz von Zeitsegmenten (223) jeweils konstante Leistungsbedingungen vorliegen. Das Verfahren (400) umfasst weiter das Ermitteln (402), für jedes Zeitsegment (223) der Sequenz von Zeitsegmenten (223), einer begrenzten Anzahl von möglichen Betriebsleistungen (221), mit denen in dem jeweiligen Zeitsegment (223) der Energiespeicher (111) geladen bzw. entladen werden kann. Außerdem umfasst das Verfahren (400) das Ermitteln (403) einer Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten (310); wobei ein Betriebspunkt (310) für ein Zeitsegment (223) eine Betriebsleistung aus der begrenzten Anzahl von möglichen Betriebsleistungen für dieses Zeitsegment (223) anzeigt; und wobei eine Sequenz von Betriebspunkten (310) eine Sequenz von Betriebsleistungen für die Sequenz von Zeitsegmenten (223) anzeigt. Das Verfahren (400) umfasst weiter das Auswählen (404) einer Sequenz von Betriebspunkten (310) aus der Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten (310) als Betriebsstrategie.

Description

Ermittlung einer Betriebsstrategie für einen Lokalspeicher
Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine entsprechende Steuereinheit zur Ermittlung einer Betriebsstrategie, insbesondere zur Ermittlung eines Lade- /Entladeplans, für einen Lokalspeicher in einem Haushalt.
Ein Haushalt kann eine Vielzahl von elektrischen Verbrauchern und ein oder mehrere Quellen/Erzeuger von elektrischer Energie (z.B. eine Solaranlage und/oder einen elektrischen Hausanschluss an ein Versorgungsnetz) umfassen. Desweiteren kann der Haushalt ein oder mehrere elektrische Energiespeicher umfassen, die als Verbraucher auftreten, wenn sie geladen werden, und die als Quelle auftreten, wenn sie entladen werden. Diese verschiedenen Komponenten eines Haushalts können über eine HEMS (Home Energie Management System) zentral gesteuert werden, um den elektrischen Energieverbrauch nach bestimmten Kriterien zu optimieren (z.B. um die Kosten für elektrische Energie zu minimieren).
Das vorliegende Dokument befasst sich mit der technischen Aufgabe, in effizienter Weise eine Betriebsstrategie (insbesondere einen Lade-/Entladeplan) für einen Energiespeicher in einem Haushalt zu ermitteln, der ein vordefiniertes Kostenkriterium reduziert (insbesondere minimiert).
Die Aufgabe wird durch die unabhängigen Ansprüche gelöst. Vorteilhafte Ausführungsformen werden u.a. in den abhängigen Ansprüchen beschrieben.
Gemäß einem Aspekt wird ein Verfahren zur Ermittlung einer Betriebsstrategie für einen elektrischen Energiespeicher (insbesondere für einen Lokalspeicher eines Haushalts) beschrieben. Dabei kann der elektrische Energiespeicher im Rahmen der Betriebsstrategie zeitweise geladen und zweitweise entladen werden. Es kam somit eine Betriebsstrategie mit ein oder mehreren Lade-Zeitsegmenten und ein oder mehreren Entlade-Zeitsegmenten ermittelt werden. Das Verfahren umfasst das Unterteilen eines Betriebs-Zeitintervalls, für das die Betriebsstrategie ermittelt werden soll, in eine Sequenz von Zeitsegmenten. Dabei erfolgt die Unterteilung bevorzugt derart, dass in den Zeitsegmenten der Sequenz von Zeitsegmenten jeweils konstante Leistungsbedingungen vorliegen. Die
Leistungsbedingungen können eine maximale Ladeleistung umfassen, die von dem Energiespeicher zu einem bestimmten Zeitpunkt aufgenommen werden kann, bzw. eine maximale Entladeleistung umfassen, die von dem Energiespeicher zu einem bestimmten Zeitpunkt bereitgestellt werden kann. Alternativ oder ergänzend können die Leistungsbedingungen (positive oder negative)
Energiekosten umfassen, die zu einem bestimmten Zeitpunkt zum Laden des Energiespeichers (typischerweise als positive Kosten) entstehen bzw. die zu einem bestimmten Zeitpunkt beim Entladen des Energiespeichers (typischerweise als negative Kosten) entstehen. Alternativ oder ergänzend können die
Leistungsbedingungen eine für einen bestimmten Zeitpunkt prognostizierte angefragte Leistung von ein oder mehreren elektrischen Verbrauchern eines Haushalts, und/oder eine für einen bestimmten Zeitpunkt prognostizierte lokal erzeugte Leistung, die von einer lokalen Energieerzeugungseinheit, insbesondere von einer Solaranlage, bereitgestellt werden kann.
Das Verfahren umfasst weiter das Ermitteln, für jedes Zeitsegment der Sequenz von Zeitsegmenten, einer begrenzten Anzahl von möglichen Betriebsleistungen, mit denen in dem jeweiligen Zeitsegment der Energiespeicher geladen und/oder entladen werden kann. Dabei kann das Ermitteln der begrenzten Anzahl von möglichen Betriebsleistungen umfassen, das Aufteilen eines
Betriebsleistungsintervalls in N mögliche Betriebsleistungen, wobei N gleich wie oder kleiner als 10 (z.B. 5) sein kann. Ggf. kann N auch Werte über 10 annehmen. Das Betriebsleistungsintervall kann nach Oben durch eine maximale Ladeleistung begrenzt sein, die maximal von dem Energiespeicher (z.B. durch eine technische Begrenzung) aufgenommen werden kann. Desweiteren kann das Betriebsleistungsintervall nach Unten durch eine maximale Entladeleistung begrenzt sein, die maximal von dem Energiespeicher (z.B. durch eine technische Begrenzung) bereitgestellt werden kann. Es können somit für eine begrenzte Anzahl von Zeitsegmenten jeweils eine begrenzte Anzahl von möglichen Betriebsleistungen definiert werden. So kann ein Netzwerk mit einer begrenzten Anzahl von Betriebspunkten für eine begrenzte Anzahl von Zeitsegmenten definiert werden. Dabei zeigt ein Betriebspunkt für ein Zeitsegment eine Betriebsleistung aus der begrenzten Anzahl von möglichen (positiven oder negativen) Betriebsleistungen für dieses Zeitsegment an. Das
Problem der Ermittlung einer (optimalen) Betriebsstrategie (d.h. eines optimalen Lade-/Entladeplans) kann somit als Problem formuliert werden, einen (optimalen) Pfad durch das Netzwerk von Betriebspunkten (d.h. eine Sequenz von
Betriebspunkten) zu ermitteln.
Das Verfahren umfasst weiter das Ermitteln einer Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten. Eine Sequenz von Betriebspunkten zeigt dabei eine Sequenz von Betriebsleistungen für die entsprechende Sequenz von Zeitsegmenten an. Mit anderen Worten, eine Sequenz von Betriebspunkten zeigt an, mit welchen
(konstanten) Betriebsleistungen der Energiespeicher in den verschiedenen
Zeitsegmenten der Sequenz von Zeitsegmenten geladen bzw. entladen werden soll. Die Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten kann dabei in besonders effizienter und präziser Weise mittels dynamischer Programmierung,
insbesondere mittels eines Viterbi- Algorithmus, ermittelt werden. Es kann dann eine Sequenz von Betriebspunkten aus der Vielzahl von Sequenzen von
Betriebspunkten als Betriebsstrategie für den Energiespeicher ausgewählt werden.
Durch das o.g. Verfahren, insbesondere durch die zeitliche Aufteilung in
Zeitsegmente und/oder durch die Aufteilung in eine begrenzte Anzahl von möglichen Betriebsleistungen, wird eine effiziente Ermittlung von Kostenoptimierten Betriebsstrategien ermöglicht. Dabei können bei der Ermittlung der Betriebsstrategie prognostizierte Informationen in Bezug auf die angefragte Leistung von Verbrauchern, in Bezug auf die lokal erzeugte Leistung, und/oder in Bezug auf die Energiekosten von extern bezogener elektrischer Energie berücksichtigt werden. So kann insbesondere eine Zyklisierung des lokalen Energiespeichers reduziert werden.
Ein Betriebspunkt für ein Zeitsegment kann (positive oder negative) Kosten anzeigen, die durch das Laden bzw. Entladen mit der durch den Betriebspunkt angezeigten (positiven oder negativen) Betriebsleistung, verursacht werden. Diese Kosten können z.B. auf Basis der Energiekosten in dem Zeitsegment und auf Basis der Betriebsleistung des Betriebspunktes ermittelt werden. Dabei können die Kosten insbesondere davon abhängen, ob die Betriebsleistung (zumindest teilweise) durch einen lokalen Energieerzeuger erbracht wird, ob die
Betriebsleistung (zumindest teilweise) von einem öffentlichen Netz bezogen oder in ein öffentliches Netz eingespeist wird (und zu welchen Bedingungen), etc.
Das Ermitteln einer Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten kann umfassen, das Ermitteln, in Abhängigkeit von den durch die Betriebspunkte angezeigten Kosten, einer Vielzahl von kumulierten Kosten für die entsprechende Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten. Die Sequenz von Betriebspunkten für die Betriebsstrategie kann dann in Abhängigkeit von der Vielzahl von kumulierten Kosten ausgewählt werden. So kann eine Betriebsstrategie ausgewählt werden, die die kumulierten Kosten minimiert. Die Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten kann iterativ, Zeitsegment für Zeitsegment, ausgehend von einem Anfangs-Zeitsegment und/oder ausgehend von einem End-Zeitsegment der Sequenz von Zeitsegmenten ermittelt werden.
Insbesondere kann das Ermitteln einer Vielzahl von Sequenzen von
Betriebspunkten umfassen: Für ein erstes Zeitsegment der Sequenz von
Zeitsegmenten, das Ermitteln von M Teilsequenzen von Betriebspunkten, die von dem Anfangs-Zeitsegment oder von dem End-Zeitsegment zu einem zweiten Zeitsegment verlaufen, das an das erste Zeitsegment angrenzt. Dabei kann M z.B. 20, 10 oder weniger sein. Es können dann auf Basis der Betriebspunkte für das erste Zeitsegment und auf Basis der M Teilsequenzen von Betriebspunkten, erweiterte Teilsequenzen von Betriebspunkten ermittelt werden, die von dem Anfangs-Zeitsegment oder von dem End-Zeitsegment zu dem ersten Zeitsegment verlaufen. So kann iterativ, Zeitsegment für Zeitsegment, die Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten ermittelt werden. Durch die Begrenzung auf eine begrenzte Anzahl M von Teilsequenzen von Betriebspunkten kann der
Rechenaufwand für die Ermittlung der Vielzahl von Sequenzen von
Betriebspunkten begrenzt werden.
Das Ermitteln einer Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten kann umfassen: Für das erste Zeitsegment der Sequenz von Zeitsegmenten, das Ermitteln von M kumulierten Teilkosten für die M Teilsequenzen von Betriebspunkten. Es können dann, auf Basis der Betriebspunkte für das erste Zeitsegment und auf Basis der M kumulierten Teilkosten, kumulierte Teilkosten für die erweiterten Teilsequenzen von Betriebspunkten ermittelt werden. Desweiteren kann eine Untermenge der erweiterten Teilsequenzen von Betriebspunkten (z.B. M erweiterte Teilsequenzen von Betriebspunkten), in Abhängigkeit von den kumulierten Teilkosten für die erweiterten Teilsequenzen von Betriebspunkten, ausgewählt werden. Insbesondere kann eine begrenzte Untermenge mit den geringsten kumulierten Teilkosten ausgewählt werden. So kann bei begrenztem Rechenaufwand weiterhin eine kostenoptimierte Betriebsstrategie bereitgestellt werden. Das Verfahren kann weiter umfassen, das Ermitteln von Übergangs-Kosten für einen Übergang von einem Betriebspunkt in dem zweiten Zeitsegment zu einem Betriebspunkt in dem ersten Zeitsegment. Dabei können die Übergangs-Kosten insbesondere von Kosten für eine Änderung der Betriebsleistung (durch den Übergang zwischen den Betriebspunkten) abhängen. Die kumulierten Teilkosten für die erweiterten Teilsequenzen von Betriebspunkten kann dann auch in
Abhängigkeit von den Übergangs-Kosten ermittelt werden. So können in effizienter Weise Kosten berücksichtigt werden, die durch eine Änderung der Betriebsleistung verursacht werden.
Das Verfahren kann weiter umfassen, das Überprüfen, ob eine erste erweiterte Teilsequenz von Betriebspunkten eine Nebenbedingung, insbesondere in Bezug auf eine durch die erweiterte Teilsequenz von Betriebspunkten insgesamt bereitgestellte Energiemenge, erfüllt. Die erste erweiterte Teilsequenz von Betriebspunkten kann verworfen werden, wenn die Nebenbedingung nicht erfüllt ist. So können zu einem frühen Zeitpunkt Betriebsstrategien verworfen werden, die nicht die geforderten Nebenbedingungen (z.B. einen geforderten SOC (State of Charge) des Energiespeichers zu einem bestimmten Zeitpunkt) erfüllen. Es kann somit der Rechenaufwand weiter reduziert werden.
Gemäß einem weiteren Aspekt wird eine Steuereinheit (für ein HEMS) beschrieben, die eingerichtet ist, das o.g. Verfahren auszuführen.
Gemäß einem weiteren Aspekt wird ein Software (SW) Programm beschrieben. Das SW Programm kann eingerichtet werden, um auf einem Prozessor ausgeführt zu werden, und um dadurch das in diesem Dokument beschriebene Verfahren auszuführen.
Gemäß einem weiteren Aspekt wird ein Speichermedium beschrieben. Das Speichermedium kann ein SW Programm umfassen, welches eingerichtet ist, um auf einem Prozessor ausgeführt zu werden, und um dadurch das in diesem
Dokument beschriebene Verfahren auszuführen.
Es ist zu beachten, dass die in diesem Dokument beschriebenen Verfahren, Vorrichtungen und Systeme sowohl alleine, als auch in Kombination mit anderen in diesem Dokument beschriebenen Verfahren, Vorrichtungen und Systemen verwendet werden können. Desweiteren können jegliche Aspekte der in diesem Dokument beschriebenen Verfahren, Vorrichtungen und Systemen in vielfältiger Weise miteinander kombiniert werden. Insbesondere können die Merkmale der Ansprüche in vielfältiger Weise miteinander kombiniert werden.
Im Weiteren wird die Erfindung anhand von Ausfuhrungsbeispielen näher beschrieben. Dabei zeigen
Figur 1 ein Blockdiagramm eines beispielhaften Systems zum Laden/Entladen eines Lokalspeichers;
Figur 2a zeigt beispielhafte zeitliche Verläufe für den Verbrauch eines Haushalts, für die Energiekosten für extern bezogene elektrische Energie und für die Menge an lokal erzeugter elektrischer Energie;
Figur 2b zeigt eine beispielhafte Einteilung eines Betriebs-Zeitintervalls in Zeitsegmente sowie beispielhafte mögliche Lade-/Entladeleistungen (d.h.
Betriebsleistungen);
Figur 3 zeigt beispielhafte Sequenzen von Betriebspunkten; und
Figur 4 zeigt ein Ablaufdiagramm eines beispielhaften Verfahrens zur Ermittlung einer Betriebsstrategie.
Wie eingangs dargelegt befasst sich das vorliegende Dokument mit der Ermittlung einer Betriebsstrategie (insbesondere eines Lade-/Entladeplans) für einen
Lokalspeicher. Fig. 1 zeigt ein Blockdiagramm für ein System 100 zum Betrieb eines lokalen elektrischen Energiespeichers 111 (auch als Lokalspeicher bezeichnet). Der Lokalspeicher 111 kann mit elektrischer Energie aus einem externen Versorgungsnetz 104 geladen werden. Desweiteren kann der
Lokalspeicher 111 mit elektrischer Energie aus einer lokalen
Energieerzeugungseinheit 103, z.B. aus einer Solaranlage, geladen werden.
Andererseits kann der Lokalspeicher 111 elektrische Energie an ein oder mehrere elektrische Verbraucher 102 abgeben. Das System 100 umfasst eine Steuereinheit 101, die eingerichtet ist, einen Lade-/Entladevorgang des Energiespeichers 111 zu steuern. Insbesondere ist die Steuereinheit 101 eingerichtet, Betriebsstrategie zum Laden bzw. Entladen des Energiespeichers 111 zu ermitteln, und den Energiespeicher 111 in Abhängigkeit von der Betriebsstrategie zu laden bzw. zu entladen.
Typischerweise stehen zum Laden des Energiespeichers 111 zu unterschiedlichen Zeitpunkten unterschiedliche maximale Betriebsleistungen zur Verfügung. Die für das Laden verfügbare maximale Betriebsleistung kann z.B. aufgrund der zeitlichen Verfügbarkeit von Energiequellen 103, 104 (z.B. Solarenergie) und/oder aufgrund der unterschiedlichen Nachfrage an elektrischer Energie durch unterschiedliche elektrische Verbraucher 102 variieren. Fig. 2a zeigt einen beispielhaften (prognostizierten) Verlauf der lokal erzeugten Leistung 203 über der Zeit 205, die von einer lokalen Energieerzeugungseinheit 103 bereitgestellt werden kann. Beispielsweise kann mit einer Solaranlage 103 nur tagsüber elektrische Leistung 203 bereitgestellt werden. Desweiteren zeigt Fig. 2a einen beispielhaften (prognostizierten) Verlauf der angefragten Leistung 202 über der Zeit 205, die von den elektrischen Verbrauchern 102 in einem Haushalt angefragt wird.
Desweiteren zeigt Fig. 2a einen beispielhaften Verlauf der Energiekosten 204 über die Zeit 205. Die Energiekosten 204 können z.B. aufgrund der
unterschiedlichen Zusammensetzung der verfügbaren elektrischen Energie variieren. Beispielsweise können bei Verfügbarkeit von Solarenergie die
Energiekosten 204 geringer sein als wenn die elektrische Energie über ein öffentliches Versorgungsnetz bezogen wird. Alternativ oder ergänzend können die Energiekosten 204 von einer Kostenstruktur für extern bezogene elektrische Energie abhängen.
Es soll nun eine Betriebsstrategie für den Energiespeicher 111 ermittelt werden, durch den gewährleistet wird, dass die kumulierten Kosten über einen Betriebs- Zeitraum (z.B. über einen Tag) reduziert (insbesondere minimiert) werden. Die kumulierten Kosten können dabei die Kosten für den Bezug von elektrischer Energie von einem externen Versorger 104, die Kosten für eine (hohe) Zyklisierung des Energiespeichers 111 , die Kosten für eine (ggf. verminderte) Autarkie des Haushalts, und/oder die Kosten für (mögliche) Komforteinbußen umfassen. Es kann somit eine Betriebsstrategie ermittelt werden, die eine vordefinierte Kostenfunktion reduziert (insbesondere minimiert), wobei die Kostenfunktion von ein oder mehreren der o.g. Kriterien abhängen kann.
Zu diesem Zweck kann für das Betriebs-Zeitintervall (z.B. ein Zeitabschnitt von 24 Stunden) eine Sequenz von Zeitsegmenten ermittelt werden, in denen die Leistungsbedingungen substantiell konstant sind. Beispielhafte
Leistungsbedingungen sind die verfügbare lokal erzeugte Leistung 203, die angefragte Leistung 202 der Verbraucher 102 des Haushalts und/oder die o.g. Energiekosten 204 in einem bestimmten Zeitsegment. Insbesondere kann somit eine Sequenz von Zeitsegmenten ermittelt werden, in denen die lokal erzeugte Leistung 203, die angefragte Leistung 202 und die Energiekosten 204
(substantiell) konstant sind. Zu diesem Zweck können aus dem Verlauf der lokal erzeugten Leistung 203, aus dem Verlauf der angefragten Leistung 202 und aus dem Verlauf der Energiekosten 204 Zeitpunkte ermittelt werden, an denen sich zumindest eine Leistungsbedingung ändert. Diese Zeitpunkte können als Grenzen zwischen benachbarten Zeitsegmenten betrachtet werden.
Fig. 2b zeigt beispielhafte Zeitsegmente 223 für die Verläufe aus Fig. 2a.
Innerhalb eines Zeitsegments 223 sind die Leistungsbedingungen konstant. Diese Zeitsegmente 223 können als zeitliche Auflösung für die Ermittlung einer Kostenoptimalen Betriebsstrategie verwendet werden. So kann die Komplexität des Optimierungsproblems zur Ermittlung einer Betriebsstrategie reduziert werden.
Das Betriebs-Zeitintervall kann somit in eine Sequenz von Zeitsegmenten 223 unterteilt werden, wobei die Leistungsbedingungen in jedem Zeitsegment 223 (substantiell) konstant sind. Desweiteren können für jedes Zeitsegment 223 unterschiedliche mögliche Betriebsleistungen 221 definiert werden, mit denen der Energiespeicher 111 in dem jeweiligen Zeitsegment 223 geladen bzw. entladen werden kann. In Fig. 2b werden 4 unterschiedliche Betriebsleistungen 221 zwischen einer minimal möglichen Betriebsleistung und einer maximal möglichen Betriebsleistung (z.B. -5kW, OkW, 5kW und 7k W) definiert. Die maximal mögliche Betriebsleistung (zum Entladen) und die maximale mögliche
Betriebsleistung (zum Laden) des Energiespeichers 111 können von
Eigenschaften des Energiespeichers 111 abhängen.
Der Energiespeicher 111 kann somit in einem Zeitsegment 223 mit
unterschiedlichen Betriebsleistungen 221 geladen bzw. entladen werden. Für jedes Zeitsegment 223 können somit unterschiedliche Energiemengen definiert werden, die dem Energiespeicher 111 in dem jeweiligen Zeitsegment 223 zugeführt bzw. entnommen werden können. Dabei ergeben sich die Energiemengen aus der Betriebsleistung 221 und aus der zeitlichen Länge eines Zeitsegments 223. Fig. 3 zeigt ein Netzwerk 300 von Betriebspunkten 310. Das Netzwerk 300 umfasst für ein Zeitsegment 223 eine Vielzahl von Betriebspunkten 310, wobei ein Betriebspunkt 310 ein oder mehrere Betriebspunkt-Parameter aufweist. Die Betriebspunkt-Parameter können umfassen:
• die Energiemenge, die in dem Zeitsegment 223 des Betriebspunktes 310 an den Energiespeicher 111 übertragen bzw. aus dem Energiespeicher 111 entnommen wird;
• die Betriebsleistung 221, mit der in dem Zeitsegment 223 des
Betriebspunktes 310 geladen bzw. entladen wird; und/oder
• die Kosten, die mit der übertragenen Energiemenge verbunden sind.
Desweiteren umfasst das Netzwerk 300 Übergänge 302 (durch gepunktete oder durchgezogene Pfeile dargestellt) von einem ersten Betriebspunkt 310 (in einem ersten Zeitsegment 223) zu einem zweiten Betriebspunkt 310 (in einem, dem ersten Zeitpunkt direkt nachfolgenden, zweiten Zeitsegment 223). Die Übergänge 302 können ein oder mehrere Übergang-Parameter aufweisen. Die Übergang- Parameter können z.B. Kosten für eine Änderung der Betriebsleistung umfassen. Somit kann ein Netzwerk 300 bereitgestellt werden, das mögliche
Betriebsleistungen für einen Lade-/Entladevorgang und damit verbundenen Kosten definiert. Es kann dann ein Pfad 301, d.h. eine zeitliche Sequenz von Betriebspunkten 310, durch das Netzwerk 300 gefunden werden, durch den ein vordefiniertes Kostenkriterium, welches z.B. die kumulierten Energiekosten in dem Betriebs-Zeitintervall umfasst, reduziert (ggf. minimiert) wird. Der Pfad 301 wird in Fig. 3 durch die durchgezogenen Pfeile dargestellt. Dabei kann in effizienter Weise ein Verfahren der dynamischen Programmierung, insbesondere ein Viterbi- Algorithmus, verwendet werden.
Insbesondere kann in iterativer Weise, z.B. ausgehend von den Betriebspunkten 310 zu einem Anfangs-Zeitsegment 223 der Sequenz von Seitsegmenten 223, ein Pfad 310 von Betriebspunkten 310 bis zu einem End- Zeitsegment 223 der Sequenz von Seitsegmenten 223 ermittelt werden. Zur Reduzierung des
Rechenaufwands können dabei in jedem Iterationsschritt (d.h. für jedes
Zeitsegment 223 der Sequenz von Seitsegmenten 223) eine beschränkte Anzahl von Teilpfaden ausgewählt werden. Es wird dann für das weitere Verfahren nur die beschränkte Anzahl von Teilpfaden berücksichtigt. Desweiteren können frühzeitig Pfade ausgeschlossen werden, die eine vordefinierte Nebenbedingung nicht erfüllen (wie z.B. Pfade, die die von dem Energiespeicher 111 während des Betriebs-Zeitintervalls insgesamt aufzunehmende Energiemenge nicht erreichen bzw. überschreiten). Fig. 4 zeigt ein Ablaufdiagramm eines beispielhaften Verfahrens 400 zur
Ermittlung einer Betriebsstrategie für einen elektrischen Energiespeicher 111. Der Energiespeicher 111 kann einen lokalen Energiespeicher in einem Haushalt umfassen. Alternativ oder ergänzend kann der Energiespeicher 111 einen
Energiespeicher zum Antrieb eines Elektrofahrzeugs umfassen. Das Verfahren 400 umfasst das Unterteilen 401 eines Betriebs-Zeitintervalls (z.B. eines
Zeitintervalls von 24 Stunden) in eine Sequenz von Zeitsegmenten 223, so dass in den Zeitsegmenten 223 der Sequenz von Zeitsegmenten 223 jeweils konstante (ggf. prognostizierte) Leistungsbedingungen vorliegen. Das Verfahren 400 umfasst weiter das Ermitteln 402, für jedes Zeitsegment 223 der Sequenz von Zeitsegmenten 223, einer begrenzten Anzahl von möglichen Betriebsleistungen 221, mit denen in dem jeweiligen Zeitsegment 223 der Energiespeicher 111 geladen bzw. entladen werden kann. Außerdem umfasst das Verfahren 400 das Ermitteln 403 einer Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten 310. Dabei zeigt ein Betriebspunkt 310 für ein Zeitsegment 223 eine Betriebsleistung aus der begrenzten Anzahl von möglichen Betriebsleistungen für dieses Zeitsegment 223 an. Desweiteren zeigt eine Sequenz von Betriebspunkten 310 eine Sequenz von Betriebsleistungen für die Sequenz von Zeitsegmenten 223 an. Das Verfahren 400 umfasst weiter das Auswählen 404 einer Sequenz von Betriebspunkten 310 aus der Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten 310 als Betriebsstrategie. Insbesondere kann eine parametrisierte dynamische Programmierung mit spezieller Eignungsbewertung für sinnvoll mögliche zeitliche Kombinationen von Betriebsleistungen verwendet werden, um eine kostenoptimale Betriebsstrategie zu ermitteln. Bei der Ermittlung der Betriebsstrategie kann prognostizierte Information in
Bezug auf die angefragte Leistung 202 von Verbrauchern, in Bezug auf die lokal erzeugte Leistung 203, und/oder in Bezug auf die Energiekosten 204 von extern bezogener elektrischer Energie berücksichtigt werden. Diese Information kann anhand von historischen Daten für das in der Zukunft liegende Betriebs- Zeitintervall prognostiziert werden. Desweiteren kann Zusatzinformation (wie z.B. eine Wetterprognose) zur Prognose der angefragten Leistung 202, der lokal erzeugten Leistung 203 und/oder der Energiekosten 204 herangezogen werden. Aus dieser prognostizierten Information können dann Zeitsegmente 223 mit konstanten Leistungsbedingungen ermittelt werden. Somit kann auf Basis von historischen Daten in präziser und effizienter Weise eine Betriebsstrategie für einen Energiespeicher für ein in der Zukunft liegendes Betriebs-Zeitintervall ermittelt werden.
Durch eine entsprechende Berücksichtigung von unterschiedlichen Kostentermen, kann durch das beschriebene Verfahren eine Kostenoptimierung versus eine Autarkieoptimierung des Energiespeichers durchgeführt werden. Desweiteren können durch prädiktives Energiemanagement Lastmanagementsituationen in einem Haus vermieden werden. Ggf. kann der Lokalspeicher im Rahmen der Optimierung einzelnen Lasten (z.B. einem Elektrofahrzeug) zugewiesen werden. Desweiteren kann insbesondere eine Reduzierung der Zyklisierung angestrebt werden. Außerdem kann ein Lokalspeicher ggf. in einem Verbund von
Energiespeichern genutzt werden.
Mit anderen Worten können somit durch das in diesem Dokument beschriebene Verfahren die Kosten der elektrischen Energie für einen Haushalt minimiert werden. Desweiteren kann durch gezielte Verwendung von lokalen
Energiequellen ein Autarkiegrad erhöht werden. Außerdem kann die Zyklisierung von lokalen Energiespeichern reduziert werden, wodurch die Lebensdauer solcher Energiespeicher erhöht werden kann. Das in diesem Dokument beschriebene Verfahren ist skalierbar und somit zusätzlich anwendbar für einen Verbund von Energiespeichern.
Die vorliegende Erfindung ist nicht auf die gezeigten Ausführungsbeispiele beschränkt. Insbesondere ist zu beachten, dass die Beschreibung und die Figuren nur das Prinzip der vorgeschlagenen Verfahren, Vorrichtungen und Systeme veranschaulichen sollen.

Claims

Ansprüche
1) Verfahren (400) zur Ermittlung einer Betriebsstrategie für einen elektrischen Energiespeicher (111), wobei das Verfahren (400) umfasst,
- Unterteilen (401) eines Betriebs-Zeitintervalls, für das die
Betriebsstrategie des Energiespeichers (111) ermittelt werden soll, in eine Sequenz von Zeitsegmenten (223), so dass in den Zeitsegmenten (223) der Sequenz von Zeitsegmenten (223) jeweils konstante Leistungsbedingungen vorliegen;
- Ermitteln (402), für jedes Zeitsegment (223) der Sequenz von
Zeitsegmenten (223), einer begrenzten Anzahl von möglichen Betriebsleistungen (221), mit denen in dem jeweiligen Zeitsegment (223) der Energiespeicher (111) geladen bzw. entladen werden kann;
- Ermitteln (403) einer Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten (310); wobei ein Betriebspunkt (310) für ein Zeitsegment (223) eine
Betriebsleistung aus der begrenzten Anzahl von möglichen Betriebsleistungen für dieses Zeitsegment (223) anzeigt; wobei eine Sequenz von Betriebspunkten (310) eine Sequenz von
Betriebsleistungen für die Sequenz von Zeitsegmenten (223) anzeigt; und
- Auswählen (404) einer Sequenz von Betriebspunkten (310) aus der Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten (310) als
Betriebsstrategie. 2) Verfahren (400) gemäß Anspruch 1, wobei die Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten (310) mittels dynamischer Programmierung, insbesondere mittels eines Viterbi- Algorithmus, ermittelt wird.
3) Verfahren (400) gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei ein Betriebspunkt (310) für ein Zeitsegment (223) Kosten anzeigt, die durch das Laden bzw. Entladen mit der durch den Betriebspunkt (310) angezeigten Betriebsleistung, verursacht werden;
das Ermitteln (403) einer Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten (310) umfasst, das Ermitteln, in Abhängigkeit von den durch die Betriebspunkte (310) angezeigten Kosten, einer Vielzahl von kumulierten Kosten für die entsprechende Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten; und
die Sequenz von Betriebspunkten (310) für die Betriebsstrategie in Abhängigkeit von der Vielzahl von kumulierten Kosten ausgewählt wird.
4) Verfahren (400) gemäß Anspruch 3, wobei das Ermitteln (403) einer Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten (310) umfasst, für ein erstes Zeitsegment der Sequenz von Zeitsegmenten (223),
- Ermitteln von M Teilsequenzen von Betriebspunkten (310), die von einem Anfangs-Zeitsegment oder von einem End-Zeitsegment zu einem zweiten Zeitsegment verlaufen, das an das erste Zeitsegment angrenzt; und
- Ermitteln, auf Basis der Betriebspunkte (310) für das erste Zeitsegment und auf Basis der M Teilsequenzen von Betriebspunkten (310), von erweiterten Teilsequenzen von Betriebspunkten (310), die von dem Anfangs-Zeitsegment oder von dem End-Zeitsegment zu dem ersten Zeitsegment verlaufen.
5) Verfahren (400) gemäß Anspruch 4, weiter umfassend,
- Ermitteln von M kumulierten Teilkosten für die M Teilsequenzen von Betriebspunkten (310);
- Ermitteln, auf Basis der Betriebspunkte (310) für das erste Zeitsegment und auf Basis der M kumulierten Teilkosten, von kumulierten Teilkosten für die erweiterten Teilsequenzen von Betriebspunkten (310); und
- Auswählen einer Untermenge der erweiterten Teilsequenzen von
Betriebspunkten (310), in Abhängigkeit von den kumulierten Teilkosten für die erweiterten Teilsequenzen von Betriebspunkten
(310).
6) Verfahren (400) gemäß Anspruch 5, wobei
- das Verfahren (400) weiter umfasst, Ermitteln von Übergangs-Kosten für einen Übergang von einem Betriebspunkt (310) im zweiten Zeitsegment zu einem Betriebspunkt (310) im ersten Zeitsegment;
- die kumulierten Teilkosten für die erweiterten Teilsequenzen von Betriebspunkten (310) auch in Abhängigkeit von den Übergangs- Kosten ermittelt werden; und
- die Übergangs-Kosten insbesondere von Kosten für eine Änderung der Betriebsleistung abhängen.
Verfahren (400) gemäß einem der Ansprüche 5 bis 6, weiter umfassend,
- Überprüfen, ob eine erste erweiterte Teilsequenz von Betriebspunkten (310) eine Nebenbedingung, insbesondere in Bezug auf eine durch die erweiterte Teilsequenz von Betriebspunkten (310) bereitgestellte Energiemenge, erfüllt; und
- Verwerfen der ersten erweiterten Teilsequenz von Betriebspunkten (310), wenn die Nebenbedingung nicht erfüllt ist.
Verfahren (400) gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Vielzahl von Sequenzen von Betriebspunkten (310) iterativ, Zeitsegment für Zeitsegment, ausgehend von einem Anfangs-Zeitsegment und/oder ausgehend von einem End-Zeitsegment der Sequenz von Zeitsegmenten (223) ermittelt wird. 9) Verfahren (400) gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei
- das Ermitteln (402) der begrenzten Anzahl von möglichen
Betriebsleistungen (221) umfasst, Aufteilen eines
Betriebsleistungsintervall in N mögliche Betriebsleistungen (221);
- das Betriebsleistungsintervall durch eine Betriebsleistung begrenzt ist, die maximal von dem Energiespeicher (111) aufgenommen bzw. abgegeben werden kann; und
- N insbesondere gleich wie oder kleiner als 10 ist;
10) Verfahren (400) gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Leistungsbedingungen ein oder mehrere umfassen von:
- eine maximale Ladeleistung, die von dem Energiespeicher (111) zu einem bestimmten Zeitpunkt aufgenommen werden kann;
- eine maximale Entladeleistung, die von dem Energiespeicher (111) zu einem bestimmten Zeitpunkt bereitgestellt werden kann; und/oder
- Energiekosten (204), die zu einem bestimmten Zeitpunkt zum Laden bzw. Entladen des Energiespeichers (111) anfallen; und/oder
- eine für einen bestimmten Zeitpunkt prognostizierte angefragte
Leistung (202) von ein oder mehreren elektrischen Verbrauchern (102); und/oder
- eine für einen bestimmten Zeitpunkt prognostizierte lokal erzeugte Leistung (203), die von einer lokalen Energieerzeugungseinheit (103), insbesondere von einer Solaranlage, bereitgestellt werden kann.
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