Intelligente Netz-, Kraftwerks-, und ...€¦ · nach EEG 2012 am Beispiel des ... – zum Im- und...

1 XIX. Zähler-Fachtagung© Bär Industrie-Elektronik GmbH 2012

XIX. Zähler - Fachtagung

Intelligente Netz -, Kraftwerks -, und Einspeiseanlagensteuerung nach EEG 2012

am Beispiel des Meter2SCADA

Baer Industrie-Elektronik GmbHRathsbergstr. 2390411 NürnbergTel: +49 911 97059 0Fax: +49 911 97059 50E-Mail: [email protected]


Agenda

Über Bär Industrie-Elektronik GmbH

Meter2SCADA im ersten Schritt

Meter2SCADA im Umfeld EEG2012

Referenz / Demo

Ausblick


Unsere Firma

Niederlassung in Abu Dhabi , VAEBaer Measurements LLC (BML)

Gegründet 1987 • Bär Industrie-Elektronik bietet als Systemintegrator

passende Lösungen für das Aufgabenumfeld der Energiemessung

• Entwicklung von Hard- und Software – zur Kommunikation mit Messgeräten (ZFA)– zum Im- und Export von Daten zu überlagerten Instanzen

(Verrechnung, EDM, ERP, Inventar, …)– Übergabemessung im Transportnetz und Kraftwerk– Bereitstellung von Messwerten in SCADA Systemen– Bär hat alle F&E Schritte seit den Anfängen des M-Bus mit gemacht,

bis hin zum WM-Bus und OMS Spezifikationen

• Entwicklung und Produktion von Komponenten zur weiteren Ertüchtigung von elektronischen Zählern

Nebenstelle in Oppin (bei Halle) mit Schrankfertigung, Montage und IBS

Hauptsitz in Nürnberg mit Entwicklung, Produktion und Geschäftsleitung

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Übersicht Produktportfolio

Unser Produktportfolio enthält Produkte, Systeme und Dienstleistungen

• Produkte– Data Logger für EVU und Industrie– Modems zum Anschluss von Zähleinrichtungen an eine Zentrale

(ISDN, PSTN,GSM, GPRS, TCP/IP, Funk)– Spezialgeräte (Erfassung von Zählwerten, Anzeige, Testgeräte, …) – Relais für alle Belange der Zählerwelt

• Lösungen und Systeme– Intelligentes Zählerfernablesesystem (SIGLON)– GPRS-Bridge zur Anbindung von Geräten mit dynamischer (und

festen) IP an eine Zentrale über Internet– Meter2SCADA verbindet die Zählerwelt mit der SCADA-Welt in

Echtzeit– EinsMan als skalierbares Modell für Anforderungen im

Einspeisemanagement (EEG 2012)– Messsysteme für Kraftwerke und Schaltanlagen im Übertragungsnetz

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Agenda

• Meter2SCADA im ersten Schritt

Meter2SCADAPrinzip Koppelung Verrechnungsmessung mit SCADA-Systemen

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Motivation

Für die Ausregelung von Netzen und Kraftwerken werden genaue kurzzyklische Messwerte aus den Übergabemessstellen (z.B. zur Bildung von Randintegralen) benötigt.

Bisher werden bei der Abrechnung und Ausregelung (z.B. von Regelzonen oder Kraftwerken) Messgeräte mit unterschiedlichen Genauigkeitsklassen oder trägen Impulsverfahren verwendet.

� Dies führt zu teils erheblichen Differenzen zwischen den über SCADA-Systeme ermittelten Messwerten und den Abrechnungsmesswerten aus der Verrechnungsmessung.

� Die Folge sind Über- oder Unterspeisungen (Fahrplanabweichungen), welche zu finanziellen Kompensationsmaßnahmen führen.

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Bisherige Lösungen

Werte werden mittels Messumformern oder Schutzgeräten aus dem Schutzkern ermittelt und ggf. über teils mehrere Konvertierungen (z.B. 0-20mA) der Leittechnik zugeführt.

� teils große Abweichungen zwischen zur Regelung verwendeten und in der Abrechnungsmessung ermittelten Werte.

Werte werden über Impulse (5-10Hz) aus Abrechnungsmessung ermittelt

� Wegen der geringen Frequenz sind keine genauen kurzzyklischen Werte (Sekundenbereich) ermittelbar. Zudem fehlt die Dynamik bei Lastwechseln.

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Anforderungen

Anforderungen für die Bereitstellung von Messwerten aus Übergabemessungen an die Leittechnik:• Hochgenaue Messwerte (Messwandler und Messgeräte Klasse 0,2)• Hohe Übereinstimmung der über die Abrechnungsperiode (15 min.)

kumulierten SCADA-Messwerten mit den Abrechnungsmesswerten⇒ Fahrplantreue

• Kurzzyklische (≤ 1 Sekunde) Bereitstellung⇒ schnelle Regelzyklen

• Beiden Partnern an der Übergabemessstelle sollen identische Werte zeitgleich zur Verfügung gestellt werden⇒ Vermeidung von „Gegeneinander Regelung“

• Übertragung der Werte mit in der Leittechnik üblichen Protokollen IEC60870-5-101/-104

• Unterstützung von min. 4 unabhängigen Leittechnikschnittstellen mit unterschiedlichen Protokollausprägungen (z.B. 2 Verbundpartner mit je Haupt- und Reserveleitstelle).

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Lösung: Meter2SCADA

Für die Abrechnung und die Leittechnik wird an den Übergabe-messstellen nur ein und derselbe Verrechnungszähler (Klassengenauigkeit 0,2S an Messwandlern Klasse 0,2) verwendet.

Über Meter2SCADA werden die Momentanwerte der Leistung (und ggf. weiterer Messgrößen) im ≤ Sekundentakt an die Leittechnik übertragen.

Die Auslesung der Verrechnungszähler (üblicherweise täglich) durch die Zählerfernauslesung bleibt davon unbeeinflusst.

Redundanz kann erzielt werden, indem die Vergleichszählung in gleicher Weise ausgestattet wird. Bei Verbundkuppelleitungen könnten zudem die entsprechenden Gegenstationen der Verbundpartners ebenfalls entsprechend ausgestattet werden.

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Aufbau

M2S RTU

Netzleittechnik

Abrechnung

U-I-Messwandler(Messkern Kl. 0,2)

HochpräzisionszählerKl. 0,2S

Lastverteiler A

Leittechnik

Abrechnung

Lastverteiler BKraftwerk

Großindustrie

IEC 60870-5-101/104IEC 60870-5-101/104

DLMSMomentanwerte (≤ 1 Sekunde)

ZählerprotokollDLMS oder „1107“Abrechnungswerte (15 min)

ZählerprotokollDLMS oder „1107“Abrechnungswerte (15 min)

ZFA ZFA

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Funktionsweise

Moderne Verrechnungszähler (z.B. Landis+Gyr ZxQ oder EMH LZQJ) stellen neben den Abrechnungswerten (Lastprofile) auch die Momentanwerte von Leistung, Spannungen, Strömen usw. zur Verfügung. Die Messwerte werden kurzzyklisch gebildet (z.B. bei L+G ZxQ Zählern alle 200ms Mittelwerte).

Meter2SCADA liest die Momentanwerte aus dem Verrechnungszähler (je nach Anzahl der benötigten Messwerte) alle 100-500ms über das DLMS Protokoll aus und speichert diese in den entsprechenden Prozessvariablen.

Weitergabe (aktuelles Verfahren bei 50HzT – TenneT – CEPS – PSE)

Diese Werte werden zyklisch im 1 Sekunden Takt synchron an die angeschlossenen Leitsysteme übertragen. Die Verzögerung zwischen Messung im Zähler und in der Leittechnik zur Verfügung stehenden Messwert beträgt damit zwischen 300ms und 1500ms.

Alternative:

Eine spontane Übertragung der Messwerte sofort nach jeder Auslesung würde eine Erneuerungsrate von 200 bis 500ms ermöglichen und die Verzögerung auf maximal 500ms reduzieren.

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Ausgangspunkt

� Anforderung gemäß EEG 2012 � Einspeisereduzierung

� GPRS-Netz� Mehrere Unterbrechung pro Tag von 1-15 Min Länge

(auch bei gutem Empfang)

� DSL-Netz� Bei Verwendung dyn. IP eine Unterbrechung 1-3 Min

� Rundsteuertechnik� Kein Rückkanal, individuelle Ansteuerung in Massen, relativ

langsam (2 Minuten Intervalle)

� Zukünftiger Ausbau� Netzqualitätsdaten von den Einspeisern und Ortsnetz-Trafos

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EEG Abschaltung

� Abschalten per Gesetz auf Richtwert von PNenn

� EVU muss Leistungsreduzierung auf abschaltbare Objekte umsetzen

"�" bedeutet laut Gesetz und VDE eine

verpflichtende Anforderung im

Einspeisemanagement:

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EinsMan

Erfassung der IST Einspeisung �

Registrierende ¼ h Leistungsmessung

(Lastgangzähler, Sym2) �

Nachweis monatliche Leistungserfassung � �

Integration in das EinsMan �

Option vereinfachtes EinsMan � �

Option 70% Begrenzung fix �

Bereitstellung Q, cosϕϕϕϕ = 0,95 �

Bereitstellung Q, cosϕϕϕϕ = 0,90 � �

Abregelung NOT AUS � � �

Abregelung 2 stufig � �

Abregelung 4 stufig � � �

Abregelung 15 stufig �

oder Klein Fernwirk Anlage �

"�" zielt laut Gesetz und VDE

auf Anlagen und Wechselrichter:

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Anlagen Typ

Photo-Voltaik � � �

Bio-Masse (im Sinne KWK-G) �

Neuanlagen ab 01.01.2012 � � �

IBS > 01.01.2009 � �

Umsetzung < 30.06.2012 �

Umsetzung < 31.12.2012 �

Wechselrichter (WR) Anforderungen

max 4,6 kVA Schieflast je Phase � � �

3 ph-WR oder 1 ph-WR Kopplung � � �

Quelle

EEG 2012, §6 u.a., VDE-AR-N 4105 � � �

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Umsetzungsstrategien

� Wie oft muss tatsächlich abgeregelt werden?� 1 / Tag, 1 / Woche, 1 / Monat, 1 / Jahr

� Wie schnell muss abgeregelt werden ?� In 1 Minute, innerhalb von 15 Minuten

� Wie lange muss abgeregelt werden, wann zurück?� Minuten, Stunden, genaue Zeitperiode

� Zu welcher Tageszeit muss abgeregelt werden?� Tagsüber, Nachts

� Muss nachgeregelt werden?� Welcher Istwert gegen welchen Sollwert

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Stufenweise Lösungen EEG Abschaltung

� Schalten mit RSE (Rundsteuerempfänger)� Kein Feedback, wann geschaltet wurde, � keine „Ist+Werte“ (Werte unmittelbar nach dem Steuereingriff)� Grenzen über Sollwertänderungen konfigurieren

� Schalten mit Zähler oder Kleinfernwirkgerät� Rückmeldung möglich (z.B. BaerFieldControlSystem)

� Auslesen von PIst aus Zählern� Über M-bus, BFCS-M1 oder Zähler� Für jede Anlage oder nur für Referenzanlagen

� Abrechnung Abschaltentschädigung

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Abschalt-Entschädigung I

Typisch Vereinfachte Regel ?

Quelle: http://www.enercast.de/fileadmin/user_upload/Brosch%C3%BCren/SWC_Paper_ys_v654.pdf Met

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Abschalt-Entschädigung II

� Herausforderung Abschalt-Entschädigung

� Welche Leistung wurde jetzt tatsächlich reduziert?� PIst kann sich in jedem Moment (Wind, Sonne, Schatten, Wolke)

ändern

� Lösung über Referenzanlagen, die nicht abgeschaltet werdenLaut BDEW Verbändevereinbarung:� Einstrahlungsmessverfahren nur an Anlagenstandort möglich� Kleinster gemeinsamer Zeitbereich (in 15min-Einheiten)

� In Zukunft vielleicht noch Netzqualitätsparameter

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Kundengruppen Regeln

These: Zum effektiven Regeln braucht es Ist-Werte

• Viele große Anlagen– Dauernde Bereitschaft– Dauernde Ablesung der PIst-Werte für sofortige Verfügbarkeit– Optimierungsverfahren– Anbindung an Netzleitsystem

• Stadtwerke, Verteilnetze und kleinere Anlagen– Abrufen der Ist-Werte bei Bedarf– Einfache Oberfläche– Unterstützte manuelle Bedienung

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Modulares Bausteinkonzept

SIGLON ist das integrierte intelligente AMR-System (Automated Meter Reading) für Energiedatenerfassung, Energiedatenmanagement und Betriebsdatenmanagement.

Die IP-T Bridge ist eine Vermittlungszentrale, die es erlaubt mit tausenden von IP-basierten Geräten (z.B. GPRS-Modem, LAN-Modem) über das Internet zu kommunizieren.

Gateway zwischen Geräten und Lösungen der Zähltechnik und SCADA Systemen zur einfachen Integration von Zählerdaten in Leittechnik- und Prozess-Automatisierungs-Systeme.

Eine sehr pragmatisch aufgebaute Bedienoberfläche, die es dem Personal (Betrieb und Bereitschaf erlaubt, notwendige Steuerkommandos zu generieren und wie gefordert zu handeln.

TCP/IP

IP-T Bridge

Meter2SCADA EinsMan

SIGLON ZFA

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…

TCP/IP

IP-T Bridge

NS-Netz400 V

MS-Netz10…24 kV

HS-Netz110…400 kV

Energiefluss & Kommunikation

Meter2SCADAPSTN ISDN

GSM & GPRS

Ethernet TCP/IP

IP-T

M-Bus

PLC

WAN

EinsManMeter2SCADA

Meter2SCADA

SIGLON ZFA EinsManOnline

ZFA, Netz Qualität, EEG bei Bedarf

Cl 0.2

Cl 1.0

Cl 2.0

Anwendung Messung COM Medium Erfassen, Archivieren Export

Meter2SCADABreitband, IEC60870-5-104 oder -101

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1) Quelle Wikipedia

2) Quelle Microsoft, Images

Breitband

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Referenzen

Hochspannung:• Roll out im 50Hertz

Transmission GmbH Netz• Derzeit in Erprobung bei

den 3 weiteren deutschen ÜNB

• Gateway im Arbeitsfeld Minutenregelung zwischen Leitstelle Lehrte und einem Kraftwerk in Bayern

EEG Anlagen: verschiedene Konfigurationen in und um EEG Anlagen:• EinsMan solo• EinsMan mit ZFA SIGLON• EinsMan mit Meter2SCADA

an unterschiedliche Netzleitstellen

• Meter2SCADA an regelbaren Ortsnetz-Trafos

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Alles ist im Wandel

„EVU“

OptimaleVersorgung

Spannungs-, Frequenz-und Blindleistungsregelung

Billing Prozess

Fahrplan und Echtzeitregelung

Industrie

Optimierung des Energieeinsatzes

Reduktion der Energiekosten

HöchsteVerfügbarkeit

Eigenerzeugung

PrivatkundeStrom sparen

GleicheQualität

Darf nicht mehr kosten

Eigenerzeugung

Politik

20 / 20 / 20 EnWG

Datenschutz, BSI

Deregulierung

BNetzA

CO2

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Alles wird anders

• Die Energieinfrastruktur und die Energiewirtschaft ist in einem grundlegenden Änderungsprozess

• Trotz nachhaltiger Anstrengungen nach mehr Energieeffizienz wird sich Energiebedarf und -Kosten in Zukunft wohl kaum senken lassen

• Es ist mit „Energy on Demand“ Tarifen oder „Real Time Pricing“ zu rechnen, vielleicht auch mit leistungsbezogenen Flat Rates (vergl. Telefonie)

• Die zukünftige Energieversorgung benötigt Smart Metering und Smart Grids zur Echtzeitregelung der sich ständig ändernden Energieerzeugungs- und Abnahmemengen

• Multidirektionale Kommunikation wird das Schlüsselelement sein• Energiespeicher werden wichtige Funktionen in Richtung

Netzstabilität und Versorgungssicherheit einnehmen

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Man muss GROSS und klein denken

GROSS• Netzstabilität

– Primär-Regelung am Generator (Milli-Sekunde)– Sekundär-Regelung im Sekundenbereich– Minuten Regelung im 15 Minutenintervall

• Blindleistung– Bereitstellung– Kompensation

• Transport– Erzeugungsort ist nicht immer der

Verbrauchsort– Engpässe bei Übertragung / Durchleitung

• Investment– Große Infrastrukturthemen (Freileitungen,

Brennstoff, Wasser- und Schienenwege, Umwelt - Emission, Entsorgung, …)

– Geschäftsmodell und Amortisation (sich immer schneller ändernde gesellschaftliche, politische und sozio-ökonomische Randbedingungen)

• Zentralisierung

klein• Förderung Eigenverbrauch• Verbrauch dort, wo auch erzeugt wird• Aufbau virtueller Kraftwerke

– Schwarmstrom Konzept– Spitzenlast aus dem Pool

• Autonome Inselnetze• Schonung der Betriebsmittel

– Trafo: von LV nach MV hochtransformieren– Kabel: thermische Belastbarkeit & Alter– Beitrag zur Blindleistungsregelung

• Verfügbarkeit der Baustoffe• Dezentralisierung• Schlanke Prozesse• Datenschutz• Relative Stärke ggü. Intrusion

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Genauere, feinere Netzregelung

Kommunikation und

Systemintegration führen zum

Wandel in den Netzen:

� Genauere Daten

� Mehr Werte

� Gleichzeitigkeit

� Mehr Datennutzer

� Auch in und zwischen den Ebenen

� An mehren Orten

� Häufiger

Gen

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keit

Klasse 0.2

Klasse 0.5

Klasse 2.0

Klasse 1.0

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Genauere, feinere Netzregelung

Q: wikipedia.org

Karl Valentin:„Die Zukunft war früher auch besser“

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