Steuerung

Wie funktionieren Steuerung und Management meines dynamischen Energie-Speicher-Systems (dESS)?

Zielstellungen

Das dynamische Energie-Speicher-System soll folgendes leisten:

• Sicherstellung der unterbrechungsfreien Stromversorgung sämtlicher Lasten im Gebäude 24/365 inklusive Wärmepumpe unabhängig von der momentanen Verfügbarkeit von Solar- oder Netzstrom (full backup) mit Reserve für min. 24 Stunden
• vollständig aktiv netzdienliches Einspeisen des gesamten Überschusses des täglichen Solarertrags in sonnenreichen Phasen zu den Hochpreiszeiten des day-ahead-Marktes (Selbstvermarktung)
• Bündelung des Netzbezuges in den sonnenarmen Phasen auf die Zeiten des Niedrigpreises im dynamischen Stromtarif (Stufentarif) mit Überschneidung zu den Zeiten des Niedrigtarifs der Netzentgeltreduktion nach §14a EnWG Modul 3
• 100% autonomes Arbeiten der Steuerung unabhängig von der Jahreszeit, besonders auch in den variablen Phasen der Übergangszeiten

Steuerungsaufgaben

Aus den Zielstellungen resultieren Fragen der technischen Auslegung sowie Steuerungsaufgaben, die das System erfüllen muss. Dabei treten Aspekte auf, die sich in Teilen gegenseitig widersprechen. Am auffälligsten und wichtigsten ist dies bei der Steuerung des Speicher-Füllstandes. Die Strategie „Reserve“ erfordert stets einen möglichst hohen Speicherstand, die Strategie „Netzdienlichkeit“ in gewisser Weise einen möglichst niedrigen, damit der gesamte überschüssige Solarertrag im Speicher aufgenommen werden kann, mindestens während der Tageszeiten mit zu niedrigen Börsenstrompreisen (=Überangebot Strom im Netz).

Bei beliebig großer Speicherkapazität könnten tatsächlich beide Strategien jederzeit parallel verfolgt werden, effizient wäre dieser Ansatz jedoch nicht, da ein noch größerer Speicher erforderlich wäre. Stattdessen ist eine Abwägung zwischen „Reserve“ (Planung auf den maximal erwartbaren Verbrauch während 24h) und „Netzdienlichkeit“ (Planung auf den maximal erwartbaren Ertrag während 24h) zu treffen. Sinnigerweise ist hier der größere der beiden Werte für die technische Auslegung des Speichers anzusetzen. In meinem Fall beträgt der maximale Bedarf im Winter etwa 120kWh pro Tag und der maximale solare Ertrag im Sommer etwa 160kWh, wobei hiervon etwa 15kWh für den direkten Verbrauch während der Zeit der Sonneneinstrahlung abziehbar sind. Darauf ist die Speichergröße dimensioniert. Da ein Teil der solaren Tagesproduktion sich zeitlich mit morgendlichen und abendlichen Einspeisezeiträumen überschneidet, beträgt der faktische Speicherbedarf 125kWh und ist damit etwa so groß wie der Wert im Winter. Diese Größe wird auch nur an wenigen Tagen ausgereizt, meistenteils bewegt sich der Füllstand zwischen 15% und 90%.

Hilfreich für die Planung der Steuerung ist der Umstand, dass das Gebäude hinsichtlich Stromversorgung aufgrund der Größe der Solar-Anlage im Wesentlichen von Anfang März bis Ende Oktober zu 100% energie-autark ist (mit kleinen tageweisen Einschränkungen an den Rändern des Zeitraums). In dieser Zeit spielt daher der Aspekt „Reserve“ eigentlich gar keine Rolle – ein längerer Netzausfall bliebe praktisch unbemerkt, abgesehen von der dann fehlenden Einspeisung des Überschusses. Die Steuerung kann daher für diese Zeit mit Fokus auf die Strategie „Netzdienlichkeit“ ausgelegt sein.

Umgekehrt ist in den verbleibenden vier Monaten des Jahres (abgesehen erneut von den Rändern des Zeitraumes) der Solarertrag gering und gleichzeitig der Strombedarf für die Wärmepumpe so hoch, dass selbst an sonnenreichen (Winter-)Tagen die Solarproduktion untertags etwa im Bereich des laufenden Verbrauchs liegt. Daher spielt hier der Aspekt der „Netzdienlichkeit“ hinsichtlich der Überschusseinspeisung in der Regel keine Rolle, womit die Steuerung für diese Zeit mit dem Fokus auf die Strategie „Reserve“ ausgelegt sein kann. Ohnehin ist mit einem Netzausfallszenario bei entsprechenden Wetterlagen mit höherer Wahrscheinlichkeit nachts in den Wintermonaten zu rechnen.

Für die Gewährleistung einer ausreichenden Reserve spielt das Management des Wärmepumpenstroms eine entscheidende Rolle, da dieser in der Spitze knapp 80% des gesamten Bedarfs während 24 Stunden erreichen kann. Die Wärmepumpe verfügt über einen Steuereingang, mit dem der Kompressorstart unterbunden werden kann. Mit Hilfe eines Phasenwächters, der die Netzspannung überwacht, wird bei Netzausfall die Wärmepumpe deaktiviert, so dass automatisch der parallele Ölkessel in der Hybridheizung übernimmt. Selbst bei einem Netzausfall im ungünstigsten Moment (z.B. kurz vor „Nachladen“) ist so eine Reserve von mindestens 24h sichergestellt, da dann nur noch der restliche Strombedarf des Gebäudes gedeckt werden muss, was dank der Größe des Speichers auch bei niedrigerem Restladestand leicht möglich ist.

Während also in den Phasen der nahezu ausschließlichen Überschusseinspeisung bzw. des nahezu ausschließlichen Netzbezuges die Steuerungsaufgaben eindeutig nach nur einer Strategie erfolgen können, liegt die eigentliche Herausforderung in den Übergangsphasen Oktober/November und Februar/März, zuzüglich einiger weiterer wetterbedingter Ausnahmen in beiden Richtungen sporadisch bzw. stochastisch über das Jahr verteilt. Immerhin etwa ein Drittel des Jahres muss die Steuerung somit die einander widerstrebenden Strategien „Reserve“ und „Netzdienlichkeit“ gleichermaßen berücksichtigen. Daraus ergibt sich interessanterweise, dass wegen der prinzipiell unmöglichen zeitlich konkreten Vorhersagbarkeit dieser Tage dieser Betriebsmodus – also das Ausbalancieren beider Strategien – als Normalfall der Steuerung auszulegen ist! Dies gilt umso mehr wegen des letzten Punktes der Zielstellungen, der 100%-igen Autonomie der Steuerung, der manuelle Eingriffe zur Anpassung überflüssig machen soll, auch wenn die Bilanz von Verbrauch und Erzeugung von einem auf den anderen Tag komplett umschlägt.

Die – wenn auch zahlenmäßig deutlich überwiegenden – Tage mit eindeutiger Zuordnung zu nur einer der beiden Strategien ergeben sich dann aus Sicht der Steuerung als die leichter handhabbaren Sonderfälle, die im auslegungstechnischen Normalfall aufgehen. Diese Sichtweise auf die Auslegung der Steuerung hat sich erst im Laufe der Entwicklung etabliert, nachdem der ursprüngliche Plan, drei Strategien zu implementieren („Reserve“, „Netzdienlichkeit“ und „Übergangszeit“) nicht zielführend und frei von Fehlsteuerungen funktionierend umgesetzt werden konnte. Bereits in der Simulationsphase zeigte sich: Wiederkehrendes Problem bei stark wechselnden Relationen zwischen Erzeugung und Verbrauch waren Situationen, in denen nachts der Speicher (nach-)geladen, am Tag dann aber wegen bereits zu vollen Speichers solarer Überschuss eingespeist wurde, noch dazu zu nicht netzdienlichen Zeiten. Auch der umgekehrte Fall trat auf: am frühen Abend wurde planmäßig eingespeist, aber dann musste in der Nacht oder im Laufe des Folgetages außerhalb des Ladezeitfensters aus dem Netz nachgeladen werden. Somit wurde die Idee die dritten Strategie verworfen.

Entwicklung der Steuerung: Analyse und Synthese

Bevor die Entwicklung der Steuerung begann, lief die Anlage mit einem vergleichsweise kleinen Speicher (30kWh) ohne besondere Maßnahmen zwei Jahre im Netzparallelbetrieb. Da das System alle Energiemengen von Verbräuchen, Entnahmen und Erzeugungen im 15-Minuten-Raster aufzeichnet, standen so eine riesige Menge reeller Daten zur Verfügung, auf deren Basis ein Steuerungsalgorithmus entwickelt werden konnte. Anhand geeigneter Visualisierungen der Daten wurden Muster identifiziert, Sonderfälle herausgefunden und Steuerparameter abgeleitet. Anschließend war es möglich, in einer Simulation den Algorithmus gegen die reellen Daten von Verbrauch und Erzeugung zu testen, um die optimale Parametrierung zu ermitteln, bei der es möglichst selten zu einem Speicherüberlauf oder einem leeren Speicher kommt. Erst dann begann die Implementierung in Node Red und die eigentliche Entwicklung der Steuerungslogik für den laufenden Betrieb. Über Monate der Beobachtung und Verfeinerung wurden weitere Steuerungsprobleme aufgedeckt und schrittweise behoben.

Das folgende Flussdiagramm zeigt die Funktionsweise im Detail:

Erläuterung der Elemente:

Jede Nacht um 23 Uhr wird die Verbrauchsprognose berechnet:

• Verbrauchsmessung 24h
  Der saldierte Verbrauch der letzten 24h wird ausgelesen und der Energiemengenzähler auf Null gestellt.
• Mittelwert und extrapolierter Trend der letzten 10 Tage
  Der Verbrauchswert wird in eine FIFO-Tabelle („first-in-first-out“) geschrieben, so dass diese stets die Werte der letzten 10 Tage enthält. Der daraus gebildete Mittelwert ist ein gleitender 10-Tage-Mittelwert, der seinerseits in eine zweite FIFO-Tabelle geschrieben wird, die alle gleitenden Mittelwerte der letzten 10 Tage enthält. Aus ältestem und jüngstem Wert wird linear auf morgen extrapoliert und so ein Vorhersagewert als Trendwert gebildet. Kurzfristige Schwankungen werden somit eliminiert, längerfristige Tendenzen jedoch sehr präzise abgebildet.

blau: Tagesverbrauch rot: gleitender Mittelwert gelb: Extrapolierung/Prognose

• Wetterdaten: Tagesmittel der Temperatur heute / morgen
  Die Temperaturdaten werden aus den MOSMIX-Modelldaten beim Deutschen Wetterdienst über das Internet abgerufen, es handelt sich um Tages-Mittelwerte, die eine Aussage zum erwartbaren Heizenergiebedarf ermöglichen.
• Datenbank: Energieverbrauch in Abhängigkeit von der mittleren Außentemperatur
  Die heutige Tagesmitteltemperatur wird auf ganze Grad gerundet zusammen mit dem aktuellen Verbrauchswert in eine Datenbank geschrieben, in der zu jeder Außentemperatur zwischen -10°C und +20°C die Verbrauchswerte gesammelt und Mittelwerte gebildet werden.

blau: Minimum gelb: Mittelwert rot: Maximum grün: Anzahl Messungen

• Verbrauchserwartung laut Temperatur
  Zu der für morgen vorhergesagten, gerundeten Tagesmitteltemperatur wird aus der Datenbank der Mittelwert der eingetragenen Verbrauchsdaten abgerufen.
• Verbrauchsprognose für die nächsten 24h
  Aus dem 10-Tage-Trend und der temperaturabhängigen Verbrauchsprognose wird die Gesamtprognose für morgen gebildet. Sie berücksichtigt, dass der Energiebedarf des Gebäudes maßgeblich vom Bedarf der Wärmepumpe abhängt, durch Einbeziehung des Trends aber auch, dass das Gebäude thermisch träge ist, also der Heizbedarf sich nicht sprunghaft mit der Außentemperatur ändert, sondern mit Verzögerung folgt.

Ebenfalls um 23 Uhr startet auch die Berechnung der Solar-Ertragsprognose:

• Solarertragsmessung 24h
  Der saldierte Solar-Ertrag der letzten 24h wird ausgelesen und der Energiemengenzähler auf Null gestellt.
• Mathematische Modellierung des maximal möglichen Solarertrages nach Kalenderdatum
  Anhand der Geokoordinaten des Standortes wird der exakte Sonnenstandsverlauf mit Sonnenauf- und untergangszeiten berechnet. Damit und mit einer empirischen Funktion basierend auf gemessenen maximalen Ertragswerten aus den Aufzeichnungen der letzten zwei Jahre wird für den Jahreslauf berechnet, welcher maximale Ertrag an jedem Kalendertag unter idealen Strahlungsbedingungen erreicht werden kann.
• Wetterdaten 15-minütlich: effektive Bewölkung heute / morgen
  Von vier benachbarten Wetterstationen des Deutschen Wetterdienstes werden die MOSMIX-Modelldaten für die effektive Bewölkung zu den Zeitpunkten „jetzt“ und „in 24 Stunden“ alle 15 Minuten abgerufen und damit ein Verlaufsprofil der Bewölkung für heute und morgen erstellt.

grün: erwartet heute gelb: berichtet heute rot: Vorhersage morgen

• Datenbank und empirische Funktion: bewölkungsabhängiger relativer Ertrag
  Derzeit noch zur Optimierung in einer externen Datenbank, später mit interner Verarbeitung, wird aus Solarertrag und Bewölkungsdaten ein empirischer funktionaler Zusammenhang modelliert zwischen Bedeckungsgrad/effektiver Bewölkung und dem relativen Tagesertrag, also dem Verhältnis von tatsächlichem zu maximal möglichem Ertrag.
• relative Ertragserwartung laut Bewölkung
  Aus dem für morgen vorhergesagten Bewölkungsprofil wird mit der empirischen Funktion aus der Datenbank der durchschnittlich erwartbare relative Ertrag für morgen ermittelt.
• Solar-Ertragsprognose für die nächsten 24h
  Aus der relativen Ertragsprognose und dem theoretischen Maximalwert des Ertrages wird die Gesamtprognose des solaren Ertrages für morgen gebildet.

Wenn die beiden Prognosedaten vorliegen:

• aktueller Ladezustand
  Der SOC (state of charge) des Speichers wird ausgelesen und umgerechnet in kWh in die Berechnung einbezogen.
• Berechnung der Steuerungsparameter, Festlegung des Modus für die nächsten 24h
  Aus der Verbrauchsprognose zuzüglich Sicherheitsaufschlag abzüglich eines Anteils solarer Direktversorgung wird der minimale Speicherstand berechnet, der jetzt vorliegen muss, um für die nächsten 24 Stunden die Versorgung sicherzustellen. Aus der Ertragsprognose abzüglich eines Anteils Direktverbrauch wird der maximale Speicherstand berechnet, der bei Tagesanbruch vorliegen darf, damit der erwartete solare Überschuss im Speicher aufgenommen werden kann. Ein Mindeststand zum Schutz vor Tiefentladung wird eingehalten.
  
  Ist die Ertragsprognose mindestens 5% über der Verbrauchsprognose, wird der Modus „Einspeisen“ auf aktiv gesetzt, sonst nicht. Je nach dem, wie stark im letzteren Fall die Ertragsprognose die Verbrauchsprognose unterschreitet, werden aus dem Bereich zwischen minimalem und maximalen Speicherstand eine Ladeeinsatzschwelle und ein Ladeziel berechnet. Beide Werte werden umso höher, je kleiner die Ertragsprognose gegenüber der Verbrauchsprognose ist. Unterschreitet der momentane Speicherstand die Ladeeinsatzschwelle, wird der Modus „Laden“ auf aktiv gesetzt, sonst nicht. In letzterem Fall ist somit weder „Laden“ noch „Einspeisen“ aktiv, das System ist im Modus „Sammeln“, anfallender solarer Überschuss wird dann einfach nur im Speicher gesammelt und gleicht Schwankungen über Tage aus. Dies verhindert, dass nur wegen eines einzigen trüben Tages sofort aus dem Netz geladen wird mit der Folge, dass am nächsten sonnigen Tag eingespeist werden müsste, um Platz für den Solarertrag zu schaffen.
  
  Im Detail werden noch ein paar weitere Aspekte bei der Festlegung des Modus berücksichtigt wie z.B. welcher Modus heute aktiv war und andere, die aber hier unberücksichtigt bleiben. Über mehrere Monate hinweg wurde das System beobachtet und an den aktuellen Stand des Algorithmus heran iteriert.
• wenn Laden: Festlegung des spätesten Beginns
  Die Überlagerung von variablem Netzentgelt und Stufentarif im dynamischen Strombezug ergibt ein Zeitfenster zwischen 23 und 6 Uhr mit den im Tagesgang insgesamt niedrigsten Preisen. Abhängig vom momentanen Speicherstand wird der Start des Ladevorgangs so berechnet, dass innerhalb des Zeitfensters die Preisintervalle beginnend beim niedrigsten aufsteigend genutzt werden.

• Berechnung erforderliche Ladeleistung
  Anhand der noch zur Verfügung stehenden Zeit wird die anzufordernde Ladeleistung fortlaufend so aktualisiert, dass das Ladeziel genau erreicht wird.
• wenn Einspeisen: Festlegung der profitabelsten 15-Minuten-Slots
  Die Slots der Börsenpreise werden nach Preis absteigend sortiert, den im Einspeisezeitfenster noch verbleibenden Slots wird nach aktuellem Ladestand die maximale Entladeleistung zugeordnet, bis das Entladeziel erreicht wird. Auf diese Weise wird die Entladung auf die Slots der höchsten Börsenpreise gebündelt, sofern nicht sowieso das gesamte Zeitfenster benötigt wird.
• Berechnung beste Entladeleistung
  Entladeziele sind minimaler bzw. maximaler Ladestand, abends jeweils der höhere der beiden Werte, morgens der niedrigere. Dies stellt sicher, dass automatisch zu Sonnenaufgang der für beide Strategien („Reserve“ bzw. „Netzdienlichkeit“) jeweils richtige Wert vorliegt, unabhängig davon, ob das Wettergeschehen kontinuierlich oder stark wechselnd ist. Da die Festlegung des Modus um 23 Uhr, also im Wesentlichen zum oder nach Ende des abendlichen Einspeisefensters erfolgt, ist zu diesem Zeitpunkt ein Strategiewechsel aufgrund eines Wetterumschlages noch möglich: entweder wird im morgendlichen Zeitfenster weiter entladen (wenn noch Kapazität im Speicher frei gemacht werden muss – „Netzdienlichkeit“), oder es erfolgt keine weitere Einspeisung, dann ist genug im Speicher für einen sonnenarmen Tag („Reserve“).
• Übernahme der phasengenauen Regelung der Wechselrichter
  Wird durch die Berechnungen eine Lade- oder Entladeleistung angefordert, dann wird die Ansteuerung der Wechselrichter in der Betriebsart „externe Steuerung“ übernommen, ansonsten wird die Ansteuerung an die victroneigene Regelung („optimiert ohne BatteryLife“) zurückgegeben. Unter Berücksichtigung von momentaner Erzeugung und Verbrauch wird im Fall der Übernahme der Ansteuerung der GridSetPoint (Sollwert der Einspeise- oder Bezugsleistung am Netzübergabepunkt der Anlage) inklusive vollem Phasenausgleich für jede Phase so berechnet, dass exakt die angeforderte Lade- oder Entladeleistung am Speicher vorliegt. Dies ist nötig, um den zeitlichen Verlauf exakt der Berechnung gemäß steuern zu können.

Zur zeitlichen Steuerung der Netzdienlichkeit ist nötig:

• Strombörse (day ahead): 15-Minuten-Strompreise für morgen
  Mit einem API-Abruf bei smard.de werden am Nachmittag die Börsenstrompreise für morgen über das Internet abgerufen und als Preisprofil gespeichert.
• Berechnung: zwei Einspeise-Zeitfenster (abends, morgens) mit höchstem Preisniveau
  In den Abschnitten zwischen 0 und 12 Uhr und zwischen 12 und 24 Uhr werden diejenigen Bereiche ermittelt, in denen jeweils die Preissumme über einen 5-Stunden-Abschnitt am höchsten ist. Diese Bereiche werden als Einspeisezeitfenster festgelegt (im Bild grün).

Datenquelle: API-Abruf bei smard.de, Visualisierung: eigene Aufbereitung in Node Red

Aktueller Stand

Aktuell arbeitet die Steuerung seit einigen Wochen ohne nennenswerte Korrekturen. Tatsächlich hat sich die (Un-)Genauigkeit der Vorhersagedaten der Bewölkung als momentan einziger ernstzunehmender Anlass für inzwischen vollautomatisch erfolgende Steuerungskorrekturen herausgestellt. Die noch laufende Datensammlung und -analyse zeigt, dass die Vorhersage des Solar-Ertrages äußerst präzise gelingt, sofern die faktische Bewölkungssituation hinreichend genau genug der vorhergesagten entspricht. In diesen Fällen liegt die Abweichung zwischen Prognose und Ertrag regelmäßig bei weniger als +/- 7%. Da Speicher und Planungsreserve groß genug sind, wird in den allermeisten Fällen ein Speicherüberlauf verhindert. Tritt er doch mal auf, dann zum Ende des Sonnentages und damit außerhalb der Zeiten kritischer Strompreise, so dass die Strategie „Netzdienlichkeit“ nicht verletzt wird.

Die Verbrauchsprognose ist hingegen sehr exakt, sporadische Abweichungen sind meist im Bereich +/-10kWh und damit aufgrund der Speichergröße und eingeplanter Reserven in beiden Richtungen aber ohnehin kein Problem. Zwar geht die Solar-Prognose wegen des Direktverbrauchs mit in die Berechnungen ein, wird aber sehr konservativ berücksichtigt, so dass Fehlprognosen beim Ertrag sich nicht bedeutsam auswirkten und die Strategie „Reserve“ nicht verletzen.