CH713282B1 - Verfahren zum Betreiben eines strukturierten Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie. - Google Patents

Abstract

Bei einem Verfahren zum Betrieben eines Strukturierten Netzes (11) zur Verteilung von elektrischer Energie, wobei ein vorhandenes Netz (11), welches als Netzkomponenten mindestens Quellen , Lasten, Leitungen, Sensor-, Schalt- und Wandlerkomponenten umfasst, die in einer Ausgangstopologie miteinander verschaltet sind, strukturiert wird, werden anhand von Eigenschaftsgrössen der Netzkomponenten und vorgebbaren Regelgrenzen die Netzkomponenten in einer Mehrzahl von lokalen, sich selbst regelnden Funktionsgruppen (30.1, 30.2, 30.3) zusammengefasst. Jeder lokalen Funktionsgruppe (30.1, 30.2, 30.3) werden Regelprozesse zugeordnet, welche Aktionen umfassen, welche beim Erreichen von Auslösekriterien zur Einhaltung der Regelgrenzen ausgeführt werden. Das Verfahren führt - ausgehend von einem vorhandenen Netz zur Verteilung von elektrischer Energie - zu einem hinsichtlich der Regelung neu strukturierten Netz, welches in Bezug auf die Regelung auf eine hierarchische Struktur soweit möglich verzichtet und stattdessen aus lokalen, sich im Normalbetrieb selbst regelnden Funktionsgruppen (30.1, 30.2, 30.3) aufgebaut ist. Dadurch ergibt sich unter anderem eine Reduktion der Fehleranfälligkeit und dadurch Erhöhung der Betriebs- und Versorgungssicherheit.

Description

Technisches Gebiet

[0001] In einem Verfahren zur Strukturierung eines vorhandenen Netzes zur Verteilung von elektrischer Energieumfasst das Netz als Netzkomponenten mindestens Quellen, Lasten, Leitungen, Sensor-, Schalt- und Wandlerkomponenten, die in einer Ausgangstopologie miteinander verschaltet sind. Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben eines gemäss dem Verfahren zur Strukturierung strukturierten Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie.

Stand der Technik

[0002] Netze zur Verteilung von elektrischer Energie (Stromnetze) umfassen ein Netzwerk von elektrischen Leitungen (namentlich Freileitungen und Erdkabel) und weitere Netzkomponenten, die mit den Leitungen in einer bestimmten Topologie miteinander verschaltet sind. Die weiteren Netzkomponenten umfassen Quellen, z. B. die Generatoren von Kraftwerken oder Zwischenspeicher wie z. B. Batterien, Lasten (Verbraucher), Sensorkomponenten zum Erfassen von Betriebsparametern des Netzes (Spannungen, Frequenz, Ströme, Leistungen, Temperaturen usw.), Schaltkomponenten zum Verbinden und Trennen von Komponenten oder Netzabschnitten sowie Wandlerkomponenten, z. B. Transformatoren, beispielsweise zum Verändern der Spannung.

[0003] Die Topologie ist in mehrere Netzebenen gegliedert. Ausgehend von einem Erzeuger wie einem Kraftwerk erfolgt die weiträumige Verteilung zunächst über ein Übertragungsnetz mit Höchstspannung (z. B. 380 bzw. 220 kV). Über Unterwerke mit Transformatoren sind überregionale Verteilnetze mit Hochspannung (z. B. 36-150 kV) angeschlossen, an diese über weitere Transformatoren wiederum regionale Verteilnetze mit Mittelspannung (z. B. 1-36 kV). Über weitere Transformatoren erfolgt dann der Anschluss des lokalen Verteilnetzes mit Niederspannung (z. B. 400 V - 1 kV), welches (ggf. über Transformatorenstationen) zu den Hausanschlüssen und damit zum Endverbraucher (u. a. Privathaushalte, Industrie-, Gewerbe- und Landwirtschaftsbetriebe) führt.

[0004] Die spezifische Topologie mit den im Netz vorhandenen Komponenten ist historisch gewachsen, in Abhängigkeit der Standorte und Leistungen der Erzeuger (Kraftwerke) und der Verbraucher. Änderungen an der Topologie erfordern in der Regel zusätzliche bzw. anders verlaufende oder dimensionierte elektrische Leitungen und sind deshalb aufwendig.

[0005] In den letzten Jahren haben sich - insbesondere aufgrund des Aufkommens lokaler Erzeuger wie z. B. Photovoltaik-Anlagen - die Anforderungen an das Stromnetz gewandelt. Es dient nicht mehr nur zur hierarchischen Verteilung von elektrischer Energie „von oben“ (d. h. vom Kraftwerk) „nach unten“ (d. h. zu den Verbrauchern), sondern die Stromflüsse können je nach Produktionsbedingungen (z. B. Sonneneinstrahlung) und Verbrauchsmuster unterschiedlich verlaufen.

[0006] Die Steuerung bzw. Regelung des Netzes, welche einen sicheren Betrieb zum Ziel hat und namentlich sicherstellen soll, dass vorgegebene Regelgrenzen (z. B. hinsichtlich Frequenz, Spannung, Strom) eingehalten werden, ist in der Regel weiterhin hierarchisch organisiert, was bedeutet, dass die Anforderungen stark gestiegen sind und häufigere Eingriffe notwendig sind, um die Betriebssicherheit zu erhalten. Um insbesondere verbraucherseitig weitere Informationen zu erlangen, welche in die Steuerung bzw. Regelung einfliessen können, werden heute vermehrt so genannte „Smart Meter“ eingesetzt, welche Informationen, namentlich Verbrauchsinformationen, direkt bei den Verbrauchern erfassen und über ein Kommunikationsnetz an übergeordnete Einrichtungen des Netzes, z. B. eine Leitstelle, übertragen.

[0007] Bei dieser übergeordneten Stelle fällt so eine grosse Datenmenge an, welche innert kurzer Frist verarbeitet werden muss. Die Auswahl der im untergeordneten Netzabschnitt zu treffenden Massnahmen ist komplex, und bei Fehlern in der Übermittlung der Messsignale von den Smart Metern (und anderen Sensorkomponenten) zur übergeordneten Stelle bzw. der Steuersignale zurück zu den Komponenten im Netz drohen Betriebsstörungen.

[0008] Die Hinzufügung zusätzlicher Komponenten (z. B. grössere Photovoltaik- oder Wind-Anlagen oder Blockheizkraftwerke) kann das Verhalten eines Netzabschnitts massgeblich verändern, was umfangreiche Anpassungen an den ohnehin komplexen Steuer- und Regelprozessen erfordert. Wegen der Latenzzeiten in der Datenübertragung von den Komponenten zur übergeordneten Stelle bestehen physikalische Grenzen, was die Regelbarkeit bei kurzfristigen Ereignissen anbelangt. Es müssen deshalb relativ grosse Reserven (z. B. in Bezug auf den Leitungsquerschnitt) vorhanden sein. Dies beschränkt wiederum die Übertragungskapazität, welche ohne aufwendige Nachrüstungen zur Verfügung gestellt werden kann.

[0009] Die EP 2 533 396 A2 (Aistom Grid) befasst sich mit einigen der oben genannten Probleme. Sie betrifft intelligente elektrische Verteilnetze und schlägt ein sich über mehrere Ebenen erstreckendes Steuerungssystem für das Verteilnetz vor. Dieses kann u. a. vorsehen, dass jede Ebene des Steuerungssystem als Regelkreis funktioniert, dass redundante topographische Netzwerkstrukturen vorgesehen werden oder dass die Datenverarbeitung und die Steuerung über die Ebenen des Steuerungssystems verteilt werden. Die Druckschrift schlägt ebenfalls vor, Steuerungs- und Datenaspekte auf höhere oder tiefere Ebenen zu verlagern sowie regelbasierte Prozesse vorzusehen, welche den Autonomiegrad der Ebenen steigern. Konkret wird ein Top-level distribution network node controller (DNNC) vorgeschlagen, welcher in einer hierarchischen Topologie mit DNNC-Komponenten auf tieferen Ebenen zusammenwirkt. Eine DNNC-Komponente auf einer tieferen Ebene kann beispielsweise die Signale eines Smart-Meters empfangen und so den Energieverbrauch eines Geschäftskunden überwachen. Der Top-level DNNC kann beispielsweise vorgeben, dass er nur dann von der DNNC-Komponente auf der tieferen Ebene benachrichtigt werden soll, wenn dieser Energieverbrauch mehr als 10% vom historischen Verbrauch abweicht. So lässt sich der Datenverkehr verringern. Der Top-level DNNC kann beispielsweise die DNNC-Komponente auf der tieferen Ebene anweisen, weitere Komponenten auszuschalten, um eine Überlast zu verhindern o. ä.

[0010] Die Druckschrift basiert wesentlich auf der an sich bekannten hierarchischen Struktur der Netzknoten mit den damit verbundenen bekannten Nachteilen. Sie stellt einen Zielzustand dar und offenbart keinen systematischen Ansatz, um von einem existierenden Verteilnetz zu diesem Zielzustand zu gelangen.

[0011] Die WO 2014/079605 A1 (Siemens Aktiengesellschaft) betrifft ein multi-modales Netz, d. h. ein Netz, welches aus mehreren Subnetzen besteht, welche unterschiedliche Ressourcen in der Form von fossilem Brennstoff, elektrischer Energie, Wasser, Wärme und Kälte über Ressourcenverarbeitungseinheiten verteilen. Die Druckschrift betrifft weiter ein Verfahren zur Verteilung von Ressourcen in einem multi-modalen Netz. Es wird vorgeschlagen, Umwandlungseinheiten in die Subnetze zu integrieren, welche Ressourcen eines oder mehrerer Subnetze in eine oder mehrere andere Ressourcen eines oder mehrerer anderer Subnetze wandeln. Weiter sind Ressourcenverarbeitungseinheiten vorhanden, denen jeweils mindestens ein Agent zugeordnet ist, wobei die Agenten derart untereinander vernetzt sind, dass jeder Agent mit anderen Agenten im Netz kommunizieren kann. Die Verteilung der Ressourcen im Netz erfolgt zumindest teilweise basierend auf zwischen den Agenten ausgehandelten monetären Transaktionen. Dadurch soll eine dezentral geregelte, selbstorganisierende Verteilung von verschiedenen Ressourcen im multi-modalen Netz erreicht werden.

[0012] Eine auf monetären Transaktionen basierende Verteilung von Ressourcen mag in einem multi-modalen Netz sinnvoll sein. Falls eine Verknüpfung mehrerer Netze, die auf unterschiedlichen Ressourcen basieren, nicht vorhanden ist oder wenn der Vernetzungsgrad zwischen Subnetzen relativ gering ist, kann auf die vorgeschlagene Weise aber nicht eine dezentralisierte, robuste Steuerung eines Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie erreicht werden.

[0013] Die US 2015/0058061 A1 (Salama et al.) betrifft ein Verfahren für das Energiemanagement in und die Optimierung von Smart Grids, wobei die verfügbaren lokalen Mittel und Ressourcen derart verwaltet werden, dass die Ziele eines Entscheiders erreicht werden. Dazu wird die Leistung in einem spezifischen Segment überwacht und geregelt, wobei die charakteristischen Eigenschaften des Segments berücksichtigt werden. Das Verhalten eines überwachten Systems wird für eine bestimmte Zeitperiode vorhergesagt, in Abhängigkeit davon wird dann ein gewisser Energiefluss vorgeschlagen, welcher die erwähnten Ziele (z. B. die Minimierung von Treibhausgasen, von Energiekosten, Energieverlusten, Installationskosten für zusätzliche Komponenten oder die Maximierung der Stromqualität) erfüllt.

[0014] Das vorgeschlagene System setzt voraus, dass sich die stattfindenden Prozesse vorhersagen lassen. Dies erfordert eine aufwendige Modellierung, so dass die Einrichtung und stetige Aktualisierung des Systems mit hohen Kosten verbunden ist.

Darstellung der Erfindung

[0015] Aufgabe der Erfindung ist es, ein dem eingangs genannten technischen Gebiet zugehörendes Verfahren zur Strukturierung eines vorhandenen Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie zu schaffen, welches sich systematisch auf das vorhandene Netz anwenden lässt und eine hohe Betriebssicherheit bei geringer Störungsanfälligkeit ermöglicht.

[0016] Die Lösung der Aufgabe ist durch die Merkmale des Anspruchs 1 definiert. Gemäss der Erfindung werden anhand von Eigenschaftsgrössen der Netzkomponenten und vorgebbaren Regelgrenzen a) die Netzkomponenten in einer Mehrzahl von lokalen, sich selbst regelnden Funktionsgruppen, zusammengefasst, und b) jeder lokalen Funktionsgruppe Regelprozesse zugeordnet, welche Aktionen umfassen, welche beim Erreichen von Auslösekriterien zur Einhaltung der Regelgrenzen ausgeführt werden.

[0017] Das erfindungsgemässe Verfahren fasst also ein vorhandenes Netz zur Verteilung von elektrischer Energie im Hinblick auf dessen Regelung in lokale Funktionsgruppen zusammen und ordnet diesen Regelprozesse zu. Das Ergebnis des Verfahrens umfasst somit eine Aufstellung der Funktionsgruppen mit den jeweiligen Netzkomponenten sowie eine Aufstellung der Regelprozesse mit ihrer Zuordnung zu den Funktionsgruppen. Das Ergebnis kann weitere Informationen umfassen, wie weiter unten ausgeführt wird.

[0018] Ein „vorhandenes Netz“ kann ein Abschnitt eines grösseren Netzes sein. Grundsätzlich kann der Nutzer den Anwendungsbereich des Verfahrens, d. h. welche Netzkomponenten überhaupt berücksichtigt werden sollen, festlegen.

[0019] Eine „Quelle“ im Sinn des erfindungsgemässen Verfahrens kann ein Generator, eine (Strom abgebende) Batterie oder ein anderer Energiespeicher oder einfach ein „Eingang“ des betrachteten Netzes bzw. Netzabschnitts sein. „Lasten“ im Sinn des Verfahrens sind Verbraucher, Batterien oder andere Energiespeicher im Ladebetrieb oder einfach ein „Ausgang“ des betrachteten Netzes bzw. Netzabschnitts. Je nach Betriebszustand des Netzes können gewisse Netzkomponenten zeitweise Quellen oder Lasten darstellen. Ebenfalls existieren Netzkomponenten, die mehrere Funktionen (z. B. Last und Sensorkomponente, Quelle und Wandlerkomponenten usw.) in sich vereinigen.

[0020] Bei den genannten Eigenschaftsgrössen handelt es sich beispielsweise um KabelDurchmesser und Leitungslängen, Transformatoren-Leistungen oder Kurzschluss-Ströme. Die Regelgrenzen entsprechen insbesondere Sollbetriebsbereichen, wobei zur Sicherstellung eines Betriebs im Sollbetriebsbereich der Wert einer Regelgrenze, welche dieselbe Grösse betrifft wie der Sollbetriebsbereich, nicht zwingend mit der Grenze des Sollbetriebsbereichs identisch sein muss. Um eine ausreichend frühe Reaktion sicherzustellen, kann beispielsweise die Regelgrenze bereits erreicht sein, bevor der Sollbetriebsbereich verlassen wird.

[0021] Eine lokale Funktionsgruppe im Sinn des erfindungsgemässen Verfahrens wird durch miteinander gemäss einer Topologie verschaltete Komponenten gebildet, wobei im Extremfall auch eine einzelne Netzkomponente eine Funktionsgruppe bilden kann. „Lokal“ bedeutet in diesem Zusammenhang nicht zwingend, dass sich alle Komponenten einer Funktionsgruppe innerhalb eines bestimmten räumlichen Bereichs befinden müssen. Werden bei der Zusammenfassung von Netzkomponenten zu Funktionsgruppen die Latenzzeit der Informationsübertragung und die Distanz, über welche Informationen übertragen werden müssen, berücksichtigt, dürfte dies jedoch in der Regel dazu führen, dass sich alle lokalen Funktionsgruppen auf jeweils relativ kleine geografische Gebiete beschränken. In der Regel wird eine Funktionsgruppe keine „Löcher“ und keine vom Rest der umfassten Netzkomponenten isolierten Bereiche umfassen. Bei der Topologie, gemäss welcher die Komponenten der lokalen Funktionsgruppe verschaltet sind, handelt es sich insbesondere um die Ausgangstopologie. Falls das Verfahren Änderungen an der Topologie vorschlägt, kann es sich auch um eine Ergebnistopologie handeln, die von der Ausgangstopologie unterschiedlich ist.

[0022] Funktionsgruppen können grundsätzlich ineinander verschachtelt sein, wobei eine innere Funktionsgruppe als Netzkomponente der äusseren Funktionsgruppe betrachtet werden kann.

[0023] Die lokalen Funktionsgruppen regeln sich im Normalbetrieb selbst. Werden die Auslösekriterien erreicht, können durch jeweilige Aktionen der Regelprozesse Massnahmen ausserhalb der jeweiligen Funktionsgruppe ausgelöst werden. Die Regelprozesse können weitere Aktionen vorsehen, welche nur funktionsgruppenintern wirken. Grundsätzlich bezeichnet der Begriff „Regelprozess“ dabei sowohl Eingriffe in den Betrieb von Netzkomponenten als auch das Senden bestimmter Informationen von einer Netzkomponente an bestimmte andere Netzkomponenten (derselben Funktionsgruppe, einer anderen Funktionsgruppe oder einer über- bzw. nebengeordneten Stelle).

[0024] Ein Auslösekriterium wird in seiner einfachsten Form durch einen vorgegebenen Wert einer Grösse gebildet und durch eine Angabe, ob das Kriterium erfüllt ist, wenn der Wert einer Eingangsgrösse (z. B. einer Messgrösse) über- bzw. unterschritten ist. Ein Auslösekriterium kann aber auch durch eine Bereichsangabe definiert sein oder auf einer komplexeren Funktion beruhen, die insbesondere auch logische (boolesche) Operatoren einschliesst. Ein Auslösekriterium kann sich auf einen aktuellen Wert der Eingangsgrösse oder mehrerer Eingangsgrössen beziehen, oder es wird ein gewisses vergangenes Zeitintervall berücksichtigt. Auslösekriterien können zudem nicht nur von den der jeweiligen Regelgrenze zugeordneten Grössen abhängig sein, sondern auch von einer Änderungsrate solcher Grössen (also namentlich der zeitlichen Ableitung). So kann ein schneller Anstieg oder ein schnelles Absinken einer Grösse bereits anzeigen, dass Handlungsbedarf besteht, bevor die Regelgrenzen erreicht werden.

[0025] Die Zusammenfassung in lokalen Funktionsgruppen gemäss Schritt a) und die Zuordnung von Regelprozessen gemäss Schritt b) muss nicht zwingend in der Reihenfolge a) - b) ablaufen. Insbesondere können die Schritte im Rahmen des erfindungsgemässen Verfahrens iterativ durchgeführt werden, z. B. wenn im Rahmen des Schritts b) festgestellt wird, dass eine gemäss dem vorangehenden Schritt a) vorgesehene Zusammenfassung in eine Funktionsgruppe zu Problemen bei der Einhaltung der Regelgrenzen führt.

[0026] Das erfindungsgemässe Verfahren führt - ausgehend von einem vorhandenen Netz zur Verteilung von elektrischer Energie - zu einem hinsichtlich der Regelung neu strukturierten Netz, welches in Bezug auf die Regelung auf eine hierarchische Struktur soweit möglich verzichtet und stattdessen aus lokalen, sich im Normalbetrieb selbst regelnden Funktionsgruppen aufgebaut ist. Weil die Funktionsgruppen des strukturierten Netzes soweit möglich autonom arbeiten und Informationen nur dann über weitere Strecken übertragen werden müssen, wenn Auslösekriterien erreicht werden und entsprechende Aktionen ausgelöst werden bzw. wenn weitere Informationen in einer Funktionsgruppe erhoben werden und standardmässig (auch) in anderen Funktionsgruppen benötigt werden, ergibt sich eine Minimierung des übertragenen Datenvolumens. Es werden auch nur diejenigen Informationen erhoben, welche für den Betrieb benötigt werden. Eine zusätzliche Erhebung und Übertragung von umfangreichen Informationen zu Vorhersagezwecken ist nicht notwendig.

[0027] Wegen der reduzierten übertragenen Datenmenge und der geringeren Abhängigkeit jeder Funktionsgruppe von gruppenfremden Daten ist das Netz schwerer anzugreifen, und das Risiko von Problemen aufgrund von Störungen in der Informationsübertragung wird reduziert. Weiter wird der Energiebedarf für die Verwaltung des Netzes reduziert.

[0028] Durch die lokale Regelung werden zudem Probleme aufgrund von Latenzzeiten in der Datenübertragung minimiert. Dadurch ergibt sich ebenfalls eine Erhöhung der Betriebs- und Versorgungssicherheit.

[0029] Durch die Vorgabe von Regelgrenzen und daran gekoppelte Auslösekriterien wird sichergestellt, dass bei einem drohenden Problem ausgehend von derjenigen Stelle des Netzes, an welcher sich das Problem manifestiert, stets und sofort reagiert wird. Auch dies erhöht die Betriebssicherheit und stellt die Netzqualität sicher.

[0030] Weil das erfindungsgemässe Verfahren auf dem vorhandenen Netz und dessen bekannten Parametern basiert, ergibt sich unmittelbar, welche Sensorik, Aktorik und Intelligenz wo nachgerüstet oder aktiviert werden muss und welche Kosten damit verbunden sind. Für den Anwender wird unter anderem auch systematisch geklärt, ob und wo sich der Einsatz der lokalen Funktionsgruppen rechnet und in welchem Ausführungsgrad die Anpassungen sinnvollerweise umgesetzt werden.

[0031] Zusätzliche Infrastrukturkomponenten sowie unnötige Informationsübertragungen lassen sich vermeiden, soweit dies mit der Einhaltung der Regelgrenzen (und gegebenenfalls weiteren vorgegebenen Kriterien) vereinbar ist.

[0032] Das erfindungsgemässe Verfahren kann grundsätzlich auf die statische und die dynamische Optimierung angewandt werden. Durch die Bestimmung des autonomen Regelbetriebs kann es auch den dynamischen Einkauf von Energie erleichtern, weil durch die Vorgabe der Regelgrenzen (z. B. erlaubte Leistungen) gewisse Unsicherheiten reduziert werden.

[0033] Das Verfahren kann eingesetzt werden, um systematisch im Wesentlichen das gesamte Netz durch die Aufteilung in die sich selbst regelnden Funktionsgruppen laufend zu automatisieren und energieeffizient zu betreiben.

[0034] Bei dem erfindungsgemässen Verfahren zum Betreiben des strukturierten Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie wird in den lokalen Funktionsgruppen mittels Sensorkomponenten überwacht, ob Auslösekriterien erreicht werden; bei Erreichen eines Auslösekriteriums wird eine der der jeweiligen Funktionsgruppe zugeordneten Aktionen zur Einhaltung der Regelgrenzen ausgeführt.

[0035] Grundsätzlich kann im Rahmen des Betriebs die aktuelle Strukturierung des Netzes in lokale Funktionsgruppen periodisch oder laufend überprüft werden. So wird umgehend erkannt, ob aufgrund geänderter Rahmenbedingungen eine Änderung der Aufteilung in Funktionsgruppen und/oder eine Anpassung der Regelprozesse sinnvoll wäre. Eine solche Änderung kann dann zu einem geeigneten Zeitpunkt umgesetzt werden.

[0036] Mit Vorteil wird im Rahmen des Verfahrens zur Strukturierung des Netzes eine potenzielle lokale Funktionsgruppe definiert. Anschliessend erfolgt eine Prüfung, ob die potenzielle lokale Funktionsgruppe unter Einhaltung der vorgebbaren Regelgrenzen lokal regelbar ist. Wird festgestellt, dass die lokale Regelbarkeit gegeben ist, wird die potenzielle lokale Funktionsgruppe akzeptiert. Ergibt sich eine fehlende lokale Regelbarkeit, wird die potenzielle lokale Funktionsgruppe durch weitere Netzkomponenten erweitert.

[0037] Die Prüfung auf lokale Regelbarkeit kann beispielsweise anhand einer Simulation erfolgen. Es ist alternativ oder ergänzend auch möglich, einen Vergleich mit hinterlegten Mustern durchzuführen, wobei die Muster insbesondere häufige Kombinationen mehrerer Komponenten mit bestimmten Eigenschaften repräsentieren. Es sind verschiedene Kriterien für die lokale Regelbarkeit möglich; bevorzugt wird von einer lokalen Regelbarkeit ausgegangen, wenn die erwartete Häufigkeit eines nicht-lokalen Eingriffs einen bestimmten Schwellenwert unterschreitet. Dieser Schwellenwert kann je nach Netzebene, Grösse der potenziellen lokalen Funktionsgruppe, Verfügbarkeit der nicht-lokalen Eingriffe und/oder anderen Einflussfaktoren unterschiedlich gewählt werden.

[0038] Mit Vorteil erfolgt die Erweiterung durch weitere Netzkomponenten, die bereits im Netz vorhanden sind. Es kann sich dabei um Netzkomponenten handeln, die noch keiner lokalen Funktionsgruppe zugeteilt sind, oder es werden mehrere Funktionsgruppen verschmolzen. Ist eine Erweiterung mit vorhandenen Komponenten nicht möglich, werden zusätzliche Komponenten vorgeschlagen, wobei mit Vorteil ein Vorschlag für die Art und Spezifikationen der jeweiligen Komponente und für deren bestmögliche Positionierung im Netz erfolgt.

[0039] Zur Zusammenfassung in lokale Funktionsgruppen sind andere Verfahren anwendbar. So kann anstelle einer Definition einer potenziellen Funktionsgruppe und einer anschliessenden Prüfung auf Regelbarkeit ein gesamter Abschnitt des vorhandenen Netzes testweise in mehrere Funktionsgruppen aufgeteilt werden, wonach die Aufteilung durch ein geeignetes Verfahren optimiert wird. Derartige Verfahren schliessen insbesondere evolutionäre Algorithmen oder MCMC(Markov-Chain-Monte-Carlo)-Algorithmen ein. Grundsätzlich ist es auch möglich, Machine-Learning-Methoden einzusetzen, namentlich um Muster zu erkennen oder Erkenntnisse aus einer manuellen Strukturierung eines Netzabschnitts auf andere Abschnitte zu übertragen.

[0040] Vorzugsweise umfassen die Aktionen lokale Aktionen, welche einen Betrieb der Komponenten der jeweiligen lokalen Funktionsgruppe beeinflussen, sowie nicht-lokale Aktionen, welche eine Übermittlung von Daten an eine andere lokale Funktionsgruppe oder eine funktionsgruppenübergreifende Leitstelle umfassen. Nicht-lokale Aktionen lassen sich wiederum in zwei Klassen aufteilen, nämlich: a) Aktionen, die im Wesentlichen lediglich einen Regelbedarf an eine vorgegebene Stelle ausserhalb der lokalen Funktionsgruppe weitergeben; diese Stelle ist dann dafür zuständig, den Regelbedarf der lokalen Funktionsgruppe mit adäquaten Massnahmen zu decken; bei der Stelle kann es sich um eine Komponente einer anderen lokalen Funktionsgruppe oder um die erwähnte funktionsgruppenübergreifende Leitstelle handeln; sowie b) Aktionen, die an einer vorgegebenen Stelle ausserhalb der lokalen Funktionsgruppe eine vorgegebene Massnahme auslösen.

[0041] Werden Aktionen des Typs b) definiert, ist darauf zu achten, dass dadurch nicht die betroffene andere lokale Funktionsgruppe destabilisiert wird, da dies im Extremfall eine Kaskade („Domino-Effekt“) auslösen könnte, über welche sich eine Störung in weitere Bereiche des Netzes fortpflanzt.

[0042] Nicht-lokale Aktionen zur Übermittlung von Daten an eine andere lokale Funktionsgruppe bzw. an die funktionsgruppenübergreifende Leitstelle können schrittweise ausgelöst werden. So können beispielsweise zunächst Daten an die andere Funktionsgruppe übermittelt werden. Führt dies nicht innert einem vorgegebenen Zeitintervall zum Einhalten der entsprechenden Regelgrenze, folgt eine Übermittlung an die funktionsgruppenübergreifende Leitstelle. So wird eine zusätzliche Sicherheitsebene geschaffen und gleichzeitig sichergestellt, dass die Regelung des Netzes stets so lokal wie möglich erfolgt und die Leitstelle nur herangezogen wird, wenn es tatsächlich notwendig ist.

[0043] Mit Vorteil wird ein Bedarf für zusätzliche Netzkomponenten zur Schaffung zusätzlicher lokaler Funktionsgruppen und/oder zur Sicherstellung der vorgebbaren Regelgrenzen ermittelt.

[0044] Mit Hilfe zusätzlicher lokaler Funktionsgruppen lässt sich eine stärkere Dezentralisierung des Netzes erreichen. Die zusätzlichen Netzkomponenten schliessen insbesondere Sensoren und Aktoren ein. Die Sensoren werden insbesondere benötigt, um die Einhaltung der Regelgrenzen in der jeweiligen lokalen Funktionsgruppe adäquat zu überwachen. Aktoren werden insbesondere benötigt, um die notwendigen Massnahmen im Rahmen der Aktionen der jeweiligen lokalen Funktionsgruppe umzusetzen. Weiter können auch Generatoren, Speicher, Wandlerkomponenten, Leitungen usw. zur Ergänzung vorgeschlagen werden. Die Ermittlung schliesst insbesondere auch spezifischere Angaben zu den Eigenschaften der Komponenten sowie zu deren Platzierung ein.

[0045] Alternativ geht das Verfahren nur von den im Netz vorhandenen Komponenten aus und bildet nur diejenigen lokalen Funktionsgruppen, welche mit diesen Komponenten bei Einhaltung der vorgegebenen Rahmenbedingungen möglich sind. Wie weiter unten ausgeführt wird, kann im Rahmen des Verfahrens eine Bewertung verschiedener Ausbauoptionen erfolgen, insbesondere indem im Rahmen einer numerischen Optimierung Kriterien wie Kosten der zusätzlichen Netzkomponenten oder übertragene Datenmengen mit einbezogen werden.

[0046] Bei einer bevorzugten Variante des erfindungsgemässen Verfahrens wird ausgehend von der Ausgangstopologie eine Zieltopologie ermittelt. Dies bedeutet, dass im Rahmen des Verfahrens mögliche Änderungen an der Topologie berücksichtigt werden. Ergeben sich durch eine Veränderung der Topologie (also letztlich der Verschaltung der vorhandenen und ggf. von zukünftigen Komponenten) Vorteile, z. B. hinsichtlich der Netzsicherheit oder der Betriebskosten, wird eine Änderung der Topologie vorgeschlagen. Diese wird durch eine Änderung der Verschaltung, ggf. durch Hinzufügen zusätzlicher Leitungen, Schalt- und Wandlereinheiten, umgesetzt.

[0047] Alternativ wird die Ausgangstopologie als feststehende Rahmenbedingung betrachtet, die Topologie somit im Rahmen des Verfahrens nicht verändert. Auf Basis der Ausgangstopologie können in diesem Fall beispielsweise die nötigen Komponenten für einen maximal autonomen Betrieb ermittelt werden. Es würde ermittelt, wie viele lokale Funktionsgruppen sich festlegen lassen und welche Sensorik und Aktorik nachzurüsten wäre. Gleichzeitig würde der Aufwand für die Anpassung der Netzinfrastruktur minimiert.

[0048] Mit Vorteil umfassen die vorgebbaren Regelgrenzen maximale Latenzzeiten für die Übermittlung von Daten zwischen lokalen Funktionsgruppen und/oder verschiedenen Netzkomponenten. Durch das Einhalten maximaler Latenzzeiten wird sichergestellt, dass die Regelgrenzen innerhalb der notwendigen Frist wieder eingehalten werden. Ferner wird eine möglichst lokale Regelung des Netzes begünstigt.

[0049] Mit Vorteil umfasst das Verfahren eine numerische Optimierung einer Zielfunktion zur Zusammenfassung der Netzkomponenten in den lokalen Funktionsgruppen. In der Zielfunktion lassen sich systematisch die Nutzen- und Kostenfaktoren berücksichtigen, die mit verschiedenen Arten der Zusammenfassung verbunden sind. Für die numerische Optimierung lassen sich bekannte Verfahren einsetzen, z. B. ein Downhill-Simplex- oder ein Newton- bzw. Gauss-Newton-Verfahren.

[0050] Im Rahmen der Zielfunktion lassen sich verschiedene Faktoren berücksichtigen, so dass eine Zusammenfassung in lokale Funktionsgruppen begünstigt wird, die gewisse Ziele bestmöglich erfüllt: a) so kann die Zielfunktion von einer zwischen Netzkomponenten zur Regelung des Netzes übertragene Datenmenge abhängig sein, wobei die numerische Optimierung eine Minimierung dieser Datenmenge (unter Berücksichtigung anderer Kriterien, z. B. der Netzsicherheit) begünstigt: dadurch wird zum einen ein möglichst lokal geregeltes Netz geschaffen, zum anderen führt eine Reduktion der übertragenen Datenmenge bei einer vorgegebenen Fehlerrate zu einer geringeren absoluten Anzahl an Fehlern; b) die Zielfunktion kann von Kosten der zusätzlichen Netzkomponenten abhängig sein, wobei die numerische Optimierung eine Minimierung dieser Kosten (unter Berücksichtigung anderer Kriterien, z. B. der Netzsicherheit) begünstigt; c) die Zielfunktion kann von Kosten einer Anpassung zwischen Ausgangs- und Zieltopologie abhängig sein, wobei die numerische Optimierung eine Minimierung dieser Kosten (unter Berücksichtigung anderer Kriterien) begünstigt; d) die Zielfunktion kann von lokalen Preisen für die lokalen Funktionsgruppen (nodal pricing) abhängig sein, wobei die numerische Optimierung eine Minimierung dieser Kosten begünstigt.

[0051] Mit Vorteil umfasst das vorhandene Netz mindestens Komponenten in zwei benachbarten der folgenden Netzebenen: a) Höchstspannungsnetz; b) Hochspannungsnetz; c) Mittelspannungsnetz; und d) Niederspannungsnetz.

[0052] Es wird also ein Netzabschnitt strukturiert, welcher mehr als eine einzige Netzebene umfasst. Dadurch ergibt sich eine höhere Flexibilität bei der Aufteilung in lokale Funktionsgruppen. Generell können in demselben Netz sowohl lokale Funktionsgruppen erzeugt werden, die Komponenten nur einer Netzebene umfassen als auch solche, die Komponenten von zwei oder gar mehr Netzebenen umfassen. Grundsätzlich ist ein erfindungsgemässes Verfahren aber auch in einem Netzabschnitt durchführbar, welcher sich nur in einer Netzebene erstreckt.

[0053] Bei einer bevorzugten Variante des Verfahrens werden die Eigenschaftsgrössen der Netzkomponenten und/oder die Ausgangstopologie von einem geografischen Informationssystem (GIS) empfangen. Die für die Strukturierung notwendigen Informationen zum betrachteten Netzabschnitt können so auf einfache Weise und mit bestmöglicher Aktualität beschafft werden. Ferner lässt sich das Verfahren gestützt auf ein laufend aktualisiertes GIS regelmässig auf den Netzabschnitt anwenden, so dass eine laufende, den örtlichen Gegebenheiten angepasste Strukturierung erhalten wird.

[0054] Im Rahmen des erfindungsmässen Verfahrens zum Betreiben eines strukturierten Netzes erfolgt bevorzugt eine Erkennung von Wartungsbedarf, und Wartungsdienste werden automatisch angefordert. Wartungsbedarf wird beispielsweise anhand einer erhöhten Häufigkeit der Überschreitung von Regelgrenzen oder eines vermehrten Aufrufs von nicht-lokalen Aktionen erkannt. Die automatische Anforderung von Wartungsdiensten kann über gängige Kommunikationskanäle (z. B. E-Mail) oder über eine integrierte Softwareumgebung (z. B. SAP® ERP) erfolgen.

[0055] Bevorzugt werden automatische Bestellvorgänge über eine Logistikschnittstelle ausgelöst. Dies kann sowohl bei der Strukturierung des Netzes (z. B. beim Bedarf für zusätzliche Komponenten) als auch während des nachfolgenden Betriebs des Netzes (z. B. im Rahmen der Wartung oder bei geänderten Rahmenbedingungen) erfolgen.

[0056] Ist ein netzbezogenes GIS eingebunden, können die Topologie, die Zusammenfassung in Funktionsgruppen und die vorhandenen Komponenten laufend überprüft und optimiert werden. Gemäss gewünschter Optimierung können benötigte Komponenten, wie z. B. Aktorik, laufend mittels Logistikschnittstelle nachgerüstet werden. Dieses Vorgehen ermöglicht neben einen autonomen Betrieb auch die selbstständige Wartung des Netzes.

[0057] Die erfindungsgemässen Verfahren zum Betreiben des Netzes werden insbesondere mit Hilfe eines Computerprogramms auf einem geeigneten Rechner durchgeführt.

[0058] Aus der nachfolgenden Detailbeschreibung und der Gesamtheit der Patentansprüche ergeben sich weitere vorteilhafte Ausführungsformen und Merkmalskombinationen der Erfindung.

Kurze Beschreibung der Zeichnungen

[0059] Die zur Erläuterung des Ausführungsbeispiels verwendeten Zeichnungen zeigen: Fig. 1 Eine schematische Darstellung eines vorhandenen Verteilnetzes für elektrische Energie mit zentraler Steuerung; Fig. 2 ein Flussdiagramm eines Verfahrens zur Strukturierung eines bestehenden Netzes für elektrische Energie; Fig. 3 eine schematische Darstellung eines strukturierten Verteilnetzes mit lokaler Regelung; und Fig. 4 ein Blockdiagramm eines Systems zur Durchführung eines erfindungsgemässen Verfahrens zum Betreiben eines Verteilnetzes für elektrische Energie.

[0060] Grundsätzlich sind in den Figuren gleiche Teile mit gleichen Bezugszeichen versehen.

Wege zur Ausführung der Erfindung

[0061] Die Figur 1 ist eine schematische Darstellung eines vorhandenen Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie mit zentraler Steuerung. Das Netz 1 ist in mehrere Netzebenen 1.1...1.7 gegliedert. Bei den Netzebenen 1.1, 1.3, 1.5, 1.7, welche Übertragungs- oder Verteilnetzen entsprechen, nimmt die Spannung von oben nach unten ab: Netzebene 1.1: Höchstspannungsnetz (z. B. 380 bzw. 220 kV); Netzebene 1.3: Hochspannungsnetz (z. B. 36-150 kV); Netzebene 1.5: Mittelspannungsnetz (z. B. 1-36 kV); und Netzebene 1.7: Niederspannungsnetz (z. B. 400 V - 1 kV).

[0062] Dazwischen sind jeweils Spannungswandler (Transformatoren) als Netzebenen 1.2, 1.4, 1.6 angeordnet. Herkömmliche Kraftwerke speisen elektrische Leistung in den Netzebenen 1.1, 1.3, 1.5 ein, die Endverbraucher sind in der Regel an das Niederspannungsnetz in Netzebene 1.7 angeschlossen.

[0063] Das Netz 1 umfasst eine Leitstelle 2, welche zentral Leitungsaufgaben für das Netz wahrnimmt. Dazu werden Informationen über alle Netzebenen 1.1...1.7 hinweg zwischen der Leitstelle 2 und Komponenten in den Netzebenen 1.1...1.7 übertragen. Namentlich werden Messdaten von Messstellen an die Leitstelle 2 und Steuerungsdaten von der Leitstelle 2 an einzelne Komponenten des Netzes übertragen. Zusätzlich erfolgt die Kommunikation zwischen benachbarten Übertragungs- oder Verteilnetzebenen 1.1, 1.3, 1.5, 1.7 sowie zwischen den Übertragungs- bzw. Verteilnetzebenen und unmittelbar benachbarten Spannungswandlern in den Netzebenen 1.2, 1.4, 1.6.

[0064] Der Ablauf eines Verfahrens zur Strukturierung eines bestehenden Netzes für elektrische Energie wird im folgenden beschrieben. Das entsprechende Flussdiagramm ist in der Figur 2 dargestellt.

[0065] Zunächst ist zu definieren, welches System betrachtet wird (Schritt 101). Beispielsweise werden Informationen zum bestehenden Netz von einem netzbezogenen Geografischen Informationssystem (GIS) bezogen. Wahlweise oder zusätzlich werden Daten aus einer Datenbank eingelesen oder manuell ergänzt. Die Auswahl der betrachteten Komponenten erfolgt in an sich bekannter Weise über eine grafische Benutzerschnittstelle, beispielsweise indem die zu strukturierenden Teile des Netzes markiert werden. Möglich ist auch die Definition des Systems via Netzebene, etwa durch Beschränkung auf bestimmte Netzebenen, oder aufgrund anderer technischer Eigenschaften. Strukturiert werden kann beispielsweise der gesamte Abschnitt des Netzes, welcher von einem bestimmten Netzbetreiber betrieben wird. Es sind aber auch netzbetreiberübergreifende Strukturierungen sowie die Strukturierung eines Teilbereichs des Netzes ohne Weiteres möglich.

[0066] Es wird in einem zweiten Schritt 102 festgestellt, welche Grössen im System regelbar sind. Auch diese Information ergibt sich aus dem GIS, aus anderen Datenbanken und/oder manuellen Eingaben. Aus diesen regelbaren Grössen werden dann diejenigen ausgewählt, welche im Rahmen der Strukturierung auch tatsächlich geregelt werden sollen (Schritt 103). Grundsätzlich können einige wenige, eine grössere Anzahl oder auch alle überhaupt regelbaren Grössen ausgewählt werden.

[0067] Weiter werden Klassen definiert (oder aus einer bereits vorhandenen Klassenbibliothek übernommen) (Schritt 104). Jede Klasse repräsentiert einen Netzabschnitt (d. h. einen zusammenhängenden Bereich des Netzes mit zugeordneten Netzkomponenten), der bestimmte Eigenschaften hinsichtlich Messgrössen und Messbereich sowie gegebenenfalls Regelbarkeit aufweist. Es ist hierbei zu beachten, dass eine Klasse gegebenenfalls auch nur eine einzige Netzkomponente repräsentieren kann.

[0068] Der betrachtete Netzabschnitt kann dann durch eine in einer Ausgangstopologie verschaltete Auswahl von Instanzen der vorhandenen Klassen abgebildet werden. Ist dies bei der Verwendung von vorhandenen Klassen aus einer Klassenbibliothek zunächst nicht möglich, besteht die Möglichkeit, zusätzliche Klassen zu definieren. Es ist jedoch nicht zwingend, dass das gesamte Netz mit Instanzen definierter Klassen abgebildet wird. Nicht abgebildete Komponnten und Netzabschnitte würden in diesem Fall herkömmlich geregelt und nicht autonom betrieben bzw. zu autonom betriebenen Funktionsgruppen zusammengefasst.

[0069] Für alle Klassen (bzw. alle Klassen, von welchen mindestens eine Instanz im Netz vorhanden ist) werden dann die Sollbereiche der zu regelnden Grössen festgelegt; grundsätzlich können auch diese Informationen automatisch einer Bibliothek entnommen werden. Bestimmte Klassen oder Kombinationen von Klassen können anhand vorgegebener Kriterien (z. B. in Bezug auf die erwartete Häufigkeit externen Regelbedarfs) bereits zu diesem Zeitpunkt als autark agierende Funktionsgruppen identifiziert werden.

[0070] Der Sollbetrieb der Regelgrössen definiert die Regeln, möglichen Aktionen und die benötigten Informationen, um prüfen zu können, ob die Auslösekriterien für die Aktionen erfüllt sind. Die Grenzen, welche hinsichtlich der Betriebsparameter im Sollbetrieb einzuhalten sind, werden im Schritt 105 bestimmt a) durch den Netzbetreiber; b) durch Vorgaben in der Software; und/oder c) im Falle eines GIS-gestützten Netzinformationssystems, in dem die Komponente mit den Betriebsdaten hinterlegt ist: automatisch mittels einer Software. Die Kenntnis der tatsächlich vorliegenden (Maximal)leistung oder anderer dynamischer Parameter ist durch die Kenntnis der Komponente und ihrer bekannten oder berechenbaren Maximalbelastung nicht nötig.

[0071] Zur Definition der Grenzen erfolgt eine Orientierung an bestehenden Komponenten und/oder an Normen (etwa maximal zulässiger Strom für ein Kabel) oder etwa - im Falle eines Neubaus - am Anschlusswesen und einer beantragten Maximalleistung.

[0072] In der nachfolgenden Tabelle sind beispielsweise Parameter für den Sollbetrieb in einem lokalen Verteilnetz aufgeführt. Die in der letzten Spalte aufgeführte Aktion wird jeweils durchgeführt, wenn der Betriebsbereich nicht eingehalten ist, also ein entsprechendes Auslösekriterium erfüllt wird: Zähler PV mit Steuerausgang und Unterbrecher Frequenz 49.5 Hz 50.5 Hz Pactivesenken, ab 52 Hz vom Netz trennen Zähler PV mit Steuerausgang und Unterbrecher Spannung 207 V 253 V Blindleistung beziehen, falls das nicht reicht, Leistung senken Zähler PV mit Steuerausgang und Unterbrecher Strom 0 A 100 A Vom Netz trennen/Tarif ändern/Nachricht senden Zähler PV mit Steuerausgang und Unterbrecher Harmonische 0 20 Anzahl der Überschreitungen speichern, falls mehr als 10, Nachricht an Netzbetreiber senden / Kurzschlusstromverst ärker oder Filter zuschalten/Kunden kontaktieren Zähler bei Kunden mit moderatem, zeitlich begrenztem Lastlimit Spannung, Strom EN 50160 0 EN 50160 x Aktion bei Erhalt der Zeitinformation Spannung auf niedrigsten Wert nach EN50160 senken, falls Überschreiten des Lastlimits Zähler bei Kunden mit Lastlimit Strom 0 x Oberen Betriebs bereich einhalten Strom auf oberen Betriebsbereich begrenzen

[0073] Weiter werden Aktionen definiert (oder aus einer bereits vorhandenen Aktionsbibliothek übernommen) (Schritt 106). Wie oben erläutert, umfasst eine Aktion eine oder mehrere Massnahmen, insbesondere die Aktivierung eines Aktors und/oder der Versand einer Meldung an andere Komponenten. Die Aktionen werden den einzelnen Instanzen zugeordnet. Falls Aktionen definiert sind, welche mehrere Instanzen (insbesondere unterschiedlicher Klassen) betreffen, können Aktionen auch spezifischen Kombinationen von (miteinander verschalteten) Instanzen zugeordnet werden.

[0074] Anschliessend wird ermittelt, welche Informationen bereitgestellt werden müssen, um die Regelung überhaupt vornehmen zu können (Schritt 107). Daraus definieren sich die zu messenden und die berechenbaren Grössen.

[0075] Somit wird gestützt darauf im Anschluss identifiziert, welche Messgrössen zur Regelung herangezogen werden können (Schritt 108). Regelvorgänge beinhalten letztlich die Ermittlung einer oder mehrerer Messgrössen, die Verarbeitung zur Bestimmung der zu treffenden Aktion(en) und die Durchführung der Aktion bis zur Beeinflussung der Regelgrösse. Je nach Komplexität des Regelvorgangs, der Verteilung der beteiligten Komponenten im Netz und dem Zeitbedarf für die Verarbeitung der Messgrössen ergibt sich eine gewisse Informationsübertragungszeit. Diese wird bestimmt und mit einer maximal erlaubten Informationsübertragungszeit verglichen (Schritt 109). Letztere muss nicht für alle Regelvorgänge dieselbe sein, weil gewisse Regelungen schneller erfolgen müssen als andere, wenn der Betrieb des Netzes nicht negativ beeinflusst werden soll.

[0076] Analog zu den Messgrössen lässt sich auch festlegen, inwiefern die Auswahl und die Topologie der Netzkomponenten veränderbar sind. Es lässt sich so beispielsweise eine auf die dynamischen Grössen beschränkte Optimierung durchführen, oder die möglichen Änderungen an der Infrastruktur können auf das Hinzufügen von bestimmten Aktoren und Sensoren beschränkt werden.

[0077] Optional werden die physikalisch möglichen kleinsten Informationslatenzzeiten bestimmt (Schritt 110). Dies ermöglicht die unmittelbare Elimination bestimmter Szenarien, die mit den geforderten Latenzzeiten nicht vereinbar sind, z. B. die Echtzeitsteuerung eines Smart Grid mittels Smart Metern, wenn „Echtzeit“ im Sekundenbereich liegt oder wenn die Datenübertragung nur einmal täglich stattfindet (z. B. vom Haushaltszähler) und „Echtzeit“ maximal 10 min bedeutet.

[0078] Basierend auf der Ausgangstopologie mit den Instanzen der verschiedenen Klassen und den zugeordneten Sollbereichen, den zu regelnden Grössen sowie den verfügbaren Messgrössen und Aktionen wird dann - unter Berücksichtigung der zulässigen Übertragungszeiten - das Netz numerisch optimiert (Schritt 111). Wie vorstehend ausgeführt, können dazu verschiedene an sich bekannte Ansätze verfolgt werden, auch in Kombination. Insbesondere wird eine (nichtlineare) numerische Optimierung einer Zielfunktion vorgenommen, in welche die relevanten Kriterien einfliessen. In jedem Fall zu beachtende Grenzen können als Nebenbedingungen in die Zielfunktion einfliessen, z. B. mittels Lagrange-Multiplikatoren. Die Kriterien sind in der Regel sowohl technischer als auch ökonomischer Art.

[0079] Die Optimierung kann im Hinblick auf eine weitest mögliche Dezentralisierung des Netzes erfolgen, da zu erwarten ist, dass in einem solchen Fall die Betriebssicherheit (namentlich die Robustheit gegenüber lokalen Störungen) maximiert wird. Aus der Optimierung folgt somit eine Zusammenfassung mehrerer (selbst typischerweise nicht lokal regelbarer) Instanzen inklusive zugehörige Aktionen (und Auslösekriterien) in lokale Funktionsgruppen.

[0080] Wie oben erwähnt, lässt sich auch die Ergänzung der vorhandenen Infrastruktur mit weiteren Komponenten unmittelbar im Rahmen der numerischen Optimierung prüfen. Wird hingegen zunächst eine Optimierung im Hinblick auf die dynamischen Grössen vorgenommen, kann anhand der festgelegten Aktionen im Fall einer Regelverletzung geprüft werden, ob die nötige Infrastruktur, insbesondere Sensorik und Aktorik, bereits vorhanden ist. Alternativ kann nach Festlegen des Sollbetriebs beratend geprüft werden, welche Aktionen möglich sind, oder automatisch berechnet werden, welche Funktionsgruppen physikalisch möglich sind und - falls eine Technologie oder ein Produkt mit Kennwerten hinterlegt sind (z. B. gestützt auf ein GIS) - welche Aktionen nötig sind. Falls die Technologie- bzw. Produktinformationen nicht unmittelbar verfügbar sind, erfolgt der Abgleich beratend, wobei Hypothesen mit Hilfe des erfindungsgemässen Verfahrens auf ihre Umsetzbarkeit geprüft werden können.

[0081] In einem Anwendungsfall werden die vorgestellten Schritte beispielsweise wie folgt durchgeführt. In Schritt 101 wird festgelegt, dass alle Verbraucher auf Netzebene 1.7, also im Niederspannungsnetz, betrachtet werden sollen. Grundsätzlich sind hier gemäss Schritt 102 als dynamische Grössen die Leistung durch Spannung und Maximalströme sowie die Frequenz regelbar.

[0082] Im Rahmen der beispielhaften Anwendung soll der Energiebedarf auf Netzebene 1.7 unter Regelung von Phasenströmen und -spannungen unter Einhaltung der Europäischen Norm EN 50160 limitiert werden. Dies kann etwa sinnvoll sein, wenn Spitzenlastzeiten hohe Kosten verursachen, weil Energie zu ungünstigen Preisen eingekauft werden muss, oder wenn Materialien wie Kabel an ihre betrieblichen Grenzen kommen und Sach- und Personenschäden oder Netzausfälle drohen. Im Schritt 104 werden die Verbraucher nach Mindest- und Maximalströmen und -spannungen klassifiziert, etwa in Privathaushalte mit Betriebsspannungen von 230 V und Maximalströmen von 100 A und Betriebe mit Betriebsspannungen von 400 V und höheren Maximalströmen. Schritt 105 definiert den Sollbetrieb, in diesem Fall unter Einhaltung der EN 50160 und der Beschränkung der Maximalleistung. In einer einfachen Variante des Verfahrens werden alle Verbraucher gleich beschränkt, etwa auf 80% des Maximalstroms. In einer erweiterten Variante kann die Spannung berücksichtigt werden. In einer weiteren Variante kann die Leistungsbegrenzung bezogen auf einen Anschlusstrang einer Transformatorstation erfolgen und die maximale Leistung der angeschlossenen Verbraucher bezogen auf die Gesamtleistung angepasst werden.

[0083] Gemäss Schritt 106 werden nun Aktionen definiert. Diese umfassen insbesondere die Beschränkung des Stromes bei Überschreiten des gemäss Schritt 105 festgelegten Maximalstromes.

[0084] Schritt 107 legt die benötigten Informationen zur Umsetzung der Regelaufgabe fest. Diese sind in der einfachen Variante die Ströme der Hausanschlüsse, in der erweiterten Variante auch die Spannungen und in der Variante der strangbezogenen Leistungsbegrenzung die berechnete Summe der aktuellen Strangleistung. Entsprechend wird identifiziert, welche Messgrössen herangezogen werden können und ob zusätzliche Messstellen benötigt werden oder vorteilhaft wären (Schritt 108).

[0085] Schritt 109 umfasst die Bestimmung der maximal erlaubten Zeit zur Informationsübertragung pro Regelvorgang. Diese könnte im vorliegenden Fall je nach Infrastruktur und Kosten im Sekunden- aber auch Minutenbereich gewählt werden. Die Festlegung der physikalisch möglichen Informationslatenzzeit nach Schritt 110 kann im vorliegenden Fall vernachlässigt werden. In einer klassischen Architektur, in der Regelvorgänge für solche Begrenzungen auf Basis einer zentralen Leitstelle erfolgen sollten, wäre dieser Schritt nötig - eine lokal optimierte Leistungsbegrenzung wäre je nach Lösung nur mit erheblichem Aufwand oder nicht möglich.

[0086] Schritt 111 beinhaltet die Optimierung des bestehenden Netzes gemäss obiger Schritte. Im vorliegenden Fall ist eine numerische Optimierung möglich, aber nicht zwingend. Es kann hier manuell oder automatisiert ein Abgleich mit einer Netztopologie oder einer Messinfrastruktur stattfinden. Gegebenenfalls nach einer Kostenanalyse werden dann Smart Meter mit entsprechenden Messfähigkeiten und/oder Aktoren zur Leistungsbegrenzung nachgerüstet oder Netzverstärkungen vorgenommen. Die daraus hervorgehenden Bestellungen und Montageaufträge können über eine automatisierte Logistik-Schnittstelle erfolgen.

[0087] Zur Strukturierung eines Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie in Bezug auf die dynamischen Grössen im Netz wird in einem konkreten Fall beispielsweise wie folgt vorgegangen:

[0088] 1. Als erstes wird als zu strukturierender Netzabschnitt das gesamte Netz bestimmt, welches von einem Netzbetreiber betrieben wird. 2. Für die Energie in diesem Netz ergibt sich folgendes: Eelektrisch,Netz= EVerbrauch+ EProduktion+ ETransmission+ ETransformation+ EImport+ EExportmit E = P * t; P = U * I etc. Die verfügbare elektrische Energie durch erneuerbare Energieträger wird durch ihre Begrenzung auf ein Maximum regelbar. Dieses Maximum kann auch dynamisch, lokal optimiert oder beides sein. 3. Einzelne Energiewerte ergeben sich ohne Weiteres aus den Leistungswerten: En= Pn* t 4. Somit auch die Regelgrenzen:

5. Werden diese Grenzen nach oben oder unten überschritten, besteht Handlungsbedarf:

6. Daraus ergeben sich Anforderungen an die einzelnen Leistungs-, Spannungs-, und Stromwerte Pn(t), Un(t), In(t). 7. Für Pmax(A, ρ, l, t) ergibt sich als maximale Zeit bis zur Auswirkung eines Regelvorgangs die Zeit bis zum frühestmöglichen Auftreten eines Kabelbrandes oder einer Gerätestörung, für Pminsoll eine maximal tolerierte Zeit für Störungsmeldungen eingehalten werden. 8. Die benötigte Informationsübertragungszeit berechnet sich wie folgt: tmin= tMessung+ tAD/Wandlung+ 2 * tÜbertragung+ tAlgorithmus+ tAktor

[0089] Gestützt auf diese Informationen folgt dann die Bewertung der verschiedenen Lösungsmöglichkeiten, beispielsweise um herauszufinden, ob es sinnvoller ist, die Regelung mittels eines Mikroprozessors und eines Aktors an der Komponente selbst durchzuführen oder ob eine Regelung in einer Transformatorenstation zweckmässiger ist. Bei dieser Bewertung spielen nebst technischen Kriterien (z. B. in Bezug auf die Betriebssicherheit des Netzes) auch ökonomische Kriterien (z. B. in Bezug auf Umbau- und Betriebskosten) eine Rolle.

[0090] Ein gemäss dem Verfahren strukturiertes Netz besteht aus einer Vielzahl sich selbst betreibender, bevorzugt auch optimierender und wartender, Funktionsgruppen. Das Netz kann in Teilen oder vollständig aus solchen Funktionsgruppen bestehen. Ein solches Netz 11 ist schematisch in der Figur 3 dargestellt. Es ist weiterhin in die bekannten Netzebenen 11.1...11.7 gegliedert, welche den Netzebenen 1.1...1.7 in der Figur 1 entsprechen. Die Leitstelle 2 ist weiterhin vorhanden, wird aber nur noch ausnahmsweise, in nicht mit dem vorgestellten Verfahren regelbaren Fällen, benötigt. Neben der Leitstelle 2 ist ein Störungsmanagement 13 vorgesehen, welches dann zum Einsatz kommt, wenn ein Ereignis nicht in einer lokalen Funktionsgruppe bzw. auf einer tieferen Netzebene gelöst werden kann.

[0091] Informationen werden prioritär innerhalb der Übertragungs- bzw. Verteilnetzebenen 11.1, 11.3, 11.5, 11.7, zwischen lokalen Funktionsgruppen übertragen. Sekundär findet eine Übertragung zwischen den Übertragungs- bzw. Verteilnetzebenen 11.1, 11.3, 11.5, 11.7 oder bei Bedarf über mehrere Netzebenen 11.1...11.7 hinweg zur zentralen Leitstelle 2 statt.

[0092] Die Figur 4 zeigt ein Blockdiagramm eines Systems, mit welchem das erfindungsgemässe Verfahren zum Betreiben eines Netzes für elektrische Energie ausgeführt werden kann. Das Netz 11 ist gemäss der Darstellung in der Figur 3 aufgebaut. Das System umfasst eine zentrale Rechnereinheit 20, auf welcher das erfindungsgemässe Verfahren zum Betreiben des Netzes 11 abläuft. Die Rechnereinheit 20 ist an ein netzbezogenes geografisches Informationssystem (GIS) 21 angebunden. Dieses umfasst eine Datenbank, in welcher u. a. die aktuelle Topologie des Netzes und die dem Netzbetreiber bekannten Komponenten mit ihren relevanten Eigenschaften abgelegt sind. Die Rechnereinheit 20 ist zudem an eine Logistikschnittstelle 22 angebunden, über welche zusätzliche Netzkomponenten oder Ersatzteile automatisch angefordert werden können. Weiter ist die Rechnereinheit 20 an eine Wartungsschnittstelle 23 angebunden, über welche Wartungsdienste für die Wartung, Störungsbehebung oder Reparatur angefordert werden können.

[0093] Die Rechnereinheit kommuniziert weiter mit der Leitstelle 2 und dem Störungsmanagement 13.

[0094] In den einzelnen Netzebenen bzw. netzebenenübergreifend sind mehrere lokale Funktionsgruppen definiert. In der Figur 4 sind drei solcher Funktionsgruppen 30.1, 30.2, 30.3 beispielhaft dargestellt. Zwei der Funktionsgruppen 30.1, 30.2 sind in der Netzebene 11.7 angeordnet, eine weitere Funktionsgruppe erstreckt sich über die Netzebenen 11.5-11.7 und beinhaltet u. a. einen Wandler 11.6.

[0095] Jede der Funktionsgruppen 30.1...3 umfasst eine (durch ein Rechteck symbolisierte) Steuereinheit 31.1, 31.2, 31.3. Ebenfalls in jeder der dargestellten Funktionsgruppen 30.1...3 ist mindestens eine (durch einen Kreis symbolisierte) Sensoreinheit 32.1, 32.2, 32.3 vorhanden, welche eine oder mehrere relevante Grössen misst und an die entsprechende Steuereinheit 31.1...3 übermittelt. In zwei der drei gezeigten Funktionsgruppen 30.2, 30.3 ist ferner mindestens ein (durch ein Quadrat symbolisierter) Aktor 33.2, 33.3 vorhanden, mittels welchem ausgelöst von der jeweiligen Steuereinheit 31.2, 31.3 die Funktionsweise der jeweiligen Funktionsgruppe 30.2, 30.3 beeinflusst werden kann.

[0096] Die Steuereinheiten 31.1, 31.2 der beiden lokalen Funktionsgruppen 30.1, 30.2 in der Netzebene 11.7 sind miteinander verbunden und können beim Auslösen entsprechender Aktionen Informationen austauschen. Die Steuereinheit 31.1 der lokalen Funktionsgruppe 30.1 ist zudem mit der Steuereinheit 31.3 der netzebenenübergreifenden lokalen Funktionsgruppe 30.3 verbunden. Letztere wiederum kann Daten mit dem Störungsmanagement 13 austauschen.

[0097] Die dargestellten Verbindungen sind als Beispiele zu verstehen. Die Darstellung bedeutet nicht, dass (direkte) physische Verbindungen zwischen den genannten Komponenten bestehen müssen, der Datenaustausch kann beispielsweise über ein Bussystem oder einen zentralen Router erfolgen. Relevant ist letztlich, welche Aktionen den einzelnen Funktionsgruppen 30.1...3 zugeordnet sind. Durch Hinzufügen einer zusätzlichen Aktion kann ein ein- oder zweiseitiger Datenaustausch mit weiteren Funktionsgruppen oder Komponenten ermöglicht werden.

[0098] Das Verfahren zur Strukturierung des Netzes kann auf eine Reihe von Problemstellungen angewandt werden, z. B. kann es zur Priorisierung des Verbrauchs lokal verfügbarer Energie eingesetzt werden, z. B. von Energie, die durch photovoltaische Anlagen erzeugt wird. Dadurch lässt sich der Transportweg der Energie verringern. Die im Netz zu erwartende Dynamik hinsichtlich der zu übertragenden Leistung wird dadurch reduziert, und die Auslegung des Netzes kann entsprechend ebenfalls reduzierte Anforderungen erfüllen.

[0099] In einem weiteren Anwendungsfall können ein Mindestfahrplan für Kraftwerke auf Netzebene 1 und Regeln für Verletzungen des Sollbetriebs (Frequenz oder Produktionsmenge nicht erreicht etc.) definiert werden. In den Fällen, die nicht durch lokale Aktoren geregelt werden können, wird eine Information an ein externes System gesandt (Leitstelle, Störungsmanagement). Informationen für den Betrieb können gemessenen Regelverletzungen aus anderen Funktionsgruppen entsprechen, wobei die Aktion der messenden Funktionsgruppe, welche beim Erreichen eines entsprechenden Auslösekriteriums (z. B. einer Frequenzstörung) ausgeführt wird, einen Informationsversand an die empfangende Funktionsgruppe (z. B. auf Netzebene 1) vorsieht.

[0100] Zusammenfassend ist festzustellen, dass die Erfindung ein Verfahren zur Strukturierung eines vorhandenen Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie schafft, welches systematisch auf das vorhandene Netz angewendet eine hohe Betriebssicherheit bei geringer Störungsanfälligkeit ermöglicht.

Claims (12)

1. Verfahren zum Betreiben eines strukturierten Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie, wobei ein vorhandenes Netz zur Verteilung von elektrischer Energie, welches als Netzkomponenten mindestens Quellen, Lasten, Leitungen, Sensor-, Schalt- und Wandlerkomponenten umfasst, die in einer Ausgangstopologie miteinander verschaltet sind, strukturiert wird wobei anhand von Eigenschaftsgrössen der Netzkomponenten und vorgebbaren Regelgrenzen a) die Netzkomponenten in einer Mehrzahl von lokalen, sich selbst regelnden Funktionsgruppen, zusammengefasst werden, und b) jeder lokalen Funktionsgruppe Regelprozesse zugeordnet werden, welche Aktionen umfassen, welche beim Erreichen von Auslösekriterien zur Einhaltung der Regelgrenzen ausgeführt werden wobei beim Betreiben in den lokalen Funktionsgruppen mittels Sensorkomponenten überwacht wird, ob Auslösekriterien erreicht werden und wobei bei Erreichen eines Auslösekriteriums eine der der jeweiligen Funktionsgruppe zugeordneten Aktionen zur Einhaltung der Regelgrenzen ausgeführt wird.

2. Verfahren nach Anspruch 1, umfassend eine Definition einer potenziellen lokalen Funktionsgruppe und eine Prüfung ob die potenzielle lokale Funktionsgruppe unter Einhaltung der vorgebbaren Regelgrenzen lokal regelbar ist, wobei bei festgestellter lokaler Regelbarkeit die potenzielle lokale Funktionsgruppe akzeptiert wird und wobei bei fehlender lokaler Regelbarkeit die potenzielle lokale Funktionsgruppe durch weitere Netzkomponenten erweitert wird.

3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Aktionen lokale Aktionen umfassen, welche einen Betrieb der Komponenten der jeweiligen lokalen Funktionsgruppe beeinflussen, sowie nicht-lokale Aktionen, welche eine Übermittlung von Daten an eine andere lokale Funktionsgruppe oder eine funktionsgruppenübergreifende Leitstelle umfassen.

4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass ein Bedarf für zusätzliche Netzkomponenten zur Schaffung zusätzlicher lokaler Funktionsgruppen und/oder zur Sicherstellung der vorgebbaren Regelgrenzen ermittelt wird.

5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass ausgehend von der Ausgangstopologie eine Zieltopologie ermittelt wird.

6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die vorgebbaren Regelgrenzen maximale Latenzzeiten für die Übermittlung von Daten zwischen lokalen Funktionsgruppen und/oder verschiedenen Netzkomponenten umfassen.

7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, umfassend eine numerische Optimierung einer Zielfunktion zur Zusammenfassung der Netzkomponenten in den lokalen Funktionsgruppen wobei die Zielfunktion von einer zwischen Netzkomponenten zur Regelung des Netzes übertragene Datenmenge abhängig ist und die numerische Optimierung eine Minimierung dieser Datenmenge begünstigt.

8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass das vorhandene Netz mindestens Komponenten in zwei benachbarten der folgenden Netzebenen umfasst: a) Höchstspannungsnetz; b) Hochspannungsnetz; c) Mittelspannungsnetz; und d) Niederspannungsnetz.

9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Eigenschaftsgrössen der Netzkomponenten und/oder die Ausgangstopologie von einem geografischen Informationssystem empfangen werden.

10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass eine Erkennung von Wartungsbedarf erfolgt, und zwar anhand einer erhöhten Häufigkeit der Überschreitung von Regelgrenzen oder eines vermehrten Aufrufs von nicht-lokalen Aktionen, und Wartungsdienste automatisch angefordert werden.

11. Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass das Verfahren mit Hilfe eines Computerprogramms auf einem Rechner durchgeführt wird und der Rechner an eine Logistikschnittstelle angebunden ist und automatische Bestellvorgänge über die Logistikschnittstelle ausgelöst werden.

12. Computerprogrammprodukt umfassend Anweisungen, die bei der Ausführung durch einen Rechner, diesen zur Durchführung des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 11 veranlassen.