DE102013210674A1

DE102013210674A1 - Verfahren zur Bestimmung von Verlusten in einem Verteilnetz

Info

Publication number: DE102013210674A1
Application number: DE102013210674.2A
Authority: DE
Inventors: Wolfram Heckmann; Johannes Dasenbrock; Martin Braun
Original assignee: Fraunhofer Gesellschaft zur Forderung der Angewandten Forschung eV
Current assignee: Fraunhofer Gesellschaft zur Forderung der Angewandten Forschung eV
Priority date: 2013-06-07
Filing date: 2013-06-07
Publication date: 2014-12-11

Abstract

Die vorliegende Erfindung schafft ein Verfahren zur Bestimmung von Verlusten in einem Verteilnetz mit einer Mehrzahl von Ortsteilnetzen und einer Transformatorstation für jedes der Ortsteilnetze. Das Verfahren weist Bereitstellen eines Netzbausteins für jedes der Ortsteilnetze, welcher die elektrische Topologie des entsprechenden Ortsteilnetzes im Zusammenhang mit der entsprechenden Transformatorstation abbildet, auf. Das Verfahren weist Ermitteln eines Lastprofils für jedes der Ortsteilnetze basierend auf einer ersten Datenbank, die Verbrauchsparameter und Einspeiseparameter aufweist, auf. Das Verfahren weist Ermitteln eines Einspeiseprofils für jedes der Ortsteilnetze basierend auf der ersten Datenbank auf. Das Verfahren weist Ermitteln einer Impedanz für jedes der Ortsteilnetze basierend auf einer zweiten Datenbank, die technologische Parameter der Ortsteilnetze aufweist, auf. Das Verfahren weist Zuordnen des ermittelten Lastprofils, des ermittelten Einspeiseprofils und der ermittelten Impedanz zu dem entsprechenden Netzbaustein auf. Das Verfahren weist Bestimmen von Energiezuflüssen zu dem Verteilnetz und Energieabflüssen von dem Verteilnetz über die Transformatorstation des jeweiligen Ortsteilnetzes für jedes Ortsteilnetz unter Verwendung des jeweiligen Netzbausteins auf. Das Verfahren weist Bestimmen der Verluste in dem Verteilnetz unter Verwendung einer Netzberechnung, die die Energiezuflüsse zu dem Verteilnetz und die Energieabflüsse von dem Verteilnetz über die Transformatorstationen der Ortsteilnetze berücksichtigt auf.

Description

Ausführungsbeispiele der vorliegenden Erfindung beziehen sich auf ein Verfahren zur Bestimmung von Verlusten in einem Verteilnetz. Manche Ausführungsbeispiele beziehen sich auf ein kombiniertes Verfahren (oder kombinierte Methode) zur Bestimmung von Netzverlusten pro Netzebene in einem Stromverteilungsnetz mit Berücksichtigung einer dezentralen Einspeisung.
Eine Bestimmung von Verlusten in einem Verteilnetz ist aus vielerlei Hinsicht von Interesse, z. B. um die Entstehung und Verteilung der Verluste in dem Verteilnetz analysieren zu können und gegebenenfalls Maßnahmen ergreifen zu können, die die Verluste reduzieren.
Messgeräte, mit denen die Verluste in einem Verteilnetz bestimmt werden können, sind jedoch nicht durchgängig installiert, insbesondere nicht an allen Koppelstellen der Netzebenen. Für durchgängige Lastflussberechnungen und/oder Netzberechnungen liegen in der Regel nicht alle Daten bzw. nicht alle Daten im richtigen Format vor.
Bei Zugang und/oder Abgang von Netzbereichen und bei dynamischen Entwicklungen der Strukturen, wie z. B. einer Erhöhung der dezentralen Einspeisungen, müssen die Änderungen der Verluste in dem Verteilnetz berücksichtigt werden.
Es ist eine Durchführung von Differenzmessungen oder eine Anwendung des Verfahrens gemäß VDN M23/2000 (quadratisches Verlustfaktor-Verfahren) bekannt.
Die Differenzmessung beschreibt die Ermittlung der Netzverluste aus vereinfachter Subtraktion von eingespeister Energie und ausgespeister Energie. Die Differenzmessung erfolgt z. B. im Übertragungsnetz, wo alle Ein- und Ausspeisungen zeitgleich gemessen werden. Da an den Übergabestellen zwischen den Netzebenen 4 (Umspannung zwischen Hoch- und Mittelspannungsnetz) nach 5 (Mittelspannungsnetz), 5 nach 6 (Transformatorenstationen zwischen Mittel- und Niederspannungsnetz) und 6 nach 7 (Niederspannungsnetz) nicht durchgängig Messungen installiert sind, kann diese Variante der Verlustbestimmung nur für ein Verteilungsnetz in seiner Gesamtheit erfolgen. Da insbesondere aus den unteren Ebenen keine Messwerte zwischen den Netzebenen (Energietransport aus einer Ebene hinaus und gegebenenfalls gleichzeitig in diese herein) vorliegen, kann eine Differenzmessung die Verluste nicht nach jeweiliger Netzebene gegliedert ausweisen. Die Problematik besteht hier weniger darin, die dezentrale Einspeisung und Profile der Letztverbraucher ins Verhältnis zu setzen, sondern die fehlenden Werte der Ein- und Rückspeisung an der Übergabe zur vorgelagerten Netzebene zu bestimmen.
Die Verlustfaktormethode ist ursprünglich eine Methode für die Prognose der Verlustenergie. Das Verfahren ermittelt die anteiligen Netzverluste, indem die Gesamteinspeisung eines einzelnen Verknüpfungspunktes oder einer Netzebene quadriert und mit einem vorher bestimmten und netzabhängigen Verlustfaktor multipliziert wird. Der Verlustfaktor bildet sich aus der bilanzierten Jahresverlustarbeit des Vorjahres und der Jahressumme der Leistungsquadrate der Gesamteinspeisung. Dezentrale Einspeisung ohne Leistungsmessung und Rückspeisungen werden nicht berücksichtigt.
Schwierigkeiten bei der Verlustermittlung durch diese Methode entstehen unter anderem aus folgenden Aspekten. Erstens, eine Leistungsmessung findet zur Abrechnung von EEG-Anlagen (EEG – erneuerbare-Energien-Gesetz) nicht notwendigerweise statt. Gerade die hohe Anzahl von Anlagen, insbesondere Photovoltaikanlagen, wird somit in diesem Verfahren nicht berücksichtigt und mindern die berücksichtigte eingespeiste Menge besonders in der Netzebene merklich. Zweitens, die Rückspeisung zur übergeordneten Netzebene wird vernachlässigt. Eine etwaige Kumulation von Bezug und Rückspeisung ist nicht möglich, da der Energietransport bei der Rückspeisung um den Betrag bereinigt würde, der ebenfalls Netzverluste generiert. Eine mögliche Subtraktion verfälscht den physikalischen Sachverhalt. Drittens, der Betrag der Rückspeisung zur übergeordneten Netzebene und innerhalb der zu betrachtenden Netzverknüpfungspunkte müsste ebenfalls in die Methode einfließen, um sachlich fundierte Ergebnisse zu erzielen. Viertens, die Deklaration der anteiligen Verluste nach Netzebene basiert auf der anteiligen Aufteilung der Gesamtenergie, welche von dem übergeordneten Netz bezogen wird.
Üblich ist auch eine Mengenbilanzierung aus den Daten der Abrechnungssysteme. Auch hier besteht die Schwierigkeit, dass insbesondere Informationen über die Höhe der genauen Ausspeisung in und der Rückspeisung aus untergelagerten Netzebenen nicht vorliegen, weil sie nicht abrechnungsrelevant sind und daher auch nicht gemessen werden. Daher unterliegen diese Energiemengen einer Schätzung.
Diese Ansätze liefern nur eine Beschreibung der Gesamtverluste des Verteilungsnetzes. Die Aufteilung je Netzebene ist problematisch, eine Zuordnung von Netzverlusten zu Teilabschnitten der Netzebene ist nicht möglich. Die Beurteilung und Bestimmung von Netzverlusten in Ortsteilnetzen ist aber notwendig, um auf Veränderungen im Netz durch Zugang oder Abgang von Netzabschnitten reagieren zu können.
In [1] und [2] erfolgt die Berechnung der Energieverluste im Niederspannungsnetz durch Kombination der Datenbanken für Betriebsmittel und Abrechnungsdaten, Entwicklung von Zuschlagsfunktionen für Lastspitzen und Unsymmetrie. Die dezentrale Erzeugung wird nicht berücksichtigt.
In [3] wird ein Prognosetool für die Netzplanung beschrieben. Ziel ist die Schätzung zukünftiger Netzverluste durch Anwendung eines Energieprofils in der Netzplanung, nicht jedoch die Ermittlung der tatsächlichen Verluste und ihrer Verteilung. Das Energieprofil wird mit Methoden entwickelt, die aus der Stochastik bzw. Risikoanalyse stammen. Die Netzwerkstruktur in der Niederspannung wird nicht berücksichtigt.
In [4] wird die Ermittlung der Verlustanteile im Verteilungsnetz für typische Lastzustände beschrieben. Im Niederspannungsnetz werden digitalisiert vorliegende, aus Erfahrung für typisch bewertete Netzbereiche Messungen der Maximallast vorgenommen und exemplarisch ausgewertet. Die Berücksichtigung dezentraler Erzeugung wird nicht beschrieben.
Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, ein Konzept zu schaffen, welches ohne die Installation von Messgeräten an den Koppelstellen der Netzebenen eine Bestimmung von Verlusten in dem Verteilnetz unter Berücksichtigung der dezentralen Einspeisung ermöglicht.
Diese Aufgabe wird durch ein Verfahren gemäß Anspruch 1 und ein Computerprogramm gemäß Anspruch 20 gelöst.
Die Erfindung schafft ein Verfahren zur Bestimmung von Verlusten in einem Verteilnetz mit einer Mehrzahl von Ortsteilnetzen und einer Transformatorstation für jedes der Ortsteilnetze. Das Verfahren weist Bereitstellen eines Netzbausteins für jedes der Ortsteilnetze, welcher die elektrische Topologie des entsprechenden Ortsteilnetzes im Zusammenhang mit der entsprechenden Transformatorstation abbildet, auf. Das Verfahren weist Ermitteln eines Lastprofils für jedes der Ortsteilnetze basierend auf einer ersten Datenbank, die Verbrauchsparameter und Einspeiseparameter aufweist, auf. Das Verfahren weist Ermitteln eines Einspeiseprofils für jedes der Ortsteilnetze basierend auf der ersten Datenbank auf. Das Verfahren weist Ermitteln einer Impedanz für jedes der Ortsteilnetze basierend auf einer zweiten Datenbank, die technologische Parameter der Ortsteilnetze aufweist, auf. Das Verfahren weist Zuordnen des ermittelten Lastprofils, des ermittelten Einspeiseprofils und der ermittelten Impedanz zu dein entsprechenden Netzbaustein auf. Das Verfahren weist Bestimmen von Energiezuflüssen zu dem Verteilnetz und Energieabflüssen von dem Verteilnetz über die Transformatorstation des jeweiligen Ortsteilnetze für jedes Ortsteilnetz unter Verwendung des jeweiligen Netzbausteins auf. Das Verfahren weist Bestimmen der Verluste in dem Verteilnetz unter Verwendung einer Netzberechnung, die die Energiezuflüsse zu dem Verteilnetz und die Energieabflüsse von dem Verteilnetz über die Transformatorstationen der Ortsteilnetze berücksichtigt auf. Das Verfahren umfasst das Bestimmen der Verluste in den Ortsteilnetzen.
Gemäß dem Konzept der vorliegenden Erfindung kann jedes der Ortsteilnetze des Verteilnetzes mittels eines Netzbausteins abgebildet werden. Hierzu kann jedem Netzbaustein ein Lastprofil, ein Einspeiseprofil und eine Impedanz zugewiesen werden, um das jeweilige Ortsteilnetz zu beschreiben. Mittels der Netzbausteine können für jedes der Ortsteilnetze die Energieabflüsse von dem Verteilnetz in das jeweilige Ortsteilnetz und die Energiezuflüsse zu dem Verteilnetz von dem jeweiligen Ortsteilnetz bestimmt werden. Die so bestimmten Energiezuflüsse zu dem Verteilnetz und Energieabflüsse von dem Verteilnetz über die Transformatorstation der Ortsteilnetze können somit in eine Netzberechnung einfließen, durch welche die Verluste in dem Verteilnetz bestimmt werden können, ohne dabei auf Messgeräte an den Koppelstellen der unteren Netzebenen (z. B. Netzebenen Niederspannung (7), Umspannung Nieder-/Mittelspannung (6), Mittelspannung (5), und Umspannung Mittel-/Hochspannung (4)) zurückgreifen zu müssen.
Bei Ausführungsbeispielen des Verfahrens zur Bestimmung der Verluste in dem Verteilnetz können somit Netzberechnungen und Netzmodellierung (durch die Netzbausteine) so kombiniert werden, dass eine Berechnung der Netzverluste pro Netzebene in Ortsteilnetzen oder dem Gesamtnetz mit Berücksichtigung der dezentralen Einspeisung und gegebenenfalls Rückspeisung in vorgelagerten Netzebenen ermöglicht wird. Außerdem ermöglicht das Verfahren die Untersuchung von Auswirkungen unterschiedlicher Einflüsse auf die Netzverluste, wie z. B. die Spannungshöhe, die Blindleistungsbereitstellung und die Veränderung bei der dezentralen Einspeisung.
Die Modellierung der Ortsteilnetze (z. B. Niederspannungsnetz) kann durch Bestimmung von Netzbausteinen erfolgen. Beispielsweise können dazu Ortsteilnetze klassifiziert und Referenznetze in Bezug auf Netztopologie und Verbrauchsstruktur und/oder Einspeisestruktur (aus den Ortsteilnetzen) ermittelt werden, aus denen die Netzbausteine für die Lastflussberechnungen erstellt werden können. Jedem Netzbaustein kann ein gewichtetes Lastprofil seiner Netzklasse zugeordnet werden. Zusätzlich kann anhand der tatsächlichen im Ortsteilnetz installierten dezentralen Erzeugungsleistung eine Durchdringungsstufe bestimmt werden. Aus der Kombination von Durchdringungsstufen und Netzklassen ergeben sich unterschiedliche gemischte Einspeise- und Lastprofile und damit auch verschiedene Netzbausteine.
Dadurch wird eine realitätsnahe Abbildung der Ortsteilnetze bzw. des Niederspannungsnetzes erreicht, die gleichzeitig mit vertretbarem Zeitaufwand ermittelt und für Lastflussberechnungen verwendet werden kann und somit eine Berechnung der Netzverluste möglich.
Im Folgenden werden Unterschiede zwischen Ausführungsbeispielen der vorliegenden Erfindung und [1] und [2] beschrieben.
Bei Ausführungsbeispielen erfolgt die Bestimmung der Verluste in den Netzebenen des Verteilungsnetzes, in denen keine durchgängige Messung vorhanden ist: Netzebenen Niederspannung (7), Umspannung Nieder-/Mittelspannung (6), Mittelspannung (5), und Umspannung Mittel-/Hochspannung (4). Dabei kann ein Energieprofil für die Netzbausteine aus Zuordnung der Lasten und Erzeuger zu den Netzklassen aus den tatsächlichen Bestandsdaten mit Klassenbildung und Mittelwertbildung in den Klassen bestimmt werden.
Im Gegensatz dazu wird in [1] und [2] eine Methode zur Berechnung der Energieverluste im Niederspannungsnetz (Netzebene 7) vorgestellt, wobei auf Datenbanken der Betriebsmittel und Abrechnungsdaten zurückgegriffen wird. Ferner werden Zuschlagsfunktionen für Lastspitzen und Unsymmetrie für verschiedene Netzlastdichten entwickelt.
Bei Ausführungsbeispielen erfolgt die Berechnung über alle Netzebenen des Verteilnetzes von unten nach oben (engl. bottom-up), während sich die Berechnung bei [1] und [2] ausschließlich auf das Niederspannungsnetz beziehen.
Bei Ausführungsbeispielen können fehlende Daten von Ortsteilnetzen in der Modellierung der Netzbausteine durch eine statistische Analyse der geographischen Netzdaten ergänzt werden, während das in [1] und [2] vorgestellte Verfahren vollständige Datensätze der Betriebsmittel und Verbrauchsdaten sowie die eindeutige Zuordenbarkeit der Daten aus verschiedenen Datenbanken benötigt.
Bei Ausführungsbeispielen kann eine Kategorisierung der Ortsteilnetze (Niederspannungsnetze) in Netzklassen erfolgen, wodurch der Aufwand insbesondere in der Vorbereitung der Ortsteilnetze für die Berechnung reduziert werden kann.
Im Gegensatz dazu muss bei [1] und [2] jedes Ortsteilnetz separat durchgerechnet werden, womit ein sehr hoher Aufwand einhergeht. Insbesondere, wenn die automatische Zuordenbarkeit der Daten aus verschiedenen Datenbanksysteme nicht eindeutig ist, was in der Praxis heute die Regel ist.
Bei Ausführungsbeispielen wird die dezentrale Erzeugung berücksichtigt und kann darüber hinaus für Szenarien-/Prognoserechnungen variiert werden, während bei [1] und [2] die dezentrale Erzeugung nicht separat berücksichtigt wird.
Bei Ausführungsbeispielen ermöglicht das Prinzip der Netzbausteine das Berechnen von Auswirkungen durch Hinzukommen oder Wegfall von Netzbereichen, während bei [1] und [2] Zuschlagsfunktionen für Lastspitzen und Unsymmetrie für verschiedene Netzlastdichten entwickelt werden.
Im Folgenden werden Unterschiede zwischen Ausführungsbeispielen der vorliegenden Erfindung und [3] beschrieben.
Bei Ausführungsbeispielen erfolgt die Bestimmung der Verluste in den Netzebenen des Verteilungsnetzes, in denen keine durchgängige Messung vorhanden ist: Netzebenen Niederspannung (7), Umspannung Nieder-/Mittelspannung (6), Mittelspannung (5), Umspannung Mittel-/Hochspannung (4). Dabei kann ein Energieprofil für die Netzbausteine aus Zuordnung der Lasten und Erzeuger zu den Netzklassen aus den tatsächlichen Bestandsdaten mit Klassenbildung und Mittelwertbildung in den Klassen bestimmt werden.
Im Gegensatz dazu wird in [3] eine Methode zur Erstellung von Energieprofilen mit Berücksichtigung von Wind, Photovoltaik und Elektromobilität für die Schätzung der zukünftigen Entwicklung der Energieverluste vorgestellt. Dabei wird das Energieprofil mit Methoden entwickelt, die aus der Stochastik bzw. Risikoanalyse stammen. Ferner werden Annahmen über Gleichverteilung getroffen.
Ausführungsbeispiele können für die Verlustbilanzierung einzelner Netzebenen des Verteilungsnetzes und in der Netzplanung zur Bestimmung der Energiebilanzen genutzt werden, während das in [3] vorgestellte Verfahren in der Netzplanung für Allokation von dezentralen Erzeugern genutzt werden kann.
Ausführungsbeispiele können Lastgänge und Verbrauchsdaten eines Jahres rückwirkend nutzen, während in [3] eine Entwicklung von prognostizierten Tagesprofilen erfolgt.
Bei Ausführungsbeispielen kann die Bestimmung der Verluste für den Zeitraum eines Jahres rückwirkend oder für ein Planungs-/Entwicklungsszenario erfolgen, während bei [3] eine Prognose der Entwicklung entlang unterschiedlicher Szenarien erfolgt.
Bei Ausführungsbeispielen kann die Modellierung des Niederspannungsnetzes mit Hilfe statistischer Analyse der GIS- und Abrechnungsdaten erfolgen (GIS = Geo-Informationssystem). Bei [3] wird die Netzstruktur hingegen nicht untersucht und das ermittelte Energieprofil auf gegebene Netze angewendet.
Im Folgenden werden Unterschiede zwischen Ausführungsbeispielen der vorliegenden Erfindung und [4] beschrieben.
Bei Ausführungsbeispielen kann die Berechnung der Netzverluste im Verteilnetz für den tatsächlichen Jahresverlauf des Energieprofils erfolgen. Das Vorgehen erfolgt dabei von unten nach oben (engl. bottom-up) zur Berücksichtigung der rückspeisenden, aktiven Netzbereiche und zur Veränderung des Netzes. Dabei kann ein Energieprofil für die Netzbausteine aus Zuordnung der Lasten und Erzeuger zu den Netzklassen aus den tatsächlichen Bestandsdaten mit Klassenbildung und Mittelwertbildung in den Klassen bestimmt werden.
Im Gegensatz dazu erfolgt in [4] die Berechnung der Netzverluste im Verteilnetz für typische Lastfälle. Das Vorgehen erfolgt dabei von oben nach unten (engl. top-down). Die dezentrale Erzeugung wird nicht berücksichtigt. Im Mittelspannungsnetz erfolgt die Berechnung der Netzverluste in Stufen zwischen 5% und 100% Last. Im Mittelspannungs/Niederspannungstrafo wird eine plausible aber willkürliche Verteilung der Gesamtlast auf die Trafostationen verwendet. Im Niederspannungsnetz erfolgt die Auswahl erfahrungsgemäß typischer und digitalisiert vorliegender Netzbereiche, eine Messung der Maximallast, und eine Gleichverteilung auf Anschlüsse. Ferner erfolgt eine Berechnung der relativen Verlustleistung und Arbeit aus Bestimmung der maximalen und mittleren Leistung und der Jahresarbeit.
Ausführungsbeispiele können die Verlustbilanzierung einzelner Netzebenen des Verteilnetzes und in der Netzplanung zur Bestimmung der Energiebilanzen genutzt werden, während die in [4] vorgestellte Berechnung für Netzbetrieb und Beschaffung von Verlustenergie genutzt werden kann.
Bei Ausführungsbeispielen kann eine Ermittlung der absoluten Werte der Verlustenergie für jede Viertelstunde aus dem Netzberechnungsprogramm erfolgen, während bei [4] eine Ermittlung der Koeffizienten für eine Gleichung der Form a·P² + b·P + c im Zusammenhang mit einer Darstellung der relativen Verluste erfolgt.
Bei Ausführungsbeispielen können Lastgänge und Verbrauchsdaten eines Jahres rückwirkend für alle Netzebenen genutzt werden, während bei [4] eine Berechnung komplementärer Jahresprofile nur für Netzebenen ab der Mittelspannungsebene aufwärts erfolgt.
Bei Ausführungsbeispielen können die Verluste für den Zeitraum eines Jahres rückwirkend oder für ein Planungs-/Entwicklungsszenario bestimmt werden, während bei [4] eine Prognose der Entwicklung der Verluste unterschiedlicher Szenarien erfolgt.
Bei Ausführungsbeispielen kann das Ortsteilnetz (Niederspannungsnetz) mit Hilfe einer statistischen Analyse der GIS- und Abrechnungsdaten modelliert werden (unabhängig von Erfahrungswissen), während bei [4] eine exemplarische Auswahl von Niederspannungsnetzen aus Erfahrung erfolgt und zusätzlich eine vorbereitende Messung an den Trafostationen notwendig ist.
Bei Ausführungsbeispielen können alle Ortsteilnetze (Niederspannungsnetze) in der statistischen Analyse einbezogen werden. Ferner können alle gemessenen Last- und Einspeisegänge bei der Lastflussberechnung berücksichtigt werden.
Bei [4] hingegen wird als Verbesserungsbedarf angegeben, die Datenbasis im Bereich der Niederspannungsnetze zu vergrößern und gemessene Lastgänge der Mittelspannungskunden einzubeziehen.
Bei Ausführungsbeispielen wird die dezentrale Erzeugung berücksichtigt und kann darüber hinaus für Szenarien-/Prognoserechnungen variiert werden, während bei [4] die dezentrale Erzeugung nicht separat berücksichtigt wird.
Bei Ausführungsbeispielen ermöglicht das Prinzip der Netzbausteine das Berechnen von Auswirkungen durch Hinzukommen oder Wegfall von Netzbereichen.
Die Hauptunterschiede zu dem in [4] vorgeschlagenen Verfahren werden im Folgenden kurz aufgezählt. Erstens, bei Ausführungsbeispielen erfolgt das Vorgehen von unten nach oben (engl. bottom-up), um die Rückspeisung dezentraler Erzeugung aus den unteren Netzebenen vollständig zu berücksichtigen. Zweitens, bei Ausführungsbeispielen können die gesamten Ortsteilnetze (Niederspannungsnetze) in der statistischen Analyse ausgewertet und klassifiziert werden, nicht nur exemplarisch, so dass das Verfahren nicht auf Erfahrungswerte angewiesen ist. Drittens, bei Ausführungsbeispielen können komplette Jahresenergieprofile und nicht nur typische, zwar plausible, aber trotzdem mehr oder weniger willkürlich gewählte Lastfälle durchgerechnet werden. Viertens, bei Ausführungsbeispielen können zukünftige Veränderungen in der dezentralen Erzeugung und durch Hinzukommen oder Wegfallen berücksichtigt werden.
Ausführungsbeispiele der vorliegenden Erfindung werden bezugnehmend auf die beiliegenden Zeichnungen näher erläutert. Es zeigen:
1(a) ein Flussdiagramm eines Verfahrens zur Bestimmung von Verlusten in einem Verteilnetz, gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
1(b) ein schematisches Blockschaltbild eines Verteilnetzes gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
2 ein Flussdiagram des in 1(a) gezeigten Verfahrensschritts des Bestimmens der Verluste in dem Verteilnetz unter Verwendung der Netzberechnung, gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
3 in einem Diagramm eine Einteilung der Ortsteilnetze in eine Mehrzahl von Netzklassen anhand der Kombination aus Leitungslänge und Anzahl gewichteter Entnahmestellen in den Ortsteilnetzen;
4 ein Flussdiagramm des in 1(a) gezeigten Verfahrensschritts des Ermittelns der Impedanz für jedes der Ortsteilnetze, gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
5 ein Flussdiagramm des in 1(a) gezeigten Verfahrensschritts des Ermittelns des Lastprofils für jedes der Ortsteilnetze, gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
6 ein Flussdiagramm des in 1(a) gezeigten Verfahrensschritts des Ermittelns des Einspeiseprofils für jedes der Ortsteilnetze, gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
7a ein schematisches Blockschaltbild eines Netzbausteins gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
7b ein schematisches Blockschaltbild eines Netzbausteins gemäß einem weiteren Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
7c ein schematisches Blockschaltbild eines Netzbausteins gemäß einem weiteren Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
8 eine schematische Darstellung einer Kategorisierung von Verlusten eines Verteilnetzes;
9 in einer tabellarischen Darstellung eine Aufteilung von Verlusten auf Netzebenen eines Verteilnetzes am Beispiel von Norddeutschland und Frankreich;
10 in einem Diagramm Verluste eines Verteilnetzes in Abhängigkeit von einer Durchdringungsstufe der dezentralen Einspeisung und Asynchronität zwischen Einspeisung und Bedarf;
11 in einer tabellarischen Darstellung strukturelle Daten eines ersten und zweiten Netzbereichs;
12 in einem Diagramm prognostizierte Verluste eines beispielhaften Verteilnetzes mit Bezug auf das Jahr 2011 in Abhängigkeit von einer Veränderung der installierten Leistung der dezentralen Einspeisung in dem Niederspannungsnetz des Verteilnetzes mit Bezug auf das Jahr 2011;
13 in einem Diagramm prognostizierte Verluste des beispielhaften Verteilnetzes mit Bezug auf das Jahr 2011 in Abhängigkeit von einer Veränderung der installierten Leistung der dezentralen Einspeisung in zwei Mittelspannungsnetzbereiche des Verteilnetzes mit Bezug auf das Jahr 2011;
14 in einem Diagramm eine von der dezentralen Einspeisung bereitzustellende Blindleistung (cosφ) aufgetragen über die normierte Leistung der dezentralen Einspeisung; und
15 in einer tabellarischen Darstellung Verluste des beispielhaften Verteilnetzes für verschiedene Blindleistungsbereitstellungskonzepte in dem ersten und zweiten Netzbereich.
In der nachfolgenden Beschreibung werden gleiche oder gleichwirkende Elemente mit den gleichen Bezugszeichen versehen, so dass deren Beschreibung untereinander austauschbar ist.
Ferner wird in der nachfolgenden Beschreibung zu Veranschaulichungszwecken von folgender Definition der Netzebenen des Verteilnetzes ausgegangen:

1:: Höchstspannungsnetz
2:: Umspannung zwischen Hächstspannungsnetz und Hochspannungsnetz
3:: Hochspannungsnetz
4:: Umspannung zwischen Hochspannungsnetz und Mittelspannungsnetz
5:: Mittelspannungsnetz
6:: Transformatorstationen zwischen Mittelspannungsnetz und Niederspannungsnetz
7:: Niederspannungsnetz

Es sei jedoch darauf hingewiesen, dass es nicht erforderlich ist, dass das Verteilnetz alle der oben aufgeführten Netzebenen aufweist. So kann das Verteilnetz bei Ausführungsbeispielen auch nur manche der oben genannten Netzebenen umfassen, wie z. B. die Netzebenen 6 und 7.
1(a) zeigt ein Flussdiagramm eines Verfahrens 100 zur Bestimmung von Verlusten in einem Verteilnetz mit einer Mehrzahl von Ortsteilnetzen und einer Transformatorstation für jedes der Ortsteilnetze. Das Verfahren 100 weist Bereitstellen 102 eines Netzbausteins für jedes der Ortsteilnetze, welcher die elektrische Topologie des entsprechenden Ortsteilnetzes im Zusammenhang mit der entsprechenden Transformatorstation abbildet, auf. Das Verfahren 100 weist Ermitteln 104 eines Lastprofils für jedes der Ortsteilnetze basierend auf einer ersten Datenbank, die Verbrauchsparameter und Einspeiseparameter aufweist, auf. Das Verfahren 100 weist Ermitteln 106 eines Einspeiseprofils für jedes der Ortsteilnetze basierend auf der ersten Datenbank auf. Das Verfahren 100 weist Ermitteln 108 einer Impedanz für jedes der Ortsteilnetze basierend auf einer zweiten Datenbank, die technologische Parameter der Ortsteilnetze aufweist, auf. Das Verfahren 100 weist Zuordnen 110 des ermittelten Lastprofils, des ermittelten Einspeiseprofils und der ermittelten Impedanz zu dem entsprechenden Netzbaustein auf. Das Verfahren 100 weist Bestimmen 112 von Energiezuflüssen zu dem Verteilnetz und Energieabflüssen von dem Verteilnetz über die Transformatorstation des jeweiligen Ortsteilnetzes für jedes der Ortsteilnetze unter Verwendung des jeweiligen Netzbausteins auf. Das Verfahren 100 weist Bestimmen 114 der Verluste in dem Verteilnetz unter Verwendung einer Netzberechnung, die die Energiezuflüsse zu dem Verteilnetz und die Energieabflüsse von dem Verteilnetz über die Transformatorstationen der Ortsteilnetze berücksichtigt, auf.
Ausführungsbeispiele der vorliegenden Erfindung sind dabei nicht auf die in 1(a) gezeigte Reihenfolge der Verfahrensschritte beschränkt. Insbesondere die Verfahrensschritte des Bereitstellens 102 der Netzbausteine, des Ermittelns 104 der Lastprofile, des Ermittelns 106 der Einspeiseprofile und des Ermittelns 108 der Impedanzen kann beliebig gewählt werden.
Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird folgende Reihenfolge der Schritte bevorzugt: (1) Ermitteln 104 der Lastprofile, (2) Ermitteln 108 der Impedanzen, (3) Ermitteln 106 der Einspeiseprofile, (4) Bereitstellen 102 der Netzbausteine, (5) Zuordnen 110 des ermittelten Lastprofils, des ermittelten Einspeiseprofils und der ermittelten Impedanz zu dem entsprechenden Netzbaustein, (6) Bestimmen 112 von Energiezuflüssen zu dem Verteilnetz und Energieabflüssen von dem Verteilnetz über die Transformatorstation des jeweiligen Ortsteilnetzes für jedes der Ortsteilnetze unter Verwendung des jeweiligen Netzbausteins, und (7) Bestimmen 114 der Verluste in dem Verteilnetz unter Verwendung einer Netzberechnung, die die Energiezuflüsse zu dem Verteilnetz und die Energieabflüsse von dem Verteilnetz über die Transformatorstationen der Ortsteilnetze berücksichtigt.
Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird der Netzbaustein erst gebildet, wenn die Impedanz ermittelt wurde.
Gemäß dem Konzept der vorliegenden Erfindung können die Verluste eines Verteilnetzes mittels einer Netzberechnung in Kombination mit einer Abbildung der Ortsteilnetze des Verteilnetzes durch Netzbausteine ermittelt werden. Hierzu kann jedem der Netzbausteine ein Lastprofil, ein Einspeiseprofil und eine Impedanz zugewiesen werden. Mittels der Netzbausteine können für jedes der Ortsteilnetze die Energieabflüsse von dem Verteilnetz in das jeweilige Ortsteilnetz und die Energiezuflüsse zu dem Verteilnetz von dem jeweiligen Ortsteilnetz bestimmt werden. Die so bestimmten Energiezuflüsse und Energieabflüsse können anschließend in die Netzberechnung einfließen, um die Verluste in dem Verteilnetz zu bestimmen.
1(b) zeigt ein schematisches Blockschaltbild des Verteilnetzes 101. Das Verteilnetz 101 kann eine Mehrzahl von Ortsteilnetzen 103 aufweisen, die jeweils über eine Transformatorstation 105 mit dem Verteilnetz 101 gekoppelt sind.
Dabei können die Ortsteilnetze 103 Teil der Netzebene 7 (Niederspannungsnetz) des Verteilnetzes 101 sein, während die Transformatorstationen 105 Teil der Netzebene 6 (Transformatorstationen zwischen Mittelspannungsnetz und Niederspannungsnetz) sein können.
Bei Ausführungsbeispielen des Verfahrens 100 zur Bestimmung der Verluste in dem Verteilnetz 101 können somit Netzberechnungen und Netzmodellierung (durch die Netzbausteine) so kombiniert werden, dass eine Berechnung der Netzverluste pro Netzebene in Ortsteilnetzen 103 oder dem Gesamtnetz 101 mit Berücksichtigung der dezentralen Einspeisung und gegebenenfalls Rückspeisung in vorgelagerten Netzebenen ermöglicht wird. Außerdem ermöglicht das Verfahren die Untersuchung von Auswirkungen unterschiedlicher Einflüsse auf die Netzverluste, wie z. B. die Spannungshöhe, die Blindleistungsbereitstellung und die Veränderung bei der dezentralen Einspeisung.
Die Modellierung der Ortsteilnetze (z. B. Niederspannungsnetz) 103 kann durch Bestimmung von Netzbausteinen erfolgen. Beispielsweise können dazu Ortsteilnetze 103 klassifiziert und Referenznetze in Bezug auf Netztopologie und Verbrauchs-/Einspeisestruktur (aus den Ortsteilnetzen 103) ermittelt werden, aus denen die Netzbausteine für die Lastflussberechnungen erstellt werden können. Jedem Netzbaustein kann ein gewichtetes Lastprofil seiner Netzklasse zugeordnet werden. Zusätzlich kann anhand der tatsächlichen im Ortsteilnetz installierten dezentralen Erzeugungsleistung eine Durchdringungsstufe bestimmt werden. Aus der Kombination von Durchdringungsstufen und Netzklassen ergeben sich unterschiedliche gemischte Einspeise- und Lastprofile und damit auch verschiedene Netzbausteine.
Dadurch wird eine realitätsnahe Abbildung der Ortsteilnetze 103 bzw. des Niederspannungsnetzes erreicht, die gleichzeitig mit vertretbarem Zeitaufwand ermittelt und für Lastflussberechnungen verwendet werden kann.
Ein erster Kernpunkt des kombinierten Verfahrens 100 ist die Berücksichtigung von zeitgleichem Verbrauch und Erzeugung innerhalb einer Netzebene. Ferner erlaubt das kombinierte Verfahren 100 Rückspeisungen aus den untergelagerten Netzebenen bei Energieüberschuss.
Ein zweiter Kernpunkt des kombinierten Verfahrens 100 ist, dass die Entwicklung der Netzverluste bei Zugängen oder Abgängen von Ortsteilnetzen 103 oder Veränderungen bei der dezentralen Erzeugung einfach ermittelt werden kann.
Ein dritter Kernpunkt des kombinierten Verfahrens 100 ist, dass sich die Modellierung der Niederspannungsebene auf statistische Analysen stützt und dadurch von individuellen Einschätzungen und Erfahrungswerten unabhängig ist.
Ein vierter Kernpunkt des kombinierten Verfahrens 100 ist, dass das Verfahren 100 automatisierbar ist.
Bei Ausführungsbeispielen kann das Verfahren 100 ferner Bereitstellen eines Leistungsprofils für jedes der Ortsteilnetze 103 basierend auf den mit dem entsprechenden Netzbaustein bestimmten Energiezuflüssen zu dem Verteilnetz 101 und den bestimmten Energieabflüssen von dem Verteilnetz 101 aufweisen. Dabei kann die Netzberechnung unter Verwendung der Leistungsprofile der Ortsteilnetze 103 erfolgen.
Mit anderen Worten, die Verlustberechnung kann in den einzelnen Ortsteilnetzen 103 der Netzebenen durch eine Simulation über eine bestimmte Zeitdauer hinweg (ein Jahr = Jahressimulation) der Leistungsprofile der angeschlossenen Verbraucher und Einspeiser erfolgen. Die untergeordnete Netzebene kann an den Anschlusspunkten durch deren zuvor ermitteltes Leistungsprofil repräsentiert werden. Die Verlustberechnung kann dabei von unten nach oben erfolgen, von der Netzebene 7 aufwärts.
Für die Berechnung der Verluste in der Netzebene 7 (Niederspannungsnetz) können die Ortsteilnetze 103 modelliert werden. Es können Netzbausteine bestimmt werden, die Netzklassen und Durchdringungsstufen/Deckungsgrade durch dezentrale Energieeinspeisung repräsentieren. Die Bestimmung der Netzbausteine als Netzmodell für Ortsteilnetze 103 der Netzebene 7 (Niederspannungsnetz) bildet einen wesentlichen Kern des kombinierten Verfahrens 100 und wird daher unten separat beschrieben.
2 zeigt ein Flussdiagram des in 1(a) gezeigten Verfahrensschritts des Bestimmens 114 der Verluste in dem Verteilnetz 101 unter Verwendung der Netzberechnung, gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung.
Das Bestimmen 114 der Verluste in dem Verteilnetz 101 unter Verwendung der Netzberechnung kann Ermitteln 190 der Verluste der Transformatorstationen 105 unter Verwendung der Leistungsprofile der Ortsteilnetze 103 aufweisen.
Beispielsweise können für die Berechnung der Verluste in der Netzebene 6 (Mittelspannungsnetz/Niederspannungsnetz-Umspannstationen) ein oder mehrere mittlere Transformatoren 105 berechnet werden, denen die Netzbausteine zugeordnet werden. Die Verluste ergeben sich, indem die Transformatoren 105 mit dem zugeordneten Leistungsprofil beaufschlagt werden.
Ferner kann das Bestimmen 114 der Verluste in dem Verteilnetz 101 unter Verwendung der Netzberechnung Ermitteln 192 der Verluste zumindest eines Mittelspannungsnetzes des Verteilnetzes 101 unter Verwendung der Leistungsprofile der Ortsteilnetze 103 und den ermittelten Verlusten der Transformatorstationen 105 aufweisen.
Beispielsweise kann die Berechnung der Verluste in der Netzebene 5 (Mittelspannungsnetz) Lastflusssimulationen mit Jahresgängen der Leistungsprofile aller Einspeiser und Ausspeiser inklusive der Mittel spannungsnetz/Niederspannungsnetz-Umspannstationen durchgeführt werden.
Des Weiteren kann das Bestimmen 114 der Verluste in dem Verteilnetz 101 unter Verwendung der Netzberechnung Ermitteln 194 der Verluste zumindest eines Umspannnetzes des Verteilnetzes 101 unter Verwendung der Leistungsprofile der Ortsteilnetze 103, den ermittelten Verlusten der Transformatorstationen 105 und den ermittelten Verlusten des zumindest einen Mittelspannungsnetzes aufweisen.
Beispielsweise können für die Berechnung der Verluste in der Netzebene 4 (Hochspannungsnetz/Mittelspannungsnetz-Umspannstationen) die einzelnen Transformatoren 105 modelliert und Lastflusssimulationen mit Jahresgängen der ¼-h-Leistungsprofile durchgeführt werden.
Für Netzebenen, für die Netzdaten nicht vorliegen oder nur einer Form, die für Netzberechungsprogramme nicht automatisiert auswertbar sind, können Ortsteilnetze 103 durch Netzbausteine modelliert werden.
Dabei kann sich die Bestimmung der Netzbausteine wie folgt gliedern. Erstens, Sammlung der Topologie- und Strukturdaten der Ortsteilnetze 103, z. B. aus GIS-Daten, Asset-Datenbanken oder anderen Datenquellen. Zweitens, Zuordnen der Energiemengen zu Lasttypen und Netzen. Drittens, Auswahl der Klassifizierungskriterien und Durchführung der Klassifizierung der Ortsteilnetze 103. Viertens, Bestimmung einer Ersatztopologie pro Netzklasse, im einfachsten Fall einer Netzimpedanz durch repräsentative Mittelwertbildung. Fünftens, Bestimmen und Zuordnen eines oder mehrerer gewichteter Lastprofile pro Netzklasse und Verteilung in der Ersatztopologie. Sechstens, Ermitteln eines oder mehrerer charakteristischer Einspeiseprofile pro Netzklasse und Verteilung der Einspeiseorte in der Ersatztopologie einer Netzklasse.
Im Folgenden wird das Verfahren zur Bestimmung der Netzbausteine detailliert beschrieben. Ferner werden Gegensätze zum Stand der Technik herausgestellt.
Zunächst können Netze aus Daten der geographischen Informationssysteme (GIS) und des Energiedatenmanagements (EDM) ermittelt werden.
Dabei können elektrisch-verbundene Ortsteilnetze aus GIS-Daten (wenn das Niederspannungsnetz nicht als elektrisches Modell vorliegt) aufgebaut werden. Grundlage können die Daten aus dem Geo-Informationssystem (GIS) für die Niederspannungsebene bilden. Es können die geographische Lage von Leitungen und Hausanschlüssen sowie die Leitungstypen und Anzahl der unterschiedlichen Lastprofiltypen oder Lastprofilklassen je Hausanschluss ausgewertet werden. Die geographisch bestimmten Netzkomponenten können elektrisch verbunden werden.
Ferner können Netztrennstellen automatisiert festgelegt werden. Bei Ortsteilnetzen (Netzen) 103 mit mehreren Transformatorstationen (Ortsnetzstationen) 105 ohne ausgewiesene Trennstelle können die Leitungen, die zwei Stationen 105 miteinander verbinden, aufgetrennt werden. Die Lage der Trennstellen kann automatisiert ermittelt werden. Für die automatisierte Ermittlung können je nach Netztopologie Kriterien angegeben werden. Diese können beispielsweise sein: mittlerer Leitungsabschnit, Kabelverteilerschrank, Muffen, etc.. Besondere Netztopologien, die sich aus den Vorgaben des Netzbetreibers ergeben, können berücksichtigt werden.
Des Weiteren können Energiemengen zugeordnet werden. Aus den Verbrauchsdaten der Standardlastprofile-(SLP)-Kunden, die dem EDM-System des Netzbetreibers entnommen werden können, kann der durchschnittliche Jahresverbrauch pro Lastprofiltyp oder Lastprofilklasse ermittelt werden. Diese Verbrauchsmengen können den Hausanschlüssen in den Ortsteilnetzen 103 zugeordnet werden.
Durch das automatisierte Verfahren können alle Ortsteilnetze 103 in dem Verteilungsnetz 101, für die GIS-Daten komplett vorliegen, ausgewertet werden. Dadurch kann sich eine hohe Genauigkeit und Aussagekraft für die nachfolgende Klassifizierung ergeben. Ortsteilnetze 103 ohne vollständige GIS-Daten können anhand einzelner Parameter nach erfolgter Klassifizierung zugeordnet werden.
Im Gegensatz dazu beruhen bisher beschriebene Verfahren auf einer Vorauswahl nach Erfahrungswerten. Alternativ müssen bisher beschriebene Verfahren in einzelnen Schritten auf manuelle Eingaben zurückgreifen. Dadurch ist die Anzahl der untersuchbaren Ortsteilnetze 103 beschränkt. Beispielsweise erfolgt bei [4] eine Auswahl weniger typischer Niederspannungsnetze ohne Beschreibung der Kriterien oder des Auswahlverfahrens, während in [5] ein halbautomatisches Verfahren mit manueller Markierung von Netzkomponenten im eingescannten Lageplan beschrieben wird, bei dem 87 Ortsteilnetze ausgewertet werden.
Bei Ausführungsbeispielen kann das Verfahren 100 ferner Einteilen jedes der Ortsteilnetze 103 in eine Netzklasse einer Mehrzahl von Netzklassen in Abhängigkeit von den technologischen Parameter des entsprechenden Ortsteilnetzes 103 aufweisen. Dabei kann zumindest eines aus dem Ermitteln 100 des Lastprofils, dem Ermitteln 106 des Einspeiseprofils und dem Ermitteln 108 der Impedanz unter Berücksichtigung der Netzklasse des jeweiligen Ortsteilnetzes 103 erfolgen.
Beispielsweise können die Ortsteilnetze 103 des Verteilnetzes 101 in n Netzklassen in Abhängigkeit von den technologischen Parametern des entsprechenden Ortsteilnetzes 103 eingeteilt werden, wobei n eine natürliche Zahl größer gleich zwei ist, n ≥ 2.
Insbesondere folgende Kennzahlen mit Einfluss auf die Impedanz des Ersatznetzes (Netzbaustein) können geprüft werden. Erstens, Leitungslängen von Hausanschlussleitungen. Zweitens, Leitungslängen von Stammleitungen. Drittens, Leitungsquerschnitte. Viertens, Leitungsmaterialien. Fünftens, eine Anzahl an Hausanschlüssen. Sechstens, eine Anzahl an Entnahmestellen und/oder Einspeisestellen. Siebtens, Verbrauchstypen/Standardlastprofil-Typen von Entnahmestellen. Achtens, eine Nennleistung des Ortsnetztransformators. Neuntens, eine Anzahl an Leitungsabgängen am Transformator. Selbstverständlich können weitere Kennzahlen nach Verfügbarkeit einbezogen werden.
Für die Klassifizierung der Netze können eine oder mehrere der Kennzahlen einzeln oder in Kombination bewertet werden. Insbesondere können Kombinationen zur Bestimmung des äquivalenten Leitungswiderstandes der einzelnen Leitungsabschnitte eines Ortsteilnetzes 103 (Leitungsmengen, Querschnitte, Material) und von verbrauchsgewichteten Entnahmestellen (Hausanschlüsse, Entnahmestellen, Lastprofiltypen/-Klassen) gebildet werden.
Die Kriterien können auf den tatsächlichen Topologien, Strukturen und Charakteristiken der Ortsteilnetze 103 beruhen, wobei die Ortsteilnetze 103 unterscheidbar sind.
Im Gegensatz dazu beruhen bisher beschriebene Verfahren auf dem Aufbau generischer Netze unter Bezug auf Netzaufbauplanungen und geografischen Leitungsdichten und lassen insbesondere in der Niederspannung keine Unterscheidung der realen Ortsteilnetze zu. Dadurch können unterschiedliche Auslastungen einzelner Ortsnetzstationen mit ihren Ortsteilnetzen innerhalb einer Gemeinde nicht unterschieden werden. Beispielsweise werden in [6] die Ansätze der Modellnetzanalyse und Referenznetzanalyse beschrieben, wie sie insbesondere im Rahmen der Netzregulierung für die Klassifizierung verwendet werden können. Dabei wird ein „grüne-Wiese-Ansatz” zum Aufbau generischer Netze anhand der erwarteten Leistungsdichten verwendet, wobei keine Berücksichtigung realer „gewachsener” Netze erfolgt. Ferner wird in [7] die Einteilung von Netzbetreibern in Netzklassen beschrieben. Dabei wird die gesamte Niederspannungs-Netzebene betrachtet, wobei keine Unterscheidung einzelner Ortsteilnetze erfolgt. Des Weiteren ist in [8] die kleinste betrachtete Einheit für eine Netzgebietsklasse die selbständige Gemeinde, wobei verschiedene Nutzerstrukturen innerhalb einer Gemeinde nicht unterscheidbar sind.
Bei Ausführungsbeispielen kann das Einteilen jedes der Ortsteilnetze 103 in eine Netzklasse der Mehrzahl von Netzklassen Ermitteln von erwarteten Netzverlusten für jedes der Ortsteilnetze 103 basierend auf den technologischen Parametern des entsprechenden Ortsteilnetzes 103, und Einteilen jedes der Ortsteilnetze 103 in eine Netzklasse der Mehrzahl von Netzklassen anhand der ermittelten, erwarteten Netzverluste des jeweiligen Ortsteilnetzes 103 aufweisen.
Beispielsweise kann die Einteilung der Ortsteilnetze 103 in die Netzklassen durch eine Kombination der Kennzahlen erfolgen, die so gewählt werden kann, dass die Netzklassen die Höhe der erwarteten Netzverluste widerspiegeln, wie dies anhand von 3 illustriert wird.
3 zeigt in einem Diagramm eine Einteilung der Ortsteilnetze 103 in eine Mehrzahl von Netzklassen 120_1 bis 120_n (n = 3) anhand der Kombination aus Leitungslänge und Anzahl gewichteter Entnahmestellen in den Ortsteilnetzen 103. Dabei beschreibt die Ordinate die Anzahl gewichteter Entnahmestellen, während die Abszisse die Leitungslänge in Metern beschreibt. In 3 repräsentiert jeder der Punkte eins der Ortsteilnetze 103 des Verteilnetzes 101.
In 3 werden die Ortsteilnetze 103 beispielhaft in drei Netzklassen 120_1 bis 120_n (n = 3) eingeteilt. Dabei beschreibt eine erste Kurve 122_1 eine Grenze zwischen einer ersten Netzklasse 120_1 der drei Netzklassen 120_1 bis 120_n (n = 3), und einer zweiten Netzklasse 120_2 der drei Netzklassen 120_1 bis 120_n (n = 3), während eine zweite Kurve 122_2 eine Grenze zwischen der zweiten Netzklasse 120_2 und einer dritten Netzklasse 120_3 der drei Netzklassen 120_1 bis 120_n (n = 3) beschreibt.
Bei der Einteilung der Ortsteilnetze 103 können ausschließlich Kennzahlen des Netzbetriebs verwendet werden. Dadurch können Schwierigkeiten bei der Übertragbarkeit von Ergebnissen, in die regionale, „nicht-elektrische” Informationen (z. B. Bevölkerungsdichte, Grundstücksgröße) einfließen, vermieden werden. Einwohnerdichten sind insbesondere dann zu hinterfragen, wenn die Zersiedelung und historisch sowie geographisch bedingte Unterschiede bei den Siedlungstypen nicht berücksichtigt werden.
Im Gegensatz dazu beziehen bisher beschriebene Verfahren „nicht-elektrische” Größen mit ein. Beispielsweise werden in [6] Lastdichten (Last pro km²) berücksichtigt, während in [8] Einwohnerdichten berücksichtigt werden, und während in [5] der mittlere Hausabstand berücksichtigt wird.
Bei Ausführungsbeispielen kann das Verfahren 100 ferner Ermitteln einer Mehrzahl von Referenznetzen aus den Ortsteilnetzen 103 der jeweiligen Netzklasse für jede der Netzklassen 120_1 bis 120_n aufweisen. Dabei kann das Ermitteln zumindest eines aus dem Lastprofil und der Impedanz des jeweiligen Ortsteilnetzes 103 in Abhängigkeit von den Referenznetzen der jeweiligen Netzklasse erfolgen.
Das Ermitteln der Mehrzahl von Referenznetzen aus den Ortsteilnetzen 103 der jeweiligen Netzklasse kann dabei zufällig bzw. statistisch erfolgen.
Beispielsweise können bezogen auf 3 für die erste Netzklasse 120_1 drei Referenznetze aus den Ortsteilnetzen 103 der ersten Netzklasse 120_1 ermittelt werden, während für die zweite Netzklasse 120_2 vier Referenznetze aus den Ortsteilnetzen 103 der zweiten Netzklasse 120_2 ermittelt werden können, und wobei für die dritte Netzklasse 120_3 drei Referenznetze aus den Ortsteilnetzen 103 der dritten Netzklasse 120_3 ermittelt werden können. Die Referenznetze sind in 3 mit Kreisen gekennzeichnet.
Wie in 3 zu erkennen ist, können die Referenznetze dabei so gewählt werden, dass diese die jeweilige Netzklasse repräsentativ beschreiben.
Beispielsweise können die Referenznetze der ersten Netzklasse 120_1 entlang einer dritten Kurve 124_1, die ein Median der ersten Netzklasse 120_1 beschreibt, angeordnet sein, während die Referenznetze der zweiten Netzklasse 120_2 entlang einer vierten Kurve 124_2, die ein Median der zweiten Netzklasse 120_2 beschreibt, angeordnet sein können, und wobei die Referenznetze der dritten Netzklasse 120_3 entlang einer fünften Kurve 124_3, die einen Median der dritten Netzklasse 120_3 beschreibt, angeordnet sein können.
4 zeigt ein Flussdiagramm des in 1(a) gezeigten Verfahrensschritts des Ermittelns 108 der Impedanz für jedes der Ortsteilnetze 103, gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung.
Bei Ausführungsbeispielen kann das Ermitteln 108 der Impedanz für jedes der Ortsteilnetze 103 Ermitteln 202 einer Impedanz für jedes der Referenznetze basierend auf den technologischen Parametern des jeweiligen Referenznetzes; Ermitteln 204 einer Referenzimpedanz für jede der Netzklassen 120_1 bis 120_n basierend auf den Impedanzen der Referenznetze der jeweiligen Netzklasse; und Zuordnen 206 der ermittelten Referenzimpedanz zu den Ortsteilnetzen 103 der jeweiligen Netzklasse für jede der Netzklassen 120_1 bis 120_n, um die Impedanz für jedes der Ortsteilnetze 103 zu erhalten, aufweisen.
Mit anderen Worten, aus den Netzklassen können Referenznetze (Kreise in 3) ausgewählt werden. Die Referenznetze können in einem Netzberechnungsprogramm abgebildet werden und deren Netzimpedanz kann bestimmt werden. Aus den Referenznetzen kann ein mittlerer Wert gebildet werden, der die Ersatztopologie der Netzklasse repräsentiert. Für die Gewichtung können eine rein statistische Netzauswahl oder eine Vorauswahl möglich sein, die Vorauswahl kann dabei die Anzahl der zu berechnenden Ortsteilnetze 103 reduzieren.
Die Mittelwertbildung kann dabei aus einer großen Anzahl erfolgen, das heißt aus den Netzklassen 120_1 bis 120_n kann zufällig eine genügend große Anzahl von Netzen ausgewählt werden.
Alternativ kann eine Mittelwertbildung nach Vorauswahl erfolgen, das heißt die Netze können in einem Band, z. B. entlang des Medians 124_1 bis 124_3, der erwarteten Netzverluste einer Netzklasse 120_1 bis 120_n zufällig ausgewählt werden.
Des Weiteren können mittlere Netze geprüft werden. Hierzu können Prüfnetze bestimmt werden, die entweder zufällig oder entlang von Quantilen (126_1 und 126_2, 126_3 und 126_4, und 126_5 und 126_6 in 3), die nach der benötigten Genauigkeit festgelegt werden können, ausgewählt werden.
Die Auswahl der Netze innerhalb einer Netzklasse oder des ausgewählten Bandes kann dabei zufällig erfolgen. Dadurch ist das Verfahren unabhängig von individuellen Einschätzungen, welche Netze typisch sind. Das ist ein Vorteil, weil die Qualität individueller Einschätzungen schwer zu bewerten ist.
Im Gegensatz dazu wählen bisher beschriebene Verfahren typische Netze innerhalb eines Netzgebietes oder einer Netzklasse nach Erfahrung oder nach nicht näher beschriebenen Einschätzungen aus. Beispielsweise erfolgt in [4] eine Auswahl weniger typischer Niederspannungsnetze ohne Beschreibung der Kriterien oder des Auswahlverfahrens, während in [8] ein statistisches Verfahren der Clusteranalyse durch individuelle Einschätzungen über spezifische regionale Ausprägungen ergänzt wird.
5 zeigt ein Flussdiagramm des in 1(a) gezeigten Verfahrensschritts des Ermittelns 104 des Lastprofils für jedes der Ortsteilnetze 103, gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung.
Bei Ausführungsbeispielen kann das Ermitteln 104 des Lastprofils für jedes der Ortsteilnetze 103 Ermitteln 210 eines Lastprofils für jedes der Referenznetze basierend auf den Verbrauchsparametern; Ermitteln 212 eines Referenzlastprofils für jede der Netzklassen 120_1 bis 120_n basierend auf den Lastprofilen der Referenznetze der jeweiligen Netzklasse; und Zuordnen 214 des ermittelten Referenzlastprofils zu den Ortsteilnetzen 103 der jeweiligen Netzklasse für jede der Netzklassen 120_1 bis 120_3, um das Lastprofil für jedes der Ortsteilnetze 103 zu erhalten, aufweisen.
Mit anderen Worten, bei der Ermittlung der Impedanz und des Lastprofils für den Lastfall kann zunächst die Ersatztopologie der Referenznetze ermittelt werden. Dabei können den ausgewählten Referenznetzen die Entnahmestellen mit den tatsächlichen Lastverläufen eines Jahres entweder aus registrierenden Leistungsmessungen oder als Standardlastprofil zugeordnet werden. Für die Referenznetze können Lastflussberechnungen über ein Jahr durchgeführt und die Ersatztopologie durch einen Leistungsvergleich zwischen Einspeisung an der Umspannstation und somit der Entnahme ermittelt werden. Die tatsächlichen elektrischen Parameter der Betriebsmittel und der tatsächliche Stromverbrauch mit seiner zeitlichen und örtlichen Verteilung können berücksichtigt werden.
Im Gegensatz dazu treffen bisher beschriebenen Verfahren Annahmen mit Gleichverteilungen. Beispielsweise erfolgt in [4] eine gleichmäßige Aufteilung der Trafo-Maximallast auf alle Hausanschlüsse zur Simulation des Ersatznetzes, während in [5] die Annahme für den Verbrauchersummenwiderstand erfolgt, dass der Stromverbrauch aller angeschlossenen Verbraucher gleich und konstant ist und dass alle Leitungen vom gleichen Typ sind.
Bei Ausführungsbeispielen kann ferner bei der Ermittlung der Impedanz und des Lastprofils für den Lastfall eine Zuordnung eines gewichteten Lastprofils zu der Netzklasse erfolgen. Aus den Kriterien für die Einteilung der Netzklassen kann sich die gewichtete Anzahl der Entnahmestellen eines Lastprofiltyps ergeben. Die Addition der entsprechenden Lastprofile kann das gewichtete Lastprofil (Referenzlastprofil) der Netzklasse ergeben.
Jede Netzklasse kann durch eine Ersatztopologie modelliert werden, in der das Lastprofil an einem oder mehreren Punkten angreift.
6 zeigt ein Flussdiagramm des in 1(a) gezeigten Verfahrensschritts des Ermittelns 106 des Einspeiseprofils für jedes der Ortsteilnetze 103, gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung.
Das Ermitteln 106 des Einspeiseprofils für jedes der Ortsteilnetze 103 kann Ermitteln 230 eines Einspeiseleistungsprofils für jedes der Ortsteilnetze 103; Einteilen 232 der Ortsteilnetze 103 jeder Netzklasse in eine Gruppe einer Mehrzahl von Gruppen in Abhängigkeit des Einspeiseleistungsprofils des jeweiligen Ortsteilnetzes 103; Ermitteln 234 eines Gruppeneinspeiseprofils für jede der Gruppen basierend auf den Einspeiseleistungsprofilen der Ortsteilnetze 103 der jeweiligen Gruppe; und Zuordnen 236 des ermittelten Gruppeneinspeiseprofils zu den Ortsteilnetzen 103 der jeweiligen Gruppe für jede der Gruppen und jede der Netzklassen, um das Einspeiseprofil für jedes der Ortsteilnetze 103 zu erhalten, aufweisen.
Dabei kann das Einteilen 232 der Ortsteilnetze 103 jeder Netzklasse in die Gruppe der Mehrzahl von Gruppen Vergleichen des Einspeiseleistungsprofils mit dem Lastprofil des jeweiligen Ortsteilnetzes 103, um eine Vergleichskennzahl für jedes der Ortsteilnetze 103 zu erhalten, aufweisen.
Das Einteilen der Ortsteilnetze 103 jeder Netzklasse in die Gruppe der Mehrzahl von Gruppen kann dabei in Abhängigkeit von der Vergleichskennzahl des jeweiligen Ortsteilnetze 103 erfolgen.
Beispielsweise kann das Einspeiseleistungsprofil jedes der Ortsteilnetze 103 mit dem Lastprofil des jeweiligen Ortsteilnetzes 103 verglichen werden, wobei die Vergleichskennzahl derart bestimmt werden kann, dass diese eine Deckung des Einspeiseleistungsprofils und des Lastprofils des jeweiligen Ortsteilnetzes 103 beschreibt. Die Vergleichskennzahl kann beispielsweise in Prozent angegeben werden. Anhand der Vergleichskennzahl können die jeweiligen Ortsteilnetze 103 in die Gruppen der Mehrzahl für Gruppen eingeteilt werden.
Einer Gruppe kann dabei jeweils ein Vergleichskennzahlbereich (z. B. von 0% bis 20%, oder von 20% bis 40%, oder von 40% bis 60%, oder von 60% bis 80%, oder von 80% bis 100%) zugeordnet werden.
Mit anderen Worten, die dezentrale Einspeisung in einen Netzbaustein kann als gewichtete Einspeisung in das Ortsteilnetz 103 einer Netzklasse ermittelt werden. Die gewichtete Einspeisung kann wiederum in mehreren Stufen des Deckungsanteils der dezentralen Erzeugung am Energiebedarf in der Netzklasse eingeteilt werden.
Beispielsweise kann zunächst ein gewichtetes Einspeiseprofil (Gruppeneinspeiseprofil) ermittelt werden. Hierzu können die in den Netzklassen installierten Leistungen geordnet und mit mittleren Benutzungsstunden für die jeweiligen Erzeugungsarten bewertet werden (um die Einspeiseleistungsprofile der Ortsteilnetze 103 zu erhalten). Dann können Erzeugungen und Verbrauch gegenübergestellt und Stufen des Deckungsanteils von dezentraler Erzeugung definiert werden. Mit anderen Worten, das Einspeiseleistungsprofil kann mit dem Lastprofil verglichen werden, um die Vergleichskennzahl für jedes der Ortsteilnetze 103 zu erhalten. Anschließend kann die mittlere installierte Leistung jeder Deckungsanteilstufe (Gruppe) bestimmt werden. Aus den EDM-Daten kann ein normiertes gewichtetes Einspeiseprofil für jede Erzeugungsart bezogen auf die installierte Leistung gebildet werden. Diese Einspeiseprofile können bei Bedarf auf geographische Regionen bezogen werden. Das gewichtete Einspeiseprofil kann sich aus der mittleren installierten Leistung pro Netzklasse und Deckungsanteilstufe und dem normierten Einspeiseprofil je geographischer Region ergeben.
Die prognostizierte Entwicklung der Einspeisung kann über die Variation des Deckungsanteils berücksichtigt werden.
Die Kombination von Ersatztopologie und gewichtetem Lastprofil je Netzklasse und gewichtetem Einspeiseprofil je Deckungsanteilstufe und Region kann den Netzbaustein ergeben. Die Anzahl der unterschiedlichen Netzbausteine zur Modellierung einer Netzebene kann bestimmt werden durch die Kombination der Netzklassen und Deckungsanteilstufen sowie geographischen Regionen der Einspeisepunkte.
Ferner kann die Einspeisung entlang des Netzbausteins verteilt werden. Die Einspeisung kann an jedem Punkt entlang der konzentrierten Netzimpedanz, aufgeteilt auf mehrere Punkte oder gleichverteilt erfolgen.
Wenn die Daten vorliegen, können die Schwerpunkte der Einspeisung entlang der Netzbausteine über eine weitere Auswertung der GIS-Daten ermittelt werden. Hierzu können die Leitungslängen von den Einspeisepunkten bis zum Anschluss an die übergeordnete Netzebene ausgewertet werden.
7a bis 7c zeigen schematische Blockschaltbilder beispielhafter Netzbausteine. Wie in den 7a bis 7c zu erkennen ist, handelt es sich bei den Netzbausteinen 300 um elektrische Modelle mit zumindest einer Netzimpedanz 302, zumindest einer Energiesenke 304 und zumindest einer Energiequelle 306. Ferner können die Netzbausteine 300 mit den jeweiligen Transformatorstationen (bzw. Ortsnetzstationen) 105 gekoppelt werden.
Der in 7a gezeigte Netzbaustein 300 kann zum Modellieren bzw. Abbilden eines Szenarios mit minimalen Netzverlusten verwendet werden. Hierzu kann der Netzbaustein 300 eine Netzimpedanz 302 aufweisen, die in Serie zwischen der Transformatorstation 105 und der Energiesenke 304 bzw. Energiequelle 306 gekoppelt ist.
Der in 7b gezeigte Netzbaustein 300 kann zum Modellieren eines Szenarios mit maximalen Netzverlusten verwendet werden. Der Netzbaustein 300 kann eine Netzimpedanz 302 aufweisen, die in Serie zwischen der Transformatorstation 105 und der Energiesenke 304 gekoppelt ist, während die Energiequelle direkt an die Transformatorstation 105 gekoppelt sein kann.
Der in 7c gezeigte Netzbaustein 300 kann zum Modellieren eines Szenarios mit mittleren Netzverlusten verwendet werden. Der Netzbaustein 300 kann eine erste Netzimpedanz 302_1 und eine zweite Netzimpedanz 302_2 aufweisen, die in Serie zwischen der Transformatorstation 105 und der Energiesenke 304 gekoppelt sind. Ferner kann der Netzbaustein 300 eine erste Energiequelle 306_1, eine zweite Energiequelle 306_2 und eine dritte Energiequelle 306_3 aufweisen. Die erste Energiequelle 306_1 (z. B. 10% kumulierte Einspeisung) kann direkt an die Transformatorstation 105 gekoppelt sein. Die zweite Energiequelle 306_2 (z. B. 80% kumulierte Einspeisung) kann zwischen der ersten Netzimpedanz 302_1 und der zweiten Netzimpedanz 302_2 gekoppelt sein. Die dritte Energiequelle 306_3 (z. B. 10% kumulierte Einspeisung) kann über die Serienschaltung der ersten Netzimpedanz 302_1 und der zweiten Netzimpedanz 302_2 an die Transformatorstation 105 gekoppelt sein.
Mit anderen Worten, ein Ersatzschaltbild für den einfachsten Fall der Ersatztopologie, der Netzimpedanz, im Niederspannungsnetz, den Angriffspunkt des Lastprofils und drei mögliche Verteilungen des Einspeiseprofils sind in den 7a bis 7c gezeigt.
Das oben beschriebene kombinierte Verfahren 100 zur Bestimmung der Netzverluste in einem Verteilnetz erlaubt die Ermittlung der Netzverluste pro Netzebene und die Hochrechnung der Entwicklung der Netzverluste bei Zugängen oder Abgängen von Ortsteilnetzen 103.
Auswirkungen von zeitgleichem Verbrauch und dezentraler Erzeugung innerhalb einer Netzebene und Rückspeisungen aus den untergelagerten Netzebenen durch Energieüberschuss können berücksichtigt werden.
Die Abbildung der Netzklassen 120_1 bis 120_n kann durch automatisierte Analysen und statistische Auswertungen der Datenbanken aus Technik (GIS-Datenbank) und Vertrieb (EDM-Datenbank), die dem Verteilungsnetz zugeordnet sind, erfolgen. Individuelle Einschätzungen und Erfahrungswerte sowie „nicht-elektrische” Daten werden nicht benötigt. Die Bestimmung der Netzbausteine 300 ist automatisierbar.
Die Entwicklung der Netzverluste kann unter Beachtung von Zugängen und Abgängen von Ortsteilnetzen 103 sowie auf zukünftige Veränderung bei der dezentralen Erzeugung ermittelt werden.
Das kombinierte Verfahren 100 baut die Ermittlung der Netzverluste in den Netzebenen von unten nach oben auf. Der Modellierung der untersten Ebene (Netzebene 7) durch Netzbausteine kommt dabei eine wesentliche Rolle zu. Natürlich kann die oben beschriebene Modellierung des Niederspannungsnetzes verändert werden, z. B. durch die Bestimmung der Impedanzen rein aus Materialgrößen, oder durch veränderten Ansätzen für die Bestimmung der Last- und Einspeiseprofile.
Im Folgenden wird beispielhaft eine detaillierte Analyse von Netzwerkverlusten in einem Verteilnetz für ca. eine Million Kunden und einer hohen Durchdringungsstufe der dezentralen Einspeisung beschrieben, bei der das oben beschriebene Verfahren 100 angewendet wurde.
In Bezug auf Energieeffizienz und Netzregelung ist es wichtig, Netzwerkverluste zu verstehen. Das oben beschriebene Verfahren 100 kann verwendet werden, um Netzverluste für jeden Spannungspegel eines Einspeisungsnetzes zu ermitteln, und um einen Einfluss einer dezentralen Einspeisung und einer Blindleistung zu untersuchen. Beispielhaft wurden die Verluste bei einem tatsächlich vorhandenen Verteilnetz in Norddeutschland, das einen hohen Anteil an Photovoltaik und Windenergie aufweist, berechnet.
Wie bereits erwähnt wurde ist es in Bezug auf Energieeffizienz und Netzregulierung wichtig, Netzverluste, ihren Ursprung und die Ermittlung derselben zu verstehen. Netzverluste können dabei in technische und nicht technische Verluste unterteilt werden. 8 zeigt eine Kategorisierung der Verluste.
Der Hauptanteil tritt im Verteilnetz auf, und sein Anteil liegt in europäischen Ländern zwischen 2,3 und 11,8%. Diese Zahlen müssen jedoch sorgfältig untersucht werden, da die Definition nicht abgestimmt bzw. vereinheitlicht ist. Trotzdem ist das Netz selbst einer der größten Energieverbraucher.
Bei dem untersuchten Verteilnetz auf Niederspannungsniveau handelt es sich um etwa 1,4 Millionen Einwohner mit etwa 0,8 Millionen Endverbraucheranschlüssen an das Niederspannungsnetz (NS-Netz), etwa 3000 Kundenanschlüssen an das Mittelspannungsnetz (MS-Netz) und einigen wenigen Anschlüssen auf der Ebene von Umspannstationen und sekundären Umspannstationen. Auf der Mittelspannungsebene wird die Versorgung mit elektrischer Energie auf unterschiedlichen Spannungspegeln verwirklicht. Das elektrische System besteht zu etwa zwei Dritteln aus 20 kV- und zu einem Drittel aus 10/11 kV-Netzen. Wenige MS-Netze sind nicht direkt mit einer eigenen HS/MS-Umspannstationen an das Hochspannungsnetz (HS-Netz) angeschlossen. Stattdessen werden ihre Anschlüsse an das HS-Netz durch 30 kV- oder 60 kV-MS-Netze verwirklicht, die an eine eigene HS/MS-Umspannstationen angeschlossen sind. Mehr als 80% der Leitungen bestehen aus Kabeln, während der Rest aus Freileitungen bzw. Oberleitungen besteht. Zum Ende des Jahres 2011 sind 3500 MW an Leistung einer dezentralen Einspeisung (DG-Leistung, DG = distributed generation) in dem untersuchten Verteilnetz installiert. Dies entspricht etwa 150% der im Jahr 2008 installierten Leistung der dezentralen Einspeisung. Mit etwa 70% hat die Windenergie den höchsten Anteil. Etwa 20% der Leistung der dezentralen Einspeisung stammt aus Photovoltaik und etwa 8% aus Biomasse. Mit dem technischen Fortschritt in der Windbranche nahm die Nennleistung pro Windturbine zu, und die neueren installierten Turbinen und Windparks sind in den meisten Fällen direkt oder anhand einer einzigen Leitung an die HS/MS-Umspannstationen angeschlossen, nur selten direkt im MS-Netz mit einer eigenen Umspannstation. Deshalb baute der Einspeisungsnetzbetreiber in den letzten paar Jahren mehrere HS/MS-Umspannstationen und HS/MS-Transformatoren in bereits vorhandenen HS/MS-Umspannstationen, die ausschließlich Windparks anschließen.
Bis Ende 2012 sollen neue geeignete Gebiete für den Betrieb von Windturbinen zur Verengung stehen. Mit dieser Entwicklung verdoppelt sich nahezu die effektive Fläche für den Betrieb von Windturbinen. Der Netzbetreiber erwartet etwa 7000 MW zusätzliche Windleistung in den neuen Gebieten und das Ersetzen alter Anlagen zur Stromerzeugung durch neue Anlagen (engl. repowering) in bereits bestehenden Gebieten bis zum Jahr 2020. Aufgrund der Menge an zusätzlicher Windenergie, des erforderlichen Netzausbaus und der beschriebenen Direktnetzanschlusstypen von Windparks geht der Netzbetreiber von zunehmenden Netzverlusten in dem Verteilnetz aus, vor allem im MS-Netz und auf der Ebene von HS/MS-Umspannstationen.
Nachfolgend wird die Anwendung des (kombinierten) Verfahrens 100 zur Bestimmung von Netzverlusten für jede Netzebene des soeben beschriebenen Verteilnetzes erläutert.
Eine Verlustkalkulation beruht auf den technischen Daten von Netzkomponenten und den Profilen des Energiebedarfs und der Energieerzeugung. Diese Daten werden normalerweise für unterschiedliche Zwecke verwendet (z. B. Planung, Instandhaltung und Wartung, Berichtswesen, Fakturierung) und in unterschiedlichen und heterogenen Datenbanken gespeichert. Profile könnten als Messprofile oder als Jahresverbrauch zur Verfügung stehen, die mit standardisierten Profilen zu kombinieren sind. Besonders für das NS-Netz sind die Daten selten für eine Verwendung bei Lastflussberechnungen verfügbar bzw. geeignet. Deshalb verwendet das Verfahren 100 ein Modell für das NS-Netz mit kategorisierten Baublöcken (Netzbausteinen) und kombiniert diese beispielsweise mit Lastflussberechnungen über ein Jahr hinweg in Intervallen von 15 Minuten auf den Mittelspannungspegel. Das Modell folgte einem von unten nach oben erfolgendem Ansatz von dem NS-Netz zu den Umspannstationen und wurde mit den gemessenen Energieprofilen der Umspannstationen validiert.
Im NS-Netz wurden anhand von GIS-Daten (GIS = Geographische Informationssysteme) die Lagen, Länge und Art der Leitungen und die Anzahl und Art der Verbraucher ermittelt. Die Komponenten wurden unter Verwendung eines speziell entwickelten automatischen Netzunterteilungsalgorithmus einer sekundären Unterstation zugeordnet. Die Netzverluste sind proportional zu der Impedanz und dem Quadrat des Stroms. Diese Parameter wurden mit der Leitungslänge und dem Bedarf abgebildet und drei Netzklassen wurden definiert, wobei die erwarteten Verluste niedrig, mittel und hoch waren (120_1 bis 120_3 in 3). Jeder Punkt in dem Streudiagramm der 3 stellt ein lokales Netz dar.
Die Linien in 3 sind Pegelkurven bzw. Höhenlinien erwarteter Verluste, wobei die gestrichelten Linien 124_1 bis 124_3 den Medianwert einer Netzklasse 120_1 bis 120_3 zeigen. Entlang dieser Medianwerte wurden Referenznetze (Kreise) gewählt. Für jedes Netz wurden die Netzwerkimpedanz und anschließend der Mittelwert für jede Netzklasse berechnet. Zur Validierung wurde der Mittelwert jeder Netzklasse mit einem Testnetz verglichen, das aus dem 0,125- und dem 0,875-Quantil (Dreiecke in 3) ausgewählt wurde.
Auf ähnliche Weise wurde das mittlere Lastprofil für eine Netzklasse ermittelt und unter Verwendung der Netzbausteine auf die konzentrierte Netzwerkimpedanz der jeweiligen Netzklasse angewendet. Außerdem wurden die lokalen Netze (Ortsteilnetze) drei Gruppen einer dezentralen Einspeisung zugewiesen und mit den Netzklassen kombiniert. Für jeden der resultierenden neun Netzbausteine (3 Netzklassen und 3 Gruppen je Netzklasse) wurden die Verluste berechnet und mit der Anzahl an NS-Netzen (Ortsteilnetzen), die durch Netzbausteine abgebildet werden, multipliziert.
Im MS-Netz wurden die Verluste mittels einer Lastflussberechnung berechnet. Alle MS-Kunden, Installationen dezentraler Einspeisungen und MS/NS-Umspannstationen (Transformatorstationen) wurden durch ein 15-minütiges Profil dargestellt, und die Verluste wurden über ein Jahr hinweg kumuliert. Bei dem untersuchten Verteilnetz mussten bei der Lastflussberechnung etwa 18000 Profile implementiert werden.
Mit dem Verfahren 100 können die Verluste pro Netzebene berechnet werden. Diese separaten Zahlen können für eine detaillierte Leistungsbewertung und für die Zuweisung von Effizienzanstrengungen verwendet werden. Die Verteilung der Gesamtverluste auf die Netzebenen ist in der in 9 gezeigten Tabelle dargestellt. Sie unterscheidet sich beträchtlich von der Verteilung, die von der ERDF (ERDF = Electricité Réseau Distribution France) für ein Netzgebiet in Frankreich ermittelt wurde. Derartige Unterschiede streichen die Bedeutung einer individuellen und detaillierten Analyse als Grundlage für eine Netzplanung heraus.
Transformatorverluste können in lastabhängige Kupferverluste und lastunabhängige Eisenverluste unterteilt wurden. Die Transformatornennleistung in Zusammenhang mit der zur erwarteten Last und der Art des Kerns bestimmen die Eisenverluste. Diese zwei Parameter sollten bezüglich einer Verlustverringerung sorgfältig in Betracht gezogen werden. Die Eisenverluste machen in dem untersuchten Netz 58% der Verluste in den HS/MS-Umspannstationen und 79% der Verluste in den MS/NS-Umspannstationen (Transformatorstationen) aus.
Die dezentrale Einspeisung beeinflusst die Verluste in einem Verteilnetz. Zu Beginn werden Netzverluste in einem bestimmten Gebiet verringert, wenn eine dezentrale Einspeisung installiert wird. Mit einer zunehmenden Durchdringung der dezentralen Einspeisung und in Abhängigkeit von der Synchronität von Bedarf und Einspeisung könnte dieser Effekt jedoch abklingen und sich umkehren. Die qualitative Entwicklung von Netzverlusten in Abhängigkeit der dezentralen Einspeisung ist in 10 dargestellt, wobei die Durchdringungsstufe der dezentralen Einspeisung die installierte Leistung der dezentralen Einspeisung in Bezug auf die benötigte Leistung in einem Netzbereich ist, und wobei die Deckung der dezentralen Einspeisung auf jährlicher Basis aus der Einspeiseenergie der dezentralen Einspeisung über den Gesamtenergiebedarf berechnet wird.
Demand-Side-Management (DSM) im Netzbetrieb wird zum Synchronisieren von Einspeisung und Bedarf verwendet. Falls der Bedarf und die Einspeisung lokal synchronisiert werden können, können Transportverluste doppelt vermieden werden. Bei einer vollständigen Nichtübereinstimmung treten Verluste als erstes beim Transport der Leistung der dezentralen Einspeisung in benachbarten Netzgebieten oder zu höheren Netzebenen, und als zweites für große elektrische Leistungen, mit der lokale Verbraucher versorgt werden, z. B. außerhalb der Spitzenzeit arbeitende Heizsysteme, die in lokalen Netzen mit einem Photovoltaik-Überschuss nachts belastet werden, auf. Diese Verluste könnten durch einen intelligenten Netzbetrieb vermieden werden.
Im Folgenden werden der Einfluss der dezentralen Einspeisung und das Konzept der Bereitstellung von Blindleistung beschrieben.
Eine Empfindlichkeitsanalyse wurde für zwei MS-Netzgebiete durchgeführt, die bezüglich ihrer Größe vergleichbar sind, bezüglich der Versorgung durch dezentrale Einspeisung jedoch beträchtliche Unterschiede aufweisen. Miteinander verbundene lokale NS-Netze werden durch ihr Lastprofil dargestellt. In dem Netzgebiet 1 erreicht die tatsächliche Versorgung durch dezentrale Einspeisung 46% für das Jahr 2011 und in dem Netzgebiet 2 141%. Die in 11 gezeigte Tabelle listet strukturelle Daten der untersuchten Netzgebiete auf.
Die Entwicklung von Netzverlusten bezüglich der Durchdringungsstufe dezentraler Einspeisungen wurde für das NS-Netz unter Verwendung der Netzbausteine und für das MS-Netz unter Verwendung der Lastflussberechnung für die zwei beschriebenen Netzgebiete untersucht. Der Status von 2011 wird als Referenz für die Netzverluste genommen. Die Balken in 12 und 13 zeigen die Entwicklung der Verluste, und die Linie zeigt die erwarteten Netzverluste ohne jegliche Installationen einer dezentralen Einspeisung.
Für das NS-Netz liegen die tatsächlichen Verluste deutlich unter denen im Fall ohne jegliche dezentrale Einspeisung, das Verlustminimum ist jedoch bereits erreicht, und mit weiteren Installationen einer dezentralen Einspeisung nehmen die Verluste zu.
In dem MS-Netzgebiet 2 wird beträchtlich mehr Energie produziert als dauernd verbraucht wird. Die tatsächlichen Verluste sind höher als im Fall ohne dezentrale Einspeisung. Sogar bei einer Verringerung der dezentralen Einspeisung um 30% sind die Verluste immer noch höher. Im Netzgebiet 1 ist das Verlustminimum bei der tatsächlichen Installation der dezentralen Einspeisung fast erreicht. Die Neigung der Verlustkurve für die Verringerung von Leistung der dezentralen Einspeisung ist sehr gering. Bis zu 30% ändert sie den Umfang der Verluste nicht sichtbar.
Der Netzbetreiber kann eine Blindleistung durch die dezentrale Einspeisung verlangen. Vier Arten einer Bereitstellung von Blindleistung sind möglich: cosφ = const., cosφ (P), Blindleistung Q = const., und spannungsabhängige Blindleistung Q(U). Diese Konzepte können zum Verbessern der Bereitstellungskapazität des Netzes für eine dezentrale Einspeisung verwendet werden. Hierbei kann die Blindleistung beispielsweise zwischen induktiv und kapazitiv variieren. Das tatsächliche Konzept, von dem der Netzbetreiber Gebrauch macht, lautet cosφ = const. Für jede Installation einer dezentralen Einspeisung wird ein einzelner Wert gemäß der Netzplanung festgelegt. Die Empfindlichkeit von Netzverlusten bezüglich einer Änderung des Konzepts zu cosφ (P) wurde in Anlehnung an das Beispiel der in 14 gezeigten Richtlinie berechnet.
Der Einfluss des Leistungsbereitstellungskonzepts ist deutlich sichtbar, geht jedoch nicht in dieselbe Richtung, wie dies in der in 15 gezeigten Tabelle aufgelistet ist. Der Einfluss hängt von der Netztopologie, der tatsächlichen Durchdringung mit dezentraler Einspeisung und den festgelegten Punkten für cosφ = const. der verschiedenen Installationen dezentraler Einspeisung im Referenzfall ab.
Zusammenfassend ermöglicht das kombinierte Verfahren 100 die Bestimmung der Netzverluste eines Verteilnetzes, indem das NS-Netz als Modell (Netzbaustein) abgebildet wird, und in die Lastflussberechnung des MS-Netzes integriert wird. Dabei kann die Verteilung der Verluste auf den Netzebenen ermittelt werden.
Obwohl manche Aspekte im Zusammenhang mit einer Vorrichtung beschrieben wurden, versteht es sich, dass diese Aspekte auch eine Beschreibung des entsprechenden Verfahrens darstellen, sodass ein Block oder ein Bauelement einer Vorrichtung auch als ein entsprechender Verfahrensschritt oder als ein Merkmal eines Verfahrensschrittes zu verstehen ist. Analog dazu stellen Aspekte, die im Zusammenhang mit einem oder als ein Verfahrensschritt beschrieben wurden, auch eine Beschreibung eines entsprechenden Blocks oder Details oder Merkmals einer entsprechenden Vorrichtung dar. Einige oder alle der Verfahrensschritte können durch einen Hardware-Apparat (oder unter Verwendung eine Hardware-Apparats), wie zum Beispiel einen Mikroprozessor, einen programmierbaren Computer oder eine elektronische Schaltung realisiert werden. Bei einigen Ausführungsbeispielen können einige oder mehrere der wichtigsten Verfahrensschritte durch einen solchen Apparat ausgeführt werden.
Je nach bestimmten Implementierungsanforderungen können Ausführungsbeispiele der Erfindung in Hardware oder in Software implementiert sein. Die Implementierung kann unter Verwendung eines digitalen Speichermediums, beispielsweise einer Floppy-Disk, einer DVD, einer Blu-ray Disc, einer CD, eines ROM, eines PROM, eines EPROM, eines EEPROM oder eines FLASH-Speichers, einer Festplatte oder eines anderen magnetischen oder optischen Speichers durchgeführt werden, auf dem elektronisch lesbare Steuersignale gespeichert sind, die mit einem programmierbaren Computersystem derart zusammenwirken können oder zusammenwirken, dass das jeweilige Verfahren durchgeführt wird. Deshalb kann das digitale Speichermedium computerlesbar sein.
Manche Ausführungsbeispiele gemäß der Erfindung umfassen also einen Datenträger, der elektronisch lesbare Steuersignale aufweist, die in der Lage sind, mit einem programmierbaren Computersystem derart zusammenzuwirken, dass eines der hierin beschriebenen Verfahren durchgeführt wird.
Allgemein können Ausführungsbeispiele der vorliegenden Erfindung als Computerprogrammprodukt mit einem Programmcode implementiert sein, wobei der Programmcode dahin gehend wirksam ist, eines der Verfahren durchzuführen, wenn das Computerprogrammprodukt auf einem Computer abläuft.
Der Programmcode kann beispielsweise auch auf einem maschinenlesbaren Träger gespeichert sein.
Andere Ausführungsbeispiele umfassen das Computerprogramm zum Durchführen eines der hierin beschriebenen Verfahren, wobei das Computerprogramm auf einem maschinenlesbaren Träger gespeichert ist. Mit anderen Worten ist ein Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen Verfahrens somit ein Computerprogramm, das einen Programmcode zum Durchführen eines der hierin beschriebenen Verfahren aufweist, wenn das Computerprogramm auf einem Computer abläuft. Gemäß Ausführungsbeispielen kann der Computer einen oder mehrere Computer umfassen, z. B. HPC-Rechner (Clusterrechner).
Ein weiteres Ausführungsbeispiel der erfindungsgemäßen Verfahren ist somit ein Datenträger (oder ein digitales Speichermedium oder ein computerlesbares Medium), auf dem das Computerprogramm zum Durchführen eines der hierin beschriebenen Verfahren aufgezeichnet ist.
Ein weiteres Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen Verfahrens ist somit ein Datenstrom oder eine Sequenz von Signalen, der bzw. die das Computerprogramm zum Durchführen eines der hierin beschriebenen Verfahren darstellt bzw. darstellen. Der Datenstrom oder die Sequenz von Signalen kann bzw. können beispielsweise dahin gehend konfiguriert sein, über eine Datenkommunikationsverbindung, beispielsweise über das Internet, transferiert zu werden.
Ein weiteres Ausführungsbeispiel umfasst eine Verarbeitungseinrichtung, beispielsweise einen Computer oder ein programmierbares Logikbauelement, die dahin gehend konfiguriert oder angepasst ist, eines der hierin beschriebenen Verfahren durchzuführen.
Ein weiteres Ausführungsbeispiel umfasst einen Computer, auf dem das Computerprogramm zum Durchführen eines der hierin beschriebenen Verfahren installiert ist.
Ein weiteres Ausführungsbeispiel gemäß der Erfindung umfasst eine Vorrichtung oder ein System, die bzw. das ausgelegt ist, um ein Computerprogramm zur Durchführung zumindest eines der hierin beschriebenen Verfahren zu einem Empfänger zu übertragen. Die Übertragung kann beispielsweise elektronisch oder optisch erfolgen. Der Empfänger kann beispielsweise ein Computer, ein Mobilgerät, ein Speichergerät oder eine ähnliche Vorrichtung sein. Die Vorrichtung oder das System kann beispielsweise einen Date-Server zur Übertragung des Computerprogramms zu dem Empfänger umfassen.
Bei manchen Ausführungsbeispielen kann ein programmierbares Logikbauelement (beispielsweise ein feldprogrammierbares Gatterarray, ein FPGA) dazu verwendet werden, manche oder alle Funktionalitäten der hierin beschriebenen Verfahren durchzuführen. Bei manchen Ausführungsbeispielen kann ein feldprogrammierbares Gatterarray mit einem Mikroprozessor zusammenwirken, um eines der hierin beschriebenen Verfahren durchzuführen. Allgemein werden die Verfahren bei einigen Ausführungsbeispielen seitens einer beliebigen Hardwarevorrichtung durchgeführt. Diese kann eine universell einsetzbare Hardware wie ein Computerprozessor (CPU) sein oder für das Verfahren spezifische Hardware, wie beispielsweise ein ASIC.
Die oben beschriebenen Ausführungsbeispiele stellen lediglich eine Veranschaulichung der Prinzipien der vorliegenden Erfindung dar. Es versteht sich, dass Modifikationen und Variationen der hierin beschriebenen Anordnungen und Einzelheiten anderen Fachleuten einleuchten werden. Deshalb ist beabsichtigt, dass die Erfindung lediglich durch den Schutzumfang der nachstehenden Patentansprüche und nicht durch die spezifischen Einzelheiten, die anhand der Beschreibung und der Erläuterung der Ausführungsbeispiele hierin präsentiert wurden, beschränkt sei.
Literaturverzeichnis

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Claims

Verfahren (100) zur Bestimmung von Verlusten in einer Verteilnetz (101) mit einer Mehrzahl von Ortsteilnetzen (103) und einer Transformatorstation (105) für jedes der Ortsteilnetze (103), wobei das Verfahren aufweist: Bereitstellen (102) eines Netzbausteins (300) für jedes der Ortsteilnetze (103), welcher die elektrische Topologie des entsprechenden Ortsteilnetzes (103) in Zusammenhang mit der entsprechenden Transformatorstation (105) abbildet; Ermitteln (104) eines Lastprofils für jedes der Ortsteilnetze (103) basierend auf einer ersten Datenbank, die Verbrauchsparameter und Einspeiseparameter aufweist; Ermitteln (106) eines Einspeiseprofils für jedes der Ortsteilnetze (103) basierend auf der ersten Datenbank; Ermitteln (108) einer Impedanz für jedes der Ortsteilnetze (103) basierend auf einer zweiten Datenbank, die technologische Parameter der Ortsteilnetze (103) aufweist; Zuordnen (110) des ermittelten Lastprofils, des ermittelten Einspeiseprofils und der ermittelten Impedanz zu dem entsprechenden Netzbaustein (300); und Bestimmen (112) von Energiezuflüssen zu dem Verteilnetz (101) und Energieabflüssen von dem Verteilnetz (101) über die Transformatorstation (105) des jeweiligen Ortsteilnetzes (103) für jedes Ortsteilnetz (103) unter Verwendung des jeweiligen Netzbausteins (300); Bestimmen (114) der Verluste in dem Verteilnetz (101) unter Verwendung einer Netzberechnung, die die Energiezuflüsse zu dem Verteilnetz (101) und die Energieabflüsse von dem Verteilnetz (101) über die Transformatorstationen (105) der Ortsteilnetze (103) berücksichtigt,
Verfahren (100) nach Anspruch 1, wobei das Ermitteln (108) der Impedanz für jedes der Ortsteilnetze (103) aufweist: Ermitteln der Impedanz für jedes der Ortsteilnetze (103) basierend auf einer statistischen Auswertung der zweiten Datenbank,
Verfahren (100) nach Anspruch 1 oder 2, wobei das Verfahren (100) ferner aufweist: Bereitstellen eines Leistungsprofils für jedes der Ortsteilnetze (103) basierend auf den mit dem entsprechenden Netzbaustein (300) bestimmten Energiezuflüssen zu dem Verteilnetz (101) und den bestimmten Energieabflüssen von dem Verteilnetz (101); wobei die Netzberechnung unter Verwendung der Leistungsprofile der Ortsteilnetze (103) erfolgt.
Verfahren (100) nach Anspruch 3, wobei das Bestimmen (114) der Verluste in dem Verteilnetz (101) unter Verwendung der Netzberechnung aufweist: Ermitteln (190) der Verluste der Transformatorstationen (105) unter Verwendung der Leistungsprofile der Ortsteilnetze (103).
Verfahren (100) nach Anspruch 4, wobei das Verteilnetz (101) zumindest ein Mittelspannungsnetz aufweist, wobei das Bestimmen (114) der Verluste in dem Verteilnetz unter Verwendung der Netzberechnung aufweist: Ermitteln (192) der Verluste des zumindest einen Mittelspannungsnetzes unter Verwendung der Leistungsprofile der Ortsteilnetze (103) und den ermittelten Verlusten der Transformatorstationen (105).
Verfahren (100) nach Anspruch 5, wobei das Verteilnetz (101) zumindest ein Umspannnetz zur Umspannung zwischen zumindest einem Hochspannungsnetz und dem zumindest einen Mittelspannungsnetz aufweist, wobei das Bestimmen der Verluste in dem Verteilnetz (101) unter Verwendung der Netzberechnung aufweist: Ermitteln (194) der Verluste des zumindest einen Umspannnetzes unter Verwendung der Leistungsprofile der Ortsteilnetze (103), den ermittelten Verlusten der Transformatorstationen (105) und den ermittelten Verlusten des zumindest einen Mittelspannungsnetzes.
Verfahren (100) nach einem der Ansprüche 1 bis 6, wobei das Verfahren (100) ferner aufweist: Einteilen jedes der Ortsteilnetze (103) in eine Netzklasse einer Mehrzahl von Netzklassen (120_1:120_n) in Abhängigkeit von den technologischen Parametern des entsprechenden Ortsteilnetzes (130); wobei das Ermitteln zumindest eines aus dem Lastprofil, dem Einspeiseprofil und der Impedanz unter Berücksichtigung der Netzklasse des jeweiligen Ortsteilnetzes (103) erfolgt.
Verfahren (100) nach Anspruch 7, wobei das Einteilen jedes der Ortsteilnetze (100) in eine Netzklasse der Mehrzahl von Netzklassen (120_1:120_n) aufweist: Ermitteln von erwarteten Netzverlusten für jedes der Ortsteilnetze (100) basierend auf den technologischen Parameter des entsprechenden Ortsteilnetzes (103); und Einteilen jedes der Ortsteilnetze (103) in eine Netzklasse der Mehrzahl von Netzklassen (120_1:120_n) anhand der ermittelten, erwarten Netzverluste des jeweiligen Ortsteilnetzes (103).
Verfahren (100) nach einem der Ansprüche 7 oder 8, wobei das Verfahren (100) ferner aufweist: Ermitteln für jede der Netzklassen (120_1:120_n) eine Mehrzahl von Referenznetzen aus den Ortsteilnetzen (103) der jeweiligen Netzklasse; wobei das Ermitteln zumindest eines aus dem Lastprofil und der Impedanz des jeweiligen Ortsteilnetzes (103) in Abhängigkeit von den Referenznetzen der jeweiligen Netzklasse erfolgt.
Verfahren (100) nach Anspruch 9, wobei das Ermitteln der Mehrzahl von Referenznetzen aus den Ortsteilnetzen (103) der jeweiligen Netzklasse zufällig oder statistisch erfolgt.
Verfahren (100) nach Anspruch 9 oder 10, wobei das Ermitteln (108) der Impedanz für jedes der Ortsteilnetze (103) aufweist: Ermitteln (202) einer Impedanz für jedes der Referenznetze basierend auf den technologischen Parametern des jeweiligen Referenznetzes; Ermitteln (204) einer Referenzimpedanz für jede der Netzklassen (120_1:120_n) basierend auf den Impedanzen der Referenznetze der jeweiligen Netzklasse; und Zuordnen (206) der ermittelten Referenzimpedanz zu den Ortsteilnetzen (103) der jeweiligen Netzklasse für jede der Netzklassen (120_1:120_n), um die Impedanz für jedes der Ortsteilnetze (103) zu erhalten.
Verfahren (100) nach einem der Ansprüche 9 bis 11, wobei das Ermitteln (104) des Lastprofils für jedes der Ortsteilnetze (103) aufweist: Ermitteln (210) eines Lastprofils für jedes der Referenznetze basierend auf den Verbrauchsparametern; Ermitteln (212) eines Referenzlastprofils für jede der Netzklassen (120_1:120_n) basierend auf den Lastprofilen der Referenznetze der jeweiligen Netzklasse; und Zuordnen (214) des ermittelten Referenzlastprofils zu den Ortsteilnetzen (103) der jeweiligen Netzklasse für jede der Netzklassen (120_1:120_n), um das Lastprofil für jedes der Ortsteilnetze (103) zu erhalten.
Verfahren (100) nach Anspruch 12, wobei die Verbrauchsparameter Standardlastprofile und/oder tatsächliche Lastverläufe umfassen.
Verfahren (100) nach einem der Ansprüche 7 bis 13, wobei das Ermitteln (106) des Einspeiseprofils für jedes der Ortsteilnetze (103) aufweist: Ermitteln (230) eines Einspeiseleistungsprofils für jedes der Ortsteilnetze (130); Einteilen (232) der Ortsteilnetze (103) jeder Netzklasse in eine Gruppe einer Mehrzahl von Gruppen in Abhängigkeit des Einspeiseleistungsprofils des jeweiligen Ortsteilnetzes (103); Ermitteln (234) eines Gruppeneinspeiseprofils für jede der Gruppen basierend auf den Einspeiseleistungsprofilen der Ortsteilnetze (103) der jeweiligen Gruppe; und Zuordnen (236) des ermittelten Gruppeneinspeiseprofils zu den Ortsteilnetze (103) der jeweiligen Gruppe für jede Gruppe und jede der Netzklassen (120_1:120_n), um das Einspeiseprofil für jedes der Ortsteilnetze (103) zu erhalten.
Verfahren (100) nach Anspruch 14, wobei das Einteilen der Ortsteilnetze (103) jeder Netzklasse in die Gruppe der Mehrzahl von Gruppen aufweist Vergleichen des Einspeiseleistungsprofils mit dem Lastprofil des jeweiligen Ortsteilnetzes (103), um eine Vergleichskennzahl für jedes der Ortsteilnetze (103) zu erhalten; wobei das Einteilen der Ortsteilnetze (103) jeder Netzklasse in die Gruppe der Mehrzahl von Gruppen in Abhängigkeit von der Vergleichskennzahl des jeweiligen Ortsteilnetzes erfolgt.
Verfahren (100) nach einem der Ansprüche 1 bis 15, wobei das Verfahren (100) ferner aufweist: Hinzufügen weiterer Netzbausteine (300) um zukünftige Entwicklungen des Verteilnetzes (101) zu berücksichtigen.
Verfahren (100) nach einem der Ansprüche 1 bis 16, wobei der Netzbaustein (300) ein elektrisches Modell mit zumindest einer Impedanz (302), zumindest einer Energiesenke (304) und zumindest einer Energiequelle (306) ist.
Verfahren (100) nach einem der Ansprüche 1 bis 17, wobei das Verfahren (100) ferner aufweist: Ermitteln der Anzahl der Transformatorstationen (105) eines Ortsteilnetzes (103); und Aufteilen des Ortsteilnetzes (103) in eine Anzahl von Ortsnetzzellen in Abhängigkeit von der der Anzahl an Transformatorstationen (105), falls das Ortsteilnetz (103) mehr als eine Transformatorstation aufweist; wobei das Bereitstellen (102) eines Netzbausteins (300) für jedes der Ortsteilnetze (103) Bereitstellen eines Netzbausteins (300) für jede der Ortsnetzzellen, welcher die elektrische Topologie der entsprechenden Ortsnetzzelle abbildet, aufweist.
Verfahren (100) nach einem der Ansprüche 1 bis 18, wobei die erste Datenbank eine Energiedatenmanagement-Datenbank ist, und wobei die zweite Datenbank eine Geoinformations-Datenbank ist.
Computerprogramm mit einem Programmcode zur Durchführung des Verfahrens (100) nach einem der Ansprüche 1 bis 19, wenn das Computerprogramm auf einem oder mehreren Computern oder Mikroprozessoren abläuft.