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Der Gegenstand betrifft ein Verfahren sowie eine Vorrichtung eingerichtet zum Betreiben eines elektrischen Verteilnetzes.
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Durch die Zunahme von dezentralen elektrischen Einspeisern, insbesondere sogenannten erneuerbaren Energien, beispielsweise Kraftwärmekopplungsanlagen, Fotovoltaikanlagen, Windkraftanlagen, Biomasseanlagen und dergleichen, ist ein sicherer Betrieb des daran angeschlossenen elektrischen Mittel- oder Niederspannungsnetzes immer schwieriger zu realisieren. Dies liegt daran, dass im Fall von elektrischen Fehlern in Strängen mit dezentraler Einspeisung Ausgleichsströme entlang des Strangs fließen können, welche im Ortsnetztransformator nicht detektierbar sind.
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Derzeit sind Schutzkonzepte in der Regel durch Schmelzsicherungen realisiert. Effekte wie Blinding oder innere Überlast können aber dazu führen, dass der Einspeisestrom der dezentralen Einspeiser den Fehlerstrom ausgleicht bzw. reduziert und gegebenenfalls der Strom an der Sicherung in der Ortsnetzstation unter dem Bemessungsstrom der Sicherung liegt. Es kommt daher trotz eines Fehlers im nachgelagerten Netz nicht zur Auslösung der Sicherung in der Ortsnetzstation. Dies ist vor allem bei einpoligen, hochohmigen Fehlern in Niederspannungsnetzen problematisch, insbesondere in solchen mit langen Leitungssträngen.
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Bisher begegnet man diesen Problemen mit dem Ausbau des Netzes. Insbesondere werden intelligente Schalterkonzepte, beispielsweise durch Einsatz von aufwendiger Technik wie Schutzrelais und Leistungsschalter vorgeschlagen, die mit digitaler Schaltungstechnik gegebenenfalls auch solche Fehler in einem Leitungsstrang erkennen können. Solche Lösungen sind jedoch mit enormen Kosten verbunden und führen zu einer Verzögerung des Netzausbaus.
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Somit lag dem Gegenstand die Aufgabe zugrunde, einen sicheren Betrieb eines Verteilnetzes mit herkömmlicher Schutztechnik zur Verfügung stellen zu können. Diese Aufgabe wird gegenständlich durch ein Verfahren nach Anspruch 1 sowie eine Vorrichtung nach Anspruch 15 gelöst.
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Es ist erkannt worden, dass ein sogenannter Plausibilitätscheck in der Ortsnetzstation basierend auf Informationen über elektrische Lasten und elektrische Einspeiseleistungen innerhalb eines Verteilstrangs durchgeführt werden kann. Durch Aufnahme von Messwerten ist es möglich, eine Ist-Leistung in einem Verteilstrang des Verteilnetzes zu messen. Hierbei ist nicht nur der Betrag der Leistung, sondern auch beispielsweise eine Leistungsflussrichtung relevant. D. h., dass gemessen werden kann, ob Leistung von Ortsnetztransformator in das Verteilnetz eingespeist wird oder Leistung aus dem Verteilnetz in den Ortsnetztransformator zurückgespeist wird.
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Aus Kenntnissen über innerhalb des Verteilstrangs angeschlossene elektrische Einspeiser ist es möglich, einen elektrischen Einspeisungswert von elektrischen Einspeisern in den Verteilstrang zu bestimmen. So ist es beispielsweise möglich, bei der Parametrierung der entsprechenden Vorrichtung anzugeben, welche Einspeiser an einen Verteilstrang angeschlossen sind. Solche Einspeiser können beispielsweise Fotovoltaikanlagen, Windkraftanlagen, Kraftwärmekopplungsanlagen, Biomasseanlagen oder dergleichen sein. Beispielsweise unterliegen solche Einspeiser Schwankungen in der Einspeiseleistung, welche mit einem entsprechenden Leistungsgang prognostiziert werden können. Auch können beispielsweise Werte von Spitzeneinspeiseleistungen von einzelnen Einspeisern bekannt sein. So ist es möglich, zu einem bestimmten Zeitpunkt, also abhängig von beispielsweise dem Datum und der Uhrzeit, einen Einspeisungswert von elektrischen Einspeisern in dem Verteilstrang zu prognostizieren. So kann prognostiziert werden, welcher Einspeiser zu welcher Zeit, ggf. mit welcher Wahrscheinlichkeit, eine bestimmte Leistung einspeist.
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Auch ist es möglich, dass die Einspeiser in Kommunikation mit der Ortsnetzstation bzw. der gegenständlichen Vorrichtung sind und ihre aktuellen Einspeisewerte senden. Somit kann ein aktueller Einspeisewert von zumindest einem, vorzugsweise mehreren oder allen Einspeisern an einem Strang bekannt sein. Die Kommunikation kann dabei über ein Weitverkehrsnetz, z. B. über ein Mobilfunknetz und/oder das Internet erfolgen. Auch können Funklösungen zum Einsatz kommen, beispielsweise unter Verwendung von Richtfunktechnik oder unter Verwendung eines LORA Protokolls.
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Darüber hinaus kann ein Lastwert von elektrischen Lasten in dem Verteilstrang bestimmt werden. Ein solcher Lastwert kann beispielsweise bei der Parametrierung der Vorrichtung angegeben werden. Somit ist bekannt, welche Lasten an dem Verteilstrang angeschlossen sind. Typische Lasten können beispielsweise Einfamilienhaushalte, Mehrfamilienhaushalte, Industriebetriebe oder dergleichen sein. Je nach Lasttyp kann ein Lastprofil in Form eines Lastgangs bekannt sein und so kann prognostiziert werden, welche Last zu welcher Zeit, ggf. mit welcher Wahrscheinlichkeit, eine bestimmte Leistung bezieht.
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Sind sowohl Einspeisungswert als auch Lastwert bekannt, so kann eine Solleistung aus diesen beiden Werten bestimmt werden. Eine Soll-Leistung kann beispielsweise eine elektrische Scheinleistung sein, die entweder vom Ortsnetztransformator in das Verteilnetz abgegeben wird oder aus dem Verteilnetz in den Ortsnetztransformator zurückgespeist wird. Die Soll-Leistung ist vorzugsweise eine prognostizierte Leistung, die anhand von Kenntnissen des Verteilstrangs berechnet werden kann. Zusätzlich kann eine meteorologische Information zu beispielsweise einer Windgeschwindigkeit oder einer Sonneneinstrahlung verwendet werden, um den prognostizierten Einspeisungswert von Einspeisern wie beispielsweise Windkraftanlagen oder Fotovoltaikanlagen an die aktuellen Umweltbedingungen anpassen zu können.
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Ist der Soll-Leistungswert berechnet, kann dieser mit einer Ist-Leistung verglichen werden. Die Ist-Leistung wird vorzugsweise durch Messung von insbesondere elektrischen Größen in und/oder an dem Ortsnetztransformator und/oder dem Verteilnetz bestimmt. Ein Vergleich der Soll-Leistung mit der Ist-Leistung ergibt ein Ergebnis, wie groß die Abweichung der Ist-Leistung von der Soll-Leistung ist. Dieser Plausibilitätscheck ermöglicht es, festzustellen, ob zu einem bestimmten Zeitpunkt eine Ist-Leistung innerhalb dessen liegt, was zu erwarten ist. Ist dies nicht der Fall, liegt mit hoher Wahrscheinlichkeit ein Fehler vor, da der Leistungswert nicht mehr plausibel ist. Bei einem solchen Fehler liegt eine Abweichung der Soll-Leistung von der Ist-Leistung über einen Grenzwert vor. In diesem Fall kann ein Fehlersignal ausgegeben werden. Das Fehlersignal kann vorzugsweise über einen potentialfreien Ausgangs ausgegeben werden. Im Falle des Fehlersignals kann dieses dazu genutzt werden, eine Sicherung oder einen Schalter in dem Ortsnetztransformator zu öffnen, um diesen von dem Verteilstrang zu trennen.
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Gegenständlich ist erkannt worden, dass eine Erkennung des Fehlers durch einen Vergleich von logischen Last- und Einspeisewerten herbeigeführt werden kann. Dies kann einerseits durch einen Vergleich von bereitgestelltem Einspeisewert der dezentralen Einspeiser mit aktuellen Messwerten beispielsweise im Ortsnetztransformator erfolgen. Auch ist es möglich, dass aktuelle Messwerte, beispielsweise in dem Ortsnetztransformator, mit Werten von Spitzeneinspeisungen der Einspeiser, gegebenenfalls durch Anpassung anhand von aktuellen meteorologischen Daten verglichen werden.
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Zunächst ist es möglich, Lastwerte der elektrischen Lasten zeitgenau zu bestimmen. Hierbei ist es möglich, bestimmten Lasten zeitaufgelöst einen Lastwert zuzuordnen. Dies kann beispielsweise durch eine Tabelle erfolgen, die einen Lastgang nachbildet. Eine bestimmte Last kann einen bestimmen Lastwert zu einer bestimmen Zeit mit einer bestimmten Wahrscheinlichkeit haben. Der Lastwert mit der höchsten Wahrscheinlichkeit wird vorzugsweise in der Tabelle angenommen, so dass durch Summieren von verschiedenen Lastwerten verschiedener Lasten ein Lastwert in dem Verteilstrang bestimmt werden kann. Die zeitaufgelöste Tabelle kann Lastwerte, beispielsweise stundengenau, halbstundengenau, viertelstundengenau, fünfminutengenau oder minutengenau auflösen. Es ist möglich, jeder einzelnen Last eine zeitaufgelöste Tabelle zuzuordnen, die individuell an die Last angepasst ist.
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Gemäß einem Ausführungsbeispiel ist es auch möglich, dass der Lastwert aus einer Information zu zumindest einer Standardlast bestimmt wird. Eine Standardlast kann beispielsweise eine Last sein, die bestimmte Randbedingungen erfüllt, beispielsweise ein Einfamilienhaushalt, ein Mehrfamilienhaushalt, ein Mehrfamilienhaus, ein handwerklicher Betrieb, ein Industriebetrieb oder dergleichen. Diesen Standardlasten können Standardlastprofile zugeordnet sein. Anhand von Informationen zu Lastprofilen der zumindest einen Standardlast lässt sich der Lastwert zeitaufgelöst bestimmen. Durch Aufsummieren der einzelnen Lastwerte der Standardlasten unter Verwendung der Standardlastprofile lässt sich eine aktuelle Last in dem Verteilstrang prognostizieren.
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In diesem Zusammenhang sei angemerkt, dass die Lastwerte vorzugsweise nur Prognosen von Lasten sind. Die Lastwerte stellen keine aktuellen Lasten dar, sondern beruhen auf Annahmen, die bei der Parametrierung der Anlage getroffen wurden. Mit Hilfe der Lastwerte soll eine Plausibilität der Ist-Leistung überprüft werden.
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Wie bereits erläutert, wird vorgeschlagen, dass jeweils ein Lastprofil für eine Standardlast bestimmt wird. Dieses Lastprofil für die jeweilige Standardlast wird auf den Wert der Standardlast angewendet, um einen zeitaufgelösten Lastwert zu bestimmen. Der zeitaufgelbste Lastwert kann somit eine Prognose einer bestimmten Last darstellen. Ob die Last tatsächlich den Lastwert erzielt oder nicht, ist dabei zunächst unerheblich.
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Neben einer Prognose einer Last ist es auch möglich, die Einspeisung von Einspeisern zu prognostizieren. So ist es gemäß einem Ausführungsbeispiel möglich, dass ein zeitaufgelöster Einspeisungswert abhängig von zumindest einer zeitaufgelösten Tabelle von Leistungswerten bestimmt wird. Auch Einspeiser können aufgrund von Betriebsbedingungen Schwankungen in ihrem Einspeisungswert haben. Diese Schwankungen in der Leistung können in einer zeitaufgelösten Tabelle abgelegt sein. Mit Hilfe der zeitaufgelbsten Tabelle lässt sich jedem Einspeiser ein prognostizierter Einspeisungswert, insbesondere eine Einspeisungsleistung zu einem bestimmten Zeitpunkt zu weisen.
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Auch ist es möglich, dass Einspeiser mit Hilfe ihrer Spitzeneinspeiseleistung erfasst werden. Insbesondere Fotovoltaikanlagen haben einen Wert der Spitzeneinspeiseleistung, angegeben ist kWp. Diese sogenannte „Peak” Leistung gibt an, wie groß die maximale Leistung der Einspeisers ist. Diese Spitzeneinspeiseleistung kann in das Verteilnetz bei optimalen meteorologischen Bedingungen eingespeist werden. Somit ist es möglich, den Einspeisungswert anhand der Spitzeneinspeiseleistung des jeweiligen Einspeisers in den Verteilstrang zu bestimmen.
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Auch ist es möglich, dass ein Einspeiseprofil, entsprechend einem Lastprofil, auf den Wert der Spitzeneinspeiseleistung angewendet wird. So kann beispielsweise ein Einspeiseprofil für eine Fotovoltaikanlage vorgegeben sein. Abhängig von dem Wert der Spitzeneinspeiseleistung einer konkreten Fotovoltaikanlage kann dann dieses Einspeiseprofil auf diesen Wert normiert werden, so dass sich abhängig von der Spitzeneinspeiseleistung ein zeitaufgelöster Einspeisungswert für jeweils ein Einspeiser an dem Verteilstrang ergibt.
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Das Gesagte gilt natürlich sinngemäß nicht nur für Fotovoltaikanlagen, sondern auch für Windkraftanlagen.
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Auch ist es möglich, dass Einspeiser mit Hilfe ihrer aktuell mitgetielten Einspeiseleistung erfasst werden. Hierbei kann eine Kommunikation zwischen den Einspeisern und der Ortsnetzstation erfolgen.
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Nachdem sowohl die Lasten als auch die Einspeiser in der Vorrichtung parametriert wurden und gegebenenfalls Lastprofile diesen zugewiesen wurden, ist es möglich, eine Soll-Leistung zu einem bestimmten Zeitpunkt zu bestimmen. Hierzu können in einem Verteilstrang die Einspeisungswerte mit den Lastwerten, insbesondere zeitgenau, aufsummiert werden und das Ergebnis kann als Soll-Leistung, insbesondere für einen bestimmten Zeitpunkt, ausgegeben werden. Die Soll-Leistung kann positiv oder negativ sein. Insbesondere in Verteilsträngen, in denen viele Einspeiser vorhanden sind, kann es zu bestimmten Zeitpunkten zu negativen Soll-Leistungen kommen, d. h., dass aus dem Verteilstrang elektrische Leistung in das Verteilnetz zurückgespeist wird, insbesondere in den Ortsnetztransformator zurückgespeist wird. Es sei angemerkt, dass das Vorzeichen der Leistung allein von der Definition der Zählpfeilrichtung abhängig ist.
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Wie bereits erläutert, wird vorgeschlagen, dass der Einspeisungswert abhängig von einer Einspeiseleistung zumindest einer sogenannten regenerativen Quelle ist. Eine regenerative Quelle kann insbesondere eine Fotovoltaikanlage, eine Windkraftanlage, eine Biomasseanlage, eine Wärmekopplungsanlage, eine Brennstoffzelle oder dergleichen sein. Diese Erzeuger von elektrischer Leistung speisen im Betrieb in der Regel elektrische Leistung in das Verteilnetz ein. Abhängig von ihrer Einspeiseleistung lässt sich ein Einspeisungswert für einen jeweiligen Erzeuger prognostizieren oder auch konkret angeben, wenn eine Kommunikation zwischen dem Einspeiser und der Ortsnetzstation vorgesehen ist.
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Die Einspeiseleistung einer Fotovoltaikanlage ist insbesondere abhängig von einer Sonneneinstrahlung. Daher kann ein aktueller Strahlungswert bestimmt werden. Mit diesem aktuellen Strahlungswert, insbesondere einem Globalstrahlungswert, lässt sich ein Einspeisungswert, insbesondere einer Fotovoltaikanlage prognostizieren. Dies kann insbesondere durch eine Normierung des Werts der Spitzeneinspeiseleistung mit dem Strahlungswert erfolgen. Dabei wird beispielsweise der Strahlungswert als relativer Strahlungswert im Vergleich zu einer maximal möglichen Strahlungswert angegeben. Dieser relative Strahlungswert multipliziert mit dem Wert der Spitzeneinspeiseleistung kann den prognostizierten Einspeisungswert bestimmen. Insbesondere der Leistungswert oder der Wert der Spitzeneinspeiseleistung ist dabei maßgeblich für den prognostizierten Einspeisungswert.
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Die Erfassung des Strahlungswertes kann lokal, beispielsweise an einer Ortsnetzstation erfolgen. Insbesondere kann dabei ein Globalstrahlungssensor zum Einsatz kommen, mit dem der Strahlungswert gemessen wird. Auch ist es möglich, dass ein Strahlungswert, insbesondere ein Globalstrahlungswert, von einem Server empfangen wird. Insbesondere kann über ein Weitverkehrsnetz, beispielsweise über das Internet, ein Server mit meteorologischen Daten angeschlossen sein und dieser kann die Strahlungswerte liefern. Die Strahlungswerte sind vorzugsweise ortsaufgelöst und werden beispielsweise für geographisch abgegrenzte Bezirke, beispielsweise auch aufgelöst nach Postleitzahlen oder dergleichen, bereitgestellt.
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Die Einspeiseleistung einer Windkraftanlage ist insbesondere abhängig von einer Windgeschwindigkeit. Daher kann ein aktueller Windgeschwindigkeitswert bestimmt werden. Mit diesem aktuellen Windgeschwindigkeitswert, insbesondere einem über ein Anemometer, lässt sich ein Einspeisungswert einer Windkraftanlage prognostizieren. Dies kann insbesondere durch eine Normierung des Werts der Spitzeneinspeiseleistung mit dem Windgeschwindigkeitswert erfolgen. Dabei wird beispielsweise der Windgeschwindigkeitswert als relativer Windgeschwindigkeitswert im Vergleich zu einer maximal möglichen Windgeschwindigkeitswert angegeben. Dieser relative Windgeschwindigkeitswert multipliziert mit dem Wert der Spitzeneinspeiseleistung kann den prognostizierten Einspeisungswert bestimmen. Insbesondere der Leistungswert oder der Wert der Spitzeneinspeiseleistung ist dabei maßeblich für den prognostizierten Einspeisungswert.
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Die Erfassung des Windgeschwindigkeitswertes kann lokal, beispielsweise an einer Ortsnetzstation erfolgen. Insbesondere kann dabei ein Anemometer zum Einsatz kommen, mit dem der Windgeschwindigkeitswert gemessen wird. Auch ist es möglich, dass ein Windgeschwindigkeitswert von einem Server empfangen wird. Insbesondere kann über ein Weitverkehrsnetz, beispielsweise über das Internet, ein Server mit meteorologischen Daten angeschlossen sein und dieser kann die Windgeschwindigkeitswerte liefern. Die Windgeschwindigkeitswerte sind vorzugsweise ortsaufgelöst und werden beispielsweise für geographisch abgegrenzte Bezirke, beispielsweise auch aufgelöst nach Postleitzahlen oder dergleichen, bereitgestellt.
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Um nun eine Plausibilitätsprüfung durchzuführen, ist es notwendig, neben der Soll-Leistung auch die Ist-Leistung zu kennen. Die Ist-Leistung kann durch Messung von zumindest einer Stromstärke sowie einer Stromrichtung als auch einer Spannung in dem Verteilstrang bzw. dem Verteilnetz gemessen werden. Neben der Messung von Strom und Spannung ist beispielsweise auch die Messung von einem Phasenwinkel möglich. Darüber hinaus kann auch eine Temperatur gemessen werden.
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Die Messung des Phasenwinkels erlaubt es, die gemessene Scheinleistung in Wirk- und Blindleistung zu unterteilen.
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Es ist möglich, einen Temperatursensor im Inneren der Ortsnetzstation und/oder außerhalb der Ortsnetzstation anzuordnen. Die Temperatur im Inneren der Ortsnetzstation kann beispielsweise genutzt werden, um den Grenzwert für die Ausgabe des Fehlersignals zu beeinflussen. Bei höheren Temperaturen sollte ein niedrigerer Grenzwert eingehalten werden, da ansonsten gegebenenfalls die vorhandenen Sicherungen beschädigt werden können. Der innere Temperatursensor dient z. B. der Überwachung des Innenraums auf ggf. auftretenden Überlast in der Ortsnetzstation, welche durch die Ausreizung der Kapazitäten zum Anschluss dezentraler Erzeugungsanlagen entstehen könnte.
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Der äußere Temperatursensor kann einen Hinweis auf den Wirkungsgrad der Fotovoltaikanlagen liefern, die ihren idealen Arbeitspunkt bei 20 Grad Celsius haben. Ausgehend hiervon kann die Prognose der Einspeiseleistung der Fotovoltaikanlagen verbessert werden, da mit Hilfe der Temperatur der Spitzeneinspeisewert, zusätzlich vom Strahlungswert, weiter normiert werden kann. Auch kann mit der Temperatur z. B. auf die betriebsweise bzw. Heizanforderung von z. B. KWK's geschlossen werden. Deren Lastgang kann dann anhand der Temperatur prognostiziert werden und bei der Berechnung der Soll_leistung berücksichtigt werden.
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Nachdem in dem Verteilstrang die Stromrichtung und die Stromstärke bestimmt wurden und in dem Verteilnetz zumindest eine Spannung gemessen wurde, kann aus der gemessenen Stromstärke und der gemessenen Spannung die Ist-Leistung bestimmt werden. Es ist möglich, dass auch nur eine Stromstärke gemessen wird. Unter Verwendung der Stromrichtung ist es möglich, zu bestimmen, ob ein Leistungsfluss aus dem Ortsnetztransformator in das Verteilnetz oder von dem Verteilnetz in den Ortsnetztransformator stattfindet.
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Wie bereits erläutert, ist eine Temperaturmessung ebenfalls möglich. Dabei hat sich gezeigt, dass sowohl eine Temperaturmessung innerhalb der Ortsnetzstation als auch außerhalb der Ortsnetzstation sinnvoll ist. Somit kann die Temperatur in einer Ortsnetzstation und/oder außerhalb der Ortsnetzstation gemessen werden. Abhängig von den gemessenen Temperaturen lässt sich der Grenzwert für die Ausgabe des Fehlersignals verändern.
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Wie bereits erläutert, wird zunächst lediglich Strom und Spannung gemessen. Mit Hilfe dieser Messwerte lässt sich die Scheinleistung bestimmen. Insbesondere ist die Ist-Leistung eine Scheinleistung. Auch die Soll-Leistung kann als Scheinleistung bestimmt werden.
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Ein weiterer Aspekt ist eine Vorrichtung eingerichtet zum Betreiben eines elektrischen Verteilnetzes. Dabei kann eine Messeinrichtung vorgesehen sein, die zum Messen einer Ist-Leistung in einem Verteilstrang des Verteilnetzes eingerichtet ist.
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Ein Verteilstrang eines Verteilnetzes kann dahingehend verstanden werden, dass entlang eines Strangs mehrere Teilnehmer angeschlossen sind. Ausgehend von einer Ortsnetzstation kann das Verteilnetz in verschiedene Verteilstränge unterteilt sein. Die Verteilstränge enden beim letzten Teilnehmer des Strangs. Die Verteilstränge sind vorzugsweise sternförmig ausgehend vom Ortsnetztransformator angeordnet.
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Um die momentane Leistung in dem Verteilnetz, insbesondere den momentanen Leistungsfluss, insbesondere den Leistungsfluss am Ortsnetztransformator, bewerten zu können, insbesondere die Plausibilität eines solchen Leistungsflusses, ist eine Bestimmungsvorrichtung eingerichtet zum Bestimmen eines Einspeisungswertes von elektrischen Einspeisern im Verteilstrang sowie eines Lastwertes von elektrischen Lasten im Verteilstrang vorgesehen. Mit Hilfe der Bestimmungseinrichtung kann vorzugsweise zeitaufgelöst bestimmt werden, welche Einspeisungswerte bzw. welche Lastwerte in einem Verteilstrang anliegen sollten.
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Die Zeitauflösung kann dahingehend sein, dass zu einem bestimmten Zeitpunkt, aufgelöst beispielsweise im Minutentakt, Fünfminutentakt, Fünfzehnminutentakt, Dreißigminutentakt oder Einstundentakt, Lastwerte und Einspeisungswerte miteinander bewertet werden.
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Einspeisungswerte von elektrischen Einspeisern können beispielsweise mit Hilfe von Spitzeneinspeisungswerten und aktuellen meteorologischen Daten, beispielsweise Strahlungswerten und/oder Windwerten bestimmt werden. Mit Hilfe von Einspeiseprofilen oder aktuellen meteorologischen Daten lässt sich ein zeitaufgelöster Einspeisungswert für jeden Einspeiser bestimmen. Bei der Inbetriebnahme oder Programmierung der Vorrichtung kann für jeden Einspeiser an einem Verteilstrang ein Einspeisungswert und ein Einspeisungsprofil oder ein Spitzeneinspeisungswert und eine Verbindung zu einem Strahlungswertgeber hergestellt werden. Somit lässt sich dann im Betrieb zu einem bestimmten Zeitpunkt der Einspeisungswert eines jeden Einspeisers in den Verteilstrang prognostizieren.
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Das gleiche kann für elektrische Lasten entlang des Verteilstrangs erfolgen. So ist es möglich, Standardlasten zu definieren und am Verteilstrang festzulegen, welche Standardlasten angeschlossen sind. Für diese Standardlasten können Standardlastprofile vorgesehen sein, die zeitaufgelöst sind. Somit kann durch eine Kombination der Standardlast mit dem Standardlastprofil ein zeitaufgelöster, Lastwert prognostiziert werden.
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Anschließend kann mit Hilfe einer Berechnungseinrichtung eine Soll-Leistung aus dem Lastwert und dem Einspeisungswert berechnet werden. Der Soll-Leistungswert ergibt sich aus der Summe des Lastwertes und des Einspeisungswerts, wobei diese entgegengesetzte Vorzeichen haben können. Diese Soll-Leistung ist vorzugsweise ebenfalls zeitaufgelbst und soll angeben, welche Leistung bzw. welcher Leistungsfluss in dem Verteilnetz aktuell vorliegen sollte. Insbesondere kann mit Hilfe der Soll-Leistung angegeben werden, wie der Leistungsfluss zwischen einem Verteilnetz und einem Ortsnetztransformator ist.
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Anschließend kann mit Hilfe der zuvor gemessenen Ist-Leistung und der berechneten Soll-Leistung bestimmt werden, ob die aktuelle Ist-Leistung plausibel ist. Hierzu ist eine Vergleichseinrichtung zum Vergleichen der Soll-Leistung mit der Ist-Leistung eingerichtet. Beim Vergleichen wird eine Abweichung der Ist-Leistung von der Soll-Leistung festgestellt.
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Mit Hilfe einer Signalisierungseinrichtung ist es möglich, dass bei einer Abweichung von der Soll-Leistung zu der Ist-Leistung über einen Grenzwert ein Fehlersignal ausgegeben wird.
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Beim Ausgeben eines Fehlersignals kann ein Trennen des Ortsnetztransformators von dem Verteilstrang erfolgen. Es wird bevorzugt, dass eine Sicherungseinrichtung vorgesehen ist, die zum zumindest einphasigen Trennen des Ortsnetztransformators von dem Verteilstrang bei einem Fehlersignal eingerichtet ist.
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Die Messung der Ist-Werte kann pro elektrischer Phase erfolgen. Somit kann auf jeder einzelnen Phase eine Ist-Leistung bestimmt werden. Ferner ist es möglich, für jede einzelne Phase eine Soll-Leistung zu bestimmen. Somit ist es phasenweise möglich, einen Plausibilitätscheck durchzuführen und gegebenenfalls nur jeweils eine Phase vom Ortsnetztransformator zu trennen. Auch ist es möglich, dass gleichzeitig mehrere Phasen, insbesondere drei Phasen getrennt werden.
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Nachfolgend wird der Gegenstand anhand einer Ausführungsbeispiele zeigenden Zeichnung näher erläutert. In der Zeichnung zeigen:
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1 einen schematischen Aufbau eines Ortsnetztransformators mit einer Messeinrichtung zum Messen einer Ist-Leistung;
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2 einen schematischen Aufbau eines Ortsnetztransformators zusammen mit einer Vorrichtung zum Betreiben eines Verteilnetzes nach einem Ausführungsbeispiel;
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3 eine Vorrichtung zum Betreiben eines Verteilnetzes nach einem Ausführungsbeispiel ;
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4a eine schematische Ansicht eines Verteilnetzes mit Verteilsträngen in einem Betriebszustand;
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4b eine schematische Ansicht des Verteilnetzes mit Verteilsträngen gemäß 4a in einem Fehlerfall;
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5 eine schematische Darstellung von Stromverläufen in einem Fehlerfall mit und ohne dezentrale Einspeiser.
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1 zeigt eine Ortsnetzstation 2. Die Ortsnetzstation 2 ist primärseitig an ein Mittelspannungsnetz 4 und sekundärseitig an ein Niederspannungsnetz, insbesondere ein Verteilnetz 6 angeschlossen. Das Verteilnetz 6 hat mehrere Verteilstränge 6a–c. Es versteht sich, dass das Verteilnetz 6 vorzugsweise ein dreiphasiges Netz ist, was in 1 jedoch der Einfachheit halber nicht explizit dargestellt ist.
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Herkömmlicherweise ist die Ortsnetzstation 2 über Schmelzsicherungen gegenüber den Verteilsträngen 6a–c abgesichert. Bei zu hohen Strömen lösen diese Schmeizsicherungen aus und zumindest ein Verteilstrang 6a–c kann ein- oder mehrphasig von der Ortsnetzstation 2 getrennt werden.
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Das Mittelspannungsnetz 4 ist vorzugsweise ein Verteilnetz auf einer 10 kV Ebene. Über einen Transformator 2a ist das Mitteispannungsnetz 4 mit dem Verteilnetz 6, welches als Niederspannungsnetz in der 1 kV oder 0,4 kV Ebene gebildet ist, verbunden.
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Jeder Abgang zu einem Verteilstrang 6a ist an jeder einzelnen Phase mit einer Schmelzsicherung (nicht gezeigt) abgesichert. Im Falle einer Überlast öffnet die Schmeizsicherung die Verbindung zwischen der Ortsnetzstation 2 und dem jeweiligen Verteilstrang 6a–c.
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Zur gegenständlichen Überwachung der Leistungsflüsse und zur Durchführung der Plausibilitätschecks ist es notwendig, dass eine Ist-Leistung sowohl nach Betrag als auch nach Richtung des Leistungsflusses gemessen wird. Hierzu wird vorgeschlagen, dass in der Ortsnetzstation 2 ein Spannungsmesser 8 angeordnet ist. Der Spannungsmesser 8 misst vorzugsweise für jede Phase die Spannung gegenüber einem Nullleiter.
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Ferner ist in dem Verteilnetz 6 vor der Verteilung auf die einzelnen Verteilstränge 6a–c ein Strommesser 10 vorgesehen. Der Strommesser 10 misst sowohl Betrag als auch Richtung des Stroms von dem Transformator 2a in das Verteilnetz 6.
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An jedem einzelnen Verteilstrang 6a–c ist ein weiterer Strommesser 12a–c vorgesehen, mit dem jeweils der Strom in einem der Verteilstränge 6a–c sowohl betragsmäßig als auch hinsichtlich der Stromflussrichtung gemessen werden kann. Die Strommesser 10, 12a–c messen vorzugsweise den Strom in jeder einzelnen Phase des Verteilnetzes 6.
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Mit Hilfe der Messeinrichtungen 8, 10, 12a–c ist es möglich, einen Ist-Leistungsfluss bzw. ein Ist-Leistungswert in den Verteilnetz 6 zu bestimmen.
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Gegenständlich ist nun vorgeschlagen, dass der über Messungen bestimmte Istwert der Leistung mit einem Sollwert verglichen wird und auf Plausibilität überprüft wird.
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2 zeigt ein System mit einer Überwachungsvorrichtung 14, welche die Messergebnisse der Messeinrichtungen 8, 10, sowie 12a–c empfängt und auswertet. Darüber hinaus ist die Überwachungsvorrichtung 14 mit zwei Temperatursensoren 16a, 16b im Inneren der Ortsnetzstation 2 und außerhalb der Ortsnetzstation 2 verbunden und empfängt deren Messwerte. Schließlich ist die Überwachungsvorrichtung 14 mit einem Globalstrahlungssensor 18 und ggf. einem nicht gezeigten Windsensor verbunden.
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Mit Hilfe der empfangenen Messwerte ist es möglich, dass die Überwachungsvorrichtung 14 den aktuellen Leistungsfluss im Bereich des Verteilnetzes 6 auf Plausibilität überprüft. Im Falle eines Fehlers kann die Überwachungsvorrichtung 14 ein Fehlersignal ausgeben und beispielsweise in Wirkverbindung mit Schaltern 20a–c stehend diese öffnen. Die Schalter 20a–c sind dazu eingerichtet, eine Verbindung zwischen dem Transformator 2a und einem jeweiligen Verteilstrang 6a–c zu trennen. Die Trennung kann wahlweise phasenspezifisch oder für alle Phasen gleichzeitig erfolgen.
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Die Überwachungsvorrichtung 14 kann innerhalb der Ortsnetzstation 2 oder außerhalb der Ortsnetzstation 2 angeordnet sein.
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3 zeigt schematisch die Überwachungsvorrichtung 14. Hierin angeordnet ist eine Messeinrichtung 22, welche über eine Datenkommunikationsverbindung mit den Messwertgebern 8, 10, 12-a verbunden ist und die Messwerte hinsichtlich Stromstärke, Stromflussrichtung und Spannung empfangen kann. Die Messeinrichtung 22 wandelt die Messwerte vorzugsweise in entsprechende Informationen für einen Prozessor 24 um.
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Neben dem Prozessor 24 ist eine Empfangseinrichtung 26 vorgesehen. Die Empfangseinrichtung 26 ist dazu eingerichtet, einen meteorologischen Wert, z. B. von dem Globalstrahlungssensor 18 oder einem Windsensor oder beispielsweise über ein nicht gezeigtes Weitverkehrsnetz von einem zentralen Server zu empfangen. Darüber hinaus sind in der Überwachungsvorrichtung 14 eine Signalisierungseinrichtung 28 und ein Speicher 30 vorgesehen. Die Empfangseinrichtung 26 ist darüber hinaus dazu eingerichtet, Leistungswerte von Einspeisern zu empfangen. Diese Leistungswerte können die aktuelle Einspeisung von elektrischer Leistung angeben.
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Der Speicher 30 kann Programmcode enthalten, um den Prozessor 24 im Sinne einer Bestimmungseinrichtung als auch einer Berechnungseinrichtung zu betreiben. Ferner ist in dem Speicher 30 beispielsweise für jeden einzelnen Verteilstrang 6a–c eine Information zu daran angeschlossenen Lasten hinterlegt. Ferner kann für jede Last beispielsweise eine zeitaufgelöste Tabelle mit Leistungswerten hinterlegt sein. Auch ist es möglich, dass für jede Last ein Lastprofil hinterlegt ist. Auch ist es möglich, dass die Lastwerte Standardlasten betreffen und für jede Standardlast ein Standardlastprofil hinterlegt ist. Mit diesen Informationen lässt sich ein Lastprofil für jeden Verteilstrang 6a–c zeitaufgelöst erstellen. Somit ist es möglich, zu jedem Zeitpunkt eine Soll-Last an einem der Verteilstränge 6a–c zu prognostizieren.
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Neben den Lasten sind an den Verteilsträngen 6a–c auch Einspeiser angeschlossen. Solche Einspeiser verfügen ebenfalls über eine variable Einspeisung. In dem Speicher 30 kann beispielsweise für jeden Einspeiser ein Spitzeneinspeisungswert hinterlegt sein. Dieser Spitzeneinspeisungswert kann eine maximale Leistung angeben, die ein Einspeiser in einen der Verteilstränge 6a–c einspeisen kann. Ferner ist es möglich, dass ein Einspeisungswert eines jeden Einspeisers zusammen mit einer zeitaufgelösten Tabelle von Leistungswerten in dem Speicher 30 hinterlegt ist. Schließlich können auch Einspeisewerte von den Einspeisern über eine Kommunikation empfangen werden.
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Wird nun während der Inbetriebnahme der Überwachungsvorrichtung 14 parametriert, welche Lasten und welche Einspeiser an jeweils einem der Verteilstränge 6a–c anliegen. Werden entsprechende Last- oder Leistungsprofile bzw. Spitzenleistungswerte hinterlegt, so ist es möglich, für einen Verteilstrang eine Einspeiseleistung zu prognostizieren.
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Unter Verwendung von externen Information, insbesondere den Strahlungsinformationen oder Windinformationen, können beispielsweise Einspeisewerte von Fotovoltaikanlagen oder Windkraftanlagen an die aktuelle meteorologische Situation angepasst werden. D. h., dass mit Hilfe des Strahlungswertes 18 der Strahlungswert bestimmt werden kann und über diesen Wert der aktuelle Leistungswert eines Einspeisers variiert werden kann. So ist es beispielsweise möglich, dass eine Fotovoltaikanlage mit einer Spitzeneinspeiseleistung von 100 kWp nur bei einer maximalen Strahlungsleistung von 100% auch diese 100 kW in das Verteilnetz einspeist. Ist die Strahlungsleistung beispielsweise nur bei 80%, so wird beispielsweise auch nur 80 kW von diesem Einspeiser in der Verteilnetz eingespeist. Unter Verwendung der Strahlungsinformationen lässt sich somit für jeden Einspeiser eine aktuelle Einspeiseleistung bestimmen.
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Auch können von einzelnen Einspeisern Einspeisewerte kommuniziert werden und für die Bestimmung der Einspeiseleistung verwendet werden.
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Auch kann die Temperatur, insbesondere die Außentemperatur dazu verwendet werden, z. B. eine Einspeiseleistung einer KWK Anlage zu prognostizieren.
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Diese so bestimmte aktuelle Einspeiseleistung zusammen mit den Solllasten ergibt zu jedem Zeitpunkt eine Soll-Leistung. Diese kann sowohl betragsmäßig als auch richtungsmäßig bestimmt sein. Ist beispielsweise in den Verteilsträngen 6a–c die Solleinspeiseleistung größer als die Soll-Last, so ergibt sich ein Leistungsfluss aus dem Verteilnetz 6 hin zu dem Transformator 2a. Anders herum, wenn beispielsweise in einem gleichen Verteilnetz festgestellt wird, dass keine Sonnenstrahlung oder nur wenig Sonnenstrahlung vorhanden ist, sinkt die prognostizierte Einspeiseleistung. Dann kann es sein, dass die Lasten größer sind als die Einspeiseleistungen und ein Leistungsfluss vom Transformator 2a zum Verteilnetz 6a kann prognostiziert werden.
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Die Ist-Leistung kann über die Messeinrichtung 22 und den Prozessor 24 bewertet werden und mit der Soll-Leistung verglichen werden.
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Ergibt sich eine Abweichung über einen Grenzwert, beispielsweise ist die Ist-Leistung mehr als 100% abweichend von der Soll-Leistung, so kann der Prozessor 24 die Signalisierungseinrichtung 28 aktivieren. Die Signalisierungseinrichtung 28 gibt beispielsweise ein Fehlersignal derart aus, dass zumindest einer der Schalter 20a–c zumindest auf einer der Phasen, auf der eine entsprechende Abweichung festgestellt wurde, geöffnet wird.
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4a zeigt eine Infrastruktur, welche zur Durchführung des gegenständlichen Verfahrens eingerichtet ist. In dieser Infrastruktur sind beispielsweise an dem Verteilstrang 6a die Lasten 32a–c angeschlossen. Dabei können beispielsweise die Lasten 32a und b als Standardlast „Einfamilienhaus” parametriert sein. Die Last 32c kann beispielsweise als Standardlast „Kleinbetrieb” parametriert sein. Für diese Standardlasten können Standardlastprofile in dem Speicher 30 hinterlegt sein. In dem Speicher 30 wird somit gespeichert, dass an dem Verteilstrang 6a Standardlasten mit Standardlastprofilen, wie angegeben, angeschlossen sind.
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Darüber hinaus kann in dem Speicher 30 hinterlegt sein, dass Einspeiser 34a–c an dem Verteilstrang 6a angeschlossen sind. Die Einspeiser 34a–c können beispielsweise mit ihrem jeweiligen Spitzeneinspeisungswert in dem Speicher 30 hinterlegt sein. Dasselbe kann für die Verteilstränge 6b und 6c erfolgen.
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Nach einer Installation oder Inbetriebnahme kann somit in dem Speicher 30 hinterlegt sein, welche Lasten und welche Einspeiser an den jeweiligen Verteilsträngen 6a–c angeschlossen sind. Ferner ist über ein Lastprofil oder eine zeitaufgelöste Tabelle eine Bestimmung der aktuellen Last in jedem einzelnen Verteilstrang möglich. Diese Bestimmung ist ein Sollwert der Last. Der Sollwert der Last ist eine Prognose, die auf Lastannahmen über einen Zeitraum hinweg basieren.
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Dasselbe kann für die Einspeiser 34a–c erfolgen, wobei hier zusätzlich Informationen zu einem Strahlungswert, einem Windwert, einer Temperatur etc. hinzugezogen werden können. Sind Spitzeneinspeisungswerte in dem Speicher für die Einspeiser 34a–c hinterlegt und ist z. B. ferner ein relativer Strahlungswert bekannt, beispielsweise 100%, 80%, 50% oder dergleichen, kann der jeweilige Spitzeneinspeisungswert mit diesen relativen Strahlungswert multipliziert werden und es kann eine Prognose der aktuellen Einspeiseleistung erfolgen.
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Die so berechneten Soll-Lasten und Soll-Einspeisungen werden summiert und es ergibt sich eine Soll-Leistung.
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Anschließend kann mit Hilfe der Überwachungsvorrichtung 14, wie beschrieben, eine Ist-Leistung bestimmt werden.
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In dem Beispiel in 4a ist mit den Pfeilen 36 eine Leistungsflussrichtung angegeben. Zu erkennen ist der 4a ist, dass in jedem Verteilstrang 6a–c die Einspeiseleistung größer ist, als die Last, so dass der Leistungsfluss aus den Verteilsträngen 6a–c hin zur Ortsnetzstation 2 erfolgt.
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Mit Hilfe der Berechnung der Soll-Leistung kann festgestellt werden, dass in einem Normalbetrieb bei voller Sonneneinstrahlung der Leistungsfluss entsprechend der Richtung 36 erfolgen sollte. Wird nun anhand der Messung festgestellt, dass die tatsächliche Ist-Leistung auch einen Leistungsfluss in Richtung der Pfeile 36 hat und ggf. einen ähnlichen Betrag, dass heißt eine betragsmäßig Abweichung von z. B. unter 100%„ kann davon ausgegangen werden, dass der Netzzustand plausibel ist.
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Beispielhaft kann die Soll-Leistung bei einem Sonneneinstrahlungswert von 100% beispielsweise einen Scheinleistungsfluss von 150 kW aus dem Verteilnetz 6 in Richtung der Ortsnetzstation 2 prognostizieren.
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Mit Hilfe der Messung kann festgestellt werden, dass beispielsweise ein Leistungsfluss von 100 kW Scheinleistung in Richtung der Ortsnetzstation 2 tatsächlich stattfindet. Die Abweichung beträgt hier lediglich 50 kW, was beispielsweise unterhalb eines Grenzwertes liegt. In diesem Fall wird kein Fehlersignal ausgegeben.
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4b zeigt dieselbe Infrastruktur wie 4a mit beispielsweise einem Fehler 38 im Bereich des Verteilstrangs 6a. Der Fehler kann beispielsweise eine durch einen Teilkurzschlussstrom bedingte innere Überlast sein. Auch hier wurde die Soll-Leistung entsprechend der obigen Beschreibung berechnet. Dabei wurde beispielsweise von einem gleichen Strahlungswert ausgegangen werden. Die Soll-Leistung wäre in diesem Fall eine Scheinleistung von 150 kW in Richtung der Ortsnetzstation 2.
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Tatsächlich wird jedoch eine Scheinleistung in Richtung des Verteilnetzes 6 von beispielsweise 200 kW festgestellt. Die Abweichung beträgt in diesem Fall 350 kW. Diese Abweichung der Ist-Leistung von der Soll-Leistung kann über einem Grenzwert liegen und ein Fehlersignal kann ausgegeben werden. In diesem Fall wird beispielsweise der Schalter 20a für den Verteilstrang 6a geöffnet. Ist eine phasengenaue Messung gegeben, so kann auch ein Schalter 12a nur auf der Phase geöffnet werden, auf der der Fehler festgestellt wurde.
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In dem gleichen Aufbau gemäß der 4a und b kann beispielsweise in einem fehlerlosen Fall gemäß der 4a, wenn ein Strahlungswert beispielsweise nur 10% angibt, eine Soll-Leistung von beispielsweise 150 kW in Richtung des Verteilnetzes 6 berechnet worden sein. Diese Soll-Leistung ergibt sich daraus, dass die Einspeiser nur sehr wenig elektrische Leistung aufgrund des geringen Strahlungswerts einspeisen und diese Leistung in den Verteilsträngen 6a–c mehr als verbraucht wird.
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Tritt jedoch ein Fehler entsprechend der 4b auf, so kann beispielsweise die Ist-Leistung 800 kW in Richtung des Verteilnetzes 6 betragen. Auch hier kann eine Abweichung der Soll-Leistung (150 kW) zur Ist-Leistung (800 kW) vorliegen und ein Fehlersignal ausgegeben werden.
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5 zeigt beispielhaft einen einphasigen Leistungs- bzw. Stromverlauf in einer Ortsnetzstation 2. Die Kurve 46 zeigt beispielhaft einen Leistungsverlauf in einer Ortsnetzstation 2 an einer Phase. Kurz vor dem Zeitpunkt 42 ist zu erkennen, dass die Leistung einbricht. Dieser Leistungseinbruch kann beispielsweise durch einen Fehler in einem Verteilstrang 6a–c bewirkt sein. Herkömmlicherweise verliefe bei einem solchen Leistungseinbruch ein Strom entsprechend der Kurve 44. Dieser Stromverlauf stellt einen Verteilstrang 6a–c ohne Einspeiser dar. Sind jedoch, wie er in 4b dargestellt, in dem Verteilstrang Erzeuger angeschlossen, führt das dazu, dass der Stromverlauf an der Ortsnetzstation 2 entsprechend der Kurve 46 gemessen wird.
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Zu erkennen ist, dass dieser Stromverlauf lange Zeit nach dem Fehler zum Zeitpunkt 42 unterhalb einer Sicherungskennlinie 50, insbesondere unterhalb eines Sicherungsstroms verläuft. Erst zum Zeitpunkt 52 übersteigt der tatsächliche Strom in der Ortsnetzstation 2 die Sicherungskennlinie 50 und würde zu einem Auslösen führen. D. h., dass ohne die gegenständliche Überwachung ein Fehler zwischen dem Zeitpunkt 42 und 52 nicht detektiert werden wird.
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Mit Hilfe der gegenständlichen Lösung wäre es möglich, zum Zeitpunkt 42 eine Abweichung der Soll-Leistung von der Ist-Leistung über einen Grenzwert hinaus zu detektieren und gegebenenfalls schon früher eine Trennung der fehlerbehafteten Phase von der Ortsnetzstation 2 zu bewirken.
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Bezugszeichenliste
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- 2
- Ortsnetzstation
- 4
- Mittelspannungsnetz
- 6
- Verteilnetz
- 6a–c
- Verteilstrang
- 8
- Spannungsmessung
- 10
- Strommessung
- 12a–c
- Strommessung
- 14
- Überwachungsvorrichtung
- 16
- Temperatursensor
- 18
- Globalstrahlungssensor
- 20a–c
- Schalter
- 22
- Messeinrichtung
- 24
- Prozessor
- 26
- Empfangseinrichtung
- 28
- Signalisierungseinrichtung
- 30
- Speicher
- 32a–c
- Lasten
- 34a–c
- Einspeiser
- 36
- Leistungsschlussrichtung
- 38
- Fehler
- 40
- Leistungsverlauf
- 42
- Zeitpunkt
- 44
- Stromverlauf
- 46
- Stromverlauf
- 50
- Sicherungskennlinie
- 52
- Zeitpunkt
