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Der Gegenstand betrifft ein Verfahren zum Betreiben einer Ortsnetzstation als auch eine Ortsnetzstation, welche an einem elektrischen Verteilnetz betrieben wird.
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Mit der zunehmenden Anzahl von Prosumern gehen Herausforderungen für die bisherigen Schutzkonzepte gerade auch des Niederspannungsnetzes einher. Häufig kommt es nicht nur aufgrund von Einspeisungen zu einer Umkehr des Stromflusses an der Ortsnetzstation, sondern es entstehen entlang der Verteilstränge Ströme, die über den zulässigen Grenzwerten liegen. Die in den Ortsnetzstationen verbauten Sicherungen können nur auslösen, wenn die dort fließenden Ströme über den Grenzwerten liegen. Durch Ausgleichsströme zwischen Lasten und Einspeisern entlang des Verteilnetzes bzw. eines Verteilstranges kann es jedoch auf einem Verteilstrang zu Strömen kommen, die in der Ortsnetzstation nicht zu messen sind, und zusätzlich über der maximal zulässigen Grenze liegen.
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Bei umfangreicher Einspeisung kommt es daher nicht mehr dazu, dass der Maximalstrom des Leitungssystems im Ortsnetztransformator gemessen wird, sondern dieser an anderen Stellen entlang des Verteilstrangs auftreten kann. Dies führt naturgemäß dazu, dass die an einer Stelle verbaute Sicherung, nämlich die Sicherung in der Ortsnetzstation, keine ausreichende Absicherung des Verteilstrangs mehr durchführen kann.
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Insbesondere für sensitive elektrische Verbraucher entlang des Verteilstrangs, insbesondere in Verteilnetzen der angeschlossenen Teilnehmer, können zu hohe Ströme entlang des Verteilstrangs problematisch sein. Auch die Sicherheit eines Service-Technikers vor Ort, welcher an dem Verteilstrang arbeitet, kann bei Überströmen nicht gewährleistet sein.
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Um diesem geänderten Teilnehmerverhalten Rechnung zu tragen, wird nunmehr ein Verfahren nach Anspruch 1 sowie eine Ortsnetzstation nach Anspruch 10 vorgeschlagen.
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Durch den Einsatz intelligenter Messsysteme, insbesondere von Messstellen, wie beispielsweise Smart Meter oder dergleichen, liegen Netzzustandsdaten entlang eines Verteilstrangs in ausreichender Menge vor. Anders als bisherige Messsysteme liefern die intelligenten Messsysteme jedoch nicht nur einen nahezu statischen Wert zu einer über einen längeren Zeitraum bezogenen oder abgegebenen Energie des Teilnehmers, sondern in Echtzeit Zustandsdaten, wie beispielsweise Strom und Spannung.
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In Kenntnis der Topologie des Verteilstrangs, der Anordnung der Messstellen entlang des Verteilstrangs und der aktuellen Netzzustandsdaten kann jeweils ein aktueller Zustand des Verteilnetzes zumindest entlang eines Verteilstrangs abgeschätzt werden.
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In Abhängigkeit der Abschätzung können dann Maßnahmen ergriffen werden, um den Netzzustand zu beeinflussen, insbesondere entlang des Verteilnetzes Überströme zu verhindern.
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Eine Netzbetriebsführung führt in der Regel zu einer Regelung von Lasten und Erzeugereinheiten im Übertragungsnetz, insbesondere im Verteilnetz, dabei insbesondere entlang eines Verteilstrangs. Zur Netzbetriebsführung gehört die Überwachung der Ströme und Spannungen sowie die Überwachung der n-1 Sicherheit. Abhängig von der Überwachung erfolgt eine Steuerung oder Regelung von Schaltzuständen von Lasten oder Erzeugereinheiten, es erfolgt eine Regelung des Blindleistungseinsatzes zur Spannungserhaltung und es erfolgen Maßnahmen zum Engpassmanagement.
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Zur Netzbetriebsführung gehört auch ein Fahrplanmanagement, welches gegenständlich abhängig von der Überprüfung der Netzzustandsdaten erfolgt. Zunächst wird eine Abschätzung des Zustands des Verteilnetzes durchgeführt. Hierbei liegen Informationen zum Verteilnetz nur von einer limitierten Anzahl an Messstellen vor und der Gesamtzustand des Verteilnetzes wird abgeschätzt. Zunächst erfolgt eine Regelung des Verteilnetzes abhängig von einem zuvor definierten Fahrplan. In diesem Fahrplan kann geregelt sein, wie der Netzzustand abhängig von Zustandsdaten und dem abgeschätzten Zustand des Verteilnetzes geregelt wird.
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Um jedoch die Netzbetriebsführung zu optimieren, erfolgt eine Überprüfung der Netzzustandsdaten auf Grenzwertverletzung. Wird eine solche festgestellt, erfolgt eine anschließende Anpassung des Fahrplans, so dass bei einer darauffolgenden entsprechenden Abschätzung des Zustands eine andere Regelung gemäß Fahrplan erfolgt und gegebenenfalls keine Grenzwertverletzung mehr vorliegt.
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Mit Hilfe einer autark agierenden Intelligenz zur Netzbetriebsführung, insbesondere einer zentralen Netzbetriebsführung, insbesondere für ein Ortsnetz erfolgt eine Stabilisierung des Verteilnetzes in kritischen Zuständen. Das Verteilnetz kann sich adaptiv hinsichtlich seines Fahrplans anpassen, so dass aus historischen Daten gewonnene Erkenntnisse in den Fahrplan einfließen.
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Ziel der Netzbetriebsführung ist es, Betriebsmittelüberlastungen zu vermeiden und die Einhaltung von Spannungsbändern zu gewährleisten.
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Hierfür sind eine Anzahl von Messstellen entlang des Verteilstrangs angeordnet. Mit Hilfe dieser Messstellen, die eine Sensorik zur Erfassung des Messzustands sowie geeignete Aktoren aufweist, lässt sich der Netzzustand an bestimmten Punkten messen und daraus ein Zustand des Verteilnetzes entlang des Verteilstrangs abschätzen.
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Die eingesetzte Abschätzung des Zustands erfolgt insbesondere mit einer State Estimation. Bei einer solchen State Estimation lassen sich Zustände des Verteilnetzes abhängig von gemessenen Netzzustandsdaten abschätzen. Insbesondere lässt sich beispielsweise ein Leistungsfluss oder eine Spannung entlang des Verteilstrangs abschätzen. Diese Abschätzung kann mit gemessenen Netzzustandsdaten verglichen werden. Liegt eine Abweichung vor, kann die Wichtung der State Estimation geändert werden, so dass die Schätzung jederzeit, insbesondere in jedem Iterationsschritt an die aktuellen Zustände angepasst werden kann. Somit ist es möglich, eine sich stetig anpassende Erfahrungsbasis in der State Estimation zu generieren. Basierend hierauf lässt sich in einem hochstochastischen Verteilnetz eine hinreichend genaue Prognose bzw. ein Fahrplan erstellen, der hinreichend genau die Aktorenaktivität plant.
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Aktoren innerhalb einer Verteilnetzes können Schalter oder Leistungseinspeiser sein. Insbesondere können Aktoren zeitlich gekoppelte Restriktionen aufweisen. So kann ein Füllstand einer Batterie bzw. eines Batteriespeichers zeitlichen Restriktionen unterworfen sein. Auch eine Nutzlast, beispielsweise ein Haushalt, wird stets zeitliche Restriktionen aufweisen, beispielsweise können zu bestimmten Tageszeiten Mindestlasten nicht unterschritten werden.
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Es ist erkannt worden, dass ein vollständig gültiger Netzzustand nicht messtechnisch erfasst werden kann. Hierfür wären zu viele Messpunkte bzw. Sensoren notwendig. Daher basiert das gegenständliche Verfahren auf einer Zustandsschätzung, welche den wahrscheinlichsten Zustand des Verteilnetzes auf Basis einer geringen Anzahl an Messwerten schätzt. Um sicherzustellen, dass die Abschätzung genau ist, erfolgt regelmäßig ein Abgleich der geschätzten Netzzustandsdaten mit gemessenen Netzzustandsdaten an den Messpunkten. Liegt eine Abweichung vor, so kann die Abschätzung angepasst werden.
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Zur Optimierung der Abschätzung wird auch vorgeschlagen, dass in Feldversuchsnetzen die Anzahl an Sensoren gegenüber Netzen im Realbetrieb erhöht ist. Die State Estimation kann auf Basis einer Anzahl an Sensoren erfolgen, die geringer ist, als die Gesamtanzahl der Sensoren im Feldversuchsnetz. Anschließend kann ein Vergleich mit Netzzustandsdaten an Messpunkten von Sensoren erfolgen, die nicht für die Abschätzung verwendet wurden. Hierdurch kann die Abschätzung optimiert werden, da stets überprüft werden kann, ob die Abschätzung den tatsächlichen Netzzustand mit einer tolerierten Abweichung abbildet oder nicht.
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Es wird vorgeschlagen, dass die Anzahl an Sensoren geringer ist, als die Anzahl der abgeschätzten Netzzustandsdaten. Dabei können Netzzustandsdaten an einer Anzahl an Punkten entlang des Verteilnetzes abgeschätzt werden, die größer ist, als die Anzahl an Messpunkten bzw. die Anzahl an Sensoren. Wie ausgeführt, erfolgt eine Anpassung der State Estimation insbesondere in Feldversuchsnetzen derart, dass die abgeschätzten Werte mit tatsächlich gemessenen Werten verglichen werden und bei einer Abweichung eine Anpassung der Abschätzung erfolgt.
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Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird vorgeschlagen, dass die Steuerung des Netzzustandes, insbesondere die Steuerung der Aktoren abhängig von einem Fahrplan für jeweils ein Zeitintervall durchgeführt wird. In dem Fahrplan kann beispielsweise festgelegt werden, wie einzelne Aktoren innerhalb von Zeitscheiben eines Intervalls zu steuern sind. Der Fahrplan kann beispielsweise eine Planung für die Zustände von Aktoren für ein Zeitraum von mehreren Stunden, beispielsweise 24 Stunden, 48 Stunden oder dergleichen aufweisen.
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Während des Regelns gemäß Fahrplan erfolgt eine Messung in jeder Zeitscheibe, beispielsweise minütlich, 5-minütlich, viertelstündlich, halbstündlich, stündlich sowie eine Abschätzung des Netzzustands, wie oben beschrieben.
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Wird innerhalb einer Zeitscheibe festgestellt, dass eine Grenzwertverletzung vorliegt, d.h. dass ein Netzzustand an einem Punkt einen zulässigen Grenzwert über- bzw. unterschreitet, so erfolgt eine Ad-hoc-Regelung, die nachfolgend beschrieben wird. Liegt keine Grenzwertverletzung vor, wird der Fahrplan beibehalten.
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Mit Hilfe der Ad-hoc-Regelung wird versucht, einerseits die Grenzwertüberschreitung zu beheben, andererseits den Fahrplan zu optimieren.
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Bei der Anpassung des Fahrplans erfolgt eine Strangregelung, eine Netzregelung oder eine regelbasierte Backup-Steuerung. Bei der Strangregelung wird versucht, über veränderte Einstellparameter für Aktoren entlang des Verteilstrangs die Grenzwertverletzung zu beheben. Dabei erfolgt eine Anpassung zumindest eines Schaltparameters/Einstellparameters des Aktors und eine anschließende Überprüfung des Netzzustands auf Grenzwertverletzungen. Liegt keine solche vor, wird der Fahrplan entsprechend angepasst. Liegt weiterhin eine Grenzwertverletzung vor, kann dieser Aktor mit anderen Schaltparametern/Einstellparametern betrieben werden oder andere Aktoren können anders eingestellt werden.
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Gelingt es nicht, die Grenzwertverletzung in einer bestimmten Anzahl an Versuchen zu beheben, beispielsweise 1, 2, 5 oder 10 oder liegen zu einem bestimmten Zeitpunkt Grenzwertverletzungen entlang mehrerer Stränge vor, so kann eine Netzregelung einsetzen. Bei der Netzregelung lassen sich beispielsweise Einstellparameter von Ortsnetztransformatoren, Mittelspannungstransformatoren oder dergleichen beeinflussen. Diese Beeinflussung der Betriebsparameter wirkt sich auf eine Mehrzahl an Verteilsträngen aus. Auch hier wird überprüft, ob die Veränderung der Einstellparameter dazu führt, dass die Grenzwertverletzung behoben wurde und keine neue Grenzwertverletzung aufgetreten ist. Ist dies der Fall, wird der Fahrplan entsprechend angepasst.
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Die Anpassung des Fahrplans kann für nachfolgende Fahrpläne übernommen werden. So lässt sich ein Fahrplan für die Netzbetriebsführung dynamisch verändern, insbesondere abhängig von der Abschätzung, der ergriffenen Maßnahme und der Wirkung der Maßnahme auf den Netzzustand.
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Greift weder die Strangregelung noch die Netzregelung, kann eine Backup-Steuerung durchgeführt werden. Diese vereinfachte, regelbasierte Backup-Steuerung ist dergestalt, dass mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit der Netzzustand so stabil ist, dass keine Grenzwertverletzung mehr vorliegt. Diese Backup-Steuerung kann als Ultima Ratio verstanden werden. Insbesondere wird angestrebt, durch Anpassung des Fahrplans abhängig von einer Strangregelung und/oder einer Netzregelung eine dauerhafte Grenzwertverletzung zu vermeiden, so dass die Backup-Steuerung bei längerem Einsatz der Abschätzung bzw. der State Estimation zunehmend weniger zum Einsatz kommt.
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Auch ist erkannt worden, dass die Netzbetriebsführung zunehmend auf exogenen Größen basiert. So ist beispielsweise die Sonneneinstrahlung, die Temperatur oder die Uhrzeit relevant für Grenzwertverletzungen. So ist beispielsweise eine hohe Anzahl an PV-Anlagen bei einer hohen Sonneneinstrahlung häufig für Spannungsbandverletzungen verantwortlich. Diese exogenen Größen können bei der Anpassung des Fahrplans bzw. der Strangregelung und/oder der Netzregelung Einfluss nehmen. So kann die Strangregelung oder die Netzregelung abhängig von exogenen Größen variieren. Somit kann der Fahrplan zusätzlich abhängig von exogenen Größen beeinflusst werden.
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Dadurch, dass exogene Größen Einfluss auf die Betriebsführung haben, ist es nicht möglich, dass konkrete Verhalten der Netzzustandsführung aus aktuellen Messdaten abzuleiten. Vielmehr ist die Betriebsführung flexibel und abhängig von einer Vielzahl von Eingangsgrößen, die endogen sind, also unmittelbar im Netz messbar sind oder exogen, wie beispielsweise Sonneneinstrahlung, Temperatur oder Uhrzeit.
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Nach einem Ausführungsbeispiel wird vorgeschlagen, dass der Zustand des Verteilnetzes mit Hilfe einer State Estimation abgeschätzt wird. Das heißt, dass aus einem nicht vollständig erfassten Niederspannungsnetz anhand der von den Messstellen zur Verfügung gestellten Netzzustandsdaten eine Beobachtbarkeit des Verteilnetzes, zumindest eines Verteilstrangs des Verteilnetzes, hergestellt werden kann.
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Mit Hilfe der State Estimation lassen sich die Ströme entlang eines Verteilstrangs abschätzen und gegebenenfalls kann so ein Maximalstrom sowie der Abschnitt des Verteilnetzes, auf dem dieser Maximalstrom fließt, bestimmt werden.
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Messstellen können intelligente Messsysteme sein, welche durch Verteilnetzbetreiber zu verbauen sind. Diese liefern nicht nur die Jahresenergiemenge oder tägliche Zählerstandgänge, sondern können auch darüber hinaus in nahezu Echtzeit Informationen zu Strom und Spannung an zumindest einer Phase liefern. Insbesondere können die Netzzustandsdaten, beispielsweise Strom und Spannung und/oder Phasenwinkel an zumindest einer Phase, vorzugsweise jedoch an zwei oder allen Phasen eines Teilnehmeranschlusses gemessen werden. Für die Abschätzung werden Netzzustandsdaten von zumindest zwei Messstellen entlang des Verteilnetzes, insbesondere entlang des Verteilstrangs genutzt. Insbesondere der maximale Strom entlang eines Verteilstrangs lässt sich durch die Kombination der Netzzustandsdaten mit einer entsprechenden Zustandsschätzung erfassen und prognostizieren.
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Die Messstellen liefern die Netzzustandsdaten nahezu in Echtzeit, was bedeutet, dass die Netzzustandsdaten im Minutenbereich geliefert werden können. Netzzustandsdaten werden gemäß einem Ausführungsbeispiel in Abständen von weniger als 5 Minuten, insbesondere von weniger als 2 Minuten, empfangen. Dabei kann jede einzelne Messstelle die Netzzustandsdaten in dem genannten Intervall senden.
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Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird vorgeschlagen, dass der Zustand zumindest eine Information zu einem Maximalstrom entlang des Verteilstroms umfasst. Wie eingangs bereits erläutert, sind Ortsnetztransformatoren bisher mit Sicherungen versehen, die einen Maximalstrom entlang eines Verteilstrangs absichern. Solche Sicherungen sind überfällig, wenn der maximale Strom nicht mehr am Übergangspunkt zwischen dem Mittelspannungsnetz und dem Niederspannungsnetz auftritt, sondern innerhalb eines jeweiligen Verteilstrangs durch Ausgleichsströme zwischen Lasten und Erzeugern. Diese Maximalströme können gegenständlich abgeschätzt werden, auch wenn sie nicht an dem Übergabepunkt auftreten.
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Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird vorgeschlagen, dass die Steuerung des Netzzustands zumindest eine Steuerung der in den Verteilstrang eingespeisten oder aus dem Verteilstrang entnommenen Wirkleistung und/oder Blindleistung abhängig von der Abschätzung des Zustands des Verteilnetzes umfasst. Z.B. kann ein Ortsnetztransformator durch entsprechende Einstellungen insbesondere je Phase Strom und Spannung variieren sowie den Phasenwinkel hier zwischen. Dadurch kann es möglich sein, auf Ausgleichsströme zwischen zwei Teilnehmern einzuwirken und somit den Maximalstrom entlang des Verteilnetzes über einen längeren Zeitraum in zulässigen Grenzen zu halten.
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Auch kann es notwendig sein, bei einem Überschreiten eines Grenzwertes durch den Maximalstrom, den Verteilstrang vom Netz zu nehmen.
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Dies kann beispielsweise durch Aktivieren einer Sicherung einer Ortsnetzstation zum Trennen zumindest des Verteilstrangs von der Ortsnetzstation abhängig von der Abschätzung des Zustands des Verteilnetzes sein. Durch das Trennen erfolgt jedoch nicht ein Unterbinden der Ausgleichsströme zwischen zwei Teilnehmern entlang eines Teilnehmerstrangs. Vielmehr wird lediglich gewährleistet, dass der Verteilstrang vom Ortsnetztransformator abgetrennt wird und somit gegebenenfalls Auswirkungen auf nebengelagerte Verteilstränge unterbunden werden können.
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Die State Estimation ermöglicht nicht nur die Abschätzung eines Maximalstroms, sondern kann auch derart sein, dass eine Fehlerortung entlang des Verteilstrangs durchgeführt wird. Insbesondere kann eine Positionierung eines Maximalstroms entlang eines Verteilstrangs aufgrund der Netzzustandsdaten berechnet werden und ein Fehler entsprechend verortet werden.
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Die Messstellen sind insbesondere intelligente Stromzähler. Diese sind bevorzugt an niederspannungsseitigen Teilnehmeranschlüssen angeordnet und senden ihre Netzzustandsdaten an den zentralen Ortsnetztransformator oder einen Server, der auch in der Ortsnetzstation angeordnet sein kann.
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Nachfolgend wird der Gegenstand anhand einer Ausführungsbeispiele zeigenden Zeichnung näher erläutert. In der Zeichnung zeigen:
- 1a ein Verteilnetz gemäß einem Ausführungsbeispiel;
- 1b eine Abschätzung eines Zustands des Verteilnetzes entlang eines Verteilstrangs;
- 2 einen Fahrplan gemäß einem Ausführungsbeispiel;
- 3 eine Überprüfung einer State Estimation;
- 4 eine Netzbetriebsführung gemäß einem Ausführungsbeispiel.
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1 zeigt ein Verteilnetz 2 mit einem Ortsnetztransformator 4 in stark vereinfachter Form. Der Ortsnetztransformator 4 ist primärseitig mit einem Mittelspannungsnetz 4a verbunden und sekundärseitig mit einem Niederspannungsnetz 4b. Sowohl das Mittelspannungsnetz 4a als auch das Niederspannungsnetz 4b sind dreiphasig, der Einfachheit halber jedoch nur einphasig dargestellt.
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Auf Seiten des Niederspannungsnetzes 4b können von einer Sammelschiene eine Mehrzahl an Verteilsträngen 6a, 6b und 6c abzweigen. Jeder dieser Verteilstränge 6a-c ist durch eine Sicherung 8a, 8b, 8c, welche vorzugsweise innerhalb der Ortsnetzstation 4 angeordnet ist, abgesichert.
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Die Sicherungen 8a-c sind für Maximalströme ausgelegt um sicherzustellen, dass auf den Strängen 6a-c die Ströme einen Maximalwert nicht überschreiten.
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Durch die zunehmende Anzahl an Prosumern, also Teilnehmern, die sowohl Last als auch Einspeiser sein können, tritt die Situation auf, dass an den Sicherungen 8a-c nicht mehr stets die Maximalströme gemessen werden können. Vielmehr können zwischen Teilnehmern 10 Ausgleichströme fließen, beispielsweise wenn ein Teilnehmer eine Last ist und ein anderer Teilnehmer ein Einspeiser. Diese Ausgleichsströme können über den maximal zulässigen Strömen liegen, welche durch die Sicherung 8a-c abgesichert sind.
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An jedem einzelnen Teilnehmer 10 oder auch nur an vereinzelten Teilnehmern 10 können intelligente Messstellen angeordnet sein. Diese Messstellen können beispielsweise als Smart Meter ausgeführt sein. Die Messstellen können an einen zentralen Rechner 12 Messergebnisse zu Netzzustandsdaten übermitteln. Netzzustandsdaten können dabei insbesondere Informationen zu einer momentanen Spannung, einem momentanen Strom, einem Phasenwinkel oder dergleichen sein. Netzzustandsdaten können in zeitlichen Abständen, insbesondere regelmäßig übermittelt werden, wobei die Abstände verhältnismäßig kurz sein können. Die Abstände können im Minutenbereich liegen, so dass mit einer Unschärfe von wenigen Minuten Netzzustandsdaten in dem zentralen Rechner 12 für jeden Verteilstrang 6a-c vorliegen.
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Mittels einer State Estimation ist es möglich, den Netzzustand abzuschätzen und gegebenenfalls eine Steuerung des Netzzustands einzuleiten.
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Ein Ergebnis einer State Estimation ist beispielsweise in 1b dargestellt. Dort ist über die X-Achse die Länge des Verteilstrangs 6a aufgetragen und auf der Y-Achse eine Spannung bzw. ein Strom. Die durchgezogene Linie kann ein Spannungsverlauf 14 entlang des Strangs 6a darstellen und die gestrichelte Linie 16 kann einen Stromverlauf entlang des Strangs 6a darstellen.
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Mit Hilfe von Messstellen an den Teilnehmern 10 können Zustandsdaten 18 ermittelt werden. Die Netzzustandsdaten 18 sind beispielsweise Werte von Strom und Spannung, die in Kenntnis der Positionierung der Teilnehmer 10 Auskunft über einen aktuellen Netzzustand an exakt der Position des intelligenten Messsystems ausgeben können.
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In Kenntnis dieser Netzzustandsdaten 18 lässt sich der Verlauf von Strom und Spannung mittels State Estimation abschätzen. Die Abschätzung resultiert in den Verläufen 14 und 16 für Spannung und Strom.
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Zu erkennen ist, dass die State Estimation einen Stromüberschuss zwischen den beiden linken Teilnehmern 10 abgeschätzt hat. Sollte ein solcher Stromüberschuss oberhalb eines Grenzwertes liegen, könnten Gegenmaßnahmen eingeleitet werden.
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An den Teilnehmern 10 und der Ortsnetzstation 4 sowie beispielsweise auch den Sicherungen 8a-c können Aktoren vorgesehen sein, die mit Einstellparametern betrieben sein können. Ein einfachster Einstellparameter kann ein/aus sein. Ein anderer Einstellparameter kann beispielsweise eine Blindleistungseinspeisung sein, der beispielsweise am Ortsnetztransformator 4 oder auch an Wechselrichtern von Fotovoltaikanlagen an den Teilnehmern 10 eingestellt werden kann. Auch kann die Einspeisespannung beispielsweise von Batterien an den Teilnehmern 10, Wechselrichtern von Fotovoltaikanlagen, KWK-Anlagen, Windkraftanlagen oder dergleichen eingestellt werden. Eine Vielzahl von Einstellparametern lassen sich definieren, mit denen eine Netzbetriebsführung möglich ist. Abhängig von einer Prognose über den Netzzustand kann somit ein Fahrplan für die verschiedenen Aktoren in verschiedenen Zeitschlitzen vorgegeben werden, wie in 2 dargestellt ist.
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In 2 ist ein Fahrplan 14 dargestellt. Verschiedenste Aktoren 18, die jeweils eine Zeile belegen, können zu unterschiedlichen Zeitschlitzen, die jeweils als Spalte 20 dargestellt sind, unterschiedlich geregelt werden. So ist es möglich, für jeden Aktor 18 einen Fahrplan 14 unterteilt in Zeitschlitze 20 zu definieren.
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Während des Betriebs wird zunächst ein Fahrplan 14 geladen und die Aktoren 18 werden entsprechend des Fahrplans 14 betrieben.
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Gleichzeitig erfolgt eine Messung von Zustandsdaten durch Messstellen, die an vereinzelnden Teilnehmen 10 oder sonst wo entlang eines Verteilstrangs 6a-c angeordnet sind, erfasst werden. Abhängig von den erfassten Zustandsdaten erfolgt eine Netzzustandsabschätzung, wie in der 1b dargestellt. In der 1b ist zu erkennen, dass der Netzzustand zwischen den Messpunkten, welche aktuelle Messstellen darstellen, interpoliert ist.
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Entlang des Verteilstrangs wird dann der abgeschätzte Zustand des Netzes auf Grenzwertverletzungen überprüft. Liegt keine Grenzwertverletzung vor, so wird der Fahrplan weiter durchgeführt.
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Für den Fall, dass eine Grenzwertverletzung vorliegt, erfolgt eine Anpassung der Betriebsparameter einzelner, einer Mehrzahl oder aller Aktoren im Sinne einer Strangregelung, oder es erfolgt eine Netzregelung beispielsweise am Ortsnetztransformator 4. Erfolgt eine solche Regelung, wird anschließend der Zustand des Netzes erneut anhand einer neu berechneten State Estimation überprüft auf Grenzwertverletzungen. Liegt eine solche Grenzwertverletzung vor, wird erneut eine Anpassung der Betriebsparameter vorgenommen.
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Wenn nach einer gewissen Anzahl an Versuchen, beispielsweise 1, 2, 5, 10 die Strangregelung oder Netzregelung zu einem Netzzustand führt, der keine Grenzwertverletzung mehr aufweist, so wird der geänderte Fahrplan als neuer Fahrplan 14 gespeichert. Darüber hinaus wird diesem Fahrplan der Netzzustand, Messwerte und/oder exogene Größen zugeordnet, so dass der Fahrplan 14 in einer zukünftigen Betriebsführung berücksichtigt werden kann.
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Erfolgt keine Regelung derart, dass eine Grenzwertverletzung behoben ist, kann eine Backup-Steuerung durchgeführt werden, die das Verteilnetz verlässlich in einen sicheren Zustand überführt.
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Die Auswahl des Fahrplans 14 zu Beginn des Betriebs kann abhängig von zuvor durchgeführten Messwerten und/oder exogenen Messdaten bzw. Zuständen erfolgen.
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Die Anpassung der State Estimation ist in der 3 dargestellt. Hierbei kann beispielsweise zunächst eine Messung 22 erfolgen. Basierend auf der Messung 22 erfolgt eine State Estimation 24. Basierend auf der State Estimation 24 können Leistungsflüsse innerhalb eines Verteilstrangs 6a-c bestimmt werden (28) und anschließend Spannungswerte berechnet werden (30). Die berechneten Spannungswerte entsprechen beispielsweise denen in der 1b, dargestellt durch die Linie 14.
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An Punkten, an denen Messwerte aufgenommen werden, die nicht für die State Estimation verwendet wurden, kann der abgeschätzte Spannungswert entlang der Linie 14 mit tatsächlich gemessenen Spannungswerten (32) verglichen werden. Ist der Vergleich positiv, d.h. dass die berechneten Spannungswerte (30) mit den gemessenen Spannungswerten (32) korrelieren und insbesondere eine Abweichung haben, die geringer ist als ein Grenzwert, so kann die State Estimation unverändert bleiben. Liegt eine Abweichung vor, kann eine Anpassung in Richtung der State Estimation vorgenommen werden.
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Der Ablauf eines gegenständlichen Verfahrens ist in der 4 dargestellt. Zunächst werden Messdaten erfasst (34). Basierend aus den erfassten Messdaten und/oder exogenen Werten wird ein Fahrplan 14 ausgewählt (36). Anschließend wird das Netz entsprechend des Fahrplans 14 betrieben und es erfolgt eine State Estimation des Netzes, wie oben beschrieben.
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In Zeitintervallen, die insbesondere der Länge der Zeitscheiben 20 entspricht, erfolgt eine Überprüfung, ob eine Grenzwertverletzung vorliegt (38). Liegt eine Grenzwertverletzung vor, so erfolgt eine Strangregelung oder Netzregelung 40. Anschließend wird ein erneutes State Estimation mit einer Überprüfung auf eine Grenzwertverletzung durchgeführt (42). Liegt eine Grenzwertverletzung vor, so wird in Schritt 40 abgezweigt und es werden gegebenenfalls andere Einstellparameter gewählt Liegt keine Grenzwertverletzung vor, so wird in Schritt 44 abgezweigt und das Netz wird entsprechend des Fahrplans 14 weiter betrieben.
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Der Abzweig von Schritt 42 in Schritt 40 kann für eine bestimmte Anzahl an Versuchen erfolgen. Liegt eine Anzahl an Grenzwertverletzungen vor, die über der bestimmten Anzahl liegt, so kann in dem Schritt 42 in eine regelbasierte Backup-Steuerung abgezweigt werden.
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Im Schritt 44 wird darüber hinaus der Fahrplan 14 angepasst, da die angepassten Einstellparameter zu einem fehlerfreien Netzzustand geführt haben, so dass der Fahrplan 14 stets basierend auf der State Estimation optimiert wird. Diesem Fahrplan werden die Zustandsdaten zugeordnet, mit denen der Fahrplan anschließend ausgewählt werden kann.
