DE102019133405A1

DE102019133405A1 - Verfahren und Anordnung zum Ermitteln einer Lastflusskarte innerhalb eines Wechselspannungs-Energieversorgungsnetzes

Info

Publication number: DE102019133405A1
Application number: DE102019133405.5A
Authority: DE
Inventors: Andreas Falk
Original assignee: SMA Solar Technology AG
Current assignee: SMA Solar Technology AG
Priority date: 2019-12-06
Filing date: 2019-12-06
Publication date: 2021-06-10
Also published as: WO2021110368A1; AU2020395811A1; US20220294263A1; EP4070427A1

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Ermitteln einer Lastflusskarte innerhalb eines Wechselspannungs-Energieversorgungsnetzes (1), wobei in dem Energieversorgungsnetz (1) eine Mehrzahl von Netzteilnehmern (10) an jeweils einem Netzanschlusspunkt (11) angeordnet ist. Das Verfahren weist die folgenden Schritte auf:- Ermitteln jeweils eines eine individuelle Phasenlage (Φ) der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) widerspiegelnden Wertes durch die Mehrzahl der Netzteilnehmer (10);- Übertragen des jeweiligen Werts in Form von Daten von der Mehrzahl der Netzteilnehmer (10) an einen übergeordneten Datenempfänger;- Auswerten der Daten und Erstellen einer Lastflusskarte anhand der die individuelle Phasenlagen (Φ) widerspiegelnden Werte.Die Erfindung betrifft weiterhin eine Anordnung zur Durchführung des Verfahrens.

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Ermitteln einer Lastflusskarte innerhalb eines Wechselspannungs-Energieversorgungsnetzes, wobei in dem Energieversorgungsnetz eine Mehrzahl von Netzteilnehmern an jeweils einem Netzanschlusspunkt angeordnet ist. Die Erfindung betrifft weiterhin eine Anordnung einer Mehrzahl von Netzteilnehmern und mindestens eines Referenzsignalgebers zum Ermitteln einer Lastflusskarte innerhalb eines Energieversorgungsnetzes.
Wechselspannungs-Energieversorgungsnetze werden über die Frequenz der Wechselspannung geregelt. Übersteigt die entnommene Energie die eingespeiste Energie, so sinkt die Netzfrequenz unter ihren nominellen Wert von beispielsweise 50 Hz in Europa. Übersteigt die eingespeiste Energie die entnommene Energie, so steigt die Netzfrequenz über den nominellen Wert. Der Grund für dieses Verhalten liegt in der vorherrschenden Erzeugung von elektrischer Energie mittels Drehfeldmaschinen. Da die Netzfrequenz - anders als z.B. eine Netzspannung - über das gesamte Energieversorgungsnetz gleich ist, wird die Leistungsabhängigkeit der Netzfrequenz zur Regelung der Energieeinspeisung in das Energieversorgungsnetz genutzt, um insgesamt für das Energieversorgungsnetz die erforderliche Gleichheit von eingespeister und entnommener Leistung möglichst jederzeit herzustellen.
Unabhängig von einer für das Gesamtnetz zu erfüllenden Bedingung der Gleichheit von entnommener und eingespeister Leistung ist es für einen gesicherten Betrieb des Energieversorgungsnetzes auch relevant, wie und in welcher Größe lokal Energieflüsse innerhalb des Energieversorgungsnetzes stattfinden. Hohe Lastflüsse werden durch ein regionales Ungleichgewicht zwischen entnommener und eingespeister Energie verursacht.
Aus einer Kenntnis lokaler Leistungsflüsse kann beispielsweise eine Überlastung bestimmter Übertragungsstrecken innerhalb des Energieversorgungsnetzes abgeleitet werden oder eine Überlastung oder drohende Überlastung von Transformatoren, die innerhalb des Energieversorgungsnetzes Energie in verschiedene Spannungsebenen umsetzen, erkannt werden. Daher ist eine Kenntnis von lokalen Lastflüssen auch für eine Abschätzung einer Preisentwicklung von Energie im Energieversorgungsnetz interessant, da Preise im Energieversorgungsnetz sich für lokale Untereinheiten auch an dem Verhältnis von Angebot und Nachfrage orientieren, also als Korrektiv für ein aufgetretenes Ungleichgewicht genutzt werden können.
Eine Zusammenstellung von Informationen über Leistungsflüsse zwischen einer Vielzahl von Stellen innerhalb eines Energieversorgungsnetzes wird im Rahmen der Anmeldung als Lastflusskarte bezeichnet. Als Koordinaten der Lastflusskarte können dabei geografische Koordinaten eingesetzt werden, ebenso wie strukturelle Koordinaten des Energieversorgungsnetzes oder andere die Stellen kennzeichnenden Informationen. Der Begriff Karte impliziert aber nicht die Art der Darstellung der leistungsflussbezogenen Information.
Strukturelle Koordinaten sind solche Koordinaten, die aus einer Struktur des Energieversorgungsnetzes abgeleitet sind. Energieversorgungsnetze weisen in der Regel mehrere Ebenen auf, die sich durch die verwendeten Spannungen und die mit Übertragungsstrecken von mit dieser Spannung überbrückten Distanzen unterscheiden. Beispielsweise kann eine Höchstspannungsebene vorgesehen sein, innerhalb der Distanzen in Bereichen von hunderten bis tausenden Kilometer bei einer Höchstspannung von zum Beispiel 380 Kilovolt (kV) überbrückt werden. Auf der Höchstspannungsebene sind in der Regel nur wenige Verteilerknoten innerhalb des Energieversorgungsnetzes vorhanden. An den Verteilerknoten der Höchstspannungsebene schließt sich jeweils eine Verteilerebene an, in der Spannungen von beispielsweise 120 kV genutzt werden. Die Knoten der Verteilerebene wiederum stellen Übergangspunkte zu einer Mittelspannungsebene dar, die beispielsweise mit einer Spannung von 20 kV betrieben wird. Knoten der Mittelspannungsebene stellen dann wiederum Verbindungsstellen zur Niederspannungsebene dar, in der die sogenannte Lichtnetzspannung von beispielsweise 230 V herrscht. Die Niederspannungsverteilung stellt die kurzreichweitigste, aber am stärksten verästelte Verteilung dar.
Aus der Druckschrift DE 10 2017 112 438 A1 ist ein Steuergerät bekannt, das elektrische Verbraucher und/oder lokale Energieerzeuger, beispielsweise eine Solaranlage mit Energiespeicher, in Abhängigkeit von Phaseninformationen am Netzanschlusspunkt eines Netzteilnehmers ansteuert. Die Phaseninformation wird gewonnen, indem die Phasenlage am Netzanschlusspunkt ermittelt wird und mit einer Phasenlage an einem übergeordneten Netzknoten verglichen wird. Die Phasenlage stellt einen Indikator für das Verhältnis von eingespeister zu entnommener Leistung in einem lokalen Abschnitt des Energieversorgungsnetzes dar. Die Phaseninformation des übergeordneten Knotens wird dabei von einem Referenzsignalgeber erfasst und der Steuereinrichtung übermittelt. Die gewonnene Phaseninformation wird von der Steuereinrichtung genutzt, um das Verbrauchs- bzw. Einspeiseverhalten lokal zu steuern und damit auf der untersten Spannungsebene des Energieversorgungsnetzes zu einem lokalen Gleichgewicht von entnommener und eingespeister Leistung beizutragen. Schlüsse auf einen Leistungsfluss im Energieversorgungsnetz auf einer übergeordneten Spannungsebene lassen sich aus einer derartigen singulären Messung jedoch nicht ableiten.
Es ist eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Verfahren und eine Anordnung der eingangs genannten Art zu schaffen, mit deren Hilfe eine Lastflusskarte zumindest eines Abschnitts eines Energieversorgungsnetzes erstellt werden kann.
Diese Aufgabe wird durch ein Verfahren bzw. eine Anordnung mit den Merkmalen des jeweiligen unabhängigen Anspruchs gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltungen und Weiterbildungen sind Gegenstand der abhängigen Ansprüche.
Ein erfindungsgemäßes Verfahren der eingangs genannten Art weist die folgenden Schritte auf: Es wird jeweils ein Wert durch die Mehrzahl der Netzteilnehmer ermittelt, der eine individuelle Phasenlage der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt widerspiegelt. Der jeweilige Wert wird in Form von Daten von der Mehrzahl der Netzteilnehmer an einen übergeordneten Datenempfänger übertragen. Schließlich werden die Daten ausgewertet und eine Lastflusskarte anhand der die individuelle Phasenlagen widerspiegelnden Werte erstellt.
Die erfindungsgemäße Grundidee beruht darauf, dass ein Lastfluss zwischen zwei Netzteilnehmern Einfluss auf den Unterschied der individuellen Phasenlage dieser Netzteilnehmer nimmt. Ursache hierfür ist eine in der Regel in ihrem Ausmaß unbekannte Übertragungsimpedanz des Netzabschnittes zwischen den Netzteilnehmern. Im Gegenzug erlaubt eine Auswertung der individuellen Phasenlage daher den Rückschluss auf einen ursächlichen Lastfluss.
Vorteilhafte Ausgestaltungen des Verfahrens beziehen sich auf verschiedene Möglichkeiten, welche Größen als die Werte, die die individuelle Phasenlage der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt widerspiegeln, erfasst und übermittelt werden.
In einer ersten Alternative wird zunächst ein Referenzsignal bereitgestellt, das einen Referenzzeitpunkt beinhaltet, der eine Referenzphasenlage einer Wechselspannung in dem Energieversorgungsnetz an einem Referenzpunkt angibt. Das Referenzsignal repräsentiert einen Zeitpunkt, zu dem die Wechselspannung im Energieversorgungsnetz an dem Referenzpunkt eine vorgegebene Phasenlage aufweist, und kann beispielsweise der Zeitpunkt eines Spannungsnulldurchgangs sein. Das Referenzsignal wird von der Mehrzahl der Netzteilnehmer empfangen. Weiter wird jeweils eine individuelle Phasenlage der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt durch die Mehrzahl der Netzteilnehmer bestimmt. Hierfür kann die dem Referenzsignal zugrundeliegende vorgegebene Phasenlage, also beispielsweise ein Spannungsnulldurchgang, verwendet werden, wobei dann die Zeitdifferenz zwischen Referenzzeitpunkt und dem durch den Netzteilnehmer bestimmten Zeitpunkt als Bestimmungsgrundlage für die individuelle Phasenlage dient. Es kann aber auch die Phasenlage zum Referenzzeitpunkt als individuelle Phasenlage bestimmt werden. Die jeweilige individuelle Phasenlage wird dann mit der Referenzphasenlage verglichen und es wird eine jeweilige Phasenverschiebung zwischen der individuellen Phasenlage und der Referenzphasenlage ermittelt. Diese stellt dann unmittelbar den Wert dar, der an den übergeordneten Datenempfänger übertragen wird. Bei dieser Alternative, wie auch den nachfolgend erläuterten, kann der übergeordnete Datenempfänger Teil einer zentralen Auswerteeinheit sein, die die erstellte Lastflusskarte darstellt, weiterverarbeitet, analysiert und/oder an Nutzer der Lastflusskarte weiterleitet.
In einer Ausgestaltung der ersten Alternative wird das Referenzsignal durch einen Referenzsignalgeber bereitgestellt, der gegenüber den Netzteilnehmern mit einem übergeordneten Abschnitt des Energieversorgungsnetzes verbunden ist, und der die Referenzphasenlage anhand einer Wechselspannung in dem übergeordneten Abschnitt des Energieversorgungsnetzes bestimmt. Wenn die Netzteilnehmer beispielsweise an eine Mittel- oder Niederspannungsebene des Energieversorgungsnetzes angeschlossen sind, ist der Referenzsignalgeber an einer Verteiler- oder Höchstspannungsebene des Energieversorgungsnetzes gekoppelt.
In einer weiteren Ausgestaltung der ersten Alternative wird das Referenzsignal durch einen Referenzsignalgeber bereitgestellt. Der Referenzsignalgeber erzeugt sein Referenzsignal auf der Basis einer Mittelung der Phasenlagen vieler Phasenmessungen in einer gemeinsamen Spannungsebene als Referenzphasenlage und dient als Referenzsignal für Netzteilnehmer in dieser Spannungsebene. Das Empfangen und Mitteln der Phasenlagen kann dabei von dem übergeordneten Datenempfänger vorgenommen werden. Dieser Ausgestaltung liegt die Erkenntnis zugrunde, dass der Mittelwert der Phasenlagen vieler Phasenmessungen in beispielsweise der unteren Spannungsebene einen festen Phasenbezug zur Phase der direkt übergeordneten Spannungsebene hat. Auf diese Weise kann auf einen unmittelbar mit der übergeordneten Ebene des Energieversorgungsnetzes verbundenen Referenzsignalgeber verzichtet werden. Es kann dabei vorgesehen sein, dass eine minimale Phasenabweichung zwischen dem Anschlusspunkt im Energieversorgungsnetz und dem Mittelwert der vielen Phasenmessungen zu solchen Zeiten auftritt, in denen bekannterweise geringe Leistung Entnahmen aus dem Energieversorgungsnetz erfolgen, also beispielsweise zu Nachtzeiten. Es ist zu erwarten, dass daher in Nachtzeiten auch verhältnismäßig geringe Lastflüsse auftreten, so dass ein derart erzeugtes Referenzsignal einem Zustand geringen Lastflusses zugeordnet werden kann. Auch eine solche Phase kann dann als Referenzphase für Lastflüsse zu anderen Zeiten genutzt werden.
In einer bevorzugten Weiterbildung der beschriebenen Ausgestaltungen der ersten Alternative wird zur Bestimmung der Referenzphasenlage und der individuellen Phasenlagen ein Zeitsignal von dem Referenzsignalgeber und den jeweiligen Netzteilnehmern empfangen. Das Zeitsignal kann beispielsweise ein GPS (Global Positioning System) - Signal sein. Der Begriff GPS umfasst hierbei jegliche satellitengestütze Ortungssysteme wie Galileo, GLONASS oder andere. Bei Verwendung eines gleichen Zeitsignals, also einer gemeinsamen Zeitbasis für den Referenzsignalgeber und die Netzteilnehmer kann eine Phasenlage in Form eines singulären Zeitpunkts, zu dem diese Phasenlage erreicht wurde, übertragen werden, auch wenn diese Phasenmessung in der Vergangenheit liegt. Die gespeicherte Messung im Teilnahmegerät kann bei genauer Kenntnis der Zeitbasis mit der Phasenlage am Referenzpunkt verglichen werden, so dass eine Differenzphase zum Referenzzeitpunkt ermittelt werden kann. Gegebenenfalls kann eine Laufzeitkorrektur vorgenommen werden.
Bei Übertragung einer Phasenlage ist der Übertragungsweg dagegen nicht zeitkritisch. Für das Erstellen der Lastflusskarte ist es ausreichend, Phasenlagenänderungen auf einer Zeitskala im Bereich von Minuten abzubilden. Entsprechend braucht ein die Phasenlagen repräsentierender Zeitpunkt nicht für jede Periode der Wechselspannung übertragen werden, sondern es ist ausreichend, einen Zeitpunkt mehrere Male in der Minute bis hin zu einmal in mehreren Minuten zu übertragen.
In einer zweiten Alternative werden zum Ermitteln des jeweiligen, die individuelle Phasenlage widerspiegelnden Werts die folgenden Schritten ausgeführt: Es wird ein Zeitsignal erzeugt und gesendet, das eine absolute und gemeinsame Zeit für das Energieversorgungsnetz definiert und dieses Zeitsignal wird von einem Referenzsignalgeber und der Mehrzahl der Netzteilnehmer empfangen. Ein Referenzzeitpunkt, der eine Referenzphasenlage einer Wechselspannung in dem Energieversorgungsnetz an dem Referenzsignalgeber widerspiegelt, wird ermittelt. Bis zu diesem Schritt entspricht die zweite Alternative der zuvor erläuterten Ausgestaltung der ersten Alternative. Bei der zweiten Alternative wird abweichend jedoch auch die Phasenlage der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt durch einen individuellen Phasenzeitpunkt repräsentiert. Der Referenzzeitpunkt und die die individuellen Phasenlagen widerspiegelnden Phasenzeitpunkte werden an den übergeordneten Datenempfänger übermittelt und es wird eine jeweilige Phasenverschiebung anhand des Referenzzeitpunkts und der individuellen Phasenzeitpunkte bestimmt. Wiederum wird die Lastflusskarte anhand der individuellen Phasenverschiebungen erstellt.
Hierbei ist vorteilhaft, dass auf Seiten der Netzteilnehmer nur eine minimale Verarbeitung von Daten erforderlich ist, da das Bestimmen der Phasenverschiebungen in den übergeordneten Datenempfänger bzw. der zentralen Auswerteeinheit vorgenommen wird. Wie zuvor beschrieben, kann ein GPS-Zeitsignal eingesetzt werden. Dieses ist annähernd überall verfügbar und geeignete Empfänger sind aufgrund der weiten Verbreitung dieses Systems günstig verfügbar. Die Anforderungen an die Qualität des GPS-Signals ist gegenüber den Anforderungen, die zu einer GPS-basierten Ortsbestimmung erforderlich sind, reduziert, da beispielsweise ein Signal eines Satelliten ausreichen kann, um ein hinreichend präzises Zeitsignal zu erhalten, während zur Ortsbestimmung die Signale mehrerer Satelliten erforderlich sind.
In einer dritten Alternative werden zum Ermitteln des jeweiligen, die individuelle Phasenlage widerspiegelnden Werts die folgenden Schritten ausgeführt: Es wird eine individuelle Phasenlage der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt durch die Mehrzahl der Netzteilnehmer bestimmt. Die individuelle Phasenlage kann beispielsweise durch einen Nulldurchgang der Wechselspannung definiert sein. Die individuelle Phasenlage wird dabei relativ zu einem Zeitsystem des jeweiligen Netzanschlusspunkts erfasst. Dieses Zeitsystem könnte individuell sein, solange es für einen längeren Zeitraum verfügbar ist. Es ist jedoch einfacher und praktischer, ein übergeordnetes Zeitsystem wie das des genannten GPS einzusetzen. Die individuelle Phasenlage wird in einem vorgegebenen Zeitraum gemittelt und es wird ein Mittelwert als individuelle Phasenreferenzlage festgelegt. Anschließend wird eine jeweilige Phasenverschiebung anhand der Phasenreferenzlage und der jeweiligen individuellen Phasenlage bestimmt und die Lastflusskarte anhand der individuellen Phasenverschiebungen erstellt. Da die Abweichungsbandbreite der unteren Netzebene nach einiger Zeit bekannt ist (die Bandbreite wird durch den maximalen Verbrauchsüberschuss bzw. den maximalen Erzeugungsüberschuss auf dieser Netzebene bestimmt), können darüber hinausgehende Phasenverschiebungen der überlagerten Netzebene zugeordnet werden. Die Mittelung der individuellen Phasenlage kann dabei z.B. über einen Zeitraum von etwa einer Woche bis etwa einem Monat durchgeführt werden. Das Festlegen des Mittelwerts als individuelle Phasenreferenzlage kann dabei wiederholt durchgeführt werden, insbesondere wenn beobachtet wird, dass sich der Mittelwert über einen längeren Zeitraum hinweg ändert.
Ähnlich wie bei der geschilderten Ausgestaltung der ersten Alternative kann auf diese Weise auf einen unmittelbar mit der übergeordneten Ebene des Energieversorgungsnetzes verbundenen Referenzsignalgeber verzichtet werden. Es kann auch hier vorgesehen sein, dass die Mittelung zu solchen Zeiten erfolgt, in denen bekannterweise geringe Leistungsentnahmen aus dem Energieversorgungsnetz erfolgen, also beispielsweise zu Nachtzeiten.
Hierbei können in einer Ausgestaltung die Schritte des Mittelns der individuellen Phasenlage, des Festlegens eines Mittelwerts als individuelle Phasenreferenzlage und des Ermittelns der jeweiligen Phasenverschiebung in dem jeweiligen Netzanschlusspunkt ausgeführt werden, woraufhin die ermittelte jeweiligen Phasenverschiebung an den übergeordneten Datenempfänger übertragen wird. In einer dazu alternativen Ausgestaltung wird die individuelle Phasenlage von dem jeweiligen Netzanschlusspunkt an den übergeordneten Datenempfänger übertragen und es werden daraufhin die Schritte des Mittelns der individuellen Phasenlage, des Festlegens eines Mittelwerts als individuelle Phasenreferenzlage und des Ermittelns der jeweiligen Phasenverschiebung in dem übergeordneten Datenempfänger ausgeführt.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens werden die eigenen geographischen Koordinaten von den Netzteilnehmern an den übergeordneten Datenempfänger gesendet. Diese können beispielsweise aus dem GPS-Signal ermittelt werden oder im Netzteilnehmer hinterlegt sein. In der Lastflusskarte können dann die von dem übergeordneten Datenempfänger empfangenen oder bestimmten Phasenverschiebungen den geographischen Koordinaten zugeordnet werden. In einer alternativen Darstellung der Lastflusskarte können die von dem übergeordneten Datenempfänger empfangenen Phasenverschiebungen strukturellen Koordinaten des Energieversorgungssystems zugeordnet werden. Strukturelle Koordinaten des Energieversorgungssystems sind solche, die sich auf die Struktur des Energieversorgungssystems und insbesondere die Aufteilung in die verschiedenen Spannungsebenen beziehen.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens bleibt zur Bestimmung der Phasenverschiebung ein Anteil unberücksichtigt, der durch Phasendrehung bestimmter Transformatorschaltgruppen (z.B. die häufig genutzte Schaltgruppe Dy5, die eine Phasendrehung von 30° verursacht) hervorgerufen ist, die zwischen dem Netzanschlusspunkt des Netzteilnehmers und dem übergeordneten Abschnitt des Energieversorgungsnetzes angeordnet sind. Die durch Transformatschaltgruppen hervorgerufen Phasenverschiebung ist zumindest anteilig nicht lastabhängig und von daher kein direkter Indikator für den Lastfluss am jeweiligen Netzanschlusspunkt. Gleiches gilt für Phasenverschiebungen, die lediglich daher rühren, dass unterschiedliche Phasenleiter (z.B. L1, L2 oder L3) eines mehrphasigen Netzes bei der Bestimmung der Referenzphasenlage und der individuellen Phasenlage betrachtet werden. Auch solche Phasenverschiebungen bleiben bevorzugt unberücksichtigt. Daher ist immer nur eine relative Phasenänderung von Interesse und niemals eine absolute Phase. Auch Phasenverschiebungen, die durch Anlagen zur Blindleistungskompensation hervorgerufen werden, bleiben vorteilhaft unberücksichtigt.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt eine Netzspannung gemessen, anhand der ein Einfluss der Höhe der Netzspannung auf den bestimmten Wert der Phasenverschiebungen kompensiert wird. Der Einfluss der Höhe der Netzspannung auf die Bestimmung der Phasenlage ist gering, dennoch trägt die Berücksichtigung dieses Einflusses zur Steigerung der Genauigkeit bei der Bestimmung der Phasenlage bei. Üblicherweise ist die bestimmte Phasenlage proportional zur Höhe der Netzspannung. Dieser Funktionszusammenhang kann zur Kompensation eingesetzt werden. Hintergrund der Kompensation ist, dass bei gleicher Last die Phasenverschiebung unterschiedlich ist, wenn die Spannung unterschiedlich ist. Die Phasendrehung hängt vom Strom ab. Ist die Netzspannung am Hausanschluss beispielsweise um 5 % höher, fließt bei gleicher Last 5% weniger Strom, wodurch auch die Phasenverschiebung entsprechend kleiner ist.
Eine erfindungsgemäße Anordnung einer Mehrzahl von Netzteilnehmern und mindestens eines Referenzsignalgebers zum Ermitteln einer Lastflusskarte innerhalb eines Energieversorgungsnetzes zeichnet sich dadurch aus, dass Netzteilnehmer und/oder der Referenzsignalgeber zur Durchführung eines der zuvor genannten Verfahren eingerichtet sind. Es ergeben sich die im Zusammenhang mit den Verfahren geschilderten Vorteile.
Die Erfindung wird nachfolgend anhand eines Ausführungsbeispiels mithilfe von Figuren näher erläutert. Die Figuren zeigen:

1 eine schematische Darstellung eines Teils eines Energieversorgungsnetzes mit einer Mehrzahl von Netzteilnehmern;
2 ein schematisches Blockschaltbild eines Netzteilnehmers; und
3 ein Flussdiagramm eines Ausführungsbeispiels eines Verfahrens zum Ermitteln einer Lastflusskarte.

1 zeigt in einem schematischen Diagramm einen Ausschnitt eines Wechselspannungs-Energieversorgungsnetzes 1. Das Energieversorgungsnetz 1 weist im dargestellten Beispiel eine Hochspannungs-Übertragungsleitung 2 auf, die die höchste Spannungsebene im betrachteten Teil des Energieversorgungsnetzes 1 repräsentiert. An die Hochspannungs-Übertragungsleitung 2 sind zwei geografisch separierte Netzregionen 3 angebunden. Die Ankopplung der Netzregionen 3 erfolgt jeweils über einen Leistungs-Transformator 4, von dem aus sekundärseitig Mittelspannungs-Übertragungsleitungen 5 der weiteren Energieverteilung in der Netzregion 3 dienen. Endkunden bzw. Gruppen von Endkunden sind über Verteil-Transformatoren 6 und eine sich an diese anschließende Niederspannungsverteilung 7 mit dem Energieversorgungsnetz 1 verbunden.
Das Energieversorgungsnetz 1 weist im dargestellten Fall somit drei verschiedene Spannungsebenen auf, wobei die Hochspannungsebene auf der Hochspannungs-Übertragungsleitung 2 beispielsweise 380 kV beträgt, die Mittelspannung auf der der Mittelspannungs-Übertragungsleitung 5 beispielsweise 20 kV beträgt und die Niederspannungsverteilung 7 beispielsweise bei einer Spannung von 400 V erfolgt. Das Wechselspannungs- Energieversorgungsnetz 1 ist in der Regel dreiphasig ausgelegt.
Es wird angemerkt, dass die in dieser Anmeldung beschriebenen Verfahren und Vorrichtungen auch auf Energieversorgungsnetze mit einer abweichenden Anzahl von Spannungsebenen, mit unterschiedlichen Spannungen der einzelnen Ebenen und auch unterschiedliche Anzahl der Phasen übertragbar sind. Beispielsweise können Energieversorgungsnetze auch in vier Spannungsebenen gegliedert sein, z.B. eine Höchstspannung oder Übertragungsebene bei 380 oder 220 kV, eine Hochspannungsebene bei 110 kV, eine Mittelspannungsebene bei 10 bis 30 kV und eine Niederspannungsebene bei 400 V.
An die Niederspannungsverteilung 7 sind Netzteilnehmer 10 mit einem jeweiligen Netzanschlusspunkt 11 angeschlossen. Details zum möglichen Aufbau derartiger Netzanschlusspunkte werden nachfolgend im Zusammenhang mit 2 erläutert.
Weiter ist in der Anordnung gemäß 1 ein Referenzsignalgeber 20 vorhanden, der ein Phasen-Referenzsignal 21 bereitstellt, das mit einer Phasenlage einer Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes 1 auf der Hochspannungs-Übertragungsleitung 2 korreliert ist. Beispielsweise kann das Phasen-Referenzsignal 21 einen Zeitpunkt des Nulldurchgangs der Wechselspannung angeben. Dazu kann das Phasen-Referenzsignal 21 ein zeitabhängiges Signal sein, das den Nulldurchgang direkt angibt, beispielsweise indem der Nulldurchgang sich in einer Flanke oder einem Peak des Phasen-Referenzsignals 21 widerspiegelt.
Bei der in 1 gezeigten Anordnung ist eine andere Repräsentation des Nulldurchgangs im Phasen-Referenzsignal 21 gewählt, nämlich derart, dass der Referenzsignalgeber 20 einen Zeitpunkt des Nulldurchgangs ermittelt und dieser Zeitpunkt digital kodiert als Phasen-Referenzsignal 21 ausgegeben wird. Diese Vorgehensweise setzt für die Anordnung eine gemeinsame Zeitbasis von Referenzsignalgeber 20 und allen Empfängern, die das Phasen-Referenzsignal 21 auswerten, voraus. Aus diesem Grund ist ein zentraler Zeitgeber 30 vorgesehen, der ein Zeitsignal 31 bereitstellt, anhand dessen verschiedene Komponenten über eine genaue und innerhalb der Anordnung gleiche Zeitbasis verfügen. Bevorzugt werden Satelliten des Global Positioning Systems (GPS) eingesetzt, um eine ausreichend genaue Zeitbasis an allen Komponenten, die das Phasen-Referenzsignal 21 bereitstellen oder auswerten, vorliegen zu haben.
Das Phasen-Referenzsignal 21 braucht in diesem Fall nicht den Nulldurchgang einer jeden Periode enthalten, sondern kann einen Zeitpunkt eines Nulldurchgangs angeben, der sich aus einer Mittelung und entsprechenden Rückrechnung einer Vielzahl von Nulldurchgängen in einem vorgegebenen Zeitraum ergibt. Der Zeitraum kann dabei im Bereich von Sekunden bis Minuten liegen. Weiterhin kann das Phasenreferenzsignal zusätzliche Informationen enthalten, die es erlauben, die Phasenlage der Referenz zu anderen Zeitpunkten innerhalb oder auch außerhalb des Mittelungszeitraums zu berechnen.
Gegebenenfalls kann auch eine PLL-Schaltung (Phase-Locked Loop) eingesetzt werden, die auf die Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes 1 synchronisiert und die ein reines Sinussignal ausgibt, dessen Nulldurchgänge stellvertretend für die der Netzspannung sind.
Da das Phasen-Referenzsignal 21 in einem solchen Fall nicht in Echtzeit den Nulldurchgang angibt, sondern in Relation zu der gemeinsamen Zeitbasis, ist eine Übertragungsgeschwindigkeit des Phasen-Referenzsignals 21 an auswertende Komponenten unkritisch. Das Phasen-Referenzsignal 21 kann somit beispielsweise auch über Datenübertragungsnetze, beispielsweise das Internet übertragen werden.
Bevorzugt erlauben die digital übertragenen Daten eine einfache Berechnung entsprechenden Zeitpunkten für eine Mehrzahl von Nulldurchgängen innerhalb eines Zeitintervalls. Dies erleichtert die Ermittlung einer zugeordneten Phasenverschiebung, da sich auf diese Weise zumindest durch numerische Verfahren auf einen gemeinsamen Nulldurchgang an einer Vielzahl von Stellen des Energieversorgungsnetzes bezogen werden kann.
Das anmeldungsgemäße Verfahren zum Erstellen einer Lastflusskarte beruht auf der Grundidee, dass die Mehrzahl der Netzteilnehmer 10 an ihrem jeweiligen Netzanschlusspunkt 11 Informationen erfasst, aus denen eine individuelle Phasenlage des Wechselspannungssignals des Energieversorgungsnetzes 1 bestimmt werden kann, und dass diese Informationen an einem übergeordneten Datenempfänger übertragen werden, der die Informationen auswertet und daraus eine Lastflusskarte erstellt.
Bei der Anordnung gemäß 1 ist zur Auswertung und der Erstellung der Lastflusskarte eine zentrale Auswerteeinheit 40 vorhanden, die den übergeordneten Datenfänger umfasst, der entsprechende Phaseninformationen 14 der Netzteilnehmer 10 empfängt. Der Übersichtlichkeit halber sind in 1 die ausgetauschten Informationen und Signale, konkret das Zeitsignal 31 ausgehend vom Zeitgeber 30, das Phasen-Referenzsignal 21 ausgehend vom Referenzsignalgeber 20 und die Phaseninformation 14 ausgehend von den Netzteilnehmern 10 nur für zwei der Netzteilnehmer 10 dargestellt. Auch die Netzteilnehmer 10 in der links unten in der 1 dargestellten Netzregion 3 empfangen das genannte Phasen-Referenzsignal 21 und das Zeitsignal 31 und senden die an ihren Netzanschlusspunkten 11 ermittelten Phaseninformationen 14 zur zentralen Auswerteeinheit 40.
Beim dargestellten Ausführungsbeispiel sind alle Netzteilnehmer 10 an die Niederspannungsverteilung 7 angebunden. Es ist auch denkbar, Netzteilnehmer 10, die Phaseninformationen 14 erfassen und übermitteln, an die Mittelspannungs-Übertragungsleitungen 4 oder Hochspannungsleitung 2 anzukoppeln und so auch Phaseninformationen unmittelbar von der Mittelspannungs- oder Hochspannungsebene des Energieversorgungsnetzes 1 zu berücksichtigen.
Ein möglicher Aufbau eines Netzteilnehmers ist in 2 in Form eines schematischen Blockschaltbilds wiedergegeben. Wie im Zusammenhang mit 1 beschrieben ist, ist der Netzteilnehmer 10 über einen Netzanschlusspunkt 11 mit dem Energieversorgungsnetz 1 verbunden. Ausgehend von dem Netzanschlusspunkt 11 werden Verbraucher 15 innerhalb des Netzteilnehmers 10 mit Energie versorgt. Weiter ist bei diesem Netzteilnehmer ein Wechselrichter 16 als Teil einer lokalen Energieerzeugungsanlage vorhanden. Im dargestellten Fall ist der Wechselrichter 16 mit einem Photovoltaikgenerator 17 und/oder einem Speicher 18 gekoppelt. Durch den Photovoltaikgenerator 17 lokal erzeugt elektrische Energie kann entweder in das Energieversorgungsnetz 1 über den Netzanschlusspunkt 11 eingespeist werden und/oder zur späteren Verwendung oder späteren Einspeisung in dem Speicher 18 zwischengespeichert werden.
Der Netzteilnehmer 10 weist weiter einen Phasendetektor 12 auf, der vergleichbar mit dem Referenzsignalgeber 20 eine Phaseninformation einer Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes 1, hier der Wechselspannung am Netzanschlusspunkt 11 auswertet. Dieses Auswerten kann beispielsweise wieder durch Erfassen eines Nulldurchgangs der Wechselspannung erfolgen. Wie im Zusammenhang mit dem Referenzsignalgeber 20 erläutert, kann dazu über mehrere Nulldurchgänge gemittelt werden, was beispielsweise durch den Einsatz einer PLL-Schaltung oder eines PLL-Algorithmus erfolgen kann.
Der Netzteilnehmer 10 umfasst weiter einen GPS-Empfänger 13, der das Zeitsignal 31 des Zeitgebers 30 empfängt und dem Phasendetektor 12 zur Verfügung stellt.
Der Phasendetektor 12 kann in einer Ausgestaltung des Netzteilnehmers 10 dazu eingerichtet sein, den Nulldurchgang der Wechselspannung zu ermitteln und den entsprechenden Zeitpunkt (gemessen in der vom Zeitgeber 30 bereitgestellten Zeitbasis) als Phaseninformation 14 auszugeben. Bei Kenntnis des Zeitsignals 31 kann in dem Fall die Auswerteeinheit 40 anhand des Zeitpunkts aus der Phaseninformation 14 und dem Zeitpunkt des Nulldurchgangs aus dem Phasen-Referenzsignal 21 eine Phasenverschiebung für den Netzteilnehmer 10 bestimmen und zum Erstellen der Lastflusskarte verarbeiten.
Im dargestellten Ausführungsbeispiel ist der Phasendetektor 12 dazu eingerichtet, das Phasen-Referenzsignal 21 selbst zu empfangen und mit dem bestimmten Nulldurchgang am Netzanschlusspunkt 11 zu vergleichen. Als Phaseninformation 14 kann in dem Fall unmittelbar eine individuelle Phasenverschiebung zwischen der Wechselspannung am Netzanschlusspunkt 11 und der Wechselspannung, die der Referenzsignalgeber 20 auswertet, ausgegeben werden. Eine Kenntnis der Zeitbasis des Zeitgebers 30 in der zentralen Auswerteeinheit 40 ist nicht erforderlich, wie dieses auch in 1 symbolisiert ist.
In Weiterbildungen des dargestellten Netzteilnehmers 10 kann vorgesehen sein, dass neben der Phaseninformation 14 auch geografische Ortskoordinaten des Netzteilnehmers 10 an die zentrale Auswerteeinheit 40 übertragen werden. Diese können im Netzteilnehmer 10 anhand seines Aufstellungsorts hinterlegt sein. Auch ist es möglich, die Ortskoordinaten aus dem Signal, das der GPS-Empfänger 13 empfängt, zu ermitteln und dann an die zentrale Auswerteeinheit 40 zu übergeben.
Zusammenfassend empfängt die zentrale Auswerteeinheit 40 mit den Phaseninformationen 14 Informationen, die entweder unmittelbar die individuelle Phasenlage an den einzelnen Netzanschlusspunkten 11 angeben oder Informationen, aus denen die individuelle Phasenverschiebung an jedem der Netzanschlusspunkte 11 ermittelt werden kann. Die individuelle Phasenverschiebung bezieht sich dabei jeweils auf die als Referenzphasenlage gewählte Phase des Energieversorgungsnetzes 1 am Ort des Referenzsignalgebers 20, hier also an der Hochspannungs-Übertragungsleitung 2.
Eine negative Phasenverschiebung zeigt an, dass am Netzanschlusspunkt 11 ein Energiedefizit vorliegt, dass also in der Umgebung, in der sich der Netzanschlusspunkt 11 befindet, mehr Energie dem Energieversorgungsnetz entnommen wird, als eingespeist wird. Eine positive Phasenverschiebung zeigt an, dass in der Umgebung des Netzanschlusspunkts 11 mehr Energie in das Energieversorgungsnetz 1 eingespeist wird, als entnommen wird.
Die so ermittelten Lastflüsse am Ort des Netzanschlusspunkts 11, also vom Netzanschlusspunkt 11 zu benachbarten Netzanschlusspunkten, stellen Informationen der Lastflusskarte dar. Zugeordnet sind diese Informationen bestimmten Koordinaten der Lastflusskarte, wobei beispielsweise die geografischen Koordinaten der jeweiligen Netzanschlusspunkte als Koordinaten gewählt werden können. Wenn eine Struktur des Energieversorgungsnetzes 1 bekannt ist, können auch Strukturkoordinaten des Energieversorgungsnetzes 1 als Koordinaten in der Lastflusskarte verwendet werden.
Auch ist es denkbar, mit entsprechenden, gegebenenfalls adaptiv arbeitenden und selbst lernenden Algorithmen aus den Lastflussdaten selbst eine Struktur des Energieversorgungsnetzes 1 abzuleiten, die dann genutzt wird, um die Lastflussdaten in Form einer Lastflusskarte darzustellen.
Bei dem in 2 gezeigten Netzteilnehmer 10 kann der Phasendetektor 12 und der GPS-Empfänger 13 vorteilhaft in dem Wechselrichter 16 angeordnet sein. Häufig weist ein Wechselrichter bereits Komponenten zur Phasendetektion auf, um erzeugten Netzspannung phasenrichtig in das Energieversorgungsnetz 1 einspeisen zu können. Diese Komponenten können im Rahmen des anmeldungsgemäßen Verfahrens genutzt werden. Auch Datenschnittstellen, die zum empfangen des Referenzsignals 21 und/oder zur Übertragung der Phaseninformation 14 eingesetzt werden können, sind häufig bereits bei Wechselrichter vorhanden. Ebenso kann als Netzteilnehmer 10 eine Ladestation für Elektrofahrzeuge eingesetzt werden. Auch diese weisen häufig Komponenten auf, die sich im Rahmen des anmeldungsgemäßen Verfahrens nutzen lassen.
In alternativen Ausgestaltungen ist es auch denkbar, den Phasendetektor 12 und den GPS-Empfänger 13 in einen Energiezähler („Stromzähler“) zu integrieren. Ein solcher ist, auch wenn in 2 aus Gründen der Übersichtlichkeit nicht gezeigt, in der Regel bei jedem Netzteilnehmer 10 vorhanden.
In 3 ist eine Ausführungsform eines anmeldungsgemäßen Verfahrens in Form eines Flussdiagramms dargestellt. Das Verfahren wird nachfolgend beispielhaft mit Bezug auf die Anordnung gemäß 1 und dem Aufbau des Netzteilnehmers 10 gemäß 2 erläutert.
In einem ersten Schritt S1 wird ein Phasen-Referenzsignal 21 bereitgestellt, beispielsweise von einem Referenzsignalgeber 20, der an einer übergeordneten Übertragungsleitung, beispielsweise der Hochspannungs-Übertragungsleitung 2 des Energieversorgungsnetzes 1 angeordnet ist. Das Referenzsignal beinhaltet einen Referenzzeitpunkt, zu dem eine Wechselspannung an der Hochspannungs-Übertragungsleitung 2 oder - bei anderem Aufbau des Energieversorgungsnetzes - einer Höchstspannungs- bzw. Übertragungsleitung eine bestimmte Phasenlage annimmt, beispielsweise einen Nulldurchgang aufweist. Um den Referenzzeitpunkt absolut angeben zu können, empfängt der Referenzsignalgeber 20 ein Zeitsignal 31 eines Zeitgebers 30, insbesondere eines GPS-Satelliten.
In einem zweiten Schritt S2 wird das Phasen-Referenzsignal 21 an eine Mehrzahl von Netzteilnehmern 10 übermittelt. Jeder Netzteilnehmer 10 bestimmt daraus eine Referenz-Phasenlage ϕr. Dazu wird auch von dem Netzteilnehmer 10 das Zeitsignal 31 des Zeitgebers 30, wiederum bevorzugt des GPS-Satelliten empfangen, sodass jeder Netzteilnehmer 10 über die gleich Zeitbasis verfügt wie der Referenzsignalgeber 20.
Parallel zu den Schritten S1 und S2 ermittelt jeder der Netzteilnehmer 10 in einem Schritt S3 eine individuelle Phasenlage Φ der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes 1 an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt 11.
In einem folgenden Schritt S4 wird die individuelle Phasenlage Φ, die in dem Schritt S3 bestimmt wurde, mit der Referenzphasenlage ϕr, die im Schritt S2 anhand des empfangenen Phasen-Referenzsignal 21 bestimmt wurde, verglichen und eine Phasenverschiebung ΔΦ ermittelt. Im nachfolgenden Schritt S5 wird die ermittelte Phasenverschiebung ΔΦ von jedem der Netzteilnehmer 10 an eine zentrale Auswerteeinheit 40 als übergeordneter Datenempfänger übertragen.
Die ermittelte Phasenverschiebung ΔΦ kann dabei Anteile enthalten, die beispielsweise durch Transformatorenschaltgruppen, z.B. die Transformatoren 4 und 6, hervorgerufen werden. Auch Anlagen zur Blindleistungskompensation rufen solche Anteile hervor. Derartige Phasenverschiebungen werden auch als strukturelle Phasenverschiebungen bezeichnet. Da sie nicht lastabhängig sind, sind sie für die Erstellung der Lastflusskarte nicht relevant und werden bevorzugt von der ermittelten Phasenverschiebung abgezogen. Dazu kann die strukturelle Phasenverschiebung beispielsweise in einer Lernphase ermittelt werden oder, falls sie bekannt ist, bei einer Inbetriebnahme eingegeben werden. Die Korrektur der ermittelten Phasenverschiebung ΔΦ um den nicht lastabhängigen Anteil kann innerhalb des jeweiligen Netzanschlusspunkts erfolgen oder auch in der zentralen Auswerteeinheit 40.
In einem Schritt S6 werden die übertragenen Daten in der zentralen Auswerteeinheit 40 ausgewertet und aus den individuellen Phasenlagen Φ bzw. den Phasenverschiebungen ΔΦ wird als Ergebnis eine Lastflusskarte erstellt. Ebenfalls empfangene geografische Koordinaten können für die Erstellung der Lastflusskarte zugrunde gelegt werden
Bezugszeichenliste

1: Energieversorgungsnetz
2: Hochspannungs-Übertragungsleitung
3: Netzregion
4: Leistungs-Transformator
5: Mittelspannungs-Übertragungsleitung
6: Verteil-Transformator
7: Niederspannungsverteilung
10: Netzteilnehmer
11: Netzanschlusspunkt
12: Phasendetektor
13: GPS-Empfänger
14: Phaseninformation
15: Verbraucher
16: Wechselrichter
17: Photovoltaikgenerator
18: Speicher
20: Referenzsignalgeber
21: Phasen-Referenzsignal
30: Zeitgeber
31: Zeitsignal
40: zentrale Auswerteeinheit
Φr: Referenzphasenlage
Φ: individuelle Phasenlage
ΔΦ: Phasenverschiebung

ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur

DE 102017112438 A1 [0007]

Claims

Verfahren zum Ermitteln einer Lastflusskarte innerhalb eines Wechselspannungs-Energieversorgungsnetzes (1), wobei in dem Energieversorgungsnetz (1) eine Mehrzahl von Netzteilnehmern (10) an jeweils einem Netzanschlusspunkt (11) angeordnet ist, mit den folgenden Schritten: - Ermitteln jeweils eines eine individuelle Phasenlage (Φ) der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) widerspiegelnden Wertes durch die Mehrzahl der Netzteilnehmer (10); - Übertragen des jeweiligen Werts in Form von Daten von der Mehrzahl der Netzteilnehmer (10) an einen übergeordneten Datenempfänger; - Auswerten der Daten und Erstellen einer Lastflusskarte anhand der die individuelle Phasenlagen (Φ) widerspiegelnden Werte.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem zum Ermitteln des jeweiligen die individuelle Phasenlage (Φ) der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) widerspiegelnden Werts die folgenden Schritte ausgeführt werden: - Bereitstellen eines Referenzsignals (21), das einen Referenzzeitpunkt beinhaltet, der eine Referenzphasenlage (Φr) einer Wechselspannung in dem Energieversorgungsnetz (1) an einem Referenzpunkt zugeordnet ist; - Empfangen des Referenzsignals (21) von der Mehrzahl der Netzteilnehmer (10); - Ermitteln jeweils einer individuellen Phasenlage (Φ) der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) durch die Mehrzahl der Netzteilnehmer (10); - Vergleichen der jeweiligen individuellen Phasenlage (Φ) mit der Referenzphasenlage (Φr), und Ermitteln einer jeweiligen Phasenverschiebung (ΔΦ) zwischen der individuellen Phasenlage (Φ) und der Referenzphasenlage (Φr) als den die individuelle Phasenlage (Φ) der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) widerspiegelnden übertragenen Wert.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem das Referenzsignal (21) durch einen Referenzsignalgeber (20) bereitgestellt wird, der gegenüber den Netzteilnehmern (10) mit einem übergeordneten Abschnitt des Energieversorgungsnetzes (1) verbunden ist, und der die Referenzphasenlage (Φr) anhand einer Wechselspannung in dem übergeordneten Abschnitt des Energieversorgungsnetzes (1) bestimmt.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem das Referenzsignal (21) durch einen Referenzsignalgeber (20) bereitgestellt wird, wobei der Referenzsignalgeber (20) die Mehrzahl von Phasenverschiebungen (ΔΦ) von dem übergeordneten Datenempfänger empfängt und über sie mittelt, um die Referenzphasenlage (Φr) zu bestimmen.
Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 4, bei dem der Bestimmung der Referenzphasenlage (Φr) und der individuellen Phasenlagen (Φ) ein Zeitsignal (31) von dem Referenzsignalgeber und den jeweiligen Netzteilnehmern (10) empfangen wird.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem zum Ermitteln des jeweiligen die individuelle Phasenlage (Φ) der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) widerspiegelnden Werts die folgenden Schritte ausgeführt werden: - Bereitstellen eines Zeitsignals (31), das eine absolute und gemeinsame Zeit für das Energieversorgungsnetz (1) definiert; - Empfangen des Zeitsignals (31) von einem Referenzsignalgeber (20) und der Mehrzahl der Netzteilnehmer (10); - Ermitteln eines Referenzzeitpunkts, der eine Referenzphasenlage (Φr) einer Wechselspannung in dem Energieversorgungsnetz (1) an dem Referenzsignalgeber (20) widerspiegelt; - Ermitteln jeweils eines individuellen Phasenzeitpunkts, der eine individuellen Phasenlage (Φ) der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) widerspiegelt durch die Mehrzahl der Netzteilnehmer (10); - Übertragen des Referenzzeitpunkts und der individuellen Phasenlagen (Φ) an den übergeordneten Datenempfänger; - Ermitteln einer jeweiligen Phasenverschiebung (ΔΦ) anhand des Referenzzeitpunkts und der individuellen Phasenzeitpunkte; wobei das Erstellen der Lastflusskarte anhand der individuellen Phasenverschiebungen (ΔΦ) erfolgt.
Verfahren nach Anspruch 5 oder 6, bei dem das Zeitsignal (31) ein GPS-Signal ist.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem zum Ermitteln des jeweiligen die individuelle Phasenlage (Φ) der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) widerspiegelnden Werts die folgenden Schritte ausgeführt werden: - Ermitteln einer individuellen Phasenlage (Φ) der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) widerspiegelt durch die Mehrzahl der Netzteilnehmer (10); - Mitteln der individuellen Phasenlage (Φ) in einem vorgegebenen Zeitraum und Festlegen eines Mittelwerts als individuelle Phasenreferenzlage; - Ermitteln einer jeweiligen Phasenverschiebung (ΔΦ) anhand der Phasenreferenzlage und der jeweiligen individuellen Phasenlage; wobei das Erstellen der Lastflusskarte anhand der individuellen Phasenverschiebungen (ΔΦ) erfolgt.
Verfahren nach Anspruch 8, bei dem die Schritte des Mittelns der individuellen Phasenlage (Φ), des Festlegens eines Mittelwerts als individuelle Phasenreferenzlage und des Ermittelns der jeweiligen Phasenverschiebung (ΔΦ) in dem Netzanschlusspunkt (10) ausgeführt werden, woraufhin die ermittelte jeweiligen Phasenverschiebung (ΔΦ) an den übergeordneten Datenempfänger übertragen wird.
Verfahren nach Anspruch 8, bei dem die individuelle Phasenlage (Φ) von dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) an den übergeordneten Datenempfänger übertragen wird und daraufhin die Schritte des Mittelns der individuellen Phasenlage (Φ), des Festlegens eines Mittelwerts als individuelle Phasenreferenzlage und des Ermittelns der jeweiligen Phasenverschiebung (ΔΦ) in dem übergeordneten Datenempfänger ausgeführt werden.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, bei dem eigene geographische Koordinaten von den Netzteilnehmern (10) an den übergeordneten Datenempfänger gesendet werden.
Verfahren nach Anspruch 7 und 11, bei dem die eigenen Koordinaten aus dem GPS-Signal ermittelt werden.
Verfahren nach Anspruch 11 oder 12, bei dem in der Lastflusskarte die von dem übergeordneten Datenempfänger empfangenen oder bestimmten Phasenverschiebungen (ΔΦ) den geographischen Koordinaten zugeordnet werden.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 13, bei dem in der Lastflusskarte die von dem übergeordneten Datenempfänger empfangenen Phasenverschiebungen (ΔΦ) strukturellen Koordinaten des Energieversorgungssystems zugeordnet werden.
Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 14, bei dem zur Bestimmung der Phasenverschiebung (ΔΦ) ein Anteil unberücksichtigt bleibt, der durch Transformatorenschaltgruppen oder Anlagen zur Blindleistungskompensation hervorgerufen ist, die zwischen dem Netzanschlusspunkt (11) des Netzteilnehmers (10) und dem übergeordneten Abschnitt des Energieversorgungsnetzes (1) angeordnet sind.
Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 15, bei dem zur Bestimmung der Phasenverschiebung (ΔΦ) ein Anteil unberücksichtigt bleibt, der daher rührt, dass die Referenzphasenlage (Φr) und die individuellen Phasenlage (Φ) an unterschiedlichen Phasenleitern des Energieversorgungsnetzes (1) bestimmt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 16, bei dem zum Ermitteln jeweils des die individuelle Phasenlage (Φ) der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) widerspiegelnden Wertes eine Netzspannung gemessen wird.
Verfahren nach Anspruch 17, bei dem ein Einfluss der Amplitude der Netzspannung auf den bestimmten Wert der Phasenverschiebungen (ΔΦ) kompensiert wird.
Anordnung einer Mehrzahl von Netzteilnehmern (10) und mindestens eines Referenzsignalgebers (20) zum Ermitteln einer Lastflusskarte innerhalb eines Energieversorgungsnetzes (1), wobei die Netzteilnehmer (10) und der Referenzsignalgeber (20) zur Durchführung eines Verfahrens gemäß einem der Ansprüche 1 bis 18 eingerichtet sind.