DE202019102368U1 - System zur Auslegung eines Niederspannungs-Verteilnetzes an einer Ortsnetzstation - Google Patents
System zur Auslegung eines Niederspannungs-Verteilnetzes an einer Ortsnetzstation Download PDFInfo
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Abstract
System,
- mit einem Controller (100),
- mit einem 3-Phasen-Messsensor (201, 202, 203, 204), wobei der 3-Phasen-Messsensor (201, 202, 203, 204) zumindest zur Strommessung an einem Niederspannungs-Abgang (11, 12, 13 ,14) einer Ortsnetzstation (10) angeschlossen ist, wobei an dem Niederspannungs-Abgang (11, 12, 13 ,14) ein Verteilnetz (20) mit Erzeugern (E1) und/oder Verbrauchern (V1, V2) angeschlossen ist,
- bei dem der Controller (100) und der 3-Phasen-Messsensor (201, 202, 203, 204) in der Ortsnetzstation (10) angeordnet sind,
- bei dem der Controller (100) eine Datenschnittstelle (120) zur Erfassung von elektrischen Messwerten (M) des verbundenen 3-Phasen-Messsensors (201, 202, 203, 204) mit zugehörigem Zeitstempel (ts) aufweist,
- bei dem der Controller (100) eine Kommunikationsschnittstelle (110) zur Verbindung mit einer übergeordneten Einheit (910, 920, 930) außerhalb des Ortsnetzstation (10) aufweist,
- bei dem der Controller (100) in einem lokalen Speicher (130) einen ersten Speicherbereich (131) aufweist zur Speicherung der Messwerte (M) mit zugehörigem Zeitstempel (ts), dadurch gekennzeichnet,
- dass der Controller (100) in dem lokalen Speicher (130) einen zweiten Speicherbereich (132) aufweist zur Speicherung von netz-topologischen Daten (TD), wobei die netz-topologischen Daten (TD) sowohl Leitungs-Profile (PK1, PK2, PK3, PK4, PK5) des Verteilnetzes (20) als auch Verbraucher-Profile (PV1, PV2) der Verbraucher (V1, V2) und/oder Erzeuger-Profile (PE1) der Erzeuger (E1) des Verteilnetzes (20) aufweisen,
- dass der Controller (100) eine Recheneinheit (140) aufweist, eingerichtet zum:
- Empfangen einer Anfrage (RQ) über die Kommunikationsschnittstelle (110) zur Ausgabe eines Energieflusses (EF) im Verteilnetz (20),
- Auswahl eines Zeitraumes (t1-t0) für Messwerte (M) mit einem Zeitstempel (ts) innerhalb des Zeitraumes (t1-t0),
- Berechnen von Werten (Uc, Ic, Pc, Qc) des Energieflusses (EF) basierend auf den netz-topologischen Daten (TD) und den Messwerten (M) des Zeitraumes (t1-t0), und
- Bereitstellen eines Berechnungsergebnisses (CK1, CV1) in einem Server (160) des Controllers (100) zur Übertragung über die Kommunikationsschnittstelle (110).
- mit einem Controller (100),
- mit einem 3-Phasen-Messsensor (201, 202, 203, 204), wobei der 3-Phasen-Messsensor (201, 202, 203, 204) zumindest zur Strommessung an einem Niederspannungs-Abgang (11, 12, 13 ,14) einer Ortsnetzstation (10) angeschlossen ist, wobei an dem Niederspannungs-Abgang (11, 12, 13 ,14) ein Verteilnetz (20) mit Erzeugern (E1) und/oder Verbrauchern (V1, V2) angeschlossen ist,
- bei dem der Controller (100) und der 3-Phasen-Messsensor (201, 202, 203, 204) in der Ortsnetzstation (10) angeordnet sind,
- bei dem der Controller (100) eine Datenschnittstelle (120) zur Erfassung von elektrischen Messwerten (M) des verbundenen 3-Phasen-Messsensors (201, 202, 203, 204) mit zugehörigem Zeitstempel (ts) aufweist,
- bei dem der Controller (100) eine Kommunikationsschnittstelle (110) zur Verbindung mit einer übergeordneten Einheit (910, 920, 930) außerhalb des Ortsnetzstation (10) aufweist,
- bei dem der Controller (100) in einem lokalen Speicher (130) einen ersten Speicherbereich (131) aufweist zur Speicherung der Messwerte (M) mit zugehörigem Zeitstempel (ts), dadurch gekennzeichnet,
- dass der Controller (100) in dem lokalen Speicher (130) einen zweiten Speicherbereich (132) aufweist zur Speicherung von netz-topologischen Daten (TD), wobei die netz-topologischen Daten (TD) sowohl Leitungs-Profile (PK1, PK2, PK3, PK4, PK5) des Verteilnetzes (20) als auch Verbraucher-Profile (PV1, PV2) der Verbraucher (V1, V2) und/oder Erzeuger-Profile (PE1) der Erzeuger (E1) des Verteilnetzes (20) aufweisen,
- dass der Controller (100) eine Recheneinheit (140) aufweist, eingerichtet zum:
- Empfangen einer Anfrage (RQ) über die Kommunikationsschnittstelle (110) zur Ausgabe eines Energieflusses (EF) im Verteilnetz (20),
- Auswahl eines Zeitraumes (t1-t0) für Messwerte (M) mit einem Zeitstempel (ts) innerhalb des Zeitraumes (t1-t0),
- Berechnen von Werten (Uc, Ic, Pc, Qc) des Energieflusses (EF) basierend auf den netz-topologischen Daten (TD) und den Messwerten (M) des Zeitraumes (t1-t0), und
- Bereitstellen eines Berechnungsergebnisses (CK1, CV1) in einem Server (160) des Controllers (100) zur Übertragung über die Kommunikationsschnittstelle (110).
Description
- Niederspannungsnetze sind ein Teil des Stromnetzes zur Verteilung der elektrischen Energie z.B. an einen elektrischen Endverbraucher (Niederspannungsgeräte) und werden von vielen regionalen Verteilnetzbetreibern geleitet. Um Leistungsverluste zu vermeiden, sind Niederspannungsnetze in der räumlichen Ausdehnung auf einen Bereich von einigen 100 m bis zu einigen wenigen Kilometern beschränkt. Sie werden daher regional über Ortsnetzstationen, die auch als Transformatorenstationen bezeichnet werden, aus einem übergeordneten Mittelspannungsnetz gespeist. Niederspannungsnetze sind im Unterschied zu den anderen Spannungsebenen in weiten Bereichen Europas nicht als Drei-, sondern als Vierleitersysteme aufgebaut, um den Anschluss einphasiger Verbraucher zu ermöglichen. Sie werden üblicherweise mit einer Netzspannung von 230V / 400 V (einphasig / dreiphasig) bis 1000 V betrieben.
- Aus der
EP 2 592 709 A1 ist ein Verfahren zur Steuerung der Stabilität eines Niederspannungsnetzes bekannt, bei dem ein Niederspannungsnetz von einem Ortsnetztransformator mit elektrischem Strom gespeist wird. Das Niederspannungsnetz weist eine Hauptstromleitung auf, wobei von der Hauptstromleitung über eine Netzverzweigungsstelle elektrischer Strom in zumindest eine Zweigstromleitung geleitet wird, an der zumindest ein Stromverbraucher (Verbraucher) und/oder ein Stromerzeuger (Einspeiser) angeschlossen sind/ist. Die Zweigstromleitung mit dem daran angeschlossenen Verbraucher und/oder Einspeiser bildet einen autarken Netzbezirk. An der Netzverzweigungsstelle ist zumindest ein Sensor angeordnet, an dem die Zweigstromleitung von der Hauptstromleitung abzweigt. Mit dem Sensor werden der Stromfluss in der Zweigstromleitung und/oder die Spannung an der Zweigstromleitung gemessen. - In der
WO 2011/126732 A1 - Weiterhin ist in der
EP 3 107 174 A1 ein Verfahren zum Betreiben eines Energieversorgungsnetzes mit einem aus elektrischen Lasten und/oder Quellen aufweisenden Teilnetz beschrieben, dem eine dezentrale Steuereinrichtung zugeordnet ist, mittels derer unter Verwendung von Zustandswerten, die einen aktuellen elektrischen Betriebszustand des Teilnetzes angeben, Steuersignale erzeugt werden, welche zur Steuerung von Komponenten des Teilnetzes herangezogen werden. Die dezentrale Steuereinrichtung umfasst eine Zustandsschätzeinrichtung, mittels derer die Zustandswerte unter Verwendung von der Zustandsschätzeinrichtung zugeführten Eingangssignalen geschätzt werden. Die Zustandswerte werden mittels einer Auswerteeinrichtung daraufhin überprüft, ob sie auf einen ungewünschten elektrischen Betriebszustand des Teilnetzes des Energieversorgungsnetzes hinweisen, und ob ein Steuersignal erzeugt wird, falls die Zustandswerte auf einen ungewünschten elektrischen Betriebszustand hinweisen. Um die Zustandsschätzung vergleichsweise einfach und ohne die Notwendigkeit einer aufwendigen, in dem Teilnetz vorzusehenden Messtechnik durchführen zu können, wird vorgeschlagen, dass der Zustandsschätzeinrichtung Eingangssignale zugeführt werden, die einen in dem Bereich des Teilnetzes vorliegenden Umgebungszustand und/oder einen elektrischen Zustand des Teilnetzes an zumindest einer dem Teilnetz zugeordneten Messstelle angeben, und die Zustandsschätzeinrichtung ein künstliches neuronales Netz umfasst, das derart trainiert ist, dass es unter Verwendung der Eingangssignale die Zustandswerte ermittelt werden. - Aus der Druckschrift
WO 2012/037989 A1 - Ferner ist aus der Druckschrift
WO 2010/0357516 A1 - Der Erfindung liegt die Aufgabe zu Grunde, ein System anzugeben, dass die Auslegung eines Niederspannungs-Verteilnetzes an einer Ortsnetzstation möglichst verbessert.
- Die Aufgabe wird durch ein System mit den Merkmalen des Anspruchs 1 gelöst. Vorteilhafte Weiterbildungen sind Gegenstand von abhängigen Ansprüchen.
- Demzufolge ist ein System vorgesehen, das einen Controller und eine Anzahl von 3-Phasen-Messsensoren aufweist. Ein 3-Phasen-Messsensor ist zumindest zur Strommessung an einem Niederspannungs-Abgang einer Ortsnetzstation angeschlossen. An dem Niederspannungs-Abgang ist ein Verteilnetz mit Erzeugern und/oder Verbrauchern angeschlossen.
- Der Controller und der 3-Phasen-Messsensor sind in der Ortsnetzstation angeordnet.
- Der Controller weist eine Datenschnittstelle zur Erfassung von elektrischen Messwerten des verbundenen 3-Phasen-Messsensors mit zugehörigem Zeitstempel auf.
- Der Controller weist eine Kommunikationsschnittstelle zur Verbindung mit einer übergeordneten Einheit außerhalb der Ortsnetzstation auf.
- Der Controller weist in einem lokalen Speicher einen ersten Speicherbereich zur Speicherung der Messwerte mit zugehörigem Zeitstempel auf.
- Der Controller weist in dem lokalen Speicher einen zweiten Speicherbereich zur Speicherung von netz-topologischen Daten auf. Die netz-topologischen Daten weisen sowohl Leitungs-Profile des Verteilnetzes als auch Verbraucher-Profile der Verbraucher und/oder Erzeuger-Profile der Erzeuger des Verteilnetzes auf.
- Der Controller weist eine Recheneinheit auf, die eingerichtet ist zur Durchführung der Schritte:
- Empfangen einer Anfrage über die Kommunikationsschnittstelle zur Ausgabe eines Energieflusses im Verteilnetz,
- Auswahl eines Zeitraumes für Messwerte mit einem Zeitstempel innerhalb des Zeitraumes,
- Berechnen von Werten des Energieflusses basierend auf den netz-topologischen Daten und den Messwerten des Zeitraumes, und
- Bereitstellen eines Berechnungsergebnisses in einem Server des Controllers zur Übertragung über die Kommunikationsschnittstelle.
- Unter einem 3-Phasen-Messsensor ist dabei zumindest ein 3-Phasen-Messsensor zu verstehen, so dass mit der Datenschnittstelle des Controllers einer, zwei oder mehrere 3-Phasen-Messsensoren angeschlossen sein können. Der 3-Phasen-Messsensor ist vorteilhafterweise zu getrennten Strommessung für die Leiter L1, L2, L3 und N ausgebildet. Der 3-Phasen-Messsensor ist beispielsweise das 3-Phase-Leistungs-Mess-Modul 750-495 mit zugehörigen Rogowski-Spulen der Anmelderin, durch die eine Vielzahl von elektrischen Größen gemessen werden kann, wie beispielsweise Strom, Spannung, Wirkleistung, Blindleistung, Phase, Frequenz etc.. Alternativ sind auch andere 3-Phasen-Messsensoren verwendbar.
- Als Controller kann beispielsweise der von der Anmelderin angebotene PFC200 verwendet werden. Alternativ sind auch andere Controller verwendbar.
- Ein Niederspannungs-Abgang ist dabei unbestimmter Anzahl, also als zumindest ein Niederspannungs-Abgang zu verstehen. Typischerweise weist eine Ortsnetzstation einen, zwei oder mehrere Niederspannungs-Abgänge auf. Ein Niederspannungs-Abgang ist typischerweise Bestandteil eines Niederspannungsnetzes, das auch als Verteilnetz bezeichnet wird.
- Das Verteilnetz kann zusätzlich zur Ortsnetzstation einen Verbraucher, wie beispielsweise eine Kfz-Ladesäule, einen Hausanschluss und/oder einen Erzeuger, wie beispielsweise ein Blockheizkraftwerk oder eine Photovoltaikanlage aufweisen. Ein Erzeuger kann auch als Einspeiser bezeichnet werden. Beispielweise weist ein Verteilnetz eine Mehrzahl von Verbrauchern und Erzeugern auf.
- Mit der Anordnung von Controller und 3-Phasen-Messsensor örtlich in der Ortsnetzstation ist eine Datenübertragung der Messwerte zur Auswertung der Messwerte an eine übergeordnete Einheit außerhalb der Ortsnetzstation nicht erforderlich. Zur Anordnung sind Controller und 3-Phasen-Messsensor in einem Gebäude oder Gehäuse der Ortsnetzstation angeordnet.
- Der Controller weist zwei unterschiedliche Schnittstellen auf. Der Controller weist zumindest die Datenschnittstelle und die Kommunikationsschnittstelle auf. Darüber hinaus kann der Controller weitere Schnittstellen aufweisen, wie beispielsweise eine Service-Schnittstelle zu Wartungszwecken oder Konfigurationszwecken. Die Datenschnittstelle bietet den Anschluss für einen oder mehrere 3-Phasen-Messsensoren. Die Kommunikationsschnittstelle ist beispielsweise eine Netzwerkschnittstelle zur Datenübertragung mittels Protokollen zu oder von der übergeordneten Einheit. Beispielweise ist die Kommunikationsschnittstelle zum Senden und Empfangen mittels Ethernet-basierten Protokoll ausgebildet.
- Die übergeordnete Einheit ist nicht in der Ortsnetzstation angeordnet, sondern beispielsweise mittels LAN-Kabel verbunden. Die übergeordnete Einheit kann beispielweise ein konkreter Rechner oder eine Cloud-Applikation auf eine örtlich entfernten Server sein. Alternativ ist die Kommunikationsschnittstelle eine USB-Schnittstelle, an die ein außerhalb der Ortsnetzstation anordbarer Rechner anschließbar ist.
- Der lokale Speicher des Controllers kann von der Recheneinheit gelesen und beschrieben werden, ohne dass eine Verbindung über die Kommunikationsschnittstelle erfolgt. Der lokale Speicher ist also an die Recheneinheit direkt angebunden. Entsprechend ist es möglich, dass jeder Messwert des 3-Phasen-Messsensors unmittelbar in den ersten Speicherbereich geschrieben wird, beispielsweise mittels eines im Controller enthaltenen DMA-Controllers (DMA- Direct Memory Access).
- Die lokale Speicherung der netz-topologischen Daten im zweiten Speicherbereich, weist dabei Daten des an die Ortsnetzstation angeschlossenen Verteilnetzes auf. Entsprechend ist die Datenmenge begrenzt auf das angeschlossene Verteilnetz. Ebenfalls ist ein Ergebnisdatenvolumen begrenzt auf das angeschlossene Verteilnetz. Eine Übertragung größerer Datenmengen über die Kommunikationsschnittstelle ist somit nicht erforderlich. Es werden beispielsweise notwendige Änderungen der netz-topologischen Daten über die Kommunikationsschnittstelle übertragen und ebenfalls im zweiten Speicherbereich des lokalen Speichers abgelegt.
- Aufgrund der Anordnung des Controllers in der Ortsnetzstation kann auch die Berechnung des Energieflusses durch die Recheneinheit des Controllers lokal in der Ortsnetzstation erfolgen. Hierzu ist der Berechnungsalgorithmus vorteilhafterweise derart optimiert, dass dieser mit der relativ kleinen Rechenleistung der Recheneinheit des Controllers auskommt. Es ist nicht erforderlich, zusätzliche externe Rechenleistungen, beispielsweise in der Cloud, bereitzustellen. Entsprechend kann die Berechnung im Controller in der Ortsnetzstation autark erfolgen.
- Die im Controller ausgeführten Schritte, des Empfangens, der Auswahl, des Berechnens und des Bereitstellens müssen nicht zwingend in der angegebenen Reihenfolge ausgeführt werden. Beispielweise ist es ausreichend, dass lediglich ein einziges mal eine Anfrage empfangen wird und dann Auswahl und Berechnung zyklisch erfolgen. Alternativ kann die Auswahl und die Berechnung ereignisgesteuert erfolgen, z.B. jedes mal, wenn eine Anfrage empfangen wird. Die Bereitstellung des Berechnungsergebnisses kann beispielsweise fortlaufend erfolgen. Alternativ ist es möglich, dass das Berechnungsergebnis basierend auf der Anfrage bereitgestellt wird.
- Der im Controller implementierte Server zur Bereitstellung des Berechnungsergebnisses ist beispielsweise ein Web-Server, der das Berechnungsergebnis an Clients wie z.B. Webbrowser überträgt. Der Web-Server ist beispielsweise eine Web-Server-Software im Controller.
- Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Server des Controllers eingerichtet, eine Anzahl von Diensten bereitzustellen, die über die Kommunikationsschnittstelle ansteuerbar sind. Es wird dabei zumindest ein Dienst bereitgestellt. Dienste sind beispielsweise vorbestimmte Ansichten der Messwerte oder Berechnungsergebnisse, beispielsweise kartografische Ansichten oder Grenzwertüberschreitungen oder Schleppzeiger oder dergleichen. Weitere Dienste sind Berechnungskonfigurationen, beispielsweise Simulation von Änderungen im Verteilnetz, Mittelwertbildungen über größere Zeiträume, etc..
- Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Server des Controllers eingerichtet, die Berechnungsergebnisse anhand von grafischen Objekten bereitzustellen. Grafische Objekte können vorteilhafterweise unveränderliche grafische Elemente und/oder zeitliche veränderliche grafische Elemente und/oder Zahlen und/oder Text aufweisen. Beispielsweise ist für eine bestimmten Typ eines Verbrauchers ein Symbol und eine Ansicht eines virtuellen Messgeräts als grafische Objekte hinterlegt, so dass zu allen Verbrauchern dieses Typs ein grafisches Objekt aus der Hinterlegung automatisch erzeugt werden kann.
- Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung sind die grafischen Objekte basierend auf den netz-topologischen Daten einander und zu einem der Niederspannungs-Abgänge zugeordnet. Beispielsweise erfolgt die Zuordnung durch die örtliche Positionierung innerhalb einer Karte oder einer zwei- oder dreidimensionalen Struktur.
- Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist zumindest eines der grafischen Objekte einem Berechnungsergebnis zugeordnet. Die Zuordnung kann beispielweise durch einen Zahlenwert und/oder durch Größe eines grafischen Elementes und/oder durch Farbe eines grafischen Elementes gebildet sein.
- Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung sind die grafischen Objekte über die Kommunikationsschnittstelle übertragbar. Vorzugsweise sind die grafischen Objekte zur übergeordneten Einheit übertragbar. Beispielsweise ist es möglich, die Objekte mit zugehörige Struktur zu übertragen. Alternativ kann die Struktur auch von einem übergeordnetem Programm vorgegeben werden, so dass die Objekte in dieses Programm eingebunden werden.
- Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Server des Controllers eingerichtet, einem Objekt einen zeitlichen Verlauf von berechneten elektrischen Werten zuzuordnen. Dabei sind der zeitliche Verlauf der berechneten elektrischen Werte und/oder eine erzeugte grafische Darstellung des zeitlichen Verlaufs der berechneten elektrischen Werte über die Kommunikationsschnittstelle übertragbar. Beispielsweise kann der Energiefluss über ein Kabel für einen Zeitraum berechnet werden. Mittelwerte des berechneten Energieflusses durch das Kabel, beispielsweise für 15 Minuten, werden als Wert in einem Diagramm eingetragen und das Diagramm als dem Kabel zugeordneten grafischen Objekt wird über die Kommunikationsschnittstelle übertragen. Entsprechend können Diagramme für Verbraucher oder Einspeiser automatisch anhand der Berechnungsergebnisse erstellt und über die Kommunikationsschnittstelle übertragen werden.
- Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Server des Controllers eingerichtet zum Empfang von Auswahlsteuerdaten über die Kommunikationsschnittstelle. Der Server ist vorteilhafterweise eingerichtet zur Auswahl einer Anzahl der grafischen Objekte basierend auf den Auswahlsteuerdaten. Beispielsweise enthalten die Auswahlsteuerdaten eine Anzahl von Kabel in einem Bereich des Verteilnetzes, die der Nutzer zuvor, beispielsweise durch eine Eingabe, ausgewählt hat. Anhand der Auswahlsteuerdaten werden die Berechnungsergebnisse des Energieflusses für die Kabel, beispielsweise in der Form von Tabellen oder Diagrammen, über die Kommunikationsschnittstelle übertragen. Zusätzlich können andere Berechnungsergebnisse, wie zum Energiefluss zugehöriger - Strom, Spannung, Phase, Wirkleistung etc. - oder Schwellwertüberschreitungen oder dergleichen über die Kommunikationsschnittstelle als Zahlen und/oder Text und/oder grafisches Element der grafischen Objekte übertragen werden.
- Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Server des Controllers zur Bereitstellung eingerichtet, die grafischen Objekte basierend auf den netz-topologischen Daten in einem zweidimensionalen oder dreidimensionalen Raum anzuordnen. Vorteilhafterweise korrespondiert die Anordnung im Raum zur Geografie des Verteilnetzes. Die Anordnung ist beispielsweise eine Struktur einer abstrahierten Ansicht oder in einer konkreten kartografischen Darstellung.
- Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Controller eingerichtet, über eine Steuerverbindung Steuerdaten an einen Erzeuger-Controller eines Erzeugers und/oder einen Verbraucher-Controller eines Verbrauchers zu senden. Der Controller ist eingerichtet, die Steuerdaten zu erzeugen. Vorteilhafterweise ist der Controller eingerichtet die Steuerdaten autark, insbesondere basierend auf den Messwerten zu erzeugen. Ebenfalls ist es möglich, dass die vom Controller erzeugten Steuerdaten von einer Kommunikation mit der übergeordneten Einheit abhängig sind. Beispielsweise legt die übergeordnet Einheit für ein Energiemanagement die Leistungsabgabe der Ortsnetzstation fest, so dass die Energieentnahme größerer Verbraucher von der Leistungsabgabe abhängig ist.
- Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Controller eingerichtet über die Steuerverbindung Daten von dem Erzeuger-Controller und/oder dem Verbraucher-Controller zu empfangen. Beispielsweise kann der Verbraucher-Controller den Energieverbrauch über einen Zeitraum rückmelden. Der Controller kann anhand der Rückmeldung das Profil des Verbrauchers anpassen.
- Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist eine Koppelschaltung vorgesehen, die den Controller mit einem Niederspannungs-Abgang verbindet. Die Koppelschaltung ist zum Aufbau der Steuerverbindung über das am Niederspannungs-Abgang angeschlossenen Verteilnetzes eingerichtet. Eine derartige Koppelschaltung ist beispielsweise ein Powerline-Modem.
- Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Controller und/oder die Koppelschaltung eingerichtet, über die Steuerverbindung die Steuerdaten verschlüsselt zu übertragen. Die verschlüsselte Steuerverbindung kann beispielsweise mittels https oder VPN-Tunnel erfolgen.
- Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Controller eingerichtet, die Steuerdaten basierend auf dem Berechnungsergebnis zu erzeugen. Beispielsweise können mehrere Einspeiser und mehrere Verbraucher eine beispielsweise lokale Überlast in einem Kabelabschnitt verursachen, der im normalen Regelbetrieb selten auftritt. Die lokale Überlast kann anhand der Berechnungsergebnisse ermittelt werden und Verbraucher können zur Reduzierung der Last im Kabelabschnitt temporär die Leistungsaufnahme drosseln oder abschalten. So kann ein Verteilnetz ohne größere Sicherheitsreserven optimal ausgenutzt werden.
- Die Erfindung wird nachfolgend anhand von in Figuren dargestellten Ausführungsbeispielen näher erläutert. Dabei zeigen:
-
1 eine schematische Darstellung eines Ausführungsbeispiels einer Ortsnetzstation und eines Verteilnetz und übergeordneten Einheiten, -
2 Darstellungen schematischer Diagramme von Messwerten, -
3 eine schematische Webbrowseransicht eines Ausführungsbeispiels, -
4 eine schematische Webbrowseransicht eines anderen Ausführungsbeispiels, -
5 eine schematische Webbrowseransicht eines anderen Ausführungsbeispiels, und -
6 eine schematische Webbrowseransicht eines anderen Ausführungsbeispiels. - In
1 ist eine Ortsnetzstation10 (ONS) mit einem Verteilnetz20 schematisch dargestellt. Die Ortsnetzstation10 weist beispielsweise einen Transformator19 zur Transformation zwischen MittelspannungMV und NiederspannungNV auf. Für die NiederspannungsseiteNV weist die Ortsnetzstation10 eine Anzahl Niederspannungs-Abgänge11 ,12 ,13 ,14 auf, die untereinander mit einer Sammelschiene18 verbunden sind (in1 schematisch dargestellt). Das elektrische Verteilnetz20 für elektrische Energie wurde in der Vergangenheit für ein zentralisiertes Energiesystem ausgelegt und wird aufgrund fortschreitender Dezentralisierung umgebaut werden. Neben der dezentralen volatilen Erzeugung führen weitere soziale und infrastrukturelle Veränderungen zu veränderten Belastungen der Stromnetze. Beispielweise können LastprofileV1 ,V2 veraltet sein. Elektrofahrzeuge erobern die Haushalte und können zusätzliche signifikante VerbraucherV1 ,V2 darstellen. Zudem verbreiten sich Batteriespeicher und Wärmepumpen zunehmend. Digitalisierte Daten liefern Transparenz über die Netzzustände, welche für die Investitions- und Betriebsplanung benötigt wird. Transparenz ist die Voraussetzung für optimale Netzbewirtschaftung. - Mit dem Einsatz eines Controllers
100 in der Ortsnetzstation10 soll der Betreiber eine bessere Beurteilung der Leistungsfähigkeit seines elektrischen Verteilnetzes20 erhalten. Die Ortsnetzstation10 erhält hierdurch eine digitale Intelligenz und kann daher als digitale Ortsnetzstation dONS bezeichnet werden. Dabei ist auf dem Controller100 eine Berechnungs-Applikation170 zur Berechnung eines z.B. in3 dargestellten EnergieflussesEF im Verteilnetz20 implementiert. Ohne die Berechnungs-Applikation170 muss der Betreiber mangels dieser Informationen eine Worst-Case Betrachtung für sein Verteilnetz20 vornehmen. Dadurch wird der Bertreiber gegebenenfalls den Zubau von EinspeisernE1 oder VerbrauchersV1 ,V2 ablehnen oder in Erdarbeiten für ein leistungsfähigeres Erdkabel investieren, obwohl dieses physikalisch nicht notwendig ist. Die Berechnungs-Applikation170 in der Ortsnetzstation10 verfolgt dabei im Verteilnetz20 einen „Bottom-Up-Ansatz“. - Die Berechnungs-Applikation
170 wird dabei lokal auf einer Recheneinheit140 des Controllers100 ausgeführt und ermöglicht eine dynamische Berechnung des EnergieflussesEF im Verteilnetz20 . Dabei ist der Controller100 in der Ortsnetzstation10 örtlich angeordnet. Eine umfangreiche Übertragung von MessdatenM über größere Entfernungen ist nicht erforderlich. Zudem stehen die MessdatenM praktisch als Echtzeit-Daten für eine Berechnung des Verteilnetzes20 unmittelbar zur Verfügung. Vorteilhafterweise wird dabei möglichst jede Ortsnetzstation10 eines Betreibers mit einem Controller100 ausgestattet, der eingerichtet ist, die Berechnungs-Applikation170 für genau das an die jeweilige Ortsnetzstation10 angeschlossene Verteilnetz20 auszuführen. Dieser dezentrale Lösungsansatz ist für ein dezentrales Problem im Verteilnetz20 optimiert. - Als Eingangsdaten in die Berechnung durch die Berechnungs-Applikation
170 werden die netz-topologischen DatenTD und die MesswerteM verwendet. Zusätzlich können weitere Daten, beispielsweise aktuelle Messdaten eines VerbrauchersV2 in die Berechnung einfließen. Ebenfalls können Wetterdaten, wie die aktuelle Sonneneinstrahlung, Wind oder Wetterprognosen in die Berechnung einfließen, wenn z.B. eine Photovoltaik-Anlage als EinspeiserE1 vorgesehen ist. - Durch die in
1 gezeigte Lösung wird eine Vielzahl von Vorteilen erzielt. Beispielsweise wird der Betreiber bei der Genehmigung neuer Photovoltaik-, Windkraftanlagen und Ladesäuleninfrastruktur durch Berechnung realer Lastprofile unterstützt, die zuvor nur mit grober Worst-Case Betrachtung ausgelegt werden konnte. Nicht notwendige Erdarbeiten werden vermieden. Eine Kostenreduzierung im Verteilnetz20 wird durch Betrieb im günstigsten (geringsten) Spannungsband (beispielsweise 230V ±10%) erzielt. Zudem dient die Lösung als Grundlage für den Aufbau von dezentralen Inselnetzen (MicroGrids). -
1 zeigt in der Ortnetzstation10 , dass der Controller100 beispielhaft mit vier 3-Phasen-Messsensoren201 ,202 ,203 ,204 verbunden ist. Controller100 und 3-Phasen-Messsensoren201 ,202 ,203 ,204 sind im Ausführungsbeispiel der1 im Innenraum der Ortsnetzstation10 angeordnet. Jeder der vier 3-Phasen-Messsensoren201 ,202 ,203 ,204 ist zumindest zur Strom- und Spannungsmessung an einem Niederspannungs-Abgang11 ,12 ,13 ,14 der Ortsnetzstation10 angeschlossen. Als NiederspannungNV wird beispielweise ein Spannungsband von 110V / 230V genutzt. An den ersten Niederspannungs-Abgang11 ist ein Verteilnetz20 mit ErzeugernE1 und/oder VerbrauchernV1 ,V2 angeschlossen. Im in1 dargestellten schematischen Beispiel sind über die KabelK1 ,K2 ,K3 ,K4 ,K5 zwei VerbraucherV1 ,V2 und ein EinspeiserE1 angeschlossen. Dem Fachmann ist dabei klar, dass das Verteilnetz20 in der Realität deutlich umfangreicher sein kann. Zudem können an den anderen Niederspannungs-Abgängen12 ,13 ,14 weitere Verteilnetze angeschlossen sein. Dies ist in1 durch Strichlinierung angedeutet. - Im Ausführungsbeispiel der
1 weist der Controller100 eine Datenschnittstelle120 zur Erfassung von elektrischen MesswertenM der verbundenen 3-Phasen-Messsensoren201 ,202 ,203 ,204 auf. Den MesswertenM sind dabei Zeitstempel zugehörig. Beispielsweise weist die Datenschnittstelle120 analoge Eingänge mit Analog-Digital-Umsetzer auf, die die analogen Daten der 3-Phasen-Messsensoren201 ,202 ,203 ,204 in digitale Daten umsetzen und mit Zeitstempelwerten versehen. Alternativ ist es möglich, dass die 3-Phasen-Messsensoren201 ,202 ,203 ,204 selbst Analog-Digital-Umsetzer aufweisen und die Datenschnittstelle120 digitale Daten empfängt. Die MesswerteM der 3-Phasen-Messsensoren201 ,202 ,203 ,204 werden in einem lokalen Speicher130 , beispielsweise einem Flashspeicher, einer Speicherkarte oder einer Festplatte des Controllers100 zumindest lokal gespeichert. Bei Bedarf können die MesswerteM zudem aus dem lokalen Speicher130 ausgelesen werden. - Der Controller weist in einem lokalen Speicher
130 einen ersten Speicherbereich131 zur Speicherung der MesswerteM mit zugehörigem Zeitstempel auf. Der Controller weist in dem lokalen Speicher130 einen zweiten Speicherbereich132 zur Speicherung von netztopologischen Daten auf. Die netz-topologischen Daten weisen sowohl Leitungs-ProfilePK1 ,PK2 ,PK3 ,PK4 ,PK5 der Leitungen / KabelK1 ,K2 ,K3 ,K4 ,K5 des Verteilnetzes20 als auch Verbraucher-ProfilePV1 ,PV2 der VerbraucherV1 ,V2 und/oder Erzeuger-ProfilePE1 der ErzeugerE1 des Verteilnetzes20 auf. - Der Controller
100 weist eine Recheneinheit140 auf, auf der ein Software-Programm ausführbar ist. Das Software-Programm im Ausführungsbeispiel der1 weist einen Server160 , insbesondere einen Web-Server und eine Rechenapplikation170 auf. Das Software-Programm auf der Recheneinheit140 kann im Ausführungsbeispiel der1 eine Anzahl von Programmschritten ausführen. - Der Controller
100 weist eine Kommunikationsschnittstelle110 zur Verbindung mit einer übergeordneten Einheit910 ,920 ,930 außerhalb der Ortsnetzstation10 auf. Im Ausführungsbeispiel der1 ist die übergeordnete Einheit, beispielweise eine Leitwarte / Leitstelle910 , eine Cloud920 oder ein Rechner930 . Die Kommunikationsschnittstelle110 ist beispielweise eine Ethernet-basierte Schnittstelle. Vorteilhafterweise ist eine Konfiguration von mehreren (min. 2) IP-Adressen pro Port vorgesehen, so dass über die Kommunikationsschnittstelle110 getrennte Verbindungen mit jeweils begrenztem Funktionsumfang möglich sind. Beispielsweise ist für den Web-Server160 eine separate IP-Adresse einstellbar. Vorteilhafterweise ist eine Konfigurationsmöglichkeit zu Einstellung einer sicheren Verbindung zu jeder IP-Adresse einstellbar, insbesondere eine Einstellung von mehreren (min. 2) OpenVPN-Tunnel inkl. Firewalleinstellungen. - Die Recheneinheit
140 ist zur Trennung zwischen Parametrierung (Fernwirktechniker - Scadanetz) und Visualisierung (Planer/Netzmeister - Büronetz) eingerichtet. Bevorzugt sind für Fernwirktechniker und Planer zwei verschiedene Visualisierungen erstellt, die über unterschiedliche IP-Adressen erreicht werden. - Im Ausführungsbeispiel der
1 gibt es einen OpenVPN-Tunnel aus dem SCADA-Netz und einen OpenVPN-Tunnel aus dem Büronetz zum Controller100 . Diese Netze sind getrennt. Aus dem SCADA-Netz sind andere Applikationen erreichbar als aus dem Büronetz. Vorzugsweise sind hierfür getrennte Webserver vorgesehen (in1 nicht dargestellt). - Die Recheneinheit
140 ist eingerichtet, eine AnfrageRQ über die Kommunikationsschnittstelle110 zur Ausgabe eines Energieflusses im Verteilnetz20 zu empfangen. Hierzu wird beispielsweise mittels des Rechners930 die AnfrageRQ ausgelöst und an den Controller100 über das Internet übertragen. Die Recheneinheit140 ist zusätzlich zur Auswahl eines Zeitraumes für MesswerteM mit einem Zeitstempel innerhalb des Zeitraumes eingerichtet. Die Auswahl des Zeitraumes ist vorteilhafterweise mit der AnfrageRQ verbunden oder in der AnfrageRQ selbst enthalten. - Erhält die Recheneinheit
140 die AnfrageRQ wird in einem nachfolgenden Schritt eine Berechnung getriggert. Die Recheneinheit140 ist mittels der Rechenapplikation170 eingerichtet, Werte des Energieflusses basierend auf den netz-topologischen DatenTD und den MesswertenM des Zeitraumes zu berechnen. Die Berechnungsergebnisse können für eine spätere Bereitstellung gespeichert werden. Alternativ werden die Berechnungsergebnisse im Server160 des Controllers100 zur Übertragung über die Kommunikationsschnittstelle110 unmittelbar bereitgestellt. - Mittels des Webservers
160 können mehrere Basisapplikationen beispielsweise mit Sprachumschaltung in unterschiedliche Sprachen für den Benutzer bereitgestellt werden. - Eine Webseite des Webservers
160 ist nach einer Authentifizierung über Benutzername und Passwort aufrufbar. Vorzugsweise sind unterschiedliche Benutzerrechte, wie nur Lesen, Zugriff auf Datenplotter180 und Datenlogger oder Administration, in der Basisapplikation implementiert. Zusätzlich sind vorzugsweise unterschiedliche Benutzerlevel vergeben für ein Zurücksetzen der Anzeigen (z.B. Schleppzeiger) oder zur Konfiguration (Zuordnung, Erstellung der NetztopologieTD , etc.). - Im Ausführungsbeispiel der
1 ist die Recheneinheit140 zur Ausführung eines Datenplotters180 eingerichtet. Der Datenplotter180 ist eingerichtet, berechnete und simulierte Werte des Berechnungsergebnisses darzustellen. Die Recheneinheit140 ist im Ausführungsbeispiel der1 eingerichtet, die Datenmenge des Berechnungsergebnisses zu reduzieren. Beispielsweise werden Werte gruppiert oder in Abhängigkeit von deren Relevanz z.B. gemittelt und in unterschiedlichen Zyklen übertragen. Der Controller100 ist eingerichtet, unkomprimierte oder komprimierte Live-Daten zu übertragen. Der Controller100 ist zudem eingerichtet, historische MessdatenM und Berechnungsergebnisse zu ermitteln und auszugeben. - In Ausführungsbeispiel der
2 sind MesswerteM in unterschiedlichen Diagrammen dargestellt. Dargestellt sind beispielhaft Messwerte am Niederspannungs-Abgang11 ,12 und13 . - Dargestellt sind beispielhaft Messwerte
MPL1 ,MPL3 , der Wirkleistung und Messwerte der BlindleistungMQL1 ,MQL2 ,MQL3 . Jedem MesswertM ist ein ZeitstempeltS zugeordnet. MesswerteM und ZeitstempeltS sind im lokalen Speicher130 in der Ortsnetzstation10 gespeichert. Die Zeitpunktet0 undt1 werden ausgewählt, beispielweise automatisch oder basierend auf einer Nutzereingabe. Die zwei Zeitpunktet1 undt0 bestimmen jeweils einen Zeitraumt1-t0 innerhalb dessen MesswerteM mit ZeitstempeltS liegen. Die Darstellung kann beispielsweise fortlaufend aktualisiert werden, so dass sowohl historische Daten als auch Echtzeit-Daten in den Diagrammen ersichtlich sind. - Zusätzlich können Spannungshistogramme der Transformatorklemmen dargestellt werden (in
2 nicht dargestellt). - Im Ausführungsbeispiel der
3 ist ein Plot basierend auf den netz-topologischen DatenTD ausgegeben und über einen Webbrowser schematisch dargestellt. Im Ausführungsbeispiel der1 kann der Webserver160 unterschiedliche Informationen und Ereignisse mit einer Webseite162 darstellen, wie - - Allgemeine Informationen zur Ortsnetzstation
- - Schleppzeiger für den Transformator
19 und für jeden einzelnen Abgang11 (im Ausführungsbeispiel der3 auswählbar, jedoch nicht dargestellt), - - ein Zeitraumabbild z.B. der letzten 30 Tage, konfigurierbar mit Anzeige des dargestellten Zeitraums
t1-t0 (im Ausführungsbeispiel der3 auswählbar, jedoch nicht dargestellt), - - Minimum- und Maximal-Werte von z.B. Leistung und Spannung einer vorgebbaren Anzahl von Tagen für Transformator
19 und Abgänge11 (im Ausführungsbeispiel der3 auswählbar, jedoch nicht dargestellt), - - Datumsanzeige seit wann die Messwerte
M und/oder Ergebnis-Werte ermittelt werden (im Ausführungsbeispiel der3 auswählbar, jedoch nicht dargestellt). - Über die Webseite
162 des Webservers160 sollen zur Ausführung von bereitgestellten DienstenS1 ,S2 ,S3 Eingabemöglichkeiten zur Verfügung gestellt werden, wobei z.B. - - Schleppzeiger zurückgesetzt werden können (im Ausführungsbeispiel der
3 auswählbar, jedoch nicht dargestellt), oder - - die gesamte Darstellung zurückgesetzt werden kann (im Ausführungsbeispiel der
3 auswählbar, jedoch nicht dargestellt), und/oder - - einzelne Dienste
S1 ,S2 ,S3 ein- oder ausgeschaltet werden können, - - ein Datum und/oder eine Uhrzeit eingegeben werden können (im Ausführungsbeispiel der
3 auswählbar, jedoch nicht dargestellt). - Im Ausführungsbeispiel der
3 werden Live-Daten der Berechnungsergebnisse dargestellt. Das Berechnungsergebnis ist als grafisches Objekt GOEF dargestellt. Im Ausführungsbeispiel der3 wird der Energiefluss in jedem KabelK1 in Form eines Pfeiles dargestellt, wobei eine grafische Eigenschaft des grafischen Objekts GOEF die Größe des EnergieflussesEF repräsentiert. Beispielhaft ist dargestellt, dass die Größe des Pfeils zur Größe des EnergieflussesEF korreliert. Alternativ können auch Farben oder andere grafische Eigenschaften verwendet werden. - Im Ausführungsbeispiel der
1 ist der Server160 des Controllers100 eingerichtet, eine Anzahl von DienstenS1 ,S2 ,S3 bereitzustellen, die über die Kommunikationsschnittstelle110 ansteuerbar sind. Beispiele für DiensteS1 ,S2 ,S3 sind schematisch im Ausführungsbeispiel der3 gezeigt. Beispielsweise sind DiensteS1 ,S2 ,S3 über eine Nutzeroberfläche162 auswählbar. Ein erster DienstS1 ermöglicht eine kartografische Ansicht der Berechnungsergebnisse. Ein zweiter DienstS2 ermöglicht die Ansicht von MesswertenM an einem Niederspannungs-Abgang11 , wie diese beispielsweise in der2 schematisch dargestellt sind. Ein dritter DienstS3 ermöglicht es, verschiedene Einstellungen vorzunehmen. Beispielsweise können durch die Einstellungen grafische Objekte permanent oder temporär hinzugefügt oder entfernt werden. Weiterhin ist im Ausführungsbeispiel der3 gezeigt, dass als zugehörige Dienste zwischen zwei Betriebsmodi „Simulation“ und „Überwachung“ umgeschaltet werden kann. - In
3 ist eine Webseite162 beispielsweise auf Basis von HTML5 schematisch dargestellt. Die Webseite162 ist Teil des Webservers160 und ermöglicht eine Eingabe der Netztopologie über eine WEB-Visualisierung und/oder eine kontinuierliche Netzberechnung und/oder eine Visualisierung des EnergieflussesEF . Die Webseite162 wird beispielsweise mittels eines Browsers des Rechners930 in1 dargestellt. - Die Darstellung von Echtzeit-Daten im Ausführungsbeispiel der
3 ermöglicht beispielsweise eine Konfiguration der Messklemmen und/oder eine Zuordnung von Messdaten und/oder Berechnungsdaten mit beispielsweise Minimalwerte und/oder Maximalwerten von Strom und/oder Spannung und/oder Unsymmetriefaktor zu einem Niederspannungs-Abgang11 und/oder die direkt Darstellung von Echtzeit-Werten im Verteilnetz20 . Ein Netzmeister soll so in die Lage versetzt werden, eventuelle Probleme einem Abgang11 zuzuordnen. - Mittels des Controllers
100 kann die Netzwerktopologie der Niederspannungsstränge des Verteilnetzes20 an der Ortsnetzstation10 mit Hilfe der WEB-Visualisierung, wie in3 dargestellt, geplant werden, um beispielsweise eine kontinuierliche Netzberechnung durchzuführen. Der Verteilnetzbetreiber kann mit dieser Funktionalität eine Analyse des Verteilnetzes20 durchführen, um über die Genehmigung von weiterem Zubau an regenerativen Energieanlagen oder notwendigen Netzausbau zu entscheiden. Ein weiterer Vorteil ist die Einstellung des günstigsten Spannungsbandes auf der NiederspannungsseiteNV , hierdurch kann der Versorger das NiederspannungsnetzNV wirtschaftlicher betreiben. - In
3 ist schematisch eine Netz-Topologie basierend auf netz-topologische DatenTD schematisch dargestellt. Es sind beispielhaft im Verteilnetz20 dargestellt: eine Ortsnetzstation10 mit einem 3-Phasen-Messsensor201 , VerbraucherV1 ,V2 ,V3 mit unterschiedlichen VerbraucherprofilenPV1 ,PV2 , PV3 und EinspeiserE1 mit EinspeiserprofilPE1 . Die Profile, insbesondere die VerbraucherprofilePV1 ,PV2 , PV3 sind vorteilhafterweise adaptierbar. Beispielsweise werden die VerbraucherprofilePV1 ,PV2 , PV3 anhand realer Daten aktualisiert. Der basierend auf MesswertenM und netz-topologischen DatenTD berechnete EnergieflussEF ist in Form eines grafischen Objekts GOEF dargestellt. Hierzu ist der Server160 des Controllers100 eingerichtet, die Berechnungsergebnisse anhand von grafischen Objekten GOEF bereitzustellen. In3 ist beispielhaft gezeigt, dass jedem Wert des EnergieflussesEF ein Pfeil entsprechender Größe als grafisches Objekt GOEF zugeordnet ist. Auch VerbraucherV1 ,V2 ,V3 und EinspeiserE1 sind jeweils durch grafische Objekte dargestellt. - Im Ausführungsbeispiel der
1 ist der Server160 des Controllers100 eingerichtet, die grafische Objekte GOEF basierend auf den netz-topologischen DatenTD in einem zweidimensionalen oder dreidimensionalen Raum anzuordnen. Der zweidimensionalen oder dreidimensionalen Raum ist typischerweise auf einem Display, einer Augmented-Reality-Brille oder dergleichen dargestellt. Die Anordnung im Raum korrespondiert vorteilhafterweise zur Geografie des Verteilnetzes20 . Im Ausführungsbeispiel der3 ist gezeigt, dass die grafischen Objekte GOEF z.B. des EnergieflussesEF über eine zweidimensionale Karte verteilt dargestellt sind. Die grafischen Objekte GOEF sind vorteilhafterweise über der Karte in einem separaten Layer dargestellt. Beispielsweise sind die grafischen Objekte GOEF aus der Ebene der Karte herausgestellt oder in eine Ebene hinter die teiltransparente Karte gelegt, z.B. um die optische Erfassbarkeit zu verbessern. - Zusätzlich zu der Darstellung im Ausführungsbeispiel der
3 kann eine zusätzliche Auswertung, beispielsweise eine Grenzwertüberwachung dargestellt werden. Zum Beispiel ist es möglich temporär Schwellwertüberschreitungen durch einen Strom in einem Kabel durch Farbwechsel z.B. von grün nach rot anzuzeigen. Auch andere Rückmeldungen und/oder Statusmeldungen und/oder Reporting und/oder Logging können im Ausführungsbeispiel der3 implementiert werden. - Im Unterschied zu
1 sind im Ausführungsbeispiel der3 die netz-topologischen DatenTD basierend auf Geoinformationen dargestellt. Im Ausführungsbeispiel sind die grafischen Objekte des Verteilnetzes20 als Layer über eine kartografische Karte eingefügt. Die netz-topologischen DatenTD können beispielsweise auf einer manuellen Eingabe basieren. Hierzu weist der Server160 eine Eingabefunktionalität für den Nutzer auf. Die Eingabefunktionalität weist beispielweise ein Projektierungstool auf, das beispielsweise - - ein Manuelles Erstellen von reduzierten Strahlennetzen mit Verzweigungsmöglichkeit, und/oder
- - eine Eingabe komplexer Leitungsparameter, Jahresenergieverbräuche mit Standardlastprofilen und/oder
- - die Erstellung einer Projektierungsdatenbank und/oder
- - ein Daten-Management (Konzepte und Lösungen) für netz-topologische Daten und/oder Messdaten und/oder berechnete Ergebnisdaten
- Vorteilhafterweise sind die netztopologischen Daten
TD in dem zweiten Speicherbereich132 im Controller100 änderbar, indem diese beispielsweise durch den Nutzer fernkonfigurierbar sind. Beispielweise wird über den Server160 eine Eingabemöglichkeit für die netztopologischen Daten geschaffen. Dabei werden die netztopologischen DatenTD beispielsweise mittels eines Rechners930 erfasst und über die Kommunikationsschnittstelle110 des Controllers100 in den zweiten Speicherbereich132 übertragen. Vorteilhafterweise ist der Server160 eingerichtet, Änderungsdaten zu empfangen und die netztopologischen DatenTD basierend auf den Änderungsdaten zu ändern. Beispielsweise kann durch den Nutzer über die Webseite in3 ein KabelK1 ausgewählt und ein neues Kabel virtuell angeschlossen und verlegt werden. Ebenfalls ist es möglich, an das neu verlegte Kabel einen neuen Verbraucher virtuell anzuschließen. Dies ist unabhängig davon, ob das neue Kabel und der neue Verbraucher in der Realität bereits existieren. Dieses kann beispielsweise zu Simulationszwecken genutzt werden. Entsprechend ist die Netztopologie in horizontaler Richtung, also entlang der Kabelerstreckungen, zur Erhöhung der Knotenanzahl erweiterbar. Vorteilhafterweise ist die Anzahl der Knoten auf eine maximale Anzahl begrenzt. Ebenfalls ist es möglich, im Verteilnetz20 in vertikaler Richtung, also in der Anzahl der Abgänge, zu erweitern, um eine Anzahl Netzverzweigungen einzuführen. Hierdurch können realistische Ergebnisse erzielt werden. - Im Ausführungsbeispiel der
3 ist der Server160 eingerichtet, ein neues Kabel mit Kabellänge und/oder Typ bzw. Einzel oder Doppelkabel einzufügen. Vorteilhafterweise ist die Recheneinheit140 des Controllers100 eingerichtet, das Kabelprofil des neuen Kabels zu berechnen. Im Ausführungsbeispiel der3 ist den Server160 für eine Eingabe einer Streckenlast und/oder Punktlast eingerichtet. Dabei kann ein Jahresverbrauch mit Zuordnung zu einzelnen Profilen (Haushalt, Gewerbe usw.) eingegeben werden. Ebenfalls ist es möglich, eine Leistung einer EEG-Anlage mit Zuordnung zur Anlagenart (PV, BHKW...) einzugeben. - Alternativ zu einer nutzerbasierten Eingabe von Änderungen der topologischen Daten
TD ist im Ausführungsbeispiel der1 eine automatisierte Modelbildung durch Import von Planungsdaten von einem Geoinformationssystem (Smallworld/Lovion) vorgesehen. Durch den Import der Planungsdaten kann ein besonders einfaches Engineering erzielt werden. Die Betreiber von elektrischen Verteilnetzen20 verwenden Geoinformationssysteme (GIS) für die Planung, Instandhaltung und Ausbau ihrer NiederspannungsnetzeNV . Dabei ist im Ausführungsbeispiel der1 zusätzlich ein Import der Daten z.B. im sogenannten Shapefile Format aus einem Geoinformationssystem implementiert. Der Import vereinfacht die Eingabe der netztopologischen DatenTD in den Controller100 . Entsprechend können auch sehr komplexere Netzwerktopologien importiert werden, als über eine manuelle Eingabe über die Webseite162 im Ausführungsbeispiel der3 möglich wäre. Im Ausführungsbeispiel der1 ist der Controller100 vorteilhafterweise eingerichtet basierend auf einer Identifikationskennung der eigenen Ortsnetzstation10 die zugehörigen netztopologischen DatenTD aus einem externen Speicher, beispielsweise aus der Cloud920 , zu laden. Anschließend werden die netztopologischen DatenTD automatisch geprüft, dass diese für die Berechnung in der Rechenapplikation170 geeignet sind. - Nach dem Import netztopologischer Daten
TD wird die manuelle Bearbeitung vorteilhafterweise gesperrt. Alternativ kann eine zusätzliche Simulationsdatei erzeugt werden, die netztoplogische Änderungen für Simulationszwecke enthält. - Der Server
160 des Controllers100 des Ausführungsbeispiels der1 ist eingerichtet, die Berechnungsergebnisse CK1 anhand von grafischen Objekten GOK1 bereitzustellen. Im Ausführungsbeispiel der4 ist ein KabelK1 ausgewählt. In der Webseite162 ist das ausgewählte KabelK1 grafisch markiert, z.B. durch räumlich und/oder farbliche Hervorhebung. Die Auswahl kann beispielsweise erfolgen, indem innerhalb der Webseite162 ein Mausclick durch den Nutzer im Bereich der Darstellung des KabelK1 ermittelt wird. Basierend auf dem Mausclick werden AuswahlsteuerdatenDP über die Kommunikationsstelle110 beispielsweise vom Rechner930 an den Server160 des Controllers100 übertragen. Der Server160 ist eingerichtet, basierend auf den AuswahlsteuerdatenDP eine Anzahl grafischer ObjekteK1 , GOK1 auszuwählen. Der Server160 ist eingerichtet zusätzlich zu Markierung des KabelsK1 ein Fenster auf der Webseite im Vordergrund anzuzeigen, das ein weiteres grafisches Objekt GOK1 bildet, das über die Kommunikationsschnittstelle110 beispielsweise zum Rechner930 übertragen wird. - Der Server
160 des Controllers100 ist eingerichtet, die Berechnungsergebnisse CK1 für das KabelK1 anhand des grafischen Objekts GOK1 bereitzustellen. Im Ausführungsbeispiel der4 ist das grafische Objekt GOK1 in Form eines Fensters oder einer Sprechblase dargestellt und durch eine Spitze dem KabelK1 grafisch unmittelbar zugeordnet. Der Server160 ist eingerichtet, die Zuordnung des grafischen Objekts GOK1 basierend auf den netztopologischen DatenTD und zu einem der Niederspannungs-Abgänge (in4 verdeckt) zuzuordnen. Im Ausführungsbeispiel der4 ist das grafische Objekt GOK1 einem Berechnungsergebnis CK1 zugeordnet. Das grafische Objekt GOK1 zeigt für jeden LeiterL1 ,L2 ,L3 z.B. den berechneten Stromwert IC in Ampere. Das grafische Objekt GOK1 wird anschließend über die Kommunikationsschnittstelle110 zum Rechner930 übertragen. - In
5 ist beispielhaft ein anderes Berechnungsergebnis CV1 für einen VerbraucherV1 , beispielweise eine Ladestation für ein Elektrofahrzeug, dargestellt. In einer vom Server160 generierten Webseite162 ist eine Zeitanzeige164 enthalten, die Datum und Uhrzeit dafür angibt, für welchen Zeitpunkt das dargestellte Berechnungsergebnis CV1 ermittelt wurde. - Beispielsweise ist der Controller
100 eingerichtet, historische oder aktuelle Lastprofile am Niederspannungs-Abgang (in5 verdeckt) und/oder am Transformator19 in Tabellenform oder Diagrammform darzustellen. Beispielsweise ist eine Darstellung einer Zeitreihe der letzten 30 Tage mit einer Auflösung von einem Tag oder einer Stunde möglich. Beispielhaft ist in5 ein Berechnungsergebnis CV1 für den VerbraucherV1 in einem Objekt GOV1 für den Zeitpunkt02 . Februar 2019, 12:52 Uhr gezeigt. Zur Anzeige des Objekts GOV1 ist der Server160 zur Erfassung der Auswahl des VerbrauchersV1 eingerichtet. Beispielsweise wird der VerbraucherV1 aus einer Tabelle (nicht dargestellt) ausgewählt. - In
6 ist beispielhaft ein Berechnungsergebnis CV1 für einen VerbraucherV1 dargestellt. Im Unterschied zu5 wird im Ausführungsbeispiel der6 ein zeitlicher Verlauf PC(t) von berechneten elektrischen Werten dem Objekt GOV1 zugeordnet. Beispielhaft dargestellt ist in6 der zeitliche Verlauf PC(t) der Leistung PC zwischen dem Zeitpunktt0 in der Vergangenheit und dem aktuellen Zeitpunktt1 . Der Controller100 ist eingerichtet, den zeitlichen Verlauf PC(t) der berechneten elektrischen Werte oder eine erzeugte grafische Darstellung, z.B. das Objekt GOV1, des zeitlichen Verlaufs PC(t) der berechneten elektrischen Werte über die Kommunikationsschnittstelle110 zu übertragen. - Das Ausführungsbeispiel der
1 ist im folgenden um eine Weitbereichsregelung ergänzt. Für die Realisierung einer Weitbereichsregelung ist die Rechenapplikation170 in der Ortsnetzstation10 erweitert und eine weitere Applikation ist für die Gegenstelle im Umspannwerk implementiert. Der Controller100 in der Ortsnetzstation10 ist eingerichtet, zyklisch eine Anforderung an das Spannungsband an eine Steuerung910 im Umspannwerk zu senden. Mit der Anforderung ermittelt die Steuerung910 im Umspannwerk das günstigste Spannungsband und stellt den Transformator entsprechend ein, z.B. typische 10 Stellungswechsel pro Tag. Mit der Einstellung des günstigsten Spannungsbandes auf der MittelspannungsseiteMV kann der Versorger das Mittelspannungsnetz wirtschaftlicher fahren. Vorteilhafterweise ist der Server160 zur Visualisierung der Ortsnetzstation10 eingerichtet, die in einem unterlagerten Mittelspannungsnetz optisch eingebunden werden kann. In einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Controller100 eingerichtet, Befehle von der Steuerung910 im Umspannwerk zu empfangen und beispielsweise basierend auf einer momentanen Leistungsabgabe der Ortnetzstation10 den Verbrauch steuerbarer VerbraucherV1 im Verteilnetz20 auf NiederspannungsseiteNV zu steuern. - Im Ausführungsbeispiel der
1 ist der Controller100 über eine DatenverbindungCC mit VerbrauchernV1 ,V2 und/oder EinspeisernE1 verbunden. Die DatenverbindungCC , die auch als SteuerverbindungCC bezeichnet werden kann, ist in1 durch Strichlinierung schematisch dargestellt. Dabei ist es nicht erforderlich, dass eine separate Datenleitung verwendet wird. Die Signale für die SteuerverbindungCC werden über die bereits vorhanden KabelK1 ,K2 ,K3 ,K4 ,K5 übertragen und beispielweise aufmoduliert. Dies Verfahren ist beispielsweise Powerline Communication PLC oder kurz als Powerline bekannt, und wird von manchen Herstellern auch PowerLAN oder dLAN genannt. Diese Technik nutzt vorhandene elektrische Leitungen im NiederspannungsnetzNV zum Aufbau eines lokalen Netzwerks zur Datenübertragung, so dass keine zusätzliche Datenleitung notwendig ist. Entsprechend sind am Niederspannungs-Abgang11 und am VerbraucherV1 ,V2 und/oder am EinspeiserE1 Modems211 sogenannte Powerline-Modems vorgesehen. Verbraucher und/oder Einspeiser weisen zum Empfang und Verarbeitung von SteuerdatenCD ebenfalls ControllerV1C ,V2C ,E1C auf. - Der Controller
100 in der Ortsnetzstation10 ist eingerichtet, über eine SteuerverbindungCC SteuerdatenCD an einen Erzeuger-ControllerE1C eines ErzeugersE1 und/oder einen Verbraucher-ControllerV1C ,V2C eines VerbrauchersV1 ,V2 zu senden. Die Steuerung des Verteilnetzes20 auf NiederspannungsebeneNV kann unabhängig von einer übergeordneten Einheit910 ,920 ,930 erfolgen. Zur datentechnischen Verbindung zwischen dem Controller100 und dem Niederspannungs-Abgang11 ist ein Modem211 dargestellt, das auch als Koppelschaltung211 bezeichnet werden kann. Die Koppelschaltung211 ist zum Aufbau der SteuerverbindungCC über das am Niederspannungs-Abgang11 angeschlossene Verteilnetz20 eingerichtet. Um eine höhere Sicherheitsstufe zu erlangen, ist der Controller100 und/oder die Koppelschaltung211 eingerichtet, über die SteuerverbindungCC die SteuerdatenCD verschlüsselt zu übertragen. Im Ausführungsbeispiel der1 ist der Controller100 eingerichtet, die SteuerdatenCD basierend auf den Berechnungsergebnissen zu erzeugen. Beispielsweise kann anhand der Berechnung ermittelt werden, dass eine Leistungsgrenze in einem bestimmten Bereich des Verteilnetzes20 erreicht wird, so dass über die SteuerverbindungCC in den SteuerdatenCD ein Befehl enthalten ist, dass für einen VerbraucherV2 , z.B. eine Ladesäule für ein Elektrofahrzeug, die Leistungsentnahme aus dem Verteilnetz20 begrenzt wird. - Bezugszeichenliste
-
- 10
- Ortsnetzstation
- 11, 12, 13, 14
- Niederspannungs-Abgang
- 18
- Sammelschiene
- 19
- Transformator
- 20
- Verteilnetz
- 100
- Controller
- 110
- Kommunikationsschnittstelle
- 120
- Datenschnittstelle
- 130
- lokaler Speicher
- 131, 132
- Speicherbereich
- 140
- Recheneinheit
- 160
- Server, Webserver
- 170
- Rechenapplikation
- 180
- Datenplotter
- 201, 202, 203, 204
- 3-Phasen-Messsensor
- 211
- Modem
- 910
- Leitwarte
- 920
- Cloud
- 930
- Rechner
- t0, t1, ts
- Zeitpunkt
- CC
- Datenverbindung Steuerverbindung
- CD
- Steuerdaten
- DP
- Auswahlsteuerdaten
- E1
- Erzeuger
- EF
- Energiefluss
- K1, K2, K3, K4, K5
- Kabel, Leitung
- M, MPL1, MPL3, MQL1, MQL2, MQL3
- Messdaten
- MV
- Mittelspannung
- NV
- Niederspannung
- PE1, PK1, PK2, PK3, PK4, PK5, PV1, PV2
- Profil
- RQ
- Anfrage
- TD
- Topologie-Netzdaten
- V1, V2
- Verbraucher
- V1C, V2C, E1C
- Modem
- ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
- Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
- Zitierte Patentliteratur
-
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- EP 3107174 A1 [0004]
- WO 2012/037989 A1 [0005]
- WO 2010/0357516 A1 [0006]
Claims (10)
- System, - mit einem Controller (100), - mit einem 3-Phasen-Messsensor (201, 202, 203, 204), wobei der 3-Phasen-Messsensor (201, 202, 203, 204) zumindest zur Strommessung an einem Niederspannungs-Abgang (11, 12, 13 ,14) einer Ortsnetzstation (10) angeschlossen ist, wobei an dem Niederspannungs-Abgang (11, 12, 13 ,14) ein Verteilnetz (20) mit Erzeugern (E1) und/oder Verbrauchern (V1, V2) angeschlossen ist, - bei dem der Controller (100) und der 3-Phasen-Messsensor (201, 202, 203, 204) in der Ortsnetzstation (10) angeordnet sind, - bei dem der Controller (100) eine Datenschnittstelle (120) zur Erfassung von elektrischen Messwerten (M) des verbundenen 3-Phasen-Messsensors (201, 202, 203, 204) mit zugehörigem Zeitstempel (ts) aufweist, - bei dem der Controller (100) eine Kommunikationsschnittstelle (110) zur Verbindung mit einer übergeordneten Einheit (910, 920, 930) außerhalb des Ortsnetzstation (10) aufweist, - bei dem der Controller (100) in einem lokalen Speicher (130) einen ersten Speicherbereich (131) aufweist zur Speicherung der Messwerte (M) mit zugehörigem Zeitstempel (ts), dadurch gekennzeichnet, - dass der Controller (100) in dem lokalen Speicher (130) einen zweiten Speicherbereich (132) aufweist zur Speicherung von netz-topologischen Daten (TD), wobei die netz-topologischen Daten (TD) sowohl Leitungs-Profile (PK1, PK2, PK3, PK4, PK5) des Verteilnetzes (20) als auch Verbraucher-Profile (PV1, PV2) der Verbraucher (V1, V2) und/oder Erzeuger-Profile (PE1) der Erzeuger (E1) des Verteilnetzes (20) aufweisen, - dass der Controller (100) eine Recheneinheit (140) aufweist, eingerichtet zum: - Empfangen einer Anfrage (RQ) über die Kommunikationsschnittstelle (110) zur Ausgabe eines Energieflusses (EF) im Verteilnetz (20), - Auswahl eines Zeitraumes (t1-t0) für Messwerte (M) mit einem Zeitstempel (ts) innerhalb des Zeitraumes (t1-t0), - Berechnen von Werten (Uc, Ic, Pc, Qc) des Energieflusses (EF) basierend auf den netz-topologischen Daten (TD) und den Messwerten (M) des Zeitraumes (t1-t0), und - Bereitstellen eines Berechnungsergebnisses (CK1, CV1) in einem Server (160) des Controllers (100) zur Übertragung über die Kommunikationsschnittstelle (110).
- System (1) nach
Anspruch 1 , bei dem der Server (160) des Controllers (100) eingerichtet ist, eine Anzahl von Diensten (S1, S2, S3) bereitzustellen, die über die Kommunikationsschnittstelle (110) ansteuerbar sind. - System nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Server (160) des Controllers (100) eingerichtet ist, die Berechnungsergebnisse (CV1, CK1) anhand von grafischen Objekten (GOK1, GOV1, GOEF) bereitzustellen, wobei die grafischen Objekte (GOK1, GOV1, GOEF) basierend auf den netz-topologischen Daten (TD) einander und zu dem Niederspannungs-Abgang (11, 12, 13, 14) zugeordnet sind, und/oder wobei zumindest eines der grafischen Objekte (GOK1, GOV1, GOEF) einem Berechnungsergebnis (CK1, CV1) zugeordnet ist, und/oder wobei die grafischen Objekte (GOK1, GOV1, GOEF) über die Kommunikationsschnittstelle (110) insbesondere zur übergeordneten Einheit (910, 920, 930) übertragbar sind.
- System nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Server (160) des Controllers (100) eingerichtet ist, einem Objekt (GOV1) einen zeitlichen Verlauf (Pc(t)) von berechneten elektrischen Werten zuzuordnen, wobei der zeitliche Verlauf (Pc(t)) der berechneten elektrischen Werte und/oder eine erzeugte grafische Darstellung des zeitlichen Verlaufs (Pc(t)) der berechneten elektrischen Werte über die Kommunikationsschnittstelle (110) übertragbar ist.
- System nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Server (160) des Controllers (100) eingerichtet ist, - zum Empfang von Auswahlsteuerdaten (DP) über die Kommunikationsschnittstelle (110), und - zur Auswahl einer Anzahl der grafischen Objekte (GOK1, GOV1, GOEF) basierend auf den Auswahlsteuerdaten (DP).
- System nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Server (160) des Controllers (100) zur Bereitstellung eingerichtet ist, die grafischen Objekte (GOK1, GOV1, GOEF) basierend auf den netz-topologischen Daten (TD) in einem zweidimensionalen oder dreidimensionalen Raum anzuordnen, wobei die Anordnung im Raum insbesondere zur Geografie des Verteilnetzes (20) korrespondiert.
- System nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Controller (100) eingerichtet ist, über eine Steuerverbindung (CC) Steuerdaten (CD) an einen Erzeuger-Controller (E1C) eines Erzeugers (E1) und/oder einen Verbraucher-Controller (V1C, V2C) eines Verbrauchers (V1, V2) zu senden.
- System nach einem der vorhergehenden Ansprüche, mit einer Koppelschaltung (211), die den Controller (100) mit einem Niederspannungs-Abgang (11) verbindet, eingerichtet zum Aufbau der Steuerverbindung (CC) über das am Niederspannungs-Abgang (11) angeschlossene Verteilnetzes (20).
- System nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Controller (100) und/oder die Koppelschaltung (211) eingerichtet ist, über die Steuerverbindung (CC) die Steuerdaten (CD) verschlüsselt zu übertragen.
- System nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Controller (100) eingerichtet ist, die Steuerdaten (CD) basierend auf dem Berechnungsergebnis (CK1, CV1) zu erzeugen.
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Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
R207 | Utility model specification | ||
R150 | Utility model maintained after payment of first maintenance fee after three years |