EP4070427A1 - Verfahren und anordnung zum ermitteln einer lastflusskarte innerhalb eines wechselspannungs-energieversorgungsnetzes - Google Patents

Verfahren und anordnung zum ermitteln einer lastflusskarte innerhalb eines wechselspannungs-energieversorgungsnetzes

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Publication number
EP4070427A1
EP4070427A1 EP20804495.8A EP20804495A EP4070427A1 EP 4070427 A1 EP4070427 A1 EP 4070427A1 EP 20804495 A EP20804495 A EP 20804495A EP 4070427 A1 EP4070427 A1 EP 4070427A1
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EP
European Patent Office
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network
phase
phase position
voltage
individual phase
Prior art date
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Pending
Application number
EP20804495.8A
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English (en)
French (fr)
Inventor
Andreas Falk
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
SMA Solar Technology AG
Original Assignee
SMA Solar Technology AG
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by SMA Solar Technology AG filed Critical SMA Solar Technology AG
Publication of EP4070427A1 publication Critical patent/EP4070427A1/de
Pending legal-status Critical Current

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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote monitoring or remote control of equipment in a power distribution network
    • H02J13/12—Monitoring network conditions, e.g. electrical magnitudes or operational status
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/001—Arrangements for handling faults or abnormalities, e.g. emergencies or contingencies
    • H02J3/0012—Arrangements for handling faults or abnormalities, e.g. emergencies or contingencies characterised by the contingency detection means in AC networks, e.g. using phasor measurement units [PMU], synchrophasors or contingency analysis
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2103/00—Details of circuit arrangements for mains or AC distribution networks
    • H02J2103/30—Simulating, planning, modelling, reliability check or computer assisted design [CAD] of electric power networks
    • H02J2103/35—Grid-level management of power transmission or distribution systems, e.g. load flow analysis or active network management
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/30—State monitoring, e.g. fault, temperature monitoring, insulator monitoring, corona discharge

Definitions

  • the invention relates to a method for determining a load flow map within an AC power supply network, a plurality of network subscribers being arranged in each case at a network connection point in the power supply network.
  • the invention further relates to an arrangement of a plurality of network subscribers and at least one reference signal generator for determining a load flow map within a power supply network.
  • AC voltage power supply networks are regulated via the frequency of the AC voltage. If the withdrawn energy exceeds the fed-in energy, the grid frequency drops below its nominal value of, for example, 50 Hz in Europe. If the fed-in energy exceeds the withdrawn energy, the network frequency rises above the nominal value. The reason for this behavior lies in the predominant generation of electrical energy by means of rotary field machines. Since the grid frequency - unlike, for example, a grid voltage - is the same over the entire power supply network, the power dependency of the grid frequency is used to regulate the energy feed into the power supply network, in order to establish the required equality of the power fed in and the drawn power at any time as possible for the power supply network .
  • Knowledge of local power flows can be used, for example, to derive an overload on certain transmission routes within the energy supply network or to identify an overload or impending overload of transformers that convert energy into different voltage levels within the energy supply network.
  • Knowledge of local load flows is therefore also of interest for estimating the development of the price of energy in the energy supply network, since prices in the For local subunits, the energy supply network is also based on the relationship between supply and demand, i.e. it can be used as a corrective for an imbalance that has occurred.
  • a compilation of information about power flows between a large number of points within an energy supply network is referred to as a load flow map in the context of the application.
  • Geographical coordinates can be used as the coordinates of the load flow map, as well as structural coordinates of the energy supply network or other information identifying the locations.
  • map does not imply the type of representation of the information related to the flow of power.
  • Structural coordinates are those coordinates that are derived from a structure of the energy supply network.
  • Energy supply networks usually have several levels, which differ in the voltages used and the distances bridged by this voltage with transmission paths. For example, a maximum voltage level can be provided within which distances ranging from hundreds to thousands of kilometers can be bridged at a maximum voltage of, for example, 380 kilovolts (kV). At the maximum voltage level, there are usually only a few distribution nodes within the energy supply network. At the distribution node of the extra high voltage level, there is a distribution level in each case, in which voltages of, for example, 120 kV are used.
  • the nodes of the distribution level in turn represent transition points to a medium voltage level that is operated, for example, with a voltage of 20 kV.
  • Nodes of the medium-voltage level then in turn represent connection points to the low-voltage level, in which the so-called lighting network voltage of 230 V, for example, prevails.
  • the low-voltage distribution represents the shortest-range, but the most branched distribution.
  • a control device that controls electrical consumers and / or local energy generators, for example a solar system with energy storage, depending on phase information at the network connection point of a network subscriber.
  • the phase information is obtained by determining the phase position at the network connection point and comparing it with a phase position at a higher-level network node.
  • the phase position is an indicator of the ratio of power fed in to power drawn in a local section of the power supply network.
  • the phase information of the higher-level node is detected by a reference signal generator and transmitted to the control device.
  • the phase information obtained is used by the control device to determine the To control consumption and feed-in behavior locally and thus to contribute to a local equilibrium of withdrawn and fed-in power at the lowest voltage level of the energy supply network.
  • conclusions about a power flow in the power supply network at a higher-level voltage level cannot be derived from such a singular measurement.
  • a method according to the invention of the type mentioned at the outset has the following steps: A value is determined in each case by the majority of network subscribers which reflects an individual phase position of the alternating voltage of the energy supply network at the respective network connection point. The respective value is transmitted in the form of data from the majority of network subscribers to a higher-level data receiver. Finally, the data is evaluated and a load flow map is created based on the values reflecting the individual phase positions.
  • the basic idea according to the invention is based on the fact that a load flow between two network subscribers influences the difference in the individual phase position of these network subscribers.
  • the reason for this is a transmission impedance of the network section between the network participants, which is generally unknown in its extent.
  • an evaluation of the individual phase position allows conclusions to be drawn about a causal load flow.
  • Advantageous refinements of the method relate to various possibilities of which variables are recorded and transmitted as the values that reflect the individual phase position of the alternating voltage of the energy supply network at the respective network connection point.
  • a reference signal is first provided which contains a reference point in time which indicates a reference phase position of an alternating voltage in the energy supply network at a reference point.
  • the reference signal represents a point in time at which the alternating voltage in the power supply network has a predetermined phase position at the reference point has, and can, for example, be the point in time of a voltage zero crossing.
  • the reference signal is received by the majority of the network subscribers.
  • an individual phase position of the alternating voltage of the energy supply network at the respective network connection point is determined by the plurality of network subscribers.
  • the predefined phase position on which the reference signal is based can be used for this, in which case the time difference between the reference time and the time determined by the network subscriber serves as the basis for determining the individual phase position.
  • the phase position at the reference point in time can also be determined as an individual phase position.
  • the respective individual phase position is then compared with the reference phase position and a respective phase shift between the individual phase position and the reference phase position is determined. This then directly represents the value that is transmitted to the higher-level data receiver.
  • the higher-level data receiver can be part of a central evaluation unit that displays the created load flow map, processes it further, analyzes it and / or forwards it to users of the load flow map.
  • the reference signal is provided by a reference signal generator which is connected to the network subscribers with a higher-level section of the energy supply network and which determines the reference phase position based on an alternating voltage in the overriding section of the energy supply network. If the power supply units are connected to a medium or low voltage level of the energy supply network, for example, the reference signal generator is coupled to a distribution or maximum voltage level of the energy supply network.
  • the reference signal is provided by a reference signal generator.
  • the reference signal generator generates its reference signal on the basis of an averaging of the phase positions of many phase measurements in a common voltage level as a reference phase position and serves as a reference signal for network subscribers in this voltage level.
  • the phase positions can be received and averaged by the higher-level data receiver.
  • This embodiment is based on the knowledge that the mean value of the phase positions of many phase measurements in, for example, the lower voltage level has a fixed phase reference to the phase of the directly higher-level voltage level. In this way, a reference signal generator connected directly to the higher level of the energy supply network can be dispensed with.
  • a minimal phase deviation between the connection point in the power supply network and the mean value of the many phase measurements occurs at times when it is known that low power is drawn from the power supply network, for example at night. It is to be expected that therefore also relatively low load flows occur at night, so that a reference signal generated in this way can be assigned to a state of low load flow. Such a phase can then also be used as a reference phase for load flows at other times.
  • a time signal is received from the reference signal generator and the respective network subscribers to determine the reference phase position and the individual phase positions.
  • the time signal can be, for example, a GPS (Global Positioning System) signal.
  • GPS includes any satellite-based positioning systems such as Galileo, GLONASS or others.
  • a phase position in the form of a singular point in time at which this phase position was reached transferred to whoever, even if this phase measurement is in the past.
  • the stored measurement in the subscriber device can be compared with the phase position at the reference point with precise knowledge of the time base, so that a phase difference to the reference time can be determined. If necessary, a runtime correction can be carried out.
  • the transmission path is not time-critical.
  • a time signal is generated and sent which defines an absolute and common time for the power supply network and this time signal is provided by a reference signal generator and the majority of the Network subscriber received.
  • a reference point in time which reflects a reference phase position of an alternating voltage in the energy supply network at the reference signal generator, is determined.
  • the second alternative corresponds to the previously explained embodiment of the first alternative.
  • the second alternative is different, however the phase position of the alternating voltage of the energy supply network at the respective network connection point is also represented by an individual phase time.
  • the reference time and the phase times reflecting the individual phase positions are transmitted to the higher-level data receiver and a respective phase shift is determined on the basis of the reference time and the individual phase times. Again, the load flow map is created based on the individual phase shifts.
  • An individual phase position of the AC voltage of the energy supply network at the respective network connection point is determined by the majority of power supply users.
  • the individual phase position can be defined for example by a zero crossing of the alternating voltage.
  • the individual phase position is recorded relative to a time system of the respective network connection point. This time system could be individual as long as it is available for a longer period of time. However, it is easier and more practical to use a higher-level time system such as that of the GPS mentioned.
  • the individual phase position is averaged over a specified period and an average value is established as the individual phase reference position.
  • a respective phase shift is determined based on the phase reference position and the respective individual phase position and the load flow map is created based on the individual phase shifts. Since the deviation bandwidth of the lower network level is known after some time (the bandwidth is determined by the maximum consumption surplus or the maximum generation surplus on this network level), further phase shifts can be assigned to the higher network level.
  • the averaging of the individual phase position can, for example, over a period of about a week to about a month nat be carried out.
  • the establishment of the mean value as an individual phase reference position can be carried out repeatedly, in particular if it is observed that the mean value changes over a longer period of time.
  • a reference signal generator connected directly to the higher level of the energy supply network can be dispensed with in this way. Provision can also be made here for the averaging to take place at times in which, as is known, small amounts of power are drawn from the energy supply network, that is to say, for example, at night.
  • the steps of averaging the individual phase position, setting an average value as an individual phase reference position and determining the respective phase shift in the respective network connection point can be carried out, whereupon the determined respective phase shift is transmitted to the higher-level data receiver.
  • the individual phase position is transmitted from the respective network connection point to the higher-level data receiver and the steps of averaging the individual phase position, setting an average value as an individual phase reference position and determining the respective phase shift in the higher-level data are then carried out receiver executed.
  • the network subscribers send their own geographic coordinates to the higher-level data receiver. These can, for example, be determined from the GPS signal or be stored in the network subscriber.
  • the phase shifts received or certain phase shifts received by the higher-level data receiver can then be assigned to the geographical coordinates.
  • the phase shifts received from the higher-level data receiver can be assigned to structural coordinates of the energy supply system. Structural coordinates of the energy supply system are those that relate to the structure of the energy supply system and in particular the division into the various voltage levels.
  • a portion remains unconsidered to determine the phase shift that is caused by phase rotation of certain transformer switching groups (e.g. the frequently used switching group Dy5, which causes a phase rotation of 30 °) are arranged between the network connection point of the network subscriber and the parent section of the power supply network.
  • the phase shift caused by transformer groups is at least partially not load-dependent and therefore not a direct indicator of the load flow at the respective grid connection point.
  • phase shifts that arise only from the fact that different phase conductors (eg L1, L2 or L3) of a multiphase network are considered when determining the reference phase position and the individual phase position.
  • Such phase shifts are also preferably not taken into account. Therefore, only a relative phase change is of interest and never an absolute phase. Phase shifts that are caused by systems for reactive power compensation are also advantageously not taken into account.
  • a network voltage is measured at the respective network connection point, on the basis of which an influence of the level of the network voltage on the specific value of the phase shifts is compensated.
  • the influence of the level of the mains voltage on the determination of the phase position is small, but taking this influence into account contributes to increasing the accuracy when determining the phase position.
  • the specific phase position is proportional to the level of the mains voltage. This functional relationship can be used for compensation who.
  • the background to the compensation is that with the same load, the phase shift is different if the voltage is different.
  • the phase rotation depends on the current. For example, if the mains voltage at the house connection is 5% higher, 5% less current flows with the same load, which means that the phase shift is correspondingly smaller.
  • An inventive arrangement of a plurality of network participants and at least one reference signal generator for determining a load flow map within a power supply network is characterized in that network participants and / or the reference signal generator are set up to carry out one of the aforementioned methods.
  • Fig. 1 is a schematic representation of part of an energy supply network with a plurality of network participants
  • FIG. 2 shows a schematic block diagram of a network subscriber; and 3 shows a flow diagram of an exemplary embodiment of a method for determining a load flow map.
  • FIG. 1 shows a section of an AC power supply network 1.
  • the power supply network 1 has a high-voltage transmission line 2 which represents the highest voltage level in the part of the energy supply network 1 under consideration.
  • Two geographically separated network regions 3 are connected to the high-voltage transmission line 2.
  • the coupling of the network regions 3 takes place in each case via a power transformer 4, from which medium-voltage transmission lines 5 on the secondary side are used for further energy distribution in the network region 3.
  • End customers or groups of end customers are connected to the power supply network 1 via distribution transformers 6 and a low-voltage distribution 7 connected to them.
  • the power supply network 1 thus has three different voltage levels in the illustrated case, the high voltage level on the high voltage transmission line 2 being, for example, 380 kV, the medium voltage on the medium voltage transmission line 5 being, for example, 20 kV and the low voltage distribution 7, for example, at a Voltage of 400 V.
  • the AC power supply network 1 is designed as a three-phase system.
  • power supply networks can also be divided into four voltage levels, e.g. a maximum voltage or transmission level at 380 or 220 kV, a high voltage level at 110 kV, a medium voltage level at 10 to 30 kV and a low voltage level at 400 V.
  • Network subscribers 10 with a respective network connection point 11 are connected to the low-voltage distribution 7. Details on the possible structure of such network connection points are explained below in connection with FIG.
  • a reference signal generator 20 is present in the arrangement according to FIG. 1, which provides a phase reference signal 21 which, with a phase position, of an alternating voltage of the power supply network 1 on the high- voltage transmission line 2 is correlated.
  • the phase reference signal 21 can indicate a point in time of the zero crossing of the alternating voltage.
  • the phase reference signal 21 can be a time-dependent signal which directly indicates the zero crossing, for example in that the zero crossing is reflected in an edge or a peak of the phase reference signal 21.
  • a different representation of the zero crossing in the phase reference signal 21 is selected, namely such that the reference signal generator 20 determines a point in time of the zero crossing and this point in time is output digitally coded as the phase reference signal 21.
  • This procedure requires a common time base of reference signal generator 20 and all receivers that evaluate phase reference signal 21 for the arrangement.
  • a central timer 30 is provided, which provides a time signal 31, on the basis of which various components have an exact time base that is the same within the arrangement.
  • satellites of the Global Positioning System (GPS) are used to provide sufficient to have an exact time base on all components that provide or evaluate the phase reference signal 21.
  • GPS Global Positioning System
  • the phase reference signal 21 does not need to contain the zero crossing of each period in this case, but can indicate a point in time of a zero crossing, which results from averaging and corresponding back calculation of a plurality of zero crossings in a predetermined period of time.
  • the period of time can range from seconds to minutes.
  • the phase reference signal can contain additional information that allows the phase position of the reference to be calculated at other times within or outside of the averaging period.
  • phase-locked loop (PLL) circuit can also be used, which synchronizes to the AC voltage of the power supply network 1 and which outputs a pure sinusoidal signal, the zero crossings of which are representative of those of the mains voltage.
  • PLL phase-locked loop
  • phase reference signal 21 in such a case does not indicate the zero crossing in real time, but in relation to the common time base, a transmission speed of the phase reference signal 21 to evaluating components is not critical.
  • the phase reference signal 21 can thus also be transmitted via data transmission networks, for example the Internet, for example.
  • the digitally transmitted data preferably allow a simple calculation of corresponding points in time for a plurality of zero crossings within a time interval. This facilitates the determination of an assigned phase shift, since in this way, at least by numerical methods, reference can be made to a common zero crossing at a large number of points in the energy supply network.
  • the method according to the application for creating a load flow map is based on the basic idea that the majority of network subscribers 10 collect information at their respective network connection point 11, from which an individual phase position of the AC voltage signal of the energy supply network 1 can be determined, and that this information is sent to a higher-level data receiver which evaluates the information and creates a load flow map from it.
  • FIG. 1 shows the exchanged information and signals, specifically the time signal 31 originating from the timer 30, the phase reference signal 21 originating from the reference signal generator 20 and the phase information 14 originating from the network participants 10 for only two of the network participants 10 .
  • the network participants 10 in the network region 3 shown at the bottom left in FIG. 1 also receive the mentioned phase reference signal 21 and the time signal 31 and send the phase information 14 determined at their network connection points 11 to the central evaluation unit 40.
  • all network subscribers 10 are connected to the voltage distribution 7 Nie. It is also conceivable to couple network subscribers 10, which detect and transmit phase information 14, to medium-voltage transmission lines 4 or high-voltage line 2 and thus also to take phase information directly from the medium-voltage or high-voltage level of energy supply network 1 into account.
  • FIG. 2 One possible structure of a network subscriber is shown in FIG. 2 in the form of a schematic block diagram.
  • the network subscriber 10 is connected to the power supply network 1 via a network connection point 11. Starting from the network connection point 11, loads 15 within the network subscriber 10 are supplied with energy.
  • This network subscriber also has an inverter 16 present as part of a local power generation plant.
  • the inverter 16 is coupled to a photovoltaic generator 17 and / or a memory 18. Electrical energy generated locally by the photovoltaic generator 17 can either be fed into the energy supply network 1 via the network connection point 11 and / or temporarily stored in the memory 18 for later use or later feed-in.
  • the network subscriber 10 also has a phase detector 12 which, comparable to the reference signal generator 20, evaluates phase information of an alternating voltage of the energy supply network 1, here the alternating voltage at the network connection point 11. This evaluation can, for example, again by detecting a zero crossing of the alternating voltage. As explained in connection with the reference signal generator 20, averaging over several zero crossings can be carried out for this purpose, which can be done, for example, by using a PLL circuit or a PLL algorithm.
  • the network subscriber 10 further comprises a GPS receiver 13, which receives the time signal 31 from the timer 30 and makes it available to the phase detector 12.
  • the phase detector 12 can be set up to determine the zero crossing of the alternating voltage and to output the corresponding point in time (measured in the time base provided by the timer 30) as phase information 14. If the time signal 31 is known, the evaluation unit 40 can determine a phase shift for the network subscriber 10 based on the time from the phase information 14 and the time of the zero crossing from the phase reference signal 21 and process it to create the load flow map.
  • the phase detector 12 is set up to receive the phase reference signal 21 itself and to compare it with the specific zero crossing at the network connection point 11.
  • an individual phase shift between the AC voltage at the grid connection point 11 and the AC voltage that the reference signal generator 20 evaluates can be output directly as phase information 14.
  • Knowledge of the time base of the timer 30 in the central evaluation unit 40 is not required, as this is also symbolized in FIG.
  • geographical location coordinates of the network subscriber 10 are also transmitted to the central evaluation unit 40. These can be stored in the network subscriber 10 based on its installation location. It is also possible to determine the location coordinates from the signal that the GPS receiver 13 receives and then to transfer them to the central evaluation unit 40.
  • the central evaluation unit 40 with the phase information 14 receives information that either directly indicates the individual phase position at the individual network connection points 11 or information from which the individual phase shift at each of the network connection points 11 can be determined.
  • the individual phase shift relates in each case to the phase selected as the reference phase position of the energy supply network 1 at the location of the reference signal generator 20, that is to say here on the high-voltage transmission line 2.
  • a negative phase shift indicates that there is an energy deficit at the grid connection point 11, that is to say that in the area in which the grid connection point 11 is located, more energy is taken from the power supply network than is fed in.
  • a positive phase shift indicates that in the vicinity of the network connection point 11 more energy is fed into the energy supply network 1 than is withdrawn.
  • This information is assigned to certain coordinates of the load flow map, whereby, for example, the geographical coordinates of the respective network connection points can be selected as coordinates. If a structure of the energy supply network 1 is known, structure coordinates of the energy supply network 1 can also be used as coordinates in the load flow map.
  • the phase detector 12 and the GPS receiver 13 can advantageously be arranged in the inverter 16.
  • An inverter often already has components for phase detection in order to be able to feed the generated mains voltage into the power supply network 1 in the correct phase. These components can be used within the scope of the method according to the application.
  • data interfaces which can be used to receive the reference signal 21 and / or to transmit the phase information 14 are often already present in the inverter.
  • a charging station for electric vehicles can be used as network subscriber 10. These too often have components that can be used within the scope of the method according to the application.
  • phase detector 12 and the GPS receiver 13 into an energy meter (“electricity meter”).
  • electrical meter is usually for each, even if not shown in FIG. 2 for reasons of clarity Network subscriber 10 available.
  • FIG. 3 an embodiment of a method according to the application is shown in the form of a flow chart. The method is explained below by way of example with reference to the arrangement according to FIG. 1 and the structure of the network subscriber 10 according to FIG.
  • a phase reference signal 21 is provided, for example by a reference signal generator 20 which is arranged on a superordinate transmission line, for example the high-voltage transmission line 2 of the energy supply network 1.
  • the reference signal contains a reference point in time at which an alternating voltage on the high-voltage transmission line 2 or - with a different structure of the energy supply network - an extra-high voltage or transmission line assumes a certain phase position, for example having a zero crossing.
  • the reference signal generator 20 receives a time signal 31 from a timer 30, in particular a special GPS satellite.
  • the phase reference signal 21 is transmitted to a plurality of network subscribers 10. From this, each network subscriber 10 determines a reference phase position Or. For this purpose, the network subscriber 10 also receives the time signal 31 from the timer 30, again preferably from the GPS satellite, so that each network subscriber 10 has the same time base as the reference signal generator 20.
  • each of the network subscribers 10 determines an individual phase position F of the alternating voltage of the energy supply network 1 at the respective network connection point 11 in a step S3.
  • the individual phase position F, which was determined in step S3, is compared with the reference phase position FG, which was determined in step S2 on the basis of the received phase reference signal 21, and a phase shift DF is determined.
  • the determined phase shift DF is transmitted from each of the network subscribers 10 to a central evaluation unit 40 as a higher-level data receiver.
  • the determined phase shift DF can contain components that are caused, for example, by transformer switching groups, e.g. transformers 4 and 6. Systems for reactive power compensation also produce such proportions. Such phase shifts are also referred to as structural phase shifts. Since they are not load-dependent, they are not relevant for creating the load flow map and are preferably deducted from the determined phase shift. For this purpose, the structural phase shift can be determined, for example, in a learning phase or, if it is known, entered during commissioning. The correction of the determined phase shift DF by the non-load-dependent portion can take place within the respective network connection point or also in the central evaluation unit 40.
  • a step S6 the transmitted data are evaluated in the central evaluation unit 40 and a load flow map is created as a result from the individual phase positions F or the phase shifts DF. Geographical coordinates received can also be used as the basis for creating the load flow map

Landscapes

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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

Verfahren und Anordnung zum Ermitteln einer Lastflusskarte innerhalb eines Wechselspannungs-Energieversorgungsnetzes
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Ermitteln einer Lastflusskarte innerhalb eines Wechselspannungs-Energieversorgungsnetzes, wobei in dem Energie versorgungsnetz eine Mehrzahl von Netzteilnehmern an jeweils einem Netzan schlusspunkt angeordnet ist. Die Erfindung betrifft weiterhin eine Anordnung einer Mehrzahl von Netzteilnehmern und mindestens eines Referenzsignalge bers zum Ermitteln einer Lastflusskarte innerhalb eines Energieversorgungs netzes.
Wechselspannungs-Energieversorgungsnetze werden über die Frequenz der Wechselspannung geregelt. Übersteigt die entnommene Energie die einge speiste Energie, so sinkt die Netzfrequenz unter ihren nominellen Wert von bei spielsweise 50 Hz in Europa. Übersteigt die eingespeiste Energie die entnom mene Energie, so steigt die Netzfrequenz über den nominellen Wert. Der Grund für dieses Verhalten liegt in der vorherrschenden Erzeugung von elektri scher 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 Energieein speisung in das Energieversorgungsnetz genutzt, um insgesamt für das Ener gieversorgungsnetz die erforderliche Gleichheit von eingespeister und ent nommener Leistung möglichst jederzeit herzustellen.
Unabhängig von einer für das Gesamtnetz zu erfüllenden Bedingung der Gleichheit von entnommener und eingespeister Leistung ist es für einen gesi cherten Betrieb des Energieversorgungsnetzes auch relevant, wie und in wel cher Größe lokal Energieflüsse innerhalb des Energieversorgungsnetzes statt finden. Hohe Lastflüsse werden durch ein regionales Ungleichgewicht zwischen entnommener und eingespeister Energie verursacht.
Aus einer Kenntnis lokaler Leistungsflüsse kann beispielsweise eine Überlas tung bestimmter Übertragungsstrecken innerhalb des Energieversorgungsnet zes abgeleitet werden oder eine Überlastung oder drohende Überlastung von Transformatoren, die innerhalb des Energieversorgungsnetzes Energie in ver schiedene Spannungsebenen umsetzen, erkannt werden. Daher ist eine Kenntnis von lokalen Lastflüssen auch für eine Abschätzung einer Preisent wicklung 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 ei ner 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 ande re 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 Dis tanzen unterscheiden. Beispielsweise kann eine Höchstspannungsebene vor gesehen sein, innerhalb der Distanzen in Bereichen von hunderten bis tausen den Kilometer bei einer Höchstspannung von zum Beispiel 380 Kilovolt (kV) überbrückt werden. Auf der Höchstspannungsebene sind in der Regel nur we nige Verteilerknoten innerhalb des Energieversorgungsnetzes vorhanden. An den Verteilerknoten der Höchstspannungsebene schließt sich jeweils eine Ver teilerebene an, in der Spannungen von beispielsweise 120 kV genutzt werden. Die Knoten der Verteilerebene wiederum stellen Übergangspunkte zu einer Mit telspannungsebene dar, die beispielsweise mit einer Spannung von 20 kV be trieben wird. Knoten der Mittelspannungsebene stellen dann wiederum Verbin dungsstellen zur Niederspannungsebene dar, in der die sogenannte Lichtnetz spannung von beispielsweise 230 V herrscht. Die Niederspannungsverteilung stellt die kurzreichweitigste, aber am stärksten verästelte Verteilung dar.
Aus der Druckschrift DE 102017 112438 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 Energieversorgungs netzes 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 unters ten Spannungsebene des Energieversorgungsnetzes zu einem lokalen Gleich gewicht 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 Anord nung der eingangs genannten Art zu schaffen, mit deren Hilfe eine Lastfluss karte zumindest eines Abschnitts eines Energieversorgungsnetzes erstellt wer den kann.
Diese Aufgabe wird durch ein Verfahren bzw. eine Anordnung mit den Merkma len des jeweiligen unabhängigen Anspruchs gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltun gen und Weiterbildungen sind Gegenstand der abhängigen Ansprüche.
Ein erfindungsgemäßes Verfahren der eingangs genannten Art weist die folgen den Schritte auf: Es wird jeweils ein Wert durch die Mehrzahl der Netzteilnehmer ermittelt, der eine individuelle Phasenlage der Wechselspannung des Energiever sorgungsnetzes an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt widerspiegelt. Der jewei lige Wert wird in Form von Daten von der Mehrzahl der Netzteilnehmer an einen übergeordneten Datenempfänger übertragen. Schließlich werden die Daten aus gewertet und eine Lastflusskarte anhand der die individuelle Phasenlagen wider spiegelnden 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 Aus maß unbekannte Übertragungsimpedanz des Netzabschnittes zwischen den Netzteilnehmern. Im Gegenzug erlaubt eine Auswertung der individuellen Pha senlage 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 Netzan schlusspunkt widerspiegeln, erfasst und übermittelt werden.
In einer ersten Alternative wird zunächst ein Referenzsignal bereitgestellt, das ei nen Referenzzeitpunkt beinhaltet, der eine Referenzphasenlage einer Wechsel spannung 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 zu grundeliegende vorgegebene Phasenlage, also beispielsweise ein Spannungs nulldurchgang, verwendet werden, wobei dann die Zeitdifferenz zwischen Refe renzzeitpunkt und dem durch den Netzteilnehmer bestimmten Zeitpunkt als Be stimmungsgrundlage für die individuelle Phasenlage dient. Es kann aber auch die Phasenlage zum Referenzzeitpunkt als individuelle Phasenlage bestimmt wer den. Die jeweilige individuelle Phasenlage wird dann mit der Referenzphasenlage verglichen und es wird eine jeweilige Phasenverschiebung zwischen der individu ellen Phasenlage und der Referenzphasenlage ermittelt. Diese stellt dann unmit telbar 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 ei nem übergeordneten Abschnitt des Energieversorgungsnetzes verbunden ist, und der die Referenzphasenlage anhand einer Wechselspannung in dem übergeord neten Abschnitt des Energieversorgungsnetzes bestimmt. Wenn die Netzteilneh mer beispielsweise an eine Mittel- oder Niederspannungsebene des Energiever sorgungsnetzes angeschlossen sind, ist der Referenzsignalgeber an einer Vertei ler- 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 Pha senmessungen 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 Erkennt nis 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 Energieversorgungsnet zes verbundenen Referenzsignalgeber verzichtet werden. Es kann dabei vorge- sehen sein, dass eine minimale Phasenabweichung zwischen dem Anschluss punkt im Energieversorgungsnetz und dem Mittelwert der vielen Phasenmessun gen zu solchen Zeiten auftritt, in denen bekannterweise geringe Leistung Ent nahmen 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 ers ten Alternative wird zur Bestimmung der Referenzphasenlage und der individuel len 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 satelli tengestütze Ortungssysteme wie Galileo, GLONASS oder andere. Bei Verwen dung eines gleichen Zeitsignals, also einer gemeinsamen Zeitbasis für den Refe renzsignalgeber und die Netzteilnehmer kann eine Phasenlage in Form eines singulären Zeitpunkts, zu dem diese Phasenlage erreicht wurde, übertragen wer den, auch wenn diese Phasenmessung in der Vergangenheit liegt. Die gespei cherte Messung im Teilnahmegerät kann bei genauer Kenntnis der Zeitbasis mit der Phasenlage am Referenzpunkt verglichen werden, so dass eine Differenz phase zum Referenzzeitpunkt ermittelt werden kann. Gegebenenfalls kann eine Laufzeitkorrektur vorgenommen werden.
Bei Übertragung einer Phasenlage ist der Übertragungsweg dagegen nicht zeit kritisch. Für das Erstellen der Lastflusskarte ist es ausreichend, Phasenlagenän derungen 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 Refe renzsignalgeber und der Mehrzahl der Netzteilnehmer empfangen. Ein Referenz zeitpunkt, der eine Referenzphasenlage einer Wechselspannung in dem Energie versorgungsnetz an dem Referenzsignalgeber widerspiegelt, wird ermittelt. Bis zu diesem Schritt entspricht die zweite Alternative der zuvor erläuterten Ausgestal tung 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 wi derspiegelnden Phasenzeitpunkte werden an den übergeordneten Datenempfän ger übermittelt und es wird eine jeweilige Phasenverschiebung anhand des Refe renzzeitpunkts 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 Ver arbeitung von Daten erforderlich ist, da das Bestimmen der Phasenverschiebun gen 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 Anforde rungen an die Qualität des GPS-Signals ist gegenüber den Anforderungen, die zu einer GPS-basierten Ortsbestimmung erforderlich sind, reduziert, da beispiels weise ein Signal eines Satelliten ausreichen kann, um ein hinreichend präzises Zeitsignal zu erhalten, während zur Ortsbestimmung die Signale mehrerer Satelli ten 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 Energieversorgungsnet zes an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt durch die Mehrzahl der Netzteilneh mer bestimmt. Die individuelle Phasenlage kann beispielsweise durch einen Null durchgang 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 Zeitsys tem 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 Phasenver schiebung anhand der Phasenreferenzlage und der jeweiligen individuellen Pha senlage bestimmt und die Lastflusskarte anhand der individuellen Phasenver schiebungen erstellt. Da die Abweichungsbandbreite der unteren Netzebene nach einiger Zeit bekannt ist (die Bandbreite wird durch den maximalen Verbrauchs überschuss bzw. den maximalen Erzeugungsüberschuss auf dieser Netzebene bestimmt), können darüber hinausgehende Phasenverschiebungen der überla gerten Netzebene zugeordnet werden. Die Mittelung der individuellen Phasenlage kann dabei z.B. über einen Zeitraum von etwa einer Woche bis etwa einem Mo- nat durchgeführt werden. Das Festlegen des Mittelwerts als individuelle Phasen referenzlage kann dabei wiederholt durchgeführt werden, insbesondere wenn be obachtet wird, dass sich der Mittelwert über einen längeren Zeitraum hinweg än dert.
Ähnlich wie bei der geschilderten Ausgestaltung der ersten Alternative kann auf diese Weise auf einen unmittelbar mit der übergeordneten Ebene des Energie versorgungsnetzes verbundenen Referenzsignalgeber verzichtet werden. Es kann auch hier vorgesehen sein, dass die Mittelung zu solchen Zeiten erfolgt, in denen bekannterweise geringe Leistungsentnahmen aus dem Energieversor gungsnetz erfolgen, also beispielsweise zu Nachtzeiten.
Hierbei können in einer Ausgestaltung die Schritte des Mitteins der individuellen Phasenlage, des Festlegens eines Mittelwerts als individuelle Phasenreferenzla ge und des Ermittelns der jeweiligen Phasenverschiebung in dem jeweiligen Netzanschlusspunkt ausgeführt werden, woraufhin die ermittelte jeweiligen Pha senverschiebung an den übergeordneten Datenempfänger übertragen wird. In ei ner dazu alternativen Ausgestaltung wird die individuelle Phasenlage von dem jeweiligen Netzanschlusspunkt an den übergeordneten Datenempfänger übertra gen und es werden daraufhin die Schritte des Mitteins der individuellen Phasen lage, des Festlegens eines Mittelwerts als individuelle Phasenreferenzlage und des Ermittelns der jeweiligen Phasenverschiebung in dem übergeordneten Da tenempfänger ausgeführt.
In einerweiteren 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 kön nen dann die von dem übergeordneten Datenempfänger empfangenen oder be stimmten Phasenverschiebungen den geographischen Koordinaten zugeordnet werden. In einer alternativen Darstellung der Lastflusskarte können die von dem übergeordneten Datenempfänger empfangenen Phasenverschiebungen struktu rellen Koordinaten des Energieversorgungssystems zugeordnet werden. Struktu relle Koordinaten des Energieversorgungssystems sind solche, die sich auf die Struktur des Energieversorgungssystems und insbesondere die Aufteilung in die verschiedenen Spannungsebenen beziehen.
In einerweiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens bleibt zur Bestim mung der Phasenverschiebung ein Anteil unberücksichtigt, der durch Phasendre hung bestimmter Transformatorschaltgruppen (z.B. die häufig genutzte Schalt gruppe Dy5, die eine Phasendrehung von 30° verursacht) hervorgerufen ist, die zwischen dem Netzanschlusspunkt des Netzteilnehmers und dem übergeordne ten Abschnitt des Energieversorgungsnetzes angeordnet sind. Die durch Trans formatschaltgruppen hervorgerufen Phasenverschiebung ist zumindest anteilig nicht lastabhängig und von daher kein direkter Indikator für den Lastfluss am je weiligen Netzanschlusspunkt. Gleiches gilt für Phasenverschiebungen, die ledig lich daher rühren, dass unterschiedliche Phasenleiter (z.B. L1, L2 oder L3) eines mehrphasigen Netzes bei der Bestimmung der Referenzphasenlage und der indi viduellen Phasenlage betrachtet werden. Auch solche Phasenverschiebungen bleiben bevorzugt unberücksichtigt. Daher ist immer nur eine relative Phasenän derung von Interesse und niemals eine absolute Phase. Auch Phasenverschie bungen, die durch Anlagen zur Blindleistungskompensation hervorgerufen wer den, bleiben vorteilhaft unberücksichtigt.
In einerweiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird an dem jeweili gen Netzanschlusspunkt eine Netzspannung gemessen, anhand der ein Einfluss der Höhe der Netzspannung auf den bestimmten Wert der Phasenverschiebun gen kompensiert wird. Der Einfluss der Höhe der Netzspannung auf die Bestim mung der Phasenlage ist gering, dennoch trägt die Berücksichtigung dieses Ein flusses zur Steigerung der Genauigkeit bei der Bestimmung der Phasenlage bei. Üblicherweise ist die bestimmte Phasenlage proportional zur Höhe der Netzspan nung. Dieser Funktionszusammenhang kann zur Kompensation eingesetzt wer den. Hintergrund der Kompensation ist, dass bei gleicher Last die Phasenver schiebung unterschiedlich ist, wenn die Spannung unterschiedlich ist. Die Pha sendrehung hängt vom Strom ab. Ist die Netzspannung am Hausanschluss bei spielsweise 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 inner halb eines Energieversorgungsnetzes zeichnet sich dadurch aus, dass Netzteil nehmer und/oder der Referenzsignalgeber zur Durchführung eines der zuvor ge nannten 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:
Fig. 1 eine schematische Darstellung eines Teils eines Energieversor gungsnetzes mit einer Mehrzahl von Netzteilnehmern;
Fig. 2 ein schematisches Blockschaltbild eines Netzteilnehmers; und Fig. 3 ein Flussdiagramm eines Ausführungsbeispiels eines Verfahrens zum Ermitteln einer Lastflusskarte.
Figur 1 zeigt in einem schematischen Diagramm einen Ausschnitt eines Wech- selspannungs-Energieversorgungsnetzes 1. Das Energieversorgungsnetz 1 weist im dargestellten Beispiel eine Hochspannungs-Übertragungsleitung 2 auf, die die höchste Spannungsebene im betrachteten Teil des Energieversor gungsnetzes 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 an schließende Niederspannungsverteilung 7 mit dem Energieversorgungsnetz 1 verbunden.
Das Energieversorgungsnetz 1 weist im dargestellten Fall somit drei verschie dene Spannungsebenen auf, wobei die Hochspannungsebene auf der Hoch spannungs-Übertragungsleitung 2 beispielsweise 380 kV beträgt, die Mit telspannung 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 einzel nen Ebenen und auch unterschiedliche Anzahl der Phasen übertragbar sind. Beispielsweise können Energieversorgungsnetze auch in vier Spannungsebe nen gegliedert sein, z.B. eine Höchstspannung oder Übertragungsebene bei 380 oder 220 kV, eine Hochspannungsebene bei 110 kV, eine Mittelspan nungsebene bei 10 bis 30 kV und eine Niederspannungsebene bei 400 V.
An die Niederspannungsverteilung 7 sind Netzteilnehmer 10 mit einem jeweili gen Netzanschlusspunkt 11 angeschlossen. Details zum möglichen Aufbau derartiger Netzanschlusspunkte werden nachfolgend im Zusammenhang mit Figur 2 erläutert.
Weiter ist in der Anordnung gemäß Figur 1 ein Referenzsignalgeber 20 vor handen, der ein Phasen-Referenzsignal 21 bereitstellt, das mit einer Phasenla ge einer Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes 1 auf der Hoch- spannungs-Übertragungsleitung 2 korreliert ist. Beispielsweise kann das Pha- sen-Referenzsignal 21 einen Zeitpunkt des Nulldurchgangs der Wechselspan nung 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 Figur 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 vorge sehen, der ein Zeitsignal 31 bereitstellt, anhand dessen verschiedene Kompo nenten über eine genaue und innerhalb der Anordnung gleiche Zeitbasis verfü gen. Bevorzugt werden Satelliten des Global Positioning Systems (GPS) ein gesetzt, 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 Nulldurch gangs angeben, der sich aus einer Mittelung und entsprechenden Rückrech nung einer Vielzahl von Nulldurchgängen in einem vorgegebenen Zeitraum ergibt. DerZeitraum 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 inner halb oder auch außerhalb des Mittelungszeitraums zu berechnen.
Gegebenenfalls kann auch eine PLL-Schaltung (Phase-Locked Loop) einge setzt 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 auswer tende Komponenten unkritisch. Das Phasen-Referenzsignal 21 kann somit bei spielsweise 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 Phasen verschiebung, da sich auf diese Weise zumindest durch numerische Verfahren auf einen gemeinsamen Nulldurchgang an einer Vielzahl von Stellen des Ener gieversorgungsnetzes bezogen werden kann.
Das anmeldungsgemäße Verfahren zum Erstellen einer Lastflusskarte beruht auf der Grundidee, dass die Mehrzahl der Netzteilnehmer 10 an ihrem jeweili gen Netzanschlusspunkt 11 Informationen erfasst, aus denen eine individuelle Phasenlage des Wechselspannungssignals des Energieversorgungsnetzes 1 bestimmt werden kann, und dass diese Informationen an einem übergeordne ten Datenempfänger übertragen werden, der die Informationen auswertet und daraus eine Lastflusskarte erstellt.
Bei der Anordnung gemäß Figur 1 ist zur Auswertung und der Erstellung der Lastflusskarte eine zentrale Auswerteeinheit 40 vorhanden, die den übergeord neten Datenfänger umfasst, der entsprechende Phaseninformationen 14 der Netzteilnehmer 10 empfängt. Der Übersichtlichkeit halber sind in Figur 1 die ausgetauschten Informationen und Signale, konkret das Zeitsignal 31 ausge hend vom Zeitgeber 30, das Phasen-Referenzsignal 21 ausgehend vom Refe renzsignalgeber 20 und die Phaseninformation 14 ausgehend von den Netz teilnehmern 10 nur für zwei der Netzteilnehmer 10 dargestellt. Auch die Netz teilnehmer 10 in der links unten in der Figur 1 dargestellten Netzregion 3 emp fangen 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 Nie derspannungsverteilung 7 angebunden. Es ist auch denkbar, Netzteilnehmer 10, die Phaseninformationen 14 erfassen und übermitteln, an die Mittelspan- nungs-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 Figur 2 in Form eines sche matischen Blockschaltbilds wiedergegeben. Wie im Zusammenhang mit Figur 1 beschrieben ist, ist der Netzteilnehmer 10 über einen Netzanschlusspunkt 11 mit dem Energieversorgungsnetz 1 verbunden. Ausgehend von dem Netzan schlusspunkt 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 ei nem 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 ver gleichbar mit dem Referenzsignalgeber 20 eine Phaseninformation einer Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes 1, hier der Wechselspan nung am Netzanschlusspunkt 11 auswertet. Dieses Auswerten kann beispiels weise wieder durch Erfassen eines Nulldurchgangs der Wechselspannung er folgen. 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 Zeit signal 31 des Zeitgebers 30 empfängt und dem Phasendetektor 12 zur Verfü gung 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 bereit gestellten 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 eingerich tet, das Phasen-Referenzsignal 21 selbst zu empfangen und mit dem bestimm ten Nulldurchgang am Netzanschlusspunkt 11 zu vergleichen. Als Phasenin formation 14 kann in dem Fall unmittelbar eine individuelle Phasenverschie bung 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 Aus werteeinheit 40 ist nicht erforderlich, wie dieses auch in Figur 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 Pha seninformationen 14 Informationen, die entweder unmittelbar die individuelle Phasenlage an den einzelnen Netzanschlusspunkten 11 angeben oder Infor mationen, aus denen die individuelle Phasenverschiebung an jedem der Netz anschlusspunkte 11 ermittelt werden kann. Die individuelle Phasenverschie bung bezieht sich dabei jeweils auf die als Referenzphasenlage gewählte Pha se 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 Netzan schlusspunkt 11 befindet, mehr Energie dem Energieversorgungsnetz ent nommen wird, als eingespeist wird. Eine positive Phasenverschiebung zeigt an, dass in der Umgebung des Netzanschlusspunkts 11 mehr Energie in das Ener gieversorgungsnetz 1 eingespeist wird, als entnommen wird.
Die so ermittelten Lastflüsse am Ort des Netzanschlusspunkts 11 , also vom Netzanschlusspunkt 11 zu benachbarten Netzanschlusspunkten, stellen Infor mationen der Lastflusskarte dar. Zugeordnet sind diese Informationen bestimm ten Koordinaten der Lastflusskarte, wobei beispielsweise die geografischen Koordinaten der jeweiligen Netzanschlusspunkte als Koordinaten gewählt wer den können. Wenn eine Struktur des Energieversorgungsnetzes 1 bekannt ist, können auch Strukturkoordinaten des Energieversorgungsnetzes 1 als Koordi naten 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 Figur 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 Phasendetekti on auf, um erzeugten Netzspannung phasenrichtig in das Energieversorgungs netz 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 Ladestati on für Elektrofahrzeuge eingesetzt werden. Auch diese weisen häufig Kompo nenten 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 integrie ren. Ein solcher ist, auch wenn in Figur 2 aus Gründen der Übersichtlichkeit nicht gezeigt, in der Regel bei jedem Netzteilnehmer 10 vorhanden.
In Figur 3 ist eine Ausführungsform eines anmeldungsgemäßen Verfahrens in Form eines Flussdiagramms dargestellt. Das Verfahren wird nachfolgend bei spielhaft mit Bezug auf die Anordnung gemäß Figur 1 und dem Aufbau des Netzteilnehmers 10 gemäß Figur 2 erläutert.
In einem ersten Schritt S1 wird ein Phasen-Referenzsignal 21 bereitgestellt, beispielsweise von einem Referenzsignalgeber 20, der an einer übergeordne ten Übertragungsleitung, beispielsweise der Hochspannungs- Übertragungsleitung 2 des Energieversorgungsnetzes 1 angeordnet ist. Das Referenzsignal beinhaltet einen Referenzzeitpunkt, zu dem eine Wechselspan nung an der Hochspannungs-Übertragungsleitung 2 oder - bei anderem Aufbau des Energieversorgungsnetzes - einer Höchstspannungs- bzw. Übertragungs leitung eine bestimmte Phasenlage annimmt, beispielsweise einen Nulldurch gang aufweist. Um den Referenzzeitpunkt absolut angeben zu können, emp fängt der Referenzsignalgeber 20 ein Zeitsignal 31 eines Zeitgebers 30, insbe sondere eines GPS-Satelliten.
In einem zweiten Schritt S2 wird das Phasen-Referenzsignal 21 an eine Mehr zahl von Netzteilnehmern 10 übermittelt. Jeder Netzteilnehmer 10 bestimmt da raus eine Referenz-Phasenlage Or. 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 ei nem Schritt S3 eine individuelle Phasenlage F der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes 1 an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt 11. In einem folgenden Schritt S4 wird die individuelle Phasenlage F, die in dem Schritt S3 bestimmt wurde, mit der Referenzphasenlage FG, die im Schritt S2 anhand des empfangenen Phasen-Referenzsignal 21 bestimmt wurde, vergli chen und eine Phasenverschiebung DF ermittelt. Im nachfolgenden Schritt S5 wird die ermittelte Phasenverschiebung DF von jedem der Netzteilnehmer 10 an eine zentrale Auswerteeinheit 40 als übergeordneter Datenempfänger über tragen.
Die ermittelte Phasenverschiebung DF kann dabei Anteile enthalten, die bei spielsweise 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 bevor zugt von der ermittelten Phasenverschiebung abgezogen. Dazu kann die struk turelle Phasenverschiebung beispielsweise in einer Lernphase ermittelt werden oder, falls sie bekannt ist, bei einer Inbetriebnahme eingegeben werden. Die Korrektur der ermittelten Phasenverschiebung DF 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 Auswer teeinheit 40 ausgewertet und aus den individuellen Phasenlagen F bzw. den Phasenverschiebungen DF wird als Ergebnis eine Lastflusskarte erstellt. Eben falls empfangene geografische Koordinaten können für die Erstellung der Last flusskarte zugrunde gelegt werden
Bezugszeichen
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
Or Referenzphasenlage
F individuelle Phasenlage
DF Phasenverschiebung

Claims

Ansprüche
1. Verfahren zum Ermitteln einer Lastflusskarte innerhalb eines Wechselspan- nungs-Energieversorgungsnetzes (1), wobei in dem Energieversorgungsnetz (1) eine Mehrzahl von Netzteilnehmern (10) an jeweils einem Netzanschluss punkt (11) angeordnet ist, mit den folgenden Schritten:
- Ermitteln jeweils eines eine individuelle Phasenlage (F) der Wechselspan nung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzan schlusspunkt (11) widerspiegelnden Wertes durch die Mehrzahl der Netz teilnehmer (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 in dividuelle Phasenlagen (F) widerspiegelnden Werte.
2. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem zum Ermitteln des jeweiligen die indivi duelle Phasenlage (F) der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) widerspiegelnden Werts die folgenden Schritte ausgeführt werden:
- Bereitstellen eines Referenzsignals (21), das einen Referenzzeitpunkt be inhaltet, der eine Referenzphasenlage (FG) 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 (F) der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) durch die Mehrzahl der Netzteilnehmer (10);
- Vergleichen der jeweiligen individuellen Phasenlage (F) mit der Referenz phasenlage (FG), und Ermitteln einer jeweiligen Phasenverschiebung (DF) zwischen der individuellen Phasenlage (F) und der Referenzphasenlage (FG) als den die individuelle Phasenlage (F) der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) widerspiegelnden übertragenen Wert.
3. Verfahren nach Anspruch 2, bei dem das Referenzsignal (21) durch einen Re ferenzsignalgeber (20) bereitgestellt wird, der gegenüber den Netzteilnehmern (10) mit einem übergeordneten Abschnitt des Energieversorgungsnetzes (1) verbunden ist, und der die Referenzphasenlage (Or) anhand einer Wechsel spannung in dem übergeordneten Abschnitt des Energieversorgungsnetzes (1) bestimmt.
4. Verfahren nach Anspruch 2, bei dem das Referenzsignal (21) durch einen Re ferenzsignalgeber (20) bereitgestellt wird, wobei der Referenzsignalgeber (20) die Mehrzahl von Phasenverschiebungen (DF) von dem übergeordneten Da tenempfänger empfängt und über sie mittelt, um die Referenzphasenlage (Or) zu bestimmen.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 4, wobei bei der Bestimmung der Referenzphasenlage (Or) und der individuellen Phasenlagen (F) ein Zeitsignal (31) von dem Referenzsignalgeber und den jeweiligen Netzteilnehmern (10) empfangen wird.
6. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem zum Ermitteln des jeweiligen die indivi duelle Phasenlage (F) 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 (Or) ei ner Wechselspannung in dem Energieversorgungsnetz (1) an dem Refe renzsignalgeber (20) widerspiegelt;
- Ermitteln jeweils eines individuellen Phasenzeitpunkts, der eine individuel len Phasenlage (F) der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) widerspiegelt durch die Mehrzahl der Netzteilnehmer (10);
- Übertragen des Referenzzeitpunkts und der individuellen Phasenlagen (F) an den übergeordneten Datenempfänger; - Ermitteln einer jeweiligen Phasenverschiebung (DF) anhand des Refe renzzeitpunkts und der individuellen Phasenzeitpunkte; wobei das Erstellen der Lastflusskarte anhand der individuellen Phasenver schiebungen (DF) erfolgt.
7. Verfahren nach Anspruch 5 oder 6, bei dem das Zeitsignal (31 ) ein GPS- Signal ist.
8. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem zum Ermitteln des jeweiligen die indivi duelle Phasenlage (F) der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) widerspiegelnden Werts die folgenden Schritte ausgeführt werden:
- Ermitteln einer individuellen Phasenlage (F) der Wechselspannung des Energieversorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) widerspiegelt durch die Mehrzahl der Netzteilnehmer (10);
- Mitteln der individuellen Phasenlage (F) in einem vorgegebenen Zeitraum und Festlegen eines Mittelwerts als individuelle Phasenreferenzlage;
- Ermitteln einer jeweiligen Phasenverschiebung (DF) anhand der Phasenre ferenzlage und der jeweiligen individuellen Phasenlage; wobei das Erstellen der Lastflusskarte anhand der individuellen Phasenver schiebungen (DF) erfolgt.
9. Verfahren nach Anspruch 8, bei dem die Schritte des Mitteins der individuellen Phasenlage (F), des Festlegens eines Mittelwerts als individuelle Phasenrefe renzlage und des Ermittelns der jeweiligen Phasenverschiebung (DF) in dem Netzanschlusspunkt (10) ausgeführt werden, woraufhin die ermittelte jeweili gen Phasenverschiebung (DF) an den übergeordneten Datenempfänger über tragen wird.
10. Verfahren nach Anspruch 8, bei dem die individuelle Phasenlage (F) von dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) an den übergeordneten Datenempfänger übertragen wird und daraufhin die Schritte des Mitteins der individuellen Pha senlage (F), des Festlegens eines Mittelwerts als individuelle Phasenreferenz lage und des Ermittelns der jeweiligen Phasenverschiebung (DF) in dem übergeordneten Datenempfänger ausgeführt werden.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, bei dem eigene geographische Koordinaten von den Netzteilnehmern (10) an den übergeordneten Datenemp fänger gesendet werden.
12. Verfahren nach Anspruch 7 und 11, bei dem die eigenen Koordinaten aus dem GPS-Signal ermittelt werden.
13. Verfahren nach Anspruch 11 oder 12, bei dem in der Lastflusskarte die von dem übergeordneten Datenempfänger empfangenen oder bestimmten Pha senverschiebungen (DF) den geographischen Koordinaten zugeordnet wer den.
14. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 13, bei dem in der Lastflusskarte die von dem übergeordneten Datenempfänger empfangenen Phasenver schiebungen (DF) strukturellen Koordinaten des Energieversorgungssystems zugeordnet werden.
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 14, bei dem zur Bestimmung der Phasenverschiebung (DF) ein Anteil unberücksichtigt bleibt, der durch Trans formatorenschaltgruppen oder Anlagen zur Blindleistungskompensation her vorgerufen ist, die zwischen dem Netzanschlusspunkt (11) des Netzteilneh mers (10) und dem übergeordneten Abschnitt des Energieversorgungsnetzes (1) angeordnet sind.
16. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 15, bei dem zur Bestimmung der Phasenverschiebung (DF) ein Anteil unberücksichtigt bleibt, der daher rührt, dass die Referenzphasenlage (FG) und die individuellen Phasenlage (F) an unterschiedlichen Phasenleitern des Energieversorgungsnetzes (1) bestimmt wird.
17. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 16, bei dem zum Ermitteln jeweils des die individuelle Phasenlage (F) der Wechselspannung des Energiever sorgungsnetzes (1) an dem jeweiligen Netzanschlusspunkt (11) widerspie gelnden Wertes eine Netzspannung gemessen wird.
18. Verfahren nach Anspruch 17, bei dem ein Einfluss der Amplitude der Netz spannung auf den bestimmten Wert der Phasenverschiebungen (DF) kom pensiert wird.
19. 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 Refe- renzsignalgeber (20) zur Durchführung eines Verfahrens gemäß einem der Ansprüche 1 bis 18 eingerichtet sind.
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