WO2010102647A1 - Elektrischer energiezähler, beobachtungssystem mit zumindest einem elektrischen energiezähler und verfahren zum betreiben eines beobachtungssystems - Google Patents

Elektrischer energiezähler, beobachtungssystem mit zumindest einem elektrischen energiezähler und verfahren zum betreiben eines beobachtungssystems Download PDF

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WO2010102647A1
WO2010102647A1 PCT/EP2009/001797 EP2009001797W WO2010102647A1 WO 2010102647 A1 WO2010102647 A1 WO 2010102647A1 EP 2009001797 W EP2009001797 W EP 2009001797W WO 2010102647 A1 WO2010102647 A1 WO 2010102647A1
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energy
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voltage
processing device
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PCT/EP2009/001797
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Thomas Werner
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Siemens Aktiengesellschaft
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    • G01—MEASURING; TESTING
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    • G01D4/00—Tariff metering apparatus
    • G01D4/008—Modifications to installed utility meters to enable remote reading
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R21/00—Arrangements for measuring electric power or power factor
    • G01R21/133—Arrangements for measuring electric power or power factor by using digital technique
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R22/00—Arrangements for measuring time integral of electric power or current, e.g. electricity meters
    • G01R22/06—Arrangements for measuring time integral of electric power or current, e.g. electricity meters by electronic methods
    • G01R22/061—Details of electronic electricity meters
    • G01R22/063—Details of electronic electricity meters related to remote communication

Definitions

  • Electric energy payer observation system comprising at least one electrical energy payer, and method of operating an observation system
  • the invention relates to an electrical energy meter for detecting the consumption of electrical energy at a measuring point in an electrical power distribution network with a measured value detection device, which is used to detect
  • the invention also relates to an observation system for monitoring an electrical power distribution network with at least one electrical energy pay meter and to a method for operating an observation system.
  • Electrical power distribution networks serve to transfer electrical energy to the corresponding end users.
  • Such end users are, in particular, smaller businesses, public buildings and households.
  • Grid operators and producers of electrical energy usually charge end-users for consumption-dependent costs.
  • the consumption levels of such end users are still measured by means of simple mechanical energy payers, so-called “Ferraris payers.”
  • the payers In long-term cycles, eg, in the Year, the payers are either read by the end user himself or on behalf of the network operator and. the payer status is further processed for accounting purposes.
  • intelligent payers which, for example, can carry out measured value processing via a microprocessor and supply their consumption information via communication links, eg powerline carriers, GSM / GPRS or DSL, to the meter management system of the metering point operator shorter time intervals, for example, only a few minutes, or even almost in real time.
  • communication links eg powerline carriers, GSM / GPRS or DSL
  • the intelligent payers are generally able to determine and transmit a number of other electrical variables in addition to the actual consumption values. These include, for example, an effective voltage, an effective current, a power factor or even variables for describing the electrical energy quality such as undervoltage, overvoltage, overcurrents, number and duration of power failures and a maximum or minimum network frequency.
  • a direct integration of the information of the intelligent payer in the network control of a network operator would be very expensive.
  • a separate data point had to be entered and maintained in the network control system for each payer's information. Assuming, for example, that 5 pieces of information are transmitted per payer, several hundred thousand additional data points had to be administered even for comparatively small networks.
  • the computer technology of the network control technology had to be dimensioned much stronger than it is today because of the large amount of data and the large data throughput.
  • an electrical energy meter of the type mentioned above in which the energy payer comprises a localization device which is set up to provide position information about the geographic position of the energy payer, and the communication device which is used to transmit the position information to the external Data processing device is set up.
  • the localization device makes it capable of providing position information about its current geographical position, that is to say, for example, values of geographical longitude and latitude of its position. In this way, the individual electrical energy payers can unambiguously identify themselves in a superordinate observation system as a specific measuring point in an energy distribution network, without having to make or maintain further settings on the part of the energy payer or the observation system via the specific measuring point of the electrical energy payer.
  • the observation system need not necessarily be the same as the payer management used to remotely read the consumption of electrical energy. Instead, the observation system will be connected to a system of network control technology and therefore represent an automation system different from the number management system. However, it is quite possible to combine the functions of the network control technology and the remote meter reading in a common system, so that in this case the consumption values and the additional data recorded are sent to the same higher-level management system.
  • the observation system and the meter management system for metering in the latter constitute the various functions of the higher-level management system.
  • An advantageous embodiment of the electrical energy meter according to the invention provides that the measured-value processing device is also used to calculate relative current and voltage values from the detected current and voltage values. wherein the relative current and voltage values are current and voltage measured values relating to a current or voltage limit, and the communication device is also set up to transmit the relative current and voltage values to the external data processing device.
  • the use of the energy payer in an observation system can be achieved by the use of relative current and voltage values, which are based on limiting values of currents and voltages specific to the place of installation of the electrical energy payer (that is, for example, a rated current and a nominal voltage at the installation site of the energy payer) even further simplify. Namely, if the electric energy payer transmits such calculated relative current and voltage values together with the corresponding position information of its installation location to a higher-level observation system, no adjustment via limit values specific to the installation location of the corresponding energy meter must be made in this observation system From the observation system comparatively easy evaluation with regard to possible limit violations can be made. In this case, the energy payer can thus be included in a higher-level observation system without the need for further adjustments.
  • the localization device comprises a receiver for signals of an external location system.
  • the receiver for signals of an external location system may be a so-called GPS (Global Positioning System) receiver for an external satellite-based location system determine its geographical position and provide the corresponding position information by means of its localization device. This can be particularly advantageous for electric energy payers with a comparatively frequently changing installation location.
  • GPS Global Positioning System
  • the localization device comprises a data storage device and the energy payer has an interface via which the position information can be transferred to the data storage device of the localization device.
  • the interface can be, for example, an interface for wireless data transmission, such as a so-called "Bluetooth" transmission device or an infrared interface.
  • wireless data transmission such as a so-called "Bluetooth" transmission device or an infrared interface.
  • wired data transmission for example a USB interface, Via such an interface, a data connection can be established wirelessly or by wire with the mobile GPS receiver in order to transmit the geographical position data determined by the technician with the GPS receiver into the data storage device of the localization device and store it there as position information.
  • the interface may in the interface also to provide a 'input interface for manual data input, such as for example, a numeric keypad, via which the technician enters read off geographical position data from the mobile GPS receivers, which are then stored as position information in the data storage means of the locating means ,
  • manual data input such as for example, a numeric keypad
  • a further advantageous embodiment of the energy meter according to the invention also provides that the measured value detection device is set up to associate with the current and voltage measured values a time information indicating the time of their detection.
  • a time information indicating the time of their detection.
  • Such information also referred to as "time stamp”
  • time stamp very simply enables a higher-level observation system to place the received data of a plurality of corresponding energy payers into temporal correlation and to carry out corresponding evaluations.
  • an observation system for monitoring an electrical energy distribution network comprising at least one electrical energy meter according to one of claims 1 to 5 and an external data processing device which is connected to the at least one energy meter via a communication link m and is adapted thereto to store data received by the at least one energy payer in a database, wherein the database comprises a structured data collection, in which the position information of the at least one energy payer is associated with further data received from the at least one energy payer.
  • a structured data collection in the form of Hand that assigned to the received data of a specific electrical energy payer whose corresponding position information is stored.
  • a further advantageous embodiment of the observation system according to the invention further provides that the data received from the at least one energy payer comprises current and voltage measured values and / or relative current and voltage measured values, and the external data processing device has a user device which is capable of outputting the output from the at least one energy payer is provided, the output comprising an electronic map containing the geographic position of the at least one energy payer, and at the output a graphic representation characterizing the value of the respective data of the at least one energy payer at that location of the electronic Map is entered, which corresponds to the position information of the at least one energy payer.
  • the operating personnel of the observation system can be represented very simply the respective status of the electrical power distribution network at the geographical position of the respective energy payer.
  • the graphical representation in the output of the user device may be, for example, display of measurement points in the form of symbols. Alternatively or additionally, a particular color may change the state of the describe the distribution network at the measuring point.
  • the fact that the graphical representation is displayed overlaid with an electronic map the operator of the observation system can be displayed in a very simple way, the state of the electrical power distribution network at the measuring point of the respective energy payer; For example, the operator can easily detect whether piling up in certain map sections fluctuations or failures of the currents and voltages.
  • a further advantageous embodiment of the observation system according to the invention also provides that the user device is set up for the additional output of an electronic network topology which indicates the geographic course of the electrical power distribution network.
  • the additional overlay with an electronic network topology, which indicates the actual course of the power distribution network allows the operator to carry out an evaluation even more conveniently. In this way, it can be determined, for example, whether individual events displayed on the electronic map are related to connected parts of the electrical power distribution network.
  • the above object is further achieved by a method for operating an observation system, wherein the observation system comprises an external data processing device and energy payer in communication with the external data processing device, which are designed according to one of claims 1 to 5.
  • the observation system comprises an external data processing device and energy payer in communication with the external data processing device, which are designed according to one of claims 1 to 5.
  • current and voltage measured values and / or relative current and voltage values are transmitted from the respective energy payers to the external data processing device, wherein the current and voltage measured values and / or relative current and voltage values are respectively the position information associated with the corresponding energy payer.
  • the received current and voltage measured values and / or relative current and voltage values are stored with their respective assigned position information in a database of the external data processing device and output by means of a user device, wherein the output comprises an electronic map, the geographical position of the energy payer and in the case of the output, a graphic representation characterizing the value of the respective current and voltage measured values and / or relative current and voltage values is entered at the location of the electronic map which corresponds to the position information of the respective energy payer.
  • a particular embodiment of the inventive method provides that the user device also outputs an electronic network topology which indicates the geographic course of the electrical power distribution network.
  • the external data processing device checks the current and voltage measured values and / or relative current and voltage values of the respective energy payers to determine whether they violate a predetermined limit value and upon detection of a violation of a limit value by the current and voltage measurements and / or relative current and voltage values of at least one energy payer, displays that section of the electronic map which contains the geographical position indicated by the position information of the respective energy payer. In this case, an evaluation automatically takes place with regard to certain limit value violations and the operating personnel are each shown the corresponding map detail of the closer environment within which the irregularities occurred.
  • FIG. 1 shows a schematic block diagram representation of an electrical energy payer
  • FIG. 2 shows a schematic representation of an observation system with a multiplicity of electrical energy payers
  • FIG. 3 shows a first exemplary embodiment of a graphical output of a user device of an observation system
  • FIG. 4 shows a second exemplary embodiment of a graphical output of a user device of an observation system.
  • FIG. 1 shows a schematic exemplary embodiment of a corresponding electrical energy meter 10.
  • the energy meter 10 has a measured value acquisition device 11, which is connected in a manner not shown in more detail, e.g. via current and voltage converter devices - is connected to a measuring point of a not shown in Figure 1 electrical power distribution network.
  • currents I and voltages U are detected at the measuring point and supplied to the measured value detection device 11.
  • the data acquisition device 11 performs digitization and filtering of the detected currents I and voltages U, converting them into digitized current readings i and voltage readings u.
  • the measured value detection device 11 may be provided with a timer 12, which provides the current time in high accuracy.
  • each current measurement value i and each voltage measurement value u can be assigned a time value t which indicates the time of detection of the respective current or voltage measurement value i or u.
  • the digitized current and voltage measured values i and u are output by the measured value detection device 11 and fed to a measured value processing device 13.
  • the measured value processing device may be a microprocessor or a special digital signal processor which carries out a processing of the measured values in accordance with a program-controlled sequence.
  • the measured value processing device 13 determines from the current and voltage measured values i and u, respectively, a consumption value V, which indicates the value of the electrical energy that has been taken from the energy distribution network by an end user at the measuring point of the energy payer 10.
  • the measured value processing device 13 also determines further data, such as relative current and voltage values i and ü. In this case, the relative current or voltage values i and ü by ratio formation of the corresponding Stroml. Voltage measurement values i or u and current or voltage limit values i s or u s valid for the measuring point are formed:
  • i i / i s
  • u u / u s .
  • the current or voltage limits may be e.g. to act on rated current and rated voltage at the installation of the energy payer 10.
  • the energy payer 10 has a localization device 14, which provides position information P about the geographic position of the energy payer 10.
  • the position information P can consist of an indication of a geographical high and latitude.
  • the localization device 14 may be a so-called "GPS receiver", for example, which is fixed is installed in the energy payer 10 and determines the geographical position based on received signals of a satellite positioning system.
  • GPS receiver a so-called "GPS receiver”
  • an interface 15 for transmitting position data to a data storage device of the localization device 14 may alternatively be provided on the energy meter 10.
  • the geographic information of the installation site when installing the energy payer 10 can be transferred from a mobile GPS receiver to the energy payer 10 and stored there.
  • the interface 15 can also be set up for manually entering the position data, for example via a numeric numeric keypad.
  • the consumption information V, the relative current and voltage values i and ü, the position information P and the time value t are finally supplied to a communication device 16, which processes this data for transmission to an external data processing device and transmits the data via a communication link 17.
  • Electric power quality such as undervoltage, overvoltage, overcurrents, number and duration of power failures and a maximum or minimum power frequency are transmitted; This is not shown in the figure for the sake of clarity.
  • FIG. 2 shows an exemplary embodiment of an observation system 20 for monitoring an energy distribution network (not shown).
  • the observation system 20 includes several Energybaumer 21 and an external data processing device 22, which are connected via a communication network 23, which may be, for example, a powerline communication network or an Ethernet network.
  • the energy payers 21 transfer specific data, which comprise at least positional information of the respective energy payer, to the external data processing device 22.
  • the external data processing device also has a network control software for the observation system 20
  • Payment management software for detecting and processing the consumption values V carries out, so that the consumption values V is also transmitted from the individual payers 21 via the communication network 23 to the external data processing device 22.
  • the consumption values can also be transmitted to a further data processing device that is different from the data processing device 22 and evaluated there for billing purposes.
  • the data processing device 22 stores the received data in a structured database 24 by assigning the data of a particular payer to its position information P.
  • the geographical position in the form of the position information P is thus stored in addition to the data of the respective energy payer 21.
  • the position information P serves as a key for the database accesses. This makes it possible to select within the database 24 all information collected within a geographical area without recognizing the individual data source as such, so that the measuring points of the individual energy payers must not be parameterized and maintained as data points in the observation system 20.
  • the vision system 20 may then select all related information located in the geographical vicinity of the measurement site at which the limit violation occurred and to the operator via user equipment 25, e.g. a workstation, provide.
  • the representation of the information finally takes place via the user device 25 in a manner which is indicated by way of example in FIG.
  • Georeferential mechanisms are used in the output of the information, eg a geoinformation system comprising an electronic map 30 of the area in which the energy distribution network is located.
  • a geographic area 31 within the output of the user device 25, which is identified by a dashed frame in FIG. 3 the edge positions are fixed.
  • the observation system is able to select all information from the database 24 whose location coordinates specified by the respective position information P lie within the selected area 31.
  • the individual measurement points of the information are in the form of a graphical representation, for example, as small circles with a state of the power distribution network indicating symbols (eg "! W for" deviation "or” o "for” normal " Depending on the network status, the graphic representation may also be colored according to a predefinable scale State of the power distribution network.
  • the observation system can additionally check the information in the database for possibly existing limit value violations and automatically center the map section at the point at which a limit value violation has been detected.
  • the operator can additionally display the actual line course 41 of the energy distribution network in the form of a schematic network topology in the electronic map and thus obtain a direct relationship between the information of the individual energy payers 21 and Line course 41 of the power distribution network. From FIG. 4, for example, it is apparent that the section of the energy distribution network affected by a disturbance, whose measuring points are indicated by "! "Symbols are marked as being in a different network area than the rest of the represented section of the power supply network, so that targeted countermeasures can be initiated for the network section concerned.
  • the observation system 20 collectively has the following advantages.
  • the geographical profile of the power distribution network is approximately reproduced.
  • the operator quickly gets the information about the possible locations of disturbances.
  • the observation system does not require an infrastructure of network control technology. Thus, such a system can be made available to any network operator, regardless of who was the supplier of the network control system.
  • the electrical energy payer can be used advantageously as a measuring point for monitoring the electrical power distribution network and can transmit this data to an observation system without any need for preconfiguration.

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Abstract

Die Erfindung betrifft einen elektrischen Energiezähler (10) zur Erfassung des Verbrauchs elektrischer Energie an einer Messstelle in einem elektrischen Energieverteilungsnetz mit einer Messwerterfassungseinrichtung (11), die zur Erfassung von Strom- und Spannungsmesswerten eingerichtet ist, einer Messwertverarbeitungseinrichtung (13), die zur Berechnung einer den Verbrauch elektrischer Energie angebenden Verbrauchsgroße aus den Strom- und Spannungsmesswerten eingerichtet ist, und einer Kommunikationseinrichtung (16), die zur Datenübertragung an eine externe Datenverarbeitungseinrichtung eingerichtet ist. Um einen solchen Energiezähler derart zur ertüchtigen, dass er ohne die Notwendigkeit einer gerätespezifischen Parametrierung leicht in ein übergeordnetes Beobachtungssystem eingebunden werden kann, wird vorgeschlagen, dass der Energiezähler (10) eine Lokalisierungseinrichtung (14) umfasst, die zur Bereitstellung einer Positionsinformation über die geografische Position des Energiezählers eingerichtet ist, und die Kommunikationseinrichtung (16) zur Übertragung der Positionsinformation an die externe Datenverarbeitungseinrichtung eingerichtet ist. Die Erfindung betrifft auch ein Beobachtungssystem mit zumindest einem elektrischen Energiezähler und ein Verfahren zum Betreiben eines solchen Beobachtungssystems.

Description

Beschreibung
Elektrischer Energiezahler, Beobachtungssystem mit zumindest einem elektrischen Energiezahler und Verfahren zum Betreiben eines Beobachtungssystems
Die Erfindung betrifft einen elektrischen Energiezahler zur Erfassung des Verbrauchs elektrischer Energie an einer Messstelle in einem elektrischen Energieverteilungsnetz mit einer Messwerterfassungseinrichtung, die zur Erfassung von
Strom- und Spannungsmesswerten eingerichtet ist, einer Mess- wertverarbeitungseinrichtung, die zur Berechnung einer den Verbrauch elektrischer Energie angebenden Verbrauchsgroße aus den Strom- und Spannungsmesswerten eingerichtet ist, und ei- ner Kommunikationseinrichtung, die zur Datenübertragung an eine externe Datenverarbeitungseinrichtung eingerichtet ist. Elektrische Energiezahler der genannten Art sind beispielsweise aus der US-Patentanmeldung US 2008/0266133 Al bekannt.
Die Erfindung betrifft auch ein Beobachtungssystem zur Überwachung eines elektrischen Energieverteilungsnetzes mit zumindest einem elektrischen Energiezahler sowie ein Verfahren zum Betreiben eines Beobachtungssystems.
Elektrische Energieverteilungsnetze dienen zur Übertragung elektrischer Energie an die entsprechenden Endverbraucher. Bei solchen Endverbrauchern handelt es sich insbesondere um kleinere Gewerbebetriebe, öffentliche Gebäude und private Haushalte. Netzbetreiber und Erzeuger der elektrischen Ener- gie stellen den Endverbrauchern üblicherweise verbrauchsab- hangige Kosten in Rechnung. Im Allgemeinen werden die Verbrauchswerte von solchen Endverbrauchern immer noch mit Hilfe von einfachen mechanischen Energiezahlern, sogenannten „Ferraris-Zahlern" gemessen. In langfristigen Zyklen, z.B. im Jahresabstand, werden die Zahler entweder vom Endverbraucher selbst oder im Auftrag des Netzbetreibers ausgelesen und. die Zahlerstande zur Rechungslegung weiterverarbeitet.
Die Liberalisierung des Energiemarktes erfordert jedoch ein häufiges Ablesen des Energiezahlers, weil z.B. durch einen Wechsel des Endverbrauchers zu einem anderen Stromerzeuger die aktuellen Zahlerinformationen an die betroffenen Marktteilnehmer (z.B. an den alten und neuen Stromanbieter) gege- ben werden müssen. Außerdem ist der Endverbraucher selbst inzwischen sehr daran interessiert, seinen aktuellen Verbrauch elektrischer Energie bestimmen zu können. Diese kurzzyklischen Ablesungen lassen sich aufgrund des hohen Datenvolumens und dem damit verbundenen Arbeitsaufwand nur noch automati- siert bewerkstelligen. Daher gehen immer mehr Netzbetreiber dazu über, eine Fernablesung der Energiezahler von Privat- und Gewerbekunden vorzunehmen. Dazu bedient man sich sogenannter „intelligenter Zahler", die z.B. über einen Mikroprozessor eine Messwertverarbeitung vornehmen können und ihre Verbrauchsinformationen über Kommunikationsverbindungen, z.B. Powerline-Carrier, GSM/GPRS oder DSL, an das Zahlermanagementsystem des Messstellenbetreibers liefern. Die eingesetzten Kommunikationsverfahren erlauben eine Informationsübertragung in kürzeren Zeitabstanden, die z.B. nur noch wenige Minuten betragen, oder sogar nahezu in Echtzeit.
Die intelligenten Zahler sind generell in der Lage, neben den eigentlichen Verbrauchswerten auch eine Reihe von anderen elektrischen Großen zu bestimmen und zu übertragen. Dazu ge- hören z.B. eine effektive Spannung, ein effektiver Strom, ein Leistungsfaktor oder auch Großen zur Beschreibung der Elekt- roenergiequalitat wie Unterspannung, Überspannung, Überströme, Anzahl und Dauer von Stromausfallen sowie eine maximale oder minimale Netzfrequenz. Durch diese im Vergleich zu den herkömmlichen mechanischen Zahlern erweiterten Fähigkeiten der intelligenten Zahler sind diese prinzipiell dazu geeignet, auch für Zwecke der Netzbe- triebsfuhrung eingesetzt zu werden. Dies wurde z.B. die Beobachtung der Niederspannungsverteilnetze erlauben, was heute im Allgemeinen noch nicht möglich ist.
Eine direkte Einbindung der Informationen der intelligenten Zahler in die Netzleittechnik eines Netzbetreibers wäre allerdings sehr aufwendig. Zum einen musste für jede Informationen eines Zahlers ein eigener Datenpunkt in das Netzleitsystem eingegeben und gepflegt werden. Nimmt man beispielsweise an, dass pro Zahler 5 Informationen übertragen werden, muss- ten selbst bei vergleichsweise kleinen Netzen einige hunderttausend zusätzliche Datenpunkte administriert werden. Zum anderen musste die Rechnertechnik der Netzleittechnik wegen der großen Datenmenge und des großen Datendurchsatzes deutlich starker dimensioniert werden, als es heute der Fall ist.
Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, einen gat- tungsgemaßen elektrischen Energiezahler dahingehend zu ertüchtigen, dass er ohne die Notwendigkeit einer geratespezifischen Parametrierung leicht in ein übergeordnetes Beobach- tungssystem eingebunden werden kann.
Diese Aufgabe wird erfindungsgemaß durch einen elektrischen Energiezahler der eingangs genannten Art gelost, bei dem der Energiezahler eine Lokalisierungseinrichtung umfasst, die zur Bereitstellung einer Positionsinformation über die geo- grafische Position des Energiezahlers eingerichtet ist, und die Kommunikationseinrichtung, die zur Übertragung der Positionsinformation an die externe Datenverarbeitungseinrichtung eingerichtet ist. Der besondere Vorteil des erfindungsgemaßen elektrischen Energiezahlers besteht darin, dass dieser durch die Lokalisierungseinrichtung dazu in der Lage ist, eine Positionsin- formation über seine aktuelle geografische Position, also beispielsweise Werte von geografischen Langen- und Breitengraden seiner Position, bereitzustellen. Auf diese Weise kann der einzelne elektrische Energiezahler sich in einem übergeordneten Beobachtungssystem eindeutig als spezifischer Mess- punkt in einem Energieverteilungsnetz identifizieren, ohne dass seitens des Energiezahlers oder des Beobachtungssystems weitere Einstellungen über die spezifische Messstelle des elektrischen Energiezahlers vorgenommen oder gepflegt werden müssen .
Bei dem Beobachtungssystem muss es sich nicht zwangsläufig um dasselbe Zahlermanagement handeln, das zur Fernauslesung der Verbrauchswerte elektrischer Energie eingesetzt wird. Vielmehr wird das Beobachtungssystem eher an ein System der Netz- leittechnik angebunden sein und daher ein von dem Zahlermanagementsystem verschiedenes Automatisierungssystem darstellen. Es ist jedoch durchaus möglich, die Funktionen der Netzleittechnik und der Zahlerfernauslesung in einem gemeinsamen System zu vereinen, so dass in diesem Fall die Verbrauchswerte und die zusatzlich erfassten Daten an dasselbe übergeordnete Managementsystem gesendet werden. Das Beobachtungssystem und das Zahlermanagementsystem zur Verbrauchserfassung stellen im Letztgenannten die verschiedenen Funktionen des übergeordneten Managementsystems dar.
Eine vorteilhafte Ausfuhrungsform des erfindungsgemaßen elektrischen Energiezahlers sieht vor, dass die Messwertver- arbeitungseinrichtung auch zur Berechnung relativer Strom- und Spannungswerte aus den erfassten Strom- und Spannungs- messwerten eingerichtet ist, wobei die relativen Strom- und Spannungswerte auf einen Strom- bzw. Spannungsgrenzwert bezogene Strom- und Spannungsmesswerte sind, und die Kommunikationseinrichtung auch zur Übertragung der relativen Strom- und Spannungswerte an die externe Datenverarbeitungseinrichtung eingerichtet ist.
Durch die Verwendung relativer Strom- und Spannungswerte, die auf für den Einbauort des elektrischen Energiezahlers spezi- fische Grenzwerte von Strömen und Spannungen (also beispielsweise einen Nennstrom und eine Nennspannung am Einbauort des Energiezahlers) bezogen sind, lasst sich die Verwendung des Energiezahlers in einem Beobachtungssystem noch weiter vereinfachen. Wenn nämlich der elektrische Energiezahler sol- chermaßen berechnete relative Strom- und Spannungswerte gemeinsam mit der entsprechenden Positionsinformation seines Einbauortes an ein übergeordnetes Beobachtungssystem übermittelt, muss in diesem Beobachtungssystem auch keinerlei Einstellung über für den Einbauort des entsprechenden Energie- zahlers spezifische Grenzwerte vorgenommen werden, so dass von dem Beobachtungssystem vergleichsweise einfach eine Auswertung hinsichtlich möglicher Grenzwertverletzungen vorgenommen werden kann. In diesem Fall kann somit der Energiezahler vollkommen ohne die Notwendigkeit weiterer Einstellungen in ein übergeordnetes Beobachtungssystem aufgenommen werden.
Eine weitere Ausfuhrungsform des erfindungsgemaßen elektrischen Energiezahlers sieht vor, dass die Lokalisierungseinrichtung einen Empfanger für Signale eines externen Ortungs- Systems umfasst. Beispielsweise kann es sich bei dem Empfanger für Signale eines externen Ortungssystems um einen sogenannten GPS-Empfanger (GPS = „Global Positioning System") für ein externes satellitengestutztes Ortungssystem handeln. Auf diese Weise kann der elektrische Energiezahler selbsttätig seine geografische Position bestimmen und die entsprechende Positionsinformation mittels seiner Lokalisierungseinrichtung bereitstellen. Dies kann insbesondere bei elektrischen Energiezahlern mit vergleichsweise häufig wechselndem Einbauort von Vorteil sein.
Da elektrische Energiezahler jedoch häufig über eine längere Zeitdauer an ihrem ursprunglichen Einbauort verbleiben, wird es alternativ als vorteilhaft angesehen, wenn die Lokalisie- rungseinrichtung eine Datenspeichereinrichtung umfasst, und der Energiezahler eine Schnittstelle aufweist, über die die Positionsinformation in Datenspeichereinrichtung der Lokalisierungseinrichtung übertragbar ist.
In diesem Fall kann beispielsweise von einem Techniker über einen mobilen GPS-Empfanger, wie er beispielsweise in üblichen mobilen Navigationssystem enthalten ist, bei der Installation des elektrischen Energiezahlers, dessen geografische Position bestimmt und über die Schnittstelle in die Daten- Speichereinrichtung der Lokalisierungseinrichtung übertragen werden. Bei der Schnittstelle kann es sich beispielsweise um eine Schnittstelle zur drahtlosen Datenübertragung, wie beispielsweise eine sogenannte „Bluetooth"- Ubertragungseinrichtung oder eine Infrarot-Schnittstelle han- dein. Alternativ kann es sich auch um eine Schnittstelle zur drahtgebundenen Datenübertragung, beispielsweise eine USB- Schnittstelle, handeln. Über eine solche Schnittstelle kann drahtlos oder drahtgebunden mit dem mobilen GPS-Empfanger eine Datenverbindung hergestellt werden, um die von dem Techni- ker mit dem GPS-Empfanger bestimmten geografischen Positionsdaten in die Datenspeichereinrichtung der Lokalisierungseinrichtung zu übertragen und dort als Positionsinformation abzuspeichern . Alternativ kann es sich bei der Schnittstelle auch um eine' Eingabeschnittstelle zur manuellen Dateneingabe wie beispielsweise einen numerischen Ziffernblock handeln, über den der Techniker von dem mobilen GPS-Empfanger abgelesene geo- grafische Positionsdaten eingibt, die daraufhin als Positionsinformation in der Datenspeichereinrichtung der Lokalisierungseinrichtung gespeichert werden.
Eine weitere vorteilhafte Ausfuhrungsform des erfindungsgema- ßen Energiezahlers sieht zudem vor, dass die Messwerterfas- sungseinrichtung dazu eingerichtet ist, den Strom- und Spannungsmesswerten eine den Zeitpunkt ihrer Erfassung angebende Zeitinformation zuzuordnen. Durch eine solche auch als „Zeitstempel" bezeichnete Information wird ein übergeordnetes Beo- bachtungssystem sehr einfach in die Lage versetzt, dxe empfangenen Daten mehrerer entsprechender Energiezahler in eine zeitliche Korrelation zu setzen und entsprechende Auswertungen vorzunehmen.
Die oben genannte Aufgabe wird zudem durch ein Beobachtungssystem zur Überwachung eines elektrischen Energieverteilungsnetzes gelost, das zumindest einen elektrischen Energiezahler gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5 und eine externe Datenverarbeitungseinrichtung umfasst, die mit dem zumindest einen Energiezahler über eine Kommunikationsverbindung m Verbindung steht und dazu eingerichtet ist, von dem zumindest einen Energiezahler empfangene Daten in einer Datenbank zu speichern, wobei die Datenbank eine strukturierte Datensammlung umfasst, in der die Positionsinformation des zumindest einen Energiezahlers weiteren von dem zumindest einen Energiezahler empfangenen Daten zugeordnet ist.
In der Datenbank der externen Datenverarbeitungseinrichtung ist demnach eine strukturierte Datensammlung in der Form vor- handen, dass zugeordnet zu den empfangenen Daten eines bestimmten elektrischen Energiezahlers dessen entsprechende Positionsinformation abgelegt wird. Hierdurch kann ohne die Notwendigkeit einer Parametrierung einer Vielzahl von Mess- stellen bzw. Datenpunkten im Beobachtungssystem eine genaue Zuordnung der empfangenen Daten zu einer bestimmten durch die Positionsinformation angegebenen geografischen Position und damit zu der spezifischen Messstelle des betreffenden Energiezahlers vorgenommen werden.
Eine weitere vorteilhafte Ausfuhrungsform des erfindungsgema- ßen Beobachtungssystem sieht ferner vor, dass die von dem zumindest einen Energiezahler empfangenen Daten Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relative Strom- und Spannungsmesswerte umfassen, und die externe Datenverarbeitungseinrichtung eine Benutzereinrichtung aufweist, die zur Ausgabe der von dem zumindest einen Energiezahler empfangenen Daten eingerichtet ist, wobei die Ausgabe eine elektronische Landkarte umfasst, die die geografische Position des zumin- dest einen Energiezahlers enthalt, und bei der Ausgabe eine den Wert der jeweiligen Daten des zumindest einen Energiezahlers charakterisierende grafische Repräsentation an derjenigen Stelle der elektronischen Landkarte eingetragen ist, die der Positionsinformation des zumindest einen Energiezahlers entspricht.
Auf diese Weise kann dem Bedienpersonal des Beobachtungssystems sehr einfach der jeweilige Status des elektrischen Energieverteilungsnetzes an der geografischen Position des jeweiligen Energiezahlers dargestellt werden.
Bei der grafischen Repräsentation in der Ausgabe der Benutzereinrichtung kann es sich beispielsweise um Anzeigen von Messpunkten in Form von Symbolen handeln. Alternativ oder zusatzlich kann eine bestimmte Farbgebung den Zustand des Ener- gieverteilungsnetzes an der Messstelle beschreiben. Dadurch, dass die grafische Repräsentation mit einer elektronischen Landkarte überlagert angezeigt wird, kann dem Bedienpersonal des Beobachtungssystems auf sehr einfache Weise der Zustand des elektrischen Energieverteilungsnetzes an der Messstelle des jeweiligen Energiezahlers angezeigt werden; beispielsweise kann das Bedienpersonal sehr einfach erkennen, ob sich in bestimmten Kartenausschnitten Schwankungen oder Ausfalle der Strome und Spannungen häufen.
Eine weitere vorteilhafte Ausfuhrungsform des erfindungsgema- ßen Beobachtungssystems sieht zudem vor, dass die Benutzereinrichtung zur zusatzlichen Ausgabe einer elektronischen Netztopologie eingerichtet ist, die den geografischen Verlauf des elektrischen Energieverteilungsnetzes angibt. Durch die zusätzliche Überlagerung mit einer elektronischen Netztopologie, die den tatsachlichen Verlauf des Energieverteilungsnetzes angibt, kann das Bedienpersonal noch komfortabler eine Auswertung vornehmen. Hierdurch kann beispielsweise bestimmt werden, ob einzelne auf der elektronischen Landkarte angezeigte Ereignisse auf zusammenhangende Teile des elektrischen Energieverteilungsnetzes bezogen sind.
Die oben genannte Aufgabe wird ferner durch ein Verfahren zum Betreiben eines Beobachtungssystems gelost, wobei das Beobachtungssystem eine externe Datenverarbeitungseinrichtung und mit der externen Datenverarbeitungseinrichtung in Kommunikationsverbindung stehende Energiezahler aufweist, die gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5 ausgebildet sind. Bei dem Verfahren werden Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relative Strom- und Spannungswerte von den jeweiligen Energiezahlern an die externe Datenverarbeitungseinrichtung übertragen, wobei den Strom- und Spannungsmesswerten und/oder relativen Strom- und Spannungswerten jeweils die Positionsinformation des entsprechenden Energiezahlers zugeordnet ist. Die empfangenen Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relativen Strom- und Spannungswerte werden mit der ihnen jeweils zugeordneten Positionsinformation in einer Datenbank der externen Daten- Verarbeitungseinrichtung gespeichert und mittels einer Benutzereinrichtung ausgegeben, wobei die Ausgabe eine elektronische Landkarte umfasst, die die geografische Position der Energiezahler enthalt, und wobei bei der Ausgabe eine den Wert der jeweiligen Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relativen Strom- und Spannungswerte charakterisierende grafische Repräsentation an derjenigen Stelle der elektronischen Landkarte eingetragen wird, die der Positionsinformation des jeweiligen Energiezahlers entspricht.
Eine besondere Ausfuhrungsform des erfindungsgemaßen Verfahrens sieht vor, dass von der Benutzereinrichtung auch eine elektronische Netztopologie ausgegeben wird, die den geogra- fischen Verlauf des elektrischen Energieverteilungsnetzes angibt.
Um dem Bedienpersonal eines Beobachtungssystems eine automatische Information über Unregelmäßigkeiten im elektrischen Energieverteilungsnetz zu geben, wird ferner vorgeschlagen, dass die externe Datenverarbeitungseinrichtung die Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relativen Strom- und Spannungswerte der jeweiligen Energiezahler daraufhin überprüft, ob sie eine Verletzung eines vorgegebenen Grenzwertes angeben, und bei erkannter Verletzung eines Grenzwertes durch die Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relativen Strom- und Spannungswerte zumindest eines Energiezahlers denjenigen Ausschnitt der elektronischen Landkarte anzeigt, in der die geografische Position enthalten ist, die durch die Positionsinformation des betreffenden Energiezahlers angegeben wird. Hierbei findet automatisch eine Auswertung hinsichtlich bestimmter Grenzwertverletzungen statt und es wird dem Bedienpersonal jeweils der entsprechende Kartenausschnitt der näheren Umgebung, innerhalb der die Unregelmäßigkeiten aufgetre- ten sind, angezeigt.
Die Erfindung wird im Folgenden anhand eines Ausfuhrungsbeispiels naher erläutert. Hierzu zeigen
Figur 1 eine schematische Blockschaltbilddarstellung eines elektrischen Energiezahlers,
Figur 2 eine schematische Darstellung eines Beobachtungssystems mit einer Vielzahl elektrischer Energie- zahler,
Figur 3 ein erstes Ausfuhrungsbeispiel einer grafischen Ausgabe einer Benutzereinrichtung eines Beobachtungssystems und
Figur 4 ein zweites Ausfuhrungsbeispiel einer grafischen Ausgabe einer Benutzereinrichtung eines Beobachtungssystems .
Elektrische Energieverteilungsnetze auf niedrigen Spannungsebenen, insbesondere Niederspannungsverteilnetze, sind bisher im Allgemeinen nicht mit Automatisierungssystemen ausgestattet. Zur Sicherung der Zuverlässigkeit und Qualität der Energieversorgung sind allerdings immer mehr Netzbetreiber be- strebt, auch diese Netze beobachten zu können. Aufgrund der großen Anzahl an möglichen Datenpunkten in den Verteilnetzen sollte der Aufwand zur Parametrierung eines Beobachtungssystems möglichst klein sein und das Bedienpersonal durch rechnergestutzte Methoden in der Auswertung der Informationen un- terstutzt werden. Insbesondere muss gewahrleistet sein, dass das entsprechende Beobachtungssystem ohne eine Parametrierung des einzelnen Zahlers auskommt und die Zahlerinformationen für den Anwender vorverarbeitet und verdichtet werden.
Hierzu zeigt Figur 1 ein schematisches Ausfuhrungsbeispiel eines entsprechenden elektrischen Energiezahlers 10. Der Energiezahler 10 weist eine Messwerterfassungseinrichtung 11 auf, die in nicht naher dargestellter Weise - z.B. über Strom- und Spannungswandlereinrichtungen - mit einer Messstelle eines in Figur 1 nicht gezeigten elektrischen Energieverteilungsnetzes verbunden ist. An der Messstelle werden beispielsweise Strome I und Spannungen U erfasst und der Messwerterfassungseinrichtung 11 zugeführt. Die Messwerter- fassungseinrichtung 11 fuhrt eine Digitalisierung und eine Filterung der erfassten Strome I und Spannungen U durch und wandelt sie dabei in digitalisierte Strommesswerte i und Spannungsmesswerte u um. Zusatzlich kann die Messwerterfassungseinrichtung 11 mit einem Zeitgeber 12 versehen sein, der die aktuelle Uhrzeit in hoher Genauigkeit bereitstellt. Über die von dem Zeitgeber bereitgestellte Zeitinformation kann jedem Strommesswert i und jedem Spannungsmesswert u ein Zeitwert t zugeordnet werden, der den Zeitpunkt der Erfassung des jeweiligen Strom- bzw. Spannungsmesswertes i bzw. u angibt.
Die digitalisierten Strom- und Spannungsmesswerte i bzw. u werden von der Messwerterfassungseinrichtung 11 abgegeben und einer Messwertverarbeitungseinrichtung 13 zugeführt. Bei der Messwertverarbeitungseinrichtung kann es sich beispielsweise um einen Mikroprozessor oder einen speziellen digitalen Signalprozessor handeln, der eine Verarbeitung der Messwerte entsprechend eines programmgesteuerten Ablaufs vornimmt. Die Messwertverarbeitungseinrichtung 13 bestimmt einerseits aus den Strom- und Spannungsmesswerten i bzw. u einen Verbrauchs- wert V, der den Wert der elektrischen Energie angibt, die dem Energieverteilungsnetz von einem Endverbraucher an der Messstelle des Energiezahlers 10 entnommen worden ist. Andererseits bestimmt die Messwertverarbeitungseinrichtung 13 auch weitere Daten, wie z.B. relative Strom- und Spannungswerte i und ü. Dabei werden die relativen Strom- bzw. Spannungswerte i und ü durch Verhaltnisbildung der entsprechenden Strombzw. Spannungsmesswerte i bzw. u und für die Messstelle geltende Strom- bzw. Spannungsgrenzwerte is bzw. us gebildet:
i = i / is , ü = u / us .
Bei den Strom- bzw. Spannungsgrenzwerten kann es sich z.B. um Nennstrom und Nennspannung am Einbauort des Energiezahlers 10 handeln.
Neben den relativen Strom- bzw. Spannungswerten können auch weitere den Zustand des Energieverteilungsnetzes an der Mess- stelle angebende Messgroßen bestimmt werden, z.B. eine effektive Spannung, ein effektiver Strom, ein Leistungsfaktor oder auch Großen zur Beschreibung der Elektroenergiequalitat wie Unterspannung, Überspannung, Überströme, Anzahl und Dauer von Stromausfallen sowie eine maximale oder minimale Netzfre- quenz .
Außerdem weist der Energiezahler 10 eine Lokalisierungseinrichtung 14 auf, die eine Positionsinformation P über die geografische Position des Energiezahlers 10 bereitstellt. Die Positionsinformation P kann hierbei aus einer Angabe eines geografischen Hohen- und Breitengrades bestehen.
Bei der Lokalisierungseinrichtung 14 kann es sich beispielsweise um einen sogenannten „GPS-Empfanger" handeln, der fest im Energiezahler 10 eingebaut ist und die geografische Position anhand empfangener Signale eines Satellitenortungssystems bestimmt. Da der Einbau von GPS-Empfangern jedoch zu erhöhten Kosten fuhren wurde, kann an dem Energiezahler 10 al- ternativ auch eine Schnittstelle 15 zur Übertragung von Positionsdaten in eine Datenspeichereinrichtung der Lokalisierungseinrichtung 14 vorgesehen sein. In diesem Fall kann z.B. die geografische Information des Einbauortes beim Einbau des Energiezahlers 10 von einem mobilen GPS-Empfanger auf den Energiezahler 10 übertragen und dort gespeichert werden. Alternativ kann die Schnittstelle 15 auch zur manuellen Eingabe der Positionsdaten, z.B. über einen numerischen Ziffernblock, eingerichtet sein.
Die Verbrauchsinformation V, die relativen Strom- und Spannungswerte i bzw. ü, die Positionsinformation P und der Zeitwert t werden schließlich einer Kommunikationseinrichtung 16 zugeführt, die diese Daten zur Übertragung an eine externe Datenverarbeitungseinrichtung aufbereitet und die Daten über eine Kommunikationsverbindung 17 übertragt.
Neben den genannten Daten können naturlich auch weitere Daten z.B. die Strom- und Spannungsmesswerte i bzw. u sowie Daten zu einer effektiven Spannung, einem effektiven Strom, einem Leistungsfaktor oder auch zu Großen zur Beschreibung der
Elektroenergiequalitat wie Unterspannung, Überspannung, Überströme, Anzahl und Dauer von Stromausfallen sowie eine maximale oder minimale Netzfrequenz übertragen werden; dies ist in der Figur lediglich der Übersicht halber nicht darge- stellt.
Figur 2 zeigt ein Ausfuhrungsbeispiel eines Beobachtungssystems 20 zur Überwachung eines nicht dargestellten Energieverteilungsnetzes. Das Beobachtungssystem 20 umfasst mehrere Energiezahler 21 und eine externe Datenverarbeitungseinrichtung 22, die über ein Kommunikationsnetzwerk 23, bei dem es sich beispielsweise um ein Powerline-Communication-Netz oder ein Ethernet-Netzwerk handeln kann, in Verbindung stehen.
Die Energiezahler 21 übertragen wie zu Figur 1 beschrieben bestimmte Daten, die zumindest eine Positionsinformation des jeweiligen Energiezahlers umfassen, an die externe Datenverarbeitungseinrichtung 22. Dabei wird im Beispiel gemäß Figur 2 davon ausgegangen, dass die externe Datenverarbeitungseinrichtung neben einer Netzleitsoftware für das Beobachtungssystem 20 auch eine Zahlermanagementsoftware zur Erfassung und Verarbeitung der Verbrauchswerte V ausfuhrt, so dass die Verbrauchswerte V von den einzelnen Zahlern 21 ebenfalls über das Kommunikationsnetzwerk 23 an die externe Datenverarbeitungseinrichtung 22 übertragen wird. Alternativ können die Verbrauchswerte auch zu einer von der Datenverarbeitungseinrichtung 22 verschiedenen weiteren Datenverarbeitungseinrichtung übermittelt und dort zu Verrechungszwecken ausgewertet werden.
Die Datenverarbeitungseinrichtung 22 speichert die empfangenen Daten in einer strukturierten Datenbank 24 ab, indem sie den Daten eines bestimmten Zahlers dessen Positionsinformati- on P zuordnet.
In der Datenbank 24 wird somit neben den Daten des jeweiligen Energiezahlers 21 auch die geografische Position in Form der Positionsinformation P gespeichert. Die Positionsinformation P dient als Schlüssel für die Datenbankzugriffe. Damit ist es möglich, innerhalb der Datenbank 24 alle Informationen zu selektieren, die innerhalb eines geografischen Gebietes gesammelt wurden, ohne die einzelne Datenquelle als solches zu erkennen, so dass die Messpunkte der einzelnen Energiezahler nicht als Datenpunkte im Beobachtungssystem 20 parametriert und gepflegt werden müssen.
Weiterhin kann beim Eintragen der Datensatze in die Datenbank des Beobachtungssystems 20 eine Überprüfung der Daten auf Verletzungen von Grenzwerten stattfinden. Da die Zahler wie oben beschrieben relative Strom- und Spannungswerte i und ü liefern, ist auch in diesem Fall die Kenntnis der tatsachlichen Grenzwerte nicht erforderlich.
Im Falle einer Verletzung eines Grenzwertes kann das Beobachtungssystem 20 dann alle zugehörigen Informationen selektieren, die sich in der geografischen Nahe der Messstelle befinden, an der die Grenzwertverletzung eingetreten ist, und dem Bedienpersonal über eine Benutzereinrichtung 25, z.B. eine Workstation, zur Verfugung stellen.
Die Darstellung der Informationen erfolgt schließlich in über die Benutzereinrichtung 25 in einer Weise, die beispielhaft in Figur 3 angedeutet ist. Bei der Ausgabe der Informationen werden georeferentielle Mechanismen genutzt, z.B. ein Geoin- formationssystem, das eine elektronische Landkarte 30 des Gebietes aufweist, in dem sich das Energieverteilungsnetz befindet. Durch die Anwahl eines in Figur 3 durch einen gestri- chelten Rahmen gekennzeichneten geografischen Gebietes 31 innerhalb der Ausgabe der Benutzereinrichtung 25 liegen die Randpositionen fest. Damit ist das Beobachtungssystem in der Lage, alle Informationen aus der Datenbank 24 zu selektieren, deren durch die jeweiligen Positionsinformationen P angegebe- ne Ortskoordinaten innerhalb des ausgewählten Gebietes 31 liegen. Die einzelnen Messpunkte der Informationen werden in Form einer grafischen Repräsentation z.B. als kleine Kreise mit einen Zustand des Energieverteilungsnetzes angebenden Symbolen (z.B. „!w für „Abweichung" oder „o" für „Normalzu- stand") in den entsprechenden Kartenausschnitt eingetragen. Zusatzlich kann in Abhängigkeit vom Netzzustand eine Einfar- bung der grafischen Repräsentation nach einer vorgebbaren Skala erfolgen. Aufgrund des Farbeindruckes, der sich aus der Gesamtheit der Datenpunkte ergibt, bekommt der Anwender eine bereits verdichtete Information über den Zustand des Energieverteilungsnetzes .
Das Beobachtungssystem kann zusatzlich die Informationen in der Datenbank auf ggf. vorliegende Grenzwertverletzungen prüfen und den Kartenausschnitt automatisch an der Stelle zentrieren, bei der eine Grenzwertverletzung festgestellt worden ist.
Wie schließlich in dem weiteren Ausfuhrungsbeispiel in Figur 4 angedeutet ist, kann der Bediener zusatzlich den tatsachlichen Leitungsverlauf 41 des Energieverteilungsnetzes in Form einer schematischen Netztopologiesicht in die elektronische Landkarte einblenden lassen und bekommt so einen direkten Be- zug zwischen den Informationen der einzelnen Energiezahler 21 und dem Leitungsverlauf 41 des Energieverteilungsnetzes. Aus Figur 4 geht beispielsweise hervor, dass der von einer Störung betroffene Abschnitt des Energieverteilungsnetzes, dessen Messpunkte mit „! "-Symbolen als markiert sind, in einem anderen Netzbereich liegt als der übrige dargestellt Abschnitt des Energieversorgungsnetzes. Auf diese Weise lassen sich für den betroffenen Netzabschnitt gezielte Gegenmaßnahmen einleiten.
Das Beobachtungssystem 20 besitzt zusammengefasst die folgenden Vorteile.
Im Beobachtungssystem 20 ist kein Engineering des einzelnen Energiezahlers 21 erforderlich. Die erforderlichen Informati- onen werden automatisch aus den Daten generiert, die von den Energiezahlern 21 übertragen werden.
Durch die grafische Darstellung der Daten der einzelnen Ener- giezahler 21 findet bereits eine Informationsverdichtung für den Bediener statt. Damit gewinnt er eine bessere Übersicht und kann den Netzzustand schneller und sicherer einschätzen.
Durch die Verwendung der Positionsinformation im georeferen- tiellen Bediensystem wird der geografische Verlauf des Energieverteilungsnetzes angenähert wiedergegeben. Im Falle von Störungen bekommt der Bediener schnell die Information über die möglichen Storungsorte .
Das Beobachtungssystem benotigt keine Infrastruktur der Netzleittechnik. Damit kann ein solches System jedem Netzbetreiber zur Verfugung gestellt werden, unabhängig davon, wer der Lieferant des Netzleitsystems war.
Mit einem beschriebenen Energiezahler lasst sich zusammenge- fasst einerseits auf herkömmliche Weise eine Information über den elektrischen Energieverbrauch an der Messstelle des jeweiligen elektrischen Energiezahlers bestimmen und an einem Netzbetreiber zum Zwecke der Kostenabrechnung übermitteln. Zusatzlich ist der elektrische Energiezahler in vorteilhafter Weise als Messstelle zur Überwachung des elektrischen Energieverteilungsnetzes verwendbar und kann diese Daten ohne jegliche Notwendigkeit einer Vorkonfiguration an ein Beobachtungssystem übertragen.

Claims

Patentansprüche
1. Elektrischer Energiezahler (10) zur Erfassung des Verbrauchs elektrischer Energie an einer Messstelle in einem elektrischen Energieverteilungsnetz mit
- einer Messwerterfassungseinrichtung (11), die zur Erfassung von Strom- und Spannungsmesswerten eingerichtet ist,
- einer Messwertverarbeitungseinrichtung (13) , die zur Berechnung einer den Verbrauch elektrischer Energie angebenden Verbrauchsgroße aus den Strom- und Spannungsmesswerten eingerichtet ist, und
- einer Kommunikationseinrichtung (16) , die zur Datenübertragung an eine externe Datenverarbeitungseinrichtung eingerichtet ist, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- der Energiezahler (10) eine Lokalisierungseinrichtung (14) umfasst, die zur Bereitstellung einer Positionsinformation über die geografische Position des Energiezahlers eingerichtet ist, und - die Kommunikationseinrichtung (16) zur Übertragung der Positionsinformation an die externe Datenverarbeitungseinrichtung eingerichtet ist.
2. Elektrischer Energiezahler (10) nach Anspruch 1, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- die Messwertverarbeitungseinrichtung (13) auch zur Berechnung relativer Strom- und Spannungswerte aus den erfassten Strom- und Spannungsmesswerten eingerichtet ist, wobei die relativen Strom- und Spannungswerte auf einen Strom- bzw. Spannungsgrenzwert bezogene Strom- und Spannungsmesswerte sind, und
- die Kommunikationseinrichtung (16) auch zur Übertragung der relativen Strom- und Spannungswerte an die externe Datenverarbeitungseinrichtung eingerichtet ist.
3. Elektrischer Energiezahler (10) nach Anspruch 1 oder 2, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- die Lokalisierungseinrichtung (14) einen Empfanger für Sig- nale eines externen Ortungssystems umfasst.
4. Energiezahler (10) nach Anspruch 1 oder 2, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- die Lokalisierungseinrichtung (14) eine Datenspeicherein- richtung umfasst, und
- der Energiezahler eine Schnittstelle (15) aufweist, über die die Positionsinformation in die Datenspeichereinrichtung der Lokalisierungseinrichtung (14) übertragbar ist.
5. Energiezahler (10) nach einem der Ansprüche 1 bis 4, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- die Messwerterfassungseinrichtung (11) dazu eingerichtet ist, den Strom- und Spannungsmesswerten eine den Zeitpunkt ihrer Erfassung angebende Zeitinformation zuzuordnen.
6. Beobachtungssystem (20) zur Überwachung eines elektrischen Energieverteilungsnetzes mit
- zumindest einem elektrischen Energiezahler (21) gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5, und - einer externen Datenverarbeitungseinrichtung (22), die mit dem zumindest einen Energiezahler (21) über eine Kommunikationsverbindung (23) in Verbindung steht, und die dazu eingerichtet ist, von dem zumindest einen Energiezahler (21) empfangene Daten in einer Datenbank (24) zu speichern, wobei die Datenbank (24) eine strukturierte Datensammlung umfasst, in der die Positionsinformation des zumindest einen Energiezahlers (21) weiteren von dem zumindest einen Energiezahler (21) empfangenen Daten zugeordnet ist.
7. Beobachtungssystem (20) nach Anspruch 6, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- die von dem zumindest einen Energiezahler (21) empfangenen Daten Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relative Strom- und Spannungsmesswerte umfassen, und
- die externe Datenverarbeitungseinrichtung (22) eine Benutzereinrichtung (25) aufweist, die zur Ausgabe der von dem zumindest einen Energiezahler (21) empfangenen Daten eingerichtet ist, wobei die Ausgabe eine elektronische Landkarte um- fasst, die die geografische Position des zumindest einen Energiezahlers (21) enthalt, und bei der Ausgabe eine den Wert der jeweiligen Daten des zumindest einen Energiezahlers (21) charakterisierende grafische Repräsentation an derjenigen Stelle der elektronischen Landkarte eingetragen ist, die der Positionsinformation des zumindest einen Energiezahlers (21) entspricht.
8. Beobachtungssystem (20) nach Anspruch 7, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass - die Benutzereinrichtung (25) zur zusatzlichen Ausgabe einer elektronischen Netztopologie eingerichtet ist, die den geo- grafischen Verlauf des elektrischen Energieverteilungsnetzes angibt .
9. Verfahren zum Betreiben eines Beobachtungssystems (20), wobei das Beobachtungssystem (20) eine externe Datenverarbeitungseinrichtung (22) und mit der externen Datenverarbeitungseinrichtung (22) in Kommunikationsverbindung stehende Energiezahler (21) aufweist, die gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5 ausgebildet sind, und wobei das Verfahren folgende Schritte umfasst:
- Übertragen von Strom- und Spannungsmesswerten und/oder relativen Strom- und Spannungswerten von den jeweiligen Energiezahlern (21) an die externe Datenverarbeitungseinrichtung (22), wobei den Strom- und Spannungsmesswerten und/oder relativen Strom- und Spannungswerten jeweils die Positionsinformation des entsprechenden Energiezahlers (21) zugeordnet ist,
- Speichern der empfangenen Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relativen Strom- und Spannungswerte mit der ihnen jeweils zugeordneten Positionsinformation in einer Datenbank (24) der externen Datenverarbeitungseinrichtung (22), und
- Ausgabe der Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relativen Strom- und Spannungswerte mittels einer Benutzereinrich- tung (25) , wobei die Ausgabe eine elektronische Landkarte um- fasst, die die geografische Position der Energiezahler enthalt, und wobei bei der Ausgabe eine den Wert der jeweiligen Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relativen Strom- und Spannungswerte charakterisierende grafische Repräsentation an derjenigen Stelle der elektronischen Landkarte eingetragen wird, die der Positionsinformation des jeweiligen Energiezahlers (21) entspricht.
10. Verfahren nach Anspruch 9, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- von der Benutzereinrichtung (25) auch eine elektronische Netztopologie ausgegeben wird, die den geografischen Verlauf des elektrischen Energieverteilungsnetzes angibt.
11. Verfahren nach Anspruch 9 oder 10, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- die externe Datenverarbeitungseinrichtung (22) die Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relativen Strom- und Spannungswerte der jeweiligen Energiezahler (21) daraufhin uber- prüft, ob sie eine Verletzung eines vorgegebenen Grenzwertes angeben, und
- bei erkannter Verletzung eines Grenzwertes durch die Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relativen Strom- und Spannungswerte zumindest eines Energiezahlers (21) denjenigen Ausschnitt der elektronischen Landkarte anzeigt, in der die geografische Position enthalten ist, die durch die Positionsinformation des betreffenden Energiezahlers (21) angegeben wird.
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