WO2018114404A1 - Verfahren zur strukturierung eines vorhandenen netzes zur verteilung von elektrischer energie - Google Patents

Verfahren zur strukturierung eines vorhandenen netzes zur verteilung von elektrischer energie Download PDF

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WO2018114404A1
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Monika FREUNEK
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Definitions

  • the invention relates to a method for structuring an existing network for the distribution of electrical energy, wherein the network comprises as network components at least sources, loads, lines, sensor, switching and converter components which are interconnected in an output topology.
  • the invention further relates to a method for operating a structured according to the method of structuring network for the distribution of electrical energy.
  • Power distribution networks comprise a network of electrical lines (namely overhead and overhead cables) and other network components interconnected with the lines in a particular topology.
  • the other network components include sources, e.g. As the generators of power plants or latches such.
  • sources e.g. As the generators of power plants or latches such.
  • loads as batteries, loads (consumers), sensor components for detecting operating parameters of the network (voltages, frequency, currents, powers, temperatures, etc.), switching components for connecting and disconnecting components or network sections and converter components, z. B. transformers, for example, to change the voltage.
  • the topology is divided into several network levels. Starting from a generator such as a power plant, the long-range distribution is first carried out via a transmission network with maximum voltage (eg 380 or 220 kV). Via substations with transformers, supraregional distribution grids with high voltage (eg 36-150 kV) are connected to which regional transformers with medium voltage (eg 1-36 kV) are connected to them via further transformers. Further transformers are then used to connect the local distribution network with low voltage (eg 400 V - 1 kV), which (possibly via transformer stations) to the building connections and thus to the end consumer (including private households, industrial, commercial and agricultural enterprises) leads.
  • the specific topology of network components has grown historically, depending on the locations and services of the producers (power plants) and consumers. Changes to the topology usually require additional or different running or dimensioned electrical lines and are therefore expensive.
  • so-called “smart meters” are increasingly used today, which collect information, namely consumption information, directly from the consumers and via a communication network to higher-level facilities of the network, z. As a control center, transferred.
  • EP 2 533 396 A2 (Aistom Grid) deals with some of the problems mentioned above. It concerns smart electric distribution grids and proposes a multilevel control system for the distribution network.
  • DNNC top-level distribution network node controller
  • a lower-level DNNC component can receive the signals of a smart meter, monitoring the energy consumption of a business customer.
  • the top-level DNNC may specify that it should only be notified by the lower-level DN NC component if that energy consumption deviates more than 10% from historical consumption. This reduces the traffic.
  • the top level DN NC can direct the DN NC component at the lower level to turn off more components to prevent overload, or the like.
  • the document is based essentially on the known hierarchical structure of the network node with the associated known disadvantages. It represents a destination state and does not disclose a systematic approach to get from an existing distribution network to this destination state.
  • WO 2014/079605 A 1 (Siemens Aktiengesellschaft) relates to a multi-modal network, ie a network which consists of several subnets which distribute different resources in the form of fossil fuel, electrical energy, water, heat and cold via resource processing units.
  • the document further relates to a method for distributing resources in a multi-modal network. It is proposed to integrate transformation units into the subnets which convert resources of one or more subnetworks into one or more other resources of one or more other subnetworks.
  • resource processing units are present, to each of which at least one agent is assigned, wherein the agents are networked with each other such that each agent can communicate with other agents in the network.
  • the distribution of resources in the network is at least in part based on monetary transactions negotiated between the agents.
  • US 2015/0058061 A1 Relates to a method for energy management in and optimization of smart grids, wherein the available local resources and resources are managed to achieve the goals of a decision maker.
  • the performance in a specific segment is monitored and regulated, taking into account the characteristic properties of the segment.
  • the behavior of a monitored system is predicted for a given period of time, depending on which a certain energy flow is proposed, which meets the mentioned goals (eg minimization of greenhouse gases, energy costs, energy losses, installation costs for additional components or maximization the power quality).
  • the object of the invention is to provide a method of structuring an existing network for the distribution of electrical energy, which method can be applied systematically to the existing network and allows a high level of operational reliability with low susceptibility to interference.
  • the solution of the problem is defined by the features of claim 1.
  • According to the invention are based on property sizes of the network components and predetermined control limits a) the network components in a plurality of local, self-regulating function groups, summarized, and b) associated with each local function group control processes, which include actions that are performed when reaching trigger criteria for compliance with the control limits.
  • the inventive method thus serves to summarize an existing network for the distribution of electrical energy in terms of its regulation in local function groups and assign these control processes.
  • the result of the method thus comprises a list of the function groups with the respective network components and a list of the control processes with their assignment to the function groups.
  • the result may include further information, as discussed below.
  • An "existing network” can be a section of a larger network. Basically, the user can change the scope of the method, i. H. which network components should be considered at all.
  • a “source” in the sense of the method according to the invention can be a generator, a (current-emitting) battery or another energy store or simply an "input” of the considered network or network section.
  • “Loads” in the sense of the method are consumers, batteries or other energy storage devices in charging mode or simply an "output” of the considered network or network section.
  • certain network components may temporarily represent sources or loads.
  • there are network components that combine multiple functions eg, load and sensor components, source and transducer components, etc.).
  • control limits correspond to nominal operating ranges, wherein to ensure operation in the nominal operating range, the value of a control limit which relates to the same variable as the nominal operating range does not necessarily have to be identical to the limit of the nominal operating range. To ensure a sufficiently early response For example, the control limit may already be reached before leaving the target operating range.
  • a local function group in the sense of the inventive method is formed by interconnected according to a topology components, in extreme cases, a single network component can form a functional group.
  • "local” does not necessarily mean that all components of a function group must be within a certain spatial area.
  • integrating network components into functional groups should generally result in all local functional groups being restricted to relatively small geographical areas.
  • a functional group will not include "holes" or areas isolated from the rest of the network components involved.
  • the topology according to which the components of the local function group are interconnected is, in particular, the starting topology. If the method suggests changes to the topology, it can also be a result topology that is different from the source topology.
  • Function groups can in principle be interleaved, whereby an inner function group can be regarded as a network component of the outer function group.
  • the local function groups themselves regulate themselves in normal operation. If the triggering criteria are reached, actions taken by the control processes can trigger measures outside the respective function group.
  • the rule processes can provide further actions, which only have a functional group-internal effect.
  • control process designates both interventions in the operation of network components as well as the transmission of certain information from a network component to certain other network components (the same function group, another function group or a parent or sibling).
  • a trigger criterion is formed in its simplest form by a predetermined value of a variable and by an indication of whether the criterion is met if the value of a Input value (eg, a measured variable) is exceeded or fallen short of.
  • a triggering criterion can also be defined by an area specification or be based on a more complex function, which in particular also includes logical (Boolean) operators.
  • a trigger criterion can refer to a current value of the input variable or several input variables, or a certain past time interval is taken into account.
  • triggering criteria can depend not only on the variables assigned to the respective control limit, but also on a rate of change of such quantities (ie in particular the time derivative). Thus, a rapid increase or a rapid decrease in a size can already indicate that action is required before the control limits are reached.
  • step a) The summary in local function groups according to step a) and the assignment of control processes according to step b) does not necessarily have to take place in the order a) -b).
  • steps in the context of the inventive method can be carried out iteratively, z. B. if it is determined in the context of step b) that a summary provided in accordance with the preceding step a) in a function group leads to problems in compliance with the control limits.
  • the inventive method leads - starting from an existing network for the distribution of electrical energy - to a newly structured with respect to the control network, which dispensed as far as possible with respect to the control on a hierarchical structure and instead built from local, self-regulating in normal operation function groups is.
  • the functional groups of the structured network work autonomously as far as possible and information only has to be transmitted over longer distances, if triggering criteria are achieved and corresponding actions are triggered or if further information is collected in one function group and is required by default (also) in other function groups , results in a minimization of the transmitted data volume. Only information that is required for operation is collected. An additional collection and transmission of extensive information for forecasting purposes is not necessary.
  • the network Because of the reduced amount of data transferred and the lower dependence of each functional group on non-group data, the network is harder to attack and so on Risk of problems due to disruptions in the transmission of information is reduced. Furthermore, the energy required for the management of the network is reduced.
  • the local control also minimizes problems due to latency in data transmission. This also results in an increase in operational and supply security.
  • control limits and triggering criteria coupled to them ensures that in the case of a threatening problem starting from the point of the network on which the problem manifests itself, it always reacts immediately. This also increases the operational safety and ensures the network quality. Because the method according to the invention is based on the existing network and its known parameters, it immediately follows which sensors, actuators and intelligence have to be retrofitted or activated and which costs are associated therewith. For the user, among other things, it is systematically clarified whether and where the use of the local function groups pays off and in what degree of execution the adjustments are usefully implemented.
  • the inventive method can basically be applied to the static and the dynamic see optimization. By determining autonomous control operation, it can also facilitate the dynamic purchasing of energy, because the specification of the control limits (eg permitted power) reduces certain uncertainties.
  • the method can be used to systematically systematically automate and energy-efficiently operate essentially the entire network by dividing it into the self-regulating functional groups.
  • a method for operating the network according to the inventive method for distributing electrical energy is in the local functional groups monitored by means of sensor components, whether triggering criteria are achieved; when a triggering criterion is reached, one of the actions assigned to the respective function group is executed to comply with the control limits.
  • the current structuring of the network into local function groups can be checked periodically or continuously as part of the operation.
  • Such a change can then be implemented at an appropriate time.
  • a potential local function group is defined within the framework of the method according to the invention for structuring the network. Subsequently, a check is made as to whether the potential local function group can be locally controlled while observing the specifiable control limits. If it is determined that the local controllability exists, the potential local function group is accepted. If there is a lack of local controllability, the potential local function group is extended by further network components.
  • the check for local controllability can, for example, be based on a simulation. It is alternatively or additionally also possible to perform a comparison with stored patterns, the patterns in particular representing frequent combinations of several components with specific properties.
  • Various criteria for local controllability are possible; It is preferred to assume local controllability if the expected frequency of a non-local intervention falls below a certain threshold. This threshold can be chosen differently depending on the network level, the size of the potential local functional group, the availability of non-local interventions and / or other influencing factors.
  • the expansion is carried out by other network components that are already available in the network. These can be network components that have not yet been assigned to a local function group, or multiple function groups are merged. If an extension with existing components is not possible, additional Components proposed, with a proposal for the type and specifications of each component and for their best possible positioning in the network with advantage.
  • the actions include local actions that affect operation of the components of the respective local function group, as well as non-local actions that involve transmitting data to another local function group or a cross-functional control center.
  • Non-local actions can be divided into two classes, namely: a) Actions that essentially only pass on a rule requirement to a given point outside the local function group; this body is then responsible for covering the regular needs of the local function group with adequate measures; the post may be a component of another local functional group or the mentioned multidisciplinary control center; and b) Actions that trigger a predetermined action outside the local functional group at a predetermined location.
  • Non-local actions for transferring data to another local function group or to the cross-functional control center can be triggered step by step. For example, data may first be transmitted to the other function group. If this does not lead to compliance with the corresponding control limit within a predetermined time interval, transmission is made to the cross-functional control center. This creates an additional layer of security while ensuring that the regulation of the network is always as local as possible and that the control center is only used when it is actually necessary.
  • a need for additional network components to create additional local function groups and / or to ensure the predeterminable control limits is determined.
  • the additional network components include in particular sensors and actuators.
  • the sensors are needed in particular to adequately monitor compliance with the control limits in the respective local function group.
  • actuators are required to implement the necessary measures in the context of the actions of the respective local function group.
  • Further generators, memory, converter components, lines, etc. may be proposed to supplement.
  • the determination includes more specific information on the properties of the components and their placement.
  • the method starts only from the components present in the network and forms only those local functional groups which are possible with these components in compliance with the given framework conditions.
  • the method can be used to evaluate different expansion options, in particular by including criteria such as costs of the additional network components or data volumes transferred as part of a numerical optimization.
  • a target topology is determined on the basis of the initial topology. This means that under the Possible changes to the topology are considered. Are due to a change in the topology (ie ultimately the interconnection of existing and possibly future components) benefits, such. As regards network security or operating costs, a change in the topology is proposed. This is implemented by changing the interconnection, if necessary by adding additional cables, switching and converter units.
  • the output topology is considered a fixed frame condition, the topology thus not changed in the context of the process.
  • the necessary components for maximum autonomous operation can be determined. It would be determined how many local function groups can be defined and which sensors and actuators would need to be retrofitted. At the same time, the cost of adapting the network infrastructure would be minimized.
  • the predeterminable control limits advantageously include maximum latency times for the transmission of data between local function groups and / or different network components. By observing maximum latencies, it is ensured that the control limits are adhered to again within the necessary period. It also favors local regulation of the network.
  • the method comprises a numerical optimization of a target function for summarizing the network components in the local function groups.
  • a target function for summarizing the network components in the local function groups.
  • known methods can be used, for. B. a downhill simplex or a Newton direction. Gauss-Newton method.
  • the objective function may depend on a data volume transmitted between network components for controlling the network, the numerical optimization minimizing this data volume (taking into account other criteria, eg. the network security) favors: on the one hand, a network that is as locally controlled as possible is created; on the other hand, a reduction of the transmitted data volume at a given error rate leads to a lower absolute number of errors;
  • the objective function may be dependent on the cost of the additional network components, with numerical optimization facilitating minimization of these costs (taking into account other criteria, such as network security);
  • the objective function may depend on the cost of matching between source and target topologies, with numerical optimization facilitating minimization of those costs (taking into account other criteria); d) the objective function may be dependent on local prices for the local functional groups (nodal pricing), with numerical optimization favoring a minimization of these costs.
  • the existing network comprises at least components in two adjacent ones of the following network levels:
  • a network section is structured which comprises more than one network layer.
  • both local function groups can be generated in the same network, which comprise components of only one network level, as well as those which comprise components of two or even more network levels.
  • a method according to the invention can also be carried out in a network section which extends only in one network plane.
  • the property sizes of the network components and / or the output topology are received by a geographical information system (GIS).
  • GIS geographical information system
  • the information required for the structuring of the considered network section can thus be obtained in a simple manner and with the best possible topicality.
  • the method can be regularly applied to the network section, so that an ongoing structuring adapted to the local conditions is obtained.
  • maintenance is detected, for example, by an increased frequency of exceeding control limits or an increased call of non-local actions.
  • the automatic request for maintenance services can be made via common communication channels (eg e-mail) or via an integrated software environment (eg SAP® ERP).
  • Automatic order processes are preferably triggered via a logistics interface. This can be done both during the structuring of the network (eg when additional components are needed) and during the subsequent operation of the network (eg as part of maintenance or under changed general conditions).
  • a network-related GIS is integrated, the topology, the summary in function groups and the existing components can be continuously checked and optimized. According to the desired optimization required components such. For example, they can be retrofitted on a logistics interface. This procedure allows not only an autonomous operation but also the independent maintenance of the network.
  • the inventive method for structuring and for operating the network are carried out in particular on the basis of a computer program on a suitable computer.
  • Fig. 1 is a schematic representation of an existing distribution network for electrical energy with central control; 2 shows a flowchart of a method according to the invention;
  • FIG. 3 shows a schematic representation of a distribution network with local regulation structured by the method according to the invention.
  • FIG. 4 shows a block diagram of a system for carrying out a method according to the invention for operating a distribution network for electrical energy.
  • Figure 1 is a schematic representation of an existing network for distribution of electrical energy with central control.
  • the network 1 is divided into several network levels 1. 1 ... 1.7.
  • the voltage decreases from top to bottom:
  • Network level 1.1 maximum voltage network (eg 380 or 220 kV);
  • Network level 1.3 high-voltage network (eg 36-150 kV);
  • Network level 1.5 medium-voltage network (eg 1-36 kV); and network level 1.7: low-voltage network (eg 400 V - 1 kV).
  • voltage transformers Transformers
  • Conventional power plants feed electric power into the grid 1. 1, 1.3, 1 .5, end users are usually connected to the low-voltage grid at grid level 1.7.
  • the network 1 comprises a control center 2, which centrally performs management tasks for the network. For this purpose, information about all network levels 1 .1 ... 1 .7 is transmitted between the control center 2 and components in the network levels 1 .1 ... 1.7. In particular, measured data from measuring points are transmitted to the control center 2 and control data from the control center 2 to individual components of the network. In addition, the communication takes place between adjacent transmission or distribution network levels 1. 1, 1 .3, 1.5, 1.7 and between the transmission or distribution network levels and immediately adjacent voltage transformers in the network levels 1.2, 1.4, 1.6.
  • step 101 define which system is considered (step 101). For example, information about the existing network is obtained from a Network Geographic Information System (GIS). Optionally or additionally, data is read in from a database or supplemented manually.
  • GIS Network Geographic Information System
  • the selected components are selected in a manner known per se via a graphical user interface, for example by marking the parts of the network to be structured. It is also possible to define the system via network level, for example by restricting it to certain network levels, or because of other technical characteristics. For example, the entire section of the network which is operated by a specific network operator can be structured. However, network-structure structuring and the structuring of a subarea of the network are also readily possible. It is determined in a second step 102, which variables are adjustable in the system.
  • GIS Network Geographic Information System
  • controllable variables those are then selected which are actually to be regulated in the context of structuring (step 103). Basically, a few, a larger number or even all controllable sizes can be selected.
  • Each class represents a network section (i.e., a contiguous area of the network with associated network components) that has certain characteristics regarding measures and range of measurement, and possibly controllability. It should be noted that a class may possibly represent only a single network component.
  • the considered network section can then be mapped by a selection of instances of the existing classes interconnected in an output topology. If this is initially not possible when using existing classes from a class library, it is possible to define additional classes. However, it is not mandatory that the entire network is mapped with instances of defined classes. Unmapped components and network sections would in this case be conventionally regulated and not autonomously operated or combined into autonomously operated functional groups.
  • the target ranges of the variables to be controlled are then defined; In principle, this information can also be automatically taken from a library.
  • Certain classes or combinations of classes can already be identified as self-sufficient functional groups based on predefined criteria (eg with regard to the expected frequency of external control requirements).
  • the target operation of the regression variables defines the rules, possible actions and the information needed to be able to check whether the triggering criteria for the actions are fulfilled.
  • the limits which are to be observed with regard to the operating parameters in the setpoint mode are determined in step 105
  • an orientation to existing components and / or standards (such as maximum allowable power for a cable) or about - in the case of a new building - on the connection system and a requested maximum power.
  • actions are defined (or taken from an existing action library) (step 1 06).
  • an action comprises one or more measures, in particular the activation of an actor and / or the dispatch of a message to other components.
  • the actions are assigned to the individual instances. If actions are defined that affect several instances (especially different classes), actions can also be assigned to specific combinations of (interconnected) instances. Subsequently, it is determined which information must be provided in order to be able to carry out the regulation at all (step 107). This defines the quantities to be measured and the calculable quantities.
  • Control processes ultimately involve the determination of one or more measurands, the processing for determining the one to be taken Action (s) and execution of the action up to influencing the controlled variable.
  • the distribution of the components involved in the network and the time required for the processing of the measured quantities results in a certain information transfer time. This is determined and compared with a maximum allowable information transmission time (step 1 09). The latter does not have to be the same for all control processes because certain regulations must be faster than others if the operation of the network is not to be adversely affected.
  • Analogous to the measured quantities it is also possible to determine to what extent the selection and the topology of the network components can be changed. For example, you can do an optimization that is limited to the dynamic quantities, or the possible changes to the infrastructure can be limited to the addition of specific actuators and sensors.
  • the physically possible smallest information latencies are determined (step 1 1 0).
  • This allows the immediate elimination of certain scenarios that are incompatible with the required latencies, eg.
  • the real-time control of a smart grid by means of smart meters if "real-time” is in the range of seconds, or if the data transmission takes place only once a day (eg from the household meter) and "real-time" means a maximum of 10 minutes.
  • the network is then numerically optimized taking into account the permissible transmission times (step 1 1 1).
  • different approaches known per se can be pursued, also in combination.
  • a (non-linear) numerical optimization of a target function is made, in which the relevant criteria are incorporated.
  • limits can be included as constraints in the objective function, eg. B. by means of Lagrange multipliers.
  • the criteria are usually both technical and economic.
  • the optimization can be carried out with a view to the widest possible decentralization of the network, as it is expected that in such a case the operational safety (namely the robustness against local disturbances) will be maximized.
  • the optimization is thus followed by a summary of several (even typically not locally controllable) instances including associated actions (and triggering criteria) into local function groups.
  • the addition of the existing infrastructure with additional components can also be checked directly in the context of numerical optimization. If, on the other hand, an optimization with regard to the dynamic quantities is initially carried out, it can be checked on the basis of the specified actions in the event of a rule violation whether the necessary infrastructure, in particular sensors and actuators, already exists. Alternatively, after determining the desired operation, it is possible to consult which actions are possible or automatically calculate which function groups are physically possible and, if a technology or a product with characteristic values is stored (for example, based on a GIS), which actions are necessary. If the technology or product information is not immediately available, the comparison takes place in an advisory capacity, whereby hypotheses can be tested for their feasibility using the method according to the invention.
  • step 101 it is stipulated that all consumers should be considered at network level 1.7, ie in the low-voltage grid.
  • the power through voltage and maximum currents as well as the frequency can be regulated here as dynamic quantities.
  • the energy demand at network level 1.7 is to be limited by controlling phase currents and voltages in compliance with the European standard EN 501 60. This can be useful, for example, when peak load times are expensive, because energy has to be purchased at unfavorable prices, or when materials such as cables reach their operational limits and threaten property damage, personal injury or power outages.
  • step 1 04 consumers are classified according to minimum and maximum currents and voltages, for example in private households with operating voltages of 230 V and maximum currents of 100 A and companies with operating voltages. voltages of 400 V and higher maximum currents.
  • Step 1 05 defines the target operation, in this case in compliance with EN 50160 and the limitation of the maximum power.
  • all consumers are equally limited, approximately to 80% of the maximum current.
  • the voltage can be taken into account.
  • the power limitation can be based on a connection branch of a transformer station and the maximum power of the connected consumers can be adjusted based on the total power.
  • actions are now defined. These include in particular the limitation of the current when exceeding the maximum current determined according to step 105.
  • Step 107 specifies the information needed to implement the rule task.
  • these are the currents of the house connections, in the extended version also the voltages and in the variant of the string-related power limitation the calculated sum of the current line power. Accordingly, it is identified which measured variables can be used and whether additional measuring points are needed or advantageous (step 1 08).
  • Step 109 includes the determination of the maximum allowed time for information transmission per control process. This could be chosen in the present case, depending on the infrastructure and costs in seconds but also minutes range. The determination of the physically possible information latency time after step 1 10 can be neglected in the present case. In a classical architecture, in which control processes for such limitations should take place on the basis of a central control center, this step would be necessary - a locally optimized power limitation would be depending on the solution only with considerable effort or not possible.
  • Step 1 1 1 includes the optimization of the existing network according to the above steps. In the present case, a numerical optimization is possible, but not mandatory. It can take place here manually or automatically a comparison with a network topology or a measurement infrastructure. If necessary after a cost analysis, smart meters with corresponding measuring capabilities and / or actuators for retrofitted or network reinforcements made. The resulting orders and assembly orders can be made via an automated logistics interface.
  • the entire network is determined, which is operated by a network operator.
  • the available electrical energy through renewable energy sources is regulated by its limitation to a maximum. This maximum can also be dynamic, locally optimized or both. 3. Individual energy values arise without further ado from the performance values:
  • the maximum time to the effect of a control action is the time until the earliest possible occurrence of a cable fire or device malfunction, for P m - m a maximum tolerated time for fault messages be respected.
  • the required information transfer time is calculated as follows: inin - ⁇ Measurement ⁇ D / Conversion 2 -transmission Algorithm ctor Based on this information then follows the evaluation of the various possible solutions, for example, to find out whether it makes more sense to control by means of a microprocessor and an actuator to perform the component itself or whether a control in a transformer station is more appropriate. In addition to technical criteria (eg with regard to the operational safety of the network), economic criteria (eg with regard to conversion and operating costs) also play a role in this assessment.
  • a network structured according to the method consists of a multiplicity of self-operating, preferably also optimizing and waiting, functional groups.
  • the network may consist partly or entirely of such functional groups.
  • Such a network 1 1 is shown schematically in FIG. It is still in the known network levels 1 1. 1 ... 1 1 .7, which the network levels 1. 1 ... 1 .7 in the figure 1 correspond.
  • the Leit ⁇ station 2 is still available, but is only exceptionally, in not controllable with the presented method cases needed.
  • a fault management 1 3 is provided which is used when an event can not be resolved in a local function group or at a lower network level. Information is given priority within the transmission or distribution network levels 1 1.
  • FIG. 4 shows a block diagram of a system with which the method according to the invention for operating a network for electrical energy can be carried out.
  • the network 1 1 is constructed as shown in FIG.
  • the system comprises a central computer unit 20, on which the inventive method for operating the network 1 1 runs.
  • the computer unit 20 is connected to a network-related geographical information system (GIS) 2 1.
  • GIS geographical information system
  • the computer unit 20 is also connected to a logistics interface 22, via which additional network components or spare parts can be requested automatically.
  • the computer unit 20 is connected to a maintenance interface 23, via which maintenance services for maintenance, troubleshooting or repair can be requested.
  • the computer unit continues to communicate with the control center 2 and the fault management 13.
  • FIG. 4 Several local function groups are defined in the individual network levels or network level.
  • three such functional groups 30.1, 30.2, 30.3 are shown by way of example.
  • Two of the function groups 30.1, 30.2 are arranged in the network level 1 1.7, another functional group extends over the network levels 1 1.5-1 1.7 and includes u. a. a transducer 1 1.6.
  • Each of the functional groups 30.1... 3 comprises a control unit 31 (symbolized by a rectangle). 1, 31.2, 3 1.3. Also present in each of the illustrated functional groups 30. 1... 3 is at least one sensor unit 32. 1, 32. 2, 32. 3 (symbolized by a circle), which measures one or more relevant variables and sends it to the corresponding control unit 31. 3 transmitted. Furthermore, at least one actuator 33.2, 33.3 (symbolized by a square) is present in two of the three functional groups 30.2, 30.3 shown, by means of which the functioning of the respective functional group 30.2, 30.3 can be influenced by the respective control unit 31.2, 31.3. The control units 31. 1, 31.2 of the two local function groups 30.
  • control unit 3 1. 1 of the local function group 30. 1 is also connected to the control unit 3 1.3 of the network level crossing local function group 30.3. The latter in turn can exchange data with the fault management 13.
  • the compounds shown are to be understood as examples.
  • the representation does not mean that (direct) physical connections must exist between the named components, the data exchange can take place for example via a bus system or a central router.
  • the data exchange can take place for example via a bus system or a central router.
  • it is relevant which actions are assigned to the individual function groups 30. 1 ... 3.
  • a one- or two-way data exchange with other function groups or components can be made possible.
  • the inventive method for structuring the network can be applied to a number of problems, for. B. it can be used to prioritize the consumption of locally available energy, eg. B. of energy that is generated by photovoltaic systems. As a result, the transport of energy can be reduced. The expected dynamics in the network in terms of the power to be transmitted is thereby reduced, and the design of the network can also meet correspondingly reduced requirements.
  • a minimum schedule for power plants at network level 1 and rules for violations of the desired operation can be defined.
  • information is sent to an external system (control center, fault management).
  • Information for the operation can correspond to measured rule violations from other function groups, wherein the action of the measuring function group which is executed when a corresponding trigger criterion (eg a frequency disturbance) is reached sends an information to the receiving function group (eg at network level 1 ).
  • a trigger criterion eg a frequency disturbance

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Abstract

Bei einem Verfahren zur Strukturierung eines vorhandenen Netzes (11) zur Verteilung von elektrischer Energie, wobei das Netz (11) als Netzkomponenten mindestens Quellen, Lasten, Leitungen, Sensor-, Schalt- und Wandlerkomponenten umfasst, die in einer Ausgangstopologie miteinander verschaltet sind, werden anhand von Eigenschaftsgrössen der Netzkomponenten und vorgebbaren Regelgrenzen die Netzkomponenten in einer Mehrzahl von lokalen, sich selbst regelnden Funktionsgruppen (30.1, 30.2, 30.3) zusammengefasst. Jeder lokalen Funktionsgruppe (30.1, 30.2, 30.3) werden Regelprozesse zugeordnet, welche Aktionen umfassen, welche beim Erreichen von Auslösekriterien zur Einhaltung der Regelgrenzen ausgeführt werden. Das Verfahren führt - ausgehend von einem vorhandenen Netz zur Verteilung von elektrischer Energie - zu einem hinsichtlich der Regelung neu strukturierten Netz, welches in Bezug auf die Regelung auf eine hierarchische Struktur soweit möglich verzichtet und stattdessen aus lokalen, sich im Normalbetrieb selbst regelnden Funktionsgruppen (30.1, 30.2, 30.3) aufgebaut ist. Dadurch ergibt sich unter anderem eine Reduktion der Fehleranfälligkeit und dadurch Erhöhung der Betriebs- und Versorgungssicherheit.

Description

Verfahren zur Strukturierung eines vorhandenen Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie
Technisches Gebiet
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Strukturierung eines vorhandenen Netzes zur Ver- teilung von elektrischer Energie, wobei das Netz als Netzkomponenten mindestens Quellen, Lasten, Leitungen, Sensor-, Schalt- und Wandlerkomponenten umfasst, die in einer Ausgangstopologie miteinander verschaltet sind. Die Erfindung betrifft weiter ein Verfahren zum Betreiben eines gemäss dem Verfahren zur Strukturierung strukturierten Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie. Stand der Technik
Netze zur Verteilung von elektrischer Energie (Stromnetze) umfassen ein Netzwerk von elektrischen Leitungen (namentlich Freileitungen und Erdkabel) und weitere Netzkomponenten, die mit den Leitungen in einer bestimmten Topologie miteinander verschaltet sind. Die weiteren Netzkomponenten umfassen Quellen, z. B. die Generatoren von Kraftwerken oder Zwischenspeicher wie z. B. Batterien, Lasten (Verbraucher), Sensorkomponenten zum Erfassen von Betriebsparametern des Netzes (Spannungen, Frequenz, Ströme, Leistungen, Temperaturen usw.), Schaltkomponenten zum Verbinden und Trennen von Komponenten oder Netzabschnitten sowie Wandlerkomponenten, z. B. Transformatoren, beispielsweise zum Verändern der Spannung.
Die Topologie ist in mehrere Netzebenen gegliedert. Ausgehend von einem Erzeuger wie einem Kraftwerk erfolgt die weiträumige Verteilung zunächst über ein Übertragungsnetz mit Höchstspannung (z. B. 380 bzw. 220 kV). Über Unterwerke mit Transformatoren sind überregionale Verteilnetze mit Hochspannung (z. B. 36-150 kV) angeschlossen, an diese über weitere Transformatoren wiederum regionale Verteilnetze mit Mittelspannung (z. B. 1- 36 kV). Über weitere Transformatoren erfolgt dann der Anschluss des lokalen Verteilnetzes mit Niederspannung (z. B. 400 V - 1 kV), welches (ggf. über Transformatorenstationen) zu den Hausanschlüssen und damit zum Endverbraucher (u. a. Privathaushalte, Industrie-, Gewerbe- und Landwirtschaftsbetriebe) führt. Die spezifische Topologie mit den im Netz vorhandenen Komponenten ist historisch gewachsen, in Abhängigkeit der Standorte und Leistungen der Erzeuger (Kraftwerke) und der Verbraucher. Änderungen an der Topologie erfordern in der Regel zusätzliche bzw. anders verlaufende oder dimensionierte elektrische Leitungen und sind deshalb aufwendig.
In den letzten Jahren haben sich - insbesondere aufgrund des Aufkommens lokaler Erzeu- ger wie z. B. Photovoltaik-Anlagen - die Anforderungen an das Stromnetz gewandelt. Es dient nicht mehr nur zur hierarchischen Verteilung von elektrischer Energie "von oben" (d. h. vom Kraftwerk) "nach unten" (d. h. zu den Verbrauchern), sondern die Stromflüsse können je nach Produktionsbedingungen (z. B. Sonneneinstrahlung) und Verbrauchsmuster unterschiedlich verlaufen. Die Steuerung bzw. Regelung des Netzes, welche einen sicheren Betrieb zum Ziel hat und namentlich sicherstellen soll, dass vorgegebene Regelgrenzen (z. B. hinsichtlich Frequenz, Spannung, Strom) eingehalten werden, ist in der Regel weiterhin hierarchisch organisiert, was bedeutet, dass die Anforderungen stark gestiegen sind und häufigere Eingriffe not- wendig sind, um die Betriebssicherheit zu erhalten. Um insbesondere verbraucherseitig weitere Informationen zu erlangen, welche in die Steuerung bzw. Regelung einfliessen können, werden heute vermehrt so genannte "Smart Meter" eingesetzt, welche Informationen, namentlich Verbrauchsinformationen, direkt bei den Verbrauchern erfassen und über ein Kommunikationsnetz an übergeordnete Einrichtungen des Netzes, z. B. eine Leit- stelle, übertragen.
Bei dieser übergeordneten Stelle fällt so eine grosse Datenmenge an, welche innert kurzer Frist verarbeitet werden muss. Die Auswahl der im untergeordneten Netzabschnitt zu treffenden Massnahmen ist komplex, und bei Fehlern in der Übermittlung der Messsignale von den Smart Metern (und anderen Sensorkomponenten) zur übergeordneten Stelle bzw. der Steuersignale zurück zu den Komponenten im Netz drohen Betriebsstörungen.
Die Hinzufügung zusätzlicher Komponenten (z. B. grössere Photovoltaik- oder Wind- Anlagen oder Blockheizkraftwerke) kann das Verhalten eines Netzabschnitts massgeblich verändern, was umfangreiche Anpassungen an den ohnehin komplexen Steuer- und Regelprozessen erfordert. Wegen der Latenzzeiten in der Datenübertragung von den Komponen- ten zur übergeordneten Stelle bestehen physikalische Grenzen, was die Regelbarkeit bei kurzfristigen Ereignissen anbelangt. Es müssen deshalb relativ grosse Reserven (z. B. in Bezug auf den Leitungsquerschnitt) vorhanden sein. Dies beschränkt wiederum die Übertragungskapazität, welche ohne aufwendige Nachrüstungen zur Verfügung gestellt werden kann. Die EP 2 533 396 A2 (Aistom Grid) befasst sich mit einigen der oben genannten Probleme. Sie betrifft intelligente elektrische Verteilnetze und schlägt ein sich über mehrere Ebenen erstreckendes Steuerungssystem für das Verteilnetz vor. Dieses kann u. a. vorsehen, dass jede Ebene des Steuerungssystem als Regelkreis funktioniert, dass redundante topographische Netzwerkstrukturen vorgesehen werden oder dass die Datenverarbeitung und die Steuerung über die Ebenen des Steuerungssystems verteilt werden. Die Druckschrift schlägt ebenfalls vor, Steuerungs- und Datenaspekte auf höhere oder tiefere Ebenen zu verlagern sowie regelbasierte Prozesse vorzusehen, welche den Autonomiegrad der Ebenen steigern. Konkret wird ein Top-Ievel distribution network node Controller (DNNC) vorgeschlagen, welcher in einer hierarchischen Topologie mit DNNC-Komponenten auf tiefe- ren Ebenen zusammenwirkt. Eine DNNC-Komponente auf einer tieferen Ebene kann beispielsweise die Signale eines Smart-Meters empfangen und so den Energieverbrauch eines Geschäftskunden überwachen. Der Top-level DNNC kann beispielsweise vorgeben, dass er nur dann von der DN NC-Komponente auf der tieferen Ebene benachrichtigt werden soll, wenn dieser Energieverbrauch mehr als 10% vom historischen Verbrauch abweicht. So lässt sich der Datenverkehr verringern. Der Top-Ievel DN NC kann beispielsweise die DN NC-Komponente auf der tieferen Ebene anweisen, weitere Komponenten auszuschalten, um eine Überlast zu verhindern o. ä.
Die Druckschrift basiert wesentlich auf der an sich bekannten hierarchischen Struktur der Netzknoten mit den damit verbundenen bekannten Nachteilen. Sie stellt einen Zielzustand dar und offenbart keinen systematischen Ansatz, um von einem existierenden Verteilnetz zu diesem Zielzustand zu gelangen.
Die WO 2014/079605 A 1 (Siemens Aktiengesellschaft) betrifft ein multi-modales Netz, d. h. ein Netz, welches aus mehreren Subnetzen besteht, welche unterschiedliche Ressourcen in der Form von fossilem Brennstoff, elektrischer Energie, Wasser, Wärme und Kälte über Ressourcenverarbeitungseinheiten verteilen. Die Druckschrift betrifft weiter ein Verfahren zur Verteilung von Ressourcen in einem multi-modalen Netz. Es wird vorgeschlagen, Umwandlungseinheiten in die Subnetze zu integrieren, welche Ressourcen eines oder mehrerer Subnetze in eine oder mehrere andere Ressourcen eines oder mehrerer anderer Subnetze wandeln. Weiter sind Ressourcenverarbeitungseinheiten vorhanden, denen jeweils mindestens ein Agent zugeordnet ist, wobei die Agenten derart untereinander vernetzt sind, dass jeder Agent mit anderen Agenten im Netz kommunizieren kann. Die Verteilung der Ressourcen im Netz erfolgt zumindest teilweise basierend auf zwischen den Agenten ausgehandelten monetären Transaktionen. Dadurch soll eine dezentral geregelte, selbstorganisierende Verteilung von verschiedenen Ressourcen im multi-modalen Netz erreicht werden. Eine auf monetären Transaktionen basierende Verteilung von Ressourcen mag in einem multi-modalen Netz sinnvoll sein. Falls eine Verknüpfung mehrerer Netze, die auf unterschiedlichen Ressourcen basieren, nicht vorhanden ist oder wenn der Vernetzungsgrad zwischen Subnetzen relativ gering ist, kann auf die vorgeschlagene Weise aber nicht eine dezentralisierte, robuste Steuerung eines Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie erreicht werden.
Die US 2015/0058061 A 1 (Salama et al.) betrifft ein Verfahren für das Energiemanagement in und die Optimierung von Smart Grids, wobei die verfügbaren lokalen Mittel und Ressourcen derart verwaltet werden, dass die Ziele eines Entscheiders erreicht werden. Dazu wird die Leistung in einem spezifischen Segment überwacht und geregelt, wobei die charakteristischen Eigenschaften des Segments berücksichtigt werden. Das Verhalten eines überwachten Systems wird für eine bestimmte Zeitperiode vorhergesagt, in Abhängigkeit davon wird dann ein gewisser Energiefluss vorgeschlagen, welcher die erwähnten Ziele (z. B. die Minimierung von Treibhausgasen, von Energiekosten, Energieverlusten, In- stallationskosten für zusätzliche Komponenten oder die Maximierung der Stromqualität) erfüllt.
Das vorgeschlagene System setzt voraus, dass sich die stattfindenden Prozesse vorhersagen lassen. Dies erfordert eine aufwendige Modellierung, so dass die Einrichtung und stetige Aktualisierung des Systems mit hohen Kosten verbunden ist. Darstellung der Erfindung
Aufgabe der Erfindung ist es, ein dem eingangs genannten technischen Gebiet zugehörendes Verfahren zur Strukturierung eines vorhandenen Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie zu schaffen, welches sich systematisch auf das vorhandene Netz anwenden lässt und eine hohe Betriebssicherheit bei geringer Störungsanfälligkeit ermöglicht. Die Lösung der Aufgabe ist durch die Merkmale des Anspruchs 1 definiert. Gemäss der Erfindung werden anhand von Eigenschaftsgrössen der Netzkomponenten und vorgebbaren Regelgrenzen a) die Netzkomponenten in einer Mehrzahl von lokalen, sich selbst regelnden Funktionsgruppen, zusammengefasst, und b) jeder lokalen Funktionsgruppe Regelprozesse zugeordnet, welche Aktionen umfassen, welche beim Erreichen von Auslösekriterien zur Einhaltung der Regelgrenzen ausge- führt werden.
Das erfindungsgemässe Verfahren dient also dazu, ein vorhandenes Netz zur Verteilung von elektrischer Energie im Hinblick auf dessen Regelung in lokale Funktionsgruppen zusammenzufassen und diesen Regelprozesse zuzuordnen. Das Ergebnis des Verfahrens umfasst somit eine Aufstellung der Funktionsgruppen mit den jeweiligen Netzkomponen- ten sowie eine Aufstellung der Regelprozesse mit ihrer Zuordnung zu den Funktionsgruppen. Das Ergebnis kann weitere Informationen umfassen, wie weiter unten ausgeführt wird.
Ein "vorhandenes Netz" kann ein Abschnitt eines grösseren Netzes sein. Grundsätzlich kann der Nutzer den Anwendungsbereich des Verfahrens, d. h. welche Netzkomponenten überhaupt berücksichtigt werden sollen, festlegen.
Eine "Quelle" im Sinn des erfindungsgemässen Verfahrens kann ein Generator, eine (Strom abgebende) Batterie oder ein anderer Energiespeicher oder einfach ein "Eingang" des betrachteten Netzes bzw. Netzabschnitts sein. "Lasten" im Sinn des Verfahrens sind Verbraucher, Batterien oder andere Energiespeicher im Ladebetrieb oder einfach ein "Aus- gang" des betrachteten Netzes bzw. Netzabschnitts. Je nach Betriebszustand des Netzes können gewisse Netzkomponenten zeitweise Quellen oder Lasten darstellen. Ebenfalls existieren Netzkomponenten, die mehrere Funktionen (z. B. Last und Sensorkomponente, Quelle und Wandlerkomponenten usw.) in sich vereinigen.
Bei den genannten Eigenschaftsgrössen handelt es sich beispielsweise um Kabel- Durchmesser und Leitungslängen, Transformatoren-Leistungen oder Kurzschluss-Ströme. Die Regelgrenzen entsprechen insbesondere Sollbetriebsbereichen, wobei zur Sicherstellung eines Betriebs im Sollbetriebsbereich der Wert einer Regelgrenze, welche dieselbe Grösse betrifft wie der Sollbetriebsbereich, nicht zwingend mit der Grenze des Sollbetriebsbereichs identisch sein muss. Um eine ausreichend frühe Reaktion sicherzustellen, kann beispielsweise die Regelgrenze bereits erreicht sein, bevor der Sollbetriebsbereich verlassen wird.
Eine lokale Funktionsgruppe im Sinn des erfindungsgemässen Verfahrens wird durch miteinander gemäss einer Topologie verschaltete Komponenten gebildet, wobei im Extremfall auch eine einzelne Netzkomponente eine Funktionsgruppe bilden kann. "Lokal" bedeutet in diesem Zusammenhang nicht zwingend, dass sich alle Komponenten einer Funktionsgruppe innerhalb eines bestimmten räumlichen Bereichs befinden müssen. Werden bei der Zusammenfassung von Netzkomponenten zu Funktionsgruppen die Latenzzeit der Informationsübertragung und die Distanz, über welche Informationen übertragen werden müssen, berücksichtigt, dürfte dies jedoch in der Regel dazu führen, dass sich alle lokalen Funktionsgruppen auf jeweils relativ kleine geografische Gebiete beschränken. In der Regel wird eine Funktionsgruppe keine "Löcher" und keine vom Rest der umfassten Netzkomponenten isolierten Bereiche umfassen. Bei der Topologie, gemäss welcher die Komponenten der lokalen Funktionsgruppe verschaltet sind, handelt es sich insbesondere um die Ausgangs- topologie. Falls das Verfahren Änderungen an der Topologie vorschlägt, kann es sich auch um eine Ergebnistopologie handeln, die von der Ausgangstopologie unterschiedlich ist.
Funktionsgruppen können grundsätzlich ineinander verschachtelt sein, wobei eine innere Funktionsgruppe als Netzkomponente der äusseren Funktionsgruppe betrachtet werden kann. Die lokalen Funktionsgruppen regeln sich im Normalbetrieb selbst. Werden die Auslösekriterien erreicht, können durch jeweilige Aktionen der Regelprozesse Massnahmen ausserhalb der jeweiligen Funktionsgruppe ausgelöst werden. Die Regelprozesse können weitere Aktionen vorsehen, welche nur funktionsgruppenintern wirken. Grundsätzlich bezeichnet der Begriff "Regelprozess" dabei sowohl Eingriffe in den Betrieb von Netzkompo- nenten als auch das Senden bestimmter Informationen von einer Netzkomponente an bestimmte andere Netzkomponenten (derselben Funktionsgruppe, einer anderen Funktionsgruppe oder einer über- bzw. nebengeordneten Stelle).
Ein Auslösekriterium wird in seiner einfachsten Form durch einen vorgegebenen Wert einer Grösse gebildet und durch eine Angabe, ob das Kriterium erfüllt ist, wenn der Wert einer Eingangsgrösse (z. B. einer Messgrösse) über- bzw. unterschritten ist. Ein Auslösekriterium kann aber auch durch eine Bereichsangabe definiert sein oder auf einer komplexeren Funktion beruhen, die insbesondere auch logische (boolesche) Operatoren einschliesst. Ein Auslösekriterium kann sich auf einen aktuellen Wert der Eingangsgrösse oder mehrerer Eingangsgrössen beziehen, oder es wird ein gewisses vergangenes Zeitintervall berücksichtigt. Auslösekriterien können zudem nicht nur von den der jeweiligen Regelgrenze zugeordneten Grössen abhängig sein, sondern auch von einer Änderungsrate solcher Grössen (also namentlich der zeitlichen Ableitung). So kann ein schneller Anstieg oder ein schnelles Absinken einer Grösse bereits anzeigen, dass Handlungsbedarf besteht, bevor die Regelgrenzen erreicht werden.
Die Zusammenfassung in lokalen Funktionsgruppen gemäss Schritt a) und die Zuordnung von Regelprozessen gemäss Schritt b) muss nicht zwingend in der Reihenfolge a) - b) ablaufen. Insbesondere können die Schritte im Rahmen des erfindungsgemässen Verfahrens iterativ durchgeführt werden, z. B. wenn im Rahmen des Schritts b) festgestellt wird, dass eine gemäss dem vorangehenden Schritt a) vorgesehene Zusammenfassung in eine Funktionsgruppe zu Problemen bei der Einhaltung der Regelgrenzen führt.
Das erfindungsgemässe Verfahren führt - ausgehend von einem vorhandenen Netz zur Verteilung von elektrischer Energie - zu einem hinsichtlich der Regelung neu strukturierten Netz, welches in Bezug auf die Regelung auf eine hierarchische Struktur soweit möglich verzichtet und stattdessen aus lokalen, sich im Normalbetrieb selbst regelnden Funktionsgruppen aufgebaut ist. Weil die Funktionsgruppen des strukturierten Netzes soweit möglich autonom arbeiten und Informationen nur dann über weitere Strecken übertragen werden müssen, wenn Auslösekriterien erreicht werden und entsprechende Aktionen ausgelöst werden bzw. wenn weitere Informationen in einer Funktionsgruppe erhoben werden und standardmässig (auch) in anderen Funktionsgruppen benötigt werden, ergibt sich eine Minimierung des übertragenen Datenvolumens. Es werden auch nur diejenigen Informationen erhoben, welche für den Betrieb benötigt werden. Eine zusätzliche Erhebung und Übertragung von umfangreichen Informationen zu Vorhersagezwecken ist nicht notwendig.
Wegen der reduzierten übertragenen Datenmenge und der geringeren Abhängigkeit jeder Funktionsgruppe von gruppenfremden Daten ist das Netz schwerer anzugreifen, und das Risiko von Problemen aufgrund von Störungen in der Informationsübertragung wird reduziert. Weiter wird der Energiebedarf für die Verwaltung des Netzes reduziert.
Durch die lokale Regelung werden zudem Probleme aufgrund von Latenzzeiten in der Datenübertragung minimiert. Dadurch ergibt sich ebenfalls eine Erhöhung der Betriebs- und Versorgungssicherheit.
Durch die Vorgabe von Regelgrenzen und daran gekoppelte Auslösekriterien wird sichergestellt, dass bei einem drohenden Problem ausgehend von derjenigen Stelle des Netzes, an welcher sich das Problem manifestiert, stets und sofort reagiert wird. Auch dies erhöht die Betriebssicherheit und stellt die Netzqualität sicher. Weil das erfindungsgemässe Verfahren auf dem vorhandenen Netz und dessen bekannten Parametern basiert, ergibt sich unmittelbar, welche Sensorik, Aktorik und Intelligenz wo nachgerüstet oder aktiviert werden muss und welche Kosten damit verbunden sind. Für den Anwender wird unter anderem auch systematisch geklärt, ob und wo sich der Einsatz der lokalen Funktionsgruppen rechnet und in welchem Ausführungsgrad die Anpassungen sinnvollerweise umgesetzt werden.
Zusätzliche Infrastrukturkomponenten sowie unnötige Informationsübertragungen lassen sich vermeiden, soweit dies mit der Einhaltung der Regelgrenzen (und gegebenenfalls weiteren vorgegebenen Kriterien) vereinbar ist.
Das erfindungsgemässe Verfahren kann grundsätzlich auf die statische und die dynami- sehe Optimierung angewandt werden. Durch die Bestimmung des autonomen Regelbetriebs kann es auch den dynamischen Einkauf von Energie erleichtern, weil durch die Vorgabe der Regelgrenzen (z. B. erlaubte Leistungen) gewisse Unsicherheiten reduziert werden.
Das Verfahren kann eingesetzt werden, um systematisch im Wesentlichen das gesamte Netz durch die Aufteilung in die sich selbst regelnden Funktionsgruppen laufend zu automatisieren und energieeffizient zu betreiben.
Bei einem Verfahren zum Betreiben des gemäss des erfinderischen Verfahrens strukturierten Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie wird in den lokalen Funktionsgruppen mittels Sensorkomponenten überwacht, ob Auslösekriterien erreicht werden; bei Erreichen eines Auslösekriteriums wird eine der der jeweiligen Funktionsgruppe zugeordneten Aktionen zur Einhaltung der Regelgrenzen ausgeführt.
Grundsätzlich kann im Rahmen des Betriebs die aktuelle Strukturierung des Netzes in loka- le Funktionsgruppen periodisch oder laufend überprüft werden. So wird umgehend erkannt, ob aufgrund geänderter Rahmenbedingungen eine Änderung der Aufteilung in Funktionsgruppen und/oder eine Anpassung der Regelprozesse sinnvoll wäre. Eine solche Änderung kann dann zu einem geeigneten Zeitpunkt umgesetzt werden.
Mit Vorteil wird im Rahmen des erfindungsgemässen Verfahrens zur Strukturierung des Netzes eine potenzielle lokale Funktionsgruppe definiert. Anschliessend erfolgt eine Prüfung, ob die potenzielle lokale Funktionsgruppe unter Einhaltung der vorgebbaren Regelgrenzen lokal regelbar ist. Wird festgestellt, dass die lokale Regelbarkeit gegeben ist, wird die potenzielle lokale Funktionsgruppe akzeptiert. Ergibt sich eine fehlende lokale Regelbarkeit, wird die potenzielle lokale Funktionsgruppe durch weitere Netzkomponenten erweitert.
Die Prüfung auf lokale Regelbarkeit kann beispielsweise anhand einer Simulation erfolgen. Es ist alternativ oder ergänzend auch möglich, einen Vergleich mit hinterlegten Mustern durchzuführen, wobei die Muster insbesondere häufige Kombinationen mehrerer Komponenten mit bestimmten Eigenschaften repräsentieren. Es sind verschiedene Kriterien für die lokale Regelbarkeit möglich; bevorzugt wird von einer lokalen Regelbarkeit ausgegangen, wenn die erwartete Häufigkeit eines nicht-lokalen Eingriffs einen bestimmten Schwellenwert unterschreitet. Dieser Schwellenwert kann je nach Netzebene, Grösse der potenziellen lokalen Funktionsgruppe, Verfügbarkeit der nicht-lokalen Eingriffe und/oder anderen Einflussfaktoren unterschiedlich gewählt werden. Mit Vorteil erfolgt die Erweiterung durch weitere Netzkomponenten, die bereits im Netz vorhanden sind. Es kann sich dabei um Netzkomponenten handeln, die noch keiner lokalen Funktionsgruppe zugeteilt sind, oder es werden mehrere Funktionsgruppen verschmolzen. Ist eine Erweiterung mit vorhandenen Komponenten nicht möglich, werden zusätzliche Komponenten vorgeschlagen, wobei mit Vorteil ein Vorschlag für die Art und Spezifikationen der jeweiligen Komponente und für deren bestmögliche Positionierung im Netz erfolgt.
Zur Zusammenfassung in lokale Funktionsgruppen sind andere Verfahren anwendbar. So kann anstelle einer Definition einer potenziellen Funktionsgruppe und einer anschliessen- den Prüfung auf Regelbarkeit ein gesamter Abschnitt des vorhandenen Netzes testweise in mehrere Funktionsgruppen aufgeteilt werden, wonach die Aufteilung durch ein geeignetes Verfahren optimiert wird. Derartige Verfahren schliessen insbesondere evolutionäre Algorithmen oder MCMC(Markov-Chain-Monte-Carlo)-Algorithmen ein. Grundsätzlich ist es auch möglich, Machine-Learning-Methoden einzusetzen, namentlich um Muster zu erken- nen oder Erkenntnisse aus einer manuellen Strukturierung eines Netzabschnitts auf andere Abschnitte zu übertragen.
Vorzugsweise umfassen die Aktionen lokale Aktionen, welche einen Betrieb der Komponenten der jeweiligen lokalen Funktionsgruppe beeinflussen, sowie nicht-lokale Aktionen, welche eine Übermittlung von Daten an eine andere lokale Funktionsgruppe oder eine funktionsgruppenübergreifende Leitstelle umfassen. Nicht-lokale Aktionen lassen sich wiederum in zwei Klassen aufteilen, nämlich: a) Aktionen, die im Wesentlichen lediglich einen Regelbedarf an eine vorgegebene Stelle ausserhalb der lokalen Funktionsgruppe weitergeben; diese Stelle ist dann dafür zuständig, den Regelbedarf der lokalen Funktionsgruppe mit adäquaten Massnah- men zu decken; bei der Stelle kann es sich um eine Komponente einer anderen lokalen Funktionsgruppe oder um die erwähnte funktionsgruppenübergreifende Leitstelle handeln; sowie b) Aktionen, die an einer vorgegebenen Stelle ausserhalb der lokalen Funktionsgruppe eine vorgegebene Massnahme auslösen. Werden Aktionen des Typs b) definiert, ist darauf zu achten, dass dadurch nicht die betroffene andere lokale Funktionsgruppe destabilisiert wird, da dies im Extremfall eine Kaskade ("Domino-Effekt") auslösen könnte, über welche sich eine Störung in weitere Bereiche des Netzes fortpflanzt. Nicht-lokale Aktionen zur Übermittlung von Daten an eine andere lokale Funktionsgruppe bzw. an die funktionsgruppenübergreifende Leitstelle können schrittweise ausgelöst werden. So können beispielsweise zunächst Daten an die andere Funktionsgruppe übermittelt werden. Führt dies nicht innert einem vorgegebenen Zeitintervall zum Einhalten der ent- sprechenden Regelgrenze, folgt eine Übermittlung an die funktionsgruppenübergreifende Leitstelle. So wird eine zusätzliche Sicherheitsebene geschaffen und gleichzeitig sichergestellt, dass die Regelung des Netzes stets so lokal wie möglich erfolgt und die Leitstelle nur herangezogen wird, wenn es tatsächlich notwendig ist.
Mit Vorteil wird ein Bedarf für zusätzliche Netzkomponenten zur Schaffung zusätzlicher lokaler Funktionsgruppen und/oder zur Sicherstellung der vorgebbaren Regelgrenzen ermittelt.
Mit Hilfe zusätzlicher lokaler Funktionsgruppen lässt sich eine stärkere Dezentralisierung des Netzes erreichen. Die zusätzlichen Netzkomponenten schliessen insbesondere Sensoren und Aktoren ein. Die Sensoren werden insbesondere benötigt, um die Einhaltung der Regelgrenzen in der jeweiligen lokalen Funktionsgruppe adäquat zu überwachen. Aktoren werden insbesondere benötigt, um die notwendigen Massnahmen im Rahmen der Aktionen der jeweiligen lokalen Funktionsgruppe umzusetzen. Weiter können auch Generatoren, Speicher, Wandlerkomponenten, Leitungen usw. zur Ergänzung vorgeschlagen werden. Die Ermittlung schliesst insbesondere auch spezifischere Angaben zu den Eigenschaften der Komponenten sowie zu deren Platzierung ein.
Alternativ geht das Verfahren nur von den im Netz vorhandenen Komponenten aus und bildet nur diejenigen lokalen Funktionsgruppen, welche mit diesen Komponenten bei Einhaltung der vorgegebenen Rahmenbedingungen möglich sind. Wie weiter unten ausgeführt wird, kann im Rahmen des Verfahrens eine Bewertung verschiedener Ausbauoptionen er- folgen, insbesondere indem im Rahmen einer numerischen Optimierung Kriterien wie Kosten der zusätzlichen Netzkomponenten oder übertragene Datenmengen mit einbezogen werden.
Bei einer bevorzugten Variante des erfindungsgemässen Verfahrens wird ausgehend von der Ausgangstopologie eine Zieltopologie ermittelt. Dies bedeutet, dass im Rahmen des Verfahrens mögliche Änderungen an der Topologie berücksichtigt werden. Ergeben sich durch eine Veränderung der Topologie (also letztlich der Verschaltung der vorhandenen und ggf. von zukünftigen Komponenten) Vorteile, z. B. hinsichtlich der Netzsicherheit oder der Betriebskosten, wird eine Änderung der Topologie vorgeschlagen. Diese wird durch eine Änderung der Verschaltung, ggf. durch Hinzufügen zusätzlicher Leitungen, Schalt- und Wandlereinheiten, umgesetzt.
Alternativ wird die Ausgangstopologie als feststehende Rahmenbedingung betrachtet, die Topologie somit im Rahmen des Verfahrens nicht verändert. Auf Basis der Ausgangstopologie können in diesem Fall beispielsweise die nötigen Komponenten für einen maximal autonomen Betrieb ermittelt werden. Es würde ermittelt, wie viele lokale Funktionsgruppen sich festlegen lassen und welche Sensorik und Aktorik nachzurüsten wäre. Gleichzeitig würde der Aufwand für die Anpassung der Netzinfrastruktur minimiert.
Mit Vorteil umfassen die vorgebbaren Regelgrenzen maximale Latenzzeiten für die Übermittlung von Daten zwischen lokalen Funktionsgruppen und/oder verschiedenen Netz- komponenten. Durch das Einhalten maximaler Latenzzeiten wird sichergestellt, dass die Regelgrenzen innerhalb der notwendigen Frist wieder eingehalten werden. Ferner wird eine möglichst lokale Regelung des Netzes begünstigt.
Mit Vorteil umfasst das Verfahren eine numerische Optimierung einer Zielfunktion zur Zusammenfassung der Netzkomponenten in den lokalen Funktionsgruppen. In der Zielfunkti- on lassen sich systematisch die Nutzen- und Kostenfaktoren berücksichtigen, die mit verschiedenen Arten der Zusammenfassung verbunden sind. Für die numerische Optimierung lassen sich bekannte Verfahren einsetzen, z. B. ein Downhill-Simplex- oder ein Newtonbzw. Gauss-Newton-Verfahren.
Im Rahmen der Zielfunktion lassen sich verschiedene Faktoren berücksichtigen, so dass eine Zusammenfassung in lokale Funktionsgruppen begünstigt wird, die gewisse Ziele bestmöglich erfüllt:
a) so kann die Zielfunktion von einer zwischen Netzkomponenten zur Regelung des Netzes übertragene Datenmenge abhängig sein, wobei die numerische Optimierung eine Minimierung dieser Datenmenge (unter Berücksichtigung anderer Kriterien, z. B. der Netzsicherheit) begünstigt: dadurch wird zum einen ein möglichst lokal geregeltes Netz geschaffen, zum anderen führt eine Reduktion der übertragenen Datenmenge bei einer vorgegebenen Fehlerrate zu einer geringeren absoluten Anzahl an Fehlern;
b) die Zielfunktion kann von Kosten der zusätzlichen Netzkomponenten abhängig sein, wobei die numerische Optimierung eine Minimierung dieser Kosten (unter Berücksichtigung anderer Kriterien, z. B. der Netzsicherheit) begünstigt;
c) die Zielfunktion kann von Kosten einer Anpassung zwischen Ausgangs- und Zieltopo- logie abhängig sein, wobei die numerische Optimierung eine Minimierung dieser Kosten (unter Berücksichtigung anderer Kriterien) begünstigt; d) die Zielfunktion kann von lokalen Preisen für die lokalen Funktionsgruppen (nodal pricing) abhängig sein, wobei die numerische Optimierung eine Minimierung dieser Kosten begünstigt.
Mit Vorteil umfasst das vorhandene Netz mindestens Komponenten in zwei benachbarten der folgenden Netzebenen:
a) Höchstspannungsnetz;
b) Hochspannungsnetz;
c) Mittelspannungsnetz; und
d) Niederspannungsnetz.
Es wird also ein Netzabschnitt strukturiert, welcher mehr als eine einzige Netzebene umfasst. Dadurch ergibt sich eine höhere Flexibilität bei der Aufteilung in lokale Funktionsgruppen. Generell können in demselben Netz sowohl lokale Funktionsgruppen erzeugt werden, die Komponenten nur einer Netzebene umfassen als auch solche, die Komponenten von zwei oder gar mehr Netzebenen umfassen. Grundsätzlich ist ein erfindungsgemäs- ses Verfahren aber auch in einem Netzabschnitt durchführbar, welcher sich nur in einer Netzebene erstreckt. Bei einer bevorzugten Variante des Verfahrens werden die Eigenschaftsgrössen der Netzkomponenten und/oder die Ausgangstopologie von einem geografischen Informationssystem (GIS) empfangen. Die für die Strukturierung notwendigen Informationen zum betrachteten Netzabschnitt können so auf einfache Weise und mit bestmöglicher Aktualität be- schafft werden. Ferner lässt sich das Verfahren gestützt auf ein laufend aktualisiertes GIS regelmässig auf den Netzabschnitt anwenden, so dass eine laufende, den örtlichen Gegebenheiten angepasste Strukturierung erhalten wird.
Im Rahmen des Verfahrens zum Betreiben eines erfindungsgemäss strukturierten Netzes erfolgt bevorzugt eine Erkennung von Wartungsbedarf, und Wartungsdienste werden au- tomatisch angefordert. Wartungsbedarf wird beispielsweise anhand einer erhöhten Häufigkeit der Überschreitung von Regelgrenzen oder eines vermehrten Aufrufs von nicht-lokalen Aktionen erkannt. Die automatische Anforderung von Wartungsdiensten kann über gängige Kommunikationskanäle (z. B. E-Mail) oder über eine integrierte Softwareumgebung (z. B. SAP® ERP) erfolgen. Bevorzugt werden automatische Bestellvorgänge über eine Logistikschnittstelle ausgelöst. Dies kann sowohl bei der Strukturierung des Netzes (z. B. beim Bedarf für zusätzliche Komponenten) als auch während des nachfolgenden Betriebs des Netzes (z. B. im Rahmen der Wartung oder bei geänderten Rahmenbedingungen) erfolgen.
Ist ein netzbezogenes GIS eingebunden, können die Topologie, die Zusammenfassung in Funktionsgruppen und die vorhandenen Komponenten laufend überprüft und optimiert werden. Gemäss gewünschter Optimierung können benötigte Komponenten, wie z. B. Ak- torik, laufend mittels Logistikschnittstelle nachgerüstet werden. Dieses Vorgehen ermöglicht neben einen autonomen Betrieb auch die selbstständige Wartung des Netzes.
Die erfindungsgemässen Verfahren zum Strukturieren und zum Betreiben des Netzes wer- den insbesondere mit Hilfe eines Computerprogramms auf einem geeigneten Rechner durchgeführt.
Aus der nachfolgenden Detailbeschreibung und der Gesamtheit der Patentansprüche ergeben sich weitere vorteilhafte Ausführungsformen und Merkmalskombinationen der Erfindung. Kurze Beschreibung der Zeichnungen
Die zur Erläuterung des Ausführungsbeispiels verwendeten Zeichnungen zeigen:
Fig. 1 Eine schematische Darstellung eines vorhandenen Verteilnetzes für elektrische Energie mit zentraler Steuerung; Fig. 2 ein Flussdiagramm eines erfindungsgemässen Verfahrens;
Fig. 3 eine schematische Darstellung eines mit dem erfindungsgemässen Verfahren strukturierten Verteilnetzes mit lokaler Regelung; und
Fig. 4 ein Blockdiagramm eines Systems zur Durchführung eines erfindungsgemässen Verfahrens zum Betreiben eines Verteilnetzes für elektrische Ener- gie.
Grundsätzlich sind in den Figuren gleiche Teile mit gleichen Bezugszeichen versehen. Wege zur Ausführung der Erfindung
Die Figur 1 ist eine schematische Darstellung eines vorhandenen Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie mit zentraler Steuerung. Das Netz 1 ist in mehrere Netzebenen 1. 1... 1.7 gegliedert. Bei den Netzebenen 1. 1 , 1.3, 1.5, 1.7, welche Übertragungs- oder Verteilnetzen entsprechen, nimmt die Spannung von oben nach unten ab:
Netzebene 1.1 : Höchstspannungsnetz (z. B. 380 bzw. 220 kV);
Netzebene 1.3: Hochspannungsnetz (z. B. 36-150 kV);
Netzebene 1.5: Mittelspannungsnetz (z. B. 1-36 kV); und Netzebene 1.7: Niederspannungsnetz (z. B. 400 V - 1 kV).
Dazwischen sind jeweils Spannungswandler (Transformatoren) als Netzebenen 1.2, 1.4, 1.6 angeordnet. Herkömmliche Kraftwerke speisen elektrische Leistung in den Netzebe- nen 1. 1 , 1.3, 1 .5 ein, die Endverbraucher sind in der Regel an das Niederspannungsnetz in Netzebene 1.7 angeschlossen.
Das Netz 1 umfasst eine Leitstelle 2, welche zentral Leitungsaufgaben für das Netz wahrnimmt. Dazu werden Informationen über alle Netzebenen 1 .1...1 .7 hinweg zwischen der Leitstelle 2 und Komponenten in den Netzebenen 1 .1 ... 1.7 übertragen. Namentlich werden Messdaten von Messstellen an die Leitstelle 2 und Steuerungsdaten von der Leitstelle 2 an einzelne Komponenten des Netzes übertragen. Zusätzlich erfolgt die Kommunikation zwischen benachbarten Übertragungs- oder Verteilnetzebenen 1. 1 , 1 .3, 1.5, 1.7 sowie zwischen den Übertragungs- bzw. Verteilnetzebenen und unmittelbar benachbarten Span- nungswandlern in den Netzebenen 1.2, 1.4, 1.6.
Der Ablauf eines erfindungsgemässen Verfahrens zur Strukturierung eines bestehenden Netzes für elektrische Energie wird im folgenden beschrieben. Das entsprechende Flussdiagramm ist in der Figur 2 dargestellt.
Zunächst ist zu definieren, welches System betrachtet wird (Schritt 101 ). Beispielsweise werden Informationen zum bestehenden Netz von einem netzbezogenen Geografischen Informationssystem (GIS) bezogen. Wahlweise oder zusätzlich werden Daten aus einer Datenbank eingelesen oder manuell ergänzt. Die Auswahl der betrachteten Komponenten erfolgt in an sich bekannter Weise über eine grafische Benutzerschnittstelle, beispielsweise indem die zu strukturierenden Teile des Netzes markiert werden. Möglich ist auch die Definition des Systems via Netzebene, etwa durch Beschränkung auf bestimmte Netzebenen, oder aufgrund anderer technischer Eigenschaften. Strukturiert werden kann beispielsweise der gesamte Abschnitt des Netzes, welcher von einem bestimmten Netzbetreiber betrieben wird. Es sind aber auch netzbetreiberübergreifende Strukturierungen sowie die Strukturierung eines Teilbereichs des Netzes ohne Weiteres möglich. Es wird in einem zweiten Schritt 102 festgestellt, welche Grössen im System regelbar sind. Auch diese Information ergibt sich aus dem GIS, aus anderen Datenbanken und/oder manuellen Eingaben. Aus diesen regelbaren Grössen werden dann diejenigen ausgewählt, welche im Rahmen der Strukturierung auch tatsächlich geregelt werden sollen (Schritt 103). Grundsätzlich können einige wenige, eine grössere Anzahl oder auch alle überhaupt regelbaren Grössen ausgewählt werden.
Weiter werden Klassen definiert (oder aus einer bereits vorhandenen Klassenbibliothek übernommen) (Schritt 1 04). Jede Klasse repräsentiert einen Netzabschnitt (d. h. einen zusammenhängenden Bereich des Netzes mit zugeordneten Netzkomponenten), der bestimmte Eigenschaften hinsichtlich Messgrössen und Messbereich sowie gegebenenfalls Regelbarkeit aufweist. Es ist hierbei zu beachten, dass eine Klasse gegebenenfalls auch nur eine einzige Netzkomponente repräsentieren kann.
Der betrachtete Netzabschnitt kann dann durch eine in einer Ausgangstopologie verschaltete Auswahl von Instanzen der vorhandenen Klassen abgebildet werden. Ist dies bei der Verwendung von vorhandenen Klassen aus einer Klassenbibliothek zunächst nicht möglich, besteht die Möglichkeit, zusätzliche Klassen zu definieren. Es ist jedoch nicht zwingend, dass das gesamte Netz mit Instanzen definierter Klassen abgebildet wird. Nicht abgebildete Komponnten und Netzabschnitte würden in diesem Fall herkömmlich geregelt und nicht autonom betrieben bzw. zu autonom betriebenen Funktionsgruppen zusammengefasst.
Für alle Klassen (bzw. alle Klassen, von welchen mindestens eine Instanz im Netz vorhanden ist) werden dann die Sollbereiche der zu regelnden Grössen festgelegt; grundsätzlich können auch diese Informationen automatisch einer Bibliothek entnommen werden. Bestimmte Klassen oder Kombinationen von Klassen können anhand vorgegebener Kriterien (z. B. in Bezug auf die erwartete Häufigkeit externen Regelbedarfs) bereits zu diesem Zeitpunkt als autark agierende Funktionsgruppen identifiziert werden.
Der Sollbetrieb der Regeigrössen definiert die Regeln, möglichen Aktionen und die benötigten Informationen, um prüfen zu können, ob die Auslösekriterien für die Aktionen erfüllt sind. Die Grenzen, welche hinsichtlich der Betriebsparameter im Sollbetrieb einzuhalten sind, werden im Schritt 105 bestimmt
a) durch den Netzbetreiber;
b) durch Vorgaben in der Software; und/oder c) im Falle eines GIS-gestützten Netzinformationssystems, in dem die Komponente mit den Betriebsdaten hinterlegt ist: automatisch mittels einer Software. Die Kenntnis der tatsächlich vorliegenden (Maximal)leistung oder anderer dynamischer Parameter ist durch die Kenntnis der Komponente und ihrer bekannten oder berechenbaren Maximalbelastung nicht nötig.
Zur Definition der Grenzen erfolgt eine Orientierung an bestehenden Komponenten und/oder an Normen (etwa maximal zulässiger Strom für ein Kabel) oder etwa - im Falle eines Neubaus - am Anschlusswesen und einer beantragten Maximalleistung.
In der nachfolgenden Tabelle sind beispielsweise Parameter für den Sollbetrieb in einem lokalen Verteilnetz aufgeführt. Die in der letzten Spalte aufgeführte Aktion wird jeweils durchgeführt, wenn der Betriebsbereich nicht eingehalten ist, also ein entsprechendes Auslösekriterium erfüllt wird:
Einheit Parameter unterer - oberer Aktion
triebs- Betriebsbereich bereich
Zähler PV mit Frequenz 49.5 Hz 50.5 Hz Pactive senken, ab 52 Hz vom
Steuerausgang Netz trennen
und Unterbrecher
Zähler PV mit Spannung 207 V Blindleistung beziehen, falls
Steuerausgang das nicht reicht, Leistung und Unterbrecher senken
Zähler PV mit Strom 0 A 100 A Vom Netz trennen/Tarif Steuerausgang ändern/Nachricht senden und Unterbrecher
Zähler PV mit Harmoni20 Anzahl der ÜberschreitunSteuerausgang sche gen speichern, falls mehr und Unterbrecher als 10, Nachricht an Netzbetreiber sen- den/Kurzschlusstromverst ärker oder Filter zuschalten/Kunden kontaktieren und Tarif ändern
Einheit Parameunterer oberer Regel Aktion
ter Be- Betriebs- triebsbe- bereich reich
Zähler bei Kunden Span- EN EN 50160 Aktion bei Spannung auf mit moderatem, nung, 501 60 x Erhalt der niedrigsten zeitlich begrenztem Strom 0 ZeitinformaWert nach Lastlimit tion EN50160 senken, falls Überschreiten des Lastlimits
Zähler bei Kunden Strom Oberen BeStrom auf obemit Lastlimit triebsberen Betriebsbereich einhalreich begrenten zen
Weiter werden Aktionen definiert (oder aus einer bereits vorhandenen Aktionsbibliothek übernommen) (Schritt 1 06). Wie oben erläutert, umfasst eine Aktion eine oder mehrere Massnahmen, insbesondere die Aktivierung eines Aktors und/oder der Versand einer Meldung an andere Komponenten. Die Aktionen werden den einzelnen Instanzen zugeordnet. Falls Aktionen definiert sind, welche mehrere Instanzen (insbesondere unterschiedlicher Klassen) betreffen, können Aktionen auch spezifischen Kombinationen von (miteinander verschalteten) Instanzen zugeordnet werden. Anschliessend wird ermittelt, welche Informationen bereitgestellt werden müssen, um die Regelung überhaupt vornehmen zu können (Schritt 107). Daraus definieren sich die zu messenden und die berechenbaren Grössen.
Somit wird gestützt darauf im Anschluss identifiziert, welche Messgrössen zur Regelung herangezogen werden können (Schritt 108). Regelvorgänge beinhalten letztlich die Ermitt- lung einer oder mehrerer Messgrössen, die Verarbeitung zur Bestimmung der zu treffenden Aktion(en) und die Durchführung der Aktion bis zur Beeinflussung der Regelgrösse. Je nach Komplexität des Regelvorgangs, der Verteilung der beteiligten Komponenten im Netz und dem Zeitbedarf für die Verarbeitung der Messgrössen ergibt sich eine gewisse Informationsübertragungszeit. Diese wird bestimmt und mit einer maximal erlaubten Informa- tionsübertragungszeit verglichen (Schritt 1 09). Letztere muss nicht für alle Regelvorgänge dieselbe sein, weil gewisse Regelungen schneller erfolgen müssen als andere, wenn der Betrieb des Netzes nicht negativ beeinflusst werden soll.
Analog zu den Messgrössen lässt sich auch festlegen, inwiefern die Auswahl und die Topo- logie der Netzkomponenten veränderbar sind. Es lässt sich so beispielsweise eine auf die dynamischen Grössen beschränkte Optimierung durchführen, oder die möglichen Änderungen an der Infrastruktur können auf das Hinzufügen von bestimmten Aktoren und Sensoren beschränkt werden.
Optional werden die physikalisch möglichen kleinsten Informationslatenzzeiten bestimmt (Schritt 1 1 0). Dies ermöglicht die unmittelbare Elimination bestimmter Szenarien, die mit den geforderten Latenzzeiten nicht vereinbar sind, z. B. die Echtzeitsteuerung eines Smart Grid mittels Smart Metern, wenn "Echtzeit" im Sekundenbereich liegt oder wenn die Datenübertragung nur einmal täglich stattfindet (z. B. vom Haushaltszähler) und "Echtzeit" maximal 10 min bedeutet.
Basierend auf der Ausgangstopologie mit den Instanzen der verschiedenen Klassen und den zugeordneten Sollbereichen, den zu regelnden Grössen sowie den verfügbaren Messgrössen und Aktionen wird dann - unter Berücksichtigung der zulässigen Übertragungszeiten - das Netz numerisch optimiert (Schritt 1 1 1 ). Wie vorstehend ausgeführt, können dazu verschiedene an sich bekannte Ansätze verfolgt werden, auch in Kombination. Insbesondere wird eine (nichtlineare) numerische Optimierung einer Zielfunktion vorgenommen, in welche die relevanten Kriterien einfliessen. In jedem Fall zu beachtende Grenzen können als Nebenbedingungen in die Zielfunktion einfliessen, z. B. mittels Lagrange- Multiplikatoren. Die Kriterien sind in der Regel sowohl technischer als auch ökonomischer Art. Die Optimierung kann im Hinblick auf eine weitest mögliche Dezentralisierung des Netzes erfolgen, da zu erwarten ist, dass in einem solchen Fall die Betriebssicherheit (namentlich die Robustheit gegenüber lokalen Störungen) maximiert wird. Aus der Optimierung folgt somit eine Zusammenfassung mehrerer (selbst typischerweise nicht lokal regelbarer) In- stanzen inklusive zugehörige Aktionen (und Auslösekriterien) in lokale Funktionsgruppen.
Wie oben erwähnt, lässt sich auch die Ergänzung der vorhandenen Infrastruktur mit weiteren Komponenten unmittelbar im Rahmen der numerischen Optimierung prüfen. Wird hingegen zunächst eine Optimierung im Hinblick auf die dynamischen Grössen vorgenommen, kann anhand der festgelegten Aktionen im Fall einer Regelverletzung geprüft werden, ob die nötige Infrastruktur, insbesondere Sensorik und Aktorik, bereits vorhanden ist. Alternativ kann nach Festlegen des Sollbetriebs beratend geprüft werden, welche Aktionen möglich sind, oder automatisch berechnet werden, welche Funktionsgruppen physikalisch möglich sind und - falls eine Technologie oder ein Produkt mit Kennwerten hinterlegt sind (z. B. gestützt auf ein GIS) - welche Aktionen nötig sind. Falls die Technologie- bzw. Produk- tinformationen nicht unmittelbar verfügbar sind, erfolgt der Abgleich beratend, wobei Hypothesen mit Hilfe des erfindungsgemässen Verfahrens auf ihre Umsetzbarkeit geprüft werden können.
In einem Anwendungsfall werden die vorgestellten Schritte beispielsweise wie folgt durchgeführt. In Schritt 101 wird festgelegt, dass alle Verbraucher auf Netzebene 1.7, also im Niederspannungsnetz, betrachtet werden sollen. Grundsätzlich sind hier gemäss Schritt 102 als dynamische Grössen die Leistung durch Spannung und Maximalströme sowie die Frequenz regelbar.
Im Rahmen der beispielhaften Anwendung soll der Energiebedarf auf Netzebene 1.7 unter Regelung von Phasenströmen und -Spannungen unter Einhaltung der Europäischen Norm EN 501 60 limitiert werden. Dies kann etwa sinnvoll sein, wenn Spitzenlastzeiten hohe Kosten verursachen, weil Energie zu ungünstigen Preisen eingekauft werden muss, oder wenn Materialien wie Kabel an ihre betrieblichen Grenzen kommen und Sach- und Personenschäden oder Netzausfälle drohen. Im Schritt 1 04 werden die Verbraucher nach Mindest- und Maximalströmen und -Spannungen klassifiziert, etwa in Privathaushalte mit Betriebs- Spannungen von 230 V und Maximalströmen von 100 A und Betriebe mit Betriebsspan- nungen von 400 V und höheren Maximalströmen. Schritt 1 05 definiert den Sollbetrieb, in diesem Fall unter Einhaltung der EN 50160 und der Beschränkung der Maximalleistung. In einer einfachen Variante des Verfahrens werden alle Verbraucher gleich beschränkt, etwa auf 80% des Maximalstroms. In einer erweiterten Variante kann die Spannung berücksich- tigt werden. In einer weiteren Variante kann die Leistungsbegrenzung bezogen auf einen Anschlusstrang einer Transformatorstation erfolgen und die maximale Leistung der angeschlossenen Verbraucher bezogen auf die Gesamtleistung angepasst werden.
Gemäss Schritt 106 werden nun Aktionen definiert. Diese umfassen insbesondere die Beschränkung des Stromes bei Überschreiten des gemäss Schritt 105 festgelegten Maximal- Stromes.
Schritt 107 legt die benötigten Informationen zur Umsetzung der Regelaufgabe fest. Diese sind in der einfachen Variante die Ströme der Hausanschlüsse, in der erweiterten Variante auch die Spannungen und in der Variante der strangbezogenen Leistungsbegrenzung die berechnete Summe der aktuellen Strangleistung. Entsprechend wird identifiziert, welche Messgrössen herangezogen werden können und ob zusätzliche Messstellen benötigt werden oder vorteilhaft wären (Schritt 1 08).
Schritt 109 umfasst die Bestimmung der maximal erlaubten Zeit zur Informationsübertragung pro Regelvorgang. Diese könnte im vorliegenden Fall je nach Infrastruktur und Kosten im Sekunden- aber auch Minutenbereich gewählt werden. Die Festlegung der physikalisch möglichen Informationslatenzzeit nach Schritt 1 10 kann im vorliegenden Fall vernachlässigt werden. In einer klassischen Architektur, in der Regelvorgänge für solche Begrenzungen auf Basis einer zentralen Leitstelle erfolgen sollten, wäre dieser Schritt nötig - eine lokal optimierte Leistungsbegrenzung wäre je nach Lösung nur mit erheblichem Aufwand oder nicht möglich. Schritt 1 1 1 beinhaltet die Optimierung des bestehenden Netzes gemäss obiger Schritte. Im vorliegenden Fall ist eine numerische Optimierung möglich, aber nicht zwingend. Es kann hier manuell oder automatisiert ein Abgleich mit einer Netztopologie oder einer Messinfrastruktur stattfinden. Gegebenenfalls nach einer Kostenanalyse werden dann Smart Meter mit entsprechenden Messfähigkeiten und/oder Aktoren zur Leistungsbegren- zung nachgerüstet oder Netzverstärkungen vorgenommen. Die daraus hervorgehenden Bestellungen und Montageaufträge können über eine automatisierte Logistik-Schnittstelle erfolgen.
Zur Strukturierung eines Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie in Bezug auf die dynamischen Grössen im Netz wird in einem konkreten Fall beispielsweise wie folgt vorgegangen:
1. Als erstes wird als zu strukturierender Netzabschnitt das gesamte Netz bestimmt, welches von einem Netzbetreiber betrieben wird.
2. Für die Energie in diesem Netz ergibt sich folgendes: E elektrisch, Netz ^Verbrauch ~F E Produktion ~F E ransmission + E rans†ormanon +
Eimport + EExp0rt mit E = P * t; P = U * I etc.
Die verfügbare elektrische Energie durch erneuerbare Energieträger wird durch ihre Begrenzung auf ein Maximum regelbar. Dieses Maximum kann auch dynamisch, lokal optimiert oder beides sein. 3. Einzelne Energiewerte ergeben sich ohne Weiteres aus den Leistungswerten:
En = Pn * t
4. Somit auch die Regelgrenzen: pmax _ pmax †
c'n,mln r n,min L
5. Werden diese Grenzen nach oben oder unten überschritten, besteht Handlungsbedarf:
En(t) < E™in : Störungsmeldung
En(t) > E^ax: Abregelung 6. Daraus ergeben sich Anforderungen an die einzelnen Leistungs-, Spannungs-, und Stromwerte Pn(t), Un(t), ln(t).
7. Für Pmm (A, p, /, t ) ergibt sich als maximale Zeit bis zur Auswirkung eines Regelvorgangs die Zeit bis zum frühestmöglichen Auftreten eines Kabelbrandes oder einer Ge- rätestörung, für Pm-m soll eine maximal tolerierte Zeit für Störungsmeldungen eingehalten werden.
8. Die benötigte Informationsübertragungszeit berechnet sich wie folgt: inin — ^Messung ^D/Wandlung 2 -Übertragung Algorithmus ktor Gestützt auf diese Informationen folgt dann die Bewertung der verschiedenen Lösungsmöglichkeiten, beispielsweise um herauszufinden, ob es sinnvoller ist, die Regelung mittels eines Mikroprozessors und eines Aktors an der Komponente selbst durchzuführen oder ob eine Regelung in einer Transformatorenstation zweckmässiger ist. Bei dieser Bewertung spielen nebst technischen Kriterien (z. B. in Bezug auf die Betriebssicherheit des Netzes) auch öko- nomische Kriterien (z. B. in Bezug auf Umbau- und Betriebskosten) eine Rolle.
Ein gemäss dem Verfahren strukturiertes Netz besteht aus einer Vielzahl sich selbst betreibender, bevorzugt auch optimierender und wartender, Funktionsgruppen. Das Netz kann in Teilen oder vollständig aus solchen Funktionsgruppen bestehen. Ein solches Netz 1 1 ist schematisch in der Figur 3 dargestellt. Es ist weiterhin in die bekannten Netzebenen 1 1 . 1 ... 1 1 .7 gegliedert, welche den Netzebenen 1 . 1 ... 1 .7 in der Figur 1 entsprechen. Die Leit¬ stelle 2 ist weiterhin vorhanden, wird aber nur noch ausnahmsweise, in nicht mit dem vorgestellten Verfahren regelbaren Fällen, benötigt. Neben der Leitstelle 2 ist ein Störungsmanagement 1 3 vorgesehen, welches dann zum Einsatz kommt, wenn ein Ereignis nicht in einer lokalen Funktionsgruppe bzw. auf einer tieferen Netzebene gelöst werden kann. Informationen werden prioritär innerhalb der Übertragungs- bzw. Verteilnetzebenen 1 1 . 1 , 1 1 .3, 1 1 .5, 1 1.7, zwischen lokalen Funktionsgruppen übertragen. Sekundär findet eine Übertragung zwischen den Übertragungs- bzw. Verteilnetzebenen 1 1. 1 , 1 1.3, 1 1.5, 1 1.7 oder bei Bedarf über mehrere Netzebenen 1 1.1... 1 1 .7 hinweg zur zentralen Leitstelle 2 statt.
Die Figur 4 zeigt ein Blockdiagramm eines Systems, mit welchem das erfindungsgemasse Verfahren zum Betreiben eines Netzes für elektrische Energie ausgeführt werden kann. Das Netz 1 1 ist gemäss der Darstellung in der Figur 3 aufgebaut. Das System umfasst eine zentrale Rechnereinheit 20, auf welcher das erfindungsgemasse Verfahren zum Betreiben des Netzes 1 1 abläuft. Die Rechnereinheit 20 ist an ein netzbezogenes geografisches Informationssystem (GIS) 2 1 angebunden. Dieses umfasst eine Datenbank, in welcher u. a. die aktuelle Topologie des Netzes und die dem Netzbetreiber bekannten Komponenten mit ihren relevanten Eigenschaften abgelegt sind. Die Rechnereinheit 20 ist zudem an eine Logistikschnittstelle 22 angebunden, über welche zusätzliche Netzkomponenten oder Ersatzteile automatisch angefordert werden können. Weiter ist die Rechnereinheit 20 an eine Wartungsschnittstelle 23 angebunden, über welche Wartungsdienste für die Wartung, Störungsbehebung oder Reparatur angefordert werden können. Die Rechnereinheit kommuniziert weiter mit der Leitstelle 2 und dem Störungsmanagement 13.
In den einzelnen Netzebenen bzw. netzebenenübergreifend sind mehrere lokale Funktionsgruppen definiert. In der Figur 4 sind drei solcher Funktionsgruppen 30. 1 , 30.2, 30.3 beispielhaft dargestellt. Zwei der Funktionsgruppen 30.1 , 30.2 sind in der Netzebene 1 1.7 angeordnet, eine weitere Funktionsgruppe erstreckt sich über die Netzebenen 1 1.5-1 1.7 und beinhaltet u. a. einen Wandler 1 1.6.
Jede der Funktionsgruppen 30.1...3 umfasst eine (durch ein Rechteck symbolisierte) Steuereinheit 31. 1 , 31.2, 3 1.3. Ebenfalls in jeder der dargestellten Funktionsgruppen 30. 1...3 ist mindestens eine (durch einen Kreis symbolisierte) Sensoreinheit 32.1 , 32.2, 32.3 vor- handen, welche eine oder mehrere relevante Grössen misst und an die entsprechende Steuereinheit 31. 1...3 übermittelt. In zwei der drei gezeigten Funktionsgruppen 30.2, 30.3 ist ferner mindestens ein (durch ein Quadrat symbolisierter) Aktor 33.2, 33.3 vorhanden, mittels welchem ausgelöst von der jeweiligen Steuereinheit 31.2, 31.3 die Funktionsweise der jeweiligen Funktionsgruppe 30.2, 30.3 beeinflusst werden kann. Die Steuereinheiten 31. 1 , 31.2 der beiden lokalen Funktionsgruppen 30. 1 , 30.2 in der Netzebene 1 1.7 sind miteinander verbunden und können beim Auslösen entsprechender Aktionen Informationen austauschen. Die Steuereinheit 3 1. 1 der lokalen Funktionsgruppe 30. 1 ist zudem mit der Steuereinheit 3 1.3 der netzebenenübergreifenden lokalen Funkti- onsgruppe 30.3 verbunden. Letztere wiederum kann Daten mit dem Störungsmanagement 13 austauschen.
Die dargestellten Verbindungen sind als Beispiele zu verstehen. Die Darstellung bedeutet nicht, dass (direkte) physische Verbindungen zwischen den genannten Komponenten bestehen müssen, der Datenaustausch kann beispielsweise über ein Bussystem oder einen zentralen Router erfolgen. Relevant ist letztlich, welche Aktionen den einzelnen Funktionsgruppen 30. 1...3 zugeordnet sind. Durch Hinzufügen einer zusätzlichen Aktion kann ein ein- oder zweiseitiger Datenaustausch mit weiteren Funktionsgruppen oder Komponenten ermöglicht werden.
Das erfindungsgemässe Verfahren zur Strukturierung des Netzes kann auf eine Reihe von Problemstellungen angewandt werden, z. B. kann es zur Priorisierung des Verbrauchs lokal verfügbarer Energie eingesetzt werden, z. B. von Energie, die durch photovoltaische Anlagen erzeugt wird. Dadurch lässt sich der Transportweg der Energie verringern. Die im Netz zu erwartende Dynamik hinsichtlich der zu übertragenden Leistung wird dadurch reduziert, und die Auslegung des Netzes kann entsprechend ebenfalls reduzierte Anforderungen erfüllen.
In einem weiteren Anwendungsfall können ein Mindestfahrplan für Kraftwerke auf Netzebene 1 und Regeln für Verletzungen des Sollbetriebs (Frequenz oder Produktionsmenge nicht erreicht etc.) definiert werden. In den Fällen, die nicht durch lokale Aktoren geregelt werden können, wird eine Information an ein externes System gesandt (Leitstelle, Stö- rungsmanagement). Informationen für den Betrieb können gemessenen Regelverletzungen aus anderen Funktionsgruppen entsprechen, wobei die Aktion der messenden Funktionsgruppe, welche beim Erreichen eines entsprechenden Auslösekriteriums (z. B. einer Frequenzstörung) ausgeführt wird, einen Informationsversand an die empfangende Funktionsgruppe (z. B. auf Netzebene 1 ) vorsieht. Zusammenfassend ist festzustellen, dass die Erfindung ein Verfahren zur Strukturierung eines vorhandenen Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie schafft, welches sich systematisch auf das vorhandene Netz anwenden lässt und eine hohe Betriebssicherheit bei geringer Störungsanfälligkeit ermöglicht.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Strukturierung eines vorhandenen Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie, wobei das Netz als Netzkomponenten mindestens Quellen, Lasten, Leitungen, Sensor-, Schalt- und Wandlerkomponenten umfasst, die in einer Ausgangsto- pologie miteinander verschaltet sind, wobei anhand von Eigenschaftsgrössen der
Netzkomponenten und vorgebbaren Regelgrenzen a) die Netzkomponenten in einer Mehrzahl von lokalen, sich selbst regelnden Funktionsgruppen, zusammengefasst werden, und b) jeder lokalen Funktionsgruppe Regelprozesse zugeordnet werden, welche Aktio- nen umfassen, welche beim Erreichen von Auslösekriterien zur Einhaltung der
Regelgrenzen ausgeführt werden.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , umfassend eine Definition einer potenziellen lokalen Funktionsgruppe und eine Prüfung ob die potenzielle lokale Funktionsgruppe unter Einhaltung der vorgebbaren Regelgrenzen lokal regelbar ist, wobei bei festgestellter lokaler Regelbarkeit die potenzielle lokale Funktionsgruppe akzeptiert wird und wobei bei fehlender lokaler Regelbarkeit die potenzielle lokale Funktionsgruppe durch weitere Netzkomponenten erweitert wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Aktionen lokale Aktionen umfassen, welche einen Betrieb der Komponenten der jeweiligen lokalen Funktionsgruppe beeinflussen, sowie nicht-lokale Aktionen, welche eine Übermittlung von Daten an eine andere lokale Funktionsgruppe oder eine funktionsgruppenüber- greifende Leitstelle umfassen.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass ein Bedarf für zusätzliche Netzkomponenten zur Schaffung zusätzlicher lokaler Funktions- gruppen und/oder zur Sicherstellung der vorgebbaren Regelgrenzen ermittelt wird.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass ausgehend von der Ausgangstopologie eine Zieltopologie ermittelt wird. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die vorgebbaren Regelgrenzen maximale Latenzzeiten für die Übermittlung von Daten zwischen lokalen Funktionsgruppen und/oder verschiedenen Netzkomponenten umfassen.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, umfassend eine numerische Optimierung einer Zielfunktion zur Zusammenfassung der Netzkomponenten in den lokalen Funktionsgruppen.
Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Zielfunktion von einer zwischen Netzkomponenten zur Regelung des Netzes übertragene Datenmenge abhängig ist und dass die numerische Optimierung eine Minimierung dieser Datenmenge begünstigt.
9. Verfahren nach den Ansprüchen 4 und 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Zielfunktion von Kosten der zusätzlichen Netzkomponenten abhängig ist und dass die numerische Optimierung eine Minimierung dieser Kosten begünstigt. 10. Verfahren nach den Ansprüchen 5 und 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Zielfunktion von Kosten einer Anpassung zwischen Ausgangs- und Zieltopologie abhängig ist und dass die numerische Optimierung eine Minimierung dieser Kosten begünstigt.
1 1. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 1 0, dadurch gekennzeichnet, dass lokale Preise für die lokalen Funktionsgruppen ermittelt werden, dass die Zielfunktion von den lokalen Preisen abhängig ist und dass die numerische Optimierung eine Minimierung dieser Kosten begünstigt.
1 2. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 1 1 , dadurch gekennzeichnet, dass das vorhandene Netz mindestens Komponenten in zwei benachbarten der folgenden Netzebenen umfasst:
a) Höchstspannungsnetz; b) Hochspannungsnetz; c) Mittelspannungsnetz; und d) Niederspannungsnetz.
13. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 1 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Ei- genschaftsgrössen der Netzkomponenten und/oder die Ausgangstopologie von einem geografischen Informationssystem empfangen werden. 1 . Verfahren zum Betreiben eines nach einem der Ansprüche 1 bis 13 strukturierten Netzes zur Verteilung von elektrischer Energie, wobei in den lokalen Funktionsgruppen mittels Sensorkomponenten überwacht wird, ob Auslösekriterien erreicht werden und wobei bei Erreichen eines Auslösekriteriums eine der der jeweiligen Funktionsgruppe zugeordneten Aktionen zur Einhaltung der Regelgrenzen ausgeführt wird. 15. Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, dass eine Erkennung von Wartungsbedarf erfolgt und Wartungsdienste automatisch angefordert werden.
16. Verfahren nach Anspruch 1 5, dadurch gekennzeichnet, dass automatische Bestellvorgänge über eine Logistikschnittstelle ausgelöst werden.
17. Computerprogramm zur Durchführung des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 16.
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