WO2019174869A1 - Oberwellenmessung in stromnetzen - Google Patents

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WO2019174869A1
WO2019174869A1 PCT/EP2019/054043 EP2019054043W WO2019174869A1 WO 2019174869 A1 WO2019174869 A1 WO 2019174869A1 EP 2019054043 W EP2019054043 W EP 2019054043W WO 2019174869 A1 WO2019174869 A1 WO 2019174869A1
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WO
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voltage
voltage converter
determined
transfer function
correction factor
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PCT/EP2019/054043
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English (en)
French (fr)
Inventor
Jörn Runge
Original Assignee
Innogy Se
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Publication date
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Priority to US16/981,326 priority patent/US20210011061A1/en
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    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
    • G01R19/25—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof using digital measurement techniques
    • G01R19/2513—Arrangements for monitoring electric power systems, e.g. power lines or loads; Logging
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
    • G01R19/0007—Frequency selective voltage or current level measuring
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R35/00—Testing or calibrating of apparatus covered by the other groups of this subclass
    • G01R35/005—Calibrating; Standards or reference devices, e.g. voltage or resistance standards, "golden" references
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators

Definitions

  • the present subject matter relates to a method, an apparatus and a system for optimized measurement of harmonics in power grids, in particular offshore and / or onshore grids which are subject to harmonic loading, e.g. B. by an injection of electrical energy through wind turbines (WEA).
  • WEA wind turbines
  • Inductive voltage transformers are very cheap and therefore widely used in the industry
  • Voltage transformer is very expensive and therefore unusual.
  • HVDC high voltage direct current
  • the standard measuring instruments used so far are regularly calibrated to only one fundamental vibration - also referred to as nominal frequency - of the 50 Hz mains.
  • nominal frequency - of the 50 Hz mains For frequencies not equal to 50 Hz (eg for wind turbines), especially over 1000 Hz a precise harmonic measurement can not be guaranteed.
  • the example of a frequency of over 1000 Hz may be isolated in the power grid, z. B. by resonating individual components of the power grid may be charged with such high frequencies.
  • the subject matter of the present invention is therefore based on the provision of a solution with which, in particular, the most cost-effective and accurate harmonic measurement in the power grid can be carried out.
  • a method comprising:
  • a correction factor for at least one first voltage converter arranged in a power network wherein the correction factor is indicative of a correction for the acquisition of correct measured values measured by the at least one first voltage converter
  • the determination of the correction factor of the at least one first voltage converter is based at least in part on a first measured voltage of the at least one first voltage converter and a second measured voltage of the at least one first voltage converter
  • the second voltage of the at least one first voltage converter is determined at least partially based on a previously known transfer function of at least one second voltage converter and the first voltage of the at least one first voltage converter without
  • an apparatus arranged to carry out and / or control the method according to the first aspect of the invention or comprising respective means for carrying out and / or controlling the steps of the method according to the first aspect of the invention.
  • either all steps of the method can be controlled, or all steps of the method can be executed, or one or more steps can be controlled and one or more steps can be executed.
  • One or more of the means may also be executed and / or controlled by the same unit.
  • one or more of the means may be formed by one or more processors.
  • a device which comprises at least one processor and at least one memory
  • Program code includes, wherein the memory and the program code are arranged with the at least one processor, a device
  • the device with the processor and the memory to at least execute and / or control the method according to the first aspect of the invention. Either all steps of the
  • Methods are controlled, or all steps of the method are executed, or one or more steps are controlled and one or more steps are executed.
  • a system which comprises one or more devices arranged to carry out and / or control the method according to the first aspect of the invention or means for carrying out and / or controlling the steps of the method according to the first aspect of the invention.
  • a system which comprises one or more devices arranged to carry out and / or control the method according to the first aspect of the invention or means for carrying out and / or controlling the steps of the method according to the first aspect of the invention.
  • either all steps of the method can be controlled, or all steps of the method can be executed, or one or more steps can be controlled and one or more steps can be executed.
  • a fifth exemplary aspect of the invention is a
  • a computer program comprising program instructions that cause a processor to execute and / or control the method according to the first aspect of the invention when the computer program is run on the processor.
  • a processor are intended in this specification, among others
  • DSP digital signal processors
  • SASLCs application specific integrated circuits
  • FPGAs field programmable gate arrays
  • the computer program may, for example, be distributed over a network such as the Internet, a telephone or mobile network and / or a local area network.
  • the computer program may be at least partially software and / or firmware of a processor. It may equally be at least partially implemented as hardware.
  • the computer program may for example be stored on a computer-readable storage medium, eg. B. a magnetic, electrical, electro-magnetic, optical and / or other storage medium.
  • the storage medium may for example be part of the processor, for example a (non-volatile or volatile)
  • Program memory of the processor or a part thereof is, for example, representational, that is, tangible, and / or non-transitory.
  • harmonics is understood to mean occurring or resulting harmonics and / or intermediate harmonics in the power network.
  • the object of the invention is based on the finding that a z. B.
  • the at least one second voltage converter - with known transfer function (eg a capacitive voltage transformer or an already measured inductive voltage converter) it makes it possible with this at least one second voltage converter, a calibration factor, wherein at least partially based on this a correct transfer function for the at least one first voltage converter can be determined. Furthermore, it is possible to be disposed of all others in electrical proximity (eg on the same
  • Voltage converter (eg further first voltage converter) is then, for example, with the first one already used in the power grid
  • the harmonic measurement for example, a frequency-dependent voltage measurement be. Accordingly, the already existing in the power grid components, in particular the inductive voltage converter can be used.
  • the transmission function of a (eg first) voltage converter is indicative, for example, of the transmission behavior of the voltage converter in the power network.
  • the transfer function includes the amplitude and the
  • Phase spectrum which can be determined accordingly. From these spectra can be subsequently determined the transmission behavior that by the
  • Transfer function is represented, determined (eg derived, and / or calculated).
  • the amplitude and phase spectra may be based, at least in part, on one of the at least one first
  • Voltage transformer performed frequency-dependent voltage measurement can be determined.
  • the transfer function for example, further represents a quotient of the spectrums of an input and response signal.
  • the transfer function may be determined, for example, based on the input and response signal (eg.
  • Allow voltage converter For example, there is a given
  • the determination of the correction factor for at least one first voltage converter arranged in a power network can be carried out and / or carried out, for example, by measuring the first and the second voltage according to the features of the steps.
  • the measurement of the first and the second voltage in the sense of the present subject represents in particular one Harmonic measurement, wherein the measurement of the first and the second voltage, for example, a frequency-dependent voltage measurement.
  • the measured values that are measured by the at least one first voltage converter are, for example, voltage, current, amplitude, phase, or a
  • the calibration factor represents, for example, a factor that z. B. can be offset (eg, multiplied) with the measured values measured by the at least one first voltage converter so that the measured values correspond to the correct ones (i.e., corrected).
  • the determination of the calibration factor can be carried out and / or controlled, in particular in the event of harmonics, since in this case deviations between the first voltage (eg.
  • the z. B. at least temporarily the at least one second voltage converter is arranged in the power grid, so that in particular
  • Deviations between the measured values determined by the at least one first voltage converter and those which are actually present can be determined. Then the specific calibration factor is output or its output is initiated, for. To another entity that can process (further) the calibration factor, such as a monitoring system (e.g., network control system, for example, as an example of a power line network) used by a grid control center of the power grid.
  • a monitoring system e.g., network control system, for example, as an example of a power line network
  • This can, for example, use the specific calibration factor in order to be able to determine the actual measured values of at least one first voltage converter. For example, occurring harmonics can be detected quickly, so that
  • suitable measures can be introduced.
  • the determined correction factor can additionally be output or its output can be initiated.
  • the power grid is in particular one or at least part of an offshore and / or onshore power grid, in particular WEA feeding electrical energy into the power grid or at least part of the offshore and / or onshore power grid.
  • the power grid is for example a three-phase power grid.
  • the power grid may be part of an offshore substation and / or onshore substation for wind farms or may be comprised of offshore substation and / or onshore substation for wind farms.
  • the power grid may for example be part of a substation for photovoltaic systems or of a substation for
  • Photovoltaic systems include. Such substations are needed, for example, to convert electricity generated by an offshore and / or onshore wind farm and / or a photovoltaic plant so that the power generated is transmitted for transmission to the offshore and / or onshore wind farm and / or.
  • offshore substations and / or onshore substations for wind farms and / or substations for photovoltaic systems represent possible concrete implementations or fields of application for the present subject matter.
  • a voltage converter is understood in particular to be a voltage converter in the field of electrical power engineering, which is designed to measure AC voltage of a power network. The mode of operation of such a voltage converter is, in particular, to transmit the high voltage to be measured proportionally to low voltage values. These low voltage values can be transmitted to voltage measuring devices, energy meters, systems monitoring the power network (eg monitoring systems of a network control center), or the like, for which purpose voltage transformers are provided correspondingly for such measuring purposes.
  • the at least one first voltage converter is in particular an inductive one
  • an inductive voltage transformer Under an inductive voltage transformer is objectively an inductive voltage converter, which is basically constructed as a transformer understood.
  • Such inductive voltage transformers comprise a
  • Inductive voltage transformers have means in order to be able to observe small deviations in the transmission ratio and small error angles in the phase shift between primary voltage and secondary voltage.
  • Inductive voltage transformers can be arranged on the primary side for determining measured values either between two voltage-carrying conductors (outer conductors) or between a conductor and the earth. For example, for the
  • the inductive voltage converter can only have a high voltage connection.
  • the second voltage converter which is used to determine the transfer function of the at least one first voltage converter, is in particular a capacitive voltage converter, or an inductive voltage converter, which is measured so that it can already determine corrected (ie correct) measured values.
  • the method further comprises:
  • the corrected transfer function allows in particular a
  • alt (f) represents the voltage previously displayed on K2;
  • new (f) represents the correct voltage to be displayed on K2;
  • measured (f) represents the voltage currently measured at U2.
  • U2, neu (f) can be used to calibrate the at least one first voltage converter whose transfer function is unknown.
  • the at least one second voltage converter with known transfer function
  • Voltage converter (and also all of at least a second Voltage transformer electrically close (eg inductive) voltage converter, wherein the at least one first voltage converter, if not exchanged by the at least one second voltage converter, and / or the voltage converter electrically close to the at least one second voltage converter z.
  • Voltage converter (eg the at least one first voltage converter) on all three phases of an existing voltage measuring point by the at least one second (eg capacitive or measured inductive) voltage converter with known transfer function, eg. B. at the existing voltage measuring point done.
  • the at least one second voltage converter in addition z. B. to the busbar on which also the at least one first voltage converter is arranged to be arranged at least temporarily.
  • the position (eg the
  • the at least one second voltage converter can be used to determine the correct transfer function of all electrically close (eg inductive) voltage transformers, the position (eg voltage measuring point) at which the at least one second voltage converter is arranged B.
  • Voltage transformers are defined, for example, such that "K1" or “K2" represent the respective primary connections of the respective voltage transformers at these positions.
  • the calibration factor (Ul (f) / U2, old (f)) can be integrated, for example, in measuring devices that use the determined measured values of the at least one first voltage converter (if, for example, measured data are processed by means of digital signal processing) each frequency then the correct one
  • SCADA Supervisory Control and Data Acquisition
  • Node voltages of the power grid are displayed (eg, a human machine interface (HM1) software) and / or by means of which they are evaluable (eg., By means of a simulation environment), possible.
  • HM1 human machine interface
  • the z. B. is used by such software, it allows that once measured voltage converter, which are used in particular as calibrated meters in the power grid, not need to be readjusted sometimes with great effort. Correct measured values can always be generated on the basis of the measured measured values of the first voltage converter included in the power network and, consequently, harmonics of the power network can be reliably, accurately and correctly determined (eg measured).
  • the at least one second voltage converter is temporarily (for example limited in time) from the power network.
  • the at least one second voltage converter is for example temporarily covered by the power grid by z. B. an exchange of an already covered by the power network voltage converter by the at least one second
  • the Voltage transformer takes place. Since of the at least one second voltage converter, the transfer function is known, for. B. by the at least one second voltage converter, for example, before the arrangement in the power grid
  • the calibration factor of at least one first voltage converter (which is arranged, for example, electrically close to, eg, on the same busbar as the at least one second voltage converter) can be determined.
  • the determination of the first voltage and / or the second voltage of the at least one takes place first voltage converter to (all) three phases of a voltage measuring point in the power grid.
  • the at least one first and the at least one second voltage converter are arranged, for example, on a voltage measuring point existing in the power grid, so that at least the first and second voltage can be determined by the at least one first and the second voltage converter. Furthermore, the current, amplitude (n) and phase (s) or amplitude and phase response of the at least one first can also be used
  • Voltage converter can be determined.
  • the at least one first and the second voltage converter are included in the power network such that measured values (eg voltage, current, amplitude, phase, or a combination thereof) can be determined at all three phases of the correspondingly three-phase power network.
  • the steps of the subject method according to the first aspect of the present invention are performed.
  • a corresponding determination (eg measurement) of the above-mentioned type takes place in various, in particular all possible switching states and / or operating states of the one or more components that comprise or comprise the power grid.
  • Such a change in the topology of the power grid by changing the switching state of the power grid and / or one or more
  • Operating conditions of the one or more components of the power network for example, by opening or closing various of the mains network covered switch (on or off), and / or changing the operating state of one or more components of the Power supply (eg operating point or speed change from a transformer or a generator, to name just a few non-limiting examples).
  • a change in the topology of the power grid can be done by, for example, open or close connections to nodes of the power grid, z. B. via switches.
  • Switching state and / or operating state of the one or more components of the power network may have different effects on the measurement by the at least one first voltage converter, the z. B. sign off by a different transmission behavior of the identical at least a first voltage converter, it is advantageous to a subject correction factor for different, in particular for each of the possible
  • the at least one second voltage converter is temporarily arranged in or included in the power grid for a measurement period of about one day to six months.
  • Voltage transformers over a longer period of time (eg one day to several months (eg 2, 3, 4, 5 or 6 months) or the like, just to name a few non-limiting examples) and all eg practically occurring) switching states of the power network and / or operating states of the one
  • a corresponding determination of the calibration factor (eg., For each possible switching state of the power grid and / or operating state of the one or more components of the power network) be arranged in the power grid or be included by this.
  • the subject method according to the first aspect of the present invention executed and / or controlled in order to be able to detect in particular all frequencies occurring with relevant voltage amplitude can. With these correct measurements, all further and electrically close inductive voltage transformers can be calibrated for an extended frequency range (eg from 50 Hz to 10 kHz).
  • the (at least one second) voltage converter with known transfer function eg a capacitive voltage transformer or eg a correspondingly measured inductive voltage transformer
  • the other inductive voltage converter can again pass through the previously be replaced by the power network included voltage transformers.
  • Correction factor for a frequency range of 50 Hz to 2.5 kHz in particular from 50 Hz to 5 kHz, particularly preferably from 50 Hz to 10 kHz.
  • the at least one first voltage converter can be calibrated, for example, for an extended frequency range, in this case from 50 Hz to 10 kHz.
  • This extended frequency range is in particular for the determination (eg determination) of possible harmonics which occur in the power network z. B. by feeding electrical energy through one or more wind turbines can make sense.
  • the determination of the correction factor takes place in each case for all electrically close inductive
  • the corresponding electrically close component is included in the power grid, and in particular z. B. is arranged on an identical busbar as the at least one second voltage converter or with a cable to the at least one second voltage converter directly, that is connected without diversion via remote structures of the power grid.
  • Calibration factors are determined. Furthermore, the respective determined calibration factor can be output as the at least one first voltage converter or its respective output can be initiated for all electrically close inductive voltage transformers.
  • the subject method for example, for a plurality of first voltage converter, in particular by means of at least one second
  • Voltage converter which is arranged electrically close to the plurality of first voltage transformers in the power grid (eg on the identical busbar), executed and / or controlled.
  • the electrically proximate at least one first voltage converter is calibrated for an extended frequency range (eg, from 50 Hz to 10 kHz) based at least in part on the respective determined calibration factor.
  • an extended frequency range eg, from 50 Hz to 10 kHz
  • Voltage transformers for the extended frequency range are at least partially calibrated based on the respective of the plurality of first voltage converter determined calibration factors.
  • the at least one second voltage converter is a capacitive or a metered inductive voltage converter.
  • a measured inductive voltage transformer is understood to mean, in particular, an inductive voltage converter which has been measured before being arranged in the power grid so that its transfer function has been determined and / or is already known in the power grid prior to the arrangement. Based on the specific and / or known transfer function of the measured inductive voltage converter (represent the at least one second
  • Voltage transformer can be determined according to the transfer function of the at least one first voltage converter.
  • a capacitive voltage transformer is understood in particular to be a voltage transformer which has a high insulation strength at high temperatures
  • the corrected transfer function for the at least one first voltage converter is readjusted based at least in part on the correction factor.
  • the transfer function for the at least one first voltage converter can be readjusted on the software side Change (eg of electrically close) further first voltage transformers is determined, and on the transfer function of the at least one first voltage converter
  • the transfer function of the at least one first voltage converter can be readjusted in the event that the at least one first voltage converter has, for example, an interface (eg a digital input or the like).
  • the interface is at least a first
  • the interface could be designed analogously
  • the transfer function of the at least one first voltage converter can be readjusted, for example, by a current (for example from 0 to 20 mA) for transmitting a correspondingly modulated control signal for readjusting the transfer function of the at least one first voltage converter is used.
  • the determined correction factor and / or the corrected transfer function will be stored in a memory.
  • the memory includes, for example, a database.
  • a link between an identification information eg, 1D of the at least one first voltage converter
  • a correction factor e.g. 1D of the at least one first voltage converter
  • a calibration factor e.g. 1D of the at least one first voltage converter
  • a transfer function e.g. 1D of the at least one first voltage converter
  • a grid control system will apply the correction factor, the calibration factor, the
  • Transfer function depending on the switching state of the power grid and / or the operating state of the one or more components of the power network, in which and / or in which at least the determined correction factor and / or the corrected transfer function has been determined deposited (eg stored ) be.
  • the memory or the database encompassed by the memory may alternatively or additionally be included in a network device (eg, from a voltage measurement point, wherein the network device transmits, for example, the determined measured values to a network control center) for correction by the at least one first voltage converter identified
  • Measured values integrated included by this, or be connected to this.
  • Voltage transformer determined measured values take place directly in the power supply unit. Accordingly, for example, by the power supply unit, a transmission of already corrected measured values, for. B. to a network control center, so that on the part of Netzleitmaschine no further correction of the measured values of the at least one first voltage converter at least partially based on the correction factor, the calibration factor, the transfer function, or a combination thereof must be made.
  • At least one correction factor and / or a corrected transfer function can be stored in the memory, in particular the database comprised by the memory, for each of the first voltage transformers included in the power network.
  • FIG. 1 shows an exemplary system according to an embodiment
  • FIG. 2 is a flowchart of an example method according to FIG.
  • FIG. 3 shows a schematic illustration of an exemplary embodiment of a device which, for example, can execute and / or carry out an objective method in all aspects
  • Fig. 4 different embodiments of a storage medium.
  • Fig. 1 shows an exemplary system 100 of an embodiment according to the fourth aspect of the present invention.
  • the system 100 comprises two first voltage transformers 150, a second voltage converter 160, a power supply unit 191 included in a voltage measuring point 190, a server 170, which For example, executes and / or controls a network control system, and / or a
  • Simulation software executes and / or controls, a server 110, which executes and / or controls, for example, the subject method of the first aspect of the present invention, an optional database 120, here two WEA 130, the electrical energy into the power grid 140 feed, and a
  • Communication network 180 (eg, the Internet) through which at least the server 170 can communicate with the server 110.
  • the server 170 and the server 110 may be directly connected to each other and z. B. communicate over a wired communication link (eg., According to the Local Area Network (LAN) standard).
  • the server 110 may be included by the server 170 such that a physical (i.e., more tangible) server, e.g. B. performs both a network control system of the power grid 140 and the subject method according to the first aspect of the invention and / or controls.
  • a physical (i.e., more tangible) server e.g. B. performs both a network control system of the power grid 140 and the subject method according to the first aspect of the invention and / or controls.
  • the second voltage converter 160 is temporarily arranged in the power grid, z. B. on the same busbar as the two other first voltage converter 150.
  • the second voltage converter 160 is temporarily arranged in the power grid, z. B. on the same busbar as the two other first voltage converter 150.
  • Voltage converter 160 replace one of the first two voltage transformer 150 (not shown in Fig. 1 schematically).
  • the first voltage of the at least one first voltage converter 150 and a second voltage of the at least one first voltage converter 150 is determined, for example, by determining the first (frequency-dependent) voltage, for. B. before the second voltage converter 160 is disposed in the power grid 140.
  • the second (frequency-dependent) voltage is determined after the second voltage converter 160 is arranged in the power grid 140 and is encompassed by it.
  • the second voltage of the at least one first voltage converter 150 is at least partially based on a previously known transfer function of the at least one second voltage converter 160 is determined, thus corresponds to the correct and at the at least one first voltage converter 150th
  • the network device 191 for example, transmitted from the network device 191 to the server 110, z. Via the server 170 connected to the power grid 140 and the communications network 180 (eg the Internet). Accordingly, at least the power supply 191 a
  • the server 110 determines a correction factor of the at least one first voltage converter 150 based at least in part on the first and second determined voltages.
  • the server 110 sets a calibration factor.
  • This calibration factor for the at least one first voltage converter 150 can be determined, for example, by the correct voltage corresponding to the voltage resulting from the first voltage, the correct voltage and the second voltage z. For example, determined by the following formula:
  • the determined calibration factor is output, e.g. From the server 110 to the server of the network control system 170, which determines the calibration factor for determining the correct voltage on at least one of the first Voltage transformer 150 can use. For example, based on the correct voltage, the server of the network control system 170 can be fast and reliable
  • FIG. 2 shows a flow diagram 200 of an exemplary method according to FIG.
  • the flowchart 200 may be executed and / or controlled by the server 110 of FIG. 1. Alternatively or additionally, the flowchart 200 may
  • a correction factor is determined for at least one first voltage converter (eg one of the voltage transformers 150 according to FIG. 1) arranged in a power grid (eg power grid 140 according to FIG.
  • the correction factor is indicative of a correction for obtaining correct and from the at least one first voltage converter (eg one of the
  • Voltage transformer 150 measured values, wherein the determination of the correction factor of the at least one first voltage converter based at least partially on a first voltage of the at least one first voltage converter
  • Voltage converter takes place, wherein the second voltage of the at least one first voltage converter based at least partially on a previously known
  • Voltage converter 160 of FIG. 1 is determined and the first voltage of the at least one first voltage converter without consideration of the previously known Transfer function of the at least one second voltage converter is determined.
  • a calibration factor is determined for the at least one first voltage converter (eg, voltage converter 150 of Figure 1) based at least in part on the determined correction factor.
  • an output or cause of the output of the particular calibration factor e.g. From the server 110 of FIG. 1 to the server of the network control system 170 of FIG. 1.
  • FIG. 3 shows a schematic representation of an exemplary embodiment of a device 300 that may be used in the context of all aspects.
  • Device 300 represents, for example, the server 110 according to FIG. 1, or the server of the network control system 170 according to FIG. 1, or the network device 191 according to FIG. 1 included in the voltage measurement point of the power network (power network 140 according to FIG. 1).
  • the device 300 may execute and / or control an objective method in all aspects.
  • the device may for example comprise and / or comprise means for carrying out and / or carrying out an objective method in all aspects.
  • the subject method in all aspects may be further performed and / or performed by a plurality (i.e., at least two) devices 30.
  • the device 300 may execute the flowchart 200 of FIG. 2.
  • the apparatus 300 comprises a processor 310 with associated main memory 311 and program memory 312.
  • the processor 310 executes, for example, program instructions stored in the program memory 312
  • Program memory 312 contains a computer program and tunes in
  • Device 300 represents an example of a device of a system (eg, system 100 of FIG.
  • the program memory 312 may be, for example, a persistent memory, such as a read only memory (ROM) memory.
  • the program memory 312 may, for example, be permanently connected to the processor 310, but may alternatively be detachably connected to the processor 310, for example as a memory card, floppy disk, or optical media (eg a CD or DVD) in the program memory 312, or in a separate one Memory, also other information can be stored.
  • the main memory 311 is used, for example, for storing temporary results during execution of the program instructions, for example volatile memory, such as random access memory (RAM) memory.
  • volatile memory such as random access memory (RAM) memory.
  • the processor 310 is also operatively connected to a communication interface 313, with which, for example, information exchange with others
  • Communication interface 313 may, for example, a specific
  • Calibration information are output (step 203 of FIG. 2).
  • the device 300 may include other components. If the device 300 represents the device for performing and / or performing a subject method (eg, server 110 of FIG.
  • Determination unit (not shown in FIG. 3) provided, for example, for determining a correction factor (step 201 of FIG. 2) is set up and is operatively connected to the processor 310. Furthermore, an optional one
  • Determination unit (not shown in Fig. 3) provided, for example, the Determining a calibration factor (step 202 of FIG. 2) is established and operatively connected to the processor 310.
  • the device 300 may include a user interface (eg, an input / output device 314) by means of which, for example, reproduction of information (e.g., optical reproduction) is possible.
  • the user interface is a display device (e.g., a Liquid Crystal Display (LCD) or a Light Emitting Diode (LED) display or the like).
  • LCD Liquid Crystal Display
  • LED Light Emitting Diode
  • one or more inputs of a user can be recorded by means of the user interface, for. Example by means of a keyboard, mouse, or a touch-sensitive display device.
  • the storage medium may be, for example, a magnetic, electrical, optical and / or different storage medium.
  • the storage medium may be part of a processor (eg, processor 310 of FIG.
  • Embodiments of a storage medium include a flash memory 410, a SSD hard disk 411, a magnetic hard disk 412, a memory card 413, a memory stick 414 (eg, a USB stick), a CD-ROM or DVD 415, or a floppy disk 416th
  • the sequence of the process steps described in this specification in the individual flowcharts is not necessarily, alternative sequences of process steps are conceivable.

Abstract

Der Gegenstand betrifft ein Verfahren, durchgeführt von zumindest einer Vorrichtung, umfassend: Ermitteln eines Korrekturfaktors für zumindest einen in einem Stromnetz angeordneten ersten Spannungswandler, wobei der Korrekturfaktor indikativ für eine Korrektur zur Erlangung von korrekten und von dem zumindest einen ersten Spannungswandler gemessenen Messwerten ist, wobei das Ermitteln des Korrekturfaktors des zumindest einen ersten Spannungswandlers zumindest teilweise basierend auf einer ersten gemessenen Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers und einer zweiten gemessenen Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers erfolgt, wobei die zweite Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers zumindest teilweise basierend auf einer vorbekannten Übertragungsfunktion von zumindest einem zweiten Spannungswandler ermittelt wird und die erste Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers ohne Berücksichtigung der vorbekannten Übertragungsfunktion des zumindest einen zweiten Spannungswandlers ermittelt wird; Bestimmen eines Kalibrierungsfaktors für den zumindest einen ersten Spannungswandler zumindest teilweise basierend auf dem ermittelten Korrekturfaktor; und Ausgabe oder Veranlassen der Ausgabe des bestimmten Kalibrierungsfaktors. Der Gegenstand betrifft ferner entsprechend ausgebildete Vorrichtung und ein System.

Description

Oberwellenmessung in Stromnetzen
Gebiet der Erfindung
Der vorliegende Gegenstand betrifft ein Verfahren, eine Vorrichtung und ein System zur optimierten Messung von Oberwellen in Stromnetzen, insbesondere Offshore- und/oder Onshore-Netze, die einer Belastung durch Oberwellen unterliegen, z. B. durch eine Einspeisung von elektrischer Energie durch Windenergieanlagen (WEA).
Hintergrund der Erfindung
lnduktive Spannungswandler sind sehr günstig und deshalb weit verbreitet im
Einsatz. Sie können aber Spannungen mit höheren Frequenzen als 50 Hz meist nicht genau messen, da die Übertragungsfunktion der induktiven Spannungswandler nicht bekannt ist. Eine Vermessung insbesondere bereits installierter induktiver
Spannungswandler ist sehr aufwendig und deshalb unüblich. ln Onshore- und/oder Offshore-Netzen mit Hochspannungsgleichstromübertragungs- (HGÜ-) Anbindung ist/wird die Oberwellenbelastung durch zusätzliche
Stromerzeugungsanlagen (z. B. WEA) gestiegen/steigen. Gründe hierfür sind der vermehrte Einsatz von Umrichtern und der tendenzielle Trend zu weniger
spannungssteifen Netzen. Eine korrekte Messung der Oberwellenbelastung in derartigen Stromnetzen ist zur Ursachenfindung (technisch und/oder juristisch) notwendig.
Über den interessierenden Frequenzbereich von 50 Hz bis 10 kHz korrekt messende Spannungswandler sind erheblich teurer als übliche induktive Spannungswandler.
Zudem sind die bisher eingesetzten Standardmessinstrumente regelmäßig nur auf eine Grundschwingung - auch als Nennfrequenz bezeichnet - des Stromnetzes von 50 Hz geeicht. Bei Frequenzen ungleich 50 Hz (z. B. bei WEA) insbesondere über 1000 Hz kann eine genaue Oberwellenmessung nicht garantiert werden. Das Beispiel einer Frequenz von über 1000 Hz kann im Stromnetz vereinzelt vorliegen, z. B. durch Resonanzen können einzelne Bauelemente des Stromnetzes mit derartigen hohen Frequenzen belastet sein.
Zusammenfassung einiger beispielhafter Ausführungsformen der Erfindung
Vor diesem Hintergrund wäre es wünschenswert, eine Lösung bereitzustellen, die die beschriebenen Nachteile vermeidet bzw. minimiert, und insbesondere eine kostengünstige und genaue Messung von Oberwellen in Stromnetzen auch bei Frequenzen, die größer als 50 Hz sind, ermöglicht.
Dem vorliegenden Gegenstand liegt somit die technische Aufgabe zugrunde, eine Lösung bereitzustellen, mit der insbesondere eine möglichst kostengünstige und genaue Oberwellenmessung im Stromnetz durchführbar ist.
Gemäß einem ersten beispielhaften Aspekt der Erfindung wird ein Verfahren offenbart, das folgenden umfasst:
Ermitteln eines Korrekturfaktors für zumindest einen in einem Stromnetz angeordneten ersten Spannungswandler, wobei der Korrekturfaktor indikativ für eine Korrektur zur Erlangung von korrekten und von dem zumindest einen ersten Spannungswandler gemessenen Messwerten ist, wobei das Ermitteln des Korrekturfaktors des zumindest einen ersten Spannungswandlers zumindest teilweise basierend auf einer ersten gemessenen Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers und einer zweiten gemessenen Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers erfolgt, wobei die zweite Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers zumindest teilweise basierend auf einer vorbekannten Übertragungsfunktion von zumindest einem zweiten Spannungswandler ermittelt wird und die erste Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers ohne
Berücksichtigung der vorbekannten Übertragungsfunktion des zumindest einen zweiten Spannungswandlers ermittelt wird; Bestimmen eines Kalibrierungsfaktors für den zumindest einen ersten
Spannungswandler zumindest teilweise basierend auf dem ermittelten
Korrekturfaktor; und
Ausgabe oder Veranlassen der Ausgabe des bestimmten Kalibrierungsfaktors.
Gemäß einem zweiten beispielhaften Aspekt der Erfindung wird eine Vorrichtung offenbart, die zur Ausführung und/oder Steuerung des Verfahrens nach dem ersten Aspekt der Erfindung eingerichtet oder jeweilige Mittel zur Ausführung und/oder Steuerung der Schritte des Verfahrens gemäß dem ersten Aspekt der Erfindung umfasst. Dabei können entweder alle Schritte des Verfahrens gesteuert werden, oder alle Schritte des Verfahrens ausgeführt werden, oder ein oder mehrere Schritte gesteuert und ein oder mehrere Schritte ausgeführt werden. Ein oder mehrere der Mittel können auch durch die gleiche Einheit ausgeführt und/oder gesteuert werden. Beispielsweise können ein oder mehrere der Mittel durch einen oder mehrere Prozessoren gebildet sein.
Gemäß einem dritten beispielhaften Aspekt der Erfindung wird eine Vorrichtung offenbart, die zumindest einen Prozessor und zumindest einen Speicher, der
Programmcode beinhaltet, umfasst, wobei der Speicher und der Programmcode eingerichtet sind, mit dem zumindest einen Prozessor eine Vorrichtung
(beispielsweise die Vorrichtung mit dem Prozessor und dem Speicher) dazu zu veranlassen, zumindest das Verfahren gemäß dem ersten Aspekt der Erfindung auszuführen und/oder zu steuern. Dabei können entweder alle Schritte des
Verfahrens gesteuert werden, oder alle Schritte des Verfahrens ausgeführt werden, oder ein oder mehrere Schritte gesteuert und ein oder mehrere Schritte ausgeführt werden.
Gemäß einem vierten beispielhaften Aspekt der Erfindung wird ein System offenbart, das eine oder mehrere Vorrichtungen umfasst, die eingerichtet sind zur Ausführung und/oder Steuerung des Verfahrens gemäß dem ersten Aspekt der Erfindung oder Mittel zur Ausführung und/oder Steuerung der Schritte des Verfahrens gemäß dem ersten Aspekt der Erfindung aufweisen. Dabei können entweder alle Schritte des Verfahrens gesteuert werden, oder alle Schritte des Verfahrens ausgeführt werden, oder ein oder mehrere Schritte gesteuert und ein oder mehrere Schritte ausgeführt werden.
Gemäß einem fünften beispielhaften Aspekt der Erfindung wird ein
Computerprogramm offenbart, das Programmanweisungen umfasst, die einen Prozessor zur Ausführung und/oder Steuerung des Verfahrens gemäß dem ersten Aspekt der Erfindung veranlassen, wenn das Computerprogramm auf dem Prozessor läuft. Unter einem Prozessor sollen in dieser Spezifikation unter anderem
Kontrolleinheiten, Mikroprozessoren, Mikrokontrolleinheiten wie Mikrocontroller, digitale Signalprozessoren (DSP), Anwendungsspezifische lntegrierte Schaltungen (SASlCs) oder Field Programmable Gate Arrays (FPGAs) verstanden werden. Dabei können entweder alle Schritte des Verfahrens gesteuert werden, oder alle Schritte des Verfahrens ausgeführt werden, oder ein oder mehrere Schritte gesteuert und ein oder mehrere Schritte ausgeführt werden. Das Computerprogramm kann beispielsweise über ein Netzwerk wie das lnternet, ein Telefon- oder Mobilfunknetz und/oder ein lokales Netzwerk verteilbar sein. Das Computerprogramm kann zumindest teilweise Software und/oder Firmware eines Prozessors sein. Es kann gleichermaßen zumindest teilweise als Hardware implementiert sein. Das Computerprogramm kann beispielsweise auf einem computerlesbaren Speichermedium gespeichert sein, z. B. einem magnetischen, elektrischen, elektro-magnetischen, optischen und/oder andersartigen Speichermedium. Das Speichermedium kann beispielweise Teil des Prozessors sein, beispielsweise ein (nicht-flüchtiger oder flüchtiger)
Programmspeicher des Prozessors oder ein Teil davon. Das Speichermedium ist beispielsweise gegenständlich, also greifbar, und/oder nicht-transitorisch.
Diese fünf Aspekte der vorliegenden Erfindung weisen u. a. die nachfolgend beschriebenen - teilweise beispielhaften - Eigenschaften auf. Unter dem Begriff Oberwellen werden im Sinne des vorliegenden Gegenstands auftretende bzw. resultierende Oberschwingungen und/oder Zwischenharmonischen im Stromnetz verstanden.
Dem Gegenstand der Erfindung liegt die Erkenntnis zugrunde, dass ein z. B.
temporärer Austausch eines induktiven Spannungswandlers (z. B. an allen drei Phasen einer in dem Stromnetz bestehenden Spannungsmessstelle) durch einen Spannungswandler - vorliegend den zumindest einen zweiten Spannungswandler - mit bekannter Übertragungsfunktion (z. B. ein kapazitiver Spannungswandler oder ein bereits vermessener induktiver Spannungswandler) es ermöglicht, mit diesem zumindest einen zweiten Spannungswandler einen Kalibrierungsfaktor, wobei zumindest teilweise basierend auf diesem eine korrekte Übertragungsfunktion für den zumindest einen ersten Spannungswandler ermittelbar ist. Ferner ist es möglich, von allen weiteren in elektrischer Nähe angeordneten (z. B. auf der gleichen
Sammelschiene oder mittels eines kurzen Kabels angebundenen) und induktiven Spannungswandler einen Kalibrierungsfaktor zu ermitteln. Mit dem vermessenen zumindest einen zweiten Spannungswandler kann z. B. die Übertragungsfunktion des bisher noch nicht vermessenen zumindest einen ersten Spannungswandlers (bzw. allen noch nicht vermessenen elektrisch nahen Spannungswandlern) ermittelt werden. Anschließend kann ein Rücktausch des zumindest einen zweiten
Spannungswandlers mit dem zuvor von dem Stromnetz umfassten (z. B. nicht vermessenen) Spannungswandler erfolgen. Nach dem Ermitteln der
Übertragungsfunktion des von dem Stromnetz umfassten ersten Spannungswandlers, sowie weiterer während der Anordnung des zumindest einen zweiten
Spannungswandlers in elektrischer Nähe zu diesem angeordneten induktiven
Spannungswandler (z. B. weitere erste Spannungswandler) ist anschließend beispielsweise mit den zuvor bereits in dem Stromnetz verwendeten ersten
Spannungswandler eine genaue (d.h. insbesondere) korrekte Oberwellenmessung, auch bei höheren Frequenzen als bzw. Frequenzen ungleich 50 Hz, möglich. Die Oberwellenmessung kann beispielsweise eine frequenzabhängige Spannungsmessung sein. Entsprechend können die in dem Stromnetz bereits vorhandenen Bauelemente, insbesondere die induktiven Spannungswandler weiter verwendet werden.
Die Übertagungsfunktion eines (z. B. ersten) Spannungswandlers ist beispielsweise indikativ für das Übertragungsverhalten des Spannungswandlers in dem Stromnetz. Beispielsweise umfasst die Übertragungsfunktion das Amplituden- und das
Phasenspektrum, die entsprechend ermittelt werden können. Aus diesen Spektren kann anschließend das Übertragungsverhalten, dass durch die ermittelte
Übertragungsfunktion repräsentiert ist, bestimmt (z. B. hergeleitet, und/oder berechnet) werden. Das Amplituden- und das Phasenspektrum können beispielsweise zumindest teilweise basierend auf einer von dem zumindest einen ersten
Spannungswandler durchgeführten frequenzabhängigen Spannungsmessung bestimmt werden.
Die Übertragungsfunktion repräsentiert beispielsweise ferner einen Quotienten der Spektren eines Eingangs- und Antwortsignals. Die Übertragungsfunktion kann beispielsweise basierend auf dem Eingangs- und Antwortsignal bestimmt (z. B.
berechnet) werden. Dabei bestehen gewisse Abhängigkeiten zwischen Amplituden- und Phasengang des zumindest einen ersten Spannungswandlers, die einen
Rückschluss auf die Übertragungsfunktion des zumindest einen ersten
Spannungswandlers zulassen. Beispielsweise gibt es bei einem gegebenen
Amplitudengang nur eine endliche Anzahl von Möglichkeiten für den Phasengang (z.
B. bei endlichen Pol- und Nullstellen). Dies gilt beispielsweise auch umgekehrt: Bis auf einen Skalierungsfaktor ist der Phasengang durch den Amplitudengang eindeutig festgelegt.
Das Ermitteln des Korrekturfaktors für zumindest einen in einem Stromnetz angeordneten ersten Spannungswandler kann beispielsweise durch ein Messen der ersten und der zweiten Spannung gemäß den Merkmalen des Schritte ausgeführt und/oder durchgeführt werden. Das Messen der ersten und der zweiten Spannung im Sinne des vorliegenden Gegenstands repräsentiert insbesondere eine Oberwellenmessung, wobei das Messen der ersten und der zweiten Spannung beispielsweise eine frequenzabhängige Spannungsmessung ist.
Die Messwerte, die von dem zumindest einen ersten Spannungswandler gemessen werden, sind beispielsweise Spannung, Strom, Amplitude, Phase, oder eine
Kombination hiervon, wobei die Messwerte jeweils frequenzabhängig bestimmt werden.
Der Kalibrierungsfaktors repräsentiert beispielsweise einen Faktor, der z. B. mit den von dem zumindest einen ersten Spannungswandler gemessenen Messwerten verrechnet (z. B. multipliziert) werden kann, so dass die Messwerte den korrekten entsprechen (d.h. korrigiert werden). Das Bestimmen des Kalibrierungsfaktors kann insbesondere bei dem Auftreten von Oberwellen ausgeführt und/oder gesteuert werden, da in diesem Fall Abweichungen zwischen der ersten Spannung (z. B.
Messung durch den zumindest einen ersten Spannungswandlers) und der zweiten Spannung (z. B. Messung durch den zumindest einen zweiten Spannungswandler, der z. B. ein kapazitiver oder ein vermessener induktiver Spannungswandler ist) vorliegen können. Basierend auf dem Kalibrierungsfaktor kann zur korrekten
Oberwellenmessung durch den zumindest einen ersten Spannungswandler insbesondere nicht die Messung durch den zumindest einen ersten
Spannungswandler des Stromnetzes zur Ermittlung der genauen Messwerte verändert werden, sondern die von dem zumindest einen ersten Spannungswandler ermittelten Messwerte werden im Nachgang mittels des Kalibrierungsfaktors korrigiert. Um diesen Kalibrierungsfaktors korrekt ermitteln zu können, ist gegenständlich vorgesehen, das z. B. zumindest temporär der zumindest eine zweite Spannungswandler im Stromnetz angeordnet wird, so dass insbesondere
Abweichungen zwischen den von dem zumindest einen ersten Spannungswandler ermittelten Messwerten und denjenigen, die tatsächlich vorliegen, bestimmt werden können. Anschließend wird der bestimmte Kalibrierungsfaktor ausgegeben bzw. dessen Ausgabe wird veranlasst, z. B. an eine weitere Entität die den Kalibrierungsfaktor (weiter) verarbeiten kann, wie etwa ein das Stromnetz abbildende und von einer Netzleitstelle des Stromnetzes verwendetes Monitoringsystem (z. B. Netzleitsystem, um nur ein nicht-limitierendes Beispiel zu nennen). Dieses kann beispielsweise den bestimmten Kalibrierungsfaktors verwenden, um die tatsächlichen Messwerte von zumindest einem ersten Spannungswandler bestimmen zu können. Derart können beispielsweise auftretende Oberwellen schnell erkannt werden, so dass
beispielsweise geeignete Maßnahmen einleitbar sind. Optional kann zusätzlich der ermittelte Korrekturfaktor ausgegeben bzw. dessen Ausgabe veranlasst werden.
Das Stromnetz ist insbesondere ein oder zumindest ein Teil eines Offshore- und/oder Onshore-Stromnetzes, wobei in das Stromnetz bzw. den zumindest einen Teil des Offshore- und/oder Onshore-Stromnetzes insbesondere WEA elektrische Energie einspeisen. Das Stromnetz ist beispielsweise ein dreiphasiges Stromnetz.
Das Stromnetz kann beispielsweise Teil einer Offshore-Substation und/oder Onshore- Substation für Windparks sein bzw. von einer Offshore-Substation und/oder Onshore- Substation für Windparks umfasst sein. Das Stromnetz kann beispielsweise Teil einer Substation für Photovoltaikanlagen sein bzw. von einer Substation für
Photovoltaikanlagen umfasst sein. Derartige Substations werden beispielsweise benötigt um Strom, der seitens eines Offshore- und/oder Onshore-Windparks und/oder einer Photovoltaikanlage erzeugt wurde, umzuwandeln, so dass der erzeugte Strom zur Übertragung mittels des an den Offshore- und/oder Onshore- Windpark und/oder an die Photovoltaikanlage operativ verbundenen Stromnetzes übertragen wird lnsbesondere stellen Offshore-Substations und/oder Onshore- Substations für Windparks und/oder Substations für Photovoltaikanlagen mögliche konkrete Umsetzungen bzw. Anwendungsgebiete für den vorliegenden Gegenstand dar. Unter einem Spannungswandler wird gegenständlich insbesondere ein Spannungswandler im Bereich der elektrischen Energietechnik verstanden, der zum Messen von Wechselspannung eines Stromnetzes ausgebildet ist. Die Funktionsweise eines derartigen Spannungswandlers besteht insbesondere darin, die zu messende hohe Spannung auf geringe Spannungswerte proportional zu übertragen. Diese geringen Spannungswerte können an Spannungsmessgeräte, Energiezähler, das Stromnetz überwachende Systeme (z. B. Monitoringsysteme einer Netzleitstelle), oder dergleichen übermittelt werden, wozu Spannungswandler entsprechend für derartige Messzwecke vorgesehen sind.
Der zumindest eine erste Spannungswandler ist insbesondere ein induktiver
Spannungswandler. Unter einem induktiven Spannungswandler wird gegenständlich ein induktiver Spannungs wandler, der grundsätzlich wie ein Transformator aufgebaut ist, verstanden. Derartige induktive Spannungswandler umfassen eine
Primärwicklung, die mit der zu messenden Spannung elektrisch verbunden ist, und eine Sekundärwicklung, die galvanisch getrennt ist. Zum Ermitteln von Messwerten weisen derartige induktive Spannungswandler Mittel auf, um kleine Abweichungen im Übersetzungsverhältnis und kleine Fehlwinkel in der Phasenverschiebung zwischen Primärspannung und Sekundärspannung einhalten zu können. lnduktive Spannungswandler können primärseitig für das Ermitteln von Messwerten entweder zwischen zwei Spannung führenden Leitern (Außenleitern) oder zwischen einem Leiter und der Erde angeordnet sein. Beispielsweise ist für die
Spannungsmessung an einem einzelnen Außenleiter gegen Erde ein Ende der
Primärwicklung geerdet. Hierfür kann der induktive Spannungswandler nur einen Hochspannungsanschluss aufweisen. Es gibt einphasige Ausführungen und
dreiphasige für das Dreiphasenwechselstromnetz, wobei gegenständlich insbesondere dreiphasige solcher induktiven Spannungswandler als zumindest ein erster
Spannungswandler von lnteresse sind. Der zweite Spannungswandler, der zum Ermitteln der Übertragungsfunktion des zumindest einen ersten Spannungswandlers eingesetzt wird, ist insbesondere ein kapazitiver Spannungswandler, oder ein induktiver Spannungswandler, der derart vermessen ist, dass dieser bereits korrigierte (d.h. korrekte) Messwerte ermitteln kann.
Gemäß einer beispielhaften Ausführungsform aller Aspekte der Erfindung umfasst das Verfahren ferner:
Bestimmen einer korrigierten Übertragungsfunktion für den zumindest einen ersten Spannungswandler, wobei die korrigierte Übertragungsfunktion zumindest teilweise basierend auf dem bestimmten Kalibrierungsfaktor bestimmt wird; und
Ausgabe oder Veranlassen der Ausgabe der korrigierten Übertragungsfunktion.
Die korrigierten Übertragungsfunktion ermöglicht insbesondere eine
frequenzabhängige Kalibrierung des zumindest einen ersten Spannungswandlers mit bis dahin unbekannter Übertragungsfunktion, z. B. gemäß der folgenden Formel:
U2, neu(f) = U2, gemessen(f) * (Ul(f) / U2, alt(f)), wobei
- U2, alt(f) die bisher an K2 angezeigte Spannung repräsentiert;
- U2, neu(f) die korrekte an K2 anzuzeigende Spannung repräsentiert;
- Ul(f) die korrekte an Kl gemessene Spannung repräsentiert; und
- U2, gemessen(f) die aktuell an U2 gemessene Spannung repräsentiert.
U2, neu(f) kann zum Kalibrieren des zumindest einen ersten Spannungswandlers eingesetzt werden, dessen Übertragungsfunktion unbekannt ist. Mittels des zumindest einen zweiten Spannungswandlers (mit bekannter Übertragungsfunktion) kann beispielswiese die korrekte Übertragungsfunktion des zumindest einen ersten
Spannungswandlers (und ferner auch aller zu dem zumindest einen zweiten Spannungswandler elektrisch nahen (z. B. induktiven) Spannungswandler, wobei der zumindest eine erste Spannungswandler, falls nicht durch den zumindest einen zweiten Spannungswandler ausgetauscht, und/oder die zu dem zumindest einen zweiten Spannungswandler elektrisch nahen Spannungswandler z. B. auf der selben Sammelschiene wie der zumindest eine zweite Spannungswandler angeordnet sind, oder die hinter einem kurzen Kabel, das zwischen dem zumindest einen zweiten Spannungswandler und diesem bzw. diesen liegt, angeordnet sind) ermittelt werden. Hierzu kann beispielsweise ein temporärer Austausch eines (z. B. induktiven)
Spannungswandlers (z. B. der zumindest eine erste Spannungswandler) an allen drei Phasen einer bestehenden Spannungsmessstelle durch den zumindest einen zweiten (z. B. kapazitiven oder vermessener induktiver) Spannungswandler mit bekannter Übertragungsfunktion, z. B. an der bestehenden Spannungsmessstelle, erfolgen.
Alternativ kann der zumindest eine zweite Spannungswandler zusätzlich z. B. an die Sammelschiene, an der auch der zumindest eine erste Spannungswandler angeordnet ist, zumindest temporär angeordnet werden. Die Position (z. B. der
Spannungsmessstelle), an der der zumindest eine zweite Spannungswandler angeordnet ist, ist vorstehend mit„Kl" bezeichnet. Mit dem zumindest einen zweiten Spannungswandler kann die korrekte Übertragungsfunktion aller elektrisch nahen (z. B. induktiven) Spannungswandler ermittelt werden, wobei die Position (z. B.
Spannungsmessstelle), an der der jeweilige der zu dem zumindest einen zweiten Spannungswandler elektrisch nahen Spannungswandler angeordnet ist, vorstehend mit„K2" bezeichnet ist. Die jeweilige Position„Kl" bzw.„K2" der jeweiligen
Spannungswandler sind beispielsweise derart definiert, dass„Kl" bzw.„K2" die jeweiligen Primäranschlüsse der jeweiligen Spannungswandler an diesen Positionen repräsentieren.
Der Kalibrierungsfaktor (Ul(f) / U2, alt (f)) kann beispielsweise in Messgeräte, die die ermittelten Messwerte des zumindest einen ersten Spannungswandlers nutzen, integriert werden (wenn z. B. Messdaten mittels digitaler Signalverarbeitung prozessiert werden), so dass bei jeder Frequenz anschließend die korrekte
Spannungsamplitude gemessen wird. Dies ist beispielsweise auch in einem Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA-) System (z. B. eingesetzt von einer Netzleitstelle des Stromnetzes) oder in einer Software, mittels derer
Knotenspannungen des Stromnetzes anzeigbar sind (z. B. eine Human-Machine- lnterface (HM1) Software) und/oder mittels derer diese auswertbar sind (z. B. mittels einer Simulationsumgebung), möglich. Das Verwenden des Kalibrierungsfaktors, der z. B. von derartiger Software eingesetzt wird, ermöglicht es, dass einmal vermessene Spannungswandler, die insbesondere als geeichte Messgeräte in dem Stromnetz eingesetzt werden, nicht mit mitunter hohem Aufwand nachjustiert werden müssen. Auf Basis der gemessenen Messwerte der von dem Stromnetz umfassten ersten Spannungswandler und dem bestimmten Kalibrierungsfaktor, können stets korrekte Messwerte erzeugt werden ln der Folge, können insbesondere Oberwellen des Stromnetzes zuverlässig, genau und korrekt ermittelt (z. B. gemessen) werden.
Gemäß einer beispielhaften Ausführungsform aller Aspekte der Erfindung ist der zumindest eine zweite Spannungswandler temporär (z. B. zeitlich begrenzt) von dem Stromnetz umfasst.
Der zumindest eine zweite Spannungswandler ist beispielsweise temporär von dem Stromnetz umfasst, indem z. B. ein Austausch eines bereits von dem Stromnetz umfassten Spannungswandlers durch den zumindest einen zweiten
Spannungswandler erfolgt. Da von dem zumindest einen zweiten Spannungswandler die Übertragungsfunktion bekannt ist, z. B. indem der zumindest einen zweite Spannungswandler beispielsweise vor der Anordnung in dem Stromnetz
entsprechend vermessen wurde, kann mittels des zumindest einen zweiten
Spannungswandlers z. B. der Kalibrierungsfaktor eines zumindest einen ersten Spannungswandlers (der z. B. elektrische nahe, z. B. an der gleichen Sammelschiene wie der zumindest eine zweite Spannungswandler angeordnet ist) bestimmt werden.
Gemäß einer beispielhaften Ausführungsform aller Aspekte der Erfindung erfolgt das Ermitteln der ersten Spannung und/oder der zweiten Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandler an (allen) drei Phasen einer in dem Stromnetz bestehenden Spannungsmessstelle.
Der zumindest eine erste und der zumindest eine zweite Spannungswandler sind beispielsweise an einer in dem Stromnetz bestehenden Spannungsmessstelle angeordnet bzw. von dieser umfasst, so dass durch den zumindest einen ersten und den zweiten Spannungswandler ein Ermitteln zumindest der ersten und zweiten Spannung durchgeführt werden kann. Ferner können zudem der Strom, Amplitude(n) und Phase(n) bzw. Amplituden- und Phasengang des zumindest einen ersten
Spannungswandlers ermittelt werden. Hierzu sind der zumindest eine erste und der zweite Spannungswandler derart von dem Stromnetz umfasst, dass an allen drei Phasen des entsprechend dreiphasig ausgebildeten Stromnetzes Messwerte (z. B. Spannung, Strom, Amplitude, Phase, oder eine Kombination hiervon) ermittelt werden können.
Gemäß einer beispielhaften Ausführungsform aller Aspekte der Erfindung werden bei allen (z. B. praktisch) vorkommenden Schaltzuständen des Stromnetzes und/oder Betriebszuständen von einem oder mehreren Bauelementen des Stromnetzes die Schritte des gegenständlichen Verfahrens nach dem ersten Aspekt der vorliegenden Erfindung durchgeführt.
Entsprechend erfolgt beispielsweise ein entsprechendes Ermitteln (z. B. Messung) nach vorstehend angeführter Art in verschiedenen, insbesondere sämtlichen möglichen Schaltzuständen und/oder Betriebszuständen von dem einen Bauelement oder den mehreren Bauelementen, die das Stromnetz aufweisen bzw. umfassen kann. Eine derartige Veränderung der Topologie des Stromnetzes durch ein Verändern von dem Schaltzustand des Stromnetzes und/oder von einem oder mehreren
Betriebszuständen des einen Bauelements oder der mehreren Bauelemente von dem Stromnetz kann beispielsweise durch ein Öffnen oder Schließen verschiedener von dem Stromnetz umfasster Schalter (Ein- oder Ausschalten), und/oder ein Verändern des Betriebszustands von einem Bauelement oder mehreren Bauelementen des Stromnetzes (z. B. Arbeitspunkt- oder Drehzahlveränderung von einem Transformator oder einem Generator, um nur einige nicht-limitierende Beispiele zu nennen), erfolgen. Ferner kann eine Veränderung der Topologie des Stromnetzes erfolgen, indem beispielsweise Verbindungen zu Knoten des Stromnetzes geöffnet oder geschlossen werden, z. B. über Schalter. So können beispielsweise in dem
Stromnetz als Topologie vorhandene Ringnetze - falls vorhanden - verändert werden, um nur ein nicht-limitierendes Beispiel zu nennen. Da in jedem möglichen
Schaltzustand und/oder Betriebszustand des einen Bauelements oder der mehreren Bauelemente des Stromnetzes unterschiedliche Beeinträchtigungen der Messung durch den zumindest einen ersten Spannungswandler auftreten können, die sich z. B. durch ein unterschiedliches Übertragungsverhalten des identischen zumindest einen ersten Spannungswandlers abzeichnen, ist es vorteilhaft, einen gegenständlichen Korrekturfaktor für verschiedene, insbesondere für jeden der möglichen
Schaltzustände und/oder Betriebszustände von dem einen Bauelement oder den mehreren Bauelementen von dem Stromnetz zu bestimmen.
Gemäß einer beispielhaften Ausführungsform aller Aspekte der Erfindung ist der zumindest eine zweite Spannungswandler temporär für einen Messzeitraum von etwa einem Tag bis zu 6 Monaten in dem Stromnetz angeordnet bzw. von diesem umfasst.
Zum Bestimmen des Kalibrierungsfaktors für den zumindest einen ersten
Spannungswandlers, kann beispielsweise der zumindest eine zweite
Spannungswandler über einen längeren Zeitraum (z. B. ein Tag bis hin zu mehreren Monaten (z. B. 2, 3, 4, 5 oder 6 Monate), oder dergleichen um nur einige nicht- limitierende Beispiele zu nennen) und bei allen (z. B. praktisch) vorkommenden Schaltzuständen des Stromnetzes und/oder Betriebszuständen des einen
Bauelementes oder der mehreren Bauelemente des Stromnetzes ein entsprechendes Bestimmen des Kalibrierungsfaktors (z. B. für jeden möglichen Schaltzustand des Stromnetzes und/oder Betriebszustand des einen Bauelements oder der mehreren Bauelemente des Stromnetzes) in dem Stromnetz angeordnet sein bzw. von diesem umfasst sein. Über diesen längeren Zeitraum können beispielsweise nach vorstehend angeführter Art das gegenständliche Verfahren nach dem ersten Aspekt der vorliegenden Erfindung ausgeführt und/oder gesteuert werden, um insbesondere alle vorkommenden Frequenzen mit relevanter Spannungsamplitude erfassen zu können. Mit diesen korrekten Messungen können ferner alle weiteren und elektrisch nahen induktiven Spannungswandler für einen erweiterten Frequenzbereich (z. B. von 50 Hz bis 10 kHz) kalibriert werden. Sind alle in der Nähe der Spannungsmessstelle angeordneten und von dem Stromnetz umfassten Spannungswandler kalibriert, kann der (zumindest eine zweite) Spannungswandler mit bekannter Übertragungsfunktion (z. B. ein kapazitiver Spannungswandler oder z. B. ein entsprechend vermessener induktiver Spannungswandler) wieder durch den zuvor von dem Stromnetz umfassten Spannungswandler ersetzt werden. Basierend auf dem bestimmten Kalibrierungsfaktor z. B. der weiteren induktiven Spannungswandler kann
anschließend für den rückgetauschten Spannungswandler ebenfalls ein
entsprechender Kalibrierungsfaktor für diesen bestimmt werden.
Gemäß einer beispielhaften Ausführungsform aller Aspekte der Erfindung erfolgt mittels des zumindest einen zweiten Spannungswandlers ein Ermitteln des
Korrekturfaktors für einen Frequenzbereich von 50 Hz bis 2,5 kHz, insbesondere von 50 Hz bis 5 kHz, besonders bevorzug von 50 Hz bis 10 kHz.
Derart ist der zumindest eine erste Spannungswandler beispielsweise für einen erweiterten Frequenzbereich, vorliegend von 50 Hz bis 10kHz, kalibrierbar. Dieser erweiterte Frequenzbereich ist insbesondere zur Bestimmung (z. B. Ermitteln) von möglichen Oberwellen, die in dem Stromnetz z. B. durch ein Einspeisen von elektrischer Energie durch eine oder mehrere WEA auftreten können, sinnvoll.
Gemäß einer beispielhaften Ausführungsform aller Aspekte der Erfindung erfolgt das Ermitteln des Korrekturfaktors jeweils für alle elektrisch nahen induktiven
Spannungswandler. Unter elektrisch nahe wird gegenständlich insbesondere verstanden, dass das entsprechende elektrisch nahe Bauelement von dem Stromnetz umfasst ist, und insbesondere z. B. an einer identischen Sammelschiene wie der zumindest eine zweite Spannungswandler angeordnet bzw. mit einem Kabel mit dem zumindest einen zweiten Spannungswandler direkt, d.h. ohne Umleitung über entfernte Strukturen des Stromnetzes verbunden ist.
Zusätzlich können für alle elektrisch nahen induktiven Spannungswandler ferner entsprechende Korrekturfaktoren und anschließend entsprechende
Kalibrierungsfaktoren ermittelt werden. Ferner kann für alle elektrisch nahen induktiven Spannungswandler als zumindest ein erster Spannungswandler der jeweilige ermittelte Kalibrierungsfaktor ausgegeben bzw. dessen jeweilige Ausgabe veranlasst wird.
Entsprechend kann das gegenständliche Verfahren beispielsweise für mehrere erste Spannungswandler, insbesondere mittels des zumindest einen zweiten
Spannungswandler, der elektrisch nahe zu den mehreren ersten Spannungswandler im Stromnetz angeordnet ist (z. B. an der identischen Sammelschiene), ausgeführt und/oder gesteuert werden.
Gemäß einer beispielhaften Ausführungsform aller Aspekte der Erfindung wird der elektrisch nahe zumindest eine erste Spannungswandler für einen erweiterten Frequenzbereich (z. B. von 50 Hz bis 10 kHz) zumindest teilweise basierend auf dem jeweiligen ermittelten Kalibrierungsfaktor kalibriert. lnsbesondere können beispielsweise mehrere elektrische nahe erste
Spannungswandler für den erweiterten Frequenzbereich zumindest teilweise basierend auf dem jeweiligen der mehreren ersten Spannungswandler ermittelten Kalibrierungsfaktoren kalibriert werden. Gemäß einer beispielhaften Ausführungsform aller Aspekte der Erfindung ist der zumindest eine zweite Spannungswandler ein kapazitiver oder ein vermessener induktiver Spannungswandler.
Unter einem vermessenen induktiven Spannungswandler wird gegenständlich insbesondere ein induktiver Spannungswandler verstanden, der vor einer Anordnung in dem Stromnetz vermessen wurde, so dass dessen Übertragungsfunktion bestimmt wurde und/oder bereits vor der Anordnung im Stromnetz bekannt ist. Basierend auf der bestimmten und/oder bekannten Übertragungsfunktion des vermessenen induktiven Spannungswandler (gegenständlich der zumindest eine zweite
Spannungswandler) kann entsprechend die Übertragungsfunktion des zumindest einen ersten Spannungswandlers ermittelt werden.
Unter einem kapazitiven Spannungswandler wird gegenständlich insbesondere ein Spannungswandler verstanden, der eine hohe lsolationsfestigkeit bei hohen
Spannungen aufweist. Dies lässt sich im Gegensatz hierzu bei induktiven
Spannungs wandlern nur mit großem Aufwand im Transformator bzw. hohen Kosten sicherstellen. Ein derartiger kapazitiver Spannungswandler weist einen
(hochspannungsfesten) Kondensator auf, der mit einer zu messenden Spannung (z. b. mittels einer Sammelschiene) verbunden ist. Derartige kapazitive Spannungswandler ermitteln insbesondere korrekte Messwerte auch in dem erweiterten
Frequenzbereich von 50 Hz bis 10 kHz, da diese im Wesentlichen unempfindlich gegenüber auftretenden Beeinträchtigungen des Stromnetzes (z. B. Oberwellen, oder Resonanzen, um nur einige nicht-limitierende Beispiele zu nennen) sind.
Gemäß einer beispielhaften Ausführungsform aller Aspekte der Erfindung wird die korrigierte Übertragungsfunktion für den zumindest einen ersten Spannungswandler zumindest teilweise basierend auf dem Korrekturfaktor nachjustiert.
Die Übertragungsfunktion für den zumindest einen ersten Spannungswandler kann beispielsweise softwareseitig nachjustiert werden lndem beispielsweise die Änderung (z. B. von elektrisch nahen) weiteren ersten Spannungswandlern ermittelt wird, und auf die Übertragungsfunktion des zumindest einen ersten
Spannungswandlers angewendet wird, ist dessen Übertragungsfunktion
beispielsweise nachjustierbar.
Alternativ oder zusätzlich kann die Übertragungsfunktion des zumindest einen ersten Spannungswandlers nachjustiert werden für den Fall, dass der zumindest eine erste Spannungswandler beispielsweise eine Schnittstelle (z. B. einen digitalen Eingang oder dergleichen) aufweist. Über die Schnittstelle ist der zumindest eine erste
Spannungswandler beispielsweise Steuer- und/oder regelbar. Ferner könnte die Schnittstelle analog ausgebildet sein ln diesem Fall kann die Übertragungsfunktion des zumindest einen ersten Spannungswandlers beispielsweise nachjustiert werden, indem ein Strom (z. B. von 0 bis 20mA) zur Übertragung eines entsprechend modulierten Steuersignals zum Nachjustieren der Übertragungsfunktion des zumindest einen ersten Spannungswandlers eingesetzt wird.
Gemäß einer beispielhaften Ausführungsform aller Aspekte der Erfindung werden der bestimmte Korrekturfaktor und/oder die korrigierte Übertragungsfunktion in einem Speicher hinterlegt werden.
Der Speicher umfasst beispielsweise eine Datenbank ln der Datenbank kann beispielsweise eine Verknüpfung zwischen einer ldentifikationsinformation (z. B. 1D des zumindest einen ersten Spannungswandlers) und einem Korrekturfaktor, einem Kalibrierungsfaktor, einer Übertragungsfunktion, oder einer Kombination hiervon, hinterlegt sein. Z. B. kann basierend auf der ldentifikationsinformation z. B. ein Netzleitsystem den Korrekturfaktor, den Kalibrierungsfaktor, die
Übertragungsfunktion, oder eine Kombination hiervon abfragen und entsprechend für weitere Anwendungen nutzen, z. B. zum Korrigieren von dem zumindest einen ersten Spannungswandler ermittelten Messwerten. Ferner kann in dem Speicher, insbesondere der von dem Speicher umfassten
Datenbank, der bestimmte Korrekturfaktor und/oder die korrigierte
Übertragungsfunktion in Abhängigkeit des Schaltzustandes des Stromnetzes und/oder des Betriebszustands von dem einen Bauelement oder den mehreren Bauelementen des Stromnetzes, in welcher und/oder in welchem zumindest der bestimmte Korrekturfaktor und/oder die korrigierte Übertragungsfunktion ermittelt wurde, hinterlegt (z. B. gespeichert) sein.
Der Speicher bzw. die von dem Speicher umfasste Datenbank kann alternativ oder zusätzlich in einem Netzgerät (z. B. von einer Spannungsmessstelle umfasst, wobei das Netzgerät z. B. an eine Netzleitstelle die ermittelten Messwerte übermittelt) zur Korrektur von dem zumindest einen ersten Spannungswandler ermittelten
Messwerten integriert, von diesem umfasst, oder mit diesem verbunden sein.
Entsprechend kann eine Korrektur von dem zumindest einen ersten
Spannungswandler ermittelten Messwerten unmittelbar in dem Netzgerät erfolgen. Entsprechend erfolgt beispielsweise seitens des Netzgerätes eine Übermittlung von bereits korrigierten Messwerten, z. B. an eine Netzleitstelle, so dass seitens dieser Netzleitstellte keine weitere Korrektur der Messwerte des zumindest einen ersten Spannungswandlers zumindest teilweise basierend auf dem Korrekturfaktor, dem Kalibrierungsfaktor, der Übertragungsfunktion, oder einer Kombination hiervon vorgenommen werden muss.
Für den Fall, dass mehrere erste Spannungswandler von dem Stromnetz umfasst sind, können in dem Speicher, insbesondere der von dem Speicher umfassten Datenbank, für jeden der von dem Stromnetz umfassten ersten Spannungswandler zumindest ein Korrekturfaktor und/oder eine korrigierte Übertragungsfunktion hinterlegt sein.
Die oben beschriebenen, zunächst grundsätzlich für sich alleine stehenden
Ausführungsformen und beispielhaften Ausgestaltungen aller Aspekte der
vorliegenden Erfindung sollen auch in allen Kombinationen miteinander offenbart verstanden werden. Weitere vorteilhafte beispielhafte Ausgestaltungen der Erfindung sind der folgenden detaillierten Beschreibung einiger beispielhafter Ausführungsformen der
vorliegenden Erfindung, insbesondere in Verbindung mit den Figuren zu entnehmen. Die der Anmeldung beiliegenden Figuren sollen jedoch nur dem Zwecke der
Verdeutlichung, nicht aber zur Bestimmung des Schutzbereiches der Erfindung dienen. Die beiliegenden Zeichnungen sind nicht notwendigerweise maßstabsgetreu und sollen lediglich das allgemeine Konzept der vorliegenden Erfindung beispielhaft widerspiegeln lnsbesondere sollen Merkmale, die in den Figuren enthalten sind, keineswegs als notwendiger Bestandteil der vorliegenden Erfindung erachtet werden.
Kurze Beschreibung der Figuren
ln der Zeichnung zeigt
Fig. 1 ein beispielhaftes System gemäß einem Ausführungsbeispiel;
Fig. 2 ein Flussdiagramm eines beispielhaften Verfahrens nach einem
Ausführungsbeispiel;
Fig. 3 eine schematische Darstellung einer beispielhaften Ausführungsform einer Vorrichtung, die beispielsweise ein gegenständliches Verfahren nach allen Aspekten ausführen und/oder durchführen kann;
Fig. 4 unterschiedliche Ausführungsbeispiele eines Speichermediums.
Detaillierte Beschreibung einiger beispielhafter Ausführungsformen der
Erfindung
Fig. 1 zeigt ein beispielhaftes System 100 eines Ausführungsbeispiels gemäß dem vierten Aspekt der vorliegenden Erfindung. Das System 100 umfasst vorliegend zwei erste Spannungswandler 150, einen zweiten Spannungswandler 160, ein von einer Spannungsmessstelle 190 umfasstes Netzgerät 191, einen Server 170, der beispielsweise ein Netzleitsystem ausführt und/oder steuert, und/oder eine
Simulationssoftware ausführt und/oder steuert, einen Server 110, der beispielsweise das gegenständliche Verfahren nach dem ersten Aspekt der vorliegenden Erfindung ausführt und/oder steuert, eine optionale Datenbank 120, vorliegend zwei WEA 130, die elektrische Energie in das Stromnetz 140 einspeisen, und ein
Kommunikationsnetz 180 (z. B. das Internet), über das zumindest der Server 170 mit dem Server 110 kommunizieren kann. Alternativ können der Server 170 und der Server 110 direkt miteinander verbunden sein und z. B. über eine drahtgebundene Kommunikationsverbindung (z. B. nach dem Local Area Network (LAN) Standard) kommunizieren. Alternativ kann der Server 110 von dem Server 170 umfasst sein, so dass ein gegenständlicher (d. h. greifbarer) Server z. B. sowohl ein Netzleitsystem des Stromnetzes 140 und das gegenständliche Verfahren nach dem ersten Aspekt der Erfindung ausführt und/oder steuert. ln Ausführungsbeispielen der vorliegenden Erfindung wird beispielsweise ein
Korrekturfaktor ermittelt, z. B. von dem Server 110. Hierzu wird zunächst eine erste Spannung von einem oder beiden der ersten Spannungswandler 150 ermittelt.
Anschließend wird beispielsweise der zweite Spannungswandler 160 temporär in dem Stromnetz angeordnet, z. B. an der gleichen Sammelschiene wie die beiden anderen ersten Spannungswandler 150. Alternativ kann der zweite
Spannungswandler 160 einen der beiden ersten Spannungswandler 150 ersetzen (in Fig. 1 schematisch nicht dargestellt).
Die erste Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers 150 und einer zweiten Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers 150 wird ermittelt, indem beispielsweise die erste (frequenzabhängige) Spannung ermittelt wird, z. B. bevor der zweite Spannungswandler 160 in dem Stromnetz 140 angeordnet wird. Die zweite (frequenzabhängige) Spannung wird ermittelt nachdem der zweite Spannungswandler 160 in dem Stromnetz 140 angeordnet und von diesem umfasst ist. Die zweite Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers 150 wird zumindest teilweise basierend auf einer vorbekannten Übertragungsfunktion von dem zumindest einem zweiten Spannungswandler 160 ermittelt wird, entspricht also der korrekten und an dem zumindest einen ersten Spannungswandler 150
gemessenen Spannung.
Nach dem Ermitteln der ersten und der zweiten Spannung werden diese
beispielsweise von dem Netzgerät 191 an den Server 110 übermittelt, z. B. über den mit dem Stromnetz 140 verbundenen Server 170 und das Kommunikationsnetz 180 (z. B. das Internet). Entsprechend kann zumindest das Netzgerät 191 eine
Kommunikationsverbindung über das Kommunikationsnetz 180 mit dem Server 110 aufbauen und zur Übermittlung, z. B. der ersten und der zweiten Spannung von zumindest einem der beiden ersten Spannungswandler 150 nutzen. Anschließend ermittelt der Server 110 zumindest teilweise basierend auf der ersten und der zweiten ermittelten Spannung einen Korrekturfaktor des zumindest einen ersten Spannungswandlers 150.
Zumindest teilweise basierend auf dem ermittelten Korrekturfaktor bestimmt z. B. der Server 110 einen Kalibrierungsfaktor. Dieser Kalibrierungsfaktor für den zumindest einen ersten Spannungswandler 150 kann beispielsweise bestimmt werden, indem die korrekte Spannung derjenigen Spannung entspricht, die sich aus der ersten Spannung, der korrekten Spannung und der zweiten Spannung z. B. nach der folgenden Formel bestimmt:
Kalibrierungsfaktor für den zumindest einen ersten Spannungswandler 150 = erste
Spannung * (korrekte Spannung / zweite Spannung), wobei die jeweiligen Spannungen z. B. jeweils in Abhängigkeit der Frequenz ermittelt werden können.
Anschließend wird der bestimmte Kalibrierungsfaktor ausgegeben, z. B. von dem Server 110 an den Server des Netzleitsystems 170, der den Kalibrierungsfaktor zum Bestimmen der jeweils korrekten Spannung an zumindest einem der ersten Spannungswandler 150 benutzen kann. Basierend auf der korrekten Spannung kann der Server des Netzleitsystems 170 beispielsweise schnell und zuverlässig
möglicherweise in dem Stromnetz 140 auftretende bzw. bereits aufgetretene
Oberwellen messen, so dass z. B. rechtzeitig geeignete Maßnahmen zur Beseitigung bzw. Vermeidung von Oberwellen des Stromnetzes 140, z. B. durch ein nicht gleichmäßiges Einspeisen von elektrischer Energie in das Stromnetz 140 durch die WEA 130, ergriffen werden können.
Fig. 2 zeigt ein Flussdiagramm 200 eines beispielhaften Verfahrens nach einem
Ausführungsbeispiel gemäß dem ersten Aspekt der Erfindung. Das Flussdiagramm 200 kann beispielsweise von dem Server 110 nach Fig. 1 ausgeführt und/oder gesteuert werden. Alternativ oder zusätzlich kann das Flussdiagramm 200
beispielsweise von dem Netzgerät 191 nach Fig. 1 ausgeführt und/oder gesteuert werden. ln einem ersten Schritt 201 erfolgt ein Ermitteln eines Korrekturfaktors für zumindest einen in einem Stromnetz (z. B. Stromnetz 140 nach Fig. 1) angeordneten ersten Spannungswandler (z. B. einer der Spannungswandler 150 nach Fig. 1).
Der Korrekturfaktor ist indikativ für eine Korrektur zur Erlangung von korrekten und von dem zumindest einen ersten Spannungswandler (z. B. einer der
Spannungswandler 150 nach Fig. 1) gemessenen Messwerte, wobei das Ermitteln des Korrekturfaktors des zumindest einen ersten Spannungswandlers zumindest teilweise basierend auf einer ersten Spannung des zumindest einen ersten
Spannungswandlers und einer zweiten Spannung des zumindest einen ersten
Spannungswandlers erfolgt, wobei die zweite Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers zumindest teilweise basierend auf einer vorbekannten
Übertragungsfunktion von zumindest einem zweiten Spannungswandler (z. B.
Spannungswandler 160 nach Fig. 1) ermittelt wird und die erste Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers ohne Berücksichtigung der vorbekannten Übertragungsfunktion des zumindest einen zweiten Spannungswandlers ermittelt wird. ln einem zweiten Schritt 202 erfolgt ein Bestimmen eines Kalibrierungsfaktors für den zumindest einen ersten Spannungswandler (z. B. Spannungswandler 150 nach Fig. 1) zumindest teilweise basierend auf dem ermittelten Korrekturfaktor. ln einem dritten Schritt 203 erfolgt eine Ausgabe oder Veranlassen der Ausgabe des bestimmten Kalibrierungsfaktors, z. B. von dem Server 110 nach Fig. 1 an den Server des Netzleitsystems 170 nach Fig. 1.
Fig. 3 zeigt eine schematische Darstellung einer beispielhaften Ausführungsform einer Vorrichtung 300, die im Kontext aller Aspekte eingesetzt werden kann. Die
Vorrichtung 300 repräsentiert beispielsweise den Server 110 nach Fig. 1, oder den Server des Netzleitsystems 170 nach Fig. 1, oder das von der Spannungsmessstelle des Stromnetzes (Stromnetz 140 nach Fig. 1) umfasste Netzgerät 191 nach Fig. 1.
Die Vorrichtung 300 kann beispielsweise ein gegenständliches Verfahren nach allen Aspekten ausführen und/oder steuern. Hierzu kann die Vorrichtung beispielsweise Mittel zum Ausführen und/oder Durchführen eines gegenständlichen Verfahrens nach allen Aspekten aufweisen und/oder umfassen. Das gegenständliche Verfahren nach allen Aspekten kann ferner von mehreren (d.h. zumindest zwei) Vorrichtungen 30 ausgeführt und/oder durchgeführt werden.
Die Vorrichtung 300 kann beispielsweise das Flussdiagramm 200 der Fig. 2 ausführen.
Die Vorrichtung 300 umfasst einen Prozessor 310 mit zugeordnetem Arbeitsspeicher bzw. Hauptspeicher 311 und Programspeicher 312. Der Prozessor 310 führt beispielsweise Programmanweisungen aus, die im Programmspeicher 312
gespeichert sind. Die Programmanweisungen führen das gegenständliche Verfahren (z. B. gemäß der Schritte 201 bis 203 nach Fig. 2) aus und/oder steuern dieses. Damit enthält der Programmspeicher 312 ein Computerprogramm und stellt ein
Computerprogrammprodukt zu dessen Speicherung dar. Vorrichtung 300 stellt ein Beispiel einer Vorrichtung eines Systems (z. B. das System 100 nach Fig. 1) dar.
Der Programmspeicher 312 kann beispielsweise ein persistenter Speicher, wie beispielsweise ein Read-Only-Memory (ROM)-Speicher sein. Der Programmspeicher 312 kann beispielsweise fest mit dem Prozessor 310 verbunden sein, kann aber alternativ auch lösbar mit dem Prozessor 310 verbunden sein, beispielsweise als Speicherkarte, Diskette, oder optisches Datenträgermedium (z.B. eine CD oder DVD) ln dem Programmspeicher 312, oder in einem separaten Speicher, können auch weitere lnformationen abgespeichert sein.
Der Hauptspeicher 311 wird beispielsweise zur Speicherung temporärer Ergebnisse während der Abarbeitung der Programmanweisungen genutzt, es handelt sich hierbei beispielsweise um flüchtigen Speicher, wie beispielsweise einen Random-Access- Memory (RAM) -Speicher.
Der Prozessor 310 ist ferner operativ mit einer Kommunikationsschnittstelle 313 verbunden, mit der beispielsweise ein lnformationsaustausch mit anderen
Vorrichtungen möglich ist (siehe z.B. die Pfeile in Fig. 1). Mittels der
Kommunikationsschnittstelle 313 kann beispielsweise eine bestimmte
Kalibrierungsinformation ausgegeben werden (Schritt 203 nach Fig. 2).
Die Vorrichtung 300 kann weitere Komponenten enthalten. Falls die Vorrichtung 300 die Vorrichtung zur Ausführung und/oder Durchführungen eines gegenständlichen Verfahren (z. B. Server 110 nach Fig. 1) repräsentiert, ist optional eine
Ermittlungseinheit (in Fig. 3 nicht dargestellt) vorgesehen, die beispielsweise zum Ermitteln eines Korrekturfaktors (Schritt 201 nach Fig. 2) eingerichtet ist und mit dem Prozessor 310 operativ verbunden ist. Ferner ist optional eine
Bestimmungseinheit (in Fig. 3 nicht dargestellt) vorgesehen, die beispielsweise zum Bestimmen eines Kalibrierungsfaktors (Schritt 202 nach Fig. 2) eingerichtet ist und mit dem Prozessor 310 operativ verbunden ist.
Optional kann die Vorrichtung 300 eine Benutzerschnittstelle (z. B. ein Ein- / Ausgabegerät 314) aufweisen, mittels der beispielsweise eine Wiedergabe von lnformationen (z.B. eine optische Wiedergabe) möglich ist. Beispielsweise ist die Benutzerschnittstelle eine Displayvorrichtung (z.B. ein Liquid Crystal Display (LCD), oder ein Light Emitting Diode (LED)-Display oder dergleichen). Ferner können mittels der Benutzerschnittstelle eine oder mehrere Eingaben eines Benutzers aufgenommen werden, z. B. mittels einer Tastatur, Maus, oder einer berührungsempfindlichen Displayvorrichtung.
Fig. 4 zeigt unterschiedliche Ausführungsbeispiele von Speichermedien, auf denen ein Ausführungsbeispiel eines erfindungsgemäßen Computerprogramms gespeichert sein kann. Das Speichermedium kann beispielsweise ein magnetisches, elektrisches, optisches und/oder andersartiges Speichermedium sein. Das Speichermedium kann beispielsweise Teil eines Prozessors (z. B. Prozessor 310 der Fig. 3) sein,
beispielsweise (ein nicht-flüchtiger oder flüchtiger) Programmspeicher des
Prozessors oder ein Teil davon (wie Programmspeicher 312 der Fig. 3).
Ausführungsbeispiele eines Speichermediums sind ein Flash-Speicher 410, eine SSD- Festplatte 411, eine magnetische Festplatte 412, eine Speicherkarte 413, ein Memory Stick 414 (z. B. ein USB-Stick) eine CD-ROM oder DVD 415, oder eine Diskette 416.
Die in dieser Spezifikation beschriebenen Ausführungsbeispiele der vorliegenden Erfindung und die diesbezüglich jeweils angeführten optionalen Merkmale und Eigenschaften sollen auch in allen Kombinationen miteinander offenbart verstanden werden lnsbesondere soll auch die Beschreibung eines von einem
Ausführungsbeispiel umfassten Merkmals - sofern nicht explizit gegenteilig erklärt - vorliegend nicht so verstanden werden, dass das Merkmal für die Funktion des Ausführungsbeispiels unerlässlich oder wesentlich ist. Die Abfolge der in dieser Spezifikation geschilderten Verfahrensschritte in den einzelnen Ablaufdiagrammen ist nicht zwingend, alternative Abfolgen der Verfahrensschritte sind denkbar. Die
Verfahrensschritte können auf verschiedene Art und Weise implementiert werden, so ist eine lmplementierung in Software (durch Programmanweisungen), Hardware oder eine Kombination von beidem zur lmplementierung der Verfahrensschritte denkbar. ln den Patentansprüchen verwendete Begriffe wie "umfassen", "aufweisen",
"beinhalten", "enthalten" und dergleichen schließen weitere Elemente oder Schritte nicht aus. Unter die Formulierung„zumindest teilweise" fallen sowohl der Fall „teilweise" als auch der Fall„vollständig". Die Formulierung„und/oder" soll dahingehend verstanden werden, dass sowohl die Alternative als auch die
Kombination offenbart sein soll, also„A und/oder B" bedeutet„(A) oder (B) oder (A und B)". Die Verwendung des unbestimmten Artikels schließt eine Mehrzahl nicht aus. Eine einzelne Vorrichtung kann die Funktionen mehrerer in den Patentansprüchen genannten Einheiten bzw. Vorrichtungen ausführen ln den Patentansprüchen angegebene Bezugszeichen sind nicht als Beschränkungen der eingesetzten Mittel und Schritte anzusehen.

Claims

P a t e n t a n s p r ü c h e
1) Verfahren, durchgeführt von zumindest einer Vorrichtung, umfassend:
Ermitteln eines Korrekturfaktors für zumindest einen in einem Stromnetz angeordneten ersten Spannungswandler, wobei der Korrekturfaktor indikativ für eine Korrektur zur Erlangung von korrekten und von dem zumindest einen ersten Spannungswandler gemessenen Messwerten ist, wobei das Ermitteln des Korrekturfaktors des zumindest einen ersten Spannungswandlers zumindest teilweise basierend auf einer ersten gemessenen Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers und einer zweiten gemessenen Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers erfolgt, wobei die zweite Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers zumindest teilweise basierend auf einer vorbekannten Übertragungsfunktion von zumindest einem zweiten Spannungswandler ermittelt wird und die erste Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandlers ohne Berücksichtigung der vorbekannten
Übertragungsfunktion des zumindest einen zweiten Spannungswandlers ermittelt wird;
Bestimmen eines Kalibrierungsfaktors für den zumindest einen ersten
Spannungswandler zumindest teilweise basierend auf dem ermittelten
Korrekturfaktor; und
Ausgabe oder Veranlassen der Ausgabe des bestimmten Kalibrierungsfaktors.
2. Verfahren nach Anspruch 1, ferner umfassend:
Bestimmen einer korrigierten Übertragungsfunktion für den zumindest einen ersten Spannungswandler, wobei die korrigierte Übertragungsfunktion zumindest teilweise basierend auf dem bestimmten Kalibrierungsfaktor bestimmt wird; und
Ausgabe oder Veranlassen der Ausgabe der korrigierten Übertragungsfunktion.
3. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der zumindest eine zweite Spannungswandler temporär von dem Stromnetz umfasst ist.
4. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das Ermitteln der ersten Spannung und/oder der zweiten Spannung des zumindest einen ersten Spannungswandler an allen drei Phasen einer in dem Stromnetz bestehenden Spannungsmessstelle erfolgt.
5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei bei allen
vorkommenden Schaltzuständen des Stromnetzes und/oder Betriebszuständen von einem oder mehreren Bauelementen des Stromnetzes die Schritte des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 4 durchgeführt werden.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 3 bis 5, wobei der zumindest eine zweite Spannungswandler temporär für einen Messzeitraum von etwa einem Tag bis zu 6 Monaten in dem Stromnetz angeordnet bzw. von diesem umfasst ist.
7. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei mittels des
zumindest einen zweiten Spannungswandlers ein Ermitteln des Korrekturfaktors für einen Frequenzbereich von 50 Hz bis 2,5 kHz, insbesondere von 50 Hz bis 5 kHz, besonders bevorzug von 50 Hz bis 10 kHz erfolgt.
8. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das Ermitteln des Korrekturfaktors jeweils für alle elektrisch nahen induktiven Spannungs wandler erfolgt.
9. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der elektrisch nahe zumindest eine erste Spannungswandler für einen erweiterten Frequenzbereich zumindest teilweise basierend auf dem jeweiligen ermittelten
Kalibrierungsfaktor kalibriert wird.
10. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der zumindest eine zweite Spannungswandler ein kapazitiver oder ein vermessener induktiver Spannungswandler ist.
11. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die korrigierte Übertragungsfunktion für den zumindest einen ersten Spannungswandler zumindest teilweise basierend auf dem Korrekturfaktor nachjustiert wird.
12. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der bestimmte Korrekturfaktor und/oder die korrigierte Übertragungsfunktion in einem
Speicher hinterlegt werden.
13. Vorrichtung eingerichtet zur Ausführung und/oder Steuerung des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 12 oder umfassend jeweilige Mittel zur
Ausführung und/oder Steuerung der Schritte des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 12.
14. System, umfassend eine oder mehrere Vorrichtungen, die eingerichtet sind zur Ausführung und/oder Steuerung des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 12 oder Mittel zur Ausführung und/oder Steuerung der Schritte des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 12 aufweisen.
15. Computerprogramm, umfassend Programmanweisungen, die einen Prozessor zur Ausführung und/oder Steuerung des Verfahrens gemäß einem der Ansprüche 1 bis 12 veranlassen, wenn das Computerprogramm auf dem Prozessor läuft.
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