WO2020216667A1 - System zur auslegung eines niederspannungs-verteilnetzes an einer ortsnetzstation - Google Patents

System zur auslegung eines niederspannungs-verteilnetzes an einer ortsnetzstation Download PDF

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WO2020216667A1
WO2020216667A1 PCT/EP2020/060665 EP2020060665W WO2020216667A1 WO 2020216667 A1 WO2020216667 A1 WO 2020216667A1 EP 2020060665 W EP2020060665 W EP 2020060665W WO 2020216667 A1 WO2020216667 A1 WO 2020216667A1
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network
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distribution network
low
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PCT/EP2020/060665
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Martin PAULICK
Carsten Eilers
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Wago Verwaltungsgesellschaft Mbh
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Definitions

  • Low-voltage networks are part of the electricity network for distributing electrical energy, for example to an electrical end user (low-voltage devices) and are managed by many regional distribution network operators. In order to avoid power losses, low-voltage networks are limited in terms of their spatial extension to a range of a few 100 m to a few kilometers. They are therefore regionally about Local network stations, which are also referred to as transformer stations, are fed from a higher-level medium-voltage network. In contrast to the other voltage levels, low-voltage networks in large areas of Europe are not three-wire, but four-wire systems to enable the connection of single-phase consumers.
  • the low-voltage network has a main power line, from the main power line via a
  • Network junction point electrical current is conducted into at least one branch power line, to which at least one power consumer (consumer) and / or a power generator (feeder) are / is connected.
  • the branch power line with the consumer and / or feeder connected to it forms a self-sufficient network district.
  • At least one sensor at which the branch power line branches off from the main power line is arranged at the network branch point.
  • the sensor measures the current flow in the branch power line and / or the voltage on the branch power line.
  • WO 2011/126732 A1 discloses a system and a method for calculating load models and associated tunable parameters that can be used to describe the behavior of consumers that are connected to an electrical power distribution system.
  • the load models can be used to predict fluctuations in demand caused by changes in the supply voltage and can be used to determine an optimized control strategy based on the load dynamics.
  • the decentralized Control device comprises a state estimation device, by means of which the state values are estimated using input signals supplied by the state estimation device.
  • the status values are checked by means of an evaluation device to determine whether they indicate an undesired electrical operating state of the sub-network of the power supply network and whether a control signal is generated if the status values indicate an undesired electrical operating state.
  • the state estimation device be supplied with input signals which indicate an ambient state in the area of the subnetwork and / or an electrical state of the subnetwork at at least one measuring point assigned to the subnetwork, and the state estimation device comprises an artificial neural network which is trained in such a way that the state values are determined using the input signals.
  • Energy supply network be adapted.
  • the invention is based on the object of specifying a system that improves the design of a low-voltage distribution network at a local network station as much as possible.
  • a system which has a controller and a number of 3-phase measurement sensors.
  • a 3-phase measuring sensor is connected to a low-voltage outlet of a local network station at least for current measurement.
  • a distribution network with producers and / or consumers is connected to the low-voltage output.
  • the controller and the 3-phase measuring sensor are arranged in the local network station.
  • the controller has a data interface for recording electrical measured values from the connected 3-phase measuring sensor with the associated time stamp.
  • the controller has a communication interface for connection to a higher-level unit outside the local network station.
  • the controller allocates a first memory area in a local memory
  • the controller has a second memory area in the local memory for storing network topological data.
  • the network topological data have both line profiles of the distribution network and consumer profiles of the consumers and / or producer profiles of the producers of the distribution network.
  • the controller has a computing unit which is set up to carry out the steps:
  • a 3-phase measuring sensor is to be understood as at least one 3-phase measuring sensor, so that one, two or more 3-phase sensors can be used with the data interface of the controller. Phase measuring sensors can be connected.
  • the 3-phase measuring sensor is advantageously designed for separate current measurements for the conductors Li, L2, L 3 and N.
  • the 3-phase measuring sensor is, for example, the 3-phase power measuring module 750-495 with associated Rogowski coils from the applicant, through which a large number of electrical quantities can be measured, such as current, voltage, active power,
  • Reactive power, phase, frequency etc . can also be used.
  • other 3-phase measuring sensors can also be used.
  • a low-voltage outlet is an indefinite number, i.e. at least one
  • a local network station typically has one, two or more low-voltage outlets.
  • a low-voltage outlet is typically part of a low-voltage network, which is also referred to as a distribution network.
  • the distribution network can have a consumer, such as a motor vehicle charging station, a house connection and / or a generator such as a block-type thermal power station or a photovoltaic system.
  • a producer can also be referred to as a feeder.
  • a distribution network has a plurality of consumers and producers.
  • the controller and 3-phase measuring sensor are arranged in a building or housing of the local network station.
  • the controller has two different interfaces.
  • the controller has at least the data interface and the communication interface.
  • the controller can have further interfaces, such as a service interface for maintenance purposes or configuration purposes.
  • the data interface provides the connection for one or more 3-phase measuring sensors.
  • the Communication interface is, for example, a network interface for
  • the communication interface is designed for sending and receiving using an Ethernet-based protocol.
  • the higher-level unit is not arranged in the local network station, but
  • the higher-level unit can be, for example, a specific computer or a cloud application on a locally remote server.
  • the communication interface is a USB interface to which a computer can be connected outside the local network station.
  • the local memory of the controller can be read and written to by the arithmetic unit without a connection being made via the communication interface.
  • the local memory is therefore connected directly to the processing unit.
  • Memory area is written, for example by means of a DMA controller contained in the controller (DMA - Direct Memory Access).
  • the local storage of the network topological data in the second memory area has data from the distribution network connected to the local network station. Accordingly, the amount of data is limited to the connected distribution network. Also is a
  • Result data volume limited to the connected distribution network. It is therefore not necessary to transfer larger amounts of data via the communication interface. For example, necessary changes to the network topological data are transmitted via the communication interface and also stored in the second memory area of the local memory.
  • the calculation of the energy flow by the processing unit of the controller can also take place locally in the local network station.
  • the calculation algorithm is advantageously optimized in such a way that it manages with the relatively small computing power of the computing unit of the controller. It is not necessary to provide additional external computing power, for example in the cloud. Accordingly, the calculation in the controller in the local network station can be carried out independently.
  • the steps carried out in the controller, including receiving, selecting, calculating and providing, do not necessarily have to be carried out in the specified order. For example, it is sufficient that a request is received only once and then selection and calculation take place cyclically. Alternatively, the selection and the calculation can be event-driven, for example every time a request is received.
  • the calculation result can be made available continuously, for example. Alternatively, it is possible that the calculation result is provided based on the request.
  • the server implemented in the controller for providing the calculation result is, for example, a web server that sends the calculation result to clients such as
  • Web browser transmits.
  • the web server is, for example, web server software in the controller.
  • the controller's server is set up to provide a number of services that can be controlled via the communication interface.
  • At least one service is provided.
  • Services are, for example, predetermined views of the measured values or calculation results, for example cartographic views or limit value violations or drag pointers or the like.
  • Further services are calculation configurations, for example simulation of changes in the distribution network, averaging over longer periods of time, etc.
  • the server of the controller is set up to provide the calculation results using graphic objects.
  • Graphic objects can advantageously have unchangeable graphic elements and / or temporally variable graphic elements and / or numbers and / or text.
  • a symbol and a view of a virtual measuring device are stored as graphic objects for a certain type of consumer, so that a graphic object can be automatically generated from the storage for all consumers of this type.
  • the graphic objects are assigned to one another and to one of the low-voltage outlets based on the network topological data. For example, the assignment takes place through the local positioning within a map or a two- or three-dimensional structure. According to an advantageous development, at least one of the graphic objects is assigned to a calculation result. The assignment can, for example, by a
  • the graphic objects are available via the
  • Communication interface can be transferred.
  • the graphic objects can preferably be transferred to the higher-level unit.
  • the structure can also be from a
  • the server of the controller is set up to assign an object a time profile of calculated electrical values.
  • the time profile of the calculated electrical values and / or a generated graphic representation of the time profile of the calculated electrical values can be transmitted via the communication interface.
  • the energy flow over a cable can be calculated for a period of time. Average values of the calculated energy flow through the cable, for example for 15 minutes, are entered as a value in a diagram and the diagram as a graphic object assigned to the cable is transmitted via the communication interface.
  • the server of the controller is set up to receive selection control data via the communication interface.
  • the server is advantageously set up to select a number of the graphic objects based on the selection control data.
  • the selection control data contain a number of cables in an area of the distribution network that the user has previously selected, for example through an input. Based on the selection control data, the
  • the server of the controller is set up to provide the graphic objects based on the network topological data in a two-dimensional or three-dimensional space.
  • the arrangement in space advantageously corresponds to the geography of the distribution network.
  • the arrangement is, for example, a structure of an abstract view or in a concrete cartographic representation.
  • the controller is set up via a
  • Control connection to send control data to a producer controller of a producer and / or a consumer controller of a consumer.
  • the controller is set up to generate the control data.
  • the controller is advantageously set up the
  • control data generated by the controller are dependent on communication with the higher-level unit.
  • the higher-level unit for energy management defines the power output of the local network station, so that the
  • the controller is set up via the
  • the consumer controller can use the
  • the controller can use the feedback to adapt the profile of the consumer.
  • a coupling circuit which connects the controller to a low-voltage outlet.
  • the coupling circuit is set up to establish the control connection via the distribution network connected to the low-voltage outlet.
  • Such a coupling circuit is a powerline modem, for example.
  • the controller and / or the coupling circuit is set up to transmit the control data in encrypted form via the control connection.
  • the encrypted control connection can take place, for example, using https or VPN tunnels.
  • the controller is set up to generate the control data based on the calculation result. For example, several feeders and several consumers can create a local overload in one
  • the local overload can be determined on the basis of the calculation results and consumers can temporarily throttle or switch off the power consumption to reduce the load in the cable section. In this way, a distribution network can be optimally used without major safety reserves.
  • FIG. 1 a schematic representation of an exemplary embodiment of a local network station and a distribution network and higher-level units
  • Figure 3 is a schematic web browser view of an embodiment
  • FIG. 4 shows a schematic web browser view of another exemplary embodiment
  • FIG. 5 shows a schematic web browser view of another exemplary embodiment
  • FIG. 4 shows a schematic web browser view of another exemplary embodiment
  • FIG. 5 shows a schematic web browser view of another exemplary embodiment
  • FIG. 6 shows a schematic web browser view of another exemplary embodiment.
  • a local network station 10 with a distribution network 20 is shown schematically in FIG.
  • the local network station 10 has, for example, a transformer 19 for transformation between medium voltage MV and low voltage NV.
  • the local network station 10 has a number of low-voltage
  • the electrical distribution network 20 for electrical energy was designed in the past for a centralized energy system and will be rebuilt due to advancing decentralization.
  • load profiles VI, V2 may be out of date. Electric vehicles are conquering households and can be additional significant
  • the local network station 10 With the use of a controller 100 in the local network station 10, the operator should receive a better assessment of the performance of his electrical distribution network 20.
  • the local network station 10 thereby receives a digital intelligence and can therefore be referred to as a digital local network station dONS. There is one on the controller 100
  • the calculation application 170 in the local network station 10 pursues a "bottom-up approach" in the distribution network 20.
  • the calculation application 170 is run locally on a computer 140 of the
  • Executed controller 100 and enables a dynamic calculation of the energy flow EF in the distribution network 20.
  • the controller 100 is arranged locally in the local network station 10. Extensive transmission of measurement data M over greater distances is not required. In addition, the measurement data M are practically immediately available as real-time data for calculating the distribution network 20.
  • each local network station 10 of an operator is equipped with a controller 100 which is set up to execute the calculation application 170 for precisely the distribution network 20 connected to the respective local network station 10. This decentralized
  • the solution approach is optimized for a decentralized problem in the distribution network 20.
  • the network topological data TD and the measured values M are used as input data in the calculation by the calculation application 170.
  • further data for example current measurement data of a consumer V2, can flow into the calculation.
  • Weather data such as the current solar radiation, wind or weather forecasts can also be included in the calculation if, for example, a photovoltaic system is provided as the feeder El.
  • the solution shown in FIG. 1 achieves a large number of advantages.
  • the operator is supported in the approval of new photovoltaic, wind power plants and charging station infrastructure by calculating real load profiles, which previously could only be designed with a rough worst-case consideration. Unnecessary earthworks are avoided.
  • a cost reduction in the distribution network 20 is achieved by operating in the cheapest (lowest) voltage range (for example 230V ⁇ 10%).
  • the solution serves as the basis for setting up decentralized island networks (MicroGrids).
  • FIG. 1 shows in the local network station 10 that the controller 100 is connected, for example, to four 3-phase measuring sensors 201, 202, 203, 204.
  • Controller 100 and 3-phase measuring sensors 201, 202, 203, 204 are arranged in the interior of local network station 10 in the exemplary embodiment in FIG.
  • Each of the four 3-phase measuring sensors 201, 202, 203, 204 is at least for current and voltage measurement at a low-voltage outlet 11,
  • a distribution network 20 with producers El and / or consumers VI, V2 is connected to the first low-voltage outlet 11.
  • two consumers VI, V2 and a feeder El are connected via the cables Kl, K2, K3, K4, K5. It is clear to the person skilled in the art that the distribution network 20 can in reality be significantly more extensive. In addition, further distribution networks can be connected to the other low-voltage outlets 12, 13, 14. This is indicated in Figure 1 by dashed lines.
  • the controller 100 has a data interface 120 for acquiring electrical measured values M from the connected 3-phase measuring sensors 201, 202, 203, 204.
  • Time stamps are associated with the measured values M.
  • the data interface 120 has analog inputs with analog-to-digital converters, which the convert analog data from 3-phase measuring sensors 201, 202, 203, 204 into digital data and provide them with time stamp values.
  • the 3-phase measurement sensors 201, 202, 203, 204 themselves have analog-digital converters and the data interface 120 receives digital data.
  • the measured values M of the 3-phase measuring sensors 201, 202, 203, 204 are stored at least locally in a local memory 130, for example a flash memory, a memory card or a hard disk of the controller 100. If necessary, the measured values M can also be read out from the local memory 130.
  • a local memory 130 for example a flash memory, a memory card or a hard disk of the controller 100. If necessary, the measured values M can also be read out from the local memory 130.
  • the controller has a first memory area 131 for storing the measured values M with the associated time stamp.
  • the controller has a second memory area 132 in the local memory 130 for storing network topological data.
  • the network topological data include line profiles PK1, PK2, PK3, PK4, PK5 of lines / cables Kl, K2, K3, K4, K5 of distribution network 20 as well as consumer profiles PV1, PV2 of consumers VI, V2 and / or producer profiles PE1 of the producers El of the distribution network 20.
  • the controller 100 has a computing unit 140 on which a software program can be executed.
  • the software program in the exemplary embodiment in FIG. 1 has a server 160, in particular a web server, and a computing application 170.
  • the software program on the computing unit 140 can execute a number of program steps.
  • the controller 100 has a communication interface 110 for connection to a superordinate unit 910, 920, 930 outside the local network station 10. in the
  • the exemplary embodiment in FIG. 1 is the higher-level unit, for example a control room / control center 910, a cloud 920 or a computer 930.
  • the communication interface 110 is, for example, an Ethernet-based interface.
  • Advantageously is one
  • Range of functions are possible.
  • a separate IP address can be set for the web server 160.
  • a configuration option for setting is advantageous a secure connection to each IP address can be set, in particular a setting of several (min. 2) OpenVPN tunnels including firewall settings.
  • the computing unit 140 is set up to separate the parameterization (telecontrol technician - Scada network) and visualization (planner / network master - office network). Two different visualizations are preferably created for telecontrol technicians and planners, which can be accessed via different IP addresses.
  • Separate web servers are preferably provided for this purpose (not shown in FIG. 1).
  • the computing unit 140 is set up to send a request RQ via the
  • Communication interface 110 for outputting an energy flow in the distribution network 20 to receive.
  • the request RQ is triggered, for example, by means of the computer 930 and transmitted to the controller 100 via the Internet.
  • the computing unit 140 is also set up to select a time period for measured values M with a time stamp within the time period. The selection of the time period is advantageously linked to the request RQ or contained in the request RQ itself.
  • the computing unit 140 receives the query RQ, a calculation is triggered in a subsequent step.
  • the computing unit 140 is set up by means of the computing application 170 to calculate values of the energy flow based on the network topological data TD and the measured values M of the period.
  • the calculation results can be saved for future reference. Alternatively, the
  • web server 160 By means of the web server 160, several basic applications can be provided for the user, for example with language switching into different languages.
  • a website of the web server 160 can be called up after an authentication via user name and password.
  • Different user rights such as read only, access to data plotter 180 and data logger or administration, are preferably in the basic application implemented.
  • different user levels are preferably assigned for resetting the displays (eg drag pointer) or for configuration (assignment, creation of the network topology TD, etc.).
  • the arithmetic unit 140 is used to execute a
  • Data plotter 180 set up.
  • the data plotter 180 is set up to display calculated and simulated values of the calculation result.
  • the computing unit 140 is set up to reduce the amount of data in the calculation result. For example, values are grouped or, depending on their relevance, e.g. averaged and transmitted in different cycles.
  • the controller 100 is set up to transmit uncompressed or compressed live data.
  • the controller 100 is also set up to determine and output historical measurement data M and calculation results.
  • measured values M are shown in different diagrams. Measured values at the low-voltage output 11, 12 and 13 are shown as examples.
  • Measured values MPL1, MPL3, the active power and measured values of the reactive power MQL1, MQL2, MQL3 are shown as examples.
  • a time stamp tS is assigned to each measured value M.
  • Measured values M and time stamp tS are stored in the local memory 130 in the local network station 10.
  • the times t0 and tl are selected, for example automatically or based on a user input.
  • the two times tl and tO each determine a time period tl-tO within which measured values M with time stamp tS lie.
  • the display can be continuously updated so that both historical data and real-time data can be seen in the diagrams.
  • voltage histograms of the transformer terminals can be displayed (not shown in FIG. 2).
  • a plot based on the network topological data TD is output and shown schematically via a web browser.
  • the web server 160 can display different information and events with a web page 162, such as - General information on the local network station
  • a period image e.g. of the last 30 days, configurable with display of the displayed time period tl-tO (selectable in the exemplary embodiment of FIG. 3, but not shown),
  • - Drag pointers can be reset (selectable in the exemplary embodiment in FIG. 3, but not shown), or
  • the entire display can be reset (selectable in the exemplary embodiment in FIG. 3, but not shown), and / or
  • a date and / or time can be entered (can be selected in the exemplary embodiment in FIG. 3, but not shown).
  • live data of the calculation results are shown.
  • the calculation result is shown as a graphic object GOEF.
  • the energy flow in each cable Kl is shown in the form of an arrow, a graphic property of the graphic object GOEF representing the size of the energy flow EF. It is shown as an example that the size of the arrow correlates with the size of the energy flow EF. Alternatively, colors or other graphic properties can also be used.
  • the server 160 of the controller 100 is set up to provide a number of services S1, S2, S3 that can be controlled via the communication interface 110. Examples of services S1, S2, S3 are shown schematically in
  • services S1, S2, S3 can be selected via a user interface 162.
  • a first service S1 enables a cartographic view of the calculation results.
  • a second service S2 enables measured values M to be viewed at a low-voltage output 11, as is shown schematically in FIG. 2, for example.
  • a third service S3 enables various
  • a website 162 is shown schematically, for example based on FITML5.
  • the website 162 is part of the web server 160 and enables the input of the
  • Network topology via a WEB visualization and / or a continuous network calculation and / or a visualization of the energy flow EF The web page 162 is shown in FIG. 1, for example, by means of a browser on the computer 930.
  • the representation of real-time data in the exemplary embodiment in FIG. 3 enables, for example, a configuration of the measuring terminals and / or an assignment of
  • Measurement data and / or calculation data with, for example, minimum values and / or maximum values of current and / or voltage and / or asymmetry factor to a low-voltage outlet 11 and / or the direct display of real-time values in the distribution network 20.
  • a network master should be able to do so be able to assign any problems to an exit 11.
  • the network topology of the low-voltage lines of the distribution network 20 at the local network station 10 can be planned with the help of the WEB visualization, as shown in FIG. 3, in order, for example, to carry out a continuous network calculation.
  • the distribution network operator can use this functionality to carry out an analysis of the distribution network 20 in order to decide on the approval of further additions to renewable energy systems or necessary network expansion.
  • Another The advantage is the setting of the most favorable voltage band on the low-voltage side NV, which means that the supplier can operate the low-voltage network NV more economically.
  • a network topology based on network topological data TD is shown schematically in FIG. There are shown by way of example in the distribution network 20: one
  • the Local network station 10 with a 3-phase measuring sensor 201 consumers VI, V2, V3 with different consumer profiles PV1, PV2, PV3 and feeder El with feeder profile PE1.
  • the profiles, in particular the consumer profiles PV1, PV2, PV3 are advantageously adaptable.
  • the consumer profiles PV1, PV2, PV3 are updated using real data.
  • the energy flow EF calculated based on measured values M and network topological data TD is shown in the form of a graphic object GOEF.
  • the server 160 of the controller 100 is set up to provide the calculation results using graphic objects GOEF.
  • FIG. 3 it is shown by way of example that an arrow of a corresponding size is assigned to each value of the energy flow EF as a graphic object GOEF.
  • Consumers VI, V2, V3 and feeders El are each represented by graphic objects.
  • the server 160 of the controller 100 is set up, the graphic objects GOEF based on the network topological data TD in one
  • the two-dimensional or three-dimensional space is typically shown on a display, augmented reality glasses or the like.
  • the arrangement in the room corresponds
  • the graphic objects GOEF are advantageously shown in a separate layer above the map.
  • the graphic objects GOEF are highlighted from the plane of the map or placed in a plane behind the partially transparent map, e.g. to improve the visual perceptibility.
  • an additional evaluation for example limit value monitoring, can be represented.
  • limit value monitoring it is possible to temporarily indicate that a current in a cable has exceeded the threshold value by changing the color, for example from green to red.
  • Other feedback too and / or status messages and / or reporting and / or logging can be implemented in the exemplary embodiment in FIG.
  • the network topological data TD based on geographic information are shown in the exemplary embodiment in FIG.
  • the graphic objects of the distribution network 20 are inserted as a layer over a cartographic map.
  • the network topological data TD can for example be based on a manual input.
  • the server 160 has an input functionality for the user.
  • the input functionality has, for example, a configuration tool that, for example
  • the network topological data TD in the second memory area 132 in the controller 100 can advantageously be changed, for example by the user
  • an input option for the network topological data is created via the server 160.
  • the network topological data TD are recorded, for example, by means of a computer 930 and transferred to the second memory area 132 via the communication interface 110 of the controller 100.
  • the server 160 is advantageously set up to receive change data and to change the network topological data TD based on the change data.
  • a cable K1 can be selected by the user via the website in FIG. 3 and a new cable can be virtually connected and laid. It is also possible to virtually connect a new consumer to the newly laid cable. This is regardless of whether the new cable and the new consumer in reality already exist. This can be used for simulation purposes, for example. Accordingly, the network topology can be expanded in the horizontal direction, i.e.
  • the number of nodes is advantageously limited to a maximum number. It is also possible to expand the distribution network 20 in the vertical direction, that is to say in the number of outlets, in order to introduce a number of network branches. This allows realistic results to be achieved.
  • the server 160 is set up to insert a new cable with cable length and / or type or single or double cable.
  • the computing unit 140 of the controller 100 is advantageously set up to calculate the cable profile of the new cable.
  • the server 160 is set up for inputting a line load and / or point load. Annual consumption can include
  • Assignment to individual profiles can be entered. It is also possible to enter the output of an EEG system with assignment to the system type (PV, CHP ).
  • the exemplary embodiment in FIG. 1 provides for an automated model formation by importing planning data from a geographic information system (Smallworld / Lovion). Particularly simple engineering can be achieved by importing the planning data.
  • the operators of electrical distribution networks 20 use geographic information systems (GIS) for the planning, maintenance and expansion of their low-voltage networks NV.
  • GIS geographic information systems
  • the data can also be imported, e.g. implemented in the so-called shapefile format from a geographic information system. The import simplifies the input of the network topological data TD into the controller 100.
  • very complex network topologies can also be imported than would be possible via a manual input via the website 162 in the exemplary embodiment in FIG. in the
  • the controller 100 is advantageously set up to load the associated network topological data TD from an external memory, for example from the cloud 920, based on an identification code of its own local network station 10.
  • the network topological data TD are then automatically checked to ensure that they are suitable for the calculation in the computing application 170. After the import of network topological data TD, manual processing takes place
  • an additional simulation file can be generated which contains network topological changes for simulation purposes.
  • the server 160 of the controller 100 of the exemplary embodiment in FIG. 1 is set up to provide the calculation results CK1 on the basis of graphic objects GOK1.
  • a cable K1 is selected.
  • the selected cable Kl is graphically marked in the web page 162, e.g. through spatial and / or color
  • the selection can be made, for example, by determining a mouse click by the user in the area of the display of the cable K1 within the website 162. Based on the mouse click, selection control data DP are transmitted via the
  • Communication point 110 for example from the computer 930 to the server 160 of the
  • the server 160 is set up based on the
  • Selection control data DP select a number of graphic objects Kl, GOK1.
  • the server 160 is set up to display a window on the website in the foreground that forms a further graphic object GOK1 that is transmitted to the computer 930, for example, via the communication interface 110.
  • the server 160 of the controller 100 is set up to provide the calculation results CK1 for the cable Kl on the basis of the graphic object GOK1.
  • the graphic object GOK1 is shown in the form of a window or a speech bubble and is graphically assigned directly to the cable Kl by a tip.
  • the server 160 is set up to assign the assignment of the graphic object GOK1 based on the network topological data TD and to one of the low-voltage outlets (hidden in FIG. 4).
  • the graphic object GOK1 is assigned to a calculation result CK1.
  • the graphic object GOK1 shows for each conductor LI, L2, L3 e.g. the calculated current value IC in amperes.
  • the graphic object GOK1 is then transmitted to the computer 930 via the communication interface 110.
  • FIG. 5 another calculation result CV1 for a consumer VI, for example a charging station for an electric vehicle, is shown as an example.
  • a web page 162 generated by the server 160 contains a time display 164 which indicates the date and time for which point in time the displayed calculation result CV1 was determined.
  • the controller 100 is set up to record historical or current load profiles on the low-voltage outlet (hidden in FIG. 5) and / or on the transformer 19 in
  • FIG. 5 shows a calculation result CVl for consumer VI in an object GOV1 for the time 02 February 2019, 12:52 p.m.
  • the server 160 is for recording the selection of the consumer VI
  • the consumer VI is selected from a table (not shown).
  • FIG. 6 a calculation result CVl for a consumer VI is shown as an example.
  • a time profile PC (t) of calculated electrical values is assigned to the object GOV1.
  • the time course PC (t) of the power PC between time t0 in the past and the current time t1 is shown as an example in FIG.
  • the controller 100 is set up to display the time course PC (t) of the calculated electrical values or a generated graphic representation, e.g. to transmit the object GOV1, the time profile PC (t) of the calculated electrical values via the communication interface 110.
  • FIG. 1 The exemplary embodiment in FIG. 1 is supplemented below by a wide-range control.
  • the computing application 170 in the local network station 10 is expanded and another application is for the remote station in the
  • the controller 100 in the local network station 10 is set up to cyclically send a request to the voltage band to a controller 910 in the substation. With the request, the control 910 in the substation determines the most favorable voltage range and adjusts the transformer accordingly, e.g. typical 10 position changes per day. By setting the most favorable voltage range on the medium-voltage side MV, the utility can operate the medium-voltage network more economically.
  • the server 160 is advantageously set up to visualize the local network station 10, which can be optically integrated into a subordinate medium-voltage network.
  • the controller 100 is set up to receive commands from the controller 910 in the substation and, for example, based on a momentary power output of the local network station 10 the consumption controllable
  • the controller 100 is connected to consumers VI, V2 and / or feeders El via a data connection CC.
  • the data connection CC which can also be referred to as control connection CC, is shown schematically in FIG. 1 by dashed lines. It is not necessary to use a separate data line.
  • the signals for the control connection CC are transmitted via the existing cables K1, K2, K3, K4, K5 and, for example, modulated. This method is known, for example, as Powerline Communication PLC or Powerline for short, and is also called PowerLAN or dLAN by some manufacturers.
  • This technology uses existing electrical lines in the low-voltage network NV to set up a local network for data transmission, so that no additional data line is necessary.
  • so-called powerline modems are provided on the low-voltage outlet 11 and on the consumer VI, V2 and / or on the feeder El modems 211.
  • Consumers and / or feeders also have controllers V1C, V2C, E1C for receiving and processing control data CD.
  • the controller 100 in the local network station 10 is set up to send control data CD to a generator controller E1C of a generator E1 and / or a consumer controller V1C, V2C of a consumer VI, V2 via a control connection CC.
  • the control of the distribution network 20 at the low voltage level NV can take place independently of a superordinate unit 910, 920, 930.
  • a modem 211 which can also be referred to as a coupling circuit 211, is shown for the data connection between the controller 100 and the low-voltage outlet 11.
  • the coupling circuit 211 is set up to establish the control connection CC via the distribution network 20 connected to the low-voltage outlet 11. In order to achieve a higher level of security, the controller 100 and / or the coupling circuit 211 is set up via the control connection CC
  • the controller 100 is set up to generate the control data CD based on the calculation results. For example, it can be determined on the basis of the calculation that a power limit has been reached in a specific area of the distribution network 20, so that a command is contained in the control data CD via the control connection CC that for a Consumer V2, for example a charging station for an electric vehicle, the power consumption from the distribution network 20 is limited.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
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Abstract

System, mit einem Controller (100), mit einem 3-Phasen-Messsensor (201, 202, 203, 204), wobei der 3-Phasen-Messsensor (201, 202, 203, 204) zumindest zur Strommessung an einem Niederspannungs-Abgang (11, 12, 13,14) einer Ortsnetzstation (10) angeschlossen ist, und wobei an dem Niederspannungs-Abgang (11, 12, 13,14) ein Verteilnetz (20) mit Erzeugern (E1) und/oder Verbrauchern (V1, V2) angeschlossen ist. Der Controller (100) und der 3-Phasen-Messsensor (201, 202, 203, 204) sind in der Ortsnetzstation (10) angeordnet. Der Controller (100) weist eine Datenschnittstelle (120) zur Erfassung von elektrischen Messwerten (M) des verbundenen 3-Phasen-Messsensors (201, 202, 203, 204) mit zugehörigem Zeitstempel (ts) auf. Der Controller (100) weist eine Kommunikationsschnittstelle (110) zur Verbindung mit einer übergeordneten Einheit (910, 920, 930) außerhalb des Ortsnetzstation (10) auf. Der Controller (100) weist in einem lokalen Speicher (130) einen ersten Speicherbereich (131) auf zur Speicherung der Messwerte (M) mit zugehörigem Zeitstempel (ts).

Description

System zur Auslegung eines Niederspannungs-Verteilnetzes an einer Ortsnetzstation
Niederspannungsnetze sind ein Teil des Stromnetzes zur Verteilung der elektrischen Energie z.B. an einen elektrischen Endverbraucher (Niederspannungsgeräte) und werden von vielen regionalen Verteilnetzbetreibern geleitet. Um Leistungsverluste zu vermeiden, sind Niederspannungsnetze in der räumlichen Ausdehnung auf einen Bereich von einigen 100 m bis zu einigen wenigen Kilometern beschränkt. Sie werden daher regional über Ortsnetzstationen, die auch als Transformatorenstationen bezeichnet werden, aus einem übergeordneten Mittelspannungsnetz gespeist. Niederspannungsnetze sind im Unterschied zu den anderen Spannungsebenen in weiten Bereichen Europas nicht als Drei-, sondern als Vierleitersysteme aufgebaut, um den Anschluss einphasiger Verbraucher zu ermöglichen.
Sie werden üblicherweise mit einer Netzspannung von 230V / 400 V (einphasig / dreiphasig) bis 1000 V betrieben.
Aus der EP 2 592 709 Al ist ein Verfahren zur Steuerung der Stabilität eines
Niederspannungsnetzes bekannt, bei dem ein Niederspannungsnetz von einem
Ortsnetztransformator mit elektrischem Strom gespeist wird. Das Niederspannungsnetz weist eine Hauptstromleitung auf, wobei von der Hauptstromleitung über eine
Netzverzweigungsstelle elektrischer Strom in zumindest eine Zweigstromleitung geleitet wird, an der zumindest ein Stromverbraucher (Verbraucher) und/oder ein Stromerzeuger (Einspeiser) angeschlossen sind/ist. Die Zweigstrom leitung mit dem daran angeschlossenen Verbraucher und/oder Einspeiser bildet einen autarken Netzbezirk. An der
Netzverzweigungsstelle ist zumindest ein Sensor angeordnet, an dem die Zweigstromleitung von der Hauptstromleitung abzweigt. Mit dem Sensor werden der Stromfluss in der Zweigstromleitung und/oder die Spannung an der Zweigstromleitung gemessen.
In der WO 2011/126732 Al werden ein System und ein Verfahren zur Berechnung von Lastmodellen und zugehörigen abstimmbaren Parametern offenbart, die zur Beschreibung des Verhaltens von Verbrauchern verwendet werden können, die an ein elektrisches Stromverteilungssystem angeschlossen sind. Die Lastmodelle können verwendet werden, um Bedarfsschwankungen vorherzusagen, die durch Änderungen der Versorgungsspannung verursacht werden, und können zur Bestimmung einer optimierten Regelstrategie basierend auf der Lastdynamik verwendet werden.
Weiterhin ist in der EP 3 107 174 Al ein Verfahren zum Betreiben eines
Energieversorgungsnetzes mit einem aus elektrischen Lasten und/oder Quellen
aufweisenden Teilnetz beschrieben, dem eine dezentrale Steuereinrichtung zugeordnet ist, mittels derer unter Verwendung von Zustandswerten, die einen aktuellen elektrischen Betriebszustand des Teilnetzes angeben, Steuersignale erzeugt werden, welche zur Steuerung von Komponenten des Teilnetzes herangezogen werden. Die dezentrale Steuereinrichtung umfasst eine Zustandsschätzeinrichtung, mittels derer die Zustandswerte unter Verwendung von der Zustandsschätzeinrichtung zugeführten Eingangssignalen geschätzt werden. Die Zustandswerte werden mittels einer Auswerteeinrichtung daraufhin überprüft, ob sie auf einen ungewünschten elektrischen Betriebszustand des Teilnetzes des Energieversorgungsnetzes hinweisen, und ob ein Steuersignal erzeugt wird, falls die Zustandswerte auf einen ungewünschten elektrischen Betriebszustand hinweisen. U m die Zustandsschätzung vergleichsweise einfach und ohne die Notwendigkeit einer aufwendigen, in dem Teilnetz vorzusehenden Messtechnik durchführen zu können, wird vorgeschlagen, dass der Zustandsschätzeinrichtung Eingangssignale zugeführt werden, die einen in dem Bereich des Teilnetzes vorliegenden U mgebungszustand und/oder einen elektrischen Zustand des Teilnetzes an zumindest einer dem Teilnetz zugeordneten Messstelle angeben, und die Zustandsschätzeinrichtung ein künstliches neuronales Netz umfasst, das derart trainiert ist, dass es unter Verwendung der Eingangssignale die Zustandswerte ermittelt werden.
Aus der Druckschrift WO 2012/037989 Al ist ein Verfahren zur rechnergestützten
Energieverteilung in einem dezentralen Energienetz bekannt, bei dem im Betrieb des Energienetzes mittels eines mathematischen Optimierungsverfahrens eine verbesserte Regelung von Wirkleistungen, die in verschiedenen Punkten des Energienetzes zur
Verfügung gestellt werden, vorgeschlagen wird. Dabei wird vor allem der Energieverbrauch bzw. die Energieeinspeisung dezentraler Energieverbraucher bzw. Energieerzeuger anhand einer Auswertung von Messwerten gesteuert.
Ferner ist aus der Druckschrift WO 2010/0357516 Al ein Verfahren zur Ermittlung elektrischer Lastflüsse in einem elektrischen Energieversorgungsnetz bekannt, wobei Lastprofile von Verbrauchern dynamisch anhand von Messwerten im Betrieb des
Energieversorgungsnetzes angepasst werden.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zu Grunde, ein System anzugeben, dass die Auslegung eines Niederspannungs-Verteilnetzes an einer Ortsnetzstation möglichst verbessert.
Die Aufgabe wird durch ein System mit den Merkmalen des Anspruchs 1 gelöst. Vorteilhafte Weiterbildungen sind Gegenstand von abhängigen Ansprüchen. Demzufolge ist ein System vorgesehen, das einen Controller und eine Anzahl von 3-Phasen- Messsensoren aufweist. Ein 3-Phasen-Messsensor ist zumindest zur Strommessung an einem Niederspannungs-Abgang einer Ortsnetzstation angeschlossen. An dem
Niederspannungs-Abgang ist ein Verteilnetz mit Erzeugern und/oder Verbrauchern angeschlossen.
Der Controller und der 3-Phasen-Messsensor sind in der Ortsnetzstation angeordnet.
Der Controller weist eine Datenschnittstelle zur Erfassung von elektrischen Messwerten des verbundenen 3-Phasen-Messsensors mit zugehörigem Zeitstempel auf.
Der Controller weist eine Kommunikationsschnittstelle zur Verbindung mit einer übergeordneten Einheit außerhalb der Ortsnetzstation auf.
Der Controller weist in einem lokalen Speicher einen ersten Speicherbereich zur
Speicherung der Messwerte mit zugehörigem Zeitstempel auf.
Der Controller weist in dem lokalen Speicher einen zweiten Speicherbereich zur Speicherung von netz-topologischen Daten auf. Die netz-topologischen Daten weisen sowohl Leitungs- Profile des Verteilnetzes als auch Verbraucher-Profile der Verbraucher und/oder Erzeuger- Profile der Erzeuger des Verteilnetzes auf.
Der Controller weist eine Recheneinheit auf, die eingerichtet ist zur Durchführung der Schritte:
Empfangen einer Anfrage über die Kommunikationsschnittstelle zur Ausgabe eines
Energieflusses im Verteilnetz,
Auswahl eines Zeitraumes für Messwerte mit einem Zeitstempel innerhalb des Zeitraumes,
Berechnen von Werten des Energieflusses basierend auf den netz-topologischen Daten und den Messwerten des Zeitraumes, und
Bereitstellen eines Berechnungsergebnisses in einem Server des Controllers zur
Übertragung über die Kommunikationsschnittstelle.
Unter einem 3-Phasen-Messsensor ist dabei zumindest ein 3-Phasen-Messsensor zu verstehen, so dass mit der Datenschnittstelle des Controllers einer, zwei oder mehrere 3- Phasen-Messsensoren angeschlossen sein können. Der 3-Phasen-Messsensor ist vorteilhafterweise zu getrennten Strommessung für die Leiter Li, L2, L3 und N ausgebildet. Der 3-Phasen-Messsensor ist beispielsweise das 3-Phase-Leistungs-Mess-Modul 750-495 mit zugehörigen Rogowski-Spulen der Anmelderin, durch die eine Vielzahl von elektrischen Größen gemessen werden kann, wie beispielsweise Strom, Spannung, Wirkleistung,
Blindleistung, Phase, Frequenz etc.. Alternativ sind auch andere 3-Phasen-Messsensoren verwendbar.
Als Controller kann beispielsweise der von der Anmelderin angebotene PFC200 verwendet werden. Alternativ sind auch andere Controller verwendbar. Ein Niederspannungs-Abgang ist dabei unbestimmter Anzahl, also als zumindest ein
Niederspannungs-Abgang zu verstehen. Typischerweise weist eine Ortsnetzstation einen, zwei oder mehrere Niederspannungs-Abgänge auf. Ein Niederspannungs-Abgang ist typischerweise Bestandteil eines Niederspannungsnetzes, das auch als Verteilnetz bezeichnet wird. Das Verteilnetz kann zusätzlich zur Ortsnetzstation einen Verbraucher, wie beispielsweise eine Kfz-Ladesäule, einen Hausanschluss und/oder einen Erzeuger, wie beispielsweise ein Blockheizkraftwerk oder eine Photovoltaikanlage aufweisen. Ein Erzeuger kann auch als Einspeiser bezeichnet werden. Beispielweise weist ein Verteilnetz eine Mehrzahl von Verbrauchern und Erzeugern auf. Mit der Anordnung von Controller und 3-Phasen-Messsensor örtlich in der Ortsnetzstation ist eine Datenübertragung der Messwerte zur Auswertung der Messwerte an eine übergeordnete Einheit außerhalb der Ortsnetzstation nicht erforderlich. Zur Anordnung sind Controller und 3-Phasen-Messsensor in einem Gebäude oder Gehäuse der Ortsnetzstation angeordnet. Der Controller weist zwei unterschiedliche Schnittstellen auf. Der Controller weist zumindest die Datenschnittstelle und die Kommunikationsschnittstelle auf. Darüber hinaus kann der Controller weitere Schnittstellen aufweisen, wie beispielsweise eine Service- Schnittstelle zu Wartungszwecken oder Konfigurationszwecken. Die Datenschnittstelle bietet den Anschluss für einen oder mehrere 3-Phasen-Messsensoren. Die Kommunikationsschnittstelle ist beispielsweise eine Netzwerkschnittstelle zur
Datenübertragung mittels Protokollen zu oder von der übergeordneten Einheit.
Beispielweise ist die Kommunikationsschnittstelle zum Senden und Empfangen mittels Ethernet-basierten Protokoll ausgebildet.
Die übergeordnete Einheit ist nicht in der Ortsnetzstation angeordnet, sondern
beispielsweise mittels LAN-Kabel verbunden. Die übergeordnete Einheit kann beispielweise ein konkreter Rechner oder eine Cloud-Applikation auf eine örtlich entfernten Server sein. Alternativ ist die Kommunikationsschnittstelle eine USB-Schnittstelle, an die ein außerhalb der Ortsnetzstation anord barer Rechner anschließbar ist.
Der lokale Speicher des Controllers kann von der Recheneinheit gelesen und beschrieben werden, ohne dass eine Verbindung über die Kommunikationsschnittstelle erfolgt. Der lokale Speicher ist also an die Recheneinheit direkt angebunden. Entsprechend ist es möglich, dass jeder Messwert des 3-Phasen-Messsensors unmittelbar in den ersten
Speicherbereich geschrieben wird, beispielsweise mittels eines im Controller enthaltenen DMA-Controllers (DMA - Direct Memory Access).
Die lokale Speicherung der netz-topologischen Daten im zweiten Speicherbereich, weist dabei Daten des an die Ortsnetzstation angeschlossenen Verteilnetzes auf. Entsprechend ist die Datenmenge begrenzt auf das angeschlossene Verteilnetz. Ebenfalls ist ein
Ergebnisdatenvolumen begrenzt auf das angeschlossene Verteilnetz. Eine Übertragung größerer Datenmengen über die Kommunikationsschnittstelle ist somit nicht erforderlich. Es werden beispielsweise notwendige Änderungen der netz-topologischen Daten über die Kommunikationsschnittstelle übertragen und ebenfalls im zweiten Speicherbereich des lokalen Speichers abgelegt.
Aufgrund der Anordnung des Controllers in der Ortsnetzstation kann auch die Berechnung des Energieflusses durch die Recheneinheit des Controllers lokal in der Ortsnetzstation erfolgen. Hierzu ist der Berechnungsalgorithmus vorteilhafterweise derart optimiert, dass dieser mit der relativ kleinen Rechenleistung der Recheneinheit des Controllers auskommt. Es ist nicht erforderlich, zusätzliche externe Rechenleistungen, beispielsweise in der Cloud, bereitzustellen. Entsprechend kann die Berechnung im Controller in der Ortsnetzstation autark erfolgen. Die im Controller ausgeführten Schritte, des Empfangens, der Auswahl, des Berechnens und des Bereitstellens müssen nicht zwingend in der angegebenen Reihenfolge ausgeführt werden. Beispielweise ist es ausreichend, dass lediglich ein einziges mal eine Anfrage empfangen wird und dann Auswahl und Berechnung zyklisch erfolgen. Alternativ kann die Auswahl und die Berechnung ereignisgesteuert erfolgen, z.B. jedes mal, wenn eine Anfrage empfangen wird. Die Bereitstellung des Berechnungsergebnisses kann beispielsweise fortlaufend erfolgen. Alternativ ist es möglich, dass das Berechnungsergebnis basierend auf der Anfrage bereitgestellt wird.
Der im Controller implementierte Server zur Bereitstellung des Berechnungsergebnisses ist beispielsweise ein Web-Server, der das Berechnungsergebnis an Clients wie z.B.
Webbrowser überträgt. Der Web-Server ist beispielsweise eine Web-Server-Software im Controller.
Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Server des Controllers eingerichtet, eine Anzahl von Diensten bereitzustellen, die über die Kommunikationsschnittstelle ansteuerbar sind. Es wird dabei zumindest ein Dienst bereitgestellt. Dienste sind beispielsweise vorbestimmte Ansichten der Messwerte oder Berechnungsergebnisse, beispielsweise kartografische Ansichten oder Grenzwertüberschreitungen oder Schleppzeiger oder dergleichen. Weitere Dienste sind Berechnungskonfigurationen, beispielsweise Simulation von Änderungen im Verteilnetz, Mittelwertbildungen über größere Zeiträume, etc..
Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Server des Controllers eingerichtet, die Berechnungsergebnisse anhand von grafischen Objekten bereitzustellen. Grafische Objekte können vorteilhafterweise unveränderliche grafische Elemente und/oder zeitliche veränderliche grafische Elemente und/oder Zahlen und/oder Text aufweisen. Beispielsweise ist für eine bestimmten Typ eines Verbrauchers ein Symbol und eine Ansicht eines virtuellen Messgeräts als grafische Objekte hinterlegt, so dass zu allen Verbrauchern dieses Typs ein grafisches Objekt aus der Hinterlegung automatisch erzeugt werden kann.
Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung sind die grafischen Objekte basierend auf den netz-topologischen Daten einander und zu einem der Niederspannungs-Abgänge zugeordnet. Beispielsweise erfolgt die Zuordnung durch die örtliche Positionierung innerhalb einer Karte oder einer zwei- oder dreidimensionalen Struktur. Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist zumindest eines der grafischen Objekte einem Berechnungsergebnis zugeordnet. Die Zuordnung kann beispielweise durch einen
Zahlenwert und/oder durch Größe eines grafischen Elementes und/oder durch Farbe eines grafischen Elementes gebildet sein.
Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung sind die grafischen Objekte über die
Kommunikationsschnittstelle übertragbar. Vorzugsweise sind die grafischen Objekte zur übergeordneten Einheit übertragbar. Beispielsweise ist es möglich, die Objekte mit zugehörige Struktur zu übertragen. Alternativ kann die Struktur auch von einem
übergeordnetem Programm vorgegeben werden, so dass die Objekte in dieses Programm eingebunden werden.
Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Server des Controllers eingerichtet, einem Objekt einen zeitlichen Verlauf von berechneten elektrischen Werten zuzuordnen. Dabei sind der zeitliche Verlauf der berechneten elektrischen Werte und/oder eine erzeugte grafische Darstellung des zeitlichen Verlaufs der berechneten elektrischen Werte über die Kommunikationsschnittstelle übertragbar. Beispielsweise kann der Energiefluss über ein Kabel für einen Zeitraum berechnet werden. Mittelwerte des berechneten Energieflusses durch das Kabel, beispielsweise für 15 Minuten, werden als Wert in einem Diagramm eingetragen und das Diagramm als dem Kabel zugeordneten grafischen Objekt wird über die Kommunikationsschnittstelle übertragen. Entsprechend können Diagramme für
Verbraucher oder Einspeiser automatisch anhand der Berechnungsergebnisse erstellt und über die Kommunikationsschnittstelle übertragen werden.
Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Server des Controllers eingerichtet zum Empfang von Auswahlsteuerdaten über die Kommunikationsschnittstelle. Der Server ist vorteilhafterweise eingerichtet zur Auswahl einer Anzahl der grafischen Objekte basierend auf den Auswahlsteuerdaten. Beispielsweise enthalten die Auswahlsteuerdaten eine Anzahl von Kabel in einem Bereich des Verteilnetzes, die der Nutzer zuvor, beispielsweise durch eine Eingabe, ausgewählt hat. Anhand der Auswahlsteuerdaten werden die
Berechnungsergebnisse des Energieflusses für die Kabel, beispielsweise in der Form von Tabellen oder Diagrammen, über die Kommunikationsschnittstelle übertragen. Zusätzlich können andere Berechnungsergebnisse, wie zum Energiefluss zugehöriger - Strom, Spannung, Phase, Wirkleistung etc. - oder Schwellwertüberschreitungen oder dergleichen über die Kommunikationsschnittstelle als Zahlen und/oder Text und/oder grafisches Element der grafischen Objekte übertragen werden.
Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Server des Controllers zur Bereitstellung eingerichtet, die grafischen Objekte basierend auf den netz-topologischen Daten in einem zweidimensionalen oder dreidimensionalen Raum anzuordnen. Vorteilhafterweise korrespondiert die Anordnung im Raum zur Geografie des Verteilnetzes. Die Anordnung ist beispielsweise eine Struktur einer abstrahierten Ansicht oder in einer konkreten kartografischen Darstellung. Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Controller eingerichtet, über eine
Steuerverbindung Steuerdaten an einen Erzeuger-Controller eines Erzeugers und/oder einen Verbraucher-Controller eines Verbrauchers zu senden. Der Controller ist eingerichtet, die Steuerdaten zu erzeugen. Vorteilhafterweise ist der Controller eingerichtet die
Steuerdaten autark, insbesondere basierend auf den Messwerten zu erzeugen. Ebenfalls ist es möglich, dass die vom Controller erzeugten Steuerdaten von einer Kommunikation mit der übergeordneten Einheit abhängig sind. Beispielsweise legt die übergeordnet Einheit für ein Energiemanagement die Leistungsabgabe der Ortsnetzstation fest, so dass die
Energieentnahme größerer Verbraucher von der Leistungsabgabe abhängig ist.
Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Controller eingerichtet über die
Steuerverbindung Daten von dem Erzeuger-Controller und/oder dem Verbraucher- Controller zu empfangen. Beispielsweise kann der Verbraucher-Controller den
Energieverbrauch über einen Zeitraum rückmelden. Der Controller kann anhand der Rückmeldung das Profil des Verbrauchers anpassen.
Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist eine Koppelschaltung vorgesehen, die den Controller mit einem Niederspannungs-Abgang verbindet. Die Koppelschaltung ist zum Aufbau der Steuerverbindung über das am Niederspannungs-Abgang angeschlossenen Verteilnetzes eingerichtet. Eine derartige Koppelschaltung ist beispielsweise ein Powerline- Modem. Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Controller und/oder die Koppelschaltung eingerichtet, über die Steuerverbindung die Steuerdaten verschlüsselt zu übertragen. Die verschlüsselte Steuerverbindung kann beispielsweise mittels https oder VPN-Tunnel erfolgen. Gemäß einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Controller eingerichtet, die Steuerdaten basierend auf dem Berechnungsergebnis zu erzeugen. Beispielsweise können mehrere Einspeiser und mehrere Verbraucher eine beispielsweise lokale Überlast in einem
Kabelabschnitt verursachen, der im normalen Regelbetrieb selten auftritt. Die lokale Überlast kann anhand der Berechnungsergebnisse ermittelt werden und Verbraucher können zur Reduzierung der Last im Kabelabschnitt temporär die Leistungsaufnahme drosseln oder abschalten. So kann ein Verteilnetz ohne größere Sicherheitsreserven optimal ausgenutzt werden.
Die Erfindung wird nachfolgend anhand von in Figuren dargestellten Ausführungsbeispielen näher erläutert. Dabei zeigen: Figur 1 eine schematische Darstellung eines Ausführungsbeispiels einer Ortsnetzstation und eines Verteilnetz und übergeordneten Einheiten,
Figur 2 Darstellungen schematischer Diagramme von Messwerten,
Figur 3 eine schematische Webbrowseransicht eines Ausführungsbeispiels,
Figur 4 eine schematische Webbrowseransicht eines anderen Ausführungsbeispiels, Figur 5 eine schematische Webbrowseransicht eines anderen Ausführungsbeispiels, und
Figur 6 eine schematische Webbrowseransicht eines anderen Ausführungsbeispiels.
In Figur 1 ist eine Ortsnetzstation 10 (ONS) mit einem Verteilnetz 20 schematisch dargestellt. Die Ortsnetzstation 10 weist beispielsweise einen Transformator 19 zur Transformation zwischen Mittelspannung MV und Niederspannung NV auf. Für die
Niederspannungsseite NV weist die Ortsnetzstation 10 eine Anzahl Niederspannungs-
Abgänge 11, 12, 13, 14 auf, die untereinander mit einer Sammelschiene 18 verbunden sind (in Figur 1 schematisch dargestellt). Das elektrische Verteilnetz 20 für elektrische Energie wurde in der Vergangenheit für ein zentralisiertes Energiesystem ausgelegt und wird aufgrund fortschreitender Dezentralisierung umgebaut werden. Neben der dezentralen volatilen Erzeugung führen weitere soziale und infrastrukturelle Veränderungen zu veränderten Belastungen der Stromnetze. Beispielweise können Lastprofile VI, V2 veraltet sein. Elektrofahrzeuge erobern die Haushalte und können zusätzliche signifikante
Verbraucher VI, V2 darstellen. Zudem verbreiten sich Batteriespeicher und Wärmepumpen zunehmend. Digitalisierte Daten liefern Transparenz über die Netzzustände, welche für die I nvestitions- und Betriebsplanung benötigt wird. Transparenz ist die Voraussetzung für optimale Netzbewirtschaftung.
Mit dem Einsatz eines Controllers 100 in der Ortsnetzstation 10 soll der Betreiber eine bessere Beurteilung der Leistungsfähigkeit seines elektrischen Verteilnetzes 20 erhalten. Die Ortsnetzstation 10 erhält hierdurch eine digitale Intelligenz und kann daher als digitale Ortsnetzstation dONS bezeichnet werden. Dabei ist auf dem Controller 100 eine
Berechnungs-Applikation 170 zur Berechnung eines z.B. in Figur 3 dargestellten
Energieflusses EF im Verteilnetz 20 implementiert. Ohne die Berechnungs-Applikation 170 muss der Betreiber mangels dieser Informationen eine Worst-Case Betrachtung für sein Verteilnetz 20 vornehmen. Dadurch wird der Bertreiber gegebenenfalls den Zubau von Einspeisern El oder Verbrauchers VI, V2 ablehnen oder in Erdarbeiten für ein
leistungsfähigeres Erdkabel investieren, obwohl dieses physikalisch nicht notwendig ist. Die Berechnungs-Applikation 170 in der Ortsnetzstation 10 verfolgt dabei im Verteilnetz 20 einen„Bottom-Up-Ansatz".
Die Berechnungs-Applikation 170 wird dabei lokal auf einer Recheneinheit 140 des
Controllers 100 ausgeführt und ermöglicht eine dynamische Berechnung des Energieflusses EF im Verteilnetz 20. Dabei ist der Controller 100 in der Ortsnetzstation 10 örtlich angeordnet. Eine umfangreiche Übertragung von Messdaten M über größere Entfernungen ist nicht erforderlich. Zudem stehen die Messdaten M praktisch als Echtzeit-Daten für eine Berechnung des Verteilnetzes 20 unmittelbar zur Verfügung. Vorteilhafterweise wird dabei möglichst jede Ortsnetzstation 10 eines Betreibers mit einem Controller 100 ausgestattet, der eingerichtet ist, die Berechnungs-Applikation 170 für genau das an die jeweilige Ortsnetzstation 10 angeschlossene Verteilnetz 20 auszuführen. Dieser dezentrale
Lösungsansatz ist für ein dezentrales Problem im Verteilnetz 20 optimiert. Als Eingangsdaten in die Berechnung durch die Berechnungs-Applikation 170 werden die netz-topologischen Daten TD und die Messwerte M verwendet. Zusätzlich können weitere Daten, beispielsweise aktuelle Messdaten eines Verbrauchers V2 in die Berechnung einfließen. Ebenfalls können Wetterdaten, wie die aktuelle Sonneneinstrahlung, Wind oder Wetterprognosen in die Berechnung einfließen, wenn z.B. eine Photovoltaik-Anlage als Einspeiser El vorgesehen ist.
Durch die in Figur 1 gezeigte Lösung wird eine Vielzahl von Vorteilen erzielt. Beispielsweise wird der Betreiber bei der Genehmigung neuer Photovoltaik-, Windkraftanlagen und Ladesäuleninfrastruktur durch Berechnung realer Lastprofile unterstützt, die zuvor nur mit grober Worst-Case Betrachtung ausgelegt werden konnte. Nicht notwendige Erdarbeiten werden vermieden. Eine Kostenreduzierung im Verteilnetz 20 wird durch Betrieb im günstigsten (geringsten) Spannungsband (beispielsweise 230V ±10%) erzielt. Zudem dient die Lösung als Grundlage für den Aufbau von dezentralen Inselnetzen (MicroGrids).
Figur 1 zeigt in der Ortnetzstation 10, dass der Controller 100 beispielhaft mit vier 3-Phasen- Messsensoren 201, 202, 203, 204 verbunden ist. Controller 100 und 3-Phasen- Messsensoren 201, 202, 203, 204 sind im Ausführungsbeispiel der Figur 1 im Innenraum der Ortsnetzstation 10 angeordnet. Jeder der vier 3-Phasen-Messsensoren 201, 202, 203, 204 ist zumindest zur Strom- und Spannungsmessung an einem Niederspannungs-Abgang 11,
12, 13, 14 der Ortsnetzstation 10 angeschlossen. Als Niederspannung NV wird beispielweise ein Spannungsband von 110V / 230V genutzt. An den ersten Niederspannungs-Abgang 11 ist ein Verteilnetz 20 mit Erzeugern El und/oder Verbrauchern VI, V2 angeschlossen. Im in Figur 1 dargestellten schematischen Beispiel sind über die Kabel Kl, K2, K3, K4, K5 zwei Verbraucher VI, V2 und ein Einspeiser El angeschlossen. Dem Fachmann ist dabei klar, dass das Verteilnetz 20 in der Realität deutlich umfangreicher sein kann. Zudem können an den anderen Niederspannungs-Abgängen 12, 13, 14 weitere Verteilnetze angeschlossen sein. Dies ist in Figur 1 durch Strichlinierung angedeutet.
Im Ausführungsbeispiel der Figur 1 weist der Controller 100 eine Datenschnittstelle 120 zur Erfassung von elektrischen Messwerten M der verbundenen 3-Phasen-Messsensoren 201, 202, 203, 204 auf. Den Messwerten M sind dabei Zeitstempel zugehörig. Beispielsweise weist die Datenschnittstelle 120 analoge Eingänge mit Analog-Digital-Umsetzer auf, die die analogen Daten der 3-Phasen-Messsensoren 201, 202, 203, 204 in digitale Daten umsetzen und mit Zeitstempelwerten versehen. Alternativ ist es möglich, dass die 3-Phasen- Messsensoren 201, 202, 203, 204 selbst Analog-Digital-Umsetzer aufweisen und die Datenschnittstelle 120 digitale Daten empfängt. Die Messwerte M der 3-Phasen- Messsensoren 201, 202, 203, 204 werden in einem lokalen Speicher 130, beispielsweise einem Flashspeicher, einer Speicherkarte oder einer Festplatte des Controllers 100 zumindest lokal gespeichert. Bei Bedarf können die Messwerte M zudem aus dem lokalen Speicher 130 ausgelesen werden.
Der Controller weist in einem lokalen Speicher 130 einen ersten Speicherbereich 131 zur Speicherung der Messwerte M mit zugehörigem Zeitstempel auf. Der Controller weist in dem lokalen Speicher 130 einen zweiten Speicherbereich 132 zur Speicherung von netz topologischen Daten auf. Die netz-topologischen Daten weisen sowohl Leitungs-Profile PK1, PK2, PK3, PK4, PK5 der Leitungen / Kabel Kl, K2, K3, K4, K5 des Verteilnetzes 20 als auch Verbraucher-Profile PV1, PV2 der Verbraucher VI, V2 und/oder Erzeuger-Profile PE1 der Erzeuger El des Verteilnetzes 20 auf.
Der Controller 100 weist eine Recheneinheit 140 auf, auf der ein Software-Programm ausführbar ist. Das Software-Programm im Ausführungsbeispiel der Figur 1 weist einen Server 160, insbesondere einen Web-Server und eine Rechenapplikation 170 auf. Das Software-Programm auf der Recheneinheit 140 kann im Ausführungsbeispiel der Figur 1 eine Anzahl von Programmschritten ausführen.
Der Controller 100 weist eine Kommunikationsschnittstelle 110 zur Verbindung mit einer übergeordneten Einheit 910, 920, 930 außerhalb der Ortsnetzstation 10 auf. Im
Ausführungsbeispiel der Figur 1 ist die übergeordnete Einheit, beispielweise eine Leitwarte / Leitstelle 910, eine Cloud 920 oder ein Rechner 930. Die Kommunikationsschnittstelle 110 ist beispielweise eine Ethernet-basierte Schnittstelle. Vorteilhafterweise ist eine
Konfiguration von mehreren (min. 2) IP-Adressen pro Port vorgesehen, so dass über die Kommunikationsschnittstelle 110 getrennte Verbindungen mit jeweils begrenztem
Funktionsumfang möglich sind. Beispielsweise ist für den Web-Server 160 eine separate IP- Adresse einstellbar. Vorteilhafterweise ist eine Konfigurationsmöglichkeit zu Einstellung einer sicheren Verbindung zu jeder IP-Adresse einstellbar, insbesondere eine Einstellung von mehreren (min. 2) OpenVPN-Tunnel inkl. Firewalleinstellungen.
Die Recheneinheit 140 ist zur Trennung zwischen Parametrierung (Fernwirktechniker - Scadanetz) und Visualisierung (Planer/Netzmeister - Büronetz) eingerichtet. Bevorzugt sind für Fernwirktechniker und Planer zwei verschiedene Visualisierungen erstellt, die über unterschiedliche IP-Adressen erreicht werden.
Im Ausführungsbeispiel der Figur 1 gibt es einen OpenVPN-Tunnel aus dem SCADA-Netz und einen OpenVPN-Tunnel aus dem Büronetz zum Controller 100. Diese Netze sind getrennt. Aus dem SCADA-Netz sind andere Applikationen erreichbar als aus dem Büronetz.
Vorzugsweise sind hierfür getrennte Webserver vorgesehen (in Figur 1 nicht dargestellt).
Die Recheneinheit 140 ist eingerichtet, eine Anfrage RQ über die
Kommunikationsschnittstelle 110 zur Ausgabe eines Energieflusses im Verteilnetz 20 zu empfangen. Hierzu wird beispielsweise mittels des Rechners 930 die Anfrage RQ ausgelöst und an den Controller 100 über das Internet übertragen. Die Recheneinheit 140 ist zusätzlich zur Auswahl eines Zeitraumes für Messwerte M mit einem Zeitstempel innerhalb des Zeitraumes eingerichtet. Die Auswahl des Zeitraumes ist vorteilhafterweise mit der Anfrage RQ verbunden oder in der Anfrage RQ selbst enthalten.
Erhält die Recheneinheit 140 die Anfrage RQ wird in einem nachfolgenden Schritt eine Berechnung getriggert. Die Recheneinheit 140 ist mittels der Rechenapplikation 170 eingerichtet, Werte des Energieflusses basierend auf den netz-topologischen Daten TD und den Messwerten M des Zeitraumes zu berechnen. Die Berechnungsergebnisse können für eine spätere Bereitstellung gespeichert werden. Alternativ werden die
Berechnungsergebnisse im Server 160 des Controllers 100 zur Übertragung über die Kommunikationsschnittstelle 110 unmittelbar bereitgestellt.
Mittels des Webservers 160 können mehrere Basisapplikationen beispielsweise mit Sprachumschaltung in unterschiedliche Sprachen für den Benutzer bereitgestellt werden.
Eine Webseite des Webservers 160 ist nach einer Authentifizierung über Benutzername und Passwort aufrufbar. Vorzugsweise sind unterschiedliche Benutzerrechte, wie nur Lesen, Zugriff auf Datenplotter 180 und Datenlogger oder Administration, in der Basisapplikation implementiert. Zusätzlich sind vorzugsweise unterschiedliche Benutzerlevel vergeben für ein Zurücksetzen der Anzeigen (z.B. Schleppzeiger) oder zur Konfiguration (Zuordnung, Erstellung der Netztopologie TD, etc.).
Im Ausführungsbeispiel der Figur 1 ist die Recheneinheit 140 zur Ausführung eines
Datenplotters 180 eingerichtet. Der Datenplotter 180 ist eingerichtet, berechnete und simulierte Werte des Berechnungsergebnisses darzustellen. Die Recheneinheit 140 ist im Ausführungsbeispiel der Figur 1 eingerichtet, die Datenmenge des Berechnungsergebnisses zu reduzieren. Beispielsweise werden Werte gruppiert oder in Abhängigkeit von deren Relevanz z.B. gemittelt und in unterschiedlichen Zyklen übertragen. Der Controller 100 ist eingerichtet, unkomprimierte oder komprimierte Live-Daten zu übertragen. Der Controller 100 ist zudem eingerichtet, historische Messdaten M und Berechnungsergebnisse zu ermitteln und auszugeben.
In Ausführungsbeispiel der Figur 2 sind Messwerte M in unterschiedlichen Diagrammen dargestellt. Dargestellt sind beispielhaft Messwerte am Niederspannungs-Abgang 11, 12 und 13.
Dargestellt sind beispielhaft Messwerte MPL1, MPL3, der Wirkleistung und Messwerte der Blindleistung MQL1, MQL2, MQL3. Jedem Messwert M ist ein Zeitstempel tS zugeordnet. Messwerte M und Zeitstempel tS sind im lokalen Speicher 130 in der Ortsnetzstation 10 gespeichert. Die Zeitpunkte tO und tl werden ausgewählt, beispielweise automatisch oder basierend auf einer Nutzereingabe. Die zwei Zeitpunkte tl und tO bestimmen jeweils einen Zeitraum tl-tO innerhalb dessen Messwerte M mit Zeitstempel tS liegen. Die Darstellung kann beispielsweise fortlaufend aktualisiert werden, so dass sowohl historische Daten als auch Echtzeit-Daten in den Diagrammen ersichtlich sind.
Zusätzlich können Spannungshistogramme der Transformatorklemmen dargestellt werden (in Figur 2 nicht dargestellt).
Im Ausführungsbeispiel der Figur 3 ist ein Plot basierend auf den netz-topologischen Daten TD ausgegeben und über einen Webbrowser schematisch dargestellt. Im
Ausführungsbeispiel der Figur 1 kann der Webserver 160 unterschiedliche Informationen und Ereignisse mit einer Webseite 162 darstellen, wie - Allgemeine Informationen zur Ortsnetzstation
- Schleppzeiger für den Transformator 19 und für jeden einzelnen Abgang 11 (im
Ausführungsbeispiel der Figur 3 auswählbar, jedoch nicht dargestellt),
- ein Zeitraumabbild z.B. der letzten 30 Tage, konfigurierbar mit Anzeige des dargestellten Zeitraums tl-tO (im Ausführungsbeispiel der Figur 3 auswählbar, jedoch nicht dargestellt),
- Minimum- und Maximal-Werte von z.B. Leistung und Spannung einer vorgebbaren Anzahl von Tagen für Transformator 19 und Abgänge 11 (im Ausführungsbeispiel der Figur 3 auswählbar, jedoch nicht dargestellt),
- Datumsanzeige seit wann die Messwerte M und/oder Ergebnis-Werte ermittelt werden (im Ausführungsbeispiel der Figur 3 auswählbar, jedoch nicht dargestellt).
Über die Webseite 162 des Webservers 160 sollen zur Ausführung von bereitgestellten Diensten Sl, S2, S3 Eingabemöglichkeiten zur Verfügung gestellt werden, wobei z.B.
- Schleppzeiger zurückgesetzt werden können (im Ausführungsbeispiel der Figur 3 auswählbar, jedoch nicht dargestellt), oder
- die gesamte Darstellung zurückgesetzt werden kann (im Ausführungsbeispiel der Figur 3 auswählbar, jedoch nicht dargestellt), und/oder
- einzelne Dienste Sl, S2, S3 ein- oder ausgeschaltet werden können,
- ein Datum und/oder eine Uhrzeit eingegeben werden können (im Ausführungsbeispiel der Figur 3 auswählbar, jedoch nicht dargestellt).
Im Ausführungsbeispiel der Figur 3 werden Live-Daten der Berechnungsergebnisse dargestellt. Das Berechnungsergebnis ist als grafisches Objekt GOEF dargestellt. Im
Ausführungsbeispiel der Figur 3 wird der Energiefluss in jedem Kabel Kl in Form eines Pfeiles dargestellt, wobei eine grafische Eigenschaft des grafischen Objekts GOEF die Größe des Energieflusses EF repräsentiert. Beispielhaft ist dargestellt, dass die Größe des Pfeils zur Größe des Energieflusses EF korreliert. Alternativ können auch Farben oder andere grafische Eigenschaften verwendet werden. Im Ausführungsbeispiel der Figur 1 ist der Server 160 des Controllers 100 eingerichtet, eine Anzahl von Diensten Sl, S2, S3 bereitzustellen, die über die Kommunikationsschnittstelle 110 ansteuerbar sind. Beispiele für Dienste Sl, S2, S3 sind schematisch im
Ausführungsbeispiel der Figur 3 gezeigt. Beispielsweise sind Dienste Sl, S2, S3 über eine Nutzeroberfläche 162 auswählbar. Ein erster Dienst Sl ermöglicht eine kartografische Ansicht der Berechnungsergebnisse. Ein zweiter Dienst S2 ermöglicht die Ansicht von Messwerten M an einem Niederspannungs-Abgang 11, wie diese beispielsweise in der Figur 2 schematisch dargestellt sind. Ein dritter Dienst S3 ermöglicht es, verschiedene
Einstellungen vorzunehmen. Beispielsweise können durch die Einstellungen grafische Objekte permanent oder temporär hinzugefügt oder entfernt werden. Weiterhin ist im Ausführungsbeispiel der Figur 3 gezeigt, dass als zugehörige Dienste zwischen zwei
Betriebsmodi„Simulation" und„Überwachung" umgeschaltet werden kann.
In Figur 3 ist eine Webseite 162 beispielsweise auf Basis von FITML5 schematisch dargestellt. Die Webseite 162 ist Teil des Webservers 160 und ermöglicht eine Eingabe der
Netztopologie über eine WEB-Visualisierung und/oder eine kontinuierliche Netzberechnung und/oder eine Visualisierung des Energieflusses EF. Die Webseite 162 wird beispielsweise mittels eines Browsers des Rechners 930 in Figur 1 dargestellt.
Die Darstellung von Echtzeit-Daten im Ausführungsbeispiel der Figur 3 ermöglicht beispielsweise eine Konfiguration der Messklemmen und/oder eine Zuordnung von
Messdaten und/oder Berechnungsdaten mit beispielsweise Minimalwerte und/oder Maximalwerten von Strom und/oder Spannung und/oder Unsymmetriefaktor zu einem Niederspannungs-Abgang 11 und/oder die direkt Darstellung von Echtzeit-Werten im Verteilnetz 20. Ein Netzmeister soll so in die Lage versetzt werden, eventuelle Probleme einem Abgang 11 zuzuordnen.
Mittels des Controllers 100 kann die Netzwerktopologie der Niederspannungsstränge des Verteilnetzes 20 an der Ortsnetzstation 10 mit Hilfe der WEB-Visualisierung, wie in Figur 3 dargestellt, geplant werden, um beispielsweise eine kontinuierliche Netzberechnung durchzuführen. Der Verteilnetzbetreiber kann mit dieser Funktionalität eine Analyse des Verteilnetzes 20 durchführen, um über die Genehmigung von weiterem Zubau an regenerativen Energieanlagen oder notwendigen Netzausbau zu entscheiden. Ein weiterer Vorteil ist die Einstellung des günstigsten Spannungsbandes auf der Niederspannungsseite NV, hierdurch kann der Versorger das Niederspannungsnetz NV wirtschaftlicher betreiben.
In Figur 3 ist schematisch eine Netz-Topologie basierend auf netz-topologische Daten TD schematisch dargestellt. Es sind beispielhaft im Verteilnetz 20 dargestellt: eine
Ortsnetzstation 10 mit einem 3-Phasen-Messsensor 201, Verbraucher VI, V2, V3 mit unterschiedlichen Verbraucherprofilen PV1, PV2, PV3 und Einspeiser El mit Einspeiserprofil PE1. Die Profile, insbesondere die Verbraucherprofile PV1, PV2, PV3 sind vorteilhafterweise adaptierbar. Beispielsweise werden die Verbraucherprofile PV1, PV2, PV3 anhand realer Daten aktualisiert. Der basierend auf Messwerten M und netz-topologischen Daten TD berechnete Energiefluss EF ist in Form eines grafischen Objekts GOEF dargestellt. Hierzu ist der Server 160 des Controllers 100 eingerichtet, die Berechnungsergebnisse anhand von grafischen Objekten GOEF bereitzustellen. In Figur 3 ist beispielhaft gezeigt, dass jedem Wert des Energieflusses EF ein Pfeil entsprechender Größe als grafisches Objekt GOEF zugeordnet ist. Auch Verbraucher VI, V2, V3 und Einspeiser El sind jeweils durch grafische Objekte dargestellt.
Im Ausführungsbeispiel der Figur 1 ist der Server 160 des Controllers 100 eingerichtet, die grafische Objekte GOEF basierend auf den netz-topologischen Daten TD in einem
zweidimensionalen oder dreidimensionalen Raum anzuordnen. Der zweidimensionalen oder dreidimensionalen Raum ist typischerweise auf einem Display, einer Augmented-Reality- Brille oder dergleichen dargestellt. Die Anordnung im Raum korrespondiert
vorteilhafterweise zur Geografie des Verteilnetzes 20. Im Ausführungsbeispiel der Figur 3 ist gezeigt, dass die grafischen Objekte GOEF z.B. des Energieflusses EF über eine
zweidimensionale Karte verteilt dargestellt sind. Die grafischen Objekte GOEF sind vorteilhafterweise über der Karte in einem separaten Layer dargestellt. Beispielsweise sind die grafischen Objekte GOEF aus der Ebene der Karte herausgestellt oder in eine Ebene hinter die teiltransparente Karte gelegt, z.B. um die optische Erfassbarkeit zu verbessern.
Zusätzlich zu der Darstellung im Ausführungsbeispiel der Figur 3 kann eine zusätzliche Auswertung, beispielsweise eine Grenzwertüberwachung dargestellt werden. Zum Beispiel ist es möglich temporär Schwellwertüberschreitungen durch einen Strom in einem Kabel durch Farbwechsel z.B. von grün nach rot anzuzeigen. Auch andere Rückmeldungen und/oder Statusmeldungen und/oder Reporting und/oder Logging können im Ausführungsbeispiel der Figur 3 implementiert werden.
I m Unterschied zu Figur 1 sind im Ausführungsbeispiel der Figur 3 die netz-topologischen Daten TD basierend auf Geoinformationen dargestellt. I m Ausführungsbeispiel sind die grafischen Objekte des Verteilnetzes 20 als Layer über eine kartografische Karte eingefügt. Die netz-topologischen Daten TD können beispielsweise auf einer manuellen Eingabe basieren. Hierzu weist der Server 160 eine Eingabefunktionalität für den N utzer auf. Die Eingabefunktionalität weist beispielweise ein Projektierungstool auf, das beispielsweise
- ein Manuelles Erstellen von reduzierten Strahlennetzen mit Verzweigungsmöglichkeit, und/oder
- eine Eingabe komplexer Leitungsparameter, Jahresenergieverbräuche mit
Standardlastprofilen und/oder
- die Erstellung einer Projektierungsdatenbank und/oder
- ein Daten-Management (Konzepte und Lösungen) für netz-topologische Daten und/oder Messdaten und/oder berechnete Ergebnisdaten ermöglicht. Die Konfiguration ist vorteilhafterweise mittels einer separaten
Konfigurationsseite realisiert.
Vorteilhafterweise sind die netztopologischen Daten TD in dem zweiten Speicherbereich 132 im Controller 100 änderbar, indem diese beispielsweise durch den Nutzer
fernkonfigurierbar sind. Beispielweise wird über den Server 160 eine Eingabemöglichkeit für die netztopologischen Daten geschaffen. Dabei werden die netztopologischen Daten TD beispielsweise mittels eines Rechners 930 erfasst und über die Kommunikationsschnittstelle 110 des Controllers 100 in den zweiten Speicherbereich 132 übertragen. Vorteilhafterweise ist der Server 160 eingerichtet, Änderungsdaten zu empfangen und die netztopologischen Daten TD basierend auf den Änderungsdaten zu ändern. Beispielsweise kann durch den N utzer über die Webseite in Figur 3 ein Kabel Kl ausgewählt und ein neues Kabel virtuell angeschlossen und verlegt werden. Ebenfalls ist es möglich, an das neu verlegte Kabel einen neuen Verbraucher virtuell anzuschließen. Dies ist unabhängig davon, ob das neue Kabel und der neue Verbraucher in der Realität bereits existieren. Dieses kann beispielsweise zu Simulationszwecken genutzt werden. Entsprechend ist die Netztopologie in horizontaler Richtung, also entlang der Kabelerstreckungen, zur Erhöhung der Knotenanzahl erweiterbar. Vorteilhafterweise ist die Anzahl der Knoten auf eine maximale Anzahl begrenzt. Ebenfalls ist es möglich, im Verteilnetz 20 in vertikaler Richtung, also in der Anzahl der Abgänge, zu erweitern, um eine Anzahl Netzverzweigungen einzuführen. Hierdurch können realistische Ergebnisse erzielt werden.
Im Ausführungsbeispiel der Figur 3 ist der Server 160 eingerichtet, ein neues Kabel mit Kabellänge und/oder Typ bzw. Einzel oder Doppelkabel einzufügen. Vorteilhafterweise ist die Recheneinheit 140 des Controllers 100 eingerichtet, das Kabelprofil des neuen Kabels zu berechnen. Im Ausführungsbeispiel der Figur 3 ist den Server 160 für eine Eingabe einer Streckenlast und/oder Punktlast eingerichtet. Dabei kann ein Jahresverbrauch mit
Zuordnung zu einzelnen Profilen (Haushalt, Gewerbe usw.) eingegeben werden. Ebenfalls ist es möglich, eine Leistung einer EEG-Anlage mit Zuordnung zur Anlagenart (PV, BHKW...) einzugeben.
Alternativ zu einer nutzerbasierten Eingabe von Änderungen der topologischen Daten TD ist im Ausführungsbeispiel der Figur 1 eine automatisierte Modelbildung durch Import von Planungsdaten von einem Geoinformationssystem (Smallworld/Lovion) vorgesehen. Durch den Import der Planungsdaten kann ein besonders einfaches Engineering erzielt werden. Die Betreiber von elektrischen Verteilnetzen 20 verwenden Geoinformationssysteme (GIS) für die Planung, Instandhaltung und Ausbau ihrer Niederspannungsnetze NV. Dabei ist im Ausführungsbeispiel der Figur 1 zusätzlich ein Import der Daten z.B. im sogenannten Shapefile Format aus einem Geoinformationssystem implementiert. Der Import vereinfacht die Eingabe der netztopologischen Daten TD in den Controller 100. Entsprechend können auch sehr komplexere Netzwerktopologien importiert werden, als über eine manuelle Eingabe über die Webseite 162 im Ausführungsbeispiel der Figur 3 möglich wäre. Im
Ausführungsbeispiel der Figur 1 ist der Controller 100 vorteilhafterweise eingerichtet basierend auf einer Identifikationskennung der eigenen Ortsnetzstation 10 die zugehörigen netztopologischen Daten TD aus einem externen Speicher, beispielsweise aus der Cloud 920, zu laden. Anschließend werden die netztopologischen Daten TD automatisch geprüft, dass diese für die Berechnung in der Rechenapplikation 170 geeignet sind. Nach dem I mport netztopologischer Daten TD wird die manuelle Bearbeitung
vorteilhafterweise gesperrt. Alternativ kann eine zusätzliche Simulationsdatei erzeugt werden, die netztoplogische Änderungen für Simulationszwecke enthält.
Der Server 160 des Controllers 100 des Ausführungsbeispiels der Figur 1 ist eingerichtet, die Berechnungsergebnisse CK1 anhand von grafischen Objekten GOK1 bereitzustellen. Im Ausführungsbeispiel der Figur 4 ist ein Kabel Kl ausgewählt. In der Webseite 162 ist das ausgewählte Kabel Kl grafisch markiert, z.B. durch räumlich und/oder farbliche
Hervorhebung. Die Auswahl kann beispielsweise erfolgen, indem innerhalb der Webseite 162 ein Mausclick durch den Nutzer im Bereich der Darstellung des Kabel Kl ermittelt wird. Basierend auf dem Mausclick werden Auswahlsteuerdaten DP über die
Kommunikationsstelle 110 beispielsweise vom Rechner 930 an den Server 160 des
Controllers 100 übertragen. Der Server 160 ist eingerichtet, basierend auf den
Auswahlsteuerdaten DP eine Anzahl grafischer Objekte Kl, GOK1 auszuwählen. Der Server 160 ist eingerichtet zusätzlich zu Markierung des Kabels Kl ein Fenster auf der Webseite im Vordergrund anzuzeigen, das ein weiteres grafisches Objekt GOK1 bildet, das über die Kommunikationsschnittstelle 110 beispielsweise zum Rechner 930 übertragen wird.
Der Server 160 des Controllers 100 ist eingerichtet, die Berechnungsergebnisse CK1 für das Kabel Kl anhand des grafischen Objekts GOK1 bereitzustellen. I m Ausführungsbeispiel der Figur 4 ist das grafische Objekt GOK1 in Form eines Fensters oder einer Sprechblase dargestellt und durch eine Spitze dem Kabel Kl grafisch unmittelbar zugeordnet. Der Server 160 ist eingerichtet, die Zuordnung des grafischen Objekts GOK1 basierend auf den netz topologischen Daten TD und zu einem der Niederspannungs-Abgänge (in Figur 4 verdeckt) zuzuordnen. Im Ausführungsbeispiel der Figur 4 ist das grafische Objekt GOK1 einem Berechnungsergebnis CK1 zugeordnet. Das grafische Objekt GOK1 zeigt für jeden Leiter LI, L2, L3 z.B. den berechneten Stromwert IC in Ampere. Das grafische Objekt GOK1 wird anschließend über die Kom munikationsschnittstelle 110 zum Rechner 930 übertragen.
I n Figur 5 ist beispielhaft ein anderes Berechnungsergebnis CV1 für einen Verbraucher VI, beispielweise eine Ladestation für ein Elektrofahrzeug, dargestellt. I n einer vom Server 160 generierten Webseite 162 ist eine Zeitanzeige 164 enthalten, die Datum und Uhrzeit dafür angibt, für welchen Zeitpunkt das dargestellte Berechnungsergebnis CV1 ermittelt wurde. Beispielsweise ist der Controller 100 eingerichtet, historische oder aktuelle Lastprofile am Niederspannungs-Abgang (in Figur 5 verdeckt) und/oder am Transformator 19 in
Tabellenform oder Diagrammform darzustellen. Beispielsweise ist eine Darstellung einer Zeitreihe der letzten 30 Tage mit einer Auflösung von einem Tag oder einer Stunde möglich. Beispielhaft ist in Figur 5 ein Berechnungsergebnis CVl für den Verbraucher VI in einem Objekt GOV1 für den Zeitpunkt 02. Februar 2019, 12:52 Uhr gezeigt. Zur Anzeige des Objekts GOV1 ist der Server 160 zur Erfassung der Auswahl des Verbrauchers VI
eingerichtet. Beispielsweise wird der Verbraucher VI aus einer Tabelle (nicht dargestellt) ausgewählt.
In Figur 6 ist beispielhaft ein Berechnungsergebnis CVl für einen Verbraucher VI dargestellt. Im Unterschied zu Figur 5 wird im Ausführungsbeispiel der Figur 6 ein zeitlicher Verlauf PC(t) von berechneten elektrischen Werten dem Objekt GOV1 zugeordnet. Beispielhaft dargestellt ist in Figur 6 der zeitliche Verlauf PC(t) der Leistung PC zwischen dem Zeitpunkt tO in der Vergangenheit und dem aktuellen Zeitpunkt tl. Der Controller 100 ist eingerichtet, den zeitlichen Verlauf PC(t) der berechneten elektrischen Werte oder eine erzeugte grafische Darstellung, z.B. das Objekt GOV1, des zeitlichen Verlaufs PC(t) der berechneten elektrischen Werte über die Kommunikationsschnittstelle 110 zu übertragen.
Das Ausführungsbeispiel der Figur 1 ist im folgenden um eine Weitbereichsregelung ergänzt. Für die Realisierung einer Weitbereichsregelung ist die Rechenapplikation 170 in der Ortsnetzstation 10 erweitert und eine weitere Applikation ist für die Gegenstelle im
Umspannwerk implementiert. Der Controller 100 in der Ortsnetzstation 10 ist eingerichtet, zyklisch eine Anforderung an das Spannungsband an eine Steuerung 910 im Umspannwerk zu senden. Mit der Anforderung ermittelt die Steuerung 910 im Umspannwerk das günstigste Spannungsband und stellt den Transformator entsprechend ein, z.B. typische 10 Stellungswechsel pro Tag. Mit der Einstellung des günstigsten Spannungsbandes auf der Mittelspannungsseite MV kann der Versorger das Mittelspannungsnetz wirtschaftlicher fahren. Vorteilhafterweise ist der Server 160 zur Visualisierung der Ortsnetzstation 10 eingerichtet, die in einem unterlagerten Mittelspannungsnetz optisch eingebunden werden kann. In einer vorteilhaften Weiterbildung ist der Controller 100 eingerichtet, Befehle von der Steuerung 910 im Umspannwerk zu empfangen und beispielsweise basierend auf einer momentanen Leistungsabgabe der Ortnetzstation 10 den Verbrauch steuerbarer
Verbraucher VI im Verteilnetz 20 auf Niederspannungsseite NV zu steuern.
Im Ausführungsbeispiel der Figur 1 ist der Controller 100 über eine Datenverbindung CC mit Verbrauchern VI, V2 und/oder Einspeisern El verbunden. Die Datenverbindung CC, die auch als Steuerverbindung CC bezeichnet werden kann, ist in Figur 1 durch Strichlinierung schematisch dargestellt. Dabei ist es nicht erforderlich, dass eine separate Datenleitung verwendet wird. Die Signale für die Steuerverbindung CC werden über die bereits vorhanden Kabel Kl, K2, K3, K4, K5 übertragen und beispielweise aufmoduliert. Dies Verfahren ist beispielsweise Powerline Communication PLC oder kurz als Powerline bekannt, und wird von manchen Herstellern auch PowerLAN oder dLAN genannt. Diese Technik nutzt vorhandene elektrische Leitungen im Niederspannungsnetz NV zum Aufbau eines lokalen Netzwerks zur Datenübertragung, so dass keine zusätzliche Datenleitung notwendig ist. Entsprechend sind am Niederspannungs-Abgang 11 und am Verbraucher VI, V2 und/oder am Einspeiser El Modems 211 sogenannte Powerline-Modems vorgesehen. Verbraucher und/oder Einspeiser weisen zum Empfang und Verarbeitung von Steuerdaten CD ebenfalls Controller V1C, V2C, E1C auf.
Der Controller 100 in der Ortsnetzstation 10 ist eingerichtet, über eine Steuerverbindung CC Steuerdaten CD an einen Erzeuger-Controller E1C eines Erzeugers El und/oder einen Verbraucher-Controller V1C, V2C eines Verbrauchers VI, V2 zu senden. Die Steuerung des Verteilnetzes 20 auf Niederspannungsebene NV kann unabhängig von einer übergeordneten Einheit 910, 920, 930 erfolgen. Zur datentechnischen Verbindung zwischen dem Controller 100 und dem Niederspannungs-Abgang 11 ist ein Modem 211 dargestellt, das auch als Koppelschaltung 211 bezeichnet werden kann. Die Koppelschaltung 211 ist zum Aufbau der Steuerverbindung CC über das am Niederspannungs-Abgang 11 angeschlossene Verteilnetz 20 eingerichtet. Um eine höhere Sicherheitsstufe zu erlangen, ist der Controller 100 und/oder die Koppelschaltung 211 eingerichtet, über die Steuerverbindung CC die
Steuerdaten CD verschlüsselt zu übertragen. Im Ausführungsbeispiel der Figur 1 ist der Controller 100 eingerichtet, die Steuerdaten CD basierend auf den Berechnungsergebnissen zu erzeugen. Beispielsweise kann anhand der Berechnung ermittelt werden, dass eine Leistungsgrenze in einem bestimmten Bereich des Verteilnetzes 20 erreicht wird, so dass über die Steuerverbindung CC in den Steuerdaten CD ein Befehl enthalten ist, dass für einen Verbraucher V2, z.B. eine Ladesäule für ein Elektrofahrzeug, die Leistungsentnahme aus dem Verteilnetz 20 begrenzt wird.
Bezugszeichenliste
10 Ortsnetzstation
11, 12, 13, 14 Niederspannungs-Abgang
18 Sammelschiene
19 Transformator
20 Verteilnetz
100 Controller
110 Kommunikationsschnittstelle
120 Datenschnittstelle
130 lokaler Speicher
131, 132 Speicherbereich
140 Recheneinheit
160 Server, Webserver
170 Rechenapplikation
180 Datenplotter
201, 202, 203, 204 3-Phasen-Messsensor
211 Modem
910 Leitwarte
920 Cloud
930 Rechner tO, tl, ts Zeitpunkt
cc Datenverbindung Steuerverbindung
CD Steuerdaten
DP Auswa h Iste u e rd ate n
El Erzeuger
EF Energiefluss
Kl, K2, K3, K4, K5 Kabel, Leitung
M, MPL1, MPL3, MQL1, MQL2, MQL3 Messdaten
MV Mittelspannung
NV Niederspannung PE1, PK1, PK2, PK3, PK4, PK5, PV1, PV2 Profil
RQ Anfrage
TD Topologie-Netzdaten
VI, V2 Verbraucher
V1C, V2C, E1C Modem

Claims

Ansprüche
1. System, mit einem Controller (100), mit einem 3-Phasen-Messsensor (201, 202, 203, 204), wobei der 3-Phasen-Messsensor (201, 202, 203, 204) zumindest zur Strommessung an einem Niederspannungs-Abgang (11, 12,
13 ,14) einer Ortsnetzstation (10) angeschlossen ist, wobei an dem Niederspannungs-Abgang (11, 12, 13 ,14) ein Verteilnetz (20) mit Erzeugern (El) und/oder Verbrauchern (VI, V2) angeschlossen ist, bei dem der Controller (100) und der 3-Phasen-Messsensor (201, 202, 203, 204) in der Ortsnetzstation (10) angeordnet sind, bei dem der Controller (100) eine Datenschnittstelle (120) zur Erfassung von elektrischen Messwerten (M) des verbundenen 3-Phasen-Messsensors (201, 202, 203, 204) mit zugehörigem Zeitstempel (ts) aufweist, bei dem der Controller (100) eine Kommunikationsschnittstelle (110) zur Verbindung mit einer übergeordneten Einheit (910, 920, 930) außerhalb des Ortsnetzstation (10) aufweist, bei dem der Controller (100) in einem lokalen Speicher (130) einen ersten Speicherbereich (131) aufweist zur Speicherung der Messwerte (M) mit zugehörigem Zeitstempel (ts), dadurch gekennzeichnet, dass der Controller (100) in dem lokalen Speicher (130) einen zweiten Speicherbereich (132) aufweist zur Speicherung von netz-topologischen Daten (TD), wobei die netz-topologischen Daten (TD) sowohl Leitungs-Profile (PK1, PK2, PK3, PK4, PK5) des Verteilnetzes (20) als auch Verbraucher-Profile (PV1, PV2) der Verbraucher (VI, V2) und/oder Erzeuger-Profile (PE1) der Erzeuger (El) des Verteilnetzes (20) aufweisen, dass der Controller (100) eine Recheneinheit (140) aufweist, eingerichtet zum:
- Empfangen einer Anfrage (RQ) über die
Kommunikationsschnittstelle (110) zur Ausgabe eines
Energieflusses (EF) im Verteilnetz (20),
- Auswahl eines Zeitraumes (tl-tO) für Messwerte (M) mit einem Zeitstempel (ts) innerhalb des Zeitraumes (tl-tO),
- Berechnen von Werten (Uc, Ic, Pc, Qc) des Energieflusses (EF) basierend auf den netz-topologischen Daten (TD) und den Messwerten (M) des Zeitraumes (tl-tO), und
- Bereitstellen eines Berechnungsergebnisses (CK1, CV1) in einem Server (160) des Controllers (100) zur Übertragung über die Kommunikationsschnittstelle (110).
2. System (1) nach Anspruch 1, bei dem der Server (160) des Controllers (100) eingerichtet ist, eine Anzahl von Diensten (Sl, S2, S3) bereitzustellen, die über die Kommunikationsschnittstelle (110) ansteuerbar sind.
3. System nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Server (160) des Controllers (100) eingerichtet ist, die Berechnungsergebnisse (CV1, CK1) anhand von grafischen Objekten (GOK1, GOV1, GOEF) bereitzustellen, wobei die grafischen Objekte (GOK1, GOV1, GOEF) basierend auf den netz-topologischen Daten (TD) einander und zu dem
Niederspannungs-Abgang (11, 12, 13, 14) zugeordnet sind, und/oder wobei zumindest eines der grafischen Objekte (GOK1, GOV1, GOEF) einem Berechnungsergebnis (CK1, CV1) zugeordnet ist, und/oder wobei die grafischen Objekte (GOK1, GOV1, GOEF) über die
Kommunikationsschnittstelle (110) insbesondere zur
übergeordneten Einheit (910, 920, 930) übertragbar sind.
4. System nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Server (160) des Controllers (100) eingerichtet ist, einem Objekt (GOV1) einen zeitlichen Verlauf (Pc(t)) von
berechneten elektrischen Werten zuzuordnen, wobei der zeitliche Verlauf (Pc(t)) der berechneten elektrischen Werte und/oder eine erzeugte grafische Darstellung des zeitlichen Verlaufs (Pc(t)) der berechneten elektrischen Werte über die
Kommunikationsschnittstelle (110) übertragbar ist.
5. System nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Server (160) des Controllers (100) eingerichtet ist, zum Empfang von Auswahlsteuerdaten (DP) über die Kommunikationsschnittstelle (110), und zur Auswahl einer Anzahl der grafischen Objekte (GOK1, GOV1, GOEF) basierend auf den Auswahlsteuerdaten (DP).
6. System nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Server (160) des Controllers (100) zur Bereitstellung eingerichtet ist, die grafischen Objekte (GOK1, GOV1, GOEF) basierend auf den netz-topologischen Daten (TD) in einem
zweidimensionalen oder dreidimensionalen Raum anzuordnen, wobei die Anordnung im Raum insbesondere zur Geografie des Verteilnetzes (20) korrespondiert.
7. System nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Controller (100) eingerichtet ist, über eine
Steuerverbindung (CC) Steuerdaten (CD) an einen Erzeuger- Controller (E1C) eines Erzeugers (El) und/oder einen Verbraucher- Controller (V1C, V2C) eines Verbrauchers (VI, V2) zu senden.
8. System nach einem der vorhergehenden Ansprüche, mit einer Koppelschaltung (211), die den Controller (100) mit einem Niederspannungs-Abgang (11) verbindet, eingerichtet zum Aufbau der Steuerverbindung (CC) über das am Niederspannungs-Abgang (11) angeschlossene Verteilnetzes (20).
9. System nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Controller (100) und/oder die Koppelschaltung (211) eingerichtet ist, über die Steuerverbindung (CC) die Steuerdaten (CD) verschlüsselt zu übertragen.
10. System nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Controller (100) eingerichtet ist, die Steuerdaten (CD) basierend auf dem Berechnungsergebnis (CK1, CV1) zu erzeugen.
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