ENERGIEVERSORGUNG

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Einsatzplanung von Betriebsmitteln eines elektrischen Systems zur Energieversorgung. Derartige Systeme umfassen eine Vielzahl von Betriebsmitteln wie z.B. Freileitungen, Transformatoren, Schaltanlagen, Blindleistungs- kompensationsanlagen, Filtern, Anlagen zur unterbrechungsfreien Stromversorgung (USV). Wichtige Größen zur Einsatzplanung dieser Betriebsmittel sind unter anderem die Verfügbarkeit des elektrischen Systems sowie die Stabilität des elektrischen Systems.

Die Verfügbarkeit des elektrischen Systems wird im Folgenden als die Zeit pro Jahr betrachtet, in der das System seiner konstruktiven Bestimmung nach eingesetzt wird. Die Verfügbarkeit wird hauptsächlich durch Spannungsunterbrechungen aufgrund von Netz- ausfällen oder Störungen des elektrischen Systems beeinträchtigt.

Die Stabilität des elektrischen Systems wird im Folgenden als dessen Fähigkeit betrachtet, bei gegebenem Anfangs-Betriebszustand nach einer Störung einen Gleichgewichts- Betriebszustand wiederzuerlangen, wobei die meisten Variablen beschränkt sind und praktisch das gesamte System intakt bleibt. Um eine höchstmögliche Verfügbarkeit sowie Stabilität zu gewährleisten, sind die Betreiber solcher Systeme verpflichtet, verschiedene Anforderungen zu erfüllen. Die wichtigste dieser Anforderungen ist das sogenannte (N-x)-Kriterium, das besagt, dass bei Ausfall einer Anzahl x von Betriebsmitteln des Systems der Betrieb oder die Funktionstüchtigkeit des Gesamtsystems sicher gewährleistet sein muss. WO 2004 090 764 A1 beschreibt ein Verfahren zur systematischen Bewertung und Einstufung technischer Betriebsmittel mittels einer Datenverarbeitungseinrichtung, wobei schrittweise

- für das jeweilige technische Betriebsmittel wenigstens ein erster Datensatz mit wirtschaftlich relevanten Eingangskenngrößen sowie wenigstens ein zweiter Datensatz mit technisch relevanten Eingangskenngrößen erfasst und/oder ermittelt wird,

- für jeden Datensatz durch wissensbasiert vorbestimmte numerische und/oder logische Verknüpfungen sowie wissensbasiert vorbestimmte betriebsmittelspezifische Wichtungsfaktoren die ermittelten Eingangskenngrößen zu jeweils einer wirtschaftlichen Bewertungskenngröße Fix und einer technischen Bewertungskenngröße Rix zusammengeführt werden, und

- aus den ermittelten Bewertungskenngrößen durch wissensbasiert vorbestimmte numerische Verknüpfungen und Wichtungsfaktoren resultierend eine einzige Gesamtbewer- tungskenngröße Elx zur Validierung des jeweiligen technischen Betriebsmittels bestimmt wird.

Anhand dieser Gesamtbewertungsgröße Elx ist das System zur systematischen Zu- Standsbewertung Starkstromtechnischer Betriebsmittel, insbesondere von Transformatoren, einsetzbar.

Die den technisch relevanten oder technischen Eingangskenngrößen jeweils zugehörigen Eingangskennwerte oder -daten geben für gewöhnlich die bestmögliche subjektive Einschätzung des jeweiligen Bewerters und/oder Anwenders wieder und basieren maßgeb- lieh auf dessen Fachkenntnissen und/oder Erfahrungswerten. Die zur Bestimmung der wirtschaftlichen Bewertungskenngröße des jeweiligen technischen Betriebsmittels erforderlichen Eingangsdaten der wirtschaftlich relevanten Eingangskenngroßen können basierend auf Erfahrungswerten und/oder technisch/kaufmännischen Überlegungen abgeschätzt und/oder vergleichbar den technischen Eingangskenngrößen bestimmt werden. WO 2009 042 581 A1 beschreibt ein Verfahren zum intelligenten Überwachen und Verwalten eines elektrischen Systems, umfassend:

- eine Datenerfassungskomponente, die kommunikativ mit einem Sensor verbunden ist, der dazu konfiguriert ist, Echtzeitdaten des elektrischen Systems zu erfassen;

- einen Leistungsanalytik-Server, der kommunikativ mit der Datenerfassungskompo- nente verbunden ist, umfassend:

• eine Engine zum virtuellen Modellieren des System, die dazu konfiguriert ist, für das elektrische System eine Prognosedaten-Ausgabe unter Verwendung eines virtuellen Systemmodells des elektrischen Systems zu erzeugen;

• eine Analytik-Engine, die dazu konfiguriert ist, die Echtzeitdaten-Ausgabe und die Prognosedaten-Ausgabe des elektrischen Systems zu überwachen, und die außerdem dazu konfiguriert ist, eine Kalibrierungs- und Synchronisierungs-Operation einzuleiten, um das virtuelle Systemmodell zu aktualisieren, wenn eine Differenz zwischen der Echtzeit-Datenausgabe und der Prognosedaten-Ausgabe einen Schwellenwert überschreitet; • eine Echtzeitengine für einen Sicherheitsindex des elektrischen Systems, die dazu konfiguriert ist, Echtzeitwerte eines Systemsicherheitsindex auf der Basis von aus dem virtuellen Systemmodell erzeugten Daten von Stabilitätsindizes zu berechnen, und

• ein Client-Terminal, das kommunikativ mit dem Leistungsanalytik-Server verbunden ist und dazu konfiguriert ist, den Systemsicherheitsindex anzuzeigen.

Mit diesem bekannten Verfahren wird eine„Alterung des virtuellen Modells synchron zum realen Netz" sichergestellt. Zusätzlich ist eine lernende Software hinterlegt, die Muster erkennt und auswertet und daraus Abschätzungen auf die Entwicklung von Parametern des elektrischen Systems treffen kann.

Werden dem virtuellen Modell zusätzliche Eingangsparameter hinzugefügt, dann ist es möglich Ausfallraten, Reparaturhäufigkeit, Ausfallkosten, etc. in der Systemanalyse zu berücksichtigen. Das so generierte um zusätzliche Parameter zur Verfügbarkeit erweiterte virtuelle Modell wird eingesetzt und entsprechende Handlungsempfehlungen zur Netzsteuerung zu generieren.

Vor diesem Hintergrund schlägt die Erfindung den Gegenstand des unabhängigen Anspruchs vor. Vorteilhafte Ausführungsformen der Erfindung sind in den abhängigen Ansprüchen beschrieben.

Die Erfindung schlägt gemäß einem ersten Aspekt ein Verfahren zur Einsatzplanung von Betriebsmitteln eines elektrischen Systems zur Energieversorgung vor, wobei

- ein zukünftiger Zeitpunkt vorgegeben wird;

- für jedes Betriebsmittel

• erste Parameterdaten ermittelt werden, die die technische Beschaffenheit des jeweiligen Betriebsmittels beschreiben;

• zweite Parameterdaten ermittelt werden, die die Relevanz des jeweiligen Betriebsmittels im Vergleich zu den übrigen Betriebsmitteln beschreiben;

• Kenngrößendaten des jeweiligen Betriebsmittels ermittelt werden;

• mit Hilfe einer ersten mathematischen Regel aus seinen ersten Parameterdaten und seinen Kenngrößendaten ein prognostizierter Zustandsindex Hli ermittelt wird, der den prognostizierten Zustand dieses Betriebsmittels für den zukünftigen Zeitpunkt darstellt;

• mit Hilfe einer zweiten mathematischen Regel aus seinen zweiten Parameterdaten ein Kritizitätsindex Cli ermittelt wird; • mit Hilfe einer dritten mathematischen Regel aus seinem Zustandsindex Hli und seinem Kritizitätsindex Cli ein erweiterter Zustandsindex Rli ermittelt wird, der eine prognostizierte Risikoanalyse dieses Betriebsmittels darstellt;

- für das elektrische System

· anhand der erweiterten Zustandsindex Rli eine prognostizierende Bewertung der

Stabilität und/oder Verfügbarkeit für den zukünftigen Zeitpunkt durchgeführt wird.

Die Erfindung schlägt gemäß einem zweiten Aspekt ein elektrisches System zur Energieversorgung vor, umfassend

- mehrere Betriebsmittel, wie beispielsweise Transformatoren, Leistungsschalter, Trenn- Schalter, Stromleitungen;

- eine Steuerungsanlage, die an die Betriebsmittel gekoppelt ist;

wobei die Steuerungsanlage derart ausgebildet ist, dass sie ein Verfahren zur Einsatzplanung der Betriebsmittel ausführen kann, gemäß dem sie

- einen zukünftigen Zeitpunkt t+At vorgibt;

- für jedes Betriebsmittel

• erste Parameterdaten SP ermittelt, die die technische Beschaffenheit des jeweiligen Betriebsmittels beschreiben;

• zweite Parameterdaten KP ermittelt, die die Relevanz des jeweiligen Betriebsmittels im Vergleich zu den übrigen Betriebsmitteln beschreiben;

· Kenngrößendaten DP des jeweiligen Betriebsmittels ermittelt;

• mit Hilfe einer ersten mathematischen Regel aus seinen ersten Parameterdaten und seinen Kenngrößendaten ein prognostizierter Zustandsindex Hli ermittelt, der den prognostizierten Zustand dieses Betriebsmittels für den zukünftigen Zeitpunkt darstellt;

· mit Hilfe einer zweiten mathematischen Regel aus seinen zweiten Parameterdaten ein Kritizitätsindex Cli ermittelt;

• mit Hilfe einer dritten mathematischen Regel aus seinem Zustandsindex Hli und seinem Kritizitätsindex Cli ein erweiterter Zustandsindex Rli ermittelt, der eine prognostizierte Risikoanalyse dieses Betriebsmittels darstellt;

- für das elektrische System

• anhand der erweiterten Zustandsindex Rli eine prognostizierende Bewertung der Stabilität und/oder Verfügbarkeit für den zukünftigen Zeitpunkt durchführt.

Die Erfindung ermöglicht eine verglichen zum bekannten Stand der Technik optimierte Betriebsführung sowie Einsatzplanung von Betriebsmitteln eines elektrischen Systems indem aktuelle und zeitbasierte Prognosedaten der entsprechenden Betriebsmittel in die Planungs- und Berechnungsmodelle zu Betriebsführung sowie Einsatzplanung aufgenommen werden und somit eine dynamisierte Netzberechnung basierend auf mathematischen Modellen wie z.B. Alterungsmodellen möglich wird.

Wie gezeigt existieren auf der Ebene der jeweiligen Betriebsmittelpopulation, wie beispielsweise der Transformatoren-Population, der Freileitungs-Population oder der Schaltanlagen-Population, bereits Ansätze um den Zustand sowie die Ausfallwahrscheinlichkeit eines Betriebsmittels oder einer Vielzahl oder Gruppe von Betriebsmitteln zu analysieren und Handlungsempfehlungen abzuleiten. Die eingesetzten Berechnungsmethoden bzw. Verfahren zur Verfügbarkeitsberechnung und Sicherstellung des (N-I )-Kriteriums hingegen, nutzen bisher keine zeitabhängige Aussage zur Verfügbarkeit eines Betriebsmittels im Energieversorgungssystem. Eine zeitabhängige Betrachtung, etwa, eine Prognoserechnung wie lange ein Betriebsmittel basierend auf seiner bisherigen Nutzung noch zur Verfügung stehen wird und die daraus resultierenden Auswirkungen auf die Stabilität eines Systems, wird derzeit im Rahmen von Netz- und Verfügbarkeitsberechnung nicht angewandt.

Die Betriebsmittel umfassen beispielsweise wenigstens einen Transformator und/oder wenigstens eine elektrische Leitung (ausgeführt als Freileitung oder Erdkabel) und/oder we- nigstens eine Schaltanlage und/oder wenigstens ein Filter und/oder wenigstens eine Blindleistungskompensationsanlage und/oder wenigstens eine Anlage zur unterbrechungsfreien Stromversorgung und/oder weitere Elemente der elektrischen Energieversorgung.

Das elektrische System ist beispielhaft ein Energieversorgungsnetz, das elektrische Lei- tungen, wie Freileitungen oder Erdkabel, und die dazugehörigen Einrichtungen wie

Schaltwerke, Netzknoten - auch als Umspannwerke oder SubStationen bezeichnet - sowie die daran angeschlossenen Kraftwerke und Verbraucher umfasst.

Die Parameterdaten sind Werte, die im Zeitablauf nahezu konstant sind und daher näherungsweise als statische Werte betrachtet werden können. Es genügt somit eine einma- lige oder lediglich in großen zeitlichen Abständen wiederholte Erfassung. Parameterdaten können beispielsweise Nennleistung oder Nennspannung eines Betriebsmittels oder Kosten für einen Betriebsmitteltausch sein. Parameterdaten, die sich im Zeitablauf gar nicht ändern, umfassen z.B. Leerlauf- und Kurzschlussspannung des Transformators, Nennleistung sowie maximalen Kurzschlussstrom. Parameterdaten, die sich im zeitverlauf nur sehr langsam ändern, umfassen bspw. solche, die während einer jährlichen Routinewartung erfasst werden, z.B. Daten aus seiner Offline-Öl-Analyse (offline DGA), die Auf- schluss über die Ölqualität des Transformators geben.

Die Kenngrößen hingegen sind Werte, die zeitlichen Schwankungen unterliegen und daher als dynamische Werte betrachtet werden können. Sie bedürfen daher einer kontinuierlichen oder wiederholten Erfassung. Kenngrößen können beispielsweise Temperaturen, elektrische Leistungen, elektrische Ströme oder elektrische Spannungen sein. Der zukünftige Zeitpunkt kann ein fixer Zeitpunkt in der Zukunft sein oder anhand einer vorgegebenen Zeitspanne, die auf einen Ausgangspunkt referenziert, definiert werden.

Bei einer Ausführungsform der Erfindung ist spezifiziert, dass

- aus der prognostizierenden Bewertung eine angepasste Einsatzplanung der Betriebsmittel erzeugt wird,

- auf Basis der Einsatzplanung Handlungsempfehlungen zur Betriebsführung des elektrischen Systems erzeugt werden.

Bei einer Ausführungsform der Erfindung ist spezifiziert, dass

- zur Erstellung der ersten mathematischen Regel physikalische Risikogruppen gebildet werden, die Mechanik und/oder Thermik und/oder Dielektrik und/oder Stufenschalter und/oder Durchführung und/oder Kühlung und/oder weitere Gruppen umfassen;

- für die Bildung der einzelnen Risikogruppen spezifische mathematische Modelle zur Zustandsanalyse und Charakterisierung genutzt werden.

Bei einer Ausführungsform der Erfindung ist spezifiziert, dass

- die erste mathematische Regel ein thermisches Alterungsmodell eines Transformators oder einer Freileitung und/oder Regeln zur Modellierung der mechanischen Belastung in einem Transformator und/oder Regeln zur DGA-Analyse umfasst.

Bei einer Ausführungsform der Erfindung ist spezifiziert, dass

- die Kenngrößen eines Transformators den Laststrom, die Temperatur des Transformatorisolieröls und/oder die Umgebungstemperatur und/oder die Gaskonzentration im Iso- lieröl des Transformators und/oder die Momentanleistung des Transformators umfassen.

Bei einer Ausführungsform der Erfindung ist spezifiziert, dass - die Abtastraten zwischen zwei Messzeitpunkten für die Ermittlung von Parameterdaten um mehrere Größenordnungen größer sind als die Abtastraten zwischen zwei Messzeitpunkten für die Ermittlung von Kenngrößendaten.

Bei einer Ausführungsform der Erfindung ist spezifiziert, dass

- die ersten Parameterdaten eines Betriebsmittels die Leerlaufspannung des Betriebsmittels und/oder die Kurzschlussspannung des Betriebsmittels und/oder durch visuelle Inspektion ermittelte Daten des Betriebsmittels umfassen.

Bei einer Ausführungsform der Erfindung ist spezifiziert, dass

- die Kenngrößendaten vor Ort am jeweiligen Betriebsmittel erfasst werden.

Bei einer Ausführungsform der Erfindung ist spezifiziert, dass

- die zweiten Parameterdaten eines Betriebsmittels die Spannungsebene des Betriebsmittels und/oder die Kosten für einen Betriebsmitteltausch und/oder die Reaktionszeiten von Servicepersonal und/oder die Topologie der Abschnitte des Systems, die an das Betriebsmittel angeschlossen sind, und/oder die Versorgungssicherheit der Abschnitte des Systems, die an das Betriebsmittel angeschlossen sind, und/oder die Wichtigkeit des Betriebsmittels für einen Endkunden und/oder die Redundanz der Abschnitte des Systems, die an das Betriebsmittel angeschlossen sind, und/oder die wirtschaftlichen und/oder ökologischen Folgen eines Ausfalls des Betriebsmittels umfassen.

Bei einer Ausführungsform der Erfindung ist spezifiziert, dass

- die zweiten Parameterdaten in einem zentralen Datenbanksystem oder einer Netzknotendatenbank gespeichert werden.

Bei einer Ausführungsform der Erfindung ist spezifiziert, dass

- die Ermittlung des erweiterten Zustandsindex lokal, insbesondere durch eine lokale Auswerteeirichtung, oder zentral, insbesondere durch eine übergeordnete Auswerteeinrichtung, erfolgt.

Bei einer Ausführungsform der Erfindung ist spezifiziert, dass

- die Bewertung der Stabilität und/oder Verfügbarkeit gemäß dem (N-x)-Kriterium erfolgt.

Dabei ist N die Anzahl der Betriebsmittel im elektrischen System und x die Anzahl derjenigen Betriebsmittel, bei denen ein Ausfall der Betriebs- oder Funktionstüchtigkeit auftritt. Das (N-x)-Kriterium ist erfüllt, wenn bei Ausfall von x Betriebsmitteln die uneingeschränkte Funktionsfähigkeit des elektrischen Systems bestehen bleibt. Bei einer Ausführungsform der Erfindung ist spezifiziert, dass

- die Erfüllung des (N-x)-Kriteriums in Abhängigkeit der Zeit t geprüft wird, indem eine Funktion f(t+At) zur Prognose des erwarteten Netzzustandes genutzt wird.

Bei einer Ausführungsform der Erfindung ist spezifiziert, dass

- wenigstens eines der Betriebsmittel und oder einer der Netzknoten eine Daten-Schnittstelle zu einem SCADA-System (Supervisory Control und Data Acquisition) aufweist.

Bei einer Ausführungsform der Erfindung ist spezifiziert, dass

- die Handlungsempfehlungen den Eingriff in die Netztopologie und/oder das Zuschalten mindestens eines Betriebsmittels und/oder das Abschalten mindestens eines Betriebs- mittels und/oder eine optimierte Auslastung der Betriebsmittel und/oder ein optimiertes

Wartungskonzept und/oder ein optimiertes Reparaturkonzept und/oder einen Betrieb der Betriebsmittel zur verbesserten Stabilität und/oder Verfügbarkeit umfassen.

Bei einer Ausführungsform des vorgeschlagenen Systems ist spezifiziert, dass

- die Steuerungsanlage derart ausgebildet ist, dass sie eines der vorgeschlagenen Ver- fahren ausführen kann.

Mit jedem der vorgeschlagenen Systeme kann beispielhaft eines der vorgeschlagenen Verfahren durchgeführt werden.

Jedes der vorgeschlagenen Systeme kann beispielhaft derart ausgebildet sein oder dazu dienen oder dafür geeignet sein, dass es eines der vorgeschlagenen Verfahren ausführt oder ausführen kann.

Die Erläuterungen zu einem der Aspekte der Erfindung, insbesondere zu einzelnen Merkmalen dieses Aspektes, gelten entsprechend auch analog für die anderen Aspekte der Erfindung.

Im Folgenden werden Ausführungsformen der Erfindung beispielhaft anhand der beige- fügten Zeichnungen näher erläutert. Die daraus hervorgehenden einzelnen Merkmale sind jedoch nicht auf die einzelnen Ausführungsformen beschränkt, sondern können mit weiter oben beschriebenen einzelnen Merkmalen und/oder mit einzelnen Merkmalen anderer Ausführungsformen verbunden und/oder kombiniert werden. Die Einzelheiten in den Zeichnungen sind nur erläuternd, nicht aber beschränkend auszulegen. Die in den An- Sprüchen enthaltenen Bezugszeichen sollen den Schutzbereich der Erfindung in keiner Weise beschränken, sondern verweisen lediglich auf die in den Zeichnungen gezeigten Ausführungsformen.

Die Zeichnungen zeigen in

FIG. 1 einen Netzknoten eines Energieversorgungsnetzes;

FIG. 2 ein Energieversorgungsnetz mit Netzknoten gemäß FIG. 1 ;

FIG. 3 Verfahrensschritte zur optimierten Einsatzplanung des Energieversorgungsnetzes;

FIG. 4 Verfahrensschritte zur Ermittlung eines erweiterten Zustandsindex für Betriebsmittel des Energieversorgungsnetzes.

In FIG. 1 ist eine bevorzugte Ausführungsform eines Netzknotens 10 eines Energieversorgungsnetzes, das beispielhaft für ein elektrisches System zur Energieversorgung steht, schematisch dargestellt. Der Netzknoten 10 umfasst eine Zuleitung 105 aus einem übergeordneten bzw. versorgenden Netz, verschiedene Trennschalter 103, 104 und Leistungsschalter 102 sowie drei regelbare Leistungstransformatoren 101 , die sowohl ein- gangsseitig als auch ausgangsseitig mit den Trennschaltern 103, 104 und den Leistungsschaltern 102 verbunden sind. Weiterhin sind beispielhaft drei Abgänge 106 zur Versorgung nachgelagerter Energieversorgungsnetze abgebildet.

In FIG. 2 ist eine bevorzugte Ausführungsform des Systems 20 zur Energieversorgung o- der des Energieversorgungsnetzes 20 schematisch dargestellt. Energieversorgungsnetze sind im Allgemeinen hierarchisch aufgebaut, da Übertragung und Verteilung der Energie auf unterschiedlichen Spannungsebenen erfolgt. Eingesetzte Betriebsmittel zur Versorgung der Verbraucher (nicht dargestellt) sind u.a. elektrische Stromleitungen 12a, 12b, 12c der jeweiligen Netzebene, ausgebildet als Freileitung oder Erdkabel, Erzeugungseinheiten oder Erzeuger 1 1 , wie z.B. Kraftwerke oder Anlagen zur Erzeugung von Energie aus regenerativen Quellen, sowie die in den Netzknoten 10 vorhandenen Transformatoren 101 , Leistungsschalter 102 und Trennschalter 103, 104.

Jeder Netzknoten 10 verfügt über eine lokale Auswerteeinrichtung 201 zur Erfassung, Auswertung und Kommunikation von Betriebsmittel- und Umgebungsdaten. Die durch die einzelnen lokalen Auswerteeinrichtungen 201 erfassten und verarbeiteten Daten werden über bidirektionale Kommunikationsleitungen 205 sowohl an ein zentrales Datenbanksystem 203 als auch an ein übergeordnetes SCADA (Supervisory Control and Data Acquisi- tion)-System 202 übermittelt. Über eine weitere bidirektionale Kommunikationsleitung ist eine Kommunikation zwischen dem SCADA-System 202 und dem zentralen Datenbanksystem 203 möglich. Weiterhin umfasst das Energieversorgungsnetz 20 eine übergeordnete Auswerteeinrichtung 204, die Handlungsempfehlungen zur optimierten Netzbetriebsführung aus Daten des zentralen Datenbanksystems 203 sowie aktuellen Betriebsdaten, die durch das SCADA-System 202 zur Verfügung gestellt werden, generiert. Die lokalen Auswerteeinrichtungen 201 , das SCADA-System 202, das zentrale Datenbanksystem 203, die übergeordnete Auswerteeinrichtung 204 und die Kommunikationsleitungen 205 bilden zusammen eine Steuerungsanlage 200 des Energieversorgungsnetzes 20.

Die übergeordnete Auswerteeinrichtung 204 ist derart ausgebildet, dass sie eine bevor- zugte Ausführungsform eines Verfahrens zur Einsatzplanung von Betriebsmitteln des

Energieversorgungsnetzes 20 ausführen kann. Das Verfahren basiert auf der Ermittlung von erweiterten Zustandsindizes, für die einzelnen Betriebsmittel, sowie auf der Zusammenführung und der Auswertung der erweiterten Zustandsindizes. Auf Basis dieser Auswertung wird eine Handlungsempfehlung zu optimierten Betriebsführung des Energiever- sorgungsnetzes 20 abgegeben.

In FIG. 3 ist die bevorzugte Ausführungsform des Verfahrens schematisch dargestellt, die von der Steuerungsanlage 200 ausgeführt wird.

In einem Schritt 400 wird ein zukünftiger Zeitpunkt t+At vorgegeben. Dies erfolgt beispielhaft durch die übergeordnete Auswerteeinrichtung 204, die den zukünftigen Zeitpunkt t+At über das SCADA-System 202 an die lokalen Auswerteeinrichtungen 201 sendet.

Dann werden beispielhaft für die drei Netzknoten 10 der FIG. 2 in einem Schritt 200 erweiterte Zustandsindizes Rli (i = 1 2,3) für die Betriebsmittel 101 , 102, 103, 104 des jeweiligen Netzknotens 10 ermittelt. Die Ermittlung der erweiterten Zustandsindizes Rli kann entweder direkt am jeweiligen Betriebsmittel 101 ...104 durch die lokalen Auswerteeinrich- tungen 201 oder zentral durch die übergeordnete Auswerteeinrichtung 204 erfolgen.

Für den Fall, dass die erweiterten Zustandsindizes Rli durch die übergeordnete Auswerteeinrichtung 204 ermittelt werden (in FIG. 3 nicht dargestellt), werden durch die lokalen Auswerteeinrichtungen 201 Rohdaten oder aufbereitete Datenreihen mittels der Kommunikationsverbindungen 205 an die übergeordnete Auswerteeinrichtung 204 zur Verfügung gestellt.

Für den Fall, dass die Ermittlung der erweiterten Zustandsindizes Rli durch die lokalen Auswerteeinrichtungen 201 erfolgt, werden die ermittelten erweiterten Zustandsindizes Rli in einem Schritt 401 mittels der Kommunikationsverbindungen 205 an die übergeordnete Auswerteeinrichtung 204 übermittelt.

In einem Schritt 402 wird durch die übergeordnete Auswerteeinrichtung 204 anhand eines Berechnungsprogramms zur Modellierung, Analyse und Simulation von Energieversor- gungssystemen eine prognostizierende Bewertung von Stabilität und Verfügbarkeit des Energieversorgungsnetzes 20 für den vorgegebenen zukünftigen Zeitpunkt t+At durchgeführt. Hierzu wird anhand der übermittelten erweiterten Zustandsindizes Rl, eine Prognose des erwarteten Zustands des Energieversorgungsnetzes 20 für den zukünftigen Zeitpunkt t+At mithilfe bekannter Verfahren zur Lastflussberechnung und Stabilitätsanalyse durch- geführt. Zusätzlich können in die Prognose auch Informationen zu aktuellen Betriebsdaten oder sonstige Informationen aus dem SCADA-System 202 einfließen. Ein Verfahren zur Lastflussberechnung und Stabilitätsanalyse ist beispielsweise beschrieben in der Druckschrift FENG H. ET AL„Intelligent Control of On-Load Tap-Changer Based on Voltage Stability Margin Estimation Using Local Measurements", die im Rahmen der CIGRE SES- SION 2016 veröffentlicht worden ist. Der Inhalt dieser Druckschrift wird hiermit durch Bezugnahme in diese Anmeldung aufgenommen.

In einem Schritt 403 erfolgt anhand der Prognose eine prognostizierte Bewertung von Stabilität bzw. Verfügbarkeit des Energieversorgungsnetzes 20 für den zukünftigen Zeitpunkt t+At anhand des (N-x)-Kriteriums, wobei N die Anzahl der Betriebsmittel 101 ...104 im Energieversorgungsnetz 20 ist und x die Anzahl derjenigen Betriebsmittel 101 ...104 beschreibt, bei denen ein Ausfall der Betriebs- oder Funktionstüchtigkeit auftritt. Das (N-x)- Kriterium ist erfüllt, wenn bei Ausfall von x Betriebsmitteln die uneingeschränkte Funktionsfähigkeit des Energieversorgungsnetzes 20 bestehen bleibt. Definition und Anwendung des (N-x)-Kriteriums sind beispielsweise beschrieben in der Dissertation von KAP- TUE KAMGA A.„Regelzonenübergreifendes Netzengpassmanagement mit optimalen To- pologiemaßnahmen", Wuppertal 2009, Kapitel 2.4. Der Inhalt dieses Kapitels wird hiermit durch Bezugnahme in diese Anmeldung aufgenommen.

In einem Schritt 404 werden durch die übergeordnete Auswerteeinrichtung 204 auf Basis der prognostizierten Bewertung Handlungsempfehlungen zum Netzbetrieb generiert. Diese Handlungsempfehlungen können bspw. Eingriffe in die Netztopologie und/oder Zuschalten mindestens eines Betriebsmittels 101 ...104, 105, 106 und/oder Abschalten mindestens eines Betriebsmittels 101 ...106 und/oder eine optimierte Auslastung der Betriebsmittel 101 ...106 und/oder ein optimiertes Wartungskonzept und/oder ein optimiertes Re- paraturkonzept und/oder ein Betrieb der Betriebsmittel 101 ...106 zur verbesserten Stabilität und/oder ein Betrieb der Betriebsmittel 101 ...106 zur verbesserten Verfügbarkeit umfassen. Vorteilhaft werden die generierten Handlungsempfehlungen dem Bediener mittels einer Mensch-Maschine-Schnittstelle, z.B. in Form einer Visualisierungs- und Benutzer- Oberfläche, zur Verfügung gestellt. Weiterhin denkbar ist, dass die übergeordnete Auswerteeinrichtung 204 mit einem E-Mail-Client oder einem E-Mail-Programm zusammenwirkt und die generierten Handlungsempfehlungen automatisiert an einen vorbestimmten Empfängerkreis versandt werden.

In FIG. 4 ist eine bevorzugte Ausführungsform des Schrittes 200 beispielhaft für das Be- triebsmittel Transformator 101 schematisch dargestellt. Analog hierzu kann die Erstellung eines erweiterten Zustandsindex für weitere Betriebsmittel, wie z.B. Freileitungen oder Erdkabel oder Schalteinrichtungen, erfolgen.

Zunächst wird der Transformator 101 in relevante physikalische Risikogruppen (z.B. Mechanik, Thermik, Dielektrik, Stufenschalter, Durchführungen, Kühlung sowie Kessel und Zubehör) unterteilt. In einem Schritt 210 werden erste Parameterdaten SP, die die technische Beschaffenheit der Betriebsmittel beschreiben, ermittelt. Die Ermittlung der ersten Parameterdaten SP kann automatisiert durch die jeweilige lokale Auswerteeinrichtung 201 und/oder manuell durch einen Anwender und/oder anhand frei gestaltbarer numerischer und/oder logischer Verknüpfungsvorschriften und/oder durch Verarbeitung unscharfer Ein- gangskenngrößen unter Anwendung von Fuzzy-Logik-Regeln und/oder mittels probabilis- tischer Methoden erfolgen. Erste Parameterdaten SP können also beispielsweise sowohl direkt erfasste Kenndaten eines Betriebsmittels (z.B. Nennleistung eines Transformators 101 ) als auch anhand von Messwerten ermittelte Größen (z.B. Auswertungen aus offline DGA-Analysen) umfassen. In einem Schritt 21 1 werden Kenngrößendaten DP(t), die den aktuellen technischen Zustand des Betriebsmittels 101 beschreiben, kontinuierlich erfasst. Diese Kenngrößendaten DP(t) umfassen beispielsweise den Laststrom, die Temperatur des Transformatorisolieröls (Hot-Spot-Temperatur), die Umgebungstemperatur, die Momentanleistung des Transformators 101 bezogen auf seine Nennleistung, Ölfüllstände, mechanisch wirkende Kräfte, oder sonstige über Sensoren oder Monitoring-Einrichtungen zur Verfügung gestellte Daten. Die Erfassung der Kenngrößendaten DP(t) erfolgt vorteilhaft automatisiert durch die lokale Auswerteeinrichtung 201 anhand frei gestaltbarer numerischer und/logischer Verknüpfungsvorschriften. Auch eine Verarbeitung unscharfer Eingangskenngrößen unter Anwendung von Fuzzy-Logik-Regeln bzw. -Methoden und/oder probabilistischen Methoden ist vorteilhaft möglich. Kenngrößendaten DP(t) können also sowohl direkt er- fasste Messwerte (z.B. Umgebungstemperatur) als auch anhand von Messwerten errechnete Größen (z.B. Hot-Spot Temperatur) umfassen.

Eine Ermittlung der ersten Parameterdaten SP sowie der Kenngrößendaten DP(t) ist bei- spielsweise beschrieben in der Druckschrift CIGRE WORKING GROUP A2.18„Life Management Techniques for Power Transformer", CIGRE, Juni 2003, Kapitel 6, und der Druckschrift CIGRE WORKING GROUP A2.44„Guide on Transformer Intelligent Condi- tion Monitoring (TCIM) Systems", CIGRE, September 2015, Kapitel 4, deren Inhalt durch Bezugnahme hier eingefügt wird, beschrieben. Der Inhalt dieser Kapitel wird hiermit durch Bezugnahme in diese Anmeldung aufgenommen.

Die Schritte 210 und 21 1 werden bevorzugt parallel ausgeführt.

Charakteristisch für Parameterdaten und Kenngrößendaten des Betriebsmittels ist weiterhin, dass die Abtastraten zwischen zwei Messzeitpunkten für die Ermittlung von Parameterdaten um mehrere Größenordnungen größer sind als die Abtastraten zwischen zwei Messzeitpunkten für die Ermittlung von Kenngrößendaten.

Für jede physikalische Risikogruppe wird in einem entsprechenden Schritt 212a, 212b, 212c, 212d,... aus den ersten Parameterdaten SP und den Kenngrößendaten DP(t) sowie dem zukünftigen Zeitpunkt t+At ein entsprechender prognostizierter Gesamtzustand CH I _a , CH Ib, CH Ic, CH Id,... ermittelt. Hierzu wird für jede Risikogruppe basierend auf wenigstens einer entsprechenden mathematischen Regel wenigstens ein prognostizierter Zustandswert in Abhängigkeit der Zeit ermittelt. Diese mathematischen Regeln umfassen z.B. Alterungsmodelle der Papierisolation des Transformators, Temperaturmodelle zu Erwärmung und Temperaturverlauf im Transformator, Regeln zur Modellierung der mechanischen Belastung im Transformator, Regeln zur DGA-Analyse, sowie sonstige Prognosemodelle für die jeweiligen Risikogruppen der Betriebsmittel. Entsprechende Prognosemodelle sind beispielsweise beschrieben in der Druckschrift CIGRE WORKING GROUP A2.18„Life Management Techniques for Power Transformer", CIGRE, Juni 2003, Kapitel 6. Der Inhalt dieses Kapitels wird hiermit durch Bezugnahme in diese Anmeldung aufgenommen. Jeder prognostizierte Zustandswert CP wird gemäß folgender Formel berechnet:

CP(t+At) _n ,m= fn,m(DP(t), SP) In dieser Formel ist m der Index für die jeweils betrachtete physikalische Risikogruppe, n der Index für den jeweiligen prognostizierten Zustandswert der Risikogruppe m.

Für jede Risikogruppe m wird der entsprechende prognostizierte Gesamtzustand CHI _m gemäß nachfolgender Formel berechnet: — n—,mJ „ _ηΓ . _η ,

CHI(t + At) _Average>m = — —— * 100%

Ln=lV ^{vv r} n,m * ^o max )

In dieser Formel ist WCP _n , _m ein Gewichtungsfaktor mit 0 < WCP _n , _m -S 1 .

Die Schritte 212a, 212b, 212c, 212d werden bevorzugt parallel ausgeführt.

In einem Schritt 213 wird aus den prognostizierten Gesamtzuständen CHI _m der physikalischen Risikogruppen m ein prognostizierter Health-Index Hl, des Betriebsmittels gemäß folgender Formel berechnet:

HI(t + At) _averageA = ^ WHI _m * CHI(t + At) _AverageiTn [%]

m=l

In dieser Formel ist i der Index für das jeweils betrachtete Betriebsmittel und WHI _m ein Gewichtungsfaktor mit 0 < WHIm -S 1 .

Die Gewichtungsfaktoren WHI _m können dabei auf empirischen Daten und/oder Erfah- rungswerten und/oder technischen Überlegen basieren und können beispielsweise seitens des fachkundigen Bewerters bzw. Anwenders oder Geräteinhabers oder Geräteherstellers festgelegt werden.

In einem Schritt 310 werden zweite Parameterdaten KP, die die Relevanz des jeweiligen Betriebsmittels im Vergleich zu den übrigen Betriebsmitteln beschreiben, ermittelt. Zweite Parameter KP sind z.B. Anschaffungskosten des Betriebsmittels, die Leistung des Betriebsmittels, geographische Lage und Zugänglichkeit, Hersteller, Kosten für einen Betriebsmitteltausch, Netztopologie, Versorgungssicherheit, Wichtigkeit des versorgten Kunden, Wirtschaftliche Folgen eines Netzausfalls, Einfluss eines Netzausfalls auf die Umwelt, empirische ermittelte Ausfallwahrscheinlichkeiten usw. Die Ermittlung der zweiten Parameterdaten KP kann automatisiert durch die lokale Auswerteeinrichtung 201 und/oder manuell durch einen Anwender und/oder anhand frei gestaltbarer numerischer und/oder logischer Verknüpfungsvorschriften und/oder durch Verarbeitung unscharfer Eingangskenngrößen und/oder durch Anwendung von Fuzzy-Logik-Regeln und/oder proba- listischen Methoden erfolgen. In einem Schritt 31 1 wird aus den zweiten Parameterdaten KP ein Kritizitätsindex Gl, für das jeweilige Betriebsmittel i gemäß folgender Formel berechnet:

^ Average.i ⁼ ^ WKP _n * KP _n

71= 1

In dieser Formel ist n der Index für einzelne zweite Parameterdaten und WKP _n ein Ge- wichtungsfaktor mit 0 < WKP _n < 1 .

Die Gewichtungsfaktoren WKP _n können dabei auf empirischen Daten und/oder Erfahrungswerten und/oder technischen Überlegen basieren und können beispielsweise seitens des fachkundigen Bewerters bzw. Anwenders oder Geräteinhabers oder Geräteherstellers festgelegt werden. In einem Schritt 312 werden der prognostizierte Health-Index Hl, und der Kritizitätsindex C I, des jeweiligen Betriebsmittels i in einen erweiterten Zustandsindex Rl, gemäß folgender Formel überführt:

RIi (t + At) = HI _avera g _{e i} (t + At) * CI _{Average i}

Die oben genannten Schritte 210 bis 312 werden für alle Betriebsmittel des Energiever- sorgungsnetzes 20 wiederholt, bis für jedes Betriebsmittel ein erweiterter Zustandsindex vorliegt.

BEZUGSZEICHEN

10 Netzknoten

101 regelbarer Transformator, Betriebsmittel

102 Leistungsschalter, Betriebsmittel

103 erster Trennschalter, Betriebsmittel

104 zweiter Trennschalter, Betriebsmittel

105 Zuleitung, Betriebsmittel

106 Ableitung, Betriebsmittel

1 1 Erzeuger, Betriebsmittel

12a, 12b, 12c Stromleitung, Betriebsmittel

20 elektrisches System, Energieversorgungsnetz

200 Steuerungsanlage

201 lokale Auswerteeinrichtung

202 SCADA-System 203 zentrales Datenbanksystem

204 übergeordnete Auswerteeinrichtung

205 bidirektionale Kommunikationsleitungen

CHI prognostizierter Gesamtzustand einer physikalischen Risikogruppe

Cl Kritizitätsindex

CP prognostizierter Zustandswert einer physikalischen Risikogruppe

DP Kenngrößendaten

Hl Health-Index

KP zweite Parameterdaten

m, n Indizes

Rl erweiterter Zustandsindex

SP erste Parameterdaten

t+At zukünftiger Zeitpunkt

WCP Gewichtungsfaktor

WHI Gewichtungsfaktor

WKP Gewichtungsfaktor