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Title:
SYSTEM FOR DESIGNING A LOW-VOLTAGE DISTRIBUTION NETWORK AT A SECONDARY UNIT SUBSTATION
Document Type and Number:
WIPO Patent Application WO/2020/216667
Kind Code:
A1
Abstract:
The invention relates to a system, comprising a controller (100), comprising a 3-phase measurement sensor (201, 202, 203, 204), the 3-phase measurement sensor (201, 202, 203, 204) being connected to a low-voltage feeder (11, 12, 13, 14) of a secondary unit substation, at least for current measurement, and a distribution network (20) with generators (E1) and/or consumers (V1, V2) being connected to the low-voltage feeder (11, 12, 13, 14). The controller (100) and the 3-phase measurement sensor (201, 202, 203, 204) are arranged in the secondary unit substation (10). The controller (100) has a data interface (120) for detecting electrical measurement values (M) of the connected 3-phase measurement sensor (201, 202, 203, 204) with associated timestamp (ts). The controller (100) has a communications interface (110) for connection to a higher-level unit (910, 920, 930) outside the secondary unit substation (10). The controller (100) has, in a local memory (130), a first memory area (131) for storing the measurement values (M) with associated timestamp (ts).

Inventors:
PAULICK MARTIN (DE)
EILERS CARSTEN (DE)
Application Number:
EP2020/060665
Publication Date:
October 29, 2020
Filing Date:
April 16, 2020
Export Citation:
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Assignee:
WAGO VERWALTUNGS GMBH (DE)
International Classes:
H02J13/00; H02J3/00
Domestic Patent References:
WO2016023585A12016-02-18
WO2011126732A12011-10-13
WO2012037989A22012-03-29
WO2010057516A12010-05-27
Foreign References:
CN108448461A2018-08-24
US20120029897A12012-02-02
EP2521237A12012-11-07
US20090265042A12009-10-22
DE102010026174A12012-01-12
EP2592709A12013-05-15
EP3107174A12016-12-21
Attorney, Agent or Firm:
MÜLLER, Wolf-Christian (DE)
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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.

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, L 3 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