Elektrischer Energiezahler, Beobachtungssystem mit zumindest einem elektrischen Energiezahler und Verfahren zum Betreiben eines Beobachtungssystems

Die Erfindung betrifft einen elektrischen Energiezahler zur Erfassung des Verbrauchs elektrischer Energie an einer Messstelle in einem elektrischen Energieverteilungsnetz mit einer Messwerterfassungseinrichtung, die zur Erfassung von

Strom- und Spannungsmesswerten eingerichtet ist, einer Mess- wertverarbeitungseinrichtung, die zur Berechnung einer den Verbrauch elektrischer Energie angebenden Verbrauchsgroße aus den Strom- und Spannungsmesswerten eingerichtet ist, und ei- ner Kommunikationseinrichtung, die zur Datenübertragung an eine externe Datenverarbeitungseinrichtung eingerichtet ist. Elektrische Energiezahler der genannten Art sind beispielsweise aus der US-Patentanmeldung US 2008/0266133 Al bekannt.

Die Erfindung betrifft auch ein Beobachtungssystem zur Überwachung eines elektrischen Energieverteilungsnetzes mit zumindest einem elektrischen Energiezahler sowie ein Verfahren zum Betreiben eines Beobachtungssystems.

Elektrische Energieverteilungsnetze dienen zur Übertragung elektrischer Energie an die entsprechenden Endverbraucher. Bei solchen Endverbrauchern handelt es sich insbesondere um kleinere Gewerbebetriebe, öffentliche Gebäude und private Haushalte. Netzbetreiber und Erzeuger der elektrischen Ener- gie stellen den Endverbrauchern üblicherweise verbrauchsab- hangige Kosten in Rechnung. Im Allgemeinen werden die Verbrauchswerte von solchen Endverbrauchern immer noch mit Hilfe von einfachen mechanischen Energiezahlern, sogenannten „Ferraris-Zahlern" gemessen. In langfristigen Zyklen, z.B. im Jahresabstand, werden die Zahler entweder vom Endverbraucher selbst oder im Auftrag des Netzbetreibers ausgelesen und. die Zahlerstande zur Rechungslegung weiterverarbeitet.

Die Liberalisierung des Energiemarktes erfordert jedoch ein häufiges Ablesen des Energiezahlers, weil z.B. durch einen Wechsel des Endverbrauchers zu einem anderen Stromerzeuger die aktuellen Zahlerinformationen an die betroffenen Marktteilnehmer (z.B. an den alten und neuen Stromanbieter) gege- ben werden müssen. Außerdem ist der Endverbraucher selbst inzwischen sehr daran interessiert, seinen aktuellen Verbrauch elektrischer Energie bestimmen zu können. Diese kurzzyklischen Ablesungen lassen sich aufgrund des hohen Datenvolumens und dem damit verbundenen Arbeitsaufwand nur noch automati- siert bewerkstelligen. Daher gehen immer mehr Netzbetreiber dazu über, eine Fernablesung der Energiezahler von Privat- und Gewerbekunden vorzunehmen. Dazu bedient man sich sogenannter „intelligenter Zahler", die z.B. über einen Mikroprozessor eine Messwertverarbeitung vornehmen können und ihre Verbrauchsinformationen über Kommunikationsverbindungen, z.B. Powerline-Carrier, GSM/GPRS oder DSL, an das Zahlermanagementsystem des Messstellenbetreibers liefern. Die eingesetzten Kommunikationsverfahren erlauben eine Informationsübertragung in kürzeren Zeitabstanden, die z.B. nur noch wenige Minuten betragen, oder sogar nahezu in Echtzeit.

Die intelligenten Zahler sind generell in der Lage, neben den eigentlichen Verbrauchswerten auch eine Reihe von anderen elektrischen Großen zu bestimmen und zu übertragen. Dazu ge- hören z.B. eine effektive Spannung, ein effektiver Strom, ein Leistungsfaktor oder auch Großen zur Beschreibung der Elekt- roenergiequalitat wie Unterspannung, Überspannung, Überströme, Anzahl und Dauer von Stromausfallen sowie eine maximale oder minimale Netzfrequenz. Durch diese im Vergleich zu den herkömmlichen mechanischen Zahlern erweiterten Fähigkeiten der intelligenten Zahler sind diese prinzipiell dazu geeignet, auch für Zwecke der Netzbe- triebsfuhrung eingesetzt zu werden. Dies wurde z.B. die Beobachtung der Niederspannungsverteilnetze erlauben, was heute im Allgemeinen noch nicht möglich ist.

Eine direkte Einbindung der Informationen der intelligenten Zahler in die Netzleittechnik eines Netzbetreibers wäre allerdings sehr aufwendig. Zum einen musste für jede Informationen eines Zahlers ein eigener Datenpunkt in das Netzleitsystem eingegeben und gepflegt werden. Nimmt man beispielsweise an, dass pro Zahler 5 Informationen übertragen werden, muss- ten selbst bei vergleichsweise kleinen Netzen einige hunderttausend zusätzliche Datenpunkte administriert werden. Zum anderen musste die Rechnertechnik der Netzleittechnik wegen der großen Datenmenge und des großen Datendurchsatzes deutlich starker dimensioniert werden, als es heute der Fall ist.

Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, einen gat- tungsgemaßen elektrischen Energiezahler dahingehend zu ertüchtigen, dass er ohne die Notwendigkeit einer geratespezifischen Parametrierung leicht in ein übergeordnetes Beobach- tungssystem eingebunden werden kann.

Diese Aufgabe wird erfindungsgemaß durch einen elektrischen Energiezahler der eingangs genannten Art gelost, bei dem der Energiezahler eine Lokalisierungseinrichtung umfasst, die zur Bereitstellung einer Positionsinformation über die geo- grafische Position des Energiezahlers eingerichtet ist, und die Kommunikationseinrichtung, die zur Übertragung der Positionsinformation an die externe Datenverarbeitungseinrichtung eingerichtet ist. Der besondere Vorteil des erfindungsgemaßen elektrischen Energiezahlers besteht darin, dass dieser durch die Lokalisierungseinrichtung dazu in der Lage ist, eine Positionsin- formation über seine aktuelle geografische Position, also beispielsweise Werte von geografischen Langen- und Breitengraden seiner Position, bereitzustellen. Auf diese Weise kann der einzelne elektrische Energiezahler sich in einem übergeordneten Beobachtungssystem eindeutig als spezifischer Mess- punkt in einem Energieverteilungsnetz identifizieren, ohne dass seitens des Energiezahlers oder des Beobachtungssystems weitere Einstellungen über die spezifische Messstelle des elektrischen Energiezahlers vorgenommen oder gepflegt werden müssen .

Bei dem Beobachtungssystem muss es sich nicht zwangsläufig um dasselbe Zahlermanagement handeln, das zur Fernauslesung der Verbrauchswerte elektrischer Energie eingesetzt wird. Vielmehr wird das Beobachtungssystem eher an ein System der Netz- leittechnik angebunden sein und daher ein von dem Zahlermanagementsystem verschiedenes Automatisierungssystem darstellen. Es ist jedoch durchaus möglich, die Funktionen der Netzleittechnik und der Zahlerfernauslesung in einem gemeinsamen System zu vereinen, so dass in diesem Fall die Verbrauchswerte und die zusatzlich erfassten Daten an dasselbe übergeordnete Managementsystem gesendet werden. Das Beobachtungssystem und das Zahlermanagementsystem zur Verbrauchserfassung stellen im Letztgenannten die verschiedenen Funktionen des übergeordneten Managementsystems dar.

Eine vorteilhafte Ausfuhrungsform des erfindungsgemaßen elektrischen Energiezahlers sieht vor, dass die Messwertver- arbeitungseinrichtung auch zur Berechnung relativer Strom- und Spannungswerte aus den erfassten Strom- und Spannungs- messwerten eingerichtet ist, wobei die relativen Strom- und Spannungswerte auf einen Strom- bzw. Spannungsgrenzwert bezogene Strom- und Spannungsmesswerte sind, und die Kommunikationseinrichtung auch zur Übertragung der relativen Strom- und Spannungswerte an die externe Datenverarbeitungseinrichtung eingerichtet ist.

Durch die Verwendung relativer Strom- und Spannungswerte, die auf für den Einbauort des elektrischen Energiezahlers spezi- fische Grenzwerte von Strömen und Spannungen (also beispielsweise einen Nennstrom und eine Nennspannung am Einbauort des Energiezahlers) bezogen sind, lasst sich die Verwendung des Energiezahlers in einem Beobachtungssystem noch weiter vereinfachen. Wenn nämlich der elektrische Energiezahler sol- chermaßen berechnete relative Strom- und Spannungswerte gemeinsam mit der entsprechenden Positionsinformation seines Einbauortes an ein übergeordnetes Beobachtungssystem übermittelt, muss in diesem Beobachtungssystem auch keinerlei Einstellung über für den Einbauort des entsprechenden Energie- zahlers spezifische Grenzwerte vorgenommen werden, so dass von dem Beobachtungssystem vergleichsweise einfach eine Auswertung hinsichtlich möglicher Grenzwertverletzungen vorgenommen werden kann. In diesem Fall kann somit der Energiezahler vollkommen ohne die Notwendigkeit weiterer Einstellungen in ein übergeordnetes Beobachtungssystem aufgenommen werden.

Eine weitere Ausfuhrungsform des erfindungsgemaßen elektrischen Energiezahlers sieht vor, dass die Lokalisierungseinrichtung einen Empfanger für Signale eines externen Ortungs- Systems umfasst. Beispielsweise kann es sich bei dem Empfanger für Signale eines externen Ortungssystems um einen sogenannten GPS-Empfanger (GPS = „Global Positioning System") für ein externes satellitengestutztes Ortungssystem handeln. Auf diese Weise kann der elektrische Energiezahler selbsttätig seine geografische Position bestimmen und die entsprechende Positionsinformation mittels seiner Lokalisierungseinrichtung bereitstellen. Dies kann insbesondere bei elektrischen Energiezahlern mit vergleichsweise häufig wechselndem Einbauort von Vorteil sein.

Da elektrische Energiezahler jedoch häufig über eine längere Zeitdauer an ihrem ursprunglichen Einbauort verbleiben, wird es alternativ als vorteilhaft angesehen, wenn die Lokalisie- rungseinrichtung eine Datenspeichereinrichtung umfasst, und der Energiezahler eine Schnittstelle aufweist, über die die Positionsinformation in Datenspeichereinrichtung der Lokalisierungseinrichtung übertragbar ist.

In diesem Fall kann beispielsweise von einem Techniker über einen mobilen GPS-Empfanger, wie er beispielsweise in üblichen mobilen Navigationssystem enthalten ist, bei der Installation des elektrischen Energiezahlers, dessen geografische Position bestimmt und über die Schnittstelle in die Daten- Speichereinrichtung der Lokalisierungseinrichtung übertragen werden. Bei der Schnittstelle kann es sich beispielsweise um eine Schnittstelle zur drahtlosen Datenübertragung, wie beispielsweise eine sogenannte „Bluetooth"- Ubertragungseinrichtung oder eine Infrarot-Schnittstelle han- dein. Alternativ kann es sich auch um eine Schnittstelle zur drahtgebundenen Datenübertragung, beispielsweise eine USB- Schnittstelle, handeln. Über eine solche Schnittstelle kann drahtlos oder drahtgebunden mit dem mobilen GPS-Empfanger eine Datenverbindung hergestellt werden, um die von dem Techni- ker mit dem GPS-Empfanger bestimmten geografischen Positionsdaten in die Datenspeichereinrichtung der Lokalisierungseinrichtung zu übertragen und dort als Positionsinformation abzuspeichern . Alternativ kann es sich bei der Schnittstelle auch um eine ^' Eingabeschnittstelle zur manuellen Dateneingabe wie beispielsweise einen numerischen Ziffernblock handeln, über den der Techniker von dem mobilen GPS-Empfanger abgelesene geo- grafische Positionsdaten eingibt, die daraufhin als Positionsinformation in der Datenspeichereinrichtung der Lokalisierungseinrichtung gespeichert werden.

Eine weitere vorteilhafte Ausfuhrungsform des erfindungsgema- ßen Energiezahlers sieht zudem vor, dass die Messwerterfas- sungseinrichtung dazu eingerichtet ist, den Strom- und Spannungsmesswerten eine den Zeitpunkt ihrer Erfassung angebende Zeitinformation zuzuordnen. Durch eine solche auch als „Zeitstempel" bezeichnete Information wird ein übergeordnetes Beo- bachtungssystem sehr einfach in die Lage versetzt, dxe empfangenen Daten mehrerer entsprechender Energiezahler in eine zeitliche Korrelation zu setzen und entsprechende Auswertungen vorzunehmen.

Die oben genannte Aufgabe wird zudem durch ein Beobachtungssystem zur Überwachung eines elektrischen Energieverteilungsnetzes gelost, das zumindest einen elektrischen Energiezahler gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5 und eine externe Datenverarbeitungseinrichtung umfasst, die mit dem zumindest einen Energiezahler über eine Kommunikationsverbindung m Verbindung steht und dazu eingerichtet ist, von dem zumindest einen Energiezahler empfangene Daten in einer Datenbank zu speichern, wobei die Datenbank eine strukturierte Datensammlung umfasst, in der die Positionsinformation des zumindest einen Energiezahlers weiteren von dem zumindest einen Energiezahler empfangenen Daten zugeordnet ist.

In der Datenbank der externen Datenverarbeitungseinrichtung ist demnach eine strukturierte Datensammlung in der Form vor- handen, dass zugeordnet zu den empfangenen Daten eines bestimmten elektrischen Energiezahlers dessen entsprechende Positionsinformation abgelegt wird. Hierdurch kann ohne die Notwendigkeit einer Parametrierung einer Vielzahl von Mess- stellen bzw. Datenpunkten im Beobachtungssystem eine genaue Zuordnung der empfangenen Daten zu einer bestimmten durch die Positionsinformation angegebenen geografischen Position und damit zu der spezifischen Messstelle des betreffenden Energiezahlers vorgenommen werden.

Eine weitere vorteilhafte Ausfuhrungsform des erfindungsgema- ßen Beobachtungssystem sieht ferner vor, dass die von dem zumindest einen Energiezahler empfangenen Daten Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relative Strom- und Spannungsmesswerte umfassen, und die externe Datenverarbeitungseinrichtung eine Benutzereinrichtung aufweist, die zur Ausgabe der von dem zumindest einen Energiezahler empfangenen Daten eingerichtet ist, wobei die Ausgabe eine elektronische Landkarte umfasst, die die geografische Position des zumin- dest einen Energiezahlers enthalt, und bei der Ausgabe eine den Wert der jeweiligen Daten des zumindest einen Energiezahlers charakterisierende grafische Repräsentation an derjenigen Stelle der elektronischen Landkarte eingetragen ist, die der Positionsinformation des zumindest einen Energiezahlers entspricht.

Auf diese Weise kann dem Bedienpersonal des Beobachtungssystems sehr einfach der jeweilige Status des elektrischen Energieverteilungsnetzes an der geografischen Position des jeweiligen Energiezahlers dargestellt werden.

Bei der grafischen Repräsentation in der Ausgabe der Benutzereinrichtung kann es sich beispielsweise um Anzeigen von Messpunkten in Form von Symbolen handeln. Alternativ oder zusatzlich kann eine bestimmte Farbgebung den Zustand des Ener- gieverteilungsnetzes an der Messstelle beschreiben. Dadurch, dass die grafische Repräsentation mit einer elektronischen Landkarte überlagert angezeigt wird, kann dem Bedienpersonal des Beobachtungssystems auf sehr einfache Weise der Zustand des elektrischen Energieverteilungsnetzes an der Messstelle des jeweiligen Energiezahlers angezeigt werden; beispielsweise kann das Bedienpersonal sehr einfach erkennen, ob sich in bestimmten Kartenausschnitten Schwankungen oder Ausfalle der Strome und Spannungen häufen.

Eine weitere vorteilhafte Ausfuhrungsform des erfindungsgema- ßen Beobachtungssystems sieht zudem vor, dass die Benutzereinrichtung zur zusatzlichen Ausgabe einer elektronischen Netztopologie eingerichtet ist, die den geografischen Verlauf des elektrischen Energieverteilungsnetzes angibt. Durch die zusätzliche Überlagerung mit einer elektronischen Netztopologie, die den tatsachlichen Verlauf des Energieverteilungsnetzes angibt, kann das Bedienpersonal noch komfortabler eine Auswertung vornehmen. Hierdurch kann beispielsweise bestimmt werden, ob einzelne auf der elektronischen Landkarte angezeigte Ereignisse auf zusammenhangende Teile des elektrischen Energieverteilungsnetzes bezogen sind.

Die oben genannte Aufgabe wird ferner durch ein Verfahren zum Betreiben eines Beobachtungssystems gelost, wobei das Beobachtungssystem eine externe Datenverarbeitungseinrichtung und mit der externen Datenverarbeitungseinrichtung in Kommunikationsverbindung stehende Energiezahler aufweist, die gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5 ausgebildet sind. Bei dem Verfahren werden Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relative Strom- und Spannungswerte von den jeweiligen Energiezahlern an die externe Datenverarbeitungseinrichtung übertragen, wobei den Strom- und Spannungsmesswerten und/oder relativen Strom- und Spannungswerten jeweils die Positionsinformation des entsprechenden Energiezahlers zugeordnet ist. Die empfangenen Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relativen Strom- und Spannungswerte werden mit der ihnen jeweils zugeordneten Positionsinformation in einer Datenbank der externen Daten- Verarbeitungseinrichtung gespeichert und mittels einer Benutzereinrichtung ausgegeben, wobei die Ausgabe eine elektronische Landkarte umfasst, die die geografische Position der Energiezahler enthalt, und wobei bei der Ausgabe eine den Wert der jeweiligen Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relativen Strom- und Spannungswerte charakterisierende grafische Repräsentation an derjenigen Stelle der elektronischen Landkarte eingetragen wird, die der Positionsinformation des jeweiligen Energiezahlers entspricht.

Eine besondere Ausfuhrungsform des erfindungsgemaßen Verfahrens sieht vor, dass von der Benutzereinrichtung auch eine elektronische Netztopologie ausgegeben wird, die den geogra- fischen Verlauf des elektrischen Energieverteilungsnetzes angibt.

Um dem Bedienpersonal eines Beobachtungssystems eine automatische Information über Unregelmäßigkeiten im elektrischen Energieverteilungsnetz zu geben, wird ferner vorgeschlagen, dass die externe Datenverarbeitungseinrichtung die Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relativen Strom- und Spannungswerte der jeweiligen Energiezahler daraufhin überprüft, ob sie eine Verletzung eines vorgegebenen Grenzwertes angeben, und bei erkannter Verletzung eines Grenzwertes durch die Strom- und Spannungsmesswerte und/oder relativen Strom- und Spannungswerte zumindest eines Energiezahlers denjenigen Ausschnitt der elektronischen Landkarte anzeigt, in der die geografische Position enthalten ist, die durch die Positionsinformation des betreffenden Energiezahlers angegeben wird. Hierbei findet automatisch eine Auswertung hinsichtlich bestimmter Grenzwertverletzungen statt und es wird dem Bedienpersonal jeweils der entsprechende Kartenausschnitt der näheren Umgebung, innerhalb der die Unregelmäßigkeiten aufgetre- ten sind, angezeigt.

Die Erfindung wird im Folgenden anhand eines Ausfuhrungsbeispiels naher erläutert. Hierzu zeigen

Figur 1 eine schematische Blockschaltbilddarstellung eines elektrischen Energiezahlers,

Figur 2 eine schematische Darstellung eines Beobachtungssystems mit einer Vielzahl elektrischer Energie- zahler,

Figur 3 ein erstes Ausfuhrungsbeispiel einer grafischen Ausgabe einer Benutzereinrichtung eines Beobachtungssystems und

Figur 4 ein zweites Ausfuhrungsbeispiel einer grafischen Ausgabe einer Benutzereinrichtung eines Beobachtungssystems .

Elektrische Energieverteilungsnetze auf niedrigen Spannungsebenen, insbesondere Niederspannungsverteilnetze, sind bisher im Allgemeinen nicht mit Automatisierungssystemen ausgestattet. Zur Sicherung der Zuverlässigkeit und Qualität der Energieversorgung sind allerdings immer mehr Netzbetreiber be- strebt, auch diese Netze beobachten zu können. Aufgrund der großen Anzahl an möglichen Datenpunkten in den Verteilnetzen sollte der Aufwand zur Parametrierung eines Beobachtungssystems möglichst klein sein und das Bedienpersonal durch rechnergestutzte Methoden in der Auswertung der Informationen un- terstutzt werden. Insbesondere muss gewahrleistet sein, dass das entsprechende Beobachtungssystem ohne eine Parametrierung des einzelnen Zahlers auskommt und die Zahlerinformationen für den Anwender vorverarbeitet und verdichtet werden.

Hierzu zeigt Figur 1 ein schematisches Ausfuhrungsbeispiel eines entsprechenden elektrischen Energiezahlers 10. Der Energiezahler 10 weist eine Messwerterfassungseinrichtung 11 auf, die in nicht naher dargestellter Weise - z.B. über Strom- und Spannungswandlereinrichtungen - mit einer Messstelle eines in Figur 1 nicht gezeigten elektrischen Energieverteilungsnetzes verbunden ist. An der Messstelle werden beispielsweise Strome I und Spannungen U erfasst und der Messwerterfassungseinrichtung 11 zugeführt. Die Messwerter- fassungseinrichtung 11 fuhrt eine Digitalisierung und eine Filterung der erfassten Strome I und Spannungen U durch und wandelt sie dabei in digitalisierte Strommesswerte i und Spannungsmesswerte u um. Zusatzlich kann die Messwerterfassungseinrichtung 11 mit einem Zeitgeber 12 versehen sein, der die aktuelle Uhrzeit in hoher Genauigkeit bereitstellt. Über die von dem Zeitgeber bereitgestellte Zeitinformation kann jedem Strommesswert i und jedem Spannungsmesswert u ein Zeitwert t zugeordnet werden, der den Zeitpunkt der Erfassung des jeweiligen Strom- bzw. Spannungsmesswertes i bzw. u angibt.

Die digitalisierten Strom- und Spannungsmesswerte i bzw. u werden von der Messwerterfassungseinrichtung 11 abgegeben und einer Messwertverarbeitungseinrichtung 13 zugeführt. Bei der Messwertverarbeitungseinrichtung kann es sich beispielsweise um einen Mikroprozessor oder einen speziellen digitalen Signalprozessor handeln, der eine Verarbeitung der Messwerte entsprechend eines programmgesteuerten Ablaufs vornimmt. Die Messwertverarbeitungseinrichtung 13 bestimmt einerseits aus den Strom- und Spannungsmesswerten i bzw. u einen Verbrauchs- wert V, der den Wert der elektrischen Energie angibt, die dem Energieverteilungsnetz von einem Endverbraucher an der Messstelle des Energiezahlers 10 entnommen worden ist. Andererseits bestimmt die Messwertverarbeitungseinrichtung 13 auch weitere Daten, wie z.B. relative Strom- und Spannungswerte i und ü. Dabei werden die relativen Strom- bzw. Spannungswerte i und ü durch Verhaltnisbildung der entsprechenden Strombzw. Spannungsmesswerte i bzw. u und für die Messstelle geltende Strom- bzw. Spannungsgrenzwerte i _s bzw. u _s gebildet:

i = i / i _s , ü = u / u _s .

Bei den Strom- bzw. Spannungsgrenzwerten kann es sich z.B. um Nennstrom und Nennspannung am Einbauort des Energiezahlers 10 handeln.

Neben den relativen Strom- bzw. Spannungswerten können auch weitere den Zustand des Energieverteilungsnetzes an der Mess- stelle angebende Messgroßen bestimmt werden, z.B. eine effektive Spannung, ein effektiver Strom, ein Leistungsfaktor oder auch Großen zur Beschreibung der Elektroenergiequalitat wie Unterspannung, Überspannung, Überströme, Anzahl und Dauer von Stromausfallen sowie eine maximale oder minimale Netzfre- quenz .

Außerdem weist der Energiezahler 10 eine Lokalisierungseinrichtung 14 auf, die eine Positionsinformation P über die geografische Position des Energiezahlers 10 bereitstellt. Die Positionsinformation P kann hierbei aus einer Angabe eines geografischen Hohen- und Breitengrades bestehen.

Bei der Lokalisierungseinrichtung 14 kann es sich beispielsweise um einen sogenannten „GPS-Empfanger" handeln, der fest im Energiezahler 10 eingebaut ist und die geografische Position anhand empfangener Signale eines Satellitenortungssystems bestimmt. Da der Einbau von GPS-Empfangern jedoch zu erhöhten Kosten fuhren wurde, kann an dem Energiezahler 10 al- ternativ auch eine Schnittstelle 15 zur Übertragung von Positionsdaten in eine Datenspeichereinrichtung der Lokalisierungseinrichtung 14 vorgesehen sein. In diesem Fall kann z.B. die geografische Information des Einbauortes beim Einbau des Energiezahlers 10 von einem mobilen GPS-Empfanger auf den Energiezahler 10 übertragen und dort gespeichert werden. Alternativ kann die Schnittstelle 15 auch zur manuellen Eingabe der Positionsdaten, z.B. über einen numerischen Ziffernblock, eingerichtet sein.

Die Verbrauchsinformation V, die relativen Strom- und Spannungswerte i bzw. ü, die Positionsinformation P und der Zeitwert t werden schließlich einer Kommunikationseinrichtung 16 zugeführt, die diese Daten zur Übertragung an eine externe Datenverarbeitungseinrichtung aufbereitet und die Daten über eine Kommunikationsverbindung 17 übertragt.

Neben den genannten Daten können naturlich auch weitere Daten z.B. die Strom- und Spannungsmesswerte i bzw. u sowie Daten zu einer effektiven Spannung, einem effektiven Strom, einem Leistungsfaktor oder auch zu Großen zur Beschreibung der

Elektroenergiequalitat wie Unterspannung, Überspannung, Überströme, Anzahl und Dauer von Stromausfallen sowie eine maximale oder minimale Netzfrequenz übertragen werden; dies ist in der Figur lediglich der Übersicht halber nicht darge- stellt.

Figur 2 zeigt ein Ausfuhrungsbeispiel eines Beobachtungssystems 20 zur Überwachung eines nicht dargestellten Energieverteilungsnetzes. Das Beobachtungssystem 20 umfasst mehrere Energiezahler 21 und eine externe Datenverarbeitungseinrichtung 22, die über ein Kommunikationsnetzwerk 23, bei dem es sich beispielsweise um ein Powerline-Communication-Netz oder ein Ethernet-Netzwerk handeln kann, in Verbindung stehen.

Die Energiezahler 21 übertragen wie zu Figur 1 beschrieben bestimmte Daten, die zumindest eine Positionsinformation des jeweiligen Energiezahlers umfassen, an die externe Datenverarbeitungseinrichtung 22. Dabei wird im Beispiel gemäß Figur 2 davon ausgegangen, dass die externe Datenverarbeitungseinrichtung neben einer Netzleitsoftware für das Beobachtungssystem 20 auch eine Zahlermanagementsoftware zur Erfassung und Verarbeitung der Verbrauchswerte V ausfuhrt, so dass die Verbrauchswerte V von den einzelnen Zahlern 21 ebenfalls über das Kommunikationsnetzwerk 23 an die externe Datenverarbeitungseinrichtung 22 übertragen wird. Alternativ können die Verbrauchswerte auch zu einer von der Datenverarbeitungseinrichtung 22 verschiedenen weiteren Datenverarbeitungseinrichtung übermittelt und dort zu Verrechungszwecken ausgewertet werden.

Die Datenverarbeitungseinrichtung 22 speichert die empfangenen Daten in einer strukturierten Datenbank 24 ab, indem sie den Daten eines bestimmten Zahlers dessen Positionsinformati- on P zuordnet.

In der Datenbank 24 wird somit neben den Daten des jeweiligen Energiezahlers 21 auch die geografische Position in Form der Positionsinformation P gespeichert. Die Positionsinformation P dient als Schlüssel für die Datenbankzugriffe. Damit ist es möglich, innerhalb der Datenbank 24 alle Informationen zu selektieren, die innerhalb eines geografischen Gebietes gesammelt wurden, ohne die einzelne Datenquelle als solches zu erkennen, so dass die Messpunkte der einzelnen Energiezahler nicht als Datenpunkte im Beobachtungssystem 20 parametriert und gepflegt werden müssen.

Weiterhin kann beim Eintragen der Datensatze in die Datenbank des Beobachtungssystems 20 eine Überprüfung der Daten auf Verletzungen von Grenzwerten stattfinden. Da die Zahler wie oben beschrieben relative Strom- und Spannungswerte i und ü liefern, ist auch in diesem Fall die Kenntnis der tatsachlichen Grenzwerte nicht erforderlich.

Im Falle einer Verletzung eines Grenzwertes kann das Beobachtungssystem 20 dann alle zugehörigen Informationen selektieren, die sich in der geografischen Nahe der Messstelle befinden, an der die Grenzwertverletzung eingetreten ist, und dem Bedienpersonal über eine Benutzereinrichtung 25, z.B. eine Workstation, zur Verfugung stellen.

Die Darstellung der Informationen erfolgt schließlich in über die Benutzereinrichtung 25 in einer Weise, die beispielhaft in Figur 3 angedeutet ist. Bei der Ausgabe der Informationen werden georeferentielle Mechanismen genutzt, z.B. ein Geoin- formationssystem, das eine elektronische Landkarte 30 des Gebietes aufweist, in dem sich das Energieverteilungsnetz befindet. Durch die Anwahl eines in Figur 3 durch einen gestri- chelten Rahmen gekennzeichneten geografischen Gebietes 31 innerhalb der Ausgabe der Benutzereinrichtung 25 liegen die Randpositionen fest. Damit ist das Beobachtungssystem in der Lage, alle Informationen aus der Datenbank 24 zu selektieren, deren durch die jeweiligen Positionsinformationen P angegebe- ne Ortskoordinaten innerhalb des ausgewählten Gebietes 31 liegen. Die einzelnen Messpunkte der Informationen werden in Form einer grafischen Repräsentation z.B. als kleine Kreise mit einen Zustand des Energieverteilungsnetzes angebenden Symbolen (z.B. „! ^w für „Abweichung" oder „o" für „Normalzu- stand") in den entsprechenden Kartenausschnitt eingetragen. Zusatzlich kann in Abhängigkeit vom Netzzustand eine Einfar- bung der grafischen Repräsentation nach einer vorgebbaren Skala erfolgen. Aufgrund des Farbeindruckes, der sich aus der Gesamtheit der Datenpunkte ergibt, bekommt der Anwender eine bereits verdichtete Information über den Zustand des Energieverteilungsnetzes .

Das Beobachtungssystem kann zusatzlich die Informationen in der Datenbank auf ggf. vorliegende Grenzwertverletzungen prüfen und den Kartenausschnitt automatisch an der Stelle zentrieren, bei der eine Grenzwertverletzung festgestellt worden ist.

Wie schließlich in dem weiteren Ausfuhrungsbeispiel in Figur 4 angedeutet ist, kann der Bediener zusatzlich den tatsachlichen Leitungsverlauf 41 des Energieverteilungsnetzes in Form einer schematischen Netztopologiesicht in die elektronische Landkarte einblenden lassen und bekommt so einen direkten Be- zug zwischen den Informationen der einzelnen Energiezahler 21 und dem Leitungsverlauf 41 des Energieverteilungsnetzes. Aus Figur 4 geht beispielsweise hervor, dass der von einer Störung betroffene Abschnitt des Energieverteilungsnetzes, dessen Messpunkte mit „! "-Symbolen als markiert sind, in einem anderen Netzbereich liegt als der übrige dargestellt Abschnitt des Energieversorgungsnetzes. Auf diese Weise lassen sich für den betroffenen Netzabschnitt gezielte Gegenmaßnahmen einleiten.

Das Beobachtungssystem 20 besitzt zusammengefasst die folgenden Vorteile.

Im Beobachtungssystem 20 ist kein Engineering des einzelnen Energiezahlers 21 erforderlich. Die erforderlichen Informati- onen werden automatisch aus den Daten generiert, die von den Energiezahlern 21 übertragen werden.

Durch die grafische Darstellung der Daten der einzelnen Ener- giezahler 21 findet bereits eine Informationsverdichtung für den Bediener statt. Damit gewinnt er eine bessere Übersicht und kann den Netzzustand schneller und sicherer einschätzen.

Durch die Verwendung der Positionsinformation im georeferen- tiellen Bediensystem wird der geografische Verlauf des Energieverteilungsnetzes angenähert wiedergegeben. Im Falle von Störungen bekommt der Bediener schnell die Information über die möglichen Storungsorte .

Das Beobachtungssystem benotigt keine Infrastruktur der Netzleittechnik. Damit kann ein solches System jedem Netzbetreiber zur Verfugung gestellt werden, unabhängig davon, wer der Lieferant des Netzleitsystems war.

Mit einem beschriebenen Energiezahler lasst sich zusammenge- fasst einerseits auf herkömmliche Weise eine Information über den elektrischen Energieverbrauch an der Messstelle des jeweiligen elektrischen Energiezahlers bestimmen und an einem Netzbetreiber zum Zwecke der Kostenabrechnung übermitteln. Zusatzlich ist der elektrische Energiezahler in vorteilhafter Weise als Messstelle zur Überwachung des elektrischen Energieverteilungsnetzes verwendbar und kann diese Daten ohne jegliche Notwendigkeit einer Vorkonfiguration an ein Beobachtungssystem übertragen.