Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bestimmung des Netz zustandes eines Niederspannungsnetzes eines Energieversor gungssystems, umfassend zumindest ein Gateway und eine Über wachungsvorrichtung, und das Energieversorgungssystem Netz leitungen mit jeweiligen Smartmetern aufweist, welche eine Netztopologie des Niederspannungsnetzes bilden, und Kommunikationspfade zwischen Smartmetern und zumindest einem Gateway mittels Anwendung von Powerline-Communication Technologie auf die Netzleitungen erzeugt werden, welche ge meinsam ein Kommunikationsnetz mit einer Kommunikationstopo- logie bilden, und Eigenschaften der Kommunikation, umfassend eine Routing- Information, welche den Kommunikationspfad zwischen dem zu mindest einen Gateway und dem jeweiligen Smartme

ter beschreiben, als zumindest ein Kommunikationsparame ter durch das jeweilige Smartmeter ermittelt wird, aus wel chem die Kommunikationstopologie bestimmt wird, und der Netzzustand des Niederspannungsnetzes aus einem Ver gleich der Netztopologie mit der Kommunikationstopologie durch die Überwachungsvorrichtung bestimmt wird, wobei eine Änderung der Struktur der Kommunikationstopologie gegenüber der Struktur der Netztopologie analysiert wird.

Mittels zumindest eines Fernabfrage-Vorgangs, umfassend je weils ein Abfrage-Telegramm und ein Antwort-Telegramm, können Gateway und Smartmeter untereinander kommunizieren.

Dabei können folgende Verfahrensschritte ausgeführt werden: a) Senden des Abfrage-Telegramms des Fernabfrage-Vorgangs an ein erstes Smartmeter und zumindest ein zweites Smartmeter, b) Ermitteln von Eigenschaften der Kommunikation zwischen dem zumindest einen Gateway und dem ersten Smartmeter und/oder dem zumindest einen zweiten Smartmeter als zu mindest ein Kommunikationsparameter aus zumindest einem Abfrage-Telegramm durch das jeweilige Smartmeter, c) Übertragen eines Antwort-Telegramms des Fernabfrage- Vorgangs an eine Überwachungsvorrichtung des Energiever sorgungssystems, welches den zumindest einen Kommunika tionsparameter umfasst, d) Erfassen der Kommunikationstopologie des ersten Smartme ters und des zumindest einen zweiten Smartmeters aus dem zumindest einem Antwort-Telegramm durch die Überwa chungsvorrichtung, e) Bestimmen des Netzzustands des Niederspannungsnetzes aus dem zumindest einen Kommunikationsparameter, der Netzto pologie und der Kommunikationstopologie durch die Über wachungsvorrichtung .

Ferner betrifft die Erfindung eine Vorrichtung zur Bestimmung des Netzzustandes eines Niederspannungsnetzes eines Energie versorgungssystems, umfassend zumindest ein Gateway und eine Überwachungsvorrichtung, und das Energieversorgungssystem Netzleitungen mit jeweiligen Smartmetern aufweist, welche ei ne Netztopologie des Niederspannungsnetzes bilden, und das Energieversorgungssystem dazu eingerichtet ist: a) Kommunikationspfade zwischen Smartmetern und zumindest einem Gateway mittels Anwendung von Powerline- Communication Technologie auf die Netzleitungen zu er zeugen, welche gemeinsam ein Kommunikationsnetz mit ei ner Kommunikationstopologie bilden, und b) Eigenschaften der Kommunikation, umfassend eine Routing- Information, welche den Kommunikationspfad zwischen dem zumindest einen Gateway und dem jeweiligen Smartme ter beschreiben, als zumindest ein Kommunikationsparame ter durch das jeweilige Smartmeter zu ermitteln, und die Kommunikationstopologie durch die Überwachungsvorrich tung zu bestimmen, und c) der Netzzustand des Niederspannungsnetzes aus einem Ver gleich der Netztopologie mit der Kommunikationstopologie durch die Überwachungsvorrichtung zu bestimmen, wobei eine Änderung der Struktur der Kommunikationstopologie gegenüber der Struktur der Netztopologie analysiert wird.

Niederspannungsnetze sind heutzutage teilweise alt und stö rungsanfällig, was zu unerwünschten Ausfällen in der Versor gung der Verbraucher, als auch zu kostenintensiven Wartungs und Reparaturarbeiten der Netzleitungen führen kann.

Es ist oft schwierig, im Zuge von Wartungsarbeiten zukünftige Störungen oder Ausfälle des Netzes zu erkennen, um beispiels weise präventiv einen Austausch einer Komponente, die auszu fallen droht, durchzuführen. Mit anderen Worten kann ein Aus fall nur sehr schwer prognostiziert werden. Ein unbegründe ter, präventiv vorgenommener Austausch von Komponenten ist in den meisten Fällen wirtschaftlich nicht sinnvoll.

Ferner ist es häufig nötig, dass ein Verbraucher eine Störung beziehungsweise einen Ausfall des Netzes beispielsweise tele fonisch meldet, bevor eine entsprechende Reparatur begonnen werden kann. Dadurch kann sich die Ausfallzeit unerwünscht weiter vergrößern.

Außerdem kann es für einen Netzbetreiber eines Nieder spanungsnetzes schwierig sein festzustellen, über welche ak tiven Netzversorgungsleitungen tatsächlich die Netzversorgung erfolgt, da dies von der manuellen Konfiguration von Lei tungsschaltern, welche zwischen mehreren Netzleitungen umge schaltet werden können, abhängen kann, deren Schaltbelegung zumeist nicht fernabfragbar ist. Die Kenntnis der aktuell ak tiven Netzleitungen ist beispielsweise für Wartungs- oder Re paraturarbeiten wichtig.

Die US 2014/278162 Al und die EP 2 608 417 A2 offenbaren je weils Verfahren zur Bestimmung des Netzzustandes aus ver schiedenen Kommunikationsparametern, welche durch Messungen basierend auf der Powerline-Communication (PLC) über Netzlei tungen erfasst wurden. Die dabei ermittelten Messwerte können jedoch beispielsweise Ungenauigkeiten oder der Superposition von mehreren ungünstigen Effekten auf die jeweilige Kommuni kation unterliegen, sodass die Aussagekraft einer Messung nicht immer hoch ist und daher eine Netzstörung nicht immer mit hinreichender Verlässlichkeit ermittelt wird.

Es ist eine Aufgabe der Erfindung, die genannten Nachteile zu überwinden und ein Verfahren bereitzustellen, welches einen Netzzustand mit einer Netzstörung mit hoher Zuverlässigkeit erkennt .

Die Aufgabe wird durch ein Verfahren der eingangs genannten Art gelöst, indem bei einer Änderung der Struktur der Kommu nikationstopologie ein Abgleich mit Wetterdaten erfolgt, in dem eine temporär geänderte Kommunikationstopologie mit geo grafisch und zeitlich zugeordneten Wetterdaten, welche vor zugsweise von der Überwachungsvorrichtung über eine Daten schnittstelle empfangen werden, in Verbindung gebracht wird und dies bei der Bestimmung des Netz zustandes , bevorzugt aus der Kommunikationstopologie, berücksichtigt wird.

Es ist klar, dass die temporär geänderte Kommunikationstopo- logie mit geografisch und zeitlich zugeordneten Wetterdaten an jenen Segmenten der Kommunikationstopologie beziehungswei- se des Kommunikationsnetzes verglichen oder korreliert wird, an welchen die temporäre Änderung der Kommunikationstopologie auftritt .

Die Wetterdaten können von der Überwachungsvorrichtung über eine entsprechende Datenschnittstelle empfangen werden, bei spielweise von Online-Diensten für Wetterprognose und/oder Wetterdatenerfassung oder entsprechende Sensoren, welche an die Überwachungsvorrichtung angebunden sind.

In Niederspannungsnetzen werden heutzutage häufig intelligen te Stromzähler, sogenannte Smartmeter, eingesetzt. Solche Niederspannungsnetze werden als intelligente Niederspannungs netze beziehungsweise Smart-Grids bezeichnet, bei welchen beispielsweise ein einfaches und kostengünstiges Fernablesen des Zählerstandes eines intelligenten Stromzählers möglich ist .

Ein Messverfahren zur Bestimmung von Kommunikationsparametern kann mit einem Smartmeter oder auch mit anderen Messvorrich tungen mit einer entsprechenden Kommunikationsschnittstelle zur Kommunikation mit einem Smartmeter durchgeführt werden, beispielsweise mit einem Messgerät zur Bestimmung von Lei tungsparametern. Folglich umfasst der Begriff Smartmeter auch andere geeignete Messvorrichtungen und das Energieversorgung system kann auch Kombinationen von Smartmetern und anderen Messvorrichtungen umfassen.

Informationen der einzelnen Smartmeter bzw. die Analyse der Datenübertragungsqualität beziehungsweise die Topologie des Datenübertragungsnetzwerks von Fernabfrage-Vorgängen sollen zur Abschätzung des Netzzustandes des Niederspannungsnetzes herangezogen werden. Ferner kann auf den aktuellen Netzzu stand rückgeschlossen werden, beispielsweise auf Schalters tellungen im Niederspannungsnetz, wobei diese Information auch an ein SCADA-System (Supervisory Control and Data Acqui- sition) weitergeleitet werden kann. Unversorgte Netze könnten durch entsprechende Algorithmen innerhalb der Überwachungs vorrichtung automatisch erkannt werden.

Der Einsatz von Technologien neuronaler Netze ist denkbar, wobei beispielsweise anhand eines einzelnen ermittelten kri tischen Versorgungszustands einer einzelnen Netzleitung die Auswahl weiterer Netzleitungen, welche in weiterer Folge ana lysiert werden sollen, automatisch initiiert werden kann.

Veränderungen in der Kommunikationsqualität von intelligenten Stromzählern lassen unter Berücksichtigung der Anschluss- und Kommunikationstopologie und Verknüpfung mit zusätzlichen Da ten (wie beispielsweise Witterungsinformationen) Rückschlüsse auf den Versorgungszustand im Netz zu. Dadurch ist es mög lich, Störungsfälle durch eine entsprechende Prognostizierung zu vermeiden.

Durch das erfindungsgemäße Verfahren ist es möglich, dass der Versorgungszustand einzelner, mehrerer oder auch aller Netz leitungen im Niederspannungsnetz gezielt bestimmt werden kann und gegebenenfalls entsprechende Maßnahmen ergriffen werden können. Durch die Nutzung der elektronischen Fernabfrage von Smartmetern ist das erfindungsgemäße Verfahren auch in beste hende Smart-Grids äußerst einfach zu integrieren.

Durch das Verfahren kann erreicht werden, dass beispielsweise der Netzzustand mittels Fernabfragen von einer zentralen Überwachungsvorrichtung, welche eine Recheneinheit und einen Speicher aufweist, auf einer einfache Weise ermittelt werden kann und entsprechende Wartung-, Instandhaltungs- , Reparatur arbeiten vor der Entstehung eines potentiellen teilweisen o- der totalen Netzausfalls geplant und durchgeführt werden kön nen. Materialermüdung oder Verschleiß von Transformatoren, Schaltern oder Leitungen oder Teilen daraus können mit einer gewissen Wahrscheinlichkeit vorab erkannt werden. Die Bestimmung des Netzzustands erfolgt dadurch, dass eine Änderung der Struktur einer Kommunikationstopologie gegenüber der Struktur einer Netztopologie analysiert wird.

Zusätzlich können zeitlich sich ändernde Kommunikationspara meter, beispielsweise in der Qualität der Kommunikation, ei nen Hinweis auf ein Gebrechen oder Alterung in einer Leitung, einem Schalter oder ähnlichem geben. Der zeitliche Verlauf der Änderung kann sowohl über eine kurze Periode, als auch über eine lange Zeitspanne beobachtet und analysiert werden.

Beispielsweise können Witterungseinflüsse, jahreszeitliche oder arbeitszeitliche Einflüsse, oder auch betriebliche Ein flüsse mit einer Änderung der Struktur einer Kommunikations topologie abgeglichen werden, indem eine temporär geänderte Kommunikationstopologie mit bereitgestellten geografisch und zeitlich zugeordneten Wetterdaten in Verbindung gebracht wer den .

Die Wetterdaten können beispielsweise von Datenbanken oder Online-Diensten unter Verwendung einer Datenbank bereitge stellt werden und in einem Speicher der Überwachungsvorrich tung gespeichert werden. Dabei sind für jeden Wetterdatensatz ein Zeitpunkt und/oder einer Zeitspanne, sowie ein Ort und/oder ein Gebiet verknüpft. Jeder Wetterdatensatz kann mit einem Segment der Netztopologie und Kommunikationstopologie korreliert oder verglichen werden. Jeder Wetterdatensatz kann sich auf zukünftige (beispielsweise durch Wetter-Modelle mit tels künstlicher Intelligenz prognostizierte) , gegenwärtige oder vergangene (beispielsweise durch Sensoren erfasste und aufgezeichnete) Zeitpunkte beziehen. Das Verfahren kann auch eine Verknüpfung mehrerer Wetterdatensätze heranziehen, um eine Analyse des Netzzustandes aufgrund der Kommunikationsto pologie durchzuführen. In einer Weiterbildung der Erfindung ist es vorgesehen, dass mehr als eine Netzleitung oder mehr als ein Kommunikations pfad mit entsprechenden Wetterdaten korreliert wird. Dadurch kann die Zuverlässigkeit des Verfahrens weiter verbessert werden .

Dadurch wird erreicht, dass eine erkannte Veränderung der Kommunikationstopologie durch eine unabhängige, weitere Mess größe in Form von Wetterdaten verifiziert wird und die Detek tion einer Netzstörung zuverlässiger erfolgen kann, als im Stand der Technik.

Es ist klar, dass der Zeitpunkt und der Ort der Netzstörung und die entsprechenden Wetterdaten zueinander in einem engen Bezug stehen, beispielsweise direkt oder prädiziert.

Es ist auch klar, dass für ein als fehlerhaft ermitteltes Segment eines Kommunikationspfads ein zugehöriger Ort auf einfache Weise ermittelt werden kann, beispielsweise durch Nachschau in Karten oder Wartungstabellen.

Außerdem ist es möglich, dass Änderungen in der Netztopologie erfasst werden, wenn beispielsweise Reparaturarbeiten im Nie derspannungsnetz durchgeführt werden und eine Netzleitung deshalb abgeschaltet wird. Eine Abschaltung einer Netzleitung kann auch zur gezielten Fehlersuche durchgeführt werden. In diesen Fällen kann auf die geänderte Netztopologie eine Ände rung der Kommunikationstopologie festgestellt werden und un tersucht werden.

Es können beispielsweise auch Kombinationen aus mehreren Kom munikationsparametern verschiedener Netzleitungen einen Hin weis auf eine Störung geben, insbesondere ein zeitlicher Ver lauf von Änderungen der Kommunikationsparameter.

In analoger Weise zum erfindungsgemäßen Verfahren wird die Aufgabe der Erfindung auch durch eine Vorrichtung der ein- gangs genannten Art gelöst, indem bei einer Änderung der Struktur der Kommunikationstopologie ein Abgleich mit Wetter daten erfolgt, indem eine temporär geänderte Kommunikations topologie mit geografisch und zeitlich zugeordneten Wetterda ten, welche von der Überwachungsvorrichtung über eine Daten schnittstelle empfangen werden, in Verbindung gebracht wird und dies bei der Bestimmung des Netz zustandes , bevorzugt aus der Kommunikationstopologie, berücksichtigt wird.

Vorteilhafte Ausgestaltungen und Weiterbildungen der Erfin dung sind in den abhängigen Patentansprüchen angegeben. Die Vorteile entstehen sowohl für das erfindungsgemäßen Verfahren als auch für die erfindungsgemäßen Vorrichtung.

Der zumindest eine Kommunikationsparameter kann aus einem Link-Quality-Index-Parameter des jeweiligen Smartme

ters bestimmt werden.

Der Link-Quality-Index-Parameter kann aus dem Signal-Rausch- Abstand eines Fernabfrage-Vorgangs bestimmt werden.

Der zumindest eine Kommunikationsparameter und/oder die Kom munikationstopologie kann aus einer Routing-Information, wel che den Kommunikationspfad zwischen dem zumindest einen Gate way und dem jeweiligen Smartmeter beschreibt, bestimmt wer den .

Der zumindest eine Kommunikationsparameter kann aus der Dauer der Zeitdifferenz zwischen Absenden des zumindest einen Ab frage-Telegramms und Empfangen des zugehörigen Antwort- Telegramms des eines jeweiligen Fernabfrage-Vorgangs bestimmt werden .

Ein erster Fernabfrage-Vorgang und zumindest ein zweiter Fernabfrage-Vorgang kann wiederholt ausgeführt, wobei aus dem ersten Fernabfrage-Vorgang und dem zumindest einen zweiten Fernabfrage-Vorgang eine Änderung der Kommunikationstopologie und/oder der Netztopologie feststellbar ist, aus welcher der Netzzustand bestimmt wird.

Die Netztopologie wird von der Überwachungsvorrichtung er fasst. Dadurch kann auf einfache Weise eine Konfiguration der Niederspannungsnetzes für die Verwendung im erfindungsgemäßen Verfahren speichern. Dabei ist es günstig, wenn die Netztopo logie in Form einer Liste in einem Datenspeicher der Überwa chungsvorrichtung gespeichert und änderbar ist.

Es ist vorteilhaft, wenn das Abfrage-Telegramm eine Zähler stands-Abfrage oder eine Betriebszustands-Abfrage des jewei ligen Smartmeters umfasst. Dadurch lässt sich der zumindest eine Kommunikationsparameter auf besonders einfache Weise be stimmen .

In einer Weiterbildung der Erfindung ist es vorgesehen, dass die Bestimmung des zumindest einen Kommunikationsparameters durch eine Zählerstands-Abfrage oder eine Betriebszustands- Abfrage des jeweiligen Smartmeters erfolgt, wodurch eine Re duktion der Kommunikation erreicht wird. PLC-Kommunikation auf Stromnetzen weist häufig eine sehr niedrige Datenübertra gungsrate auf.

Weitere vorteilhafte Eigenschaften der Erfindung ergeben sich aus deren beispielhafter Erläuterung anhand der Figuren. Die Figuren zeigen in

Fig. la ein Blockschaltbild eines ersten Ausführungsbei spiels eines Niederspannungsnetzes,

Fig. lb eine schematische Darstellung einer Netztopologie des Niederspannungsnetzes gemäß Fig. la,

Fig. lc eine schematische Darstellung einer Kommunikations topologie des Niederspannungsnetzes gemäß Fig. la, Fig. 2a ein Blockschaltbild eines zweiten Ausführungsbei spiels eines Niederspannungsnetzes,

Fig. 2b eine schematische Darstellung einer Netztopologie des Niederspannungsnetzes gemäß Fig. 2a,

Fig. 2c eine schematische Darstellung einer Kommunikations topologie des Niederspannungsnetzes gemäß Fig. 2a,

Fig. 3a ein Blockschaltbild eines dritten Ausführungsbei spiels eines Niederspannungsnetzes,

Fig. 3b eine schematische Darstellung einer Netztopologie des Niederspannungsnetzes gemäß Fig. 3a,

Fig. 3c eine schematische Darstellung einer Kommunikations topologie des Niederspannungsnetzes gemäß Fig. 3a,

Fig. 4 eine schematische Darstellung mit einem Ausfüh

rungsbeispiel für ein Abfrageverfahren für ein Smartmeter,

Fig. 5a eine schematische Darstellung für einen Fernabfra ge-Vorgang mit Telegrammen nach den Fig. la-lc,

Fig. 2a-2c und Fig. 3a-3c,

Fig. 5b eine schematische Darstellung für ein weiteres Aus führungsbeispiel für einen Fernabfrage-Vorgang mit Telegrammen,

Fig. 5c eine schematische Darstellung für ein weiteres Aus führungsbeispiel für einen Fernabfrage-Vorgang mit Telegrammen,

Fig. 5d eine schematische Darstellung für ein weiteres Aus führungsbeispiel für einen Fernabfrage-Vorgang mit Telegrammen .

Die Ausführungsbeispiele zeigen wichtige Teile der Erfindung, wobei klar ist, dass für das erfindungsgemäße Verfahren und die Vorrichtung weitere Komponenten notwendig sein können, wie beispielsweise elektrische Endverbraucher, allgemein be kannte Infrastruktur zum Betrieb eines Niederspannungsnetzes, wie Transformatoren oder Leitungsschalter, aber auch Steue- rungs- und Datenverarbeitungsvorrichtungen. Zur besseren Übersicht sind diese Komponenten nicht dargestellt.

In Fig. la ist schematisch ein erstes Ausführungsbeispiel für eine Vorrichtung zur Bestimmung des Netzzustandes eines Nie derspannungsnetzes 1 eines Energieversorgungssystems 2 ge zeigt .

Das Energieversorgungssystem 2 weist eine erste Netzlei tung 111 mit einem ersten Smartmeter 101 und mehrere zweite Netzleitungen 112-119 mit zugehörigen zweiten Smartme tern 102-109 auf. Mit den Smartmetern 101-109 können jeweils elektrische Verbraucher verbunden sein.

Mit den jeweiligen Smartmetern 101-109 kann beispielsweise der Stromverbrauch des Verbrauchers per Fernauslesung von ei ner entfernt gelegenen Datenverarbeitungseinrichtung gemessen werden, oder der Verbraucher per Fernsteuerung von einer ent fernt gelegenen Steuerungsvorrichtung mit dem Niederspan nungsnetz 1 verbunden beziehungsweise vom Netz getrennt wer den .

Statt oder zusätzlich zu den jeweiligen Smartmetern 101-109 können auch andere Messvorrichtungen mit einer entsprechenden Kommunikationsschnittstelle eingesetzt werden, beispielsweise Messgeräte zur Bestimmung von speziellen Leitungsparametern. Diese Messvorrichtungen können beispielsweise temporär zur Unterstützung bei einer Fehlersuche in das Niederspannungs netz 1 integriert werden. Auf diesen Aspekt wird in diesem Ausführungsbeispiel jedoch nicht näher eingegangen. Die erste Netzleitung 111 und die zweiten Netzleitungen 112- 119 bilden eine Netztopologie 110 des Niederspannungsnet zes 1, welche in Fig. lb gesondert dargestellt ist.

Das Energieversorgungssystem 2 weist ferner ein Kommunikati onssystem mit einem Gateway 3, sowie einen Smart-Grid- Server 5 auf. Der Smart-Grid-Server 5 unterstützt den elekt ronischen Betrieb des Energieversorgungssystems 2, das heißt beispielsweise durch elektronisches Fern-Auslesen der Zähler werte der einzelnen Smartmeter 101-109 oder durch die allge meine Steuerung der Smartmeter, wie Ein- und Ausschalten ein zelner Netzleitungen 111-119.

Alternativ, hier nicht gezeigt, kann die Überwachungsvorrich tung 4 mit dem Smart-Grid Server 5 verbunden sein, wobei eine Kommunikation über das Gateway 3 mittels dem Smart-Grid Ser ver 5 erfolgen kann. Dadurch kann eine Vereinfachung des Sys tems erreicht werden.

Das Gateway 3 kann beispielsweise ein IP-Router basierend auf der Powerline-Communication (PLC) Technologie sein, wobei die Kommunikation über das elektrische Versorgungsnetz des Nie derspannungsnetzes 1 erfolgt.

Die Smartmeter 101-109 sind in diesem Ausführungsbeispiel mit dem Gateway 3 jeweils durch die Netzleitungen 111-119 stern- bzw. baumförmig verbunden.

In diesem Beispiel sind in der Baum-Hierarchie des Nieder spannungsnetzes 1 Neben-Netzleitungen 116-118 der Slave- Smartmeter 106-108 mit dem Master-Smartmeter 102 bzw. die Ne- ben-Netzleitung 119 des Slave-Smartmeters 109 mit dem Master- Smartmeter 105 verbunden.

Mit Master-Smartmetern 101-105 sind Smartmeter in der ersten Hierarchieebene eines Baumes, also in einer sternförmigen An- Ordnung gemeint. Mit anderen Worten jene, die direkt mit dem Gateway 3 kommunizieren können.

Mit Slave-Smartmetern 106-109 sind Smartmeter in der zweiten Hierarchieebene des Baumes gemeint, in der Praxis können aber weitaus mehr Hierarchieebenen in Bäumen angewandt werden. Mit anderen Worten jene, die nicht direkt mit dem Gateway 3 kom munizieren können, sondern nur über ein Master- Smartmeter 102, 105.

Eine Kommunikation zwischen dem Gateway 3 und dem Slave- Smartmeter 109 erfolgt somit durch ein Routing über das Mas ter-Smartmeter 105, das heißt über die Netzleitungen 115 und 119.

Das Kommunikationssystem ist dazu eingerichtet, das erste Smartmeter 101 sowie die zweiten Smartmeter 102-109 über je- weils einen Kommunikationspfad mit dem Gateway 3 zu verbinden und mittels zumindest eines Fernabfrage-Vorgangs 10, 20, 30, 40, 50, 60 zu kommunizieren. Das Kommunikationssystem basiert dabei auf einer Powerline-Communication (PLC) Technologie.

Das Gateway 3 kann über eine drahtgebundene oder drahtlose Breitband-Datenleitung mit dem Smart-Grid-Server 5 verbunden sein .

Die Kommunikationspfade bilden dabei ein Kommunikationsnetz mit einer Kommunikationstopologie 120, welche in Fig. lc ge sondert dargestellt ist. In diesem Ausführungsbeispiel ent- spricht die Netztopologie 110 der Kommunikationstopolo gie 120.

Die Fernabfrage-Vorgänge 10, 20, 30, 40, 50, 60 umfassend je weils ein Abfrage-Telegramm 11, 21, 31, 41, 51, 61 und ein Antwort-Telegramm 12, 22, 32, 42, 52. Das Abfrage-Telegramm 11, 21, 31, 41, 51, 61 weist ferner ei ne Zählerstands-Abfrage oder eine Betriebszustands-Abfrage des jeweiligen Smartmeters 101-109 auf. Beispiele für Fernab frage-Vorgänge 10, 20, 30, 40, 50, 60 sind in der Fig. 5a-5d dargestellt .

In Fig. 2a ist schematisch ein zweites Ausführungsbeispiel für eine Vorrichtung zur Bestimmung des Netzzustandes eines Niederspannungsnetzes 1 eines Energieversorgungssystems 2 ge zeigt. Dabei ist eine Netztopologie 210 mit Netzleitun gen 211-219 identisch zur Netztopologie 110 der Fig. la, wie in Fig. 2b erkennbar.

Jedoch unterscheidet sich eine Kommunikationstopologie 220 von der Kommunikationstopologie 120.

Der Kommunikationspfad 125 zum Smartmeter 105 des ersten Aus führungsbeispiels ist im zweiten Ausführungsbeispiel gestört. Stattdessen kommuniziert das Smartmeter 105 über den Kommuni kationspfad 224 und 225.

Die Störung kann beispielsweise durch Alterung von Komponen ten des Niederspannungsnetzes, Witterungseinflüsse oder jah reszeitliche Einflüsse hervorgerufen sein. Ferner sind Stö rungen durch betriebliche oder lastabhängige Einflüsse mög lich, welche beispielsweise während Arbeitszeiten auftreten und nicht an Wochenenden.

Zu betrieblichen Einflüssen zählen unter anderem Wartungs und Instandhaltungsarbeiten, der Austausch von Teilen des Niederspannungsnetzes, das Umschalten von Netzleitungen, bei spielsweise von alternativen Transformatoren oder Leitungen.

Zu lastabhängigen Einflüssen zählen unter anderem das Ein schalten von Verbrauchern mit hohen Störspannungen bei spezi fischen Frequenzen, welche in das Niederspannungsnetz einge koppelt werden können und die Qualität des Kommunikationsnet- zes ungünstig beeinflussen können, sowie das Hinzunehmen und Trennen von Großverbrauchern.

Die Qualität des Kommunikationsnetzes kann beispielsweise durch eine Änderung der Signal-Laufzeiten (roundtrip) , der Anzahl der Baum-Ebenen in einer Kommunikations-Topologie (An zahl der Hops einer Verbindung) oder einem schlechten Signal- zu-Rausch-Abstand beeinflusst werden.

Außerdem konnte der Kommunikationspfad 128 zum Smartmeter 105 des ersten Ausführungsbeispiels nicht aufgebaut werden, son dern das Smartmeter 108 kommuniziert im zweiten Ausführungs beispiel über den Kommunikationspfad 224, 225 und 228.

Die Netztopologie 210 des zweiten Ausführungsbeispiels mit die Netzleitungen 211-219 entspricht strukturell der Netzto pologie 110 des ersten Ausführungsbeispiels.

Die baumartige Kommunikationstopologie 220 des zweiten Aus führungsbeispiels ist in Fig. 2c dargestellt. Es ist in der Kommunikationstopologie 220 gegenüber der Kommunikationstopo logie 120 eine zusätzliche Ebene erkennbar, welche durch den Kommunikationspfad 225 verursacht ist.

In Fig. 3a ist schematisch ein drittes Ausführungsbeispiel für eine Vorrichtung zur Bestimmung des Netzzustandes eines Niederspannungsnetzes 1 eines Energieversorgungssystems 2 ge zeigt .

Wie in Fig. 3b erkennbar, unterscheidet sich eine Netztopolo gie 310 mit Netzleitungen 311-319 zur Netztopologie 110 der Fig. la dahingehend, dass die Netzleitung 125 zum Smartme ter 105 des ersten Ausführungsbeispiels der Fig. la unterbro chen ist. In weiterer Folge ist auch die Netzleitung 119 zum Smartmeter 109 unterbrochen. Somit weist das dritte Ausführungsbeispiel in Fig. 3a nur Netzleitungen 311-314 und 316-318 auf.

Jedoch unterscheidet sich eine Kommunikationstopologie 320 von den Kommunikationstopologien 120 und 220 deutlich. Das Smartmeter 109 ist trotz gestörter Netzleitung über einen Kommunikationspfad 319 mit dem Smartmeter 108 verbunden. So mit kann das Smartmeter 109 über die Kommunikationspfade 322, 328 und 329 mit dem Gateway 4 kommunizieren.

Die Netztopologie 310 des dritten Ausführungsbeispiels unter- scheidet sich somit strukturell von den Netztopologien 110 und 210.

Die baumartige Kommunikationstopologie 320 des dritten Aus führungsbeispiels ist in Fig. 3c dargestellt. Es ist in der Kommunikationstopologie 220 gegenüber der Kommunikationstopo- logie 120 eine zusätzliche Ebene erkennbar, welche durch den Kommunikationspfad 329 verursacht ist.

Das Energieversorgungssystem 2 weist ferner eine Überwa chungsvorrichtung 4 mit einer Recheneinheit und einem Spei cher auf, welche mit dem zumindest einen Gateway 3 verbunden ist.

Das Energieversorgungssystem 2 ist dazu eingerichtet, folgen de Verfahrensschritte eines Verfahrens 500 auszuführen: a) Senden 510 eines Abfrage-Telegramms 11, 21, 31, 41, 51, 61 eines Fernabfrage-Vorgangs 10, 20, 30, 40, 50, 60 an das erste Smartmeter 101 und das zumindest eine zweite

Smartmeter 102-109, b) Ermitteln 520 von Eigenschaften der Kommunikation zwi schen dem zumindest einen Gateway 3 und dem ersten Smartmeter 101 und/oder dem zumindest einen zweiten Smartmeter 102-109 als zumindest ein Kommunikationspara meter aus zumindest einem Abfrage-Telegramm 11, 21, 31, 41, 51, 61 durch das jeweilige Smartmeter 101-109, c) Übertragen 530 eines Antwort-Telegramms 12, 22, 32, 42, 52 des Fernabfrage-Vorgangs 10, 20, 30, 40, 50, 60 an die Überwachungsvorrichtung 4, welches den zumindest ei nen Kommunikationsparameter umfasst, d) Erfassen 540 der Kommunikationstopologie 120, 220, 320 des ersten Smartmeters 101 und des zumindest einen zwei ten Smartmeters 102-109 aus dem zumindest einem Antwort- Telegramm 12, 22, 32, 42, 52 durch die Überwachungsvor richtung 4, e) Bestimmen 550 des Netzzustands des Niederspannungsnet zes 1 aus dem zumindest einen Kommunikationsparameter 6, der Netztopologie 110, 210, 310 und der Kommunikations topologie 120, 220, 320 durch die Überwachungsvorrich tung 4.

Das Verfahren 500 ist in Fig. 4 gesondert dargestellt. Die Verfahrensschritte werden in diesem Beispiel von der Überwa chungsvorrichtung 4 ausgeführt, können aber auch von anderen geeigneten Systemteilen durchgeführt werden, falls keine ge sonderte Überwachungsvorrichtung vorgesehen sein sollte und nur eine logische Zuordnung von Systemanteilen sinnvoll er scheint .

In Fig. 5a ist eine Zählerstands-Abfrage für die Fernabfrage- Vorgänge 10, 20, 30 gezeigt.

Im Fernabfrage-Vorgang 10 erfolgt im Abfrage-Telegramm 11 ei ne Zählerstands-Abfrage „MeterRead" des Smartmeters 109, wel ches einen Rückgabe-Parametersatz im Antwort-Telegramm lie fert . Je nach Konfiguration des Smartmeters 109 können unterschied liche Antwort-Telegramme 12, 22, 32 gesendet werden. Die Kon figuration des Antwort-Telegramms kann auch direkt im Abfra ge-Telegramm erfolgen. Dieser Aspekt ist in der Figur nicht dargestellt .

Der zumindest eine Kommunikationsparameter in Form eines Pa rametersatzes kann aus einem Link-Quality-Index-Parameter LQI bestimmt sein, welchen das jeweilige Smartmeter 101-109 be stimmen kann. Alternativ können entsprechende Parameter im Gateway 3 bestimmt, dort gespeichert und von Überwachungsvor richtung 4 abgerufen werden.

Dabei kann der Link-Quality-Index-Parameter LQI aus dem Sig- nal-Rausch-Abstand zumindest aus Teilen zumindest eines Fern abfrage-Vorgangs 10, 20, 30, 40, 50, 60 bestimmt sein.

Der zumindest eine Kommunikationsparameter und/oder die Kom munikationstopologie 120 kann eine Routing-Information RI um fassen .

Die Routing-Information RI beschriebt welche den Kommunikati onspfad zwischen dem Gateway 3 und dem jeweiligen Smartme ter 101-109 und kann von dem jeweiligen Smartmeter 101-109 bestimmt werden.

Das Smartmeter 109 ist den Beispielen der Fig. 5a dahingehend konfiguriert, dass der Rückgabe-Parametersatz im jeweiligen Antwort-Telegramm 12, 22, 32 eine Routing-Information RI lie fert, über welche Kommunikationspfade die Kommunikation mit dem Smartmeter 109 erfolgt ist. Dabei kann das jeweilige Ant wort-Telegramm 12, 22, 32 von dem Gateway 3 um die Routing- Information RI angereichert werden, beziehungsweise das Gate way 3 eine gesonderte Abfrage von Smartmeter-Parametern an ein Smartmeter richten, und das jeweilige Antwort- Telegramm 12, 22, 32 aus die Routing-Information RI, welche durch das Gateway 3 bestimmt wurden, und den Smartmeter- Parametern aus der gesonderte Abfrage zusammensetzen.

Der Parametersatz enthält im Antwort-Telegramm 12 die Zähler nummer 109, dem Zählerwert 500.0 kWh sowie die Routing- Information RI. In diesem ersten Beispiel erfolgte die Kommu nikation über die Kommunikationspfade 125 und 129.

Der Parametersatz enthält im Antwort-Telegramm 22 die Zähler nummer 109, dem Zählerwert 500.0 kWh sowie die Routing- Information RI. In diesem zweiten Beispiel erfolgte die Kom munikation über die Kommunikationspfade 224, 225 und 229.

Der Parametersatz enthält im Antwort-Telegramm 32 die Zähler nummer 109, dem Zählerwert 500.0 kWh sowie die Routing- Information RI. In diesem Beispiel erfolgte die Kommunikation über die Kommunikationspfade 322, 328 und 329.

In Fig. 5b ist eine Zählerstands-Abfrage für den Fernabfrage- Vorgang 40 gezeigt.

Im Fernabfrage-Vorgang 40 erfolgt im Abfrage-Telegramm 41 ei ne Zählerstands-Abfrage „MeterRead" des Smartmeters 109, wel ches einen Rückgabe-Parametersatz im Antwort-Telegramm 42 liefert .

Das Smartmeter 109 ist im Beispiel der Fig. 5b dahingehend konfiguriert, dass der Rückgabe-Parametersatz im Antwort- Telegramm 42 einen Link-Quality-Index-Wert LQI liefert, über welche Kommunikationspfade die Kommunikation mit dem Smartme ter 109 erfolgt ist.

Der Parametersatz enthält im Antwort-Telegramm 42 die Zähler nummer 109, dem Zählerwert 500.0 kWh sowie den LQI-Wert 0.47.

In Fig. 5c ist eine Betriebszustands-Abfrage für den Fernab frage-Vorgang 50 gezeigt. Im Fernabfrage-Vorgang 50 erfolgt im Abfrage-Telegramm 51 ei ne Betriebszustands-Abfrage „Ping" des Smartmeters 109, wel ches einen Rückgabe-Parametersatz im Antwort-Telegramm 52 liefert . Der Parametersatz enthält im Antwort-Telegramm 52 die Zähler nummer 109 sowie die Routing-Information RI. In diesem Bei spiel erfolgte die Kommunikation über die Kommunikationspfa de 122 und 126.

Der zumindest eine Kommunikationsparameter kann auch aus der Dauer der Zeitdifferenz zwischen Absenden T_START des Abfra ge-Telegramms 51 und Empfangen T_STOP des zugehörigen Ant wort-Telegramms 52 des Fernabfrage-Vorgangs 50 bestimmt sein.

Fig. 5d stellt ein Beispiel für einen weiteren Fernabfrage- Vorgang 60 dar. Die Verfahrensschritte a) bis e) können auch wiederholt aus geführt werden, beispielsweise in Form eines ersten Fernab frage-Vorgangs und eines zweiten Fernabfrage-Vorgangs.

Beispielsweise kann aus dem ersten Fernabfrage-Vorgang und dem zweiten Fernabfrage-Vorgang eine Änderung der Kommunika- tionstopologie 120, 220, 320 und/oder der Netztopologie 110, 210, 310 festgestellt werden, aus welcher der Netzzustand be stimmt werden kann.

Falls auf das Abfrage-Telegramm 61 des Fernabfrage- Vorgangs 60 keine entsprechende Antwort empfangen werden kann (das heißt, es wurde ein „timeout" festgestellt) , so kann das Kommunikationssystem nach einer vorbestimmten Zeit dauer nach dem Absenden T_START des Abfrage-Telegramms 61 den weiteren Empfang beenden und das unbeantwortetes Abfrage- Telegramm 61 des Fernabfrage-Vorgangs 60 entsprechend inter- pretieren. Optional kann das Abfrage-Telegramm 61 wiederholt übermittelt werden.

Ein fehlendes Antwort-Telegramm im Fernabfrage-Vorgang 60 kann als ein Übertragungsfehler in der jeweiligen Netzleitung interpretiert werden und der Fernabfrage-Vorgangs 60 kann als vollständig angesehen werden.

Die Netztopologie 110 beziehungsweise deren Änderungen können manuell durch einen Benutzer in der Überwachungsvorrichtung 4 erfasst werden, oder beispielsweise auch über eine entspre- chende Datenschnittstelle mit anderen Vorrichtungen zur War tung, Überwachung oder Steuerung des Niederspannungsnetzes 2.

Die Speicherung der Netztopologie 110 kann in Form einer Lis te in einem Datenspeicher der Überwachungsvorrichtung 4 er folgen .

Die Bestimmung des Versorgungszustandes des Niederspannungs netzes kann auf unterschiedliche Art erfolgen, wie im Folgen den näher ausgeführt.

Beispielsweise lässt ein Wechsel des Kommunikationspfads 125 der Fig. la-lc auf den Kommunikationspfad 224, 225 der

Fig. 2a-2c den Schluss zu, dass die Netzleitung 215 durch ei nen Verbraucher oder Witterungseinflüsse gestört ist. Wird die temporär geänderte Kommunikationstopologie 220 mit geo grafisch und zeitlich zugeordneten Wetterdaten in Verbindung gebracht, so kann beispielsweise gefolgert werden, dass die Leitung 215 oder deren Anschlüsse besser gegen Regen oder

Sturm geschützt werden muss. Diese Folgerung kann dadurch be kräftigt werden, dass das Smartmeter 108 über die örtlich zum Unwetter nahe gelegene Leitung 218 nun über den Kommunikati onspfad 228 kommuniziert.

In weiteren, nicht gezeigten Beispielen können der Kommunika tionsparameter auch Kombinationen aus den Kommunikationspara- metern sein. Ferner können auch andere, nicht näher ausge führte Kommunikationsparameter für das erfindungsgemäße Ver fahren verwendet werden, welche die Übertragungsqualität der Datenkommunikation eines Fernabfrage-Vorgangs zwischen einem Smartmeter und dem Gateway über Netzleitungen beschreiben.

In den vorangegangenen Figuren ist nicht gesondert illus triert, wie in der Überwachungsvorrichtung 4 der erfindungs gemäße Abgleich der Kommunikationstopologie 120, 220, 320 mit Wetterdaten erfolgt.

Wird eine solche Änderung der Kommunikationstopologie 120, 220, 320 detektiert, wird deren geografischer Ort ermittelt und entsprechende Wetterdaten am jeweiligen Ort zur Zeit der Netzstörung von einem entsprechenden Online-Dienst, einer Da tenbank gespeicherter Wetterprognosen oder Wetteraufzeichnun gen, jahreszeitlichen Wetterinformationen aus einer Erfah rungs-Datenbank oder ähnlichem ermittelt.

Die Änderung der Struktur einer Kommunikationstopologie 120, 220, 320 wird mit den ermittelten Witterungseinflüssen oder jahreszeitlichen Einflüssen verglichen, indem eine temporär geänderte Kommunikationstopologie mit geografisch und zeit lich zugeordneten Wetterdaten in Verbindung gebracht wird und dies bei der Bestimmung des Netz zustandes aus der Kommunika tionstopologie 120, 220, 320 berücksichtigt wird.

Mit anderen Worten wird bei einer Änderung der Struktur der Kommunikationstopologie ein Abgleich mit Wetterdaten erfolgt, indem eine temporär geänderte Kommunikationstopologie mit ge ografisch und zeitlich zugeordneten Wetterdaten, welche von der Überwachungsvorrichtung 4 über eine Datenschnittstelle empfangen werden, in Verbindung gebracht wird und dies bei der Bestimmung des Netz zustandes berücksichtigt wird. Bezugszeichenliste :

1 Niederspannungsnetz

2 EnergieversorgungsSystem

3 Gateway

4 ÜberwachungsVorrichtung

5 Smart-Grid Server

10, 20, 30,

40, 50, 60 Fernabfrage-Vorgang

11, 21, 31,

41, 51, 61 Abfrage-Telegramm

12, 22, 32,

42, 52 Antwort-Telegramm

101-109 Smartmeter

110, 210, 310 Netztopologie

111-119, 211-219,

311-318 Netzleitungen

120, 220, 320 Kommunikationstopologie

121-129, 221-229,

321-329 Kommunikationspfad

500 Verfahren

510, 520, 530,

540, 550 Verfahrensschritte

LQI Link Quality Index

RI Routing-Information

T START Absende-Zeitstempel eines Abfrage-

Telegramms

T_STOP Empfang-Zeitstempel eines Antwort-

Telegramms