Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene , Aachen

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1 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene , Aachen Seite 1 Titel des smart area Vortrags Dr. Vorname Name Seite 1 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

2 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Hintergrund und Motivation Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Pseudo-Messwerte und Messfehler Positionierung von Messtechnik Testregion und Verfahrensverifizierung Ausblick Seite 2 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

3 Hintergrund und Motivation Herausforderungen und Lösungsansätze Information Energie Herausforderungen Signifikanter Anstieg dezentraler Erzeugungsanlagen in Verteilnetzebene Multidirektionale, volatile Lastflüsse Netzausbaubedarf zur Integration zusätzlicher Erneuerbarer in die Netze Neuartige Lasten BHKW BHKW Lösungsansätze Intelligente Ortsnetzstationen Last- und Einspeisemanagement Spannungsregelung Informations- und Kommunikationstechnik Beobachtbarkeit Smart Grid Seite 3 Titel des smart area Vortrags Dr. Vorname Name Seite 3 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

4 Hintergrund und Motivation Vision des Projektes Vision Aufbau, Betrieb und Erforschung eines Smart Grids Betrachtung der Stromversorgung als Systemherausforderung (Energie- und IKT- Komponenten) Das Projekt Förderung durch BMWi Netze für die Stromversorgung der Zukunft 6 thematische Verbundprojekte sowie Begleitforschung 13 Partner aus Industrie und Forschung Gesamtvolumen ~10 Mio. Laufzeit 4 Jahre Intelligente Primär- und Sekundärtechnik Neue Steuerungs- und Regelkonzepte Ganzheitliche Strategien zur Auslegung, Weiterentwicklung, Betrieb und Instandhaltung von Verteilnetzen Seite 4 Titel des smart area Vortrags Dr. Vorname Name Seite 4 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

5 Intelligente Ortsnetzstation Spannungsqualität Kommunikationsinfrastruktur Netzzustandsprognose Stromnetzplanung Instandhaltung Hintergrund und Motivation Verbundprojekte Smart Area Aachen Thematischer Verbund Smart Area VP0 VP1 VP2 VP3 VP4 VP7 VP8 Begleitforschung Koordination & Transfer Standardisierung Normung, Interoperabilität Verwertung Produkte, Geschäftsmodelle Seite 5 Titel des smart area Vortrags Dr. Vorname Name Seite 5 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

6 Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Überblick Zukünftige Steuer- und Regelkonzepte erfordern Kenntnis der bisher zumeist unbekannten Ströme und Spannungen im Verteilnetz Aktueller Netzzustand Netzmodell Reale Messwerte Pseudo-Messwerte Lasten Pseudo-Messwerte Einspeisungen Zusätzliche Reale Messwerte Schätzfehler - Verfahren zur Zustandsschätzung Geschätzter Netzzustand Mitunter große Messfehler der Pseudo-Messwerte verursachen Schätzfehler Schätzfehler kann durch Ausbringung zusätzlicher Messtechnik reduziert werden Seite 6 Titel des smart area Vortrags Dr. Vorname Name Seite 6 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

7 Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Fragestellungen und Ziele des Projektes Fragestellungen Wie können Pseudo-Messwerte erzeugt werden und welche Messfehler resultieren? Welche Schätzfehler resultieren aus Messfehlern? Wie viel zusätzliche Messtechnik muss ausgebracht werden, um den Schätzfehler innerhalb tolerierbarer Grenzen zu halten? Wo sollte zusätzliche Messtechnik positioniert werden? Inwieweit kann Messtechnik durch bessere Pseudo-Messwerte eingespart werden? Wie kann eine Visualisierung im Leitsystem aussehen? Ziele Analyse von Pseudo-Messwerten und Messfehlern Integration der Zustandsschätzung für Mittelspannungsnetze in Leitsystem Entwicklung eines Verfahrens zur optimierten Positionierung von Messtechnik Verifizierung der Verfahren in einem realen Netz Seite 7 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

8 Pseudo-Messwerte und Messfehler Pseudo-Messwerte I/III 120 Verwendung vorhandener Messtechnik im HS/MS Umspannwerk sowie Nutzung von Schleppzeigerwerten Skalierung der gemessenen Abgangsleistung mit jeweiliger Jahrhöchstlast der Ortsnetzstation P i,pseudo = P Abgang P i,max P max Mitunter deutliche Abweichungen, insbesondere an Stationen mit Erzeugungsanlagen im unterlagerten NS-Netz HS MS I U P 1,max NS 100 kw 80 P 2,max P 3,max 0 Do Sa Mo :00 Uhr 12:00 Uhr 12:00 Uhr Pseudo-Messwert auf Basis von Schleppzeigerwerten Mi :00 Uhr Realer Messwert Leistungsschalter Messtechnik Last Seite 8 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

9 Pseudo-Messwerte und Messfehler Pseudo-Messwerte I/III Verwendung vorhandener Messtechnik im HS/MS Umspannwerk sowie Nutzung von Schleppzeigerwerten HS Skalierung der gemessenen Abgangsleistung mit jeweiliger Jahrhöchstlast der Ortsnetzstation P i,pseudo = P Abgang P i,max P max Mitunter deutliche Abweichungen, insbesondere an Stationen mit Erzeugungsanlagen im unterlagerten NS-Netz MS I U P 1,max NS Bessere Pseudo-Messwerte durch zusätzliche Informationen aus unterlagerten NS-Netzen Analyse der installierten Leistungen bzw. Energiemengen je ONS für Haushaltskunden Gewerbekunden Einspeisungen P 3,max Generierung individueller Pseudo-Messwerte Leistungsschalter Messtechnik Last Seite 9 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

10 Korrelation der Einspeisung Pseudo-Messwerte und Messfehler Pseudo-Messwerte II/III Haushaltskunden Aktueller Leistungsbezug eines einzelnen Haushaltes stark stochastisch geprägt Auf Ortsnetzstationsebene zumeist mehrere Haushalte (20 300) aggregiert Verwendung von Standardlastprofilen (H0) zur Generierung von Pseudo-Messwerten Gewerbekunden Erstellung individueller Lastprofile auf Basis von Registrierenden Leistungsmessungen (RLM) oder Nutzung von Standardlastprofilen zur Erzeugung von Pseudo-Messwerten Falls möglich, Nutzung der letzten (15-minütigen) RLM-Messwerten als Pseudo-Messwerte Einspeisungen Einspeisung in NS-Ebene zumeist aus PV- oder μkwk-anlagen Hohe Korrelation der Einspeisung benachbarter PV-Anlagen Verwendung der realen Messwerte einer Anlage (>100 kw) und Generierung der Pseudo-Messwerte durch Skalierung mit installierter Leistung 1 0,8 0,6 0,4 0, km 12 Entfernung zwischen PV-Anlagen Seite 10 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

11 Pseudo-Messwerte und Messfehler Pseudo-Messwerte III/III Deutliche Verbesserung der Pseudo-Messwerte durch Berücksichtigung von Analyseergebnissen unterlagerter NS-Netze Verbesserung insbesondere bei Netzen mit hohem Anteil dezentraler Erzeugung oder Gewerbelasten Weitere Analysen geplant HS MS I U P PVref,inst P PVref kw P 1,max NS P 2,max P Haus2,inst P Gew2,inst P PV2,inst 0 Do :00 Uhr Sa Mo :00 Uhr 12:00 Uhr Pseudo-Messwert auf Basis von Schleppzeigerwerten Verbesserter Pseudo-Messwert Realer Messwert Mi :00 Uhr P 3,max Leistungsschalter Messtechnik Last Seite 11 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

12 Häufigkeit Pseudo-Messwerte und Messfehler Messfehler Vergleich der Qualität verschiedener Methoden zur Bildung von Pseudo- Messwerten auf Basis des Messfehlers Berechnung des Messfehlers: Messfehler = P Pseudo P real P real,durchschnit Messfehler stark stochastisch geprägt Wahrscheinlichkeitsdichteverteilung der Schätzfehler an einer einzelnen Ortsnetzstation Unterschätzung Überschätzung Messfehler wesentliche Ursache für Abweichungen zwischen realem und geschätztem Netzzustand (Schätzfehler) Reduktion der Schätzfehler durch Ausbringung zusätzlicher Messtechnik mit geringen Messfehlern % 100 Messfehler Verbesserter Pseudo-Messwert Pseudo-Messwert auf Basis von Schleppzeigerwerten Seite 12 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

13 Positionierung von Messtechnik Überblick Sinnvolle Nutzung der Zustandsschätzung im Rahmen der Netzbetriebsführung erfordert geringe Schätzfehler Sehr geringer tolerierbarer Schätzfehler für Spannungsbeträge (<1%) Höhere tolerierbare Schätzfehler für Zweigströme (<10%) HS MS I U P PVref,inst P PVref Reduktion der Schätzfehler durch bessere Pseudo-Messwerte oder zusätzliche Messtechnik Verfahren zur kostenminimalen Positionierung von Messtechnik zur Einhaltung vorgegebener Schätzfehler Verfahren zur Berechnung der Schätzfehler erforderlich P 1,max P 2,max Verifikation der entwickelten Verfahren integraler Bestandteil des Projektes Vollständige messtechnische Erfassung eines Netzgebietes erforderlich Überprüfung der berechneten optimalen Positionen zusätzlicher Messtechnik durch Zu- und Abschalten von Messwerten Schätzfehler gering mäßig groß P 3,max P PV2,inst Leistungsschalter Messtechnik Seite 13 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

14 Häufigkeit Positionierung von Messtechnik Berechnung des Schätzfehlers und optimierte Positionierung Definition einer realitätsnahen Last-/Einspeisesituation (Referenz-Netzzustand) Modellierung der Messfehler von realen und Pseudo-Messwerten mittels Verteilungsfunktionen Referenz-Netzzustand Exemplarischer Schätzfehler des Spannungsbetrags an einem Knoten Verteilungsfunktion der Messfehler - Schätzfehler Messwertset Messwertset Messwertset Zustandsschätzung Zustands- Zustandsschätzunschätzung 0 % 4 relativer Fehler Monte-Carlo-Simulation bedingt durch stochastisch geprägte Messfehler erforderlich Optimierte Positionierung zusätzlicher Messtechnik durch Genetischen Algorithmus und iterativer Berechnung der Schätzfehler Seite 14 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

15 Testregion und Verfahrensverifizierung Überblick Testregion Messtechnik zur Verifikation neuer Verfahren notwendig Auswahl eines Mittelspannungs- Abganges in Aachen- Richterich als Testgebiet Ausbringung von Messtechnik (Spannung, Wirkund Blindleistung) in Ortsnetzstationen Kommunikationstechnische Anbindung der Messtechnik an Leitwarte Ortsnetzstation ohne Messwerte Ortsnetzstation mit Messwerten (U,P,Q) Leitwarte IEC PV-Anlage MS-Leitung Seite 15 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

16 Testregion und Verfahrensverifizierung Messtechnik Niederspannungsseitige Erfassung von Spannung, Wirk- und Blindleistung an 13 Ortsnetzstationen im Testgebiet Erprobung verschiedener kommunikationstechnischer Anbindungen Drahtgebunden Funk Breitband Powerline Messgerät UW Funk Breitband- Powerline RS485 Leitwarte IEC Seite 16 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

17 Testregion und Verfahrensverifizierung Testsystem Aufbau eines entkoppelten Leitsystembereichs (Testsystem) durch PSI Übernahme der Datenbank Testsystem im Mithörbetrieb (keine Beeinflussung des Netzbetriebes) Verifizierung der entwickelten Verfahren Überprüfung der optimalen Positionierung von Messtechnik durch Ausblenden von Messwerten Integration verschiedener Ansätze zur Generierung von Pseudo- Messwerten in Testsystem Anpassung der Visualisierung Leitsystem Rechner LAN Netz der Stawag PQU Daten Daten Rechner IEC IEC Testgebiet Richterich PQU Testsystem PQU Seite 17 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

18 Ausblick Weiteres Vorgehen Abschluss der kommunikationstechnischen Anbindung der Messtechnik an Leitsystem Inbetriebnahme des Testsystems Einbindung der Berechnungs- und Testverfahren auf Testsystem Verifikation der entwickelten Verfahren Anwendung im Netzbetrieb heute Projekt VP4 Seite 18 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dipl.-Ing. Peter Zimmer / Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht