Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Agenda

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1 Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Agenda Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Pseudo-Messwerte und Messfehler Positionierung von Messtechnik Testgebiet und Verfahrensverifizierung Ausblick Seite 1 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

2 Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Hintergrund und Motivation Entwicklungen in den deutschen Verteilnetzen Anstieg installierter dezentraler Erzeugungskapazität Neue betriebliche Freiheitsgrade Für Koordination neuer Freiheitsgrade Kenntnis des Netzzustandes vorteilhaft Warum Zustandsschätzung Kenntnis des Netzzustandes (Strom/Spannung) ermöglicht: koordinierten Einsatz (zukünftiger) betrieblicher Freiheitsgrade höhere Ausnutzung bestehender Netze reduzierte Sicherheitsmarge in der Netzplanung Optimierung der Netzplanung und des Netzbetriebes Regelbarer Ortsnetztransformator Blindleistungsregelung Last/ Einspeisemanagement Seite 2 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

3 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 3 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

4 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 4 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

5 Wirkleistungsbezug ONS Pseudo-Messwerte und Messfehler Pseudo-Messwerte I/III 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 Pseudo-Messwerte für Wirkleistungsbezug ONS HS MS I U P 1,max NS kw kw P 2,max P 3,max :01 11:59 23:59 00:01 11:59 23:59 Reale Messwerte Pseudo-Messwerte auf Basis von Schleppzeigerwerten Leistungsschalter Messtechnik Last Seite 5 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

6 Korrelation der Einspeisung Pseudo-Messwerte und Messfehler Pseudo-Messwerte II/III Bessere Pseudo-Messwerte durch zusätzliche Informationen aus unterlagerten NS-Netzen HS P PVref,inst Analyse der installierten Leistungen bzw. Energiemengen je ONS für P PVref Haushaltskunden Gewerbekunden MS I U Einspeisungen P 1,max 1 NS 0,8 0,6 P Haus2,inst 0,4 P Gew2,inst 0, km 12 Entfernung zwischen PV-Anlagen P 3,max P PV2,inst Generierung individueller verbesserter Pseudo-Messwerte unter Verwendung von Referenzmessungen an Erzeugungsanlagen und (individueller) Lastprofile Leistungsschalter Messtechnik Last Seite 6 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

7 Wirkleistungsbezug ONS 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 Reduktion der Messfehler der Pseudo-Messwerte HS MS I U P PVref,inst P PVref P 1,max Pseudo-Messwerte für Wirkleistungsbezug ONS NS kw kw P Haus2,inst P Gew2,inst P PV2,inst :01 11:59 23:59 Reale Messwerte Verbesserte Pseudo-Messwerte :01 11:59 23:59 Pseudo-Messwerte auf Basis von Schleppzeigerwerten P 3,max Leistungsschalter Messtechnik Last Seite 7 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

8 Wirkleistungsbezug ONS Häufigkeit Pseudo-Messwerte und Messfehler Messfehler Vergleich der Qualität verschiedener Methoden zur Bildung von Pseudo-Messwerten auf Basis des Messfehlers Pseudo-Messwerte für Wirkleistungsbezug ONS 100 kw Messfehler = P Pseudo P real P real,durchschnit Wahrscheinlichkeitsdichteverteilung der Messfehler Unterschätzung 20 % Überschätzung :01 11:59 23:59 Reale Messwerte Messfehler Pseudo-Messwerte auf Basis von Schleppzeigerwerten Verbesserte Pseudo-Messwerte Messfehler wesentliche Ursache für Abweichungen zwischen realem und geschätztem Netzzustand (Schätzfehler) Reduktion der Schätzfehler durch Ausbringung zusätzlicher Messtechnik mit geringen Messfehlern % Seite 8 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

9 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 9 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

10 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 10 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

11 Testgebiet und Verfahrensverifizierung Überblick Testgebiet Messtechnik zur Verifikation neuer Verfahren notwendig Auswahl eines Mittelspannungsabganges 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 11 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

12 Testgebiet 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 12 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

13 Testgebiet 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 im Testsystem Leitsystem Rechner LAN Netz der Stawag PQU Daten Daten Rechner IEC PQU Testsystem Testgebiet Richterich PQU Seite 13 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

14 Testgebiet 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 im Testsystem Anpassung der Visualisierung Technolupenansicht mit Messtechnik Seite 14 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

15 Testgebiet und Verfahrensverifizierung Ergebnisse I/III Erste Ergebnisse zeigen nur sehr geringe Schätzfehler in der Testregion bedingt durch starres 20-kV-Netz mit geringen Leitungslängen und geringer installierter Erzeugungsleistung dezentraler Anlagen (180 kw im Testgebiet) Testlauf mit Netzersatzaggregat zur Simulation erhöhter dezentraler Einspeisung am Ende des Mittelspannungsabganges 200 kw Erste Synchronisierung des Aggregates 450 kw 2,1 % V Testlauf 09:30:00 10:07:35 10:45:00 11:22:35 12:00:00 P U V Seite 15 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

16 Testgebiet und Verfahrensverifizierung Ergebnisse II/III Auch zusätzliche Einspeisung hat nur geringen Einfluss auf Spannung im MS-Netz Offset zwischen Schätzungen mit Pseudo-Messwerten und realen Messwerten durch kapazitiven Spannungsabgriff im UW Verbesserte Pseudo-Messwerte ermöglichen etwas bessere Schätzung (Erkennung Spannungshub) jedoch insgesamt generell sehr geringe Schätzfehler im Testgebiet 20,45 Alle Messwerte Messwerte im UW und skalierte verbesserte Pseudomesswerte 20,40 kv Messwerte im UW und Pseudomesswerte auf Basis von Schleppzeigerwerten 20,35 0,6% V Offset 0,1% V 20,30 20,25 RODERW6 SCH-F-1 ERW-I ELSENB48 J-PONT-9 SCH-F164 ROERM615 RODERWG 9 ERW-II SIEBW107 FREIHE13 S-SCHO66 Seite 16 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

17 Testgebiet und Verfahrensverifizierung Ergebnisse III/III Simulative Berechnung mit um Faktor 10 erhöhten Impedanzen (längere Leitungen) Verbesserte Pseudo-Messwerte führen zu deutlich geringeren Schätzfehler als Pseudo- Messwerte auf Basis von Schleppzeigerwerten (0,3% V vs. 1,6% V) Mit einer gut platzierten zusätzlichen Messung lässt sich der Schätzfehler ebenso reduzieren 20,75 20,65 kv 20,55 20,45 Alle Messwerte Messwerte im UW und skalierte verbesserte Pseudomesswerte Messwerte im UW und Pseudomesswerte auf Basis von Schleppzeigerwerten Messwerte im UW und Elsborn 48 sowie Pseudomesswerte auf Basis von Schleppzeigerwerten 0,3% V 1,3% V 20,35 20,25 RODERW6 SCH-F-1 ERW-I ELSENB48 J-PONT-9 SCH-F164 ROERM615 RODERWG 9 ERW-II SIEBW107 FREIHE13 S-SCHO66 Seite 17 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht

18 Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Zusammenfassung Entwicklung und Verifizierung von Algorithmen zur Zustandsschätzung und optimierten Positionierung von Messtechnik in Mittelspannungsnetzen erfolgreich abgeschlossen Installation eines Test-Leitsystems und vollständige messtechnische Erfassung eines Testgebietes zur Verifizierung der Verfahren durchgeführt Die Ergebnisse zeigen, dass aktuell in MS-Netzen mit geringen Leitungslängen und geringen installierten Erzeugungsleistungen bereits einfache Pseudo-Messwerte ohne zusätzliche Messtechnik die Einhaltung geringer Schätzfehler ermöglichen in Netzen mit einem höheren Anteil dezentraler Anlagen und längeren Abgängen die Verwendung verbesserter Pseudo-Messwerte sinnvoll ist oder alternativ an einzelnen gezielt ausgewählten Positionen zusätzliche Messtechnik platziert werden sollte noch Forschungsbedarf hinsichtlich der Ableitung allgemeiner Planungsgrundsätze zur Positionierung von Messtechnik besteht Seite 18 Smart Area Aachen Zustandsschätzung in der Verteilnetzebene Dr.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing David Echternacht