Netzzustandsschätzung (state estimation) für Mittel- und Niederspannungsnetze mit hoher EEG-Einspeisung Referent: Dr. Xin Guo, Dr. Rajeev Jha 1
Agenda Neue Anforderungen Neues Verfahren Nutzen für Verteilnetzbetreiber Anwendungsfälle 2
Agenda Neue Anforderungen Neues Verfahren Nutzen für Verteilnetzbetreiber Anwendungsfälle 3
Neue Anforderungen von Verteilnetzbetreibern Netzzustandsschätzung (state estimation) Messwerte korrigieren nicht gemessene Werte ergänzen einen konsistenten Datensatz für die Lastflusssimulation Voraussetzung Hoch- und Höchstspannungsnetz Redundanz von Messwerten (Messwertvalidierung) Voraussetzung Mittel- und Niederspannungsnetz Redundanz von Messwerten nicht vorhanden, da zu wenig Messungen zur Verfügung stehen Abhilfe nur durch eine Knotenlastanpassung (Folie folgt) Durch den steigenden EE-Anteil führen viele Grundannahmen bei der Netzzustandsschätzung zu Einschränkungen! 4
Bisherige Annahmen bei der Knotenlastanpassung P L Proportionale Verteilung der Abgangsleistung P N1 P max1 P 1 (t) P N2 P max2 P 2 (t) P N3 P max3 P 3 (t) P N4 P max4 P 4 (t) P 1 P 2 P 3 P 4 Netzzustandsschätzung (state estimation) korrigierte und ergänzte Messwerte 5
Einfluss durch EE-Anlagen P L keine proportionale Lastverhältnisse bei ONS mehr P N1 P max1 P N2 P 1 (t) P max2 P 1 P EE1 P 2 P EE2 P 3 P EE3 P 4 P EE4 P N3 P 2 (t) P max3 P N4 P 3 (t) P max4 P 4 (t) P EE1 P EE2 P EE3 P EE4 Die Lastverteilung ist bei einzelnen Ortsnetztransformatoren nicht mehr proportional und die Knotenlastanpassung ist ohne Berücksichtigung von EE-Anlagen nicht möglich. 6
Einfluss durch EE-Anlagen bei P-Schätzung I L (Strommessung) >> cosphi >> P L (Wirkleistung) P EE1 P EE2 P EE3 P EE4 cosphi 1 cosphi 2 cosphi 3 cosphi 4 Schätzung von Abgangsleistung durch den Einfluss von EE-Anlagen immer schwieriger 7
Messung bei EE-Anlagen P Eine Messungen vollständige nur bei Messung einigen bei EE-Anlagen Messungen allen ONS bei ist zu 1/3 teuer! ONS P EE1 P EE2 P EE3 P EE4 Eine konventionelle Netzzustandsschätzung ist schwierig, da nur eine Leistungsmessung pro Netzknoten möglich ist. 8
Referenzmessung bei EE-Anlagen P Referenzmessung P EE1 P EE2 P EE3 P EE4 Eine Berechnung mit Referenzmessung ist nicht genau genug 9
Problem mit PV-Referenzanlagen angenommen PV-Anlage 1 PV-Anlage 2 tatsächlich Tatsächlich können aber dabei nicht vernachlässigbare Fehler entstehen, z.b. Einfluss durch Lage, Gebäude und Wolken. 10
Einfluss durch EE-Anlagen bei Modellparametern P Stufenstellungen bei Ortsnetztransformatoren nicht gemessen! P EE1 P EE2 P EE3 P EE4 nicht gemessene Stufenschalterstellungen = Modellparameterfehler Spannungsschätzung bei hoher EE-Einspeisung ungenau 11
Korrelation der Knotenleistungen Kraftwerksplanung Wind und Sonnenstrahlung P G1 P G2 P V1 P V2 P EE1 P EE2 Leistungen an einzelnen Knoten sind voneinander unabhängig EE-Einspeisungen sind in einem Netzgebiet korreliert 12
Betriebsgrenze und Netzzustandsschätzung P Betriebsgrenze: 0 < P max < a b < P EE < c d < U EE < e P EE1 P EE2 P EE3 P EE4 Die Betriebsgrenzen können bei der konventionellen Netzzustandsschätzung nicht berücksichtigt werden und führen zu zusätzlichen Fehlern. 13
Netzzustandsschätzung Neue Anforderungen Neues Verfahren Nutzen für Verteilnetzbetreiber Anwendungsfälle 14
Neues Verfahren bisherige Netzzustandsschätzung Die Netzzustände werden mit den nicht direkt messbaren Größen definiert, z.b. Knotenspannung und Winkel. Dabei können nur Messwerte als Kontrollgrößen verwendet werden, z.b. Leistung, Spannung und Strom (eingeschränkt nur bei einem Strahlennetz). Für eine validierte Messung werden zudem redundante Messstellen benötigt. Netzzustandsbedingt sind nur eine Wirkleistung und eine Blindleistung pro Netzknoten erlaubt. Modellparameter sind keine Messwerte und nicht tolerierbar. neue Netzzustandsschätzung Die Messwerte oder die anderen relevanten Größen werden direkt als Netzzustand definiert, z.b. Leistung, Spannung und Strom. Dabei können deshalb auch die relevanten Informationen als Kontrollgrößen verwendet werden, z.b. EE-Abhängigkeit und Betriebsgrenze. Diese werden genutzt, um die erforderliche Redundanz zu erreichen. An einem Netzknoten können die Einspeisung vom Verbraucher getrennt behandelt werden. Modellparameter können auch als Netzzustand formuliert werden. 15
Neue Netzzustandsschätzung (state estimation) Mit dieser neuen Idee werden nicht nur die bisherigen Einschränkungen bei der konventionellen Netzzustandsschätzung aufgehoben, sondern es werden auch völlige neue Möglichkeiten eröffnet, z.b. bei der Erkennung grob falscher Messwerte Behandlung der Topologiefehler Berücksichtigung historischer Werte die bisher bei der konventionellen Netzzustandsschätzung sehr schwierig zu behandeln und zu lösen gewesen waren. 16
Netzzustandsschätzung Neue Anforderungen Neues Verfahren Nutzen für Verteilnetzbetreiber Anwendungsfälle 17
Nutzen für Verteilnetzbetreiber Durch den Einsatz der neuen Netzzustandsschätzung werden die Kunden nicht nur betrieblich, sondern auch wirtschaftlich profitieren, z.b. Bessere operative Entscheidungsunterstützung durch genauere Lastflusssimulation - insbesondere um das Spannungsproblem im Mittel- und Niederspannungsnetz zu lösen Kosteneinsparung bei der Investition für die Messinfrastruktur durch verbesserte Beobachtbarkeit, insbesondere für das Netzzustands-Monitoring im Niederspannungsnetz genauere EE- und Lastprognosen durch die Netzzustandsschätzung für vorausschauende Lastflusssimulation Netzregelung mit wenigen Messungen, aber einer ausreichenden Qualität 18
Netzzustandsschätzung Neue Anforderungen Neues Verfahren Nutzen für Verteilnetzbetreiber Anwendungsfälle 19
Anwendungsfälle Beim steigenden EE-Anteil gewinnt die neue Netzzustandsschätzung (state estimation) immer mehr Bedeutung. Die Anwendungsfälle bei BTC Smart Grid Lösungen sind: Netzzustandsschätzung (state estimation) für die BTC PRINS Online Lastflusssimulation, insbesondere im Mittelspannungsnetz mit hohem EE-Anteil Netzzustands-Monitoring für das Niederspannungsnetz, z.b. für openkonsequenz- und SAP HANA-Anwender erweiterte Netzzustandsschätzung für Netzregelung, z.b. 5%-Ansatz mit BTC GRID Agent Erweiterung zur Schätzung externer Ersatznetze ist ebenfalls geplant 20
Ansprechpartner Dr. Xin Guo Senior Manager Smart Grid & IT/OT-Integration BT AG Kurfürstendamm 33 D-10719 Berlin Fon: +49 (0441) 3612-6853 Mobil: +49 (0174) 333 50 81 xin.guo@btc-ag.com 21
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit. BTC Business Technology Consulting AG Escherweg 5 26121 Oldenburg Tel. 0441 / 36 12-0 www.btc-ag.com