Netzoptimierende Verteilnetzautomatisierung

Einleitung

In der Vergangenheit wurde der Hauptbedarf an elektrischer Energie in Deutschland von Großkraftwerken produziert und vorwiegend in die Hoch- und Höchstspannungsnetze eingespeist. Der Transport der Energie erfolgte dabei streng hierarchisch vom Ort der Erzeugung über das Transport- und Verteilnetz zur untersten Spannungsebene bis hin zum Endkunden. Im Zuge der stattfindenden Energiewende hat sich die Versorgung mit elektrischer Energie grundlegend geändert. Heute wird ein Großteil der elektrischen Energie nicht mehr von Großkraftwerken erzeugt, sondern von dezentral verteilten eher kleineren regenerativen Energieerzeugern wie Windkraft- oder Photovoltaikanlagen. Weiterhin findet auch ein Wandel in den Versorgungsnetzen statt. Mussten früher Netz-betriebsmittel für einen unidirektionalen Energie­fluss dimensioniert sein, so sind heute bidirektionale Energieflüsse zwischen den verschiedenen Versorgungsnetzen (Transport-, Verteil- und Ortsnetz) aufgrund der steigenden Einspeisung von regenerativen Erzeugungsanlagen keine Seltenheit mehr. Aufgrund des nicht mehr richtungsgebundenen Energieflusses müssen heutige Netzbetriebsmittel deutlich höheren Belastungen standhalten. Auch müssen durch die stetig steigende Einspeisung regenerativer Erzeuger mehr und mehr kritische Netzsituationen durch die Versorgungsnetzbetreiber bewältigt werden. Gerade hier werden in Zukunft die Anforderungen an die Netzbetreiber weiter steigen. Um diesen gerecht zu werden, müssen neuartige Lösungen etabliert werden, die eine gezielte Steuerung der Versorgungsnetze und der Energieerzeuger ermöglicht. Automatisierungstechniken können hier einen erheblichen Beitrag leisten.

Im Rahmen des Forschungsvorhabens enera wurden von der Phoenix Contact Energy Automation GmbH Lösungen für eine verteilte, dezentrale und teilautarke Netzautomatisierung in Verteilnetzen demonstriert. Das autarke Automatisierungskonzept kann eigenständig auf kritische Netzsituationen reagieren und diese über gezielte Netzeingriffe sicher beherrschen. Ein manuelles Eingreifen durch den Versorgungsnetzbetreiber ist somit nicht mehr notwendig.

Konzept

Das demonstrierte Gesamtkonzept der netzoptimierenden Verteilnetzautomatisierung gliedert sich in zwei Kernkomponenten:

1. Monitoring des Netzzustands
2. Regelung des Netzzustands

Im Rahmen des Monitorings wird der vorliegende Netzzustand anhaltend überwacht und ausgewertet. Zum Netzzustand gehören zum einen die Netztopologie, die sich aus dem jeweils aktuellen Schaltzustand des Verteilnetzes ergibt, und zum anderen die Auswertung von Messwerten der im Netz verteilten Messstellen. Die Monitoring-Komponente wird kontinuierlich aufgerufen und ausgeführt. Der zyklische Aufruf gewährleistet dabei eine dynamische Aktualisierung von Prozesswerten und Auswertungsergebnissen, welche die Basis für die Funktionalität der Netzregelung bildet. Mit den Zustandsinformationen und Auswertungsergebnissen der Monitoring-Komponente kann die Reglerkomponente aktive Netzeingriffe auslösen, um Netzzustandsverletzungen im überwachten Verteilnetzbereich zu beheben. Dabei kommt es besonders darauf an, die spezifischen Anwendungsfälle richtig zu identifizieren und jeweils die entsprechende und zielführende Maßnahme einzuleiten. Hier kommen steuerbare Anlagen (z. B. regenerative Erzeugungsanlagen) als Stellglieder im Sinne einer netzdienlichen Führung zum Einsatz.

Systembeschreibung

Das Automatisierungskonzept wurde nach einem variablen ortsunabhängigen Ansatz entwickelt, so dass der Netzregler sowohl dezentral in einem Umspannwerk als auch zentral in einer Netzleitstelle zum Einsatz kommen kann. Von diesen beiden Einsatzorten aus lassen sich bis zu vier separate Netzbereiche autark überwachen und gezielt steuern.

Systemarchitektur und modularer Aufbau

Jeder der vier separaten Reglerbereiche beinhaltet eine eigenständige Datenstruktur. Innerhalb der einzelnen Datenstrukturen agieren verschiedene Funktionsbausteine miteinander. Die Funktionsbausteine wiederum weisen untereinander Abhängigkeiten auf, weshalb die Aufrufstruktur der Bausteine hierarchisch erfolgt. Die Abbildung 1 verdeutlicht die Systemarchitektur mit den spezifischen Datenstrukturen.

Abbildung 1: Systemarchitektur

Jeder der vier Reglerbereiche beinhaltet verschiedene Module. Neben einem Steuerbaustein, welcher den Informationsfluss zwischen den weiteren Bausteinen verwaltet, einem Baustein für die Netzzustandsanalyse (Detektion von Zustandsverletzungen), einem Baustein Netzzustandsregler (Sollwertdefinition für Aktoren) ist ein Baustein für die Netzoptimierung (gezielte Freigabe von Erzeugungsleistung) enthalten. Den einzelnen Reglern vorgeschaltet ist ein globaler Topologiebaustein, welcher Zustandsinformationen des Netzes (aktueller Schaltzustand) an die reglerspezifischen Bausteine verteilt.

Prozessabbild

Für die Funktion der einzelnen Bausteine ist eine Bereitstellung von spezifischen Netzzustandsinformationen unerlässlich. Diese Informationen werden über ein globales Prozessabbild zur Verfügung gestellt. Das Prozessabbild bildet gleichzeitig die Außenschnittstelle zwischen den Reglern und den Fernwirkstrecken (siehe Abbildung 2).

Abbildung 2: Prozessabbild

Systemparameter

Statische Systemparameter ermöglichen es dem Automatisierungssystem eine Abbildung der Netzstrukturen zu erstellen. Dazu wird im Rahmen der Vorprojektierung die Struktur des Verteilnetzes durch ein Knoten-Kanten-Modell beschrieben und in Form von Tabellen (in CSV-Format) hinterlegt. Weiterhin werden Information über die Topologie des Netzes, Informationen über die Position und Eigenschaften von Sensoren und elektrischen Betriebsmitteln, Informationen über die Position von Schaltern, sowie Informationen über fernwirktechnisch angebundene Aktoren im Netz dem System bereitgestellt. Die CSV-Dateien werden während der Initialisierung des Algorithmus verarbeitet, in ein rechenfähiges Modell überführt und den Funktionsbausteinen zur Verfügung gestellt.

Prozesswerte

Neben den statischen Systemparametern werden dem Automatisierungssystem auch Prozessinformationen zur Verfügung gestellt. Die Prozesswerte weisen dabei einen direkten Bezug zu den statischen Systemparametern auf. Beispielsweise ist der Typ eines Aktors (z. B. eine regenerative Erzeugungsanlage) und dessen Position im Netz in den statischen Systemparametern beschrieben, die Übertragung von anlagenspezifischen Informationen erfolgt jedoch über Fernwirklinien.

Algorithmusbestandteile

Die im Netzautomatisierungssystem enthaltenen Funktionsbausteine werden an einer zentralen Stelle in einem Hauptzyklus konsekutiv aufgerufen (siehe Abbildung 3). Nach der Initialisierung erfolgt ein zyklischer Aufruf der einzelnen Funktionsbauseine. Die Funktionsbausteine erhalten in jedem Zyklus aktualisierte Informationen aus dem Prozessabbild. Der Aufruf des Funktionsbausteins für die Topologieerkennung erfolgt abweichend zu den weiteren Funktionsbausteinen. Ein Aufruf erfolgt hier nur dann, wenn ein Trigger-Ereignis (Topologieänderung des Versorgungsnetzes) stattgefunden hat.

Abbildung 3: Aufrufhierarchie

Topologieerkennung

Topologieänderungen durch betriebliche Schalthandlungen, Fehler oder Revisionen haben einen erheblichen Einfluss auf Verteilnetze und folglich auch Automatisierungskomponenten. So kann sich durch eine Topologieänderung beispielsweise die Zuordnung der im Netz verteilten Messsensoriken zum jeweiligen Netzreglerbereich ändern. Aufgrund der Wichtigkeit einer genauen Zuordnung der Sensoriken zum jeweiligen Netzreglerbereich war es unerlässlich, eine Softwarekomponente zu definieren, welche eine korrekte und genaue Zuordnung gewährleistet. Weiterhin können durch Topologieänderungen auch die Positionen von dezentralen Erzeugern im Verteilnetz stark variieren (z. B. Position in einem anderen Abgang, veränderte Position im Abgang). In Analogie zur Messsensorik ist die Wichtigkeit einer exakten Zuordnung der Erzeuger zum Netzreglerbereich als sehr hoch zu bewerten, weshalb die Softwarekomponenten um Methoden zur exakten Zuordnung von Aktoren ergänzt wurde.

Zustandserfassung von Schaltbetriebsmitteln

Da Schalthandlungen jeglicher Art einen erheblichen Einfluss auf die Topologie eines Verteilnetzes haben, werden die Zustandsinformationen sämtlicher im Reglerbetriebsbereich enthaltener Schaltbetriebsmittel in die Topologieerkennung implementiert.

In der Regel verfügen die meisten Schaltbetriebsmittel (in Umspannwerken und größeren Schaltanlagen) über Zustandsüberwachungen und Kommunikationsanbindungen und lassen sich so ohne Probleme in Automatisierungskonzepte einbinden. Zusätzlich zu umspannwerks- und schaltanlagennahen Schaltbetriebsmitteln enthalten Verteilnetze allerdings noch eine Vielzahl unüberwachter und nicht kommunikationstechnisch angebundene Schalter (i.d.R. Lasttrennschalter). Aufgrund der fehlenden kommunikationstechnischen Anbindung können dem Automatisierungssystem keine Informationen über den Schaltzustand dieser Betriebsmittel bereitgestellt werden, was das Konzept einer automatisierten Topologieerkennung zusätzlich erschwert.

Verfahren der Topologieerkennung

Die Abbildung 4 soll zunächst die Eingangs- und Ausgangsdaten des Topologieerkennungsbausteins verdeutlichen. Die wesentliche Datengrundlage des Bausteins besteht aus den statischen Systemparametern und den im Prozessabbild verfügbaren dynamischen Prozessinformationen. Anhand dieser Eingangsdaten kann der Algorithmus die für das Regelungskonzept relevanten Daten definieren.

Abbildung 4: Ein- und Ausgangsdaten des Topologiebausteins

Die Ausgangsgrößen des Bausteins bestehen im Wesentlichen aus Datenstrukturen in Form von Matrizen und erweiterten Prozessinformationen, welche den bereits im Prozessabbild enthaltenen Prozessinformationen zugeführt werden.

Folgende Datenstrukturen werden vom Topologiebaustein ermittelt und ausgegeben:

1. Betriebsmitteladmittanzmatrix
2. Sensitivitätsmatrix
3. Aktorpriorisierungsmatrix

Folgende Prozessinformationen werden von der Topologieerkennung ermittelt und im Prozessabbild ergänzt:

1. Maximalgrenzstrom von Messstellen
2. Netzzugehörigkeit von steuerbaren Aktoren
3. Netzzugehörigkeit von Messstellen
4. Netzzugehörigkeit von Transformatoren

Ablaufdiagramm

Der grundlegende Ablauf der Topologieerkennung ähnelt stark der Aufrufhierarchie der Funktionsbausteine. Nach Initialisierung wird die Programmstruktur der Topologieerkennung ausgeführt. Aus den statischen Systemparametern sowie den dynamischen Prozessinformationen aus dem Prozessabbild werden zunächst die Systemmatrizen sowie die Aktorpriorisierung gebildet. Weiterhin werden im Programmablauf die erweiterten Prozessinformationen definiert.

Abbildung 5: Ablauf Topologieerkennung

Netzzustandserkennung

Der Funktionsbaustein Netzzustandserkennung dient in erster Linie dazu, im Verteilnetz vorhandene Grenzwertverletzungen (Betiebsmittelüberlastungen) zu detektieren. Als Grundlage für die Ermittlung von Grenzwertüberschreitungen dienen dabei die von den im Versorgungsnetz verteilten Messstellen übermittelten Daten. In der Netzzustandserkennung werden die relevanten Größen aller verfügbaren Messstellen zyklische auf Verletzungen überprüft und diese Netzzustandsinformation in den Ausgabegrößen für weitere Prozesse des Systems bereitgestellt. Die Methoden zur Prüfung des aktuellen Netzzustands sind modular aufgebaut und werden jeweils genau dann aufgerufen, wenn sich eine Messstelle innerhalb des betrachteten Netzgebietes befindet.

Regelungskonzept der netzoptimierenden Verteilnetzautomatisierung

Das Konzept der netzoptimierenden Verteilnetzautomatisierung beruht im Wesentlichen auf zwei Funktionsbausteinen. Der erste Baustein Netzzustandsregler dient grundlegend der Berechnung einer Lösung zum aktiven Netzeingriff, um im Verteilnetz bestehende Netzzustandsverletzung zu beheben. Der zweite Funktionsbaustein Netzzustandsoptimierung verfolgt das Ziel der Optimierung der Arbeitspunkte aller Aktoren, indem jegliche aufgrund von Grenzwertverletzungen abgeregelte Energie unter Rücksichtnahme auf die entstehenden Netzwirkungen wieder freigegeben wird.

Abbildung 6: Aufruf der Reglerkomponenten

Netzzustandsregelung

Die Hauptaufgabe des Automatisierungssystems besteht in der netzdienlichen Behebung von Netzzustandsverletzungen durch autonome Netzeingriffe. Die Umsetzung der aktiven Komponente erfordert mehrere Bausteine, die verschiedene Funktionen beinhalten. Als Datenbasis sind dabei die Ausgangsgrößen der Topologieerkennung sowie der Netzzustandsauswertung zwingend erforderlich. Das Ziel dieser Funktionen ist die Ermittlung von Ausgangsgrößen, die mittels Fernwirkstrecke an die parametrierten Netzteilnehmer (z. B. regenerative Erzeuger) übertragen werden.

Abbildung 7: Funktionsablauf Netzzustandsregler

Innerhalb des Algorithmus werden zunächst die Abweichungen aller Regelgrößen über einen Soll-/Ist-Vergleich bestimmt (siehe Abbildung 7). Anschließend findet die Bestimmung der Regelgröße sowie der Stellgröße statt. Die Bestimmung der Regel- und Stellgröße dient der Ermittlung des vorliegenden Anwendungsfalls und der Anwahl der entsprechenden Regelstufe innerhalb des entwickelten Regelmodells. Der Regler enthält eine feste Priorisierung der Regelgrößen, die nach deren Einfluss im Sinne der Ausfallsicherheit sortiert sind. Der HS/MS-Transformator erhält hinsichtlich dessen Belastung die höchste Priorität, da dessen Ausfall den Ausfall eines gesamten MS-Versorgungsgebietes zur Folge hätte. Die Überlastung einer Netzleitung steht an zweiter Stelle der Regelgrößenpriorisierung. Die Zuordnung der Stellgrößen zu den jeweiligen Regelgrößen ist fix. Für beide Anwendungsfälle (Transformator-, Leitungsengpass) wird als Stellgrößentyp Wirkleistung (Einspeiseerhöhung, Einspeisereduzierung) verwendet.

Bestimmung des Aktors

Für jeden Anwendungsfall liegen in den Prozessdaten Priorisierungsmatrizen für Aktoren vor. Der Priorisierungsprozess von Aktoren wird mit jedem Systemstart und mit jedem erkannten Topologiewechsel aufgerufen. Somit wird im Rahmen der Priorisierung gewährleistet, dass stets eine Sortierung der Aktoren entsprechend ihrer Sensitivität in den Priorisierungsmatrizen vorliegt. Die zur Verfügung stehenden Aktoren werden in der festgelegten Reihenfolge berücksichtigt und zum Regelungseingriff herangezogen.

Bestimmung des Stellwertes

Die Bestimmung des Stellwertes erfolgt spezifisch für jeden Anwendungsfall, wobei der Prozess in zwei separaten Schritten erfolgt:

• Berechnung der erforderlichen Stellwertänderung
• Berechnung des Ziel-Stellwertes

Als erstes wird die Stellwertänderung bestimmt, die grundsätzlich zur Behebung der behandelten Grenzwertverletzung erforderlich wäre. In einem nachgelagerten Schritt wird ausgehend von dem Istwert der Stellgröße ein Zielwert berechnet, der unter Berücksichtigung der Aktoreigenschaften ggf. angepasst wird.

Da eine Umstellung der Formel nach der Scheinleistung aufgrund der Datenbasis (nicht komplexe Messwerte) nicht ohne erheblichen Genauigkeitsverlust möglich ist, kann die erforderliche Leistungsänderung in Abhängigkeit von der zu erzielenden Spannungsänderung nicht in einem Rechenschritt ermittelt werden. Aus diesem Grund ist hier ein iteratives Verfahren notwendig, um diejenige Leistungsänderung zu ermitteln, die die erforderliche Spannungsänderung erzeugt.

Berechnung des Ziel-Stellwertes

Nach der Berechnung der erforderlichen Stellwertänderung wird der Ziel-Stellwert ermittelt. Hierzu wird eine mehrstufige Überprüfung der Prozesswerte und Parameter durchlaufen. In mehreren Prüfstufen wird die Validität der ermittelten Stellwertänderung in Verbindung mit dem gewählten Aktor bestimmt. Die Typprüfung beruft sich auf die Stellfähigkeit des Aktors (anhand Parametrierung; Aktortyp, usw.) und validiert dessen Fähigkeit, die ermittelte Stellgröße zu beeinflussen.

Validierungsmodus

Der Validierungsmodus beinhaltet Berechnungsalgorithmen sowie Logiken zur Abschätzung der Auswirkungen einer Stellwertänderung auf den Netzzustand. Sie besteht aus zwei wesentlichen Methoden:

1. Validierung eines Stellwertes an den HS/MS-Transformator
2. Validierung eines Wirkleistungsstellwertes

Anhand von Validierungsmechanismen wird gewährleistet, dass keine Zielstellwerte an Aktoren übermittelt werden, welche zu Grenzwertverletzungen im Verteilnetz führen würden.

Netzzustandsoptimierung

Der Baustein zur Netzzustandsoptimierung dient der Freigabe von Wirkleistungseinspeisung im Fall von abgeregelten Anlagen in Folge eines Regelungseingriffs. Der Ablauf unterteilt sich in eine aktive und eine passive Komponente. Die passive Komponente wird in jedem Zyklus ausgeführt und prüft, ob Aktoren abgeregelt sind. Der aktive Modus führt den Optimierungsprozess zur Freigabe von abgeregelter Wirkleistung aus. Aufgerufen wird er nur dann, wenn eine Anforderung zur aktiven Optimierung besteht.

Abbildung 8: Aufruf der Komponenten der Netzzustandsoptimierung

Passiver Modus

Im passiven Modus der Netzzustandsoptimierung wird stets eine Analyse des Istzustandes durchgeführt, die den Optimierungsbedarf ermittelt. Es wird zyklisch untersucht, ob Befehle durch den Netzzustandsregler ausgegeben werden. In diesem Fall werden spezifische Informationen unmittelbar in einer Optimierungstabelle hinterlegt.

Aktiver Modus

Der aktive Modus der Netzzustandsoptimierung wird dann ausgelöst, wenn keine Anforderung des Reglers ansteht und somit keine Netzzustandsverletzungen im überwachten Netzbereich vorliegen. Die Anforderung an die Optimierung besteht zudem dann, wenn mindestens ein Aktor abgeregelt ist. Der Ablauf der Netzzustandsoptimierung ist strikt und vergleichbar mit dem des Netzzustandsreglers. Die Abschätzung der freizugebenden Energie beruht dabei auf derselben Berechnungsgrundlage wie sie im Netzzustandsregler zum Einsatz kommt. Der Ablauf verläuft dabei ebenfalls iterativ. Anhand des Sensitivitätszusammenhangs wird die netzdienliche Auswirkung der Änderung in der Wirkleistungseinspeisung auf die Stromwerte abgeschätzt. Eine anschließend erfolgte Stellwertausgabe wird bis zum Abschluss der Umsetzung durch den Baustein zur Netzzustandsoptimierung verfolgt.

Aktorbausteine

Die Aktorbausteine dienen der ordnungsgemäßen Ansteuerung der Aktoren (Erzeugungsanlagen). Dazu gehört die Ausgabe eines Stellwertes, der durch die Bausteine zur Netzzustandsregelung, Netzzustandsoptimierung übermittelt wird. Die Aufgabe der Aktorbausteine ist im Wesentlichen die Interpretation der Befehle und deren Ausgabe in das Prozessabbild und die Fernwirklinien. Gleichzeitig wird hier die Aktor-Verfügbarkeit überwacht und die Umsetzung von Steuerbefehlen analysiert.

Liegt seitens des Netzzustandsreglers oder der Netzustandsoptimierung ein Befehl vor, so wird der tatsächliche Ausgabewert zunächst durch eine Anpassungsroutine im Aktorbaustein (pro Aktor ein Aktorbaustein) an den parametrierten Stellbereich des Aktors angepasst (Auflösung der Schrittweite sowie Begrenzung). Nach der Anpassung erfolgt die Übergabe des Sollwertbefehls in die Prozessabbildung und somit zum Aktor.

Der Aktorbaustein kontrolliert anschließend über einen Soll-/Ist-Abgleich das Erreichen des Sollzustandes.