Integrale Netzzustandsanzeige zur Unterstützung der Betriebsführung elektrischer Energieversorgungssysteme Vom Fachbereich Elektrotechnik und Informationstechnik der Bergischen Universität – Gesamthochschule Wuppertal zur Erlangung des akademischen Grades eines D o k t o r - I n g e n i e u r s genehmigte Dissertation von Dipl.-Ing. Andreas Hauser aus Osterwick Referent: Univ.-Prof. Dr.-Ing. J. Verstege Korreferent: Univ.-Prof. Dr.-Ing. J. Heidepriem Tag der mündlichen Prüfung: 10. November 2000
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Integrale Netzzustandsanzeige
zur Unterstützung der Betriebsführung
elektrischer Energieversorgungssysteme
Vom Fachbereich Elektrotechnik und Informationstechnik der
Bergischen Universität – Gesamthochschule Wuppertal
zur Erlangung des akademischen Grades eines
D o k t o r - I n g e n i e u r s
genehmigte Dissertation
von
Dipl.-Ing. Andreas Hauser
aus Osterwick
Referent: Univ.-Prof. Dr.-Ing. J. Verstege
Korreferent: Univ.-Prof. Dr.-Ing. J. Heidepriem
Tag der mündlichen Prüfung: 10. November 2000
Vorwort
Die vorliegende Arbeit entstand während meiner Tätigkeit als wissenschaftlicherMitarbeiter am Lehrstuhl für Elektrische Energieversorgung der BergischenUniversität-Gesamthochschule Wuppertal.
Die Anregung zu dieser Arbeit gab Herr Professor Dr.-Ing. J. Verstege. Mein be-sonderer Dank gilt ihm für seine Bereitschaft zur Diskussion neuer Ideen und fürseine Unterstützung.
Herrn Professor Dr.-Ing. J. Heidepriem danke ich herzlich für das große Interessean meiner Arbeit und für die Übernahme des Korreferats.
Bei allen ehemaligen und derzeitigen Mitarbeitern des Lehrstuhls bedanke ichmich für das angenehme Arbeitsklima, die ständige Hilfsbereitschaft und die kon-struktiven Diskussionen, die zum Gelingen dieser Arbeit beigetragen haben.
Ganz besonders herzlich danke ich meiner Frau Ilona Rita für ihr Verständnis unddem mir gegebenen Rückhalt. Ihre stets ermutigenden Worte gaben mir die not-wendige Kraft und waren unverzichtbar für den erfolgreichen Abschluss meinerArbeit.
2.2 Netzbetriebsführung.......................................................................................62.2.1 Aufbau elektrischer Energieversorgungsnetze..........................................62.2.2 Aufgaben und Organisation der Netzbetriebsführung ..............................82.2.3 Netzüberwachung ....................................................................................10
2.3 Visuelle Wahrnehmung und menschliche Informationsverarbeitung ....122.3.1 Allgemeines .............................................................................................122.3.2 Kognitive Faktoren..................................................................................122.3.3 Figur-Grund-Wahrnehmung....................................................................172.3.4 Gesetze der Wahrnehmung .....................................................................182.3.5 Wahrnehmung und Einsatz von Farbe ....................................................202.3.6 Aufmerksamkeit ......................................................................................222.3.7 Informationsverarbeitung ........................................................................252.3.8 Gestaltung aussagekräftiger Diagramme.................................................29
2.4 Prozessvisualisierung....................................................................................322.4.1 Aufgaben und Anforderungen.................................................................322.4.2 Bisherige Visualisierungen......................................................................342.4.3 Anforderungen an das neue Visualisierungssystem................................40
3 Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige................................. 42
3.2 Teilbereiche des Netzzustands.....................................................................473.2.1 Auswahl der Teilbereiche........................................................................473.2.2 Relevante Einzelinformationen ...............................................................48
3.4 Methoden der Datenreduktion....................................................................54
Inhaltsverzeichnis II
4 Numerische und grafische Datenreduktion..................................... 57
4.1 Numerische Datenreduktion für Teilbereiche des Netzzustands.............574.1.1 Anforderungen an die numerische Datenreduktion ................................574.1.2 Vorbemerkung zum Potenzsummenansatz .............................................584.1.3 Knotenspannungen ..................................................................................644.1.4 Zweigauslastungen ..................................................................................674.1.5 Kuppelleitungen ......................................................................................684.1.6 State Estimation.......................................................................................704.1.7 Ausfallsimulationsrechnung....................................................................714.1.8 Kurzschlussrechnung...............................................................................724.1.9 Netzzustandsoptimierung ........................................................................744.1.10 Lastprognose............................................................................................744.1.11 Energiebezugsverträge ............................................................................764.1.12 Bewertung................................................................................................79
4.2 Numerische Datenreduktion für Betriebsmittel mit topologischerZuordnung.....................................................................................................80
Bild 2.1: Aufbau des Energieversorgungsnetzes in Deutschland [41] .................. 7
Bild 2.2: Netzbetrieb im Spannungsfeld der Anforderungen [42]......................... 8
Bild 2.3: Kognitive Faktoren und ihre Wechselwirkungen [24]..........................13
Bild 2.4: Stufenmodell des Wahrnehmens nach [14] ..........................................15
Bild 2.5: Beispiele für die Gestaltungsgesetze.....................................................19
Bild 2.6: Aufteilung der Aufmerksamkeit bei der Informationsübertragung [44] ....................................................................................23
Bild 2.7: Sensomotorischer und bewusst kognitiver Prozess nach [44] ..............26
Bild 2.8: Verkürzte Wahrnehmungskette durch geeignete Visualisierung..........28
Bild 2.9: Verschiedene Darstellungen der Netztopologie [9] ..............................31
Bild 3.1: Hierarchisches Darstellungskonzept der Integralen Netzzustandsanzeige.....................................................................................42
Bild 3.2: Beispiel der Integralen Netzzustandsanzeige........................................46
Bild 4.1: Skalare Kenngröße K nach dem Potenzsummenansatz mitParameter m=2, 3,..., 6 ..........................................................................60
Bild 4.2: Skalare Kenngröße K nach dem linearisierten Potenzsummenansatz mit Parametern m=2, 3,..., 6 und Kg=1,3 ...................................60
Bild 4.3: Modifizierte skalare Kenngröße K mit Parametern e=2,m=1, 2,..., 6 und Kg=1,3 ........................................................................61
Bild 4.4: Skalare Kenngröße K für zunehmend kritische Testzustände mitParametern e=4, m=1, 2,..., 6, Kg=1,3 und N=28 .................................63
Bild 4.5: Skalare Kenngröße K für zunehmend kritische Testzustände mitParametern m=4, e=2, 4,..., 10, Kg=1,3 und N=28 ...............................64
Bild 4.6: Skalare Kenngröße K für zunehmend kritische Testzustände mitParametern e=4, m=1, 2,..., 6, Kg=1,3 und N=442 ...............................65
Bild 4.7: Skalare Kenngröße K für zunehmend kritische Testzustände mitParametern e=10, m=1, 2,..., 6, Kg=2,0 und N=442 .............................65
Bild 4.8: Berechnung der normierten Knotenspannungsabweichung ∆ui ...........67
Bild 4.10: Grenzverläufe für den Normal-, Warn- und Alarmbereich derEnergiebedingung eines Energiebezugsvertrags...................................77
Bild 4.11: Chernoff-Gesichter als Beispiel einer integralen Anzeige [14]............87
Bild 4.12: Prinzip des Kiviat-Diagramms als Beispiel einer integralen Anzeige..88
Bild 4.13: Einfluss der Skalierung auf den Gesamteindruck beim Kiviat-Diagramm..............................................................................................89
Bild 4.14: Kiviat-Diagramme für den globalen Netzzustand [39].........................89
Bild 5.1: Kreis-Diagramm zur Visualisierung des globalen Netzzustands .........93
Bild 5.2: Kreis-Diagramme mit unterschiedlicher Skalierung ............................94
Bild 5.3: Kreis-Diagramme mit unterschiedlicher Gewichtung ..........................95
Bild 5.4: Kreis-Diagramme mit unterschiedlicher Gewichtung undSkalierung..............................................................................................96
Bild 5.5: Kreis-Diagramm für den globalen Netzzustand bei aktuell nichtzuverlässiger State Estimation ..............................................................98
Bild 5.6: Kreis-Diagramme für den globalen Netzzustand beiverschiedenen Lastniveaus..................................................................100
Bild 5.7: Balken-Diagramme für Trends der skalaren Kenngrößen derTeilbereiche des Netzzustands ............................................................101
Bild 5.8: Iso-Flächen-Diagramm für System 1 mit Lastniveau 200%...............102
Bild 5.9: Iso-Flächen-Diagramme für unterschiedliche Lastniveaus(System 1)............................................................................................104
Bild 5.10: Iso-Flächen-Diagramme für größere Netze (Systeme 3 und 4) ..........105
Bild 5.11: Iso-Flächen-Diagramm zur Visualisierung ausschließlich derZweigauslastungen bzw. der Knotenspannungsbeträge(System 1 mit Lastniveau 150 %) .......................................................106
Bild 5.12: Farbverlaufbalken-Diagramm für Wirkleistungsflüsse (System 1)....107
Bild 5.13: Farbverlaufbalken-Diagramm für Wirkleistungsflüsse einerVariante der Ausfallsimulationsrechnung (System 1) ........................110
Bild 5.14: Farbverlaufbalken-Diagramm für Blindleistungsflüsse (System 1) ...111
Bild 5.15: Farbverlaufbalken-Diagramme für die Auslastungen derZweige (System 1) ..............................................................................112
Bild 5.16: Farbverlaufbalken-Diagramm für Wirkleistungsflüsse einer110-kV-Netzgruppe (System 4) ..........................................................113
Verzeichnis der Bilder VI
Bild 5.17: Kiviat-Diagramme und Balken-Fächer-Diagramme für dieKnotenspannungen (System 2) ...........................................................114
Bild 5.18: Balken-Diagramme für die Zweigauslastungen (System 1) ...............120
Bild 5.19: Balken-Diagramm für die Zweigauslastungen eines größerenNetzes (System 2)................................................................................121
Bild 5.20: Balken-Diagramm für die freie Übertragungskapazität auf denKuppelleitungen ..................................................................................122
Bild 5.21: Matrix-Diagramm für die Ergebnisse der Ausfallsimulationsrechnung ..............................................................................................123
Bild 5.22: Visualisierung eines Energiebezugsvertrags.......................................126
Bild 5.23: Übersichtsanzeige für mehrere Energiebezugsverträge......................128
Bild 5.24: Visualisierung der Differenzen zwischen Lastprognose undtatsächlichem Lastverlauf....................................................................129
Bild 5.25: Visualisierung der Abweichungen zwischen Lastprognose undtatsächlichem Lastverlauf....................................................................130
Verzeichnis der Tabellen VII
Verzeichnis der Tabellen
Tabelle 2.1: Auffälligkeit von Signalen [45] ..........................................................24
∆U- Knotenspannungsabweichung unterhalb des Sollwerts
∆U+ Knotenspannungsabweichung oberhalb des Sollwerts
a prozentualer Anteil
A Schaltervariable
B Schaltervariable
C Schaltervariable
D Schaltervariable
e ganzzahliger Exponent
E elektrische Energie
E{} Erwartungswert
F Schaltervariable
G Ableitwert
I elektrischer Strom (Effektivwert)
J Zielfunktionswert der State Estimation
K skalarer Kenngrößenwert
m ganzzahliger Exponent
N Anzahl
p normierte elektrische Leistung
P elektrische Wirkleistung
Q elektrische Blindleistung
r radialer Abstand
R ohmscher Widerstand
s Auslastung (normierter Scheinleistungsfluss)
S Scheinleistungsfluss
t Zeit
T Zeitdauer
U elektrische Spannung (Effektivwert) / Knotenspannungsbetrag
Verwendete Formelzeichen IX
w Gewichtsfaktor
x normierter Einzelwert (allgemein)
x Vektor der Schätzwerte der Zustandsvariablen des Energie-versorgungsnetzes
z normierter Zielfunktionswert
Z Zielfunktionswert
Indizes
a Alarm
akt aktuell
aus ausschaltbar
ASR Ausfallsimulationsrechnung als Teilbereich des Netzzustands
b Bezug
e Energie
Eb Energiebezugsvertrag
EVT Energiebezugsverträge als Teilbereich des Netzzustands
frei freizuhaltender Wert
g Bereichsgrenze für skalare Kenngrößen
ges gesamt
grenz Grenzwert
ist Istwert
kurz Kurzschluss
Kl Kuppelleitung
Kn Knoten
Kr Kriterium
KLT Kuppelleitungen als Teilbereich des Netzzustands
KSP Knotenspannungen als Teilbereich des Netzzustands
KSR Kurzschlussrechnung als Teilbereich des Netzzustands
l Last
Lp Lastprognose
Ls Leistungsschalter
Verwendete Formelzeichen X
m Mittel
max maximal zulässiger Wert
mess Messwert
min minimal zulässiger Wert
n Nennwert
opt optimal
OPT Netzzustandsoptimierung als Teilbereich des Netzzustands
p Prognose
PRO Lastprognose als Teilbereich des Netzzustands
s Auslastung (normierter Scheinleistungsfluss)
soll Sollwert
STE State Estimation als Teilbereich des Netzzustands
tol Toleranz
U Spannung
v Verlust
w Warnung
zus Zustandsvariable
zul zulässig
Zw Zweig
ZWA Zweigauslastungen als Teilbereich des Netzzustands
Verwendete Abkürzungen XI
Verwendete Abkürzungen
ASR Ausfallsimulationsrechnung als Teilbereich des Netzzustands
DVG Deutsche Verbundgesellschaft e.V.
EVT Energiebezugsverträge als Teilbereich des Netzzustands
GUI Graphical-User-Interface
INA Integrale Netzzustandsanzeige
KLT Kuppelleitungen als Teilbereich des Netzzustands
KSP Knotenspannungen als Teilbereich des Netzzustands
KSR Kurzschlussrechnung als Teilbereich des Netzzustands
MMI Mensch-Maschine-Interface
MMK Mensch-Maschine-Kommunikation
MPK Mensch-Prozess-Kommunikation
OPT Netzzustandsoptimierung als Teilbereich des Netzzustands
PRO Lastprognose als Teilbereich des Netzzustands
STE State Estimation als Teilbereich des Netzzustands
UCTE Union pour la Coordination du Transport de l'Electricité
ZWA Zweigauslastungen als Teilbereich des Netzzustands
Einleitung 1
1 Einleitung
1.1 Einführung und Motivation
Der Transport und die Verteilung elektrischer Energie von den Kraftwerken zu denVerbrauchern stellt eine wichtige Teilaufgabe der elektrischen Energieversorgungdar. Für eine flächendeckende Versorgung aller Verbraucher werden geografischweit verteilte elektrische Energieversorgungsnetze zur Verbindung der Kraftwerkeund Verbraucher verwendet. Die elektrischen Energieversorgungsnetze bestehenaus einzelnen Teilnetzen, die miteinander verbunden und hierarchisch nach Span-nungsebenen gegliedert sind.
Die Betriebsführung elektrischer Energieversorgungsnetze erfolgt aus zentralenNetzleitstellen, in die alle wichtigen Mess- und Stellgrößen aus dem Netz übertra-gen werden. Die Netzbetriebsführung verfolgt das Ziel, die vorhandenen Betriebs-mittel derart einzusetzen, dass zu jeder Zeit alle Verbraucher mit qualitativ ausrei-chender elektrischer Energie versorgt und dabei die einzelnen Komponenten unddas System vor Zerstörung geschützt werden. Um dieses Ziel zu erreichen, mussdas Betriebspersonal in der zentralen Netzleitstelle den Zustand des elektrischenEnergieversorgungsnetzes im Verlauf der Netzüberwachung fortwährend analysie-ren und bewerten.
Das Betriebspersonal stützt sich bei der Netzzustandsbewertung auf eine große undinhomogene Informationsmenge, die den globalen Netzzustand beschreibt. Zu denverschiedenen Einzelinformationen dieser Informationsmenge gehören zum Bei-spiel Spannungsbeträge der Netzknoten, Leistungsflüsse und Auslastungen derZweige sowie Ergebnisse der Netzsicherheitsanalyse. Diese meist numerischenEinzelinformationen müssen vom Betriebspersonal sequentiell aufgenommen, or-ganisiert, zueinander in Beziehung gesetzt und analysiert werden, um den globalenNetzzustand daraus ableiten und bewerten zu können. Die Netzzustandsbewertungstellt auf Grund der hohen Komplexität des Energieversorgungsnetzes und desUmfangs der zu berücksichtigenden Informationsmenge eine schwierige Aufgabeund eine erhebliche Belastung für das Betriebspersonal dar.
Durch eine an die menschliche Informationsaufnahme und -verarbeitung ange-passte Visualisierung der für eine gestellte Aufgabe relevanten Informationen kanndas Betriebspersonal unterstützt und deren Arbeitsbelastung reduziert werden. DerMensch besitzt besondere Fähigkeiten der visuellen Wahrnehmung, die es ihm er-möglichen, grafische Informationen in einer geeigneten Visualisierung leicht undschnell wahrzunehmen. Einzelne Elemente einer Visualisierung können beispiels-
Einleitung 2
weise auf Grund der Prägnanztendenz der visuellen Wahrnehmung schneller undleichter aufgenommen werden, wenn sie zu einfachen und klaren Grundformengruppiert und angeordnet werden. Weiterhin ermöglicht die ausgeprägte Sensitivi-tät des Menschen gegenüber Symmetrien und Unsymmetrien die effektive Kodie-rung von Zuständen. Farben mit Signalwirkungen und allgemein bekannten Be-deutungen lassen sich ebenfalls zur Zustandskodierung sowie zur Steuerung derAufmerksamkeit verwenden.
Die technischen Voraussetzungen für den Einsatz derartiger Visualisierungen zurUnterstützung des Betriebspersonals bei der Netzbetriebsführung stehen mit denvollgrafischen Bildschirmen und Großbild-Projektionswänden heutiger Netzleit-systeme zur Verfügung. Die umfangreichen Möglichkeiten dieser Sichtgeräte zurGestaltung aussagekräftiger Visualisierungen werden jedoch nach einer weltweitdurchgeführten Befragung von Netzbetreibern [50] derzeit nur zu einem geringenTeil genutzt. Die Anzeigen heutiger Netzleitsysteme enthalten beispielsweise zuviele Details, um einen Überblick über den globalen Netzzustand zu ermöglichen.Selbst die Übersichtsbilder in diesen Leitsystemen zeigen nicht den globalen Zu-stand des Energieversorgungsnetzes sondern vielmehr die Zustände einzelner Sta-tionen. Es handelt sich bei diesen Anzeigen eher um Melde-Übersichten, die wederalle für den globalen Netzzustand relevanten Informationen beinhalten noch denglobalen Netzzustand auf einen Blick vermitteln können.
1.2 Ziel und Aufbau der Arbeit
Ziel der vorliegenden Arbeit ist die Entwicklung eines neuartigen Visualisierungs-systems zur Unterstützung der Betriebsführung elektrischer Energieversorgungs-systeme. Durch eine an die menschliche Informationsaufnahme und -verarbeitungangepasste Visualisierung soll der globale Netzzustand auf einen Blick sowie we-sentliche Informationen zu dessen Teilbereichen vermittelt werden.
Die Integration aller Informationen über den Netzzustand ermöglicht die Betrach-tung des Energieversorgungsnetzes in seiner Gesamtheit und erlaubt eine globaleSichtweise im Sinne einer Mensch-Prozess-Kommunikation. Je nach Situationmüssen dem Betriebspersonal nur die für eine zu erfüllende Aufgabe notwendigenInformationen vermittelt werden. Dies erfordert für die zu entwickelnde IntegraleNetzzustandsanzeige ein hierarchisches Darstellungskonzept, dessen Ebenen durcheinen unterschiedlich großen Detaillierungsgrad der dargestellten Informationengekennzeichnet sind und unterschiedliche Aufgaben erfüllen.
Einleitung 3
Die obere Darstellungsebene des hierarchischen Konzepts soll über den bisherigenStand der Forschung hinaus den globalen Netzzustand mit seiner zeitlichen Ent-wicklung in einem Diagramm visualisieren. Es soll die zentrale Frage beantwortetwerden, ob der globale Netzzustand einen vorgegebenen Sollzustand einhält. Lie-gen Abweichungen vom Sollzustand vor, sollte die obere Darstellungsebene wei-tere, qualitative Informationen über die Abweichungen bereitstellen.
Die für die komprimierte Visualisierung des globalen Netzzustands notwendigestarke Informationsverdichtung lässt sich durch die Kombination numerischer undgrafischer Methoden der Datenreduktion erreichen. Eine gemeinsame Darstellungskalarer Kenngrößen, die zur Beschreibung einzelner Teilbereiche des Netzzu-stands geeignet sind, ermöglicht die aussagekräftige Visualisierung des globalenNetzzustands.
Die Aufgabe der Diagramme in der mittleren Darstellungsebene ist die Visualisie-rung wesentlicher Informationen zu Teilbereichen des Netzzustands. Hierzu gehö-ren beispielsweise Grenzwertverletzungen, Betriebswerte mit geringem Abstand zuden Grenzwerten und höherwertige Informationen. Die Diagramme der mittlerenDarstellungsebene sollen hauptsächlich der näheren Betrachtung einzelner Teilbe-reiche bei Abweichungen vom Sollzustand dienen. Für die im Vergleich zur obe-ren Darstellungsebene geringere Datenreduktion können ebenfalls numerische undgrafische Methoden angewendet werden.
Die untere Darstellungsebene soll einzelne Informationen mit hohem Detaillie-rungsgrad visualisieren. Für diese Aufgabe existieren bereits aussagekräftige undin der Praxis bewährte Darstellungen in den Netzleitsystemen, die zusammen mitden in dieser Arbeit zu entwickelnden Diagrammen die untere Ebene des hierarchi-schen Darstellungskonzepts bilden.
Für die Entwicklung aussagekräftiger Diagramme des neuen Visualisierungssys-tems, mit denen die Informationen schnell und intuitiv vermittelt werden können,sind neben wahrnehmungspsychologischen Aspekten auch relevante Normen,Richtlinien und Empfehlungen zu berücksichtigen.
Die Integrale Netzzustandsanzeige als neues Visualisierungssystem wird primärfür die Netzüberwachung von Hoch- und Höchstspannungsnetzen mit einer An-wendung auf den aktuellen Netzzustand konzipiert. Darüber hinaus eignet sich dasentwickelte Visualisierungssystem auch für Planungszwecke unter Verwendungsimulierter Netzzustände. Für die Berücksichtigung beider Anwendungsfälle wirdin dieser Arbeit die allgemeine Formulierung „betrachteter Netzzustand“ verwen-det.
Einleitung 4
Die Verifikation des entwickelten Visualisierungssystems erfolgt durch die An-wendung auf vier Testsysteme, die auf realen elektrischen Energieversorgungs-netze basieren.
Der Aufbau dieser Arbeit gliedert sich wie folgt: In Kapitel 2 wird die Problem-stellung im Detail erläutert, der aktuelle Stand der Forschung analysiert und in denBereich der menschlichen Wahrnehmung und Informationsverarbeitung eingeführt.Das gewählte Konzept der entwickelten Integralen Netzzustandsanzeige wird inKapitel 3 der Arbeit vorgestellt. Kapitel 4 beschreibt im Detail die verwendetennumerischen und grafischen Methoden zur Datenreduktion, mit denen die großeInformationsmenge für die Visualisierung des globalen Netzzustands und seinerTeilbereiche verdichtet wird. Die wesentlichen Ergebnisse dieser Arbeit werden inForm von Diagrammen der Integralen Netzzustandsanzeige zur Visualisierung desglobalen Netzzustands und seiner Teilbereiche in Kapitel 5 vorgestellt. Nach einerabschließenden Bewertung der entwickelten Diagramme folgt in Kapitel 6 eineZusammenfassung der vorliegenden Arbeit.
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 5
2 Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung
2.1 Einführung
Ein Visualisierungssystem zur Darstellung des Zustands eines elektrischenEnergieversorgungsnetzes ist Teil des Netzleitsystems in der Netzleitstelle und ge-hört damit zum Bereich der Netzleittechnik. Ausgehend von einem allgemeinentechnischen Produktionsprozess, bei dem die Prozessleittechnik alle Einrichtungenin Hard- und Software zur Überwachung, Steuerung und Regelung des betrachte-ten Prozesses umfasst, lässt sich die Netzleittechnik als eine spezielle Informati-onstechnik zur Betriebsführung elektrischer Energieversorgungsnetze definieren[74]. Die zur Netzbetriebsführung erforderlichen technischen Hilfsmittel bilden dasNetzleitsystem. Die Netzleittechnik ist demnach eine Hilfstechnik sowohl für dieBetriebsführung als auch für die Betriebsplanung elektrischer Energieversorgungs-netze. Sie wird im Gegensatz zur Primärtechnik, die alle direkt in den Transportund die Verteilung der elektrischen Energie eingebundenen Betriebsmittel (Sam-melschienen, Transformatoren etc.) umfasst, als Sekundärtechnik bezeichnet [41].
Analog zur Prozessleittechnik, die auf den zu führenden technischen Prozess aus-gerichtet ist, muss auch die Netzleittechnik den speziellen Aufbau des Energiever-sorgungsnetzes und die Aufgaben der Netzbetriebsführung berücksichtigen. Ver-schiedene Netzleitsysteme können sich daher je nach Anwendungsfall stark von-einander unterscheiden. In dieser Arbeit stehen Hoch- und Höchstspannungsnetzeim Mittelpunkt der Betrachtung. Die entwickelte Integrale Netzzustandsanzeige istdaher speziell auf den Aufbau und die Betriebsführung dieser Netze ausgerichtet.Das Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige ist darüber hinaus auch auf Nie-der- und Mittelspannungsnetze anwendbar, wobei Anpassungen zum Beispiel beiden verwendeten Darstellungen und den zu berücksichtigenden Teilbereichen desNetzzustands erforderlich sind. Im folgenden Abschnitt zur Betriebsführung elek-trischer Energieversorgungsnetze sind die Ausführungen trotz des Fokus in dieserArbeit auf Hoch- und Höchstspannungsnetze im Sinne eines Überblicks allgemei-ner gehalten.
Die beiden wesentlichen Schnittstellen eines Netzleitsystems zur Außenwelt sinddie prozessseitige Ankopplung an das Energieversorgungssystem und die Verbin-dung zum betriebsführenden Menschen [74]. Für die Entwicklung einer Netzzu-standsanzeige als eine Hauptkomponente der Schnittstelle zum betriebsführendenMenschen sind die Bereiche der Prozessvisualisierung, der visuellen Wahrneh-mung und der menschlichen Informationsverarbeitung von großer Bedeutung. Ne-
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 6
ben der Betriebsführung elektrischer Energieversorgungsnetze werden deshalbauch diese Themengebiete in diesem Kapitel näher betrachtet.
2.2 Netzbetriebsführung
2.2.1 Aufbau elektrischer Energieversorgungsnetze
Die Aufgabe eines elektrischen Energieversorgungsunternehmens ist die ausrei-chende, wirtschaftliche und zuverlässige Versorgung der Verbraucher mit elektri-scher Energie. Die Randbedingungen einer möglichst geringen Beeinflussung derUmwelt und eines möglichst geringen Rohenergieeinsatzes sind dabei zu berück-sichtigen. Die räumliche Trennung der Erzeugung und des Verbrauchs elektrischerEnergie auf der einen Seite sowie die zeitliche Diskrepanz zwischen dem Dargebotder natürlichen Quellen und dem Bedarf der Energie auf der anderen Seite erfor-dern den Aufbau und Betrieb eines elektrischen Energieversorgungssystems. Einwichtiger Teil dieses elektrischen Energieversorgungssystems ist das sich über eingeografisch weit verteiltes Gebiet erstreckende elektrische Energieversorgungsnetzzum Transport und zur Verteilung der elektrischen Energie von den Kraftwerkenzu den Verbrauchern.
Elektrische Energieversorgungsnetze können entsprechend ihrer Aufgabe grob inTransport- und Verteilnetze eingeteilt werden [41]. Die Transportnetze dienen derÜberbrückung von Entfernungen über mehrere 100 km mit Leistungstransportenvon bis zu mehreren GW. Über die Verteilnetze erfolgt hingegen die regionaleVerteilung der Energie an die Verbraucher. Neben dieser aufgabenorientiertenEinteilung der elektrischen Energieversorgungsnetze existiert eine weitere hierar-chische Gliederung der Netze nach Spannungsebenen, die über Transformatorenuntereinander verbunden sind (Bild 2.1).
Das Höchstspannungsnetz wird zum Beispiel in Deutschland als überregionalesTransportnetz mit Spannungen von 380 kV und 220 kV zur Übertragung der ge-forderten Leistungen betrieben, um die ohmschen Verluste in den Leitern (R∙I2),die bei weitem die Verluste im Dielektrikum (G∙U2) übertreffen, und die Leiter-querschnitte möglichst gering zu halten. Die Verbindung der einzelnen Energiever-sorgungsnetze im Rahmen der UCTE (Union pour la Coordination du Transport del'Electricité) erlaubt einen länderübergreifenden Energieaustausch. Dies hat unteranderem den Vorteil, dass die einzelnen Netzbetreiber eine geringere Reserveleis-tung vorhalten müssen, die Versorgungszuverlässigkeit erhöht wird und die Mög-lichkeit für einen wirtschaftlichen Stromaustausch gegeben ist.
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 7
Das Hochspannungsnetz in Deutschland mit einer Spannung von 110 kV dienthingegen als regionales Transportnetz dem Transport der elektrischen Energie di-rekt in die Verbrauchsschwerpunkte bzw. zu den Großverbrauchern. Die über dieLeitungen dieses Netzes transportierten Leistungen liegen im Bereich von 10 bis100 MW, wobei die Einspeisungen aus dem Höchstspannungsnetz und direkt ausmittelgroßen Kraftwerksblöcken erfolgt. Die einzelnen Regionen des Hochspan-nungsnetzes sind im Normalbetrieb galvanisch voneinander getrennt, in sich ver-mascht und an einigen Stellen über Transformatoren mit dem Höchstspannungs-netz über Transformatoren verbunden. Das Hochspannungsnetz entwickelt sich in-folge der steigenden Lastdichte in den Großstädten zunehmend zu einem Verteil-netz, sodass es letztlich eine gemischte Transport- und Verteilungsaufgabe erfüllt[41].
Mittel- und Niederspannungsnetze mit Spannungen von 6 bis 20 kV bzw. 400 bis1000 V dienen der Verteilung der elektrischen Energie (Verteilnetze) bis in die
Bild 2.1: Aufbau des Energieversorgungsnetzes in Deutschland [41]
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 8
Nähe der oder direkt an die Verbraucher. Sie unterscheiden sich unter anderem inder Größe der übertragenen Leistungen und im prinzipiellen Netzaufbau. Mittel-spannungsnetze sind aus Redundanzgründen vermascht aufgebaut, werden abermeist radial betrieben. Niederspannungsnetze besitzen dagegen überwiegend einenradialen Netzaufbau.
2.2.2 Aufgaben und Organisation der Netzbetriebsführung
Die Netzbetriebsführung stellt eine der zentralen Aufgaben der elektrischen Ener-gieversorgung dar. Sie muss sicherstellen, dass die vielfältigen Anforderungen andie elektrische Energieversorgung wie zum Beispiel die Übertragung und Vertei-lung der elektrischen Energie vom Erzeuger zum Verbraucher bestmöglich erfülltwerden. Die Netzbetriebsführung befindet sich dabei im Spannungsfeld der dreiAnforderungen nach Sicherheit, Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit (Bild 2.2) [1,42]. Die Aufgabe der Netzbetriebsführung unter dem Einfluss dieses Spannungs-felds wird wie folgt beschrieben: „Die Kunst der Netzbetriebsführung bestehtdarin, alle Maßnahmen technischer, betrieblicher und organisatorischer Art unterBeachtung von Sicherheit, Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit so gegeneinanderabzuwiegen, daß das Gleichgewicht in dem gedachten Spannungsdreieck erhaltenbleibt“ [1]. Mit Sicherheit ist in diesem Zusammenhang die Netzsicherheit ge-meint, mit der die Kontinuität der Verbraucherversorgung beschrieben wird.
Die primäre Aufgabe der Netzbetriebsführung ist es dabei, „die vorhandenen Be-triebsmittel so einzusetzen, daß zu jeder Zeit alle Verbraucher mit qualitativ aus-reichender elektrischer Energie (Spannung, Frequenz) versorgt werden und dabeidie einzelnen Komponenten und das System vor Zerstörung geschützt werden“[74].
Netzbetrieb
Sicherheit
Verfügbarkeit Wirtschaftlichkeit
Bild 2.2: Netzbetrieb im Spannungsfeld der Anforderungen [42]
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 9
An dieser Stelle sei angemerkt, dass im allgemeinen Sprachgebrauch vor allem biszur Liberalisierung des Energiemarkts am 29.04.1998 durch das Gesetz zur Neu-regelung des Energiewirtschaftsrechts unter dem Begriff der Netzbetriebsführungdie beiden Bereiche der Kraftwerkskoordination und der eigentlichen Netzführungzusammengefasst werden. Durch das „Unbundling“ der einzelnen Bereiche einesEnergieversorgungsunternehmens im Zuge der Liberalisierung fallen diese beidenBereiche nun eigenständigen Unternehmen bzw. Unternehmensbereichen zu. Indieser Arbeit soll dagegen unter dem Begriff der Netzbetriebsführung die eigent-liche Netzführung als Aufgabe des Netzbetreibers unter Einbeziehung von Ener-gieeinspeisungen und -bezugsverträgen, die zum Beispiel der Bereitstellung vonReserveleistung und dem Verlustleistungsausgleich dienen, verstanden werden.
Aus den in [42] angegebenen Aufgaben des Netzbetriebs werden hier nur die Teil-aufgaben der Netzüberwachung angegeben, die für die in dieser Arbeit betrachteteProblemstellung relevant sind:
Überwachen des statischen und dynamischen Verhaltens des Netzes imNormalbetrieb und bei Störungen
Überwachen des Zustands und Verhaltens der Betriebsmittel
Überwachen der Netzsicherheit
Überwachen des Einflusses und der Auswirkungen eigener und fremder Maß-nahmen
Überwachen der im Fehlerfall auftretenden Kurzschlussströme
Der Schaltbetrieb, zu dem neben den hier angegebenen Teilaufgaben der Netz-überwachung auch die Durchführung von Schaltmaßnahmen gehört, wird vonzentralen Netzleitstellen durchgeführt. Für die Organisation dieser Netzleitstellengibt es unterschiedliche Formen. In Deutschland teilen sich die Einzelunternehmender Deutschen Verbundgesellschaft e.V. (DVG) den Betrieb des Höchstspan-nungsnetzes (Verbundnetz). Jedes Mitglied der DVG hat eine zentrale Netzleit-stelle für seinen Bereich des Verbundnetzes. Unabhängig hiervon findet innerhalbder einzelnen Netzbetreiber generell eine hierarchische Gliederung der Leitstellennach Spannungsebenen statt. Neben den zentralen Netzleitstellen für die Bereichedes Höchstspannungsnetzes existieren daher meist mehrere regionale Leitstellenzur Führung der einzelnen Hochspannungsnetze. Einige Hochspannungsnetze wer-den auch von regionalen und kommunalen Netzbetreibern geführt. Aus der überla-gerten Leitstelle des Höchstspannungsnetzes werden von regionalen Leitstellengegebenenfalls Anweisungen entgegengenommen und bearbeitet.
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 10
2.2.3 Netzüberwachung
Im Verlauf der Netzüberwachung als wichtige Teilaufgabe der Netzbetriebsfüh-rung muss der aktuelle Netzzustand fortwährend analysiert und bewertet werden.Hierzu kommen algorithmische Verfahren zur Netzzustandserkennung und Netz-sicherheitsanalyse zum Einsatz [78].
Das Verfahren der State Estimation dient der Bestimmung der komplexen Knoten-spannungen aller Netzknoten als Zustandsvariablen des Systems aus den im Allge-meinen fehlerbehafteten Messwerten, die über die Fernwirkverbindungen in dieNetzleitstelle übertragen werden. Da insgesamt mehr Messwerte vorliegen alsmathematisch zur Ermittlung der Zustandsvariablen des Systems erforderlich sind,kann diese Messwertredundanz durch das Verfahren der State Estimation zumFehlerausgleich der einzelnen Messwerte genutzt werden. Die State Estimation be-rechnet auch nicht gemessene Größen und liefert einen konsistenten Datensatz zurBeschreibung des Netzzustands (Grundfall) [17].
Zur Bewertung des durch das Ergebnis der State Estimation charakterisiertenGrundfalls werden betrieblich wichtige Grenzwertverletzungen berücksichtigt.Hierzu gehören zu hohe Zweigströme bzw. Zweigauslastungen und zu hohe bzw.zu niedrige Spannungsbeträge.
Zu den Verfahren der Netzsicherheitsanalyse gehören die Ausfallsimulationsrech-nung und die Kurzschlussrechnung. Beide Verfahren benötigen als Eingangsgrö-ßen einen erweiterten Systemdatensatz, der sich aus dem konsistenten Netzdaten-satz der State Estimation durch die Erweiterung um die Ersatzmodellierung für dasnicht beobachtbare umgebende Netz ergibt [17].
Bei der Ausfallsimulationsrechung wird durch die Simulation von Ausfallvariantenmit einem Zweig- oder Einspeiseausfall das (n-1)-Kriterium überwacht und damitder aktuelle Netzzustand im Hinblick auf eine potenzielle Gefährdung bei Ausfalleines Elements beurteilt. Jede simulierte Ausfallvariante wird analog zum Grund-fall auf Grenzwertverletzungen von Betriebswerten und auf einen Netzzerfallüberprüft. Der aktuelle Netzzustand gilt als (n-1)-sicher, wenn in allen Variantenweder Grenzwertverletzungen der Betriebswerte vorliegen noch ein Netzzerfallauftritt.
Die Kurzschlussrechnung als zweites Verfahren der Netzsicherheitsanalyse be-rechnet die im dreipoligen symmetrischen Kurzschlussfall zu erwartenden Kurz-schlussströme und die daraus resultierenden Kurzschlussabschaltleistungen. Ist die
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 11
Kurzschlussabschaltleistung größer als die vom Leistungsschalter beherrschbareAbschaltleistung, so liegt eine Grenzwertverletzung der Kurzschlussrechnung vor.
Anhand der Ergebnisse der Netzzustandserkennung und Netzsicherheitsanalyselässt sich der aktuelle Netzzustand bewerten. Bei dieser Bewertung des Netzzu-stands stehen exponierte Betriebswerte mit Grenzwertverletzungen, d.h. Einzelda-ten zur Charakterisierung des Netzzustands im Hinblick auf die Netzsicherheit imVordergrund.
Neben der Überwachung der Netzsicherheit muss auch die Einhaltung eines vor-gegebenen Sollzustands für das Netz beobachtet werden. Die Vorgabe eines Soll-zustands kann beispielsweise die Einhaltung eines Spannungsprofils als Ergebnisder Spannungsblindleistungsoptimierung oder die Forderung, dass die Zweige eineWarngrenze nicht überschreiten, beinhalten. Das Betriebspersonal in der Netzleit-stelle hat die Aufgabe, das gesamte Netz möglichst nahe an einem vorgegebenenSollzustand zu betreiben, um der stärkeren Forderung nach einem wirtschaftlichoptimalen Betrieb des Netzes auf Grund eines erhöhten Wettbewerbs und notwen-diger Kosteneinsparungen gerecht zu werden. Hierzu muss das elektrische Ener-gieversorgungsnetz – im Gegensatz zur bisher überwiegenden Betrachtung einzel-ner Netzelemente bzw. Teilbereiche des Netzzustands – in seiner Gesamtheit durchdas Betriebspersonal betrachtet und beurteilt werden [57, 68]. Neben den bereitsgenannten exponierten Einzeldaten als Detailinformationen müssen zur Bewertungdes gesamten Netzzustands auch so genannte höherwertige Informationen überdessen Teilbereiche und über den gesamten Netzzustand herangezogen werden.Höherwertige Informationen sind durch die Beziehung einzelner Werte zueinanderoder zu einem Sollwert definiert. Sie dienen oft als Grundlage für die weitere Be-triebsführung und können teilweise nur verbal umschrieben werden. Beispiele fürhöherwertige Informationen sind „starke Leistungsflüsse von Westen nach Osten“,„ausgeglichenes Spannungsprofil“ und „Netz im Sollzustand“. Die Qualität desSpannungsprofils beispielsweise lässt sich nur durch die Analyse aller zugehörigenKnotenspannungen als Einzeldaten im Hinblick auf deren Lage zueinander beur-teilen.
Zur Beurteilung des Netzzustands muss das Betriebspersonal demnach eine um-fangreiche und inhomogene Datenmenge möglichst schnell und sicher analysieren.Dies stellt auf Grund der hohen Komplexität der Betriebsführung elektrischerEnergieversorgungsnetze eine schwierige Aufgabe und eine erhebliche mentaleBelastung für das Betriebspersonal dar.
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 12
2.3 Visuelle Wahrnehmung und menschliche Informations-verarbeitung
2.3.1 Allgemeines
Netzleitsysteme in der elektrischen Energieversorgung sollen das Betriebspersonalbei ihren Aufgaben unterstützen. Daher haben die Anforderungen des Betriebsper-sonals bei allen Entwurfs- und Entwicklungsarbeiten eines Visualisierungssystemseine hohe Priorität. Die Gestaltung einer neuen Visualisierungskomponente einesNetzleitsystems gehört zu den Aufgaben der Anthropotechnik, die das Ziel ver-folgt, „Maschinen und technische Einrichtungen so auf die Eigenschaften, Mög-lichkeiten und Bedürfnisse des Menschen abzustimmen, daß beide hinsichtlichLeistung, Zuverlässigkeit und Wirtschaftlichkeit mit bestmöglichem Gesamtergeb-nis zusammenwirken“ [14]. Die Anthropotechnik stellt ein inhaltlich besonderskomplexes sowie umfangreiches Gebiet dar, das Teilbereiche der Physiologie,Psychologie, Arbeitsmedizin, Anthropometrie, Physik und Systemtechnik interdis-ziplinär umfasst. Daher kann in Abschnitt 2.3 nur ein Überblick mit Erläuterungeneiniger wichtiger Aspekte gegeben werden. Für weiterreichende Informationen seiauf die umfangreiche Literatur zu diesem Thema verwiesen [2, 6, 11, 21, 25, 31,33, 38, 65, 72, 76].
Zentraler Punkt bei der Entwicklung eines neuen Visualisierungssystems ist dieBerücksichtigung der visuellen Informationsaufnahme (Wahrnehmung) und der In-formationsverarbeitung durch den Menschen. Deshalb werden in den folgendenAbschnitten speziell diese beiden Bereiche der kognitiven Psychologie erläutert,soweit sie für die vorliegende Arbeit von Bedeutung sind.
2.3.2 Kognitive Faktoren
Geistige Tätigkeiten, bei denen Informationen wahrgenommen, verarbeitet und inHandlungen umgesetzt werden, laufen im kognitiven Bereich ab. Dieser Bereichenthält die kognitiven Faktoren, die in übergreifende Funktionen und kognitiveOperationen unterschieden werden und grundlegende Voraussetzungen für geistigeTätigkeiten darstellen [24]. Zu den übergreifenden Funktionen des kognitiven Be-reichs gehören Bewusstsein, Aufmerksamkeit, Vorstellungen und Gedächtnis. Dieeinzelnen kognitiven Operationen hingegen sind Wahrnehmen, Denken und Han-deln. Bild 2.3 zeigt in einem Überblick den kognitiven Bereich mit den kognitivenFaktoren und verschiedenen Wechselwirkungen zwischen den einzelnen Faktorenund Bereichen außerhalb des kognitiven Bereichs.
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 13
Das Bewusstsein ermöglicht die Präsenz von Wahrnehmungs-, Gedächtnis- undVorstellungsinhalten und führt sie dem Denken zur Verarbeitung der Informationzu. Die Präzision eines kognitiven Prozesses wird unter anderem durch den Graddes Bewusstseins bestimmt, der unmittelbar mit der Aufmerksamkeit zusammen-hängt. Wird beispielsweise einem Gegenstand der Wahrnehmung, des Denkensoder des Handelns eine größere Aufmerksamkeit gewidmet, so resultiert daraus einhöherer Grad des Bewusstseins, sodass der kognitive Prozess präziser ausgeführtwird. Die beschränkte Kapazität des Bewusstseins, die auch als Enge des Be-wusstseins bezeichnet wird, führt zu einer sequentiellen Informationsverarbeitunginnerhalb eines bewusst kognitiven Prozesses, der in Abschnitt 2.3.7 näher be-schrieben wird [24].
Aufmerksamkeit ist ein kognitiver Faktor mit zentraler Bedeutung, der die Aus-richtung der Konzentration auf Gegenstände der Wahrnehmung, des Denkens oderdes Handelns lenkt. Dadurch wird der gerade fokussierte Sachverhalt genau erfasstund behalten. Je stärker die Anspannung der Aufmerksamkeit ist, desto stärkerwird der fokussierte Bereich eingeengt. Eine detaillierte Beschreibung der Auf-merksamkeit erfolgt unter anderem in Hinblick auf verschiedene Arten der Auf-merksamkeit und der Aufmerksamkeitssteuerung in Abschnitt 2.3.6.
Bewusstsein, Aufmerksamkeit, Vorstellungen
Wahrnehmen vonGegenständen undVorgängen der Außenwelt
Randbedingungen: Umweltfaktoren, Betriebs- und Sicherheitsvorschriften, Arbeitsverfahren
War
teP
rod
ukte, E
rgeb
nisse
Bild 2.3: Kognitive Faktoren und ihre Wechselwirkungen [24]
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 14
Vorstellungen sind Repräsentationen von früher bereits Wahrgenommenem oderim kognitiven Bereich Erdachtem. Als übergreifende Funktion im kognitiven Be-reich stellen Vorstellungen das Material für das Denken bereit. Es wird zwischenallgemeinen Vorstellungen wie zum Beispiel theoretischen Modellen und Einzel-vorstellungen, die anschauliche Dinge vergegenwärtigen, unterschieden.
Das Gedächtnis als weiterer kognitiver Faktor mit übergreifender Funktion istdurch die Fähigkeit gekennzeichnet, Wahrgenommenes, Erlebtes und Erdachtes fürunterschiedlich lange Zeitspannen zu speichern und dem Bewusstsein bei Bedarfwieder zur Verfügung zu stellen. Die große Bedeutung des Gedächtnisses für denkognitiven Bereich liegt in der Bereitstellung von Wissen für die Verarbeitung undBewertung aktueller Daten. Die Menge und die Dauer der Speicherung hängen vonden Eigenschaften der Daten, den Randbedingungen und den Zielen des Menschenab, wobei die Art der Darstellung und die Organisation der Daten eine entschei-dende Rolle spielen.
Es werden drei Arten von Gedächtnis unterschieden: Das sensorische Gedächtnisermöglicht das Zusammensetzen von Konfigurationen (zum Beispiel eines Bilds)und Geschehensabläufen unmittelbar nach der Wahrnehmung für eine Dauer bis zueiner Sekunde. Das sensorische Gedächtnis stellt die Grundlage für die Wahrneh-mung kontinuierlicher Abläufe und das Vergleichen von Wahrnehmungsinhaltendar.
Das Kurzzeitgedächtnis, das auch als Arbeitsgedächtnis bezeichnet wird, dient derErfassung eines Sachverhalts, der aus mehreren einzelnen Elementen zusammen-gesetzt ist. Hierzu gehört zum Beispiel das Verfolgen von komplexen Vorgängenin einem technischen System mit auf mehreren Sichtgeräten verteilten Anzeigen.Das Kurzzeitgedächtnis ist in der Lage fünf bis neun Informationseinheiten, so ge-nannte Chunks, abrufbar über eine Zeitspanne von einigen Sekunden zu speichern[14]. Zudem stellt das Kurzzeitgedächtnis eine grundlegende Begrenzung der geis-tigen Kapazität des Menschen dar, weil bei Überschreitung der Kapazität desKurzzeitgedächtnisses eine angemessene Funktion mentaler Prozesse nicht mehrgewährleistet ist. Im Kurzzeitgedächtnis werden die aufgenommenen Informatio-nen nach relevanten Strukturen durchsucht, um gegebenenfalls im Langzeitge-dächtnis dauerhaft hinterlegt zu werden.
Das Langzeitgedächtnis ist der spezielle Speicher für lebenslang durch Erfahrun-gen, Lernen oder den Umgang mit technischen Systemen erworbenes Wissen. Alleneuen Erfahrungen wirken über das Denken auf das im Langzeitgedächtnis schonvorhandene Wissen und helfen, es immer weiter zu verfeinern und zu erweitern.Das Langzeitgedächtnis weist eine fast unbegrenzte Speicherdauer und Kapazität
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 15
auf [24]. Die Funktionen des Langzeitgedächtnisses sind beispielsweise beim Er-kennen und Beurteilen der Bedeutung von angezeigten Messwerten beteiligt.
Die Wahrnehmung als kognitive Operation ist ein psychophysischer Prozess, beidem physikalische Reize über die Sinnesorgane des Menschen aufgenommen undbewusstseinsfähig gemacht werden. Dabei findet ein ständiger Wirkungsaustauschzwischen Gegenständen der Wahrnehmung und dem Denken als weitere kognitiveOperation statt, um ein zutreffendes, prägnantes Bild über Vorgänge und Verhält-nisse in der Umwelt des Menschen zu erhalten [24].
Das Denken als wesentlicher Teil der Informationsverarbeitung dient prinzipielldem Lösen von Aufgaben, wobei es unter den kognitiven Faktoren organisierend,ordnend und steuernd wirkt. Die Grundfunktionen des Denkens sind dabei das Er-zeugen von Vorstellungen und Begriffen, das Erfassen, Bestimmen und Ordnen ih-rer Beziehungen sowie das Urteilen und Schlussfolgern. Denken organisiert sichselbst und setzt dabei alle kognitiven Faktoren integrierend ein.
Die Prozesse der Wahrnehmung als Informationsaufnahme und des Denkens alsInformationsverarbeitung verdeutlicht Bild 2.4. Das dargestellte Stufenmodell ist
Voraussetzung Operation Objekt
Zielsowie Kenntnis der Situation
und der Entscheidungskriterien
KonzeptKonvention bei Kommunikation
Wissen
Vergleichsmusterdessen Zugehörigkeit zu einer
Gattung sowie Bedeutung (Kode).Bei Mehrdeutigkeit auch Kontext
größer Unterschied-empfindlichkeit
oberhalbReizschwelle
Wa
hrn
ehm
en
Info
rmatio
nsa
ufn
ahm
eIn
form
atio
nsv
erarb
eitu
ng
Entscheidenund ggf. Anstoßzum Handeln
Verstehen
Einordnenin Zusammenhänge:
bekannt - neu?
Interpretieren(Dekodieren)
ErkennenHerauslösen einer
"Gestalt" (Identifizieren)
Unterscheidenin Raum, Zeit, Intensität
usw. (Diskriminieren)
Entdeckendass Reize existieren
(Detektieren)
ErkenntnisAussage
Information
Bedeutungz.B. Buchstabe "E"
Muster, FigurUmgehung beinicht kodierten
Reizen
Empfindung
Reizebzw. Signale, wenn
Reize kodiertPer
zep
tion
De
nken
Bild 2.4: Stufenmodell des Wahrnehmens nach [14]
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 16
eine mögliche Erklärung dieser komplexen Vorgänge, die schwer verständlich undunvollkommen erforscht sind [14]. Die einzelnen Stufen des Modells entsprechenOperationen des Wahrnehmens und des Denkens, die sich allerdings nicht mit der-art ausgeprägten Grenzen ausmachen lassen. Die Anordnung der Stufen innerhalbdes Modells kann als Ablauf betrachtet werden und soll andeuten, dass zum Aus-führen einer Operation erst alle im Modell tiefer eingestuften Operationen durch-geführt sein müssen. Die Operation des Erkennens in Bild 2.4 entspricht derWahrnehmung von Formen als kognitive Operation in Bild 2.3 und das Einordnenin Zusammenhänge in Bild 2.4 dem Erkennen in Bild 2.3 als Grundfunktion desDenkens.
Die Reizaufnahme als erste Stufe der Informationsaufnahme in Bild 2.4 erfolgtüber die Sensorik als ein auf die Sinnesorgane bezogener peripherer Prozess. DerMensch besitzt verschiedene Sinnesorgane, die jeweils selektiv auf Änderungender physikalischen Energie eines Reizes ansprechen. Für Mensch-Maschine-Sys-teme wichtige Wahrnehmungssysteme sind [46]:
das visuelle System (Gesichtssinn)
das auditive System (Gehörsinn)
das Vestibularsystem (Gleichgewichtssinn)
das olfaktorische System (Geruchssinn)
das haptische System (Tastsinn)
das propriozeptive System (Tiefensensibilität)
Die Wahrnehmungssysteme können prinzipiell als Eingabe-Kanäle betrachtet wer-den, die unter anderem durch ihre Kanalkapazität als maximale Aufnahmekapazitätfür die entsprechenden Reize beschrieben werden. Der besonders wichtige visuelleKanal besitzt eine Aufnahmekapazität von 107 Bits/sec und der auditive Kanal eineKapazität von 3,5∙104 Bits/sec [14]. Für die Entwicklung eines Visualisierungs-systems ist nur der visuelle Kanal von Interesse, sodass im weiteren Verlauf dieserArbeit ausschließlich dieser Kanal und die zugehörigen Prozesse der visuellenWahrnehmung berücksichtigt werden.
Die beiden nächsten Stufen der Informationsaufnahme des Modells in Bild 2.4beinhalten das Erkennen und Interpretieren von Formen und Mustern. Im Gegen-satz zur Perzeption sind an diesen beiden Operationen der Wahrnehmung auch hö-here Nervenzentren im Gehirn und damit kortikale Prozesse beteiligt. Dabei exis-tiert keine eindeutige deterministische Beziehung zwischen den physikalisch mess-
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 17
baren Größen und der subjektiven Wahrnehmung. Optische Täuschungen belegendiese Aussage [44]. Durch das Erkennen und Interpretieren als eigentlicher Prozessder Wahrnehmung werden aus den aufgenommenen Lichtreizen durch die Vor-gänge der Mustererkennung und Merkmalsbildung Formen und Informationen ab-geleitet. Diese abgeleiteten Informationen und nicht die aufgenommenen Datenbzw. Reize werden im Kurzzeitgedächtnis für die weitere Bearbeitung gespeichert.
Die beiden Operationen Erkennen und Interpretieren sowie die Operationen desDenkens als Informationsverarbeitung haben eine große Bedeutung für die Kon-zeption eines Visualisierungssystems. Aus diesem Grund werden sie in den fol-genden Abschnitten näher erläutert.
2.3.3 Figur-Grund-Wahrnehmung
Eine Aufgliederung und Strukturierung des Wahrnehmungsbereichs durch dasWahrnehmungssystem ist die Grundvoraussetzung für alle weiteren kognitivenProzesse. Durch eine unbewusste Aufteilung des Wahrnehmungsfelds in Figur undGrund wird der kognitive Bereich stark entlastet, und es wird ihm tendenziell nurdas Wesentliche übermittelt. Von der Wahrnehmung wird bei dieser Aufteilungdas bevorzugt, was sich durch Farbe, prägnante Form, Größe, Helligkeit oder Be-wegung als Figur vom Hintergrund abhebt. Der Hintergrund wird hierbei im All-gemeinen nicht wahrgenommen, es sei denn die Aufmerksamkeit wird bewusst aufihn gerichtet.
Formen werden prinzipiell von der Wahrnehmung aus geschlossenen Konturengebildet, die eine Grenze zwischen Flächen unterschiedlicher Helligkeit darstellen.Nach der Aufteilung des Wahrnehmungsfelds in Figur und Grund ist jeweils nurdie Interpretation eines Reizmusters möglich, entweder nur die Figur bzw. derVordergrund oder nur der Grund bzw. Hintergrund.
Entscheidend für eine leichte Gliederbarkeit des Wahrnehmungsfelds in Figur undGrund ist das Ausmaß des Kontrasts zwischen Farbe, Form, Größe, Helligkeit oderBewegung und dem Hintergrund. Ein klares Figur-Grund-Verhältnis ist damitVoraussetzung für eine übersichtliche und gut erfassbare Anzeige. Zur Herstellungeines guten Figur-Grund-Verhältnisses soll zum Beispiel der Helligkeitskontrastzwischen Figur und Hintergrund mindestens das Verhältnis 1:3 aufweisen [24]. Fi-guren ist durch ihre Größe, prägnante Form und scharfe Begrenzungslinien einverbesserter Kontrast zum Hintergrund zu verleihen.
Der Hintergrund selbst ist weitgehend unauffällig zu gestalten. Er soll Figuren her-ausheben und nicht einebnen oder in Konkurrenz mit ihnen treten. In empirischen
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 18
Studien wurde nachgewiesen, dass die Wahl eines unbunten Hintergrunds deutli-che Vorteile für die Wahrnehmung im Vergleich zu einem bunten Hintergrundaufweist. Die beiden Extrema Schwarz und Weiß eines unbunten Hintergrundsweisen gleichgewichtige Vor- und Nachteile auf, sodass die Verwendung einesGrautons als Kompromiss empfohlen wird [15]. Für die Darstellung farbiger Ele-mente im Vordergrund ist ein Grauton zwischen Dunkelgrau und Mittelgrau zuverwenden, wobei für jeden Anwendungsfall der optimale Grauton experimentellzu ermitteln ist.
2.3.4 Gesetze der Wahrnehmung
Nach der Perzeption der physikalischen Reize erfolgt das Erkennen als weitereOperation des Wahrnehmens, bei der bewusstseinsfähige und damit anschaulicheGegenstände für die weitere Interpretation der Information abgeleitet werden. Diehierzu ablaufenden Vorgänge der Mustererkennung und Merkmalsbildung folgenfesten Gesetzmäßigkeiten. Diese Gesetze der Wahrnehmung werden nicht vomDenken beeinflusst und gelten für alle Menschen gleich [24]. Sie beschreiben, wel-che Wahrnehmungen entstehen, wenn bestimmte Reizbedingungen gegeben sind.Da sich aus den Gesetzen der Wahrnehmung wichtige Hinweise zur Gestaltung ge-eigneter Anzeigen ableiten lassen, werden einige für die Konzeption eines Visuali-sierungssystems relevante Gesetze im Folgenden vorgestellt.
• Das Prägnanzgesetz ist das zentrale Gesetz der Gestaltungspsychologie undwird auch als Gesetz der guten Gestalt oder als Gesetz der Einfachheit bezeich-net. Nach dem Prägnanzgesetz wird jedes Reizmuster so gesehen, dass die re-sultierende Struktur so einfach wie möglich ist [33]. Das gesamte Wahrneh-mungsfeld wird derart erfasst und aufgegliedert, dass dem Bewusstsein nur dasWesentliche einzelner Gegenstände der Wahrnehmung in möglichst klarer, ein-facher, regelmäßiger und optimal ausgeprägter Weise erscheint [24]. Auch fürkomplexe Darstellungen werden durch das Prägnanzgesetz übersichtliche Glie-derungsverhältnisse geschaffen.
Als Folge der Prägnanztendenz bevorzugt die Wahrnehmung einfache, regel-mäßige Gestalten wie gerade Linien, Kreise und Quadrate im Vergleich zu be-liebig unregelmäßigen Formen. Diese so genannten prägnanten Gestalten bzw.Grundformen werden leichter, früher und genauer gesehen, zuverlässiger beur-teilt und besser im Gedächtnis behalten als unregelmäßige Gestalten. Die Emp-findlichkeit für Veränderungen an der Form ist bei prägnanten Gestalten stärkerals bei weniger regelmäßigen Gestalten ausgeprägt. Dies resultiert in einer be-sonders starken Sensitivität des Menschen für Symmetrien und Unsymmetrien,
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 19
die zum Beispiel für Formkodierungen genutzt werden kann. Prägnante Grund-formen haben zudem eine Wirkung auf den Betrachter: Symmetrische Formenwirken stabil, geordnet und ausgeglichen und können deshalb zur Kodierungeines Sollzustands verwendet werden. Unsymmetrische Formen wirken hinge-gen instabil, ungeordnet und zwingen zum genauen Hinsehen. Sie eignen sichdaher zur Kodierung einer Abweichung vom Sollzustand. Die Prägnanztendenzkann auch für eine leichtere und schnellere Aufnahme einzelner Elemente, diezu prägnanten Formen gruppiert und angeordnet werden, verwendet werden.
• Das Gesetz der Nähe besagt, dass unter sonst gleichen Bedingungen eng zu-sammen liegende Objekte als eine Gruppe wahrgenommen werden und als zu-sammengehörig erscheinen (vgl. Bild 2.5). Der Abstand der einzelnen Elementeuntereinander ist für die Bildung von Gruppen ausschlaggebend. Für eineGruppenbildung muss er kleiner als oder in der gleichen Größenordnung seinwie die geometrischen Abmessungen der Elemente.
Für die Gestaltung von Anzeigen eines Visualisierungssystems hat das Gesetzder Nähe eine große Bedeutung. Durch die Gruppierung einzelner Anzeigen-elemente lässt sich beispielsweise eine funktionale Zusammengehörigkeit dar-stellen.
• Das Gesetz der Gleichheit bzw. Gleichartigkeit besagt, dass Elemente einerDarstellung auch über große Abstände hinweg als zusammengehörig erschei-nen, wenn eine Gleichartigkeit im Hinblick auf Farbe, Form, Größe und Ver-halten bzw. Bewegung gegeben ist (vgl. Bild 2.5). Beispielsweise führt einegleichzeitige und gleich gerichtete Bewegung mehrerer Elemente einer Mengesonst ruhender Elemente zu einer gemeinsamen Wahrnehmung der jeweils ru-henden und bewegten Elemente. Die Gleichheit der Farbe hat die stärkste Wir-kung. Das Gesetz der Gleichheit wirkt im Vergleich zum Gesetz der Näheselbst über größere Distanzen stärker [24].
Gesetz der NäheGesetz der
GeschlossenheitGesetz der Gleichheit
Bild 2.5: Beispiele für die Gestaltungsgesetze
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 20
• Das Gesetz der Geschlossenheit bzw. der guten Gestalt beschreibt die Tendenzder Wahrnehmung Muster derart zu ergänzen, dass eine möglichst „gute“ Formoder geschlossene Gestalt erreicht wird. Die drei spitzen Winkel in Bild 2.5 zurVerdeutlichung des Gesetzes der Geschlossenheit werden sofort zu einem Drei-eck als gute Form ergänzt. Gleichzeitig wird die Darstellung auch als zweiübereinander liegende Dreiecke interpretiert, wobei das obere, ergänzte, weißeDreieck das untere Dreieck teilweise verdeckt. Nicht geschlossene Formenwerden daher oft ausgefüllt, weil geschlossene Formen prägnanter als offenesind. Weiterhin besitzt jede gekrümmte Linie und jeder Winkel eine Außen-und eine Innenseite. Die Innenseite wird oftmals zu einer Figur, selbst wenn dieFigur dann nicht ganz von der Linie bzw. dem Winkel umschlossen wird.
Das Gesetz der Geschlossenheit hat ebenfalls eine stärkere Wirkung als das Ge-setzt der Nähe. Es kann bei der Gestaltung von Visualisierungssystemen genutztwerden, um funktional zusammengehörige Elemente trotz ihrer Nähe oderGleichheit zu anderen Elementen zum Beispiel durch einen Rahmen zu grup-pieren oder durch eine Trennlinie von diesen zu separieren.
2.3.5 Wahrnehmung und Einsatz von Farbe
Da es sich bei der Farbwahrnehmung um ein sehr komplexes und umfangreichesGebiet handelt, können an dieser Stelle nur einige für die Konzeption eines Visua-lisierungssystems wichtige Aspekte angegeben werden. Es folgt zunächst ein kur-zer Überblick mit den wichtigsten Begriffen zum Thema Farbwahrnehmung. An-schließend werden wichtige Hinweise und Empfehlungen für den Farbeinsatz inMensch-Maschine-Systemen angegeben, die bei der Konzeption eines Visualisie-rungssystems zu berücksichtigen sind. An dieser Stelle sei für detailliertere In-formationen auf die entsprechenden Normen, Richtlinien und Empfehlungen ver-wiesen [15, 16, 18, 19, 20, 23, 28, 59, 60, 61].
Das visuelle System des Menschen kann ca. sieben Millionen Farbnuancen beietwa 150 Farbtönen unterscheiden, wenn die Farben gemeinsam zu sehen und da-bei zu vergleichen sind [15]. Die physiologische Farbwahrnehmung im Auge er-folgt über Zäpfchen und Stäbchen auf der Netzhaut. Verschiedene Arten von Zäpf-chen reagieren jeweils unterschiedlich auf bestimmte Wellenlängen des einfallen-den Lichts und absorbieren diese Frequenzbereiche besonders stark. Sie sind damitin der Lage die Chrominanz, die ein Maß für die Buntheit einer Farbe darstellt unddurch den Farbton und die Farbsättigung beschrieben wird, wahrzunehmen. DerFarbton wird von der Wellenlänge des Lichts bestimmt. Die Farbsättigung bzw.die Farbintensität gibt hingegen an, wie groß der Anteil von Weiß an einer Farbe
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 21
ist. Der vom menschlichen Auge insgesamt wahrnehmbare Wellenlängenbereicherstreckt sich von ca. 380 nm für violettes Licht bis ca. 780 nm für rotes Licht. DieStäbchen auf der Netzhaut nehmen dagegen die Luminanz einer Farbe auf, die mitder subjektiv empfundenen Helligkeit korrespondiert. Die psychologische Farb-wahrnehmung erfolgt anschließend durch das Zusammensetzen des eigentlichenFarbreizes im Gehirn. Der durch das Auge vermittelte Sinneseindruck führt beimBetrachter zu einer Empfindung namens Farbvalenz.
Beim Einsatz von Farbe in einem Visualisierungssystem muss berücksichtigt wer-den, dass Farben eine bestimmte Wirkung auf den Menschen haben. Die FarbeBlau wird beispielsweise meist mit etwas Kühlem assoziiert, Grün wirkt beruhi-gend auf den Menschen und rote bzw. violette Farbtöne erregen Aufmerksamkeit[15]. Zudem existiert eine gewisse ästhetische Wirkung von Farben auf den Men-schen. Ein sattes Blau als Hintergrundfarbe wird oftmals als deutlich schöner emp-funden als ein Grauton. Da Farbe das Leistungsvermögen des Menschen bei fal-scher Auswahl nachweislich auch reduzieren kann, ist bei der Farbwahl für ein Vi-sualisierungssystem auf Funktionalität und nicht auf Schönheit zu achten [15]. DieHinweise zur Auswahl eines grauen Hintergrunds in Abschnitt 2.3.3 trotz der äs-thetischen Wirkung von Blau als Hintergrund sind ein Beispiel hierfür.
Durch den richtigen Einsatz von Farbe in Mensch-Maschine-Systemen kann eineenorme Unterstützung der visuellen Informationsaufnahme und -verarbeitung er-reicht werden. Farbe ermöglicht ein schnelleres und leichteres Auffinden, Klassifi-zieren und Interpretieren von Information und erhöht die Informationsdichte einerDarstellung. Weiterhin lässt sich Farbe zur effektiven Steuerung der Aufmerksam-keit des Benutzers verwenden. Um diese Vorteile eines Farbeinsatzes wirklich nut-zen zu können, müssen einige Empfehlungen und Richtlinien für eine sinnvolleVerwendung von Farbe in Mensch-Maschine-Systemen berücksichtigt werden:
Generell sind Farben im Gesamtsystem konsistent einzusetzen. Bei der Ver-wendung von Farben zur Kodierung bestimmter Zustände müssen die Farben inallen Bereichen eine einheitliche Bedeutung haben [45].
Auf Statusänderungen im System kann der Benutzer durch entsprechende Farb-änderungen hingewiesen werden, sodass seine Aufmerksamkeit auf den rele-vanten Bereich gelenkt wird (vgl. Abschnitt 2.3.6).
Die Suchzeiten und das Merken von Details grafischer Darstellungen lassensich erheblich verbessern, wenn Farbe und Form redundant zur Kodierung ver-wendet werden. Auf diese Weise werden immer zwei Reize für die Aufmerk-
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 22
samkeitssteuerung genutzt. Besonders effektiv ist eine redundante Form-Farb-Kodierung bei der Darstellung von Zuständen eines Systems [15].
Nach dem Prinzip der gestuften Aufmerksamkeit sollen Farben für die Kodie-rung bestimmter Informationen so eingesetzt werden, dass Wichtiges auffälligerwirkt als weniger Wichtiges. Dies kann über den Kontrast des Objekts zumUntergrund, den Farbunterschied zu anderen Objekten und die Ausdehnung desfarblich kodierten Objekts erzielt werden [15].
Farbpaare, die im Spektrum eng beieinander liegen, können leicht verwechseltund sollen nicht direkt nebeneinander dargestellt werden. Besonders schwierigsind diese Farbpaare zu unterscheiden, wenn sie eine hohe Helligkeit besitzen.Ein weißer Untergrund vermindert die Unterscheidbarkeit dieser Farbpaarenoch weiter. Die Kombinationen Rot/Orange, Blau/Violett und Grün/Cyan sindBeispiele für derartige Farbpaare [23].
Die Anzahl gleichzeitig dargestellter Farben ist so gering wie möglich zu hal-ten. Für eine genaue Identifizierung von Objekten wird eine Obergrenze von elfund für eine schnelle Suche oder Interpretation aus dem Gedächtnis heraus eineObergrenze von sechs gleichzeitig dargestellten Farben empfohlen [23].
Zur Kodierung von Zuständen durch Farbe sollen deren Wirkung auf den Men-schen und allgemein bekannte Bedeutungen ausgenutzt werden. Zu verwen-dende Farben sind beispielsweise Rot für Gefahr bzw. Dringlichkeit, Gelb fürWarnung bzw. einen abnormalen Zustand und Grün für Sicherheit bzw. einennormalen Zustand als jeweils voll gesättigte Signalfarben [15].
Verschiedene, anwendungsbezogene Richtlinien zur Farbkodierung gebenweitere Hinweise zum Farbeinsatz. Allerdings sind diese Richtlinien unterein-ander nicht immer konsistent, sodass gegebenenfalls für einzelne Anwendungs-fälle die geeigneten Farben speziell ausgewählt werden müssen. Nach [44] wirdzum Beispiel Violett für Fehlermeldungen, Blau für Sollwerte und Braun fürIstwerte empfohlen. Dagegen ist in [15] Hellgrün für Istwerte angegeben.Schrift sollte in einer dezenten Farbe mit geringem Kontrast und Gitterlinien inGrau dargestellt werden.
2.3.6 Aufmerksamkeit
Auf den Menschen wirken durchweg so viele Reize aus der Umwelt ein, dass ernicht in der Lage ist, sie alle wahrzunehmen. Er muss daher die wahrzunehmendenReize auswählen, wobei er durch Motive und Erwartungen gesteuert wird [14].Aufmerksamkeit als zentraler kognitiver Faktor (vgl. Abschnitt 2.3.2) bewirkt die
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 23
Ausrichtung des Interesses auf bestimmte Gegenstände der Wahrnehmung, desDenkens oder des Handelns. Der Mensch kann seine gesamte Aufmerksamkeit da-bei unterschiedlich und in gewünschter Weise auf verschiedene Teilprozesse derInformationsübertragung aufteilen (vgl. Bild 2.6). Er kann für jede Arbeitstätigkeitund Aufgabe eine geeignete Aufmerksamkeitsverteilung erlernen. Im Extremfallkann eine schlecht gewählte Aufmerksamkeitsverteilung aber auch zu menschli-chen Fehlhandlungen führen. Bei einer bewussten Ausrichtung der Aufmerksam-keit auf bestimmte Gegenstände der Wahrnehmung werden je nach Zielsetzung be-stimmte Sinneseindrücke zu Lasten anderer bevorzugt.
Generell wird zwischen willkürlicher und unwillkürlicher Aufmerksamkeit unter-schieden. Die willkürliche Aufmerksamkeit stellt die absichtliche, angespannteZuwendung zu einer Aufgabe oder Tätigkeit dar. Es handelt sich also um eine be-wusste Konzentration, die jedoch nicht lange aufrecht erhalten werden kann. Schonnach ca. 30 Minuten kann es bei der durchzuführenden Aufgabe zu Leistungsab-fällen von 30% und mehr kommen. Insbesondere ein Visualisierungssystem fürÜberwachungsaufgaben erfordert durch das häufige Absuchen von Einzelanzeigen,an denen sich kaum merkbare Veränderungen vollziehen, eine große Dauer-Auf-merksamkeit (Vigilanz). Eine große Vigilanz stellt eine hohe Belastung für denMenschen dar.
WahrnehmungEntscheidung
undAntwortauswahl
Antwort-ausführung
Arbeits-gedächtnis
Langzeit-gedächtnis
Gedächtnis
Rückkopplung
Antworten
SensorischerKurzzeit-speicher
Aufmerksamkeits-ressourcen
Bild 2.6: Aufteilung der Aufmerksamkeit bei der Informationsübertragung [44]
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 24
Anlässe für eine willkürliche Aufmerksamkeit können Tätigkeitsziele, die genauanalysiert werden müssen, sowie unklare, komplexe Sachverhalte sein, bei denenversucht werden muss, durch genaue Analyse ihrer Details und ZusammenhängeKlarheit und Einsicht zu gewinnen [24].
Die unwillkürliche Aufmerksamkeit hingegen bezeichnet die Lenkung der Zuwen-dung ohne absichtliches Zutun des Menschen durch spontane Einfälle, Reize ausder Umgebung und unbewusst wahrgenommene Bewegungen wie blinkende Lam-pen. Es handelt sich um eine Art Tendenz zum Abschweifen von der wesentlichenAufgabe, die beim Menschen generell vorherrscht [24]. Warneinrichtungen allerArt lenken die Aufmerksamkeit beispielsweise unwillkürlich auf sich.
Bei Überwachungstätigkeiten in Visualisierungssystemen ist generell die Verwen-dung der unwillkürlichen Aufmerksamkeit anzustreben, da sie weniger belastendist als die willkürliche Aufmerksamkeit. Dies erfordert, dass der Mensch auf denBereich, auf den er seine Aufmerksamkeit richten soll, durch neue, auffällige An-zeigen hingewiesen werden muss (Aufmerksamkeitssteuerung). Hierzu lassen sichSignale mit unterschiedlicher Auffälligkeit verwenden. Die Auffälligkeit einesSignals beschreibt dessen Eigenschaft, sich von der Umgebung oder von anderenSignalen abzuheben. Sie ist zum Beispiel abhängig vom Objekt-Hintergrund-Kon-trast, von der Fläche des Objekts als Signal und vom Grad einer Änderung desObjekts. Tabelle 2.1 gibt für verschiedene Signale den Grad der Auffälligkeit unddie relevanten Einflussgrößen an [45]. Akustische Signale besitzen demnach diegrößte Aufmerksamkeit und die Luminanz einer Farbe wirkt auffälliger als derenChrominanz.
Signal Einflussgrößen
akustisches Signal • Intensität des Signals
• Hintergrundgeräusche
veränderliches optisches Signal(Intensität/Ort)
• Grad der Änderung
• Fläche des Objekts
• Objekt-Hintergrund-Kontrast
Luminanz einer Farbe • Fläche des Objekts
• Objekt-Hintergrund-Kontrast
Chrominanz einer Farbe • Fläche des Objekts
• Objekt-Hintergrund-Kontrast
Tabelle 2.1: Auffälligkeit von Signalen [45]
Au
ffä
lligk
eit
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 25
2.3.7 Informationsverarbeitung
Der Prozess der menschlichen Informationsverarbeitung in Form des Denkens, indem durch ständigen Informationsaustausch mit dem Arbeitsgedächtnis eine Aus-wahl möglicher Alternativen als Antwort auf Reize erfolgt, schließt sich der zuvorbeschriebenen Wahrnehmung an. Er wird im Folgenden wegen des begrenztenRahmens dieser Arbeit in einer stark verkürzten Darstellung erläutert, wobei diewesentlichen Gesichtspunkte für die Konzeption eines Visualisierungssystems je-doch ausreichend Berücksichtigung finden.
Für die Betrachtung der menschlichen Informationsverarbeitung existieren in derLiteratur verschiedene Konzepte [44]. In dieser Arbeit wird auf ein kognitions-orientiertes Konzept zurückgegriffen, das von kognitiven Verarbeitungsprozessenim Menschen ausgeht. Dabei stehen hier vor allem die Beschreibungen in [64] imMittelpunkt, die fachgebietsübergreifend auch bei Psychologen große Beachtunggefunden haben und allgemein anerkannt sind [44].
Psychische Prozesse stellen die geistigen Hilfsmittel für die Informationsverarbei-tung des Menschen bereit. Sie werden unterschieden in Prozesse mit sensomotori-scher, kognitiver und affektiver Natur. Der affektive, d.h. gefühlsmäßige Prozessist für die Problemstellung dieser Arbeit nicht relevant, sodass hier ausschließlichder sensomotorische und der kognitive Prozess betrachtet werden.
Der sensomotorische Prozess ist dadurch gekennzeichnet, dass wahrgenommeneInformation aus sensorischen Eingaben ohne bewusste Entscheidungs- und Aus-wahlvorgänge unmittelbar in motorische Antworten umgesetzt werden [44]. InBild 2.7 verläuft der sensomotorische Informationsübertragungsprozess von densensorischen Eingaben über deren Wahrnehmung sowie über die Daten zur Erneu-erung und Synchronisierung eines geeigneten dynamischen Weltmodells nahezudirekt zur motorischen Koordination der Ausgabe-Handlungen. SensomotorischeProzesse laufen auf den Ebenen der analogen und parallelen Informationsver-arbeitung ab, sind weitgehend nicht bewusstseinspflichtig und teilweise automati-siert [44]. Das in [64] eingeführte dynamische Weltmodell besteht aus einzelnenmentalen oder inneren Modellen, die beispielsweise das dynamische Verhalten ei-nes technischen Systems und seiner Umgebung beschreiben. Für eine bestimmteArbeitstätigkeit wird jeweils ein geeignetes mentales Modell aus der Gesamtheitdes dynamischen Weltmodells ausgewählt. Mentale Modelle sind generell einespezielle Form von Modellen zur Wahrnehmung der Umwelt. Sie sind notwendigfür Voraussagen, Schlussfolgerungen und Entscheidungen und spiegeln das Vor-wissen, die Erwartungen und die Vorstellungen des Menschen wider. Mentale Mo-
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 26
delle bilden damit die Grundlage für alle Problemlösungsstrategien und Entschei-dungen.
Die Prozesse der Wahrnehmung, des dynamischen Weltmodells und der motori-schen Koordination arbeiten autonom. Sie ermöglichen es beispielsweise unmittel-bar aus den sensorischen Reizen Merkmale der Information zu bilden oder vorpro-grammierte Handlungsfolgen ablaufen zu lassen. Der Mensch erlernt diese Pro-zesse kontext- und aufgabenbezogen, sodass sie automatisiert werden und nichtmehr bewusstseinspflichtig sind. Erst dadurch ist eine schnellere Verarbeitungsge-schwindigkeit möglich.
Sensomotorische Prozesse sind an allen hochgeübten Arbeitstätigkeiten beteiligtund stellen den Hauptanteil bei rein manuellen Regelungstätigkeiten [44]. AufGrund ihrer geringen oder fehlenden Bewusstseinspflichtigkeit weisen sie ein sehrniedriges kognitives Niveau auf. Ein bewusst geführter psychologischer Prozessbesitzt hingegen ein höheres kognitives Niveau und wird als kognitiver Prozess imengeren Sinne oder bewusst kognitiver Prozess bezeichnet.
Bewusst kognitive Prozesse werden auch Erkenntnisprozesse genannt und in un-mittelbare und mittelbare Erkenntnisprozesse unterschieden [34]. Reine Über-wachungsaufgaben, bei denen Informationen wahrgenommen und behalten werdenmüssen, werden zu den unmittelbaren Erkenntnisprozessen gezählt und laufen mit
PhysiologischeWahrnehmung
Werteigenschaften
Funktionale Eigenschaften
Zustände undEreignisse
Sensorische Daten
LangzeitgedächtnisMentale Modelle
Verfahren, RegelnBezugsdaten
Dynamisches Weltmodell
Ziele
Ziel-kontrolle
Daten, Objekte,Ereignisse,
Eigenschaften
SequentiellerProzessor
Zielkontrolle
Kontrollebene und Aufmerksamkeitsausrichtung
Kurzzeitgedächtnis
Werte Modellauswahl
Wahrnehmungskontrolle
Daten
Simulationsergebnisse
Unterbrechungssignalfür bewusste Aufmerksamkeit
Sensorische
Eingaben
MotorischeKoordination
Muster
Handlungen
Bewegungen
Entdeckung von Ungleichheit
und Vieldeutigkeit
Eingabeinformation
Handlungs-kontrolle
symbolisch,sequentiell
analog,parallel
Ausgabe
Objekte undHintergrund
und SynchronisierungDaten zur Erneuerung
Ausgabe-Handlungen
Bild 2.7: Sensomotorischer und bewusst kognitiver Prozess nach [44]
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 27
hohem Bewusstsein ab. Die mittelbaren Erkenntnisprozesse beziehen sich dagegenauf das Gedächtnis und das Problemlösen.
Bild 2.7 verdeutlicht oberhalb der gestrichelten Linie den bewusst kognitiven Pro-zess. Hierbei handelt es sich um eine stark vereinfachte Darstellung, die der Veran-schaulichung dient und weder die psychischen Prozesse noch die physiologischenFunktionen korrekt abbildet [44]. Die Informationsverarbeitung beim bewusstkognitiven Prozess findet durch den sequentiellen Prozessor statt, der eine zentraleFunktion einnimmt. Er tauscht Informationen mit dem Langzeit- und Kurzzeitge-dächtnis aus, bestimmt die Kontrollebene sowie die Aufmerksamkeitsausrichtungund kontrolliert sowohl die Zielbildung als auch die Handlungsorganisation. AufGrund seiner sequentiellen Arbeitsweise ergibt sich eine vergleichsweise geringeVerarbeitungsleistung des bewusst kognitiven Prozesses. Die Verarbeitungskapa-zität des Bewusstseins wird durch die Leistungsfähigkeit des sequentiellen Prozes-sors maßgeblich bestimmt. Sie beträgt allgemein ca. 30 Bits/sec (vgl. Aufnahme-kapazität des visuellen Kanals ca. 107 Bits/sec), was zwei bis drei Chunks pro Se-kunde entspricht. Sie ist für unbekannte Eindrücke dagegen wesentlich geringer.Die Verarbeitungskapazität kann durch Übung und Beschränkung auf wesentlicheDetails vergrößert sowie durch Informationsüberfluss, steigende Komplexität undStöreinflüsse verringert werden. Bei einem zu großen Informationsangebot kanndie Verarbeitungsleistung zu gering sein, sodass der Mensch Fehlhandlungen be-geht oder sehr stark beansprucht wird.
Die geringe Verarbeitungsleistung des sequentiellen Prozessors und die bewussteInformationsverarbeitung erfordern die Verarbeitung komplexer Bedeutungsinhalteanstatt vieler einzelner Signaldaten. Komplexe Bedeutungsinhalte werden überSymbole, die sich aus Einzeldaten (Signale) ergeben, aus dem Gedächtnis abgeru-fen. Ein Symbol kennzeichnet eine Sache oder einen Bedeutungsinhalt und sollteleicht deutbar oder selbsterklärend sein. Eine einfache Linienzeichnung eines la-chenden Gesichts kann beispielsweise symbolisch ausdrücken, dass etwas positivzu bewerten ist. Der bewusst kognitive Prozess verläuft daher auf den Ebenen dersymbolischen und sequentiellen Informationsverarbeitung oberhalb der gestrichel-ten Linie in Bild 2.7.
Da die Netzüberwachung zu den bewusst kognitiven Prozessen gehört, sind diesefür die Konzeption eines Visualisierungssystems zur Unterstützung der Betriebs-führung elektrischer Energieversorgungssysteme bedeutsam. Daher wird die sym-bolisch-sequentielle Informationsverarbeitung beim bewusst kognitiven Prozess aneinem Beispiel aus dem Bereich der Netzzustandsbewertung elektrischer Energie-versorgungssysteme verdeutlicht.
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 28
Zur Beurteilung der Spannungssituation stehen dem Betriebspersonal in der Netz-leitstelle die Spannungsbeträge der Netzknoten zur Verfügung. Über die im Laufeder Zeit erworbenen Prozesskenntnisse ist das Betriebspersonal in der Lage, sichdie strukturellen und funktionellen Zusammenhänge innerhalb des Energieversor-gungsnetzes in einem mentalen Modell vorzustellen. Mit Hilfe dieses mentalenModells können die Spannungsbeträge als einzelne Signale organisiert und zuein-ander in Beziehung gesetzt werden, sodass ein Symbol zur Charakterisierung derSpannungssituation abgeleitet werden kann. Das Symbol ermöglicht den Abrufkomplexerer Bedeutungsinhalte über die Spannungssituation aus dem Gedächtnis.Die Ausgeglichenheit des Spannungsprofils kann beispielsweise mit einem Kreissymbolisiert werden.
Die mentalen Modelle auf der Ebene der bewusst kognitiven Prozesse stellen kog-nitive funktionelle Abbilder der Eigenschaften des technischen Systems (hier desEnergieversorgungsnetzes) und seiner Umgebung dar [44]. Sie ermöglichen esdem Betriebspersonal im genannten Beispiel die Lage der Spannungsbeträge zuSoll- und Grenzwerten sowie untereinander zu beurteilen und dadurch ein Symbolzur Kennzeichnung der gesamten Spannungssituation abzuleiten.
Die beschriebene Informationsverarbeitung führt bei einer sehr großen Informati-onsmenge wegen der vergleichsweise geringen Verarbeitungsgeschwindigkeit dessequentiellen Prozessors zu einer zeitaufwendigen und für den Menschen belas-tenden Aufgabe. Dies gilt vor allem für numerische Daten, da diese einzeln auf-genommen und verarbeitet werden müssen und die Vorteile der Wahrnehmungdurch prägnante Formen etc. nicht genutzt werden.
Bild 2.8 zeigt zwei Wahrnehmungsketten von der physiologischen Erfassung biszum Handeln als Antwort auf visuelle Reize. Im oberen Teil des Bilds werden dieEinzelinformationen in numerischer Form vermittelt. Nach der physiologischenErfassung müssen die Daten sequentiell aufgenommen, organisiert und zueinander
PhysiologischeErfassung
Daten inmentales
Modellübernehmen
Bedeutungs-inhalteableiten
HandelnDaten auf-
nehmen undorganisieren
PhysiologischeErfassung
A B CAABBCCDD
2366
5247
3213
Bedeutungs-inhalteableiten
Handeln
8
Bild 2.8: Verkürzte Wahrnehmungskette durch geeignete Visualisierung
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 29
in Beziehung gesetzt werden. Es folgt eine Übernahme in ein geeignetes mentalesModell, das dadurch auf die speziell vorliegende Situation angepasst wird. Es han-delt sich hierbei um eine Art Parametrierung des gewählten mentalen Modells fürdie aktuelle Situation. Schließlich kann das mentale Modell mit den aktuellen Da-ten interpretiert und durch Vergleiche mit im Langzeitgedächtnis gespeichertenModellen Bedeutungsinhalte für die aktuellen Informationen abgerufen werden.Unter Berücksichtigung entsprechender Zielvorgaben werden notwendige Hand-lungsschritte eingeleitet (vgl. Bild 2.7).
Bei einer geeigneten grafischen Präsentation der relevanten Daten, wie sie in Bild2.8 unten zu sehen ist, kann die zeitaufwendige Aufnahme und Organisation derDaten und die Übernahme in ein geeignetes mentales Modell entfallen. Vorausset-zung hierfür ist, dass durch die gewählte Art der Visualisierung direkt die gleichenBedeutungsinhalte zur Kennzeichnung der betrachteten Situation abgeleitet werdenkönnen, die sich über das parametrierte mentale Modell aus den Vergleichen mitden Modellen im Langzeitgedächtnis ergeben. Mit Hilfe der Eigenschaften dermenschlichen Wahrnehmung werden die kennzeichnenden Elemente der grafi-schen Darstellung extrahiert, mit denen die Bedeutungsinhalte abgeleitet werdenkönnen. Die grafische Darstellung wirkt damit als Symbol. Nach der physiologi-schen Erfassung der grafischen Information und dem Ableiten der Bedeutungsin-halte können damit direkt notwendige Handlungsschritte eingeleitet werden. DieVorteile dieser grafischen Darstellung sind eine schnellere Reaktion, eine fehler-freie und sichere Interpretation und eine geringere Belastung des Betrachters.
Das Ziel der Konzeption eines Visualisierungssystems ist demnach die Realisie-rung von aussagekräftigen Diagrammen zur Vermittlung der für die Beurteilungder jeweiligen Situation unter Berücksichtigung der gestellten Aufgabe notwendi-gen Bedeutungsinhalte.
2.3.8 Gestaltung aussagekräftiger Diagramme
Abschließend werden einige generelle Hinweise zur Gestaltung aussagekräftigerDiagramme angegeben, die sich teilweise als direkte Konsequenz aus den vorheri-gen Erläuterungen zur Wahrnehmung und Informationsverarbeitung ergeben oderdiese ergänzen. Weitere Hinweise können der Literatur sowie Normen, Richtlinienund Empfehlungen entnommen werden [15, 16, 22, 23, 26, 27, 28, 53, 59, 60, 61].
Generell gilt es bei der Konzeption aussagekräftiger Diagramme die Leistungs-grenzen der Sinne für eine gute Wahrnehmung zu beachten. Die Diagramme sollenhierzu
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 30
einen ausreichenden Kontrast (Figur-Grund-Verhältnis),
Elemente mit geeigneter Intensität (Helligkeit, Größe),
Konturschärfe (scharfe Ränder) und
eine gute Struktur (Übersichtlichkeit, Erkenn- und Unterscheidbarkeit von Ein-zelheiten)
aufweisen [24].
Für eine ausreichende Unterscheidbarkeit von Einzelheiten eines Diagramms istdas räumliche Auflösungsvermögen des Menschen zu beachten. Diese auch alsSehschärfe bezeichnete Eigenschaft des Menschen gibt den minimalen Abstandzweier benachbarter Punkte an, die von einem Betrachter in gegebener Entfernunggerade noch getrennt wahrgenommen werden können. Die Sehschärfe wird überden Sehwinkel angegeben, dessen Scheitelpunkt am Auge liegt und dessen Schen-kel das Sehobjekt einschließt. Diese Angabe ist damit unabhängig vom Sehab-stand. Für einzelne Bildelemente, bei denen eine genaue Identifikation über dieFarbe erforderlich ist, wird ein minimaler Sehwinkel von 30 bis 45 Winkelminutengefordert [23]. Dies entspricht bei einem Sehabstand von 70 cm einer Größe desBildelements von 6,1 mm bis 9,2 mm. Für das sichere Erkennen von gedrucktenZeichen zum Beispiel auf Skalen ist ein minimaler Sehwinkel von 12 Winkelmi-nuten und für Zeichen auf Bildschirmen von 15 Winkelminuten einzuhalten [14].
Bei der Verwendung unterschiedlicher Signale ist die absolute Unterscheidungs-leistung der menschlichen Wahrnehmung zu berücksichtigen. Unter der Vorausset-zung, dass insgesamt n diskrete Zustände eines Signals auftreten können, ist die inTabelle 2.2 für verschiedene Signalarten angegebene maximal unterscheidbare An-zahl diskreter Signalzustände einzuhalten.
Bei der Konzeption eines Visualisierungssystems sollen an der Aufgabe orientierteund keine graziösen Diagramme unter Verwendung natürlicher Kodierungen ver-wendet werden [53]. Natürliche Kodierungen greifen auf allgemein bekanntementale Modelle und Muster zurück, sodass das Diagramm intuitiv vom Betrachterzu erfassen ist und eine Erklärung des Diagramms nicht notwendig ist. Bei aufga-benorientierten Diagrammen bestimmt die Aufgabe das Aussehen der Darstellung,sodass auf solche Elemente des Diagramms verzichtet wird, die nicht für die ge-stellte Aufgabe benötigt werden. Dadurch wird der Rauschanteil beim Musterer-kennungsprozess des Betrachters verringert und eine schnellere Aufnahme der dar-gestellten Informationen ermöglicht. Dasselbe Ziel verfolgt die Forderung nachnicht graziösen Diagrammen, bei der alle nur „schön aussehenden“ aber für die
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 31
wesentliche Aussage des Diagramms irrelevanten Elemente entfernt bzw. gar nichterst implementiert werden. Die Verwendung von Dekorationen mag für einen au-ßenstehenden Betrachter zwar von Bedeutung sein, für den Benutzer des Dia-gramms ist es jedoch aus wahrnehmungspsychologischer Sicht vorzuziehen aufalle überflüssigen Details zu verzichten. Nur so kann eine visuelle Klarheit für einübersichtliches und aussagekräftiges Diagramm erreicht werden [51].
Die in Bild 2.9 angegebenen Darstellungen der topologischen Struktur eines elek-trischen Energieversorgungsnetzes sind ein Beispiel für Anzeigen mit unterschied-lich großer visueller Klarheit. Die rechtwinkelige Darstellung der Leitungen mitoftmals mehreren Liniensegmenten auf der linken Seite führt zu einer unübersicht-licheren Anzeige mit geringerer visueller Klarheit als die Darstellung auf der rech-ten Seite. Untersuchungen haben ergeben, dass durch die direkte Verbindung derNetzknoten mit geraden Linien die Struktur des Netzes schneller und zuverlässigererfasst wird, da diese Art der Darstellung die menschliche Wahrnehmung besserunterstützt [9].
Bild 2.9: Verschiedene Darstellungen der Netztopologie [9]
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 32
Zur Visualisierung von Zuständen eines technischen Systems soll eine Kodierungüber Symbole und Farben verwendet werden. Hierbei steht oftmals nicht die ex-akte Information sondern eine qualitative Aussage im Vordergrund, die eineschnelle Übersicht ermöglicht. Eine redundante Form-Farb-Kodierung ist zurKennzeichnung von Systemzuständen besonders gut geeignet [15].
2.4 Prozessvisualisierung
2.4.1 Aufgaben und Anforderungen
Unter dem Begriff Prozessvisualisierung ist allgemein das „Sichtbarmachen“ einesmeist technischen Prozesses zu verstehen. Visualisieren geht dabei auf das lateini-sche „visibel“ zurück und wird im allgemeinen Sprachgebrauch häufig mit demAnfertigen bildlicher Darstellungen gleichgesetzt. Präziser lässt sich die Visualisie-rung als Überführung von Daten, Sachverhalten, Zusammenhängen und anderen,ursprünglich nicht bildlich vorliegenden Informationen in eine meist grafischeDarstellung definieren [14]. Dabei sollen Informationen übersichtlich, einprägsamund leicht aufnehmbar dargestellt und verborgene Informationen sichtbar gemachtwerden. Die Prozessvisualisierung kann damit als Schaufenster zum jeweiligenProzess betrachtet werden.
Die Hauptaufgabe der Prozessvisualisierung besteht darin, den betrachteten Pro-zess hinsichtlich seines Zustands, seiner Struktur etc. für den menschlichen Pro-zessbediener transparent einsichtig und damit führbar zu machen [44]. Sie ist somitein Hilfsmittel für die Betriebsführung, um den Prozess zu beobachten, zu führenund möglichst in einem Sollzustand zu halten bzw. in diesen zurück zu führen.
Die Prozessvisualisierung hat sich von ihrer Thematik her zunehmend von der rei-nen Visualisierung technischer Prozesse zu einer allgemeinen Mensch-Maschine-Kommunikation (MMK) entwickelt. Bei dieser zweiseitigen Beziehung zwischenMensch und Maschine werden dem Menschen Daten unter Verwendung techni-scher Mittel über die Benutzeroberfläche zur Beobachtung zur Verfügung gestelltoder vom Menschen in die Maschine eingegeben. Die Prozessvisualisierung stelltdabei den maschinenseitigen Ausgabeteil der MMK dar und kommt dem stark vi-suell ausgeprägten Erfassungsvermögen des Menschen entgegen, da die Aufnah-mefähigkeit des Menschen bei bildlichen Darstellungen sehr viel größer ist als beialphanumerischen Beschreibungen [66].
Die Benutzeroberfläche (man-machine-interface bzw. Mensch-Maschine-Interface– MMI) als Sammelbegriff für alle wahrnehmbaren Komponenten einer Maschinezur Kommunikation mit ihrem Benutzer muss alle Funktionen für das Bedienen
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 33
und Beobachten des Prozesses bereitstellen. Die Benutzeroberfläche wird im all-gemeinen Sprachgebrauch oftmals mit der Prozessvisualisierung gleichgesetzt,auch wenn dies genau genommen nicht zulässig ist. Der Grund hierfür mag darinliegen, dass durch die Verwendung von Standards für fensterorientierte, vollgrafi-sche Benutzeroberflächen (graphical user interface – GUI) die Bedienung im Ver-gleich zur Ausgabe hochdynamischer Prozessbilder als eigentliche Aufgabe derProzessvisualisierung in den Hintergrund gestellt wird [51]. Dies gilt auch für dievorliegende Arbeit, bei der hauptsächlich die Erstellung geeigneter, dynamischerProzessbilder bzw. Diagramme für die Betriebsführung elektrischer Energiever-sorgungssysteme und nicht die Bedienung des Prozesses oder die Handhabung derBenutzeroberfläche im Mittelpunkt steht.
Die Anforderungen an eine geeignete Benutzeroberfläche im Hinblick auf eine In-formationsauswahl, -strukturierung und -verdichtung ergibt sich aus der unbestrit-tenen Aussage, dass selbst mit vollgrafischen Benutzeroberflächen dem Anwendernicht alle Daten gleichzeitig präsentiert werden können. Darüber hinaus wäre einesolche Darstellung auf Grund des begrenzten subjektiven Aufnahmevermögens desAnwenders sehr unübersichtlich wenn nicht sogar belastend. Die beiden Grundan-forderungen nach einer geeigneten Informationsverdichtung und angepassten, d.h.aufgabenorientierten und damit oftmals auch situationsabhängigen Informations-darstellung müssen von einer zu konzipierenden Benutzeroberfläche entsprechenderfüllt werden.
Das Ziel neuer Visualisierungskonzepte in der Leittechnik muss die Integration derFähigkeiten von Mensch und Leitsystem sein. Dabei soll das Leitsystem diemenschliche Leistungsfähigkeit durch die Visualisierung leicht verständlicher, aus-sagekräftiger Informationen über den Prozess unterstützen und dem Bediener fürdie Ausführung seiner Handlungen geeignete Hilfsmittel zur Verfügung stellen.Dieser umfassende, ganzheitliche Ansatz ist – im Gegensatz zur bisher überwie-genden anlagenorientierten Sichtweise bzw. Darstellung – kennzeichnend für dieDenkweise der Mensch-Prozess-Kommunikation (MPK), bei der das Prozessge-schehen selbst transparent gemacht und so das Betriebspersonal in seiner Arbeits-weise geeignet unterstützt werden soll [7, 58]. Das Prozessgeschehen ist hierbeinur mittelbar durch die Anzeigen der Bedienoberfläche einsehbar. Dies gilt in be-sonderer Weise für die Betriebsführung eines elektrischen Energieversorgungs-systems, da es sich über ein geografisch weit verteiltes Gebiet erstreckt. Für dienotwendige Einsicht in den Prozess können dem Betriebspersonal charakteristischeSystemgrößen des Prozesses angezeigt werden.
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 34
Die umfassende, ganzheitliche Sichtweise der MPK wird zunehmend auch im Be-reich der Betriebsführung elektrischer Energieversorgungssysteme gefordert. Hierfindet eine „bewußte Entwicklung vom »Betrieb vieler Schaltanlagen« zu einem»Systembetrieb«“ statt, die unter anderem die „Ermittlung und adäquate Darstel-lung von permanent sichtbaren Systemkenngrößen auf der obersten Überwa-chungsebene“ erfordert [57]. Das in dieser Arbeit entwickelte Visualisierungssys-tem für den globalen Netzzustand und seiner Teilbereiche erfüllt diese Forderung.
2.4.2 Bisherige Visualisierungen
Die Entwicklung aussagekräftiger, neuartiger Visualisierungen ist naturgemäß engmit dem technischen Fortschritt im Soft- und Hardwarebereich der eingesetztenComputer- und Sichtsysteme verbunden. Erst neue, leistungsfähigere Hardwarevor allem im Bereich der Anzeigegeräte schafft die Möglichkeit für neuartige Vi-sualisierungskonzepte und deren Umsetzung. Die technische Entwicklung bei denAnzeigegeräten erstreckt sich von den Anlagenschalttafeln und Mosaikwändenüber Vektorsichtgeräte und semigrafische Sichtgeräte bis zu den heutigen voll-bzw. punktgrafischen Sichtgeräten mit hoher Grafikauflösung auf Basis der Ras-tertechnik. Die vollgrafischen Sichtgeräte liefern im Vergleich zu den vorherigenAnzeigetechniken erheblich verbesserte Möglichkeiten zur Gestaltung der Anzei-gen und Bedienoberflächen. Hierzu gehören zum Beispiel die Fenstertechnik, dasVerschieben von Bildausschnitten (Panning), das Vergrößern und Verkleinern vonBildausschnitten (Zooming) und das Einblenden von unterschiedlichen Detail-informationen in Abhängigkeit von der gewählten Vergrößerung (Decluttering).Die Arbeitsbelastung des Benutzers ist jedoch durch die zusätzliche Verwaltungder einzelnen Fenster auf den Bildschirmen eher größer geworden, da die neuenGestaltungsmöglichkeiten häufig nicht zur Verbesserung der Wahrnehmung unddamit nicht zur Entlastung des Benutzers genutzt werden [55]. Weiterhin kann dasgesamte Netz auf vollgrafischen Sichtgeräten mit mehreren durch Zooming undDecluttering ansprechbaren logischen Ebenen in so genannten Weltbildern darge-stellt werden.
Die vollgrafischen Sichtgeräte bieten zusammen mit weiteren leistungsstarkenHardwarekomponenten auch die Möglichkeit für Multimediaanwendungen, beidenen Text, Computergrafik, Video, Audio und bewegte Bilder kombiniert wer-den. Im Bereich der Netzbetriebsführung können zum Beispiel die Bilder einer Vi-deoüberwachung von Gebäuden oder Betriebsmitteln auf den Sichtgeräten desLeitsystems ausgegeben werden [32, 36].
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 35
Vollgrafische Sichtgeräte in Form einzelner Monitore haben im Vergleich zu Mo-saikwänden den Nachteil, dass sie keine gemeinsame Kommunikationsoberflächefür das Betriebspersonal bereitstellen können. Ein derartiges für alle sichtbaresDiskussionsforum kann bei Problemen, die durch mehrere Beteiligte gemeinsamzu lösen sind, hilfreich sein [57]. Großbild-Projektionen als weiterer Schritt in derEntwicklung der Sichtgeräte bieten diese Möglichkeit zusammen mit einer erhöh-ten Auflösung, durch die auch größere Netze übersichtlich und für alle einsehbardargestellt werden können [30]. Die großen, flexiblen und dynamischen Anzeige-flächen können für eine an den betrieblichen Aufgaben orientierte Visualisierungdes gesamten Netzzustands genutzt werden. Sie können zusätzlich zu den bishervorhandenen Medien eingesetzt werden oder Teile der bestehenden Anzeigesys-teme ersetzen.
Die meisten der in der Literatur angegebenen Vorschläge für die grafische Dar-stellung eines elektrischen Energieversorgungsnetzes [3, 8, 12, 29, 30, 35, 36, 47,52, 70, 71] entsprechen einer Empfehlung der DVG, nach der bis zu vier Darstel-lungsebenen mit unterschiedlichen Detaillierungsstufen verwendet werden sollen[28]. Die Darstellungen sind an der Topologie des Netzes orientiert und berück-sichtigen alle Netzebenen (Netzgesamtübersicht), Netzausschnitte (Teilnetzdar-stellung), Stationen mit einer oder mehreren Spannungsebenen (Stationsdarstel-lung) und einzelne Anlagenteile (Anlagendarstellung).
In den einzelnen Darstellungsebenen ist der Detaillierungsgrad unterschiedlichhoch, und die Art der Darstellung kann von Ebene zu Ebene variieren. Die Dar-stellungsebenen sind im Allgemeinen in einem Netzweltbild zusammengefasst.Viele dieser Visualisierungsvorschläge sind sehr stark an die Darstellungen mitMosaikwänden angelehnt, sodass die Netzstruktur mit den rechtwinkligen Lei-tungsdarstellungen und die Stationen mit Meldungen etc. im Vordergrund stehen.Es handelt sich bei diesen Darstellungen daher eher um strukturorientierte als umaufgabenorientierte Anzeigen [69]. Sie enthalten zu viele Informationen und sindfür eine Übersicht nicht geeignet. Die Netzgesamtübersicht dieser Visualisierungs-vorschläge ist daher eine Melde-Übersicht, die neben den einzelnen Meldungenauch die aktuelle Topologie des Netzes visualisiert. Sie ist eine Darstellung vielereinzelner Schaltanlagen und nicht eines gesamten Systems bzw. Netzes, die füreine wirkliche Übersicht notwendig ist. Die vielfältigen Möglichkeiten der Voll-grafik werden bei diesen Darstellungen nur teilweise in Form von Zooming, De-cluttering und Panning genutzt, um die auf eine verfügbare Anzeigefläche maximaldarstellbaren Informationen aus der Gesamtmenge auszuwählen.
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 36
Einige neuere Forschungsarbeiten auf dem Gebiet der Visualisierung elektrischerEnergieversorgungsnetze nutzen hingegen die verbesserten Gestaltungsmöglich-keiten der vollgrafischen Sichtgeräte. Sie verwenden beispielsweise Symbole undFarben für die Kennzeichnung einzelner Elemente bzw. Gebiete in den topologi-schen Netzplänen, um deren Wahrnehmung zu verbessern. In [9] werden analogeAnzeigen mit verschiedenen Symbolen und Farben für die Visualisierung vonLeistungsflüssen, Knotenspannungen sowie Lasten und Einspeisungen verwendet.Geradlinige Verbindungen repräsentieren die Leitungen des Netzes wodurch dieNetzstruktur leichter erkannt wird [9].
Für die Visualisierung des Spannungsprofils in großen Netzen mit mehr als 1000Knoten wird in [56] eine Balkendarstellung mit einer speziell für diese Anwen-dung ausgewählten und durch Praxistests verifizierten Farbskala vorgeschlagen.Die Balken werden entsprechend der Knotenspannung farbig ausgefüllt und an denOrten der Knoten im Netzplan dargestellt. Zur Visualisierung der Zweigflüsse aufden Leitungen des Netzes finden natürliche Kodierungen aus [53] Anwendung, beidenen die Breite von Pfeilen die Größe der fließenden Leistung und die Pfeilrich-tung die Leistungsflussrichtung angibt.
In [54] setzen die Autoren verschiedene Balkendarstellungen für Knoten undZweige ein, um die statische Netzsicherheit zu visualisieren. Eine weitere Mög-lichkeit zur Darstellung der Netzsicherheit ist in [4] angegeben, wo mit dreidimen-sionalen vertikalen Balken an den Orten der Knoten im Netzplan ein für den je-weiligen Knoten berechneter Sicherheitsindex dargestellt wird. Damit kann dieNetzsicherheit in Abhängigkeit vom Ort im Netzplan abgebildet werden. Ein gra-vierender Nachteil dieser wie auch aller dreidimensionalen Darstellungen ist, dassdie Verdeckung wichtiger Informationen nicht ausgeschlossen werden kann. Daherwird generell vom Einsatz dreidimensionaler Anzeigen in Netzleitsystemen abge-raten [28].
Zur Visualisierung der Spannungssituation für ganze Netzbereiche werden Netz-einfärbungen mit einfachen Farbzuordnungen [36] oder mit Farbzuordnungen übereine Farbskala [46, 75] als Überlagerung zum Netzplan vorgeschlagen. Dadurchkann die geografische bzw. topologische Spannungsverteilung im gesamten Netzschnell erfasst werden.
Zwei weitere Visualisierungen sollen das Übersicht-Detail-Paradoxon in den to-pologisch orientierten Netzübersichten mindern bzw. verhindern. Das Übersicht-Detail-Paradoxon beschreibt das Problem, auf einer begrenzten Darstellungsflächeausreichend detaillierte Informationen anzuzeigen, ohne den Überblick über dieGesamtsituation zu verlieren. Hierzu werden in [77] so genannte Fisheye-Views
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 37
eingesetzt, bei denen es sich um stark nichtlineare, verzerrte Abbildungen des ein-phasigen Netzplans handelt. Bereiche, die von großem Interesse für die zu bear-beitende Aufgabe sind, werden mit hohem Detaillierungsgrad in der Mitte der Dar-stellung wiedergegeben. Weniger interessante Bereiche des Netzes sind mit gerin-gem Detaillierungsgrad am Rand der Darstellung abgebildet. Diese Darstellungs-möglichkeit soll der visuellen Wahrnehmung des Menschen entsprechen. Wegender stark nichtlinearen Abbildung ist eine sehr große Gewöhnung an diese Art derDarstellung notwendig, sodass ein erfolgreicher Einsatz zur Visualisierung vonEnergieversorgungsnetzen unwahrscheinlich erscheint.
Das in [45] vorgestellte Verfahren der dynamischen Expansion erlaubt die gleich-zeitige Visualisierung von Stationen mit einer komprimierten Kastendarstellungund einer detaillierteren Knotenpunktdarstellung in einem Übersichtsbild ohneVerzerrungen. Es scheint damit eher geeignet zu sein, das Übersicht-Detail-Para-doxon lokal für einen Teil des Netzes zu mindern. Die vorgeschlagenen Über-sichtsbilder visualisieren aber ebenfalls nur einzelne Stationen und nicht das Netzals Ganzes. Ein wirklicher Überblick über das Gesamtsystem ist mit dieser Dar-stellung nicht möglich.
Weitere in der Literatur beschriebene Visualisierungen berücksichtigen die geogra-fische Ausdehnung des Versorgungsgebiets zum Beispiel in Form einer Landkarte.In diese geografischen Karten werden Symbole für Knoten, Zweige, Leistungs-flüsse etc. eingezeichnet, sodass sie einem geografischen Ort zugeordnet werdenkönnen [5, 43, 52, 62, 63]. Durch diese Zuordnung stehen implizite Informationenfür die Beurteilung der dargestellten Situation zur Verfügung. In [5] werden bei-spielsweise Leistungsflüsse mit farbig kodierten Pfeilen in einer geografischenKarte und Spannungsprofile durch Einfärbungen der Karte dargestellt. DurchZoomfunktionen können einzelne Gebiete mit höheren Detaillierungsgraden be-trachtete werden. Solange die einzelnen Knoten einen ausreichend großen geogra-fischen Abstand in der Karte haben, lassen sich einzelne Symbole für Knoten- undZweiggrößen übersichtlich in die Karte einzeichnen. Liegen die Knoten jedoch zueng nebeneinander, reicht der zur Verfügung stehende Platz für eine ausreichendgroße und übersichtliche Darstellung der Symbole nicht mehr aus. Darüber hinauskann eine durch die Geografie vorgegebene Anordnung der Knoten und Zweige inder Karte generell zu einer unübersichtlichen Darstellung führen. Im Vergleich zutopologisch orientierten Netzplänen, bei denen die Verteilung der Knoten in gewis-sen Grenzen modifiziert werden kann, ist dies bei geografischen Karten wegen derfest vorgegebenen Lage nicht möglich. Topologisch orientierte Netzpläne sind da-her im Allgemeinen zur Darstellung der Netzstruktur besser geeignet als geogra-fisch orientierte Karten.
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 38
Die Autoren von [43, 63] betrachten acht Hauptbereiche des Netzzustands undstellen die Informationen zu diesen Hauptbereichen in acht separaten Landkartendes Versorgungsgebiets nebeneinander dar. Durch die Verwendung geeigneterSymbole und Farbkodierungen können die Informationen der einzelnen Bereichemit ihrer geografischen Zuordnung schnell erfasst werden.
Neben den beschriebenen Visualisierungen mit topologischer oder geografischerZuordnung existieren Vorschläge für abstraktere Darstellungen ohne Ortszuord-nung für verdichtete Informationen zu einzelnen Bereichen des Netzzustands. In[67] wird eine Matrix-Darstellung zur Visualisierung der Ergebnisse der Ausfall-simulationsrechnung vorgeschlagen, bei der alle Netzelemente mit Grenzwertver-letzungen den Zeilen und alle Ausfallvarianten den Spalten zugeordnet werden. Dadie Matrix durch diese Zuordnung sehr groß werden kann, sind unter Umständennicht alle Informationen gleichzeitig darstellbar und ein Durchblättern wird not-wendig. Dies ist als Nachteil zu sehen, da eventuell wichtige Informationen nichtsichtbar sind. Weiterhin wird ein Kiviat-Diagramm zur Visualisierung der Knoten-spannungen vorgestellt, das auch in dieser Arbeit berücksichtigt wird (vgl. Ab-schnitt 5.4.1). In [13] werden die gleiche Matrix-Darstellung für die Ergebnisse derAusfallsimulationsrechnung und das Kiviat-Diagramm jedoch zur Visualisierungdes Energieaustauschs beschrieben. Die Visualisierung der Knotenspannungen er-folgt durch ein Balken-Diagramm mit entsprechenden Toleranzfeldern für das zu-lässige Spannungsband. Diese Darstellung ist allerdings nur für eine kleine Kno-tenanzahl anwendbar. In [10] werden zur Visualisierung der Ergebnisse der Aus-fallsimulationsrechnung automatisch generierte Pixel-Grafiken erzeugt, bei denendie Farbe jedes Pixels den Zustand eines Betriebsmittels für die einzelnen Ausfall-varianten angibt. Analog zu den beschriebenen Matrix-Darstellungen werden invertikaler Pixel-Richtung die Ausfallvarianten und in horizontaler Pixel-Richtungdie betroffenen Betriebsmittel angeordnet. Da jede Ausfallvariante und jedes Be-triebsmittel nur durch einen Pixel abgebildet werden, können im Vergleich zurMatrix-Darstellung viel mehr Varianten und Betriebsmittel dargestellt werden.Einzelne Pixel können aber nur schwer erfasst werden, wohl aber Bereiche mitmehreren gleichfarbigen Pixeln. Damit kann eine einzelne, wichtige Ausfallvari-ante mit Grenzwertverletzungen, die in der Matrix-Darstellung von Varianten ohneGrenzwertverletzungen umgeben ist, leicht übersehen werden.
Die Autoren von [48, 49] haben zur Visualisierung der charakteristischen Eigen-schaften und des dynamischen Verhaltens eines elektrischen Energieversorgungs-netzes spezielle P-δ-, Q-δ-V- und Kurzschlussstrom-Diagramme entwickelt. DieseDiagramme erscheinen sehr abstrakt und gewöhnungsbedürftig, sodass deren An-wendbarkeit in der Praxis fraglich erscheint.
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 39
Animierte Darstellungen zur Visualisierung von Leistungsflüssen werden in [62]vorgeschlagen. In einem einphasigen Netzplan bewegen sich Kreise, deren Größeproportional zum Leistungsfluss auf einer Leitung ist, entlang der Leitung inRichtung des Leistungsflusses. Durch diese Art der Visualisierung wird zwar derLeistungsfluss und dessen Richtung anschaulich dargestellt, allerdings wirkt dieAnzeige des gesamten Netzes sehr unruhig. Daher ist diese Art der Visualisierungmit Animation eher für Schulungszwecke als für den täglichen Praxiseinsatz in derNetzleitstelle geeignet.
Für die Beurteilung der beschriebenen Forschungsergebnisse ist die Berücksichti-gung der Aufgabe, für die die Visualisierungsvorschläge eingesetzt werden, be-deutsam. Die topologisch orientierten Darstellungen werden in erster Linie fürSteuerungsaufgaben konzipiert und damit auch für diese Aufgabe optimiert. Dahersind sie oftmals an den Stationen des Netzes und den zugeordneten Meldungenorientiert. Eine Netzübersicht unter diesem Blickwinkel soll möglichst viele De-tails des Netzes enthalten, was durch die vollgrafischen Sichtgeräte in zunehmen-dem Maße ermöglicht wird. Vor allem die detailreichen Übersichtsbilder werdenhäufig auch für die Aufgabe der Netzüberwachung eingesetzt, obwohl sie für die-sen Zweck nicht konzipiert sind. Es werden meist so viele Informationen bzw.Bildelemente dargestellt, wie die Auflösung des Sichtgeräts und die Darstellungs-fläche zulassen. Eine Informationsüberflutung und damit eine größere mentaleBelastung des Benutzers (vgl. Abschnitt 2.3.7) anstelle einer übersichtlichen Visu-alisierung des gesamten Netzes mit einer geeigneten Datenverdichtung ist dieFolge. Der Mensch mit seinen besonderen Fähigkeiten aber auch Einschränkungenbei der Wahrnehmung und Informationsverarbeitung wird bei der Konzeption die-ser Darstellungen nur unzureichend berücksichtigt. Die topologisch orientiertenDarstellungen sind damit nicht in der Lage den globalen Netzzustand für die Auf-gabe der Netzüberwachung mit einem ausreichenden aber nicht zu großen Infor-mationsumfang zu visualisieren.
Der verbleibende Teil der beschriebenen Visualisierungen entspricht zwar eher denAnforderungen zur Unterstützung des Betriebspersonals bei der Netzüberwachung,jedoch werden nur einzelne Bereiche des Netzzustands und nicht der globale Netz-zustand berücksichtigt. Eine übersichtliche Visualisierung des globalen Netzzu-stands, wie sie in [9] und [57] gefordert wird, ist nur mit mehreren dieser Anzeigenmöglich. Der Benutzer muss sich dabei den Zustand des Gesamtsystems aus denInformationen der einzelnen Anzeigen ableiten. Die Visualisierung des globalenNetzzustands auf einen Blick ist mit diesen Anzeigen demnach nicht möglich.Darüber hinaus existieren nicht für alle Bereiche des Netzzustands aussagekräftigeVisualisierungsvorschläge in der Literatur.
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 40
Abschließend kann festgehalten werden, dass der aktuelle Stand der Forschungbisher keine Lösungen zur Visualisierung des globalen Netzzustands auf einenBlick für die Unterstützung der Betriebsführung bei der Netzüberwachung auf-weist. Bereits existierende Visualisierungen für einzelne Bereiche des Netzzu-stands sind nicht optimal bzw. umfassend genug, sodass auch für diese Bereicheverbesserte bzw. neue Darstellungen erforderlich sind.
2.4.3 Anforderungen an das neue Visualisierungssystem
Die an das neue Visualisierungssystem zu stellenden Anforderungen ergeben sichin erster Linie aus dem Anwendungsbereich des Systems und den Defiziten bishe-riger Visualisierungen. Es soll dem Betriebspersonal als Hilfsmittel bei der Netz-überwachung für die Beurteilung des betrachteten Netzzustands dienen. Hierzu isteine globale Sichtweise im Sinne der MPK mit einem höheren Abstraktionsgradals bei den Übersichtsbildern bisheriger Visualisierungen notwendig. In einemDiagramm ist dem Betriebspersonal der globale Netzzustand mit den für die Netz-zustandsbewertung in der jeweiligen Situation notwendigen Informationen zu ver-mitteln. Die Visualisierung muss dabei sowohl aufgaben- als auch situationsorien-tiert erfolgen.
Zu den Informationen gehören Aussagen darüber, ob sich das Energieversorgungs-netz in einem vorgegebenen Sollzustand befindet oder von diesem abweicht. Lie-gen keine Abweichungen vor, so brauchen neben dieser Aussage keine weiterenInformationen dargestellt werden. Existieren jedoch Abweichungen vom Sollzu-stand, so muss das Visualisierungssystem weitere Informationen darüber liefern, inwelchen Bereichen des Netzzustands und in welchen Gebieten des Netzes dieseAbweichungen aufgetreten sind. Diese Informationen sind dem Betriebspersonalderart zu vermitteln, dass sie durch eine entsprechende Aufmerksamkeitssteuerungund Benutzerführung auf weitere Informationen mit höherem Detaillierungsgradhingewiesen werden. Die vor allem für die Visualisierung des globalen Netzzu-stands notwendige Informationsverdichtung muss für das Betriebspersonal ausrei-chend transparent sein und ihnen die Möglichkeit für Rückschlüsse auf die zuGrunde liegenden Einzeldaten geben.
Das neue Visualisierungssystem muss weiterhin Informationen über die zeitlicheEntwicklung des globalen Netzzustands in geeigneter Weise berücksichtigen, da-mit die Änderungen des Netzzustands zwischen den einzelnen Datenaktualisierun-gen erfasst werden kann. Dem Betriebspersonal wird so die Möglichkeit für einfrühzeitiges Erkennen kritischer Situationen mit entsprechenden Handlungsschrit-ten als Gegenmaßnahme gegeben.
Prozessvisualisierung in der Netzbetriebsführung 41
Neben der Visualisierung des globalen Netzzustands als Hauptaufgabe des neuenVisualisierungssystems sind auch die zur Beurteilung einzelner Teilbereiche desNetzzustands (zum Beispiel Spannungssituation und Leistungsflüsse) relevantenInformationen aussagekräftig darzustellen. Dabei müssen wichtige Einzelwerte wiezum Beispiel Grenzwertverletzungen in jeder Darstellung klar und schnell erkenn-bar sein.
Bei der Konzeption der einzelnen Anzeigen des neuen Visualisierungssystems sindwahrnehmungspsychologische Aspekte zu berücksichtigen, um eine an diemenschliche Informationsaufnahme und -verarbeitung angepasste Visualisierungzu ermöglichen. Nur so können aussagekräftige und intuitiv aufnehmbare Darstel-lungen unter Anwendung aller sinnvollen Möglichkeiten heutiger vollgrafischerSichtgeräte erstellt werden. Normen, Richtlinien und Empfehlungen sind bei derErstellung geeigneter Visualisierungen zu berücksichtigen, um den wahrneh-mungspsychologischen Anforderungen gerecht zu werden und das Betriebsperso-nal auch im mentalen Bereich zu unterstützen.
Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige 42
3 Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige
3.1 Hierarchisches Darstellungskonzept
Die in dieser Arbeit entwickelte Integrale Netzzustandsanzeige (INA) ermöglichtdie aufgaben- und situationsorientierte Visualisierung des Zustands eines elektri-schen Energieversorgungsnetzes. Durch die Integration aller relevanten Informa-tionen wird das Energieversorgungsnetz in seiner Gesamtheit betrachtet, sodasssich eine globale Sichtweise im Sinne der MPK ergibt.
Das elektrische Energieversorgungsnetz wird durch eine sehr große und inhomo-gene Informationsmenge, die verschiedene Einzelinformationen wie zum Beispieldie Knotenspannungen und Leistungsflüsse im Grundfall sowie die Ergebnisse derNetzsicherheitsanalyse beinhaltet, in seinem Zustand beschrieben. Für eine effek-tive MPK muss diese Informationsmenge strukturiert, aufbereitet und verdichtetwerden, um das Betriebspersonal mit genau den Informationen zu versorgen, diefür die Erfüllung der jeweiligen Aufgaben benötigt werden. Zu diesem Zweckwurde für die Integrale Netzzustandsanzeige das in Bild 3.1 gezeigte hierarchischeDarstellungskonzept mit drei Ebenen, die fließend ineinander übergehen, entwi-ckelt. Jede der drei Ebenen ist durch einen unterschiedlich großen Detaillierungs-grad der darzustellenden Informationen gekennzeichnet und erfüllt unterschiedli-
Detail-informationen
Teilbereiche
Detaillierungsgrad der Information
Globaler NetzzustandINA
Bild 3.1: Hierarchisches Darstellungskonzept der Integralen Netzzustandsanzeige
Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige 43
che Aufgaben, die sich aus den in Abschnitt 2.4.3 formulierten Anforderungen andas neue Visualisierungssystem ergeben.
Hauptaufgabe der Integralen Netzzustandsanzeige ist die Visualisierung des glo-balen, d.h. des gesamten, umfassenden Netzzustands auf einen Blick. Hierzu er-folgt die Darstellung der für den globalen Netzzustand relevanten Informationenim Gegensatz zu den Visualisierungen bisheriger Netzleitsysteme in einem Dia-gramm, sodass der globale Netzzustand unmittelbar erfasst werden kann. In denbisherigen Netzleitsystemen werden die Informationen in mehreren Diagrammendargestellt, aus denen das Betriebspersonal die Informationen sequentiell aufneh-men sowie mit Hilfe eines mentalen Modells organisieren und analysieren muss,um den globalen Netzzustand zu ermitteln. Diese Vorgehensweise belastet im Ver-gleich zur Visualisierung des globalen Netzzustands in einem Diagramm das Be-triebspersonal stärker.
Die Visualisierung des globalen Netzzustands in der oberen Darstellungsebene derIntegralen Netzzustandsanzeige besitzt wegen der großen zu berücksichtigendenInformationsmenge einen geringen Detaillierungsgrad (vgl. Bild 3.1) und erfordertein hohes Abstraktionsniveau bei der Darstellung. In der oberen Darstellungsebenewird die zentrale Frage beantwortet, ob sich der globale Netzzustand in einem de-finierten Sollzustand befindet. Für diese Aussage ist eine in Abschnitt 3.4 nähererläuterte starke Informationsverdichtung bzw. Datenreduktion notwendig, um eineInformationsüberflutung des Betriebspersonals zu verhindern. Eine Informations-überflutung führt zu einer Verringerung der Verarbeitungskapazität des menschli-chen Bewusstseins und hat gegebenenfalls Fehlhandlungen oder eine stärkere Be-lastung des Betriebspersonals zur Folge (vgl. Abschnitt 2.3.7).
Eine Datenreduktion, bei der der globale Netzzustand durch nur eine charakteristi-sche Größe zum Beispiel in Form einer numerischen Kenngröße beschrieben wird,erscheint als nicht sinnvoll und auf Grund der inhomogenen Informationsmengeals nicht realisierbar. Sie würde zum Beispiel zu Verdeckungseffekten führen, beidenen verschiedene Netzzustände durch eine gleiche charakteristische Größe be-schrieben werden. Weiterhin ist bei einer derart starken Datenreduktion, die in derSpitze der Darstellungspyramide in Bild 3.1 einzuordnen ist, die notwendigeTransparenz mit Rückschlüssen von der charakteristischen Größe für den globalenNetzzustand auf die Teilbereiche des Netzzustands, die Abweichungen vom Soll-zustand aufweisen, nicht gegeben.
Daher wird der globale Netzzustand in mehrere Teilbereiche, die in Abschnitt 3.2erläutert werden, aufgeteilt. Jeder dieser Teilbereiche des Netzzustands wie zumBeispiel die Knotenspannungen, Zweigauslastungen und die Ergebnisse der Aus-
Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige 44
fallsimulationsrechnung wird im Hinblick auf Abweichungen vom Sollzustandcharakterisiert und bezüglich seines Zustands bewertet.
Der globale Netzzustand wird dem Betriebspersonal in der oberen Darstellungs-ebene des hierarchischen Konzepts durch eine gemeinsame Visualisierung der In-formationen über die Abweichungen der Teilbereiche vom Sollzustand und derenZustandsbewertung mit einer ausreichenden Transparenz für Rückschlüsse auf dievom Sollzustand abweichenden Teilbereiche vermittelt. Da sich der globale Netz-zustand aus den Zuständen der Teilbereiche ergibt, befindet er sich im Sollzustand,wenn dies für jeden einzelnen Teilbereich des Netzzustands gilt. Der Detaillie-rungsgrad der Informationen in dieser gemeinsamen Darstellung der Teilbereicheist höher als der einer charakteristischen Größe für den globalen Netzzustand, so-dass diese Visualisierung in der oberen Darstellungsebene unterhalb der Pyrami-denspitze in Bild 3.1 einzuordnen ist.
Neben der Aussage, ob sich der globale Netzzustand im Sollzustand befindet, lie-fert die obere Darstellungsebene weitere Informationen darüber, in welchen Teil-bereichen Abweichungen vom Sollzustand vorliegen und wie groß diese Abwei-chungen qualitativ sind. Diese Informationen dienen dem Betriebspersonal alsHinweise für die weitere Betriebsführung und führen zu den für den betrachtetenNetzzustand relevanten Diagrammen der mittleren und unteren Darstellungsebenemit detaillierteren Informationen.
Die Visualisierung des globalen Netzzustands in der oberen Darstellungsebenezeigt neben den Informationen für den aktuellen Zeitschritt auch die zeitliche Ent-wicklung des globalen Netzzustands an. Ein zukünftig zu erwartender Netzzustand(Trend) und der Unterschied des aktuellen Netzzustands zu dem des vorangegan-genen Zeitschritts kennzeichnen die Dynamik der Änderungen des globalen Netz-zustands und unterstützen das für die Betriebsführung wichtige ∆-Denken. Grund-lage für die Werte des zukünftigen Zeitschritts ist eine knotenbezogene Lastprog-nose, die für die vorliegende Arbeit als gegeben vorausgesetzt wird.
Die in der Integralen Netzzustandsanzeige betrachteten Zeitschritte werden durchdie Aktualisierungsintervalle, in denen das Netzleitsystem die Prozesswerte für dieVisualisierung zur Verfügung stellt, bestimmt. Die Aktualisierungsintervalle derDaten der einzelnen Teilbereiche des Netzzustands sind im Allgemeinen unter-schiedlich groß. Die Größe eines Zeitschritts in der Integralen Netzzustandsanzeigeentspricht dem Aktualisierungsintervall der State Estimation als kleinstem Wertund liegt typischerweise im Minutenbereich mit einer Bandbreite von 5 bis 15Minuten.
Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige 45
Liegen Abweichungen vom Sollzustand vor, so werden die Diagramme der mittle-ren Darstellungsebene für die jeweiligen Teilbereiche, in denen die Abweichungeneinen definierten Schwellwert überschreiten, automatisch aufgeschaltet. Bei Bedarfkann dies auch durch Interaktion des Benutzers in Form eines Mausklicks in dasDiagramm der oberen Ebene erfolgen. In der mittleren Darstellungsebene werdendie zur Beurteilung der relevanten Teilbereiche des Netzzustands notwendigen In-formationen in komprimierter und aussagekräftiger Form visualisiert. Zu diesen In-formationen gehören neben auffälligen bzw. wichtigen Einzelinformationen wiebeispielsweise Grenzwertverletzungen auch höherwertige Informationen, die sichnur aus der Gesamtheit der Einzelinformationen und deren Beziehungen zueinan-der ergeben.
Der Detaillierungsgrad der Diagramme in der mittleren Ebene ist im Vergleich zudenen der oberen Darstellungsebene größer, da der zu berücksichtigende Informa-tionsumfang als Teilmenge aller den Netzzustand charakterisierenden Informatio-nen geringer ist. Für eine aussagekräftige Visualisierung der wesentlichen Infor-mationen zu den einzelnen Teilbereichen ist ein größeres Abstraktionsniveau alsdas der meisten bisher in den Netzleitsystemen existierenden Darstellungen fürisolierte Teilbereiche des Netzzustands notwendig. Daher wurden für die mittlereDarstellungsebene neue aussagekräftige Diagramme mit einem größeren Abstrak-tionsniveau entwickelt sowie zum Teil bestehende Vorschläge weiter entwickeltbzw. übernommen.
Die Diagramme der unteren Darstellungsebene mit Detailinformationen wie zumBeispiel einzelne Spannungsbeträge der Netzknoten, Wirk- und Blindleistungs-flüsse sowie Auslastungen einzelner Netzzweige werden durch Interaktion des Be-nutzers mit den Anzeigen der mittleren Ebene aufgeschaltet. Der Detaillierungs-grad der Darstellungen in der unteren Ebene ist auf Grund des jeweils geringen In-formationsumfangs naturgemäß hoch. Für diese Ebene existieren bereits aussage-kräftige und in der Praxis bewährte Darstellungen wie einphasige Netzpläne sowieStations- und Anlagenbilder. Diese Darstellungen werden für ein in sich geschlos-senes Darstellungskonzept der Integralen Netzzustandsanzeige mit einbezogen undum neu entwickelte Diagramme ergänzt.
Die Integrale Netzzustandsanzeige soll die bisher existierenden Visualisierungs-komponenten nicht ersetzen, sondern um Komponenten, die speziell für die Netz-überwachung konzipiert wurden, ergänzen. Der Schwerpunkt der vorliegenden Ar-beit liegt hauptsächlich in der oberen und mittleren Darstellungsebene der Integra-len Netzzustandsanzeige.
Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige 46
Bild 3.2 verdeutlicht das hierarchische Darstellungskonzept der Integralen Netzzu-standsanzeige an einem Beispiel. Das schematisch für sechs Teilbereiche des Netz-zustands dargestellte und in Abschnitt 5.2.1 näher erläuterte Kreis-Diagramm visu-alisiert in der oberen Darstellungsebene den globalen Netzzustand, der hier Abwei-chungen im Bereich der Knotenspannungen (KSP) aufweist. Das Kreis-Diagrammfür den globalen Netzzustand soll im Rahmen der Netzüberwachung ständig aufge-schaltet sein und es dem Betriebspersonal ermöglichen, den globalen Netzzustandschnell und sicher auf einen Blick zu erfassen.
INA
Energieversor-gungsnetz
Knoten-spannungen
Sammel-schiene
Benutzer-interaktion(Mausklick)
108 kV
ASR
OPT
EVT
KSP
ZWA
KSR
AutomatischeAnzeige
Bild 3.2: Beispiel der Integralen Netzzustandsanzeige
Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige 47
In der mittleren Darstellungsebene verdeutlicht das und in Abschnitt 4.3.2 im De-tail beschriebene Kiviat-Diagramm die Spannungssituation und zeigt eine durcheinen kleinen gelben Kreis markierte Knotenspannung, die zwar noch innerhalbdes Spannungsbands aber nahe am unteren Grenzwert liegt und damit als Warnunginterpretiert wird. Ein Mausklick auf diesen Datenpunkt führt zum einphasigenNetzplan in der unteren Darstellungsebene, in dem der exakte Spannungswert alsDetailinformation in numerischer Form neben dem Knoten angegeben ist.
3.2 Teilbereiche des Netzzustands
3.2.1 Auswahl der Teilbereiche
Die dem Betriebspersonal zur Verfügung stehende Informationsmenge über denNetzzustand wird analysiert und strukturiert, um die für eine möglichst umfassendeBeschreibung des gesamten Zustands eines elektrischen Energieversorgungsnetzesim Hinblick auf die Netzüberwachung relevanten Einzelinformationen zu identifi-zieren und zusammenzustellen. Ausgangspunkt dieser Analyse ist eine Empfeh-lung der DVG zur Mensch-Maschine-Kommunikation in Leitstellen der Verbund-ebene [28]. In dieser Empfehlung hat der Arbeitskreis Rechnereinsatz in der Last-verteilung der DVG die Erfahrungen der DVG-Unternehmen zum Thema Benut-zerschnittstelle – Mensch-Maschine-Kommunikation zusammengetragen, auch wennnach Meinung des Arbeitskreises eine Vereinheitlichung der Bedienoberfläche imSinne einer Standardisierung auf Grund des starken individuellen Charakters nichtmöglich erscheint. Dennoch stellt die Empfehlung eine wichtige Grundlage für diebei der Visualisierung des globalen Netzzustands zu berücksichtigenden Informa-tionen dar.
Die Strukturierung der in der DVG-Empfehlung für die betriebliche Aufgabe derSystembeobachtung angegebenen Informationen führt zu den folgenden Teilberei-chen des Netzzustands, mit denen sich die in dieser Arbeit betrachteten Hoch- undHöchstspannungsnetze umfassend beschreiben lassen:
Bereich KSP für die Knotenspannungen
Bereich ZWA für die Zweigauslastungen
Bereich KLT für die freien Übertragungskapazitäten auf den Kuppelleitungen
Bereich STE zur Kennzeichnung der Güte der State Estimation
Bereich ASR für die Ergebnisse der Ausfallsimulationsrechnung
Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige 48
Bereich KSR für die Ergebnisse der Kurzschlussrechnung
Bereich OPT für die Einhaltung der Ergebnisse einer Netzzustandsoptimierung
Bereich PRO zur Kennzeichnung der Güte der Lastprognose
Bereich EVT für die Einhaltung bestehender Energiebezugsverträge
Die Auswahl speziell dieser neun Teilbereiche ist beispielhaft für die Beschreibungüberregionaler Transportnetze auf der Verbundebene und regionaler Transport-netze zu sehen. Die ausgewählten Teilbereiche eignen sich darüber hinaus auch zurVisualisierung einzelner Netzgruppen von Hochspannungsnetzen mit gemischtenTransport- und Verteilaufgaben und den Transformatoren zur Mittelspannungs-ebene. Dies zeigen die Anwendungsbeispiele der Integralen Netzzustandsanzeigefür Testsysteme mit diesen Netzen in Kapitel 5.
Einige der neun ausgewählten Teilbereiche des Netzzustands werden ebenfalls in-direkt in Form von Systemkenngrößen für die Beschreibung einzelner Bereiche derNetzbetriebsführung von Transportnetzen in [57] empfohlen. Für andere elektri-sche Energieversorgungsnetze zum Beispiel im Mittel- und Niederspannungsbe-reich oder für veränderte Rahmenbedingungen bei der Netzbetriebsführung bei-spielsweise als Folge der Liberalisierung der Elektrizitätswirtschaft können dage-gen einige der hier ausgewählten Teilbereiche nicht relevant und andere Teilberei-che sinnvoll sein. Das gewählte Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige sowiedie Anzeigen der oberen und teilweise der mittleren Darstellungsebene sind all-gemein anwendbar und können auch bei Verwendung anderer Teilbereiche desNetzzustands mit geringen Anpassungen eingesetzt werden.
3.2.2 Relevante Einzelinformationen
Die zur Kennzeichnung der ausgewählten neun Teilbereiche des Netzzustands re-levanten Einzelinformationen, deren prinzipielle Bewertung und die Definition desSollzustands werden im Folgenden für jeden Teilbereich angegeben:
• Bereich KSP für die Knotenspannungen
Für jeden Knoten des Netzes werden als wichtigste Informationen Verletzungender individuell oder für die gesamte Spannungsebene vorgegebenen unteren undoberen Grenzwerte der Spannungsbeträge berücksichtigt. Neben diesen Grenz-wertverletzungen fließen auch solche Spannungsbeträge, die zwar innerhalb derGrenzwerte aber relativ nahe zu diesen liegen, als potenzielle Grenzwertverlet-
Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige 49
zungen in die Bewertung mit ein. Abweichungen des Spannungsbetrags von ei-nem zum Beispiel aus der Spannungsblindleistungsoptimierung vorgegebenenSollwert sind weitere Informationen zur Beurteilung des Spannungsprofils bzw.der gesamten Spannungssituation [73]. Der Bereich KSP befindet sich im Soll-zustand, wenn alle Knotenspannungen ihre Sollspannung einhalten.
• Bereich ZWA für die Zweigauslastungen
Für die Zweige des Netzes, zu denen Freileitungen, Kabel und Transformatorenzählen, sind Informationen über eine mögliche Gefährdung in Form einerÜberlast relevant. Hierzu werden die Auslastungen der Zweige betrachtet, diesich aus den aktuell fließenden Strömen und deren Nennwerten ergeben.Zweigauslastungen kleiner als eine vorgebbare Warngrenze von beispielsweise80% Auslastung sind im Hinblick auf mögliche Überlastungen nicht relevantund müssen nicht berücksichtigt werden. Dagegen stellen Auslastungen im Be-reich größer als diese Warngrenze bis zur Überlastgrenze von zum Beispiel100% Auslastung eine Gefährdung für die Zweige dar, sodass sie gemeinsammit den überlasteten Zweigen zur Beurteilung der Zweigauslastungen herange-zogen werden. Auf Grund unterschiedlicher Zweigarten und weiteren Randbe-dingungen wie der aktuellen Wettersituation ist es sinnvoll, individuelle Wertefür die Warn- und Überlastgrenzen der einzelnen Zweige zu verwenden. DerBereich ZWA befindet sich im Sollzustand, wenn alle Zweigauslastungen klei-ner als die individuellen Warngrenzen der einzelnen Zweige sind.
• Bereich KLT für die freien Übertragungskapazitäten auf den Kuppelleitungen
Für die Beurteilung der Kuppelleitungen zwischen dem eigenen Netz und denVerbundpartnern sind neben den Auslastungen, die bereits im Bereich ZWA be-rücksichtigt werden, auch die noch freien Übertragungskapazitäten von Inte-resse. Diese sollen einen vorgegebenen minimalen Wert nicht unterschreiten,damit bei einem eventuellen Kraftwerksausfall im eigenen Netz nicht die Kup-pelleitungen durch die dann von den Verbundpartnern zufließende Hilfsleistungüberlastet und gegebenenfalls abgeschaltet werden. Daher wird zur Kennzeich-nung der Kuppelleitungen sowohl das Unterschreiten der vorgegebenen freienÜbertragungskapazitäten als auch ein geringer Abstand der jeweiligen freienKapazitäten zu diesen Werten als Warnung vor einer möglichen Unterschrei-tung berücksichtigt. Der Sollzustand des Bereichs KLT ist gegeben, wenn diefreien Übertragungskapazitäten aller Kuppelleitungen die jeweiligen Warngren-zen nicht unterschreiten.
Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige 50
• Bereich STE zur Kennzeichnung der Güte der State Estimation
Die Informationen über den Netzzustand beruhen zum großen Teil auf den Er-gebnissen der State Estimation, die einen konsistenten Netzdatensatz für dieVerfahren der Netzzustandsanalyse liefert. Sind die Ergebnisse der State Esti-mation zum Beispiel durch zu große Messfehler oder ausgefallene Messwertefehlerhaft, so spiegeln sie nicht den tatsächlichen Netzzustand wider. In diesemFall sind auf Grund der unzuverlässigen State Estimation auch die weiteren Er-gebnisse der Netzzustandsanalyse unzuverlässig und können für die Beurteilungdes Netzzustands nicht herangezogen werden. Die Güte der State Estimationkann als Hinweis auf deren Unzuverlässigkeit verwendet werden. Zur Beurtei-lung der Güte der State Estimation eignet sich die Abweichung des Zielfunk-tionswerts des statistischen Verfahrens der State Estimation von dessen Erwar-tungswert als Qualitätsmerkmal. Der Bereich STE befindet sich im Sollzustand,wenn der Zielfunktionswert in einem auf das jeweilige Energieversorgungsnetzbzw. Meßsystem abgestimmten Bereich um den Erwartungswert des Zielfunk-tionswertes liegt.
• Bereich ASR für die Ergebnisse der Ausfallsimulationsrechnung
Das eigentliche Ergebnis der Ausfallsimulationsrechnung als Teil der Netz-sicherheitsanalyse ist die Aussage über die Einhaltung der (n-1)-Sicherheit. Dadie einzelnen Ergebnisse der Ausfallsimulationsrechnung sehr umfangreichsind, werden für diese Aussage nicht alle Knotenspannungen und Zweigaus-lastungen der gerechneten Ausfallvarianten im Einzelnen berücksichtigt, son-dern nur die entsprechende Anzahl der Knotenspannungen mit Grenzwertver-letzungen und potenziellen Grenzwertverletzungen (vgl. Bereich KSP) und dieder Zweigauslastungen, die größer als die jeweilige Alarm- bzw. Warngrenze(vgl. Bereich ZWA) sind. Liegen in allen Ausfallvarianten keine Grenzwert-verletzungen und potenzielle Grenzwertverletzungen der Knotenspannungensowie nur Zweigauslastungen unterhalb der jeweiligen Warngrenzen vor, so istder betrachtete Netzzustand auch bei Ausfall eines Betriebsmittels oder einerEinspeisung (n-1)-sicher und der Bereich ASR befindet sich im Sollzustand.
• Bereich KSR für die Ergebnisse der Kurzschlussrechung
Die Kurzschlussrechnung als weiterer Teil der Netzsicherheitsanalyse gibt fürjeden berücksichtigten Leistungsschalter im Netz an, ob im Falle des dreipoli-gen symmetrischen Kurzschlusses der fließende Kurzschlussstrom das Aus-schaltvermögen des Leistungsschalters überschreitet. Zur Kennzeichnung des
Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige 51
Bereichs KSR sind daher die Quotienten der berechneten Kurzschlussabschalt-leistung und der Nennwerte der Abschaltleistung der Leistungsschalter heran-zuziehen. Der Bereich KSR befindet sich im Sollzustand, wenn alle Kurz-schlussabschaltleistungen kleiner als die Nennwerte der Abschaltleistungen derLeistungsschalter sind.
• Bereich OPT für die Einhaltung der Ergebnisse einer Netzzustandsoptimierung
Stehen Vorgaben für Teilbereiche des Netzzustands als Ergebnis einer Netzzu-standsoptimierung zur Verfügung, so sind diese für einen optimalen Netzbetriebeinzuhalten. Zur Netzzustandsoptimierung kann beispielsweise eine multikrite-rielle Optimierung von Netzdienstleistungen eingesetzt werden. Eine Kenn-zeichnung, inwieweit der betrachtete Netzzustand vom optimalen Netzzustandabweicht, kann für die Netzbetriebsführung im Hinblick auf eine mögliche Ver-besserung des Netzzustands hilfreich sein. Hierzu werden die bei der Netzzu-standsoptimierung verwendeten Zielgrößen bzw. Zielfunktionswerte für denbetrachteten Netzzustand mit denen des optimierten Netzzustands verglichen.Liegen Abweichungen vor, die zur Kennzeichnung des Bereichs OPT verwen-det werden, so befindet sich der betrachtete Netzzustand nicht im optimalenBetriebspunkt. Der Sollzustand des Bereichs OPT ist gegeben, wenn keine Ab-weichungen vorliegen.
• Bereich PRO zur Kennzeichnung der Güte der Lastprognose
Lastprognose und tatsächlicher Lastverlauf sollen möglichst gut in jedem Zeit-punkt übereinstimmen und keine tendenzielle Abweichung aufweisen. Laufendie Lastprognose und die tatsächliche Last auf Grund von entsprechenden Ab-weichungen tendenziell auseinander, so ist bei der Lastprognose ein korrektiverEingriff notwendig. Eine solche Tendenz in der Abweichung zwischen Last-prognose und tatsächlichem Lastverlauf kann zur Kennzeichnung der Güte derLastprognose verwendet und dem Betriebspersonal entsprechend angezeigtwerden. Die hierzu auszuwertenden Einzeldaten sind die Werte der Lastprog-nose und des tatsächlichen Lastverlaufs, die für die Zeitschritte der Vergangen-heit zur Verfügung stehen. Eine Trendanalyse dieser Werte liefert die ge-wünschte Information zur Kennzeichnung der Güte der Lastprognose.
Auch für den Netzbetreiber im liberalisierten Elektrizitätsmarkt ist die Last-prognose und die Überwachung ihrer Güte bedeutsam, da die Lastprognose diePlanungsgrundlage für Teilaufgaben der Netzbetriebsführung wie zum Beispieldas Netzengpassmanagement oder die Optimierung von Netzdienstleistungen
Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige 52
darstellt. Der Bereich PRO befindet sich im Sollzustand, wenn Lastprognoseund tatsächlicher Lastverlauf innerhalb gegebener Toleranzen übereinstimmenund keine tendenzielle Abweichung aufweisen.
• Bereich EVT für die Einhaltung bestehender Energiebezugsverträge
Ein Energiebezugsvertrag ist im Allgemeinen durch eine Leistungs- und eineEnergiebedingung gekennzeichnet. Die Leistungsbedingung fordert, dass dieBezugsleistung innerhalb der vereinbarten Bezugszeit das durch die minimaleund maximale Bezugsleistung definierte Leistungsband einhalten muss. DieEnergiebedingung besagt, dass zum Ende einer vereinbarten Zeit eine definierteEnergiemenge mit entsprechender Genauigkeit bezogen sein muss. Die Einhal-tung dieser Bedingungen gilt es für jeden bestehenden Vertrag für den aktuellenZeitschritt zu überprüfen und zur Beschreibung des Bereichs EVT heranzuzie-hen. Dazu werden Einzelinformationen zur aktuellen Bezugsleistung, zur bisherbezogenen Energie, zur verbleibenden Zeit etc. für jeden Vertrag berücksich-tigt.
Auch unter Berücksichtigung der neuen Randbedingungen eines liberalisiertenElektrizitätsmarktes hat der Netzbetreiber je nach Art der Energiebezugsver-träge zur Deckung der Netzverluste die Aufgabe, deren Einhaltung zu überprü-fen. Der Bereich EVT befindet sich im Sollzustand, wenn für jeden Vertrag so-wohl die aktuelle Bezugsleistung bei gegebener Leistungsbedingung als auchdie bis zum aktuellen Zeitschritt bezogene Energie bei gegebener Energiebe-dingung mit ihren optimalen Werten übereinstimmen (vgl. Abschnitt 4.1.11).
3.3 Dreistufiges Bewertungskonzept
Für eine formal gleiche Beschreibung sowohl der Einzelwerte der Teilbereiche desNetzzustands als auch der Zustände der neun Teilbereiche selbst wird in der Inte-gralen Netzzustandsanzeige ein dreistufiges Bewertungskonzept verwendet. JederEinzelwert eines Teilbereichs wie zum Beispiel eine Knotenspannung des Teilbe-reichs KSP wird entsprechend ihrer Abweichung vom Sollwert einem Normalbe-reich, einem Warnbereich oder einem Alarmbereich zugeordnet. Der Alarmbereichist durch eine Abweichung des Einzelwerts von seinem Sollwert gekennzeichnet,bei der entweder vorgegebene Grenzwerte verletzt sind oder eine vorgegebeneAlarmgrenze von der Abweichung überschritten ist. In beiden Fällen wird die Ab-weichung als Alarm bezeichnet. Beim Warnbereich liegt ebenfalls eine Abwei-chung des Einzelwerts vom Sollwert vor, die jedoch kleiner als die Alarmgrenzeund größer als eine vorgegebene Warngrenze ist und damit eine Warnung darstellt.
Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige 53
Im Normalbereich kann der Einzelwert zwar vom Sollwert abweichen, allerdingsist die Abweichung dann kleiner als die Warngrenze.
Analog zu dieser Bewertung der Einzelwerte der Teilbereiche des Netzzustandswerden auch die neun Teilbereiche selbst im Hinblick auf ihren Zustand demNormal-, Warn- oder Alarmbereich zugeordnet. Diese Zuordnung erfolgt für alleTeilbereiche mit Ausnahme des Teilbereichs PRO für die Qualität der Lastprog-nose in Abhängigkeit der im jeweiligen Teilbereich vorhandenen Warnungenund/oder Alarme. Existiert mindestens ein Alarm in einem Teilbereich, so wirddessen Zustand dem Alarmbereich zugeordnet. Der Warnbereich liegt vor, wennmindestens eine Warnung aber definitiv kein Alarm existiert. Der Teilbereich wirddagegen dem Normalbereich zugeordnet, wenn weder Warnungen noch Alarmeexistieren. Die Bewertung des Zustands des Teilbereichs PRO weicht von dieserVorgehensweise ab und wird in Abschnitt 4.1.10 erläutert.
Das dreistufige Bewertungskonzept für die Einzelwerte der Teilbereiche des Netz-zustands und deren Zustände soll am Beispiel des Teilbereichs KSP verdeutlichtwerden. Weichen einige Knotenspannungen von ihren Sollwerten ab und liegenalle Spannungsbeträge innerhalb des Spannungsbands mit ausreichend großem Ab-stand zu den Spannungsgrenzwerten, so werden alle Knotenspannungen dem Nor-malbereich zugeordnet. Der Zustand des Teilbereichs KSP befindet sich dann imNormalbereich. Liegen dagegen einige Spannungsbeträge zwar innerhalb desSpannungsbands aber sehr nahe an den Grenzwerten, so besteht die Gefahr einerGrenzwertverletzung und die Knotenspannungen werden dem Warnbereich zuge-ordnet. Der Zustand des Teilbereichs KSP liegt dann im Warnbereich. Im Alarm-bereich über- bzw. unterschreiten einige Knotenspannungen die obere bzw. untereSpannungsbandgrenze, sodass Alarme vorliegen.
In den Diagrammen der Integralen Netzzustandsanzeige werden die drei Bereichedes Bewertungskonzepts durch die bezüglich ihrer Bedeutung allgemein bekanntenFarben Grün (Normalbereich), Gelb (Warnbereich) und Rot (Alarmbereich) durch-gehend einheitlich kodiert (vgl. Abschnitt 2.3.5). Wie die Visualisierungsbeispielein den Kapiteln 5 zeigen, ist dadurch eine schnelle und eindeutige Aufnahme undBewertung sowohl der Zustände der einzelnen Teilbereiche des Netzzustands alsauch der jeweiligen Einzelinformationen möglich. Durch die perspektivische Wir-kung der für die Kodierung ausgewählten Farben erscheinen die gelb dargestelltenWarnungen und die rot gekennzeichneten Alarme als wichtigere Informationenmehr im Vordergrund und fallen besser auf (vgl. Abschnitt 2.3.5).
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3.4 Methoden der Datenreduktion
Für die Visualisierung des globalen Netzzustands in der oberen Darstellungsebeneder Integralen Netzzustandsanzeige ist eine sehr starke Datenreduktion notwendig.Diese Datenreduktion wird durch die Kombination numerischer und grafischerMethoden realisiert, bei der skalare Kenngrößen zur Beschreibung der neun Teil-bereiche des Netzzustands gemeinsam visualisiert werden.
Kenngrößen sind stets auf die Vermittlung ganz spezieller Informationen zuge-schnitten und erlauben es, die Ziele der Prozessführung, hier der Netzbetriebsfüh-rung, durch die Vorgabe bestimmter Kenngrößenwerte zu berücksichtigen. Sieweisen eine hohe Verständlichkeit und eine hohe Darstellbarkeit auf [58].
Im Gegensatz zum globalen Netzzustand, der wegen der vielen, unterschiedlichenInformationen nicht durch eine skalare Kenngröße beschrieben werden kann, las-sen sich die einzelnen Teilbereiche des Netzzustands durchaus mit jeweils einerskalaren Kenngröße charakterisieren. Die für die Teilbereiche des Netzzustands zuberücksichtigenden Informationsmengen sind kleiner und enthalten überwiegendhomogene Einzeldaten, die leichter auf eine skalare Kenngröße reduziert werdenkönnen.
Ziel der numerischen Datenreduktion mit skalaren Kenngrößen für jeden Teilbe-reich des Netzzustands ist vorrangig die Aussage, ob sich der jeweilige Teilbereichin seinem Sollzustand befindet und wie groß gegebenenfalls die Abweichungenqualitativ sind. Die skalaren Kenngrößen werden daher aus den Abweichungen derEinzelwerte von ihren Sollwerten berechnet und nehmen mit zunehmenden Ab-weichungen größere Werte an. In ihrer zeitlichen Entwicklung sollen die skalarenKenngrößen Tendenzen der Zustände der Teilbereiche anzeigen und in besonderenSituationen durch ihren Wert die Aufmerksamkeit des Betriebspersonals auf diejeweiligen Teilbereiche mit Abweichungen lenken.
Die Berechnung der skalaren Kenngrößen wird in Abschnitt 4.1 näher erläutert. Sieerfolgt derart, dass für die Bewertung des jeweiligen Teilbereichs wichtige Infor-mationen wie zum Beispiel Grenzwertverletzungen oder Betriebswerte nahe an denGrenzwerten erhalten bleiben. Die hierbei teilweise nicht zu verhindernden Ver-deckungseffekte, bei denen ein gleicher Kenngrößenwert verschiedene Zuständeeines Teilbereichs beschreibt, werden durch die in Abschnitt 3.3 erläuterte Bewer-tung der Zustände der Teilbereiche verringert bzw. vermieden. Dadurch bleibendie wichtigen Informationen über die Existenz von Warnungen und/oder Alarmenerhalten. Der Wert der skalaren Kenngröße für den jeweiligen Teilbereich gibtqualitative Informationen über die Anzahl der vorhandenen Warnungen und/oder
Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige 55
Alarme an, da diese mit entsprechend großen Abweichungen der Einzelwerte vonden Sollwerten verbunden sind.
Zur Beschreibung des aktuellen Netzzustands werden die skalaren Kenngrößen ausden Einzelinformationen für den aktuellen Zeitschritt berechnet. Analog erfolgt dieBerechnung der skalaren Kenngrößen für den vorherigen Zeitschritt aus den Ein-zelwerten der Vergangenheit. Zur Kennzeichnung des zukünftigen Zeitschritts las-sen sich die Einzelwerte zum Teil unter Berücksichtigung einer knotenbezogenenLastprognose berechnen. Dies gilt aber nicht für die Teilbereiche EVT, PRO undSTE. Die für den Teilbereich EVT berücksichtigten Einzelwerte sind nicht direktvom Lastverlauf und damit von der knotenbezogenen Lastprognose abhängig undkönnen aus dieser nicht abgeleitet werden. Weiterhin ist die Berechnung des zu-künftigen Kenngrößenwertes für den Teilbereich PRO per Definition nicht mög-lich, da in jedem Fall der tatsächliche Lastverlauf für die Berechnung benötigtwird. Schätzwerte für die zukünftigen Kenngrößenwerte der beiden TeilbereicheEVT und PRO können jedoch über eine Trendanalyse aus den jeweiligen Kenn-größenwerten der Vergangenheit ermittelt werden.
Auf Grund eines im Allgemeinen unbekannten funktionalen Zusammenhangs zwi-schen dem Kenngrößenwert und dem Zustand eines Teilbereichs des Netzzustandsist die Verwendung einer Trendanalyse für die Ermittlung des zukünftigen Zu-stands der Teilbereiche EVT und PRO nicht ohne Weiteres möglich. Für einkonkretes elektrisches Energieversorgungsnetz kann der Zusammenhang zwischender skalaren Kenngröße und dem Zustand eines Teilbereichs eventuell durch dieAnalyse bekannter Netzzustände mit geeigneten Verfahren approximiert werden.
Die Ermittlung des Kenngrößenwertes und Zustands des Teilbereichs STE für denzukünftigen Zeitschritt ist nicht möglich bzw. sinnvoll, da die zu Grunde liegendenDaten bzw. Ereignisse, wie zum Beispiel der Ausfall eines Messwertes, zufälligenCharakter haben und durch eine Trendanalyse nicht zuverlässig erfasst werdenkönnen. Für den Teilbereich STE werden daher keine Informationen über den zu-künftigen Zeitschritt visualisiert.
In der vorliegenden Arbeit steht die Konzeption eines Visualisierungssystems imVordergrund, sodass die Kenntnis der entsprechenden Informationen über den zu-künftigen Zeitschritt als bekannt vorausgesetzt und deren Ermittlung nicht in dieAufgabenstellung dieser Arbeit einbezogen wird.
Die gemeinsame Visualisierung der skalaren Kenngrößen der neun Teilbereichedes Netzzustands und deren Zustandsbewertungen in der oberen Darstellungsebeneder Integralen Netzzustandsanzeige stellt eine weitere, grafische Methode der Da-
Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige 56
tenreduktion dar. Für diese grafische Datenreduktion werden die in Abschnitt 4.3.2näher beschriebenen integralen Anzeigen verwendet. Durch den Gesamteindruck,den die gemeinsame Visualisierung beim Betriebspersonal hervorruft, werden derglobale Netzzustand und weitere Informationen zu den Teilbereichen vermittelt.Die gemeinsame Visualisierung der skalaren Kenngrößen für die Teilbereiche desNetzzustands in der oberen Darstellungsebene entspricht der in [57] gefordertenBeschreibung des globalen Netzzustands durch eine „gemeinsame Bewertung vonSystemkenngrößen“.
In der mittleren Darstellungsebene der Integralen Netzzustandsanzeige werdenhauptsächlich grafische Methoden der Datenreduktion verwendet. Geeignete Visu-alisierungen vermitteln dem Betriebspersonal die für die Bewertung der einzelnenTeilbereiche relevanten Informationen. Durch die Art der Visualisierung und derenWirkung auf den Betrachter werden beispielsweise höherwertige Informationen zuden Teilbereichen zugänglich gemacht und Wichtiges wird besonders betont.
Für die Visualisierung von Informationen, die einem Ort im Netzplan, d.h. einemKnoten oder Zweig zugeordnet werden können, kommt wie in der oberen Darstel-lungsebene der Integralen Netzzustandsanzeige auch in der mittleren Ebene dieKombination einer numerischen und grafischen Datenreduktion zum Einsatz. Dienumerische Datenreduktion erfolgt durch die Berechnung skalarer Kenngrößen zurBeschreibung des Zustands eines Knotens bzw. Zweigs unter Berücksichtigungaller für den Knoten bzw. Zweig relevanten Einzelinformationen. Diese skalarenKenngrößen werden mit ihrer topologischen Zuordnung gemeinsam dargestellt,um mit Hilfe des Zustands der Knoten und Zweige Netzgebiete mit Warnungenund/oder Alarmen zu kennzeichnen. Die Berechnung der skalaren Kenngrößen fürBetriebsmittel mit topologischer Zuordnung wird ausführlich in Abschnitt 4.2 er-läutert.
Numerische und grafische Datenreduktion 57
4 Numerische und grafische Datenreduktion
4.1 Numerische Datenreduktion für Teilbereiche desNetzzustands
4.1.1 Anforderungen an die numerische Datenreduktion
Für die Visualisierung des globalen Netzzustands in der oberen Darstellungsebenedes hierarchischen Konzepts aus Abschnitt 3.1 werden skalare Kenngrößen zurCharakterisierung der neun Teilbereiche des Netzzustands verwendet. Die Berech-nung dieser skalaren Kenngrößen stellt eine numerische Datenreduktion dar. Zieldieser Datenreduktion ist es, die für den jeweiligen Teilbereich des Netzzustandswesentlichen Informationen zu erhalten, die besonders wichtigen Informationen zubetonen und die nicht relevanten Informationen zu vernachlässigen. Hierzu ist esnotwendig, die Bewertungskriterien nach denen das Betriebspersonal in der Netz-leitstelle den jeweiligen Teilbereich im Hinblick auf die Bewertung des globalenNetzzustands beurteilt, bei der Datenreduktion zu berücksichtigen.
Die wesentlichen Kriterien bei der Bewertung der einzelnen Teilbereiche desNetzzustands sind:
Grenzwertverletzungen bzw. die Nähe einzelner Werte zu deren Grenzwerten(Alarme bzw. Warnungen gemäß Abschnitt 3.3)
Abweichungen von vorgegebenen Sollwerten unter Berücksichtigung eines zu-lässigen Toleranzbereichs
Die grundsätzliche Bewertung eines Teilbereichs des Netzzustands durch das Be-triebspersonal auf Grund der vorliegenden Einzelinformationen über den jeweili-gen Teilbereich darf sich dabei von der Bewertung, die sich auf den Wert der ska-laren Kenngröße stützt, nicht unterscheiden.
Die skalaren Kenngrößen müssen die Informationen zu den Teilbereichen desNetzzustands enthalten, die für die Ableitung des globalen Netzzustands aus des-sen Teilbereichen erforderlich sind. Hierzu gehören im Wesentlichen die Alarmeund Warnungen in den einzelnen Teilbereichen nach dem Bewertungskonzept inAbschnitt 3.3, die zu entsprechenden Kenngrößenwerten führen müssen.
Zunehmend kritische Netzzustände, bei denen beispielsweise eine wachsende An-zahl von Einzelwerten in der unmittelbaren Nähe von Grenzwerten liegen, müssensteigende skalare Kenngrößenwerte ergeben. Der Verlauf der skalaren Kenngrößen
Numerische und grafische Datenreduktion 58
soll daher für zunehmend kritische Netzzustände monoton steigend sein. Dabeiwerden Alarme kritischer als Warnungen bewertet. Ein Netzzustand mit zweiAlarmen muss beispielsweise zu einem größeren Kenngrößenwert führen als einNetzzustand mit nur einem Alarm und weiteren Warnungen (vgl. zunehmend kriti-sche Testzustände in Tabelle 4.1).
Die Berechnung der skalaren Kenngrößen soll darüber hinaus derart erfolgen, dassder bei einer grafischen Anzeige der skalaren Kenngrößen zur Verfügung stehendeAnzeigebereich möglichst gleichmäßig ausgenutzt wird.
Der Kenngrößenwert, der sich bei Einhaltung des Sollzustands im jeweiligen Teil-bereich des Netzzustands ergibt, kann prinzipiell beliebig gewählt werden. Für dieskalaren Kenngrößen zur Visualisierung des globalen Netzzustands in der oberenDarstellungsebene der Integralen Netzzustandsanzeige wird ein Wert von 1,0 zurKennzeichnung des Sollzustands gewählt.
4.1.2 Vorbemerkung zum Potenzsummenansatz
Einige der in den folgenden Abschnitten näher erläuterten skalaren Kenngrößenberuhen auf einem Potenzsummenansatz, der für die jeweiligen Teilbereiche desNetzzustands speziell angepasst wird, um die gewünschte Aussagekraft und damitdas erforderliche Verhalten der skalaren Kenngröße zu erhalten. Dieser Ansatzdient als Grundlage für die weiteren Abschnitte und soll deshalb zunächst be-schrieben werden.
Ausgangspunkt ist die folgende allgemeine Potenzsumme, bei der ein unterschied-lich großer Einfluss der normierten Einzelwerte xi auf den Kenngrößenwert Kdurch die Wahl geeigneter Gewichtsfaktoren wi berücksichtigt wird.
∑=
⋅=N
1i
mii xwK (4.1)
Durch die Definition der normierten Einzelwerte xi für die Summation können beigeeigneten Soll-, Grenz- und Normierungswerten die relevanten Aspekte der Ein-zelinformationen (Abweichungen von Sollwerten, Grenzwertverletzungen etc.)hervorgehoben werden. Die Definition dieser Werte bestimmt im Wesentlichen dieAussagekraft der skalaren Kenngröße. Der Wert des Exponenten m legt fest, wiestark Alarme, d.h. Grenzwertverletzungen, die über eine entsprechende Normie-rung durch Werte xi>1,0 gekennzeichnet sind, in die Berechnung der skalarenKenngröße eingehen. Bei einem großen Exponenten m führt ein Alarm mit xi>1,0
Numerische und grafische Datenreduktion 59
zu einem großen Summanden ,xmi sodass sich ein entsprechend großer Wert für
die skalare Kenngröße K ergibt.
Um bei einer grafischen Anzeige der skalaren Kenngrößen den Anzeigebereichmöglichst gleichmäßig auszunutzen, wird der stark nichtlineare Verlauf der Po-tenzsumme aus Gleichung 4.1 durch eine Logarithmierung linearisiert. Auf Grunddes monoton steigenden Verlaufs der Logarithmusfunktion ist durch die Logarith-mierung nach wie vor die Forderung nach einem monoton steigenden Verlauf derskalaren Kenngröße K für zunehmend kritische Netzzustände erfüllt. Damit die lo-garithmierte Kenngröße nur positive Werte annimmt, wird der Wert 1,0 zur bishe-rigen Formulierung als Argument des Logarithmus addiert. Ein vorgegebener Pa-rameterwert Kg ergibt sich, wenn alle normierten Einzelwerte xi den Wert 1,0 ha-ben. Der Parameterwert Kg dient der Skalierung der Kenngröße K. Diese nimmtden Wert K=1,0 an, wenn alle normierten Einzelwerte xi den Wert Null aufweisen.Der modifizierte Potenzsummenansatz lautet:
⋅+⋅
−+=
∑
∑
=
=N
1ii
N
1i
mii
g
w
xw0,1log
)0,2log(
0,1K0,1K (4.2)
Für gleiche normierte Einzelwerte xi=x und Gewichtsfaktoren wi=1,0 ∀ i zeigtBild 4.1 den stark nichtlinearen Verlauf der Potenzsumme aus Gleichung 4.1 undBild 4.2 den linearisierten Verlauf des modifizierten Potenzsummenansatzes ausGleichung 4.2.
Eine weitere Anforderung an die skalare Kenngröße ist die besondere Berücksich-tigung von Alarmen mit Einzelwerten xi>1,0. Hierzu wird für jeden Einzelwerteine Schaltervariable Ai eingeführt, die einen entsprechenden Alarm kennzeichnet.Durch einen weiteren Summanden im Argument des Logarithmus, der den Wert1,0 annimmt, wenn mindestens ein Alarm vorliegt, und eine Erweiterung des Ex-ponenten lässt sich die Anforderung nach einer besonderen Berücksichtigung vonAlarmen erfüllen.
Die Berechnungsvorschrift lautet damit:
[ ]( )
+
⋅+⋅
−+= ∑
∑
∑=
=
=
⋅−+⋅N
1iiN
1ii
N
1i
A1e1mii
g Asgnw
xw0,1log
)0,2log(
0,1K0,1K
i
(4.3)
Numerische und grafische Datenreduktion 60
Mit:
>
=sonst;0
0,1x;1A i
i (4.4)
x
K
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2
m=2 m=3 m=4 m=5 m=6
Bild 4.1: Skalare Kenngröße K nach dem Potenzsummenansatzmit Parameter m=2, 3,..., 6
x
K
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2
m=2 m=3 m=4 m=5 m=6
Bild 4.2: Skalare Kenngröße K nach dem linearisierten Potenzsummenansatzmit Parametern m=2, 3,..., 6 und Kg=1,3
Numerische und grafische Datenreduktion 61
Bei dieser skalaren Kenngröße können Abweichungen vom Sollwert (0,0<xi≤1,0)durch den Exponenten m und Alarme (xi>1,0) durch den Exponenten e unter-schiedlich stark bewertet werden. Weiterhin ist sichergestellt, dass die Kenngrößemindestens den Wert Kg annimmt, sobald ein Alarm existiert.
Bild 4.3 zeigt den Verlauf der skalaren Kenngröße K aus Gleichung 4.3 für gleichenormierte Einzelwerte xi=x, wobei diese zur besseren Übersicht gleich gewichtetwerden (wi=1,0 ∀ i). Durch die unstetige Vorzeichenfunktion als zusätzlicherSummand im Argument des Logarithmus in Gleichung 4.3 entsteht im Verlauf derskalaren Kenngröße K ein je nach Wahl der Exponenten m und e unterschiedlichstark ausgeprägter, sprungartiger Übergang bei xi=1,0 vom Warn- zum Alarmbe-reich. Dieser Übergang führt zusammen mit der größeren Steigung des Verlaufs imAlarmbereich (xi>1,0) auf Grund des in diesem Bereich insgesamt größeren Expo-nenten (m⋅e) zu einer Abweichung vom linearisierten Verlauf in Bild 4.2. Diesegewünschte Abweichung dient der deutlichen Trennung des Warn- und Alarmbe-reichs sowie der stärkeren Betonung des Alarmbereichs.
Um das gewünschte Verhalten der skalaren Kenngröße K aus Gleichung 4.3 zuverifizieren und die Abhängigkeit von den Parametern zu analysieren, wurden diein Tabelle 4.1 angegebenen Testzustände definiert. Sie geben die Anzahl der Ab-weichungen, Warnungen und Alarme für zunehmend kritische Zustände an. Da be-reits die Existenz nur eines Alarms für den jeweiligen Zustand als kritisch be-trachtet wird, ist die Anzahl der Alarme für jeden Testzustand als absoluter Wert
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2
m=1 m=2 m=3 m=4 m=5 m=6 x
K
Bild 4.3: Modifizierte skalare Kenngröße K mit Parametern e=2,m=1, 2,..., 6 und Kg=1,3
Numerische und grafische Datenreduktion 62
angegeben. Die jeweilige Anzahl für Abweichungen vom Sollwert, für dessen Ein-haltung und für Warnungen stellen dagegen Anteile der Gesamtanzahl N der Ein-zelwerte dar. Bei der Anwendung der skalaren Kenngröße auf diese Testzuständewerden zur besseren Übersicht alle Einzelwerte gleich gewichtet (wi=1,0 ∀ i).
In Bild 4.4 sind die Verläufe der skalaren Kenngröße K für die zunehmend kriti-schen Testzustände mit N=28 Einzelwerten für unterschiedliche Exponenten mdargestellt. Zum einen ist zu erkennen, dass sich der Exponent m sowohl auf dieBereiche ohne sowie auf die Bereiche mit Alarmen auswirkt. Je größer der Expo-
nent gewählt wird, umso kleiner ist der Kenngrößenwert für Zustände ohne Alarmeund umso größer ist er für Zustände mit Alarmen. Der Exponent m bestimmt dem-nach die Steilheit des Übergangs vom Warn- zum Alarmbereich. Weiterhin wirddeutlich, dass die Kenngröße wie gewünscht beim Übergang von Testzustand 9ohne Alarme auf Testzustand 10 mit nur einem Alarm stark ansteigt und wie ge-fordert den beispielhaft gewählten Parameterwert Kg=1,3 überschreitet.
Bild 4.5 zeigt die Verläufe der skalaren Kenngröße K für die zunehmend kritischenTestzustände mit N=28 Einzelwerten für unterschiedliche Exponenten e. Deutlichzu erkennen ist, dass der Exponent e nur Auswirkungen auf Zustände mit Alarmenhat. Je größer der Wert dieses Exponenten gewählt wird, umso stärker steigt derKenngrößenwert bei vorhandenen Alarmen ab Testzustand 10, und umso deutli-cher ist eine Treppenstruktur ausgeprägt, die die Auswirkungen nur eines zusätzli-chen Alarms auf den Kenngrößenwert widerspiegelt.
Die Wahl geeigneter Parameter und deren Einfluss auf das Verhalten der skalarenKenngröße K ist an den Verläufen der Kenngröße für N=442 Einzelwerte in Bild4.6 und Bild 4.7 zu erkennen. Der in Bild 4.6 verwendete Exponent e=4 für dieBewertung von Alarmen reicht bei einer großen Anzahl der Einzelwerte nicht aus,um einzelne Alarme mit xi>1,0 ausreichend stark zu berücksichtigen. Die Divisiondurch die in diesem Beispiel große Anzahl der Gewichte wi vermindert den Kenn-größenwert so stark, dass sich der gewünschte Treppenverlauf im Bereich der
Bild 4.4: Skalare Kenngröße K für zunehmend kritische Testzustände mitParametern e=4, m=1, 2,..., 6, Kg=1,3 und N=28
Numerische und grafische Datenreduktion 64
Alarme wie in Bild 4.4 in diesem Beispiel nicht ausbilden kann. Für eine großeAnzahl N der Einzelwerte muss daher ein größerer Exponent e für die Bewertungder Alarme gewählt werden. Der Parameter Kg für die Skalierung der Kenngröße Kkann verwendet werden, um zusätzlich den Wertebereich der skalaren KenngrößeK zu spreizen. Bild 4.7 zeigt den auf N=442 Einzelwerte angepassten Verlauf derskalaren Kenngröße K durch Verwendung der Parameter e=10 und Kg=2,0.
Prinzipiell erfüllt damit die angegebene Berechnungsvorschrift der skalaren Kenn-größe in Gleichung 4.3 die gestellten Anforderungen. Für die relevanten Teilberei-che des Netzzustands kann sie mit entsprechenden Anpassungen verwendet wer-den. Die Definition der jeweiligen normierten Einzelwerte xi ist dabei besonderswichtig, da sie im Wesentlichen die Aussagekraft der skalaren Kenngröße für dieNetzüberwachung bestimmt. Durch die Wahl der Exponenten m und e wird dieBewertung von Warnungen und Alarmen und die Art des Übergangs vom Warn-zum Alarmbereich bestimmt. Eine harte Grenze mit einem relativ steilen Überganglässt sich zum Beispiel mit einem großen Exponenten m im Bereich von 4 bis 6 ab-bilden.
4.1.3 Knotenspannungen
Die skalare Kenngröße KKSP für die Knotenspannungsbeträge muss zum einenAbweichungen der aktuellen Knotenspannungen Ui von ihren Sollwerten Usoll,i be-
Bild 4.5: Skalare Kenngröße K für zunehmend kritische Testzustände mitParametern m=4, e=2, 4,..., 10, Kg=1,3 und N=28
Numerische und grafische Datenreduktion 65
rücksichtigen, die zum Beispiel als Ergebnis der Spannungsblindleistungsoptimie-rung vorliegen. Zum anderen müssen auch Verletzungen des zulässigen Span-nungsbands [Umin,i;Umax,i] durch die Kenngröße angezeigt werden.
Bild 4.7: Skalare Kenngröße K für zunehmend kritische Testzustände mitParametern e=10, m=1, 2,..., 6, Kg=2,0 und N=442
Numerische und grafische Datenreduktion 66
Mit der Definition geeigneter normierter Knotenspannungsabweichungen ∆ui nachGleichung 4.5 ergeben sich Werte ∆ui=0,0, wenn der Sollwert eingehalten wird,sowie Werte im Bereich 0,0<∆ui≤1,0, wenn Abweichungen vom Sollwert vorlie-gen und das zulässige Spannungsband eingehalten wird. Bild 4.8 verdeutlicht dieBerechnung von ∆ui und zeigt die zur Normierung verwendeten maximal zulässi-gen Abweichungen ∆U imax,
+ für Abweichungen der Knotenspannung Ui nach oben( ∆Ui
+ ) und ∆U imax,−
für Abweichungen nach unten (∆Ui− ). Bei Knotenspannungen
außerhalb des zulässigen Spannungsbands sind die Einzelwerte ∆ui>1,0 und wer-den durch das Potenzieren mit m entsprechend stärker als Abweichungen vomSollwert innerhalb des Spannungsbands (∆ui≤1,0) berücksichtigt.
−−
≥−
−
=∆sonst;
UU
UU
UU;UU
UU
u
imin,i,soll
ii,soll
i,sollii,sollimax,
i,solli
i (4.5)
Die Berechnungsvorschrift für die skalare Kenngröße KKSP der Knotenspannungs-beträge lautet:
[ ]( )
+
∆⋅+⋅
−+= ∑
∑
∑=
=
=
⋅−+⋅Kn
Kn
Kn
iN
1iiN
1ii
N
1i
A1e1mii
g,KSPKSP Asgn
w
uw0,1log
)0,2log(
0,1K0,1K (4.6)
Mit:
>∆
=sonst;0
0,1u;1A i
i (4.7)
NKn: Anzahl der Knotenm: ganzzahliger Exponent zur Bewertung von Warnungene: ganzzahliger Exponent zur Bewertung von Alarmenwi: Gewichtsfaktor für die Spannung des Knotens iKKSP,g: Kenngrößenwert KKSP=KKSP,g, falls ∆ui=1,0 ∀ i=1, 2,..., NKn
Durch die Normierung auf die Summe der Gewichtsfaktoren und die Multiplika-tion mit dem Parameter KKSP,g wird sichergestellt, dass die skalare Kenngröße denWert KKSP,g annimmt, wenn alle Knotenspannungen genau auf den Grenzen desSpannungsbands liegen. Werte KKSP>KKSP,g deuten damit Netzzustände an, in denenVerletzungen des Spannungsbands vorliegen (Alarme). Haben alle Spannungen ih-ren Sollwert Ui=Usoll,i angenommen, so ergibt sich ein Wert von KKSP=1,0, der die
Numerische und grafische Datenreduktion 67
gewünschte Knotenspannungssituation kennzeichnet. Die Gewichtsfaktoren wi er-möglichen es, die Spannungen wichtiger Knoten stärker zu berücksichtigen.
Da die skalare Kenngröße KKSP analog zur allgemeinen skalaren Kenngröße K ausGleichung 4.3 berechnet wird (∆ui=xi), entsprechen die Verläufe der skalarenKenngröße KKSP für gleiche normierte Knotenspannungsabweichungen ∆ui=∆u,gleicher Gewichtung (wi=1,0 ∀ i) und einem Parameter KKSP,g=1,3 denen der ska-laren Kenngröße K in Bild 4.3. Je größer der Exponent m gewählt wird, desto stär-ker steigt der Kenngrößenwert KKSP für normierte Spannungsabweichungen∆u>1,0 an und desto kleiner werden die Kenngrößenwerte im Bereich für∆u<1,0,in dem die Knotenspannungen von ihren Sollwerten abweichen und innerhalb desSpannungsbands liegen. Die Grenzen des Spannungsbands lassen sich mit einemExponenten m zwischen 4 und 6 als harte Grenzen oder mit kleineren Werten fürm als weiche Grenzen mit einem flacheren Übergang bei ∆u=1,0 abbilden.
4.1.4 Zweigauslastungen
Für die skalare Kenngröße KZWA der Zweigauslastungen sollen nur solche Zweigeberücksichtigt werden, deren Auslastung si größer als eine Warngrenze sw,i ist. DieAuslastung si ergibt sich aus der Normierung der Scheinleistung Si des Zweigs aufdessen Nennwert Sn,i. Zweige mit kleineren Auslastungen bedeuten keine kriti-schen Zustände und sind für eine globale Beschreibung der Zweigauslastungennicht von Bedeutung. Die skalare Kenngröße nimmt für Auslastungen kleiner alsdiese Warngrenze den Wert 1,0 für den Sollzustand an. Wird die Warngrenze sw,i
von einigen Auslastungen überschritten, so muss dies durch ein entsprechendesAnsteigen der skalaren Kenngröße angezeigt werden.
Bei Auslastungen größer als eine Alarmgrenze sa,i muss die skalare Kenngrößestärker als im Bereich sw,i≤ si ≤ sa,i anwachsen und Werte KZWA≥KZWA,g liefern. KZWA,g
wird erreicht, wenn alle Auslastungen si den Wert sa,i der Alarmgrenze angenom-men haben. Die unterschiedlich starke Bewertung der Auslastungen in den Berei-chen sw,i≤ si≤ sa,i und si>sa,i kann durch die als Parameter anzugebenden Exponentenm und e bestimmt werden.
U imin, Usoll i,Ui− Ui
+
U U Ui soll i imax, , min,− = −∆ U U Ui i soll imax, max, ,
+ = −∆
Ui−∆ Ui
+∆
imax,U U
Bild 4.8: Berechnung der normierten Knotenspannungsabweichung ∆ui
Numerische und grafische Datenreduktion 68
Die Berechnungsvorschrift für die skalare Kenngröße KZWA der Zweigauslastungenlautet:
[ ]( )
+
⋅⋅
+⋅−
+= ∑∑
∑=
=
=
⋅−+⋅
Zw
Zw
Zwi
N
1iiN
1ii
N
1i
B1e1m
i,a
iii
g,ZWAZWA Bsgn
w
s
swA
0,1log)0,2log(
0,1K0,1K (4.8)
Mit:
≥
=sonst;0
ss;1A i,wi
i (4.9)
>
=sonst;0
ss;1B i,ai
i (4.10)
NZw: Anzahl der Zweigem: ganzzahliger Exponent zur Bewertung von Warnungene: ganzzahliger Exponent zur Bewertung von Alarmenwi: Gewichtsfaktor für die Auslastung des Zweigs isw,i: Warngrenze der Auslastung des Zweigs isa,i: Alarmgrenze der Auslastung des Zweigs iKZWA,g: Kenngrößenwert KZWA=KZWA,g, falls si=sa,i ∀ i=1, 2,..., NZw
Bild 4.9 zeigt unter der Voraussetzung, dass alle Auslastungen den gleichen Wertsi=s haben und alle Zweige gleich gewichtet werden (wi=1,0 ∀ i), die prinzipiellenVerläufe der skalaren Kenngröße KZWA(s) für verschiedene Exponenten m und diefesten Parameter e=2, KZWA,g=1,3, sw,i=0,8 und sa,i=1,0 ∀ i. Zu erkennen ist, dass derExponent m die Steigung des Kenngrößenverlaufs im Bereich sw,i≤ s≤ sa,i, die Höheder sprunghaften Änderung an der Bereichsgrenze bei sw,i und die Steigung desweiteren Verlaufs für s> sa,i beeinflusst. Analog zur Kenngröße KKSP wirkt sich derExponent e nur auf den Alarmbereich mit s> sa,i aus.
4.1.5 Kuppelleitungen
Die skalare Kenngröße zur Beschreibung der Kuppelleitungen im Hinblick auf de-ren freie Übertragungskapazität muss sowohl Unterschreitungen einer vorgegebe-nen minimalen freien Übertragungskapazität (Alarme) als auch ausreichend große,aber nahe an den minimalen Werten liegende freie Übertragungskapazitäten (War-nungen) berücksichtigen. Da die freie Übertragungskapazität und die Auslastungeiner Kuppelleitung direkt ineinander umgerechnet werden können, lässt sich die
Numerische und grafische Datenreduktion 69
skalare Kenngröße KKLT für die freien Übertragungskapazitäten der Kuppelleitun-gen auch aus deren Auslastungen unter Berücksichtigung angepasster Warn- undAlarmgrenzen berechnen. Das hat den Vorteil, dass für die Kenngröße KKLT prinzi-piell die Berechnungsvorschrift KZWA der Zweigauslastungen verwendet werdenkann.
Die normierten Einzelwerte sKl,i ergeben sich in diesem Fall nach Gleichung (4.12)durch die Normierung der aktuellen Scheinleistung Si der Kuppelleitung i auf dennutzbaren Anteil der Nennscheinleistung Sn,i der Kuppelleitung unter der Voraus-setzung, dass eine freizuhaltende Kapazität existiert und diese kleiner als die Ka-pazität der Kuppelleitung ist (0,0<Sfrei,i<Sn,i). Sie stellen damit eine Art „Auslas-tung der nutzbaren Leitungskapazität“ dar. Der jeweilige Wert sKl,w,i für die Warn-grenze dieser nutzbaren Auslastung ergibt sich nach Gleichung (4.13) unter Be-rücksichtigung eines Parameters aKLT,w, der als prozentualer Anteil der Alarm-grenze das untere Ende des Warnbereichs kennzeichnet. Ein Wert vonaKLT,w=100% bedeutet zum Beispiel, dass das untere Ende des Warnbereichs mitder Alarmgrenze der nutzbaren Auslastung und damit mit dem oberen Ende desWarnbereichs zusammenfällt, d.h. es existiert kein Warnbereich. Ein Wert vonaKLT,w=50% dagegen definiert beispielsweise die obere Hälfte der nutzbaren Aus-lastung der Kuppelleitung als Warnbereich.
Für die skalare Kenngröße der Kuppelleitungen werden nur solche Kuppelleitun-gen berücksichtigt, deren Auslastung größer als die Warngrenze sKl,w,i der nutzba-
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2
m=1 m=2 m=3 m=4 m=5 m=6 s
KZ
WA
Bild 4.9: Skalare Kenngröße KZWA(s) mit Parametern e=2,m=1, 2,..., 6 und KZWA,g=1,3
Numerische und grafische Datenreduktion 70
ren Auslastung der Kuppelleitung ist. Die Berechnungsvorschrift für die skalareKenngröße KKLT der Kuppelleitungen lautet:
[ ]( )
+
⋅⋅+⋅
−+= ∑
∑
∑=
=
=
⋅−+⋅Kl
Kl
Kl
iN
1iiN
1ii
N
1i
B1e1mi,Klii
g,KLTKLT Bsgn
w
swA0,1log
)0,2log(
0,1K0,1K (4.11)
Mit:
i,freii,n
ii,Kl SS
Ss
−= (4.12)
( )i,freii,n
i,freiw,KLTi,w,Kl SS
Sa0,10,1s
−⋅−
−= (4.13)
≥
=sonst;0
ss;1A i,w,Kli,Kl
i (4.14)
>
=sonst;0
0,1s;1B i,Kl
i (4.15)
NKl: Anzahl der Kuppelleitungenm: ganzzahliger Exponent zur Bewertung von Warnungene: ganzzahliger Exponent zur Bewertung von Alarmenwi: Gewichtsfaktor für die Kuppelleitung iSi: Scheinleistungsfluss auf der Kuppelleitung iSn,i: Nennscheinleistung der Kuppelleitung iSfrei,i: freizuhaltende Scheinleistung auf der Kuppelleitung isKl,i: Auslastung der nutzbaren Leitungskapazität der Kuppelleitung isKl,w,i: Warngrenze der nutzbaren Leitungskapazität der Kuppelleitung i
aKLT,w: Anteil der nutzbaren Auslastung für die untere Grenze desWarnbereichs
Zur Berechnung der skalaren Kenngröße KSTE zur Beschreibung der Güte der StateEstimation wird die Abweichung des Zielfunktionswerts )ˆ(J x des Verfahrens derLastflussschätzung von dessen Erwartungswert )}ˆ(J{E x herangezogen. Hierbeistellt x den Vektor der Schätzwerte der Zustandsvariablen des elektrischen Ener-gieversorgungsnetzes, d.h. die Schätzwerte der komplexen Knotenspannungennach Betrag und Phase dar. Der Erwartungswert lässt sich als Differenz der AnzahlNmess der Eingangsgrößen (Messwerte) der State Estimation und der Anzahl Nzus
Numerische und grafische Datenreduktion 71
der Zustandsvariablen des elektrischen Energieversorgungsnetzes ausdrücken [74].Unter Verwendung des Parameters aSTE,g für den prozentualen Anteil der Abwei-chung des Zielfunktionswerts von seinem Erwartungswert, bei der der Parameter-wert KSTE,g als Kenngrößenwert erreicht wird, kann die skalare Kenngröße KSTE fürdie Güte der State Estimation nach Gleichung 4.16 berechnet werden.
( ) ( )zusmessg,STE
zusmessg,STESTE NNa
NN)ˆ(J0,1K0,1K
−⋅+−
⋅−+=x
(4.16)
Mit:
)ˆ(J x : Zielfunktionswert der State Estimation
x : Vektor der Schätzwerte der ZustandsvariablenNmess: Anzahl der Eingangsgrößen der State Estimation (Messwerte)Nzus: Anzahl der Zustandsvariablen des EnergieversorgungsnetzesaSTE,g: prozentualer Anteil der Abweichung des Zielfunktionswerts von
dessen Erwartungswert, bei dem der Kenngrößenwert KSTE,g erreichtwird
KSTE,g: Kenngrößenwert zur Kennzeichnung der Überschreitung desprozentualen Anteils aSTE,g
Zur Kennzeichnung des Zustands des Teilbereichs STE wird eine zusätzliche pro-zentuale Warngrenze aSTE,w verwendet. Überschreitet die Abweichung den durchdiese Warngrenze aSTE,w vorgegebenen Warnanteil der prozentualen AbweichungaSTE,g, d.h. es gilt J x( ) -Nmess+Nzus≥aSTE,w⋅[Nmess-Nzus]⋅aSTE,g, so wird der Zustanddes Teilbereichs STE des Netzzustands dem Warnbereich zugeordnet. Bei einerprozentualen Abweichung größer als aSTE,g befindet sich dieser Teilbereich STEdagegen im Alarmbereich.
Die konkrete Wahl der Parameter aSTE,g und aSTE,w hängt von der Anzahl derMesswerte und von der Anzahl der Netzknoten ab. Aus Simulationsrechnungen fürreale 110-kV-Netzgruppen eines deutschen Verbundunternehmens hat sich erge-ben, dass Parameterwerte aSTE,g=5% und aSTE,w=2,5% für die Berechnung der skala-ren Kenngröße KSTE bei diesen Netzgruppen geeignet sind.
4.1.7 Ausfallsimulationsrechnung
Auf Grund der sehr großen Informationsmenge als Ergebnis der Ausfallsimula-tionsrechnung werden für die Berechnung der skalaren Kenngröße KASR der Er-gebnisse der Ausfallsimulationsrechnung nicht die einzelnen Knotenspannungenund Zweigauslastungen aller Ausfallvarianten verwendet sondern nur die Anzahlder Knoten und Zweige mit Warnungen (NU,w und Ns,w) und Alarmen (NU,a und
Numerische und grafische Datenreduktion 72
Ns,a). Diese werden auf maximale Befundzahlen für die Anzahl der Warnungenund Alarme normiert und als additive Anteile bei der Berechnung der skalarenKenngröße KASR nach Gleichung 4.17 berücksichtigt.
( ) ( )gesa,ASR
a,sa,Ua,ASR
gesw,ASR
w,sw,Uw,ASRASR Na
NN0,1K
Na
NN0,1K0,1K
⋅+
⋅−+⋅
+⋅−+= (4.17)
Mit:
NU,w: Anzahl der Knotenspannungen im WarnbereichNs,w: Anzahl der Zweigauslastungen im WarnbereichNU,a: Anzahl der Knotenspannungen im AlarmbereichNs,a: Anzahl der Zweigauslastungen im AlarmbereichaASR,w: prozentualer Anteil der Warnungen, bei dem KASR,w erreicht wirdaASR,a: prozentualer Anteil der Alarme, bei dem KASR,a erreicht wirdNges: Gesamtanzahl der Knoten und Zweige aller AusfallvariantenKASR,w: Anteil des Kenngrößenwerts für WarnungenKASR,a: Anteil des Kenngrößenwerts für Alarme
Die skalare Kenngröße KASR steigt jeweils linear mit der Anzahl der Warnungenund Alarme an, wobei durch Vorgabe entsprechender Parameterwerte Alarme ei-nen stärkeren Einfluss als Warnungen auf den Wert der Kenngröße haben können.Die Wahl der Parameter aASR,a und aASR,w ist von der individuellen Bewertung derErgebnisse der Ausfallsimulationsrechnung abhängig, d.h. bei welcher AnzahlWarnungen und Alarme die Ergebnisse wie kritisch betrachtet werden. Die Para-meter müssen daher an das jeweilige Netz und die individuellen Bewertungskrite-rien angepasst werden. Für die Anwendung der Integralen Netzzustandsanzeige aufdie in Abschnitt 5.1 näher erläuterten Testsysteme werden die ParameterKASR,w=1,15, KASR,a=1,3, aASR,w=3% und aASR,a=1% verwendet. Sie führen zuKenngrößenwerten KASR, die den Teilbereich der Ausfallsimulationsrechnung fürdie verwendeten Testsysteme wie gefordert beschreiben.
4.1.8 Kurzschlussrechnung
Bei der Berechnung der skalaren Kenngröße KKSR für die Ergebnisse der Kurz-schlussrechnung finden einerseits Kurzschlussabschaltleistungen Berücksichti-gung, die von den Leistungsschaltern nicht abgeschaltet werden können (Alarme).Andererseits werden auch Kurzschlussabschaltleistungen, die zwar abgeschaltetwerden können, aber nahe an den Nennwerten der Kurzschlussabschaltleistungender Leistungsschalter liegen (Warnungen), in die Berechnung mit einbezogen.Analog zur Kenngröße KZWA für die Zweigauslastungen existiert für jeden Leis-
Numerische und grafische Datenreduktion 73
tungsschalter somit eine Warn- und eine Alarmgrenze. Hierbei sind Kurzschluss-abschaltleistungen unterhalb der jeweiligen Warngrenzen für die Beschreibung desTeilbereichs KSR im Hinblick auf das Ausschaltvermögen der Leistungsschalternicht relevant. Die Berechnung der skalaren Kenngröße KKSR erfolgt daher analogzur Kenngröße KZWA unter Verwendung der auf den Nennwert der Kurzschlussab-schaltleistung des jeweiligen Leistungsschalters normierten Kurzschlussabschalt-leistungen als Einzelwerte.
Die Berechnungsvorschrift für die Kenngröße KKSR lautet:
[ ]( )
+
⋅⋅+⋅
−+= ∑
∑
∑=
=
=
⋅−+⋅Ls
Ls
Ls
iN
1iiN
1ii
N
1i
B1e1mi,ausii
g,KSRKSR Bsgn
w
swA0,1log
)0,2log(
0,1K0,1K (4.18)
Mit:
i,zul
i,kurzi,aus S
Ss = (4.19)
≥
=sonst;0
ss;1A i,w,ausi,aus
i (4.20)
>
=sonst;0
0,1s;1B i,aus
i (4.21)
NLs: Anzahl der Leistungsschalterm: ganzzahliger Exponent zur Bewertung von Warnungene: ganzzahliger Exponent zur Bewertung von Alarmenwi: Gewichtsfaktor für den Leistungsschalter iSkurz,i: Kurzschlussabschaltleistung des Leistungsschalters iSzul,i: zulässige Kurzschlussabschaltleistung (Nennwert) des
Leistungsschalters isaus,w,i: Warngrenze der normierten Kurzschlussabschaltleistung des
Der Nennwert der Kurzschlussabschaltleistung der Leistungsschalter wird bei derBetriebsführung als harter Grenzwert betrachtet. Daher wird durch die Wahl derExponenten m und e für die jeweils vorliegende Anzahl NLs der Leistungsschalterals Einzelwerte bei der Berechnung der skalaren Kenngröße KKSR ein relativ steilerÜbergang vom Warn- zum Alarmbereich der normierten Kurzschlussabschaltleis-tungen saus,i verwendet (vgl. Abschnitt 4.1.2).
Numerische und grafische Datenreduktion 74
4.1.9 Netzzustandsoptimierung
Die skalare Kenngröße KOPT gibt an, inwieweit der aktuelle Netzzustand vom op-timalen Zustand als Ergebnis einer Optimierung im Bereich der Netzbetriebsfüh-rung abweicht. Sie wird aus den Abweichungen der für die Optimierung verwen-deten Zielfunktionswerte für den aktuellen Netzzustand von denen des optimalenNetzzustands berechnet. Diese Abweichungen werden auf einen für jedes Optimie-rungskriterium festgelegten prozentualen Toleranzanteil normiert und als Einzel-werte zi innerhalb des Potenzsummenansatzes für die skalare Kenngröße KOPT
verwendet. Einzelwerte 0,0<zi≤1,0 kennzeichnen Abweichungen vom optimalenWert, die kleiner als der vorgegebene Toleranzanteil sind (Warnungen), und Wertezi>1,0 sind nicht tolerierbare Abweichungen (Alarme).
Die skalare Kenngröße KOPT lässt sich mit den normierten Einzelwerten zi analogzur Kenngröße KKSP der Knotenspannungen berechnen:
[ ]( )
+
⋅+⋅
−+= ∑
∑
∑=
=
=
⋅−+⋅Kr
Kr
Kr
iN
1iiN
1ii
N
1i
A1e1mii
g,OPTOPT Asgn
w
zw0,1log
)0,2log(
0,1K0,1K (4.22)
Mit:
i,OPTi,opt
i,opti,akt
i aZ
ZZz
⋅−
= (4.23)
>
=sonst;0
0,1z;1A i
i (4.24)
NKr: Anzahl der bei der Optimierung berücksichtigten Kriterienm: ganzzahliger Exponent zur Bewertung von Warnungene: ganzzahliger Exponent zur Bewertung von Alarmenwi: Gewichtsfaktor für das Kriterium iZakt,i: Zielfunktionswert des Kriteriums i für den aktuellen NetzzustandZopt,i: Zielfunktionswert des Kriteriums i für den optimalen NetzzustandaOPT,i: prozentualer Toleranzanteil für das Kriterium iKOPT,g: Kenngrößenwert KOPT=KOPT,g, falls zi=1,0 ∀ i=1, 2,..., NKr
4.1.10 Lastprognose
Für die Berechnung der skalaren Kenngröße KPRO zur Kennzeichnung der Güte derLastprognose werden NLp Last- und Prognosewerte der Vergangenheit berücksich-
Numerische und grafische Datenreduktion 75
tigt, wobei der Index i=1 den jeweils jüngsten Wert kennzeichnet. Für jeden Zeit-schritt i wird die normierte Abweichung pi der Lastprognose Pp,i von der tatsächli-chen Last Pl,i ermittelt. Da durch die skalare Kenngröße vor allem gekennzeichnetwerden soll, ob Last und Prognose tendenziell auseinander laufen, werden über dieDefinition der Schaltervariable Ai in den Gleichungen 4.27 und 4.28 nur solchenormierten Abweichungen pi berücksichtigt, die in ihrer unmittelbaren zeitlichenAbfolge gleich gerichtet sind. Sobald sich das Vorzeichen der normierten Abwei-chung einmal ändert, werden die entsprechende Abweichung und alle folgendenAbweichungen für die Berechnung der skalaren Kenngröße KPRO nicht mehr inBetracht gezogen. Damit ist der Wert der skalaren Kenngröße umso größer, jemehr gleichgerichtete Abweichungen der Lastprognose von der Last in zeitlicherFolge existieren, d.h. je ausgeprägter der Trend ist.
Die Berechnungsvorschrift der skalaren Kenngröße KPRO für die Güte der Last-prognose lautet:
∑=
⋅⋅⋅−
+=LpN
1iii
PROLp
g,PROPRO pA
aN
0,1K0,1K (4.25)
Mit:
i,l
i,li,pi P
PPp
−= (4.26)
1A1 = (4.27)
( ) ( )
=∧== ∏
−
=
sonst;0
1Apsgnpsgn;1A
1i
1jj1i
i ; i=2, 3,..., NLp (4.28)
NLp: Anzahl der berücksichtigten Last- und PrognosewertePp,i: i-ter Lastprognosewert der VergangenheitPl,i: i-ter Lastwert der VergangenheitaPRO: prozentuale, tolerierbare Abweichung der Einzelwerte pi
KPRO,g: Parameter zur Skalierung des Kenngrößenbereichs
Die Zuordnung des Zustands des Teilbereichs PRO zum Warn- und Alarmbereichdes Bewertungskonzepts erfolgt über die Anzahl der zur Berechung der Kenngrößetatsächlich berücksichtigten Einzelwerte (Ai=1). Überschreitet diese Anzahl dieHälfte der insgesamt vorhandenen Werte NLp, so liegt der Alarmbereich vor. Wer-den weniger als die Hälfte der insgesamt vorhandenen Werte NLp, aber mindestenszwei Werte in die Berechnung mit einbezogen, so befindet sich der Zustand desTeilbereichs PRO im Warnbereich und anderenfalls im Normalbereich.
Numerische und grafische Datenreduktion 76
4.1.11 Energiebezugsverträge
Die skalare Kenngröße KEVT für die Energiebezugsverträge berücksichtigt für je-den Energiebezugsvertrag die Einhaltung einer Energie- und einer Leistungsbedin-gung im betrachteten Zeitpunkt t0,i. Hierbei stellt t0,i keine absolute Zeitangabe darsondern kennzeichnet einen Zeitpunkt innerhalb der vereinbarten Bezugszeit [0;Ti]bzw. die bereits abgelaufene Bezugszeit.
Die Energiebedingung stellt für jeden Vertrag eine zeitintegrale Bedingung dar undfordert den Bezug einer vereinbarten Energiemenge Esoll,i am Ende der vereinbar-ten Zeit Ti unter Berücksichtigung einer Toleranzgrenze atol,i. Diese zeitintegraleBedingung kann mit Hilfe der Mittelleistung Pm,i als Quotient der bis zum be-trachteten Zeitpunkt t0,i bezogenen Energie Eist,i und der abgelaufenen Zeit t0,i be-schrieben werden. Wird die Mittelleistung Pm,i auf deren Sollwert Pm,soll,i zum Endeder vereinbarten Zeit normiert, so lassen sich die in Bild 4.10 angegebenen Grenz-verläufe für die Warn- und Alarmbereiche eindeutig angeben. Wird der roteGrenzverlauf ein Mal unter- bzw. überschritten, so ist die Energiebedingung unab-hängig vom weiteren Energiebezug definitiv unter- bzw. überschritten. Der roteGrenzverlauf gibt damit den Alarmbereich für die Energiebedingung an.
Die einzelnen Abschnitte des roten Grenzverlaufs ergeben sich wie in Bild 4.10gezeigt aus den Leistungsbandgrenzen Pmax,i und Pmin,i der Bezugsleistung sowieaus dem Über- bzw. Unterschreiten der vereinbarten Energiemenge Esoll,i. Dergelbe Grenzverlauf kennzeichnet den Übergang vom Normal- zum Alarmbereich.Der Verlauf ergibt sich als prozentualer Anteil des roten Grenzverlaufs für den je-weiligen Zeitpunkt t0,i.
Für die Berechnung der skalaren Kenngröße KEVT werden die Energiebedingungender einzelnen Verträge in Form von Abweichungen pe,i der normierten Mittelleis-tungen vom Sollwert 1,0 berücksichtigt. Diese werden auf die maximal zulässigeAbweichung bis zum Auftreten einer Grenzwertverletzung bzw. eines Alarmsnormiert.
Für die normierte Abweichung pe,i gilt:
0,1P
P
0,1P
P
p
grenzi,soll,m
i,m
i,soll,m
i,m
i,e
−
−=
(4.29)
Numerische und grafische Datenreduktion 77
Mit:
ττ⋅== ∫ d)(Pt
1
t
EP
i,0t
0
i,bi,0i,0
i,isti,m (4.30)
i
i,solli,soll,m T
EP = (4.31)
Die normierte Mittelleistung im Nenner von Gleichung 4.29, bei der eine Grenz-wertverletzung erreicht wird, ist abhängig vom betrachteten Zeitpunkt t0,i und wirdwie folgt berechnet:
Für t0,i ≥ tmax,i ∧ Pm,i ≥ Pm,soll,i gilt:
( )i,soll,m
imin,
i,soll,m
imin,i,tol
i,0
i
i,soll,m
imax,,m
grenzi,soll,m
i,m
P
P
P
Pa0,1
t
T
P
P
P
P+
−+⋅==
(4.32)
Für t0,i ≥ tmin,i ∧ Pm,i < Pm,soll,i gilt:
Grenze aus Pmax,i
Grenze aus Pmin,i
Grenzen aus Esoll,i
i
i,0
T
ti
i
T
t
i,soll,m
i,m
P
P
i,soll,m
imax,
P
P
i,soll,m
imin,
P
P
i
imin,
T
t
i
imax,
T
t
0,25 0,50 0,75 1,00
1,0
3,0
2,0
Bild 4.10: Grenzverläufe für den Normal-, Warn- und Alarmbereich der Energie-bedingung eines Energiebezugsvertrags
Numerische und grafische Datenreduktion 78
( )i,soll,m
imax,
i,soll,m
imax,i,tol
i,0
i
i,soll,m
imin,,m
grenzi,soll,m
i,m
P
P
P
Pa0,1
t
T
P
P
P
P+
−−⋅==
(4.33)
Für t0,i < tmax,i ∧ Pm,i ≥ Pm,soll,i gilt:
i,soll,m
imax,
grenzi,soll,m
i,m
P
P
P
P=
(4.34)
Für t0,i < tmin,i ∧ Pm,i < Pm,soll,i gilt:
i,soll,m
imin,
grenzi,soll,m
i,m
P
P
P
P=
(4.35)
Die Zeiten tmin,i und tmax,i werden wie folgt berechnet:
( )( )imin,imax,
i,solli,tolimax,iimin, PP
Ea0,1PTt
−⋅−−⋅
= (4.36)
( )( )imin,imax,
imin,ii,solli,tolimax, PP
PTEa0,1t
−⋅−⋅+
= (4.37)
Voraussetzung für die hier angegebenen Gleichungen sind zeitlich konstante Leis-tungsbandgrenzen Pmin,i und Pmax,i für die gesamte Bezugszeit [0;Ti].
Die Leistungsbedingung besagt, dass das Leistungsband [Pmin,i;Pmax,i] von der Be-zugsleistung Pb,i eingehalten werden muss. Bei der Berechnung der skalaren Kenn-größe KEVT werden neben den möglichen Verletzungen dieses Leistungsbands(Alarme) auch Abweichungen der Bezugsleistung Pb,i von einer optimalen Be-zugsleistung Pb,opt,i berücksichtigt. Dieser optimale Bezugswert ergibt sich unterder Voraussetzung einer konstanten Bezugsleistung Pb,i für die verbleibende Be-zugszeit [t0,i;Ti] aus der noch verbleibenden Energiemenge [37]:
i,0i
i,isti,solli,opt,b tT
EEP
−−
= (4.38)
Liegt die nach Gleichung 4.38 berechnete optimale Bezugsleistung nicht im Be-reich [1,05∙Pmin,i;0,95∙Pmax,i], so wird sie auf diesen Bereich begrenzt, um einenausreichend großen Abstand zu den Grenzen des Bezugsbands zu gewährleisten.
Numerische und grafische Datenreduktion 79
Für die normierte Abweichung der Bezugsleistung gilt:
−−
≥−−
=sonst;
PP
PP
PP;PP
PP
p
mini,opt,b
i,bi,opt,b
i,opt,bi,bi,opt,bimax,
i,opt,bi,b
i,b (4.39)
Die skalare Kenngröße KEVT für die Energiebezugsverträge lässt sich aus den nor-mierten Abweichungen der Mittelleistungen und der Bezugsleistungen der Ener-giebezugsverträge nach Gleichung 4.40 berechnen.
( )[ ]( ) [ ]( )[ ]
⋅
+⋅+
++⋅
−+=
∑
∑∑
=
=
⋅−+⋅⋅−+⋅
=Eb
Eb
ii
Eb
N
1ii
N
1i
B1e1mi,b
A1e1mi,eiN
1iii
g,EVTEVT
w0,2
ppwBAsgn0,1log
)0,2log(
0,1K0,1K
(4.40)
Mit:
>
=sonst;0
0,1p;1A i,e
i (4.41)
>
=sonst;0
0,1p;1B i,b
i (4.42)
NEb: Anzahl der Energiebezugsverträgem: ganzzahliger Exponent zur Bewertung von Warnungene: ganzzahliger Exponent zur Bewertung von Alarmenwi: Gewichtsfaktor für den Energiebezugsvertrag ipe,i: normierte Abweichung der Mittelleistung des Energiebezugs-
vertrags ipb,i: normierte Abweichung der Bezugsleistung des Energiebezugs-
Die angegebenen Berechnungsvorschriften der skalaren Kenngrößen für die neunTeilbereiche des Netzzustands können auf zwei prinzipielle Vorschriften zurückge-führt werden. Dies ist der in Abschnitt 4.1.2 bereits näher erläuterte Potenzsum-
Numerische und grafische Datenreduktion 80
menansatz, der für die Teilbereiche KSP, ZWA, KLT, KSR, OPT und EVT ver-wendet wird. Die Eigenschaften und das Verhalten dieser Berechnungsvorschriftwurden mit Hilfe der Testzustände aus Tabelle 4.1 im Hinblick auf die gestelltenAnforderungen verifiziert und als geeignet beurteilt.
Weiterhin kommt eine zweite prinzipielle Berechnungsvorschrift, bei der die ska-lare Kenngröße linear mit den Abweichungen der jeweiligen Einzeldaten ansteigt,für die Teilbereiche ASR, STE und PRO zum Einsatz. Auf Grund des vergleichs-weise einfachen Aufbaus und des linearen Verhaltens dieser Berechnungsvor-schriften ist eine genauere Analyse mit Hilfe von Testzuständen nicht notwendig.
Durch die Anwendung der Integralen Netzzustandsanzeige auf vier in Abschnitt5.1 näher erläuterte reale elektrische Energieversorgungsnetze wurden die skalarenKenngrößen zur Visualisierung des globalen Netzzustands analysiert und verifi-ziert. Dabei hat sich gezeigt, dass die verwendeten skalaren Kenngrößen die gefor-derten Eigenschaften aufweisen. Sie sind somit geeignet, die einzelnen Teilberei-che des Netzzustands bezüglich ihres Zustands und der wesentlichen Informatio-nen für die Beurteilung des globalen Netzzustands zu beschreiben und diesendurch eine gemeinsame Darstellung der skalaren Kenngrößen zu visualisieren.
Die Anpassung der in den Berechnungsvorschriften enthaltenen Parameter für einkonkretes elektrisches Energieversorgungsnetz ist im Einzelfall notwendig. Beidieser Anpassung ist die Art und Weise der Betriebsführung zu berücksichtigen.Diese ist zum Beispiel durch die Definition vor allem der Warn- und der Alarm-grenzen sowie durch die Bewertung von Warnungen und Alarmen gekennzeichnet.
4.2 Numerische Datenreduktion für Betriebsmittel mittopologischer Zuordnung
4.2.1 Vorbemerkung
Neben der in Abschnitt 4.1 beschriebenen numerischen Datenreduktion für die ein-zelnen Teilbereiche des Netzzustands wird eine weitere numerische Datenreduk-tion mit einer topologischen Zuordnung der Einzelinformationen für die Beschrei-bung des Zustands einzelner Betriebsmittel bzw. einzelner Bereiche des Netzes an-gewendet. Ziel dieser Datenreduktion ist es, alle für einen Knoten bzw. Zweig zurVerfügung stehenden Informationen in einer skalaren Kenngröße für den Zustanddes Knotens bzw. Zweigs zusammenzufassen. Dadurch können Warnungen undAlarme über die Verknüpfung mit einem Knoten oder Zweig einem Ort im Netzzugeordnet werden. Über diese topologische Zuordnung steht für die Beurteilung
Numerische und grafische Datenreduktion 81
des betrachteten Netzzustands zusätzliche implizite Information zur Verfügung,mit der ein Alarm zum Beispiel relativiert oder auch in seiner Bedeutung für denNetzzustand stärker berücksichtigt werden kann. Weiterhin ist es durch eine geeig-nete Visualisierung der skalaren Kenngrößen für die einzelnen Knoten und Zweigedes Netzes möglich, sowohl einzelne kritische Netzelemente als auch größereNetzregionen mit Warnungen und/oder Alarmen schnell zu erkennen.
Die skalaren Kenngrößen für diese Form der numerischen Datenreduktion mit to-pologischer Zuordnung werden aus den relevanten Einzelinformationen der Kno-ten und Zweige analog zu den Berechnungsvorschriften des Abschnitts 4.1 für dienumerische Datenreduktion innerhalb der Teilbereiche des Netzzustands berech-net. Sie haben daher prinzipiell die gleichen Eigenschaften wie die skalaren Kenn-größen aus Abschnitt 4.1, wobei allerdings der Zustand eines Knotens oder Zweigsausschließlich über den Wert der skalaren Kenngröße und nicht über eine zusätzli-che Zustandskodierung wie bei den Teilbereichen des Netzzustands beschriebenwird.
4.2.2 Skalare Knotenkenngröße
Für die Berechnung der skalaren Kenngröße KKn für den Zustand eines einzelnenKnotens werden alle für diesen Knoten zur Verfügung stehenden Einzelinforma-tionen berücksichtigt. Dies sind die Knotenspannungsbeträge des Grundfalls undaller Varianten der Ausfallsimulationsrechnung sowie die Ergebnisse der Kurz-schlussrechnung, die dem jeweiligen Knoten zugeordnet werden können. Bei denErgebnissen der Kurzschlussrechnung sind das die Kurzschlussleistungen der demKnoten zugewandten Leistungsschalter der Zweige, die mit dem betrachtetenKnoten verbunden sind. Bei den Ergebnissen der Kurzschlussrechnung handelt essich prinzipiell um knoten- und zweigbezogene Größen. Zur Kennzeichnung ein-zelner Gebiete des Netzes werden die Ergebnisse der Kurzschlussrechnung jedochnur als knotenbezogene Größe bei der numerischen Datenreduktion mit topologi-scher Zuordnung betrachten. Die Knotenspannungen und Kurzschlussleistungenwerden wie bei der Berechnung der skalaren Kenngrößen für die Teilbereiche KSPund KSR des Netzzustands normiert. Die normierten Kurzschlussleistungen derLeistungsschalter finden für die Berechnung der skalaren Kenngröße nur Berück-sichtigung, wenn diese mindestens den Wert der Warngrenze saus,w,i aufweisen.
Die Berechnungsvorschrift der skalaren Kenngröße KKn für den Zustand einesKnotens lautet:
Numerische und grafische Datenreduktion 82
[ ]( ) [ ]( )
+
⋅⋅+∆⋅+
++⋅
−+=
∑∑
∑∑
∑∑
==
=
⋅−+⋅
=
⋅−+⋅
==
ZwASR
Zw
i
ASR
i
ZwASR
N
1ii,Ls
N
0ii,ASR
N
1i
C1e1mi,ausi,Lsi
N
0i
A1e1mii,ASR
N
1ii
N
0ii
g,KnKn
ww
swBuw
CAsgn0,1log)0,2log(
0,1K0,1K
(4.43)
Mit:
−−
≥−
−
=∆sonst;
UU
UU
UU;UU
UU
u
minsoll
isoll
sollisollmax
solli
i (4.44)
i,zul
i,kurzi,aus S
Ss = (4.45)
>∆
=sonst;0
0,1u;1A i
i (4.46)
≥
=sonst;0
ss;1B i,w,ausi,aus
i (4.47)
>
=sonst;0
0,1s;1C i,aus
i (4.48)
NASR: Anzahl der Varianten der AusfallsimulationsrechnungNZw: Anzahl der mit dem Knoten verbundenen Zweigem: ganzzahliger Exponent zur Bewertung von Warnungene: ganzzahliger Exponent zur Bewertung von AlarmenwASR,i: Gewichtsfaktor für den Grundfall (i=0) bzw. für die Ausfallvariante iwLs,i: Gewichtsfaktor für den Leistungsschalter iUi: Knotenspannung des Grundfalls (i=0) bzw. der Ausfallvariante iUsoll: Sollwert der KnotenspannungUmax: maximal zulässige KnotenspannungUmin: minimal zulässige KnotenspannungSkurz,i: Anteil der Kurzschlussleistung über den Leistungsschalter iSzul,i: zulässige Kurzschlussleistung des Leistungsschalters isaus,w,i: Warngrenze der normierten Kurzschlussleistung des
Leistungsschalters i
Numerische und grafische Datenreduktion 83
KKn,g: Kenngrößenwert KKn=KKn,g, falls ∆ui=1,0 ∀ i=0, 1,..., NASR und
saus,i=1,0 ∀ i=1, 2,..., NZw
4.2.3 Skalare Zweigkenngröße
In die Berechnung der skalaren Kenngröße KZw für den Zustand eines einzelnenZweigs fließen zum einen die Zweigauslastungen des Grundfalls und dieZweigauslastungen aller Varianten der Ausfallsimulationsrechnung ein. Die ein-zelnen Zweigauslastungen ergeben sich aus der Normierung des jeweiligenScheinleistungsflusses Si des Grundfalls (i=0) und der Ausfallvarianten (i=1, 2,...,NASR) auf die Nennscheinleistung Sn des Zweigs. Zum anderen werden die freienKapazitäten auf der Leitung im Grundfall und in allen Ausfallvarianten berück-sichtigt, falls der Zweig eine Kuppelleitung ist. Analog zur Berechnung der skala-ren Kenngrößen KZWA und KKLT finden die Zweigauslastungen si und die Auslas-tungen der nutzbaren Leitungskapazität sKl,i bei Kuppelleitungen nur dann bei derBerechnung der skalaren Kenngröße KZw Berücksichtigung, wenn diese mindes-tens den Wert der Warngrenze sw bzw. sKl,w aufweisen.
Die Berechnungsvorschrift der skalaren Kenngröße KZw für den Zustand einesZweigs lautet:
( )
[ ]( )[ ]( )
( )
⋅+
⋅⋅+
⋅⋅
+
⋅+
+⋅
−+=
∑
∑
∑
=
=
⋅−+⋅⋅−+⋅
=
ASR
ASR
i
i
ASR
N
0ii,ASR
N
0i
D1e1mi,Kli
B1e1m
a
iii,ASR
N
0iii
g,ZwZw
wF1
sFCs
sAw
FDBsgn0,1log)0,2log(
0,1K0,1K
(4.49)
Mit:
n
ii S
Ss = (4.50)
frein
ii,Kl SS
Ss
−= (4.51)
( )frein
freiww,Kl SS
Sa0,10,1s
−⋅−−= (4.52)
≥
=sonst;0
ss;1A wi
i (4.53)
Numerische und grafische Datenreduktion 84
>
=sonst;0
ss;1B ai
i (4.54)
≥
=sonst;0
ss;1C w,Kli,Kl
i (4.55)
>
=sonst;0
0,1s;1D i,Kl
i (4.56)
=sonst;0
ist ungKuppelleit eine der Zweig falls;1F (4.57)
NASR: Anzahl der Varianten der Ausfallsimulationsrechnungm: ganzzahliger Exponent zur Bewertung von Warnungene: ganzzahliger Exponent zur Bewertung von AlarmenwASR,i: Gewichtsfaktor für den Grundfall (i=0) bzw. für die Ausfallvariante isw: Warngrenze der Auslastung des Zweigssa: Alarmgrenze der Auslastung des ZweigsSi: Scheinleistungsfluss auf dem Zweig im Grundfall (i=0) bzw. in der
Ausfallvariante iSn: Nennscheinleistung des ZweigsSfrei: freizuhaltende Scheinleistung auf dem Zweig als KuppelleitungsKl,i: Auslastung der nutzbaren Leitungskapazität als KuppelleitungsKl,w: Warngrenze der nutzbaren Leitungskapazität als Kuppelleitungaw: untere Grenze des Warnbereichs der nutzbaren Auslastung als Kup-
pelleitungKZw,g: Kenngrößenwert KZw=KZw,g, falls si=sa und sKl,i=1,0 ∀ i=0, 1,..., NASR
4.3 Grafische Datenreduktion
4.3.1 Allgemeines
Neben der numerischen Datenreduktion wird die Methode der grafischen Datenre-duktion in der Integralen Netzzustandsanzeige eingesetzt. Zum einen wird die fürdie Visualisierung des globalen Netzzustands erforderliche sehr starke Datenre-duktion durch eine Kombination einer numerischen und einer grafischen Datenre-duktion durch eine gemeinsame Darstellung der neun skalaren Kenngrößen reali-siert. Zum anderen stellt die Visualisierung der wesentlichen Informationen zu denTeilbereichen des Netzzustands in der mittleren Darstellungsebene ebenfalls einegrafische Datenreduktion dar. In beiden Fällen erfolgt die grafische Datenreduk-tion durch eine Mustererkennung innerhalb der visuellen Information, bei der die
Numerische und grafische Datenreduktion 85
hervorragende Fähigkeit des menschlichen Gehirns genutzt wird, in visuellen In-formationen Muster zu erkennen und zu interpretieren [58].
Grundlage für die Mustererkennung ist die Fähigkeit der menschlichen Wahrneh-mung, Inhomogenitäten innerhalb einer großen Anzahl elementarer visueller Reizefür eine spontane und unbewusste Trennung in Figur und Grund zu nutzen [14].Dabei werden die Umrisse der Figuren als Form wahrgenommen, während derHintergrund formlos bleibt und weiter entfernt erscheint. Die Gestaltungsgesetzebeschreiben, auf welche Weise die einzelnen Elemente zu Figuren und Gestaltenzusammengefasst werden (vgl. Abschnitt 2.3.4).
Die eigentliche Datenreduktion erfolgt einerseits dadurch, dass Figuren als Ganzeswesentlich schneller wahrgenommen werden können als die Einzelelemente, ausdenen sie gebildet werden. Andererseits können durch eine geeignete Gruppierungbzw. Anordnung der Einzelelemente in der Darstellung regelmäßige Strukturenzum Beispiel zur Kennzeichnung eines Sollzustands erzeugt werden. Abweichun-gen von diesen regelmäßigen Strukturen auf Grund eines nicht eingehaltenen Soll-zustands können vom Menschen durch die Fähigkeiten der visuellen Wahrneh-mung leicht, schnell und sicher erkannt werden.
Das Ziel bei der Gestaltung geeigneter grafischer Darstellungen zur effektivenDatenreduktion ist die Vermittlung einer Aussage im Sinne einer Botschaft an denBenutzer bzw. Betrachter [14]. Eine Aussage teilt dem Empfänger von einzelnenDaten über deren Informationsgehalt hinaus das „Wesentliche“ mit. Das „Wesent-liche“ hängt dabei vom Empfänger bzw. Benutzer der Darstellung und seinen Auf-gaben, vom Sachverhalt und der gegebenen Situation ab. Eine grafische Darstel-lung besitzt dann eine Aussagekraft, wenn das für die Beurteilung der aktuellenSituation Wichtige für den Betrachter unmittelbar zu erkennen ist.
Für die Gestaltung der einzelnen Diagramme der Integralen Netzzustandsanzeigewurden die wesentlichen Informationen für die jeweiligen Teilbereiche des Netz-zustands ermittelt und durch die Verwendung geeigneter Gestaltungselemente in-nerhalb der grafischen Darstellungen berücksichtigt. Die für die gestellte Aufgabewesentlichen Informationen können vom Betrachter nur intuitiv aufgenommenwerden, wenn sie durch die Eigenschaften der gewählten Darstellungsform geeig-net kodiert werden. Denn nur wenn es dem Betrachter gelingt, die geeignet ko-dierten Informationen wirkungsvoll zu entschlüsseln, kann die grafische Darstel-lung den Betrachter bei der Durchführung seiner Aufgabe unterstützen. Entschei-dend ist bei der grafischen Darstellung der Einzelinformationen der Gesamtein-druck, den die Anzeige beim Betrachter hervorruft. Der Gesamteindruck muss esdem Betriebspersonal ermöglichen, sowohl die notwendigen Übersichtsinforma-
Numerische und grafische Datenreduktion 86
tionen als auch wichtige Einzelinformationen im Detail intuitiv aufzunehmen.Durch eine gemeinsame grafische Darstellung der relevanten Einzelinformationenmit ihren Grenzwerten, zulässigen Betriebsbereichen und möglichen Sollwertenkann sofort ein Bezug zwischen diesen Größen hergestellt und die Gesamtsituationauf einem Blick beurteilt werden.
Bei der grafischen Datenreduktion vor allem in der mittleren Darstellungsebeneder Integralen Netzzustandsanzeige müssen aus den Einzelinformationen die hö-herwertigen Informationen über den jeweiligen Teilbereich des Netzzustands alswesentliche Aussagen gebildet und vermittelt werden. Gerade die höherwertigenInformationen über den Netzzustand sind ohne eine geeignete Visualisierung fürdas Betriebspersonal oft schwer zu erfassen, weil sie zunächst aus den Einzeldatenabgeleitet werden müssen.
Der Datenreduktion in der oberen Darstellungsebene der Integralen Netzzustands-anzeige für die Visualisierung des globalen Netzzustands kommt auf Grund der zuberücksichtigenden sehr großen Informationsmenge eine besondere Bedeutung zu.Deshalb werden die in dieser Darstellungsebene zur grafischen Datenreduktioneingesetzten integralen Anzeigen im nächsten Abschnitt erläutert.
4.3.2 Integrale Anzeigen
Der globale Netzzustand wird in der Integralen Netzzustandsanzeige durch diegemeinsame Darstellung der neun skalaren Kenngrößen für die Teilbereiche desNetzzustands visualisiert. Hierzu kommen integrale Anzeigen als eine ausgeprägteForm analoger Darstellungen von Information zum Einsatz. Sie gehören zur Klasseder Multivariablenanzeigen und sind dadurch gekennzeichnet, dass sie gleichzeitigmehrere Größen und deren Abhängigkeit voneinander wiedergeben. Die durch dengrafischen Gesamteindruck der Multivariablenanzeige erzielte Aussage übertrifftdabei die Aussagen getrennter Anzeigen derselben Größen bei weitem [14]. Durchdie Wirkung der integralen Anzeige auf den Betrachter und durch die Eigenschaf-ten, die durch die gemeinsame Darstellung der skalaren Kenngrößen als Einzelda-ten entstehen, werden dem Betrachter höherwertige Informationen über den glo-balen Netzzustand vermittelt [40].
Die Wirkungsweise integraler Anzeigen beruht hauptsächlich auf den Fähigkeitender visuellen Wahrnehmung beim Menschen (vgl. Abschnitt 2.3). Der Menschreagiert der Prägnanztendenz folgend äußerst empfindlich auf unsymmetrischeFormen und kann diese sehr schnell erkennen. Symmetrische Formen, mit denenein Sollzustand gekennzeichnet wird, wirken auf den Betrachter optisch stabil, ge-
Numerische und grafische Datenreduktion 87
ordnet und ausgeglichen und assoziieren einen zufriedenstellenden Zustand. Un-symmetrien wirken dagegen instabil und zwingen den Betrachter zum weiteren ge-nauen Hinsehen, um die Ursache für den gestörten Zustand zu lokalisieren. Genaudieses Verhalten wird vom Betriebspersonal bei einer Abweichung des Netzes vomSollzustand erwartet und durch die integrale Anzeige unterstützt.
Ein eher exotisches aber dennoch sehr anschauliches Beispiel für eine integraleAnzeige zur Visualisierung mehrerer variabler Größen und deren Beziehung zu-einander sind die so genannten Chernoff-Gesichter [14, 40, 44]. In skizziertenmenschlichen Gesichtern werden in diesen Anzeigen bis zu achtzehn Gesichts-eigenschaften entsprechend den darzustellenden Größen verändert. Diese Eigen-schaften sind beispielsweise die Augengröße, die Krümmung der Augenbrauenund die Größe des Munds (vgl. Bild 4.11). Die sich so mit den variablen Größenverändernden Gesichtsausdrücke vermitteln dem Betrachter schnell einen Eindrucküber die dargestellten Zusammenhänge. Werden zum Beispiel den beiden Ge-sichtshälften zu vergleichende Bereiche der darzustellenden Größen zugeordnet,können Unterschiede zwischen den Größen dieser beiden Bereiche leicht als Un-symmetrien im Gesichtsausdruck erkannt werden.
Das Kiviat-Diagramm ist ein weiteres, praxisrelevantes Beispiel für eine integraleAnzeige, bei der dem Betrachter die Hauptaussage über die Symmetrie bzw. Un-symmetrie des Diagramms vermittelt wird. Es wird in der Literatur auch als Wolff-Diagramm oder Stern-Diagramm bezeichnet und wurde erstmals 1967 vom Medi-ziner H. S. Wolff zur Visualisierung des Gesundheitszustands eines Patienten ein-gesetzt [14]. Das Kiviat-Diagramm besteht aus einzelnen Achsen, die in äquidis-tanten Winkelabständen über einen Vollkreis verteilt sind und damit ein symmetri-sches Achsensystem bilden (vgl. Bild 4.12). Auf diesen Achsen werden mit einergeeigneten Normierung und Skalierung die darzustellenden skalaren Kenngrößenfür die Teilbereiche des Netzzustands als Einzelwerte abgetragen. Die Skalierungder Achsen bzw. der skalaren Kenngrößen erfolgt derart, dass durch die Verbin-
Bild 4.11: Chernoff-Gesichter als Beispiel einer integralen Anzeige [14]
Numerische und grafische Datenreduktion 88
dungslinie der auf den Achsen abgetragenen Einzelwerte im Sollzustand ein sym-metrischer Polygonzug entsteht. Durch die symmetrische Form wird dem Be-trachter intuitiv der ungestörte Sollzustand vermittelt. Weichen Einzelwerte von ih-rem Sollwert ab, so wird der symmetrische Polygonzug verzerrt. Der dann vorlie-gende unsymmetrische Polygonzug wird vom Betrachter schnell wahrgenommen,da der Mensch empfindlich auf Unsymmetrien reagiert. Der Grad der Verzerrungstellt ein Maß für die Abweichung des Netzes vom Sollzustand dar und kann aufGrund der Fähigkeiten der visuellen Wahrnehmung des Menschen gut erkanntwerden. Die Wirkungsweise der Symmetrie bzw. Unsymmetrie beim Kiviat-Dia-gramm verdeutlicht Bild 4.12.
Die Normierung und Skalierung der einzelnen Achsen des Kiviat-Diagramms sindfür den Gesamteindruck, den die Anzeige beim Betrachter hervorruft, besonderswichtig. Nur durch eine geeignete Normierung ist ein symmetrisches Diagrammfür den Sollzustand zu erzielen. Die Skalierung der einzelnen Achsen bestimmtdagegen den Einfluss, den Änderungen der jeweiligen Einzelwerte auf das Ausse-hen des Diagramms und damit auf den Gesamteindruck haben. Zur Verdeutlichungdes Einflusses der Normierung und Skalierung auf den Gesamteindruck zeigt Bild4.13 drei allgemeine Kiviat-Diagramme, die die gleichen Einzelwerte darstellen,aber unterschiedlich skaliert sind und dadurch völlig unterschiedlich auf den Be-trachter wirken.
Durch die Wahl weiterer Gestaltungsparameter wie zum Beispiel des Linienstilsund der Linienbreite des Polygonzugs sowie der Farbe der Füllfläche des Kiviat-Diagramms kann der Gesamteindruck des Diagramms zusätzlich beeinflusst wer-den. Überschreiten zum Beispiel einige Einzelwerte die vorgegebenen Grenzwerte,so kann dies durch einen entsprechenden Farbumschlag der Füllfläche besondersgekennzeichnet werden. Das Kiviat-Diagramm bietet darüber hinaus die Möglich-
ungestörter Zustand gestörter Zustand
Bild 4.12: Prinzip des Kiviat-Diagramms als Beispiel einer integralen Anzeige
Numerische und grafische Datenreduktion 89
keit, Grenzwerte durch entsprechende Hilfspolygonzüge zusammen mit den Ein-zelwerten darzustellen. Durch die Lage der einzelnen Datenpunkte zu diesen Hilfs-polygonzügen können vorliegende Grenzwertverletzungen und der Abstand derEinzelwerte von den Grenzwerten sehr schnell und einfach erkannt werden. Kriti-sche Netzzustände, bei denen viele Werte geringfügig unterhalb eines oberenGrenzwerts bzw. oberhalb eines unteren Grenzwerts liegen, können daher bei einerVisualisierung mit dem Kiviat-Diagramm gut erkannt werden.
Das Kiviat-Diagramm zur Darstellung der skalaren Kenngrößen für die Visualisie-rung des globalen Netzzustands weist allerdings einige gravierende Nachteile auf.Zum einen ergibt sich auch dann ein symmetrisches Diagramm, wenn alle skalarenKenngrößen gleichmäßig vom Sollzustand abweichen (vgl. Bild 4.14). Zwar kanneine solche Abweichung aller Einzelwerte durch eine Abweichung des Polygon-zugs, der die Einzelwerte verbindet, von einem Hilfspolygonzug für den Sollzu-
200
400
600
800
1.000
830
840
820
810
800 500
1.000
1.500
2.000
2.500
Bild 4.13: Einfluss der Skalierung auf den Gesamteindruck beimKiviat-Diagramm
Bild 4.14: Kiviat-Diagramme für den globalen Netzzustand [39]
Numerische und grafische Datenreduktion 90
stand erkannt werden. Der Vorteil eines schnelleren Erkennens durch eine Un-symmetrie geht dabei allerdings verloren. Zum anderen ist die Zuordnung vonTeilbereichen des Diagramms zu den einzelnen Teilbereichen des Netzzustandsbzw. zu den skalaren Kenngrößen sowie eine unterschiedlich starke Gewichtungder einzelnen Teilbereiche untereinander im Kiviat-Diagramm nicht möglich. Eineausreichende Transparenz und Rückschlüsse von den Zuständen der Teilbereicheauf den Gesamtzustand sind damit kaum möglich.
Bild 4.14 zeigt beispielhaft zwei Kiviat-Diagramme zur Visualisierung des globa-len Netzzustands. Dieser Darstellungstyp für den globalen Netzzustand wurde alsDiagramm der Integralen Netzzustandsanzeige für Vergleichszwecke realisiert.Die Zustände der einzelnen Teilbereiche werden durch die Farbe der einzelnenDatenpunkte gekennzeichnet. Die Farbe der Füllfläche des Diagramms ist abhän-gig vom schwerwiegensten Einzelzustand. Befindet sich mindestens ein Teilbe-reich im Warnzustand, aber keiner im Alarmzustand, ist die Diagrammfläche gelbgefüllt. Liegt dagegen mindestens ein Alarmzustand vor, so ist die Füllfläche rot.Eine Aufteilung der Diagrammfläche für eine Zuordnung zu den einzelnen Teilbe-reichen des Netzzustands ist nicht möglich, da keine sinnvollen Bereichsgrenzeninnerhalb des Diagramms angegeben werden können, die sich nicht dynamisch mitden Datenpunkten ändern.
Ausgehend von diesem Kiviat-Diagramm wurde wegen der genannten Nachteiledas in Abschnitt 5.2 erläuterte Kreis-Diagramm als integrale Anzeige zur Vi-sualisierung des globalen Netzzustands neu entwickelt.
Integrale Netzzustandsanzeige 91
5 Integrale Netzzustandsanzeige
5.1 Verwendete Testsysteme
Die im Rahmen dieser Arbeit entwickelten Diagramme der Integralen Netzzu-standsanzeige werden im Folgenden in Form von Beispielanzeigen vorgestellt, diederen Anwendung auf vier reale elektrische Energieversorgungsnetze zeigen. Dievier Energieversorgungsnetze dienen dabei als Testsysteme für die Verifikation desentwickelten Visualisierungssystems. Es handelt sich bei den Testsystemen um einkommunales Energieversorgungsnetz (System 1), ein Verbundnetz eines Übertra-gungsnetzbetreibers (System 2) und zwei 110-kV-Netzgruppen eines weiterenÜbertragungsnetzbetreibers (Systeme 3 und 4). Tabelle 5.1 gibt einige Kenndatender verwendeten Testsysteme an.
Um die Wirksamkeit und Aussagekraft der einzelnen Diagramme der IntegralenNetzzustandsanzeige zeigen zu können, werden unter anderem auch Netzzuständemit entsprechend großen Abweichungen vom Sollzustand und daraus resultieren-den Grenzwertverletzungen benötigt. Da für reale Energieversorgungsnetze solcheNetzzustände auf Grund der überwiegend geringen Gesamtauslastungen im All-gemeinen bisher nicht existieren, werden für die Verifikation der Integralen Netz-zustandsanzeige simulierte Netzzustände verwendet. Die Ausgangszustände für dieSimulationen sind typische Netzzustände der vier realen Testsysteme (vgl. Tabelle5.1). Ausgehend von diesen typischen Netzzuständen werden für jedes System dieLasten und Einspeisungen sukzessive von 100% des Ausgangszustands schritt-weise erhöht. Die Simulation dieser Netzzustände erfolgt unter der Annahmeatmender Lasten und Einspeisungen, wobei der Ausgleich der sich änderndenVerluste über den Slack-Knoten erfolgt. Im Folgenden wird ein derart simulierterNetzzustand durch die Angabe der prozentualen Last, die als Lastniveau bezogenauf den jeweiligen Ausgangszustand bezeichnet wird, gekennzeichnet. Durch diesukzessive Erhöhung der Lasten und Einspeisungen gehen die Systeme 1 und 2von einem Schwachlastfall im Ausgangszustand in einen Starklastfall über.
In die Simulation der Netzzustände werden die Lastflussrechnung, die Ausfall-simulationsrechnung und die Kurzschlussrechnung einbezogen, sodass die not-wendigen Daten für die Teilbereiche KSP, ZWA, KLT, ASR und KSR des Netz-zustands für jeden simulierten Netzzustand zur Verfügung stehen. Die beschrie-bene Simulation der Netzzustände liefert allerdings nicht die notwendigen Datenfür die Teilbereiche STE, OPT, PRO und EVT des Netzzustands. Daher werden fürdiese Bereiche die Daten mit Hilfe eines Zufallsgenerators erzeugt.
Integrale Netzzustandsanzeige 92
Insgesamt sind die durch die beschriebene Simulation und die Verwendung einesZufallsgenerators bereit gestellten Daten für die Verifikation der Integralen Netz-zustandsanzeige geeignet. Allerdings ist zu berücksichtigen, dass es sich bei densimulierten Netzzuständen teilweise um sehr extreme und damit nicht um praxis-relevante Netzzustände handelt, auch wenn die Simulationen auf typische Netzzu-stände realer Energieversorgungsnetze basieren. Sie sind aber durchaus geeignet,die Wirksamkeit und Aussagekraft der Integralen Netzzustandsanzeige zu zeigen.
Die im Folgenden beschriebenen Beispielanzeigen sind Bildschirmkopien der ein-zelnen Diagramme der Integralen Netzzustandsanzeige bei der Anwendung auf diesimulierten Netzzustände der vier realen Testsysteme. Sind Informationen zumdargestellten Netzzustand und das jeweilige System für die Beurteilung der einzel-nen Diagramme von Bedeutung, so werden diese Informationen in den Diagram-men selbst oder bei deren Erläuterungen durch zum Beispiel Angabe des jeweili-gen Lastniveaus angegeben.
5.2 Visualisierung des globalen Netzzustands
5.2.1 Kreis-Diagramm
Das Kreis-Diagramm in Bild 5.1 wurde zur gemeinsamen Darstellung der neunskalaren Kenngrößen für die Teilbereiche des Netzzustands entwickelt, um denglobalen Netzzustand in der oberen Ebene des hierarchischen Darstellungskon-zepts der Integralen Netzzustandsanzeige zu visualisieren. Durch die gemeinsameDarstellung der neun skalaren Kenngrößen in einem Diagramm entfällt ein in denbisherigen Netzleitsystemen notwendiges Absuchen mehrerer Anzeigen, um die
System 1 2 3 4
Un 110/20 kV 380/220/110 kV 110 kV 110 kV
NKn 28 442 97 166
NZw 35 564 109 178
Pges 270 MW 3900 MW 580 MW 780 MW
Qges 70 MVAr 1700 MVAr 280 MVAr 380 MVAr
Pv,ges 1 MW 65 MW 3 MW 5 MW
Qv,ges -11 MVAr -570 MVAr -23 MVAr -24 MVAr
Tabelle 5.1: Kenngrößen der Testsysteme (Ausgangszustand)
Integrale Netzzustandsanzeige 93
verschiedenen Informationen zum globalen Netzzustand aufzunehmen. Das Kreis-Diagramm für die gemeinsame Visualisierung der neun skalaren Kenngrößen ver-ringert im Vergleich zum Absuchen mehrerer Anzeigen die Vigilanz beim Be-triebspersonal sowie die damit verbundene Belastung (vgl. Abschnitt 2.3.6).
Jeder Teilbereich des Netzzustands wird im Kreis-Diagramm durch ein Kreisseg-ment dargestellt. Abweichungen eines Teilbereichs vom Sollzustand werden durcheine Verformung des Kreissegments durch einen aufgesetzten Kreisbogen visuali-siert. Der aufgesetzte Kreisbogen ergibt sich aus den beiden Endpunkten desKreissegmentbogens und einem dritten Punkt, der auf der gestrichelten Winkelhal-bierenden des Kreissegments liegt. Der Abstand dieses Punkts vom Mittelpunktdes Kreis-Diagramms ist proportional zum Wert der skalaren Kenngröße des je-weiligen Teilbereichs. Im Sollzustand, bei dem alle skalaren Kenngrößen den Wert1,0 aufweisen, liegt der dritte Punkt des aufgesetzten Kreisbogens genau auf demRand des Kreissegments, sodass der Kreisbogen mit dem Rand des Kreissegmentszusammen fällt und sich keine Verformung ergibt. Befinden sich alle Teilbereichedes Netzzustands im Sollzustand, so haben alle skalaren Kenngrößen den Wert 1,0und es ergibt sich ein kreisrundes, symmetrisches Diagramm ohne Verformungen.
Bei Abweichungen eines Teilbereichs vom Sollzustand wächst die skalare Kenn-größe des Teilbereichs auf Werte größer als 1,0 an, sodass der dritte Datenpunktauf der gestrichelten Winkelhalbierenden nach außen wandert. Daraus resultierteine Verformung des Kreissegments durch den größeren, aufgesetzten Kreisbogen,dessen Mittelpunkt auf der gestrichelten Winkelhalbierenden liegt. Die Größe der
Bild 5.1: Kreis-Diagramm zur Visualisierung des globalen Netzzustands
Integrale Netzzustandsanzeige 94
Verformung gibt qualitativ an, wie stark der jeweilige Teilbereich von seinemSollzustand abweicht.
Über die Parameter K...,g zur Skalierung der Kenngrößen der einzelnen Teilbereichedes Netzzustands kann die Größe der aufgesetzten Kreisbögen und damit dieGröße der Verformung der einzelnen Kreissegmente beeinflusst werden (vgl. Ab-schnitt 4.1). Größere Werte für K...,g führen bei gleich großen Abweichungen vomSollzustand zu stärkeren Verformungen. Bild 5.2 zeigt zwei Kreis-Diagramme fürden gleichen Netzzustand mit unterschiedlichen Werten der Parameter K...,g zurSkalierung. Neben dieser allgemeinen Skalierung des Kreis-Diagramms könnendurch die Wahl eines größeren Parameters K...,g für beispielsweise nur einen derneun Teilbereiche Abweichungen in diesem Teilbereich durch eine stärkere Ver-formung als in den verbleibenden Teilbereichen betont werden (vgl. TeilbereichZWA im linken Kreis-Diagramm in Bild 5.4).
Neben der Verformung der einzelnen Segmente des Kreis-Diagramms werden dieZustände, in denen sich die einzelnen Teilbereiche nach dem dreistufigen Bewer-tungskonzept befinden (vgl. Abschnitt 3.3 und 4.1) durch die Füllfarbe der Kreis-segmente kodiert. Befindet sich der Zustand eines Teilbereichs im Normalbereich,so wird das Kreissegment grün dargestellt. Bei Abweichungen vom Sollzustand,die einen Zustand im Warnbereich zur Folge haben, ist das Kreissegment gelbausgefüllt. Größere Abweichungen mit einem Zustand des Teilbereichs im Alarm-bereich werden mit einer roten Füllfarbe gekennzeichnet. Diese Wahl der Farbko-dierung entspricht den in Abschnitt 2.3.5 angegebenen Empfehlungen, nach denenzur Kodierung von Zuständen durch Farbe deren Wirkung auf den Menschen und
Bild 5.2: Kreis-Diagramme mit unterschiedlicher Skalierung
Integrale Netzzustandsanzeige 95
bekannte Bedeutungen ausgenutzt werden sollen. Die im Kreis-Diagramm ver-wendete Farbe Rot wird sofort mit einem Alarm assoziiert.
Eine unterschiedlich große Bedeutung einzelner Teilbereiche des Netzzustands fürdie Bewertung des globalen Netzzustands bzw. für die Betriebsführung spiegeltsich in unterschiedlich großen Kreissegmenten wider und wird durch die Wahl ent-sprechender Gewichtsfaktoren definiert. In Bild 5.1 sind die Bereiche KSP, ZWAund KLT wichtiger und damit größer dargestellt (Gewichtsfaktor 2,0) als die Be-reiche STE, ASR und KSR (Gewichtsfaktor 1,5), die wiederum wichtiger bzw.größer dargestellt sind als die Bereiche OPT, PRO und EVT. Dies bewirkt, dassein wichtigerer Teilbereich mit einem größeren Kreissegment zu einem höherenvisuellen Gewicht im Gesamteindruck des Kreis-Diagramms führt, als dies bei ei-nem weniger wichtigen Teilbereich mit einem kleineren Kreissegment der Fall ist.Bild 5.3 zeigt zwei Kreis-Diagramme mit unterschiedlicher Gewichtung der Teil-bereiche. Im linken Kreis-Diagramm sind alle Teilbereiche gleich gewichtet, so-dass alle Kreissegmente ein gleich großes visuelles Gewicht im Gesamteindruckdes Diagramms haben. Das rechte Kreis-Diagramm in Bild 5.3 zeigt dagegen einenim Vergleich zu den anderen Teilbereichen dreifach gewichteten Teilbereich ZWAfür die Zweigauslastungen. Ein entsprechend großer visueller Einfluss dieses Teil-bereichs auf den Gesamteindruck des Diagramms ist die Folge.
Bild 5.4 gibt zwei Kreis-Diagramme für den gleichen Netzzustand mit einer Beto-nung des Teilbereichs ZWA für die Zweigauslastungen an. Im linken Kreis-Dia-gramm wird ein größerer Skalierungsfaktor KZWA,g und im rechten Kreis-Dia-gramm ein größerer Skalierungsfaktor KZWA,g in Verbindung mit einer dreifachen
Bild 5.3: Kreis-Diagramme mit unterschiedlicher Gewichtung
Integrale Netzzustandsanzeige 96
Gewichtung des Teilbereichs ZWA im Vergleich zu den anderen Teilbereichen zurBetonung verwendet.
Die Dynamik in der zeitlichen Entwicklung des globalen Netzzustands wird imKreis-Diagramm durch zusätzliche Informationen über den Netzzustand des ver-gangenen und zukünftigen Zeitschritts visualisiert. Die Pfeile und kleinen Kreiseauf den gestrichelten Winkelhalbierenden der Kreissegmente zeigen die zeitlicheEntwicklung der skalaren Kenngrößen für die Teilbereiche des Netzzustands mitAusnahme des Teilbereichs STE, für den kein zukünftiger Kenngrößenwert ermit-telt wird (vgl. Abschnitt 3.4), an. Zeigt der Pfeil nach außen, so ist im nächstenZeitschritt ein größerer Kenngrößenwert und damit eine insgesamt größere Abwei-chung vom Sollzustand im entsprechenden Teilbereich des Netzzustands zu er-warten. Ein nach innen gerichteter Pfeil kennzeichnet analog eine kleinere Kenn-größe bzw. Abweichung und ein kleiner Kreis einen gleich großen Kenngrößen-wert im nächsten Zeitschritt. Neben der Richtung der Pfeile ist auch die Farbe derPfeile und Kreise von Bedeutung. Diese gibt den im nächsten Zeitschritt zu erwar-tenden Zustand des Teilbereichs entsprechend der Farbkodierung mit Grün, Gelbund Rot für den Normal-, Warn- und Alarmbereich des dreistufigen Bewertungs-konzepts an.
Neben den Informationen für den zukünftigen Zeitschritt werden die Werte derskalaren Kenngrößen für den vergangenen Zeitschritt durch gestrichelte Kreisbö-gen angezeigt. Die Verformungen der einzelnen Kreissegmente für den vergange-nen Zeitschritt erlauben es zusammen mit den Informationen für den aktuellen undzukünftigen Zeitschritt, die Dynamik der zeitlichen Entwicklung des globalen
Bild 5.4: Kreis-Diagramme mit unterschiedlicher Gewichtung und Skalierung
Integrale Netzzustandsanzeige 97
Netzzustands zu erfassen. Sie unterstützen damit das für die Betriebsführungwichtige ∆-Denken, bei dem hauptsächlich die jeweiligen Änderungen des Netzzu-stands von einem zum nächsten Zeitschritt berücksichtigt werden.
Das Kreis-Diagramm zur Visualisierung des globalen Netzzustands verwendetgemäß den Empfehlungen aus Abschnitt 2.3.5 eine kombinierte Form-Farb-Kodierung, die auf Grund der speziellen Fähigkeiten der visuellen Wahrnehmungdes Menschen schnell und sicher erkannt und interpretiert werden kann. Das Kreis-Diagramm nutzt die ausgeprägte Sensitivität des Menschen für Symmetrien undUnsymmetrien sowie die schnellere Wahrnehmung von prägnanten Grundformenals Folge des Prägnanzgesetzes aus (vgl. Abschnitt 2.3.4). Durch die gewählteForm-Farb-Kodierung werden sowohl Abweichungen einzelner Teilbereiche vomSollzustand als auch Abweichungen des globalen Netzzustands vom Sollzustandauf einen Blick erfasst. Der Gesamteindruck des Kreis-Diagramms auf das Be-triebspersonal vermittelt ihnen zum einen durch die gesamte Verformung des Dia-gramms und zum anderen durch die Gesamtanteile der Farben Grün, Gelb und Rotdie Größe der Abweichungen vom Sollzustand und den Zustand im Hinblick aufden Normal-, Warn- und Alarmbereich des dreistufigen Bewertungskonzepts ausAbschnitt 3.3.
Über den Gesamteindruck, den das Kreis-Diagramm beim Betriebspersonal her-vorruft, wird der globale Netzzustand vermittelt. Da sich das gesamte Kreis-Dia-gramm aus einzelnen Kreissegmenten zusammensetzt, stellt es eine natürliche Ko-dierung für den globalen Netzzustand dar (vgl. Abschnitt 2.3.8). Dieser setzt sichebenfalls aus einzelnen Teilbereichen zusammen, aus deren Zuständen der Ge-samtzustand des Netzes abgeleitet wird. Genauso wie sich der Gesamteindruck desDiagramms aus den Verformungen und den Farben der einzelnen Kreissegmenteergibt, folgt der globale Netzzustand aus der Bewertung seiner einzelnen Teilberei-che. Nur wenn alle Kreissegmente grün gefüllt sind und keine Verformungen auf-weisen, befindet sich das Gesamtnetz mit allen Teilbereichen im Sollzustand.Durch die symmetrische Form des Diagramms im Sollzustand bzw. durch die Un-symmetrie bei Abweichungen vom Sollzustand wirkt das Kreis-Diagramm alsSymbol, über das komplexe Bedeutungsinhalte zur Kennzeichnung des globalenNetzzustands abgerufen werden (vgl. Abschnitt 2.3.7).
Neben den Informationen zum globalen Netzzustand liefert das Kreis-Diagrammdem Betriebspersonal durch die Verformung und Farbgebung der einzelnen Kreis-segmente Informationen darüber, welche Teilbereiche Abweichungen vom Sollzu-stand aufweisen. Diese Informationen dienen dem Betriebspersonal als Hinweis fürdie weitere Betriebsführung, indem sie die Teilbereiche kennzeichnen, die genauer
Integrale Netzzustandsanzeige 98
betrachtet werden müssen bzw. die den Grund für die Abweichung des globalenNetzzustands von seinem Sollzustand darstellen. Das Kreis-Diagramm erfüllt da-mit die Forderung nach ausreichender Transparenz und bietet die Möglichkeit fürRückschlüsse von den Zuständen der Teilbereiche auf den globalen Netzzustand.
Durch die kombinierte Form-Farb-Kodierung mit denen in ihrer Bedeutung allge-mein bekannten Farben Grün, Gelb und Rot wird eine gestufte Aufmerksamkeit er-reicht, bei der das Wichtigere auffälliger wirkt als weniger Wichtiges. Diese Artder Kodierung führt zu einer Aufmerksamkeitssteuerung, bei der die unwillkürli-che Aufmerksamkeit des Betriebspersonals mit einer geringeren Vigilanz und da-mit einer geringeren Belastung des Betriebspersonals angesprochen wird (vgl.Abschnitt 2.3.6).
Alle Elemente des Kreis-Diagramms besitzen einen schwarzen Rand als scharfeBegrenzungslinie für einen verbesserten Kontrast zum mittelgrauen Hintergrund.Dadurch wird die Gliederbarkeit der gesamten Diagrammfläche bei der visuellenWahrnehmung erleichtert (vgl. Abschnitt 2.3.3).
Ein besonderes Verhalten des Kreis-Diagramms im Hinblick auf den TeilbereichSTE für die Qualität der State Estimation ist in Bild 5.5 dargestellt. Befindet sichder Teilbereich der State Estimation auf Grund einer sehr geringen Güte der StateEstimation im Alarmbereich, so sollten die Informationen der Teilbereiche, die vonden Ergebnissen der State Estimation abhängen, mit großer Vorsicht betrachtet
Bild 5.5: Kreis-Diagramm für den globalen Netzzustand bei aktuellnicht zuverlässiger State Estimation
Integrale Netzzustandsanzeige 99
werden. Es sind dies die Teilbereiche KSP, ZWA, KLT, ASR, KSR und OPT, de-ren Kreissegmente in diesem Fall besonders gekennzeichnet werden. Die Kreis-segmente werden bei einer aktuell unzuverlässigen State Estimation in Hellgrau alsneutraler Farbe dargestellt. Die Diagrammelemente des Teilbereichs STE werdenin dieser speziellen Situation mit der Alarmfarbe Rot und die der Teilbereiche EVTund PRO in den Farben für deren Zustände dargestellt.
Der Teilbereich STE wird trotz dieser besonderen Stellung gemeinsam mit den an-deren acht Teilbereichen im Kreis-Diagramm visualisiert, um auch den Warnzu-stand des Teilbereichs STE darstellen zu können. Die mögliche Alternative, bei derder Teilbereich STE nicht mit einem eigenen Segment im Kreis-Diagramm ent-halten ist und nur die relevanten Teilbereiche wie beschrieben mit der NeutralfarbeHellgrau gekennzeichnet werden, stellt diese Informationen zum Zustand des Teil-bereichs STE nicht zur Verfügung.
Die Eignung des Kreis-Diagramms für die Visualisierung des globalen Netzzu-stands verdeutlicht Bild 5.6 für drei Netzzustände mit unterschiedlichen Last-niveaus. Es ist sehr gut zu erkennen, wie sich ein steigendes Lastniveau durch grö-ßere Abweichungen vom Sollzustand mit zunehmend mehr Warnungen und Alar-men auf den globalen Netzzustand auswirkt. Durch die gewählte Form-Farb-Ko-dierung ist der globale Netzzustand auf einen Blick zu erfassen und die Aufmerk-samkeit des Benutzers wird auf die relevanten Teilbereiche des Netzzustands ge-lenkt.
5.2.2 Balken-Diagramme
Zur Visualisierung der zeitlichen Entwicklung des globalen Netzzustands über dieim Kreis-Diagramm enthaltenen Trendinformationen hinaus wird die in Bild 5.7dargestellte Anzeige verwendet. In neun Balken-Diagrammen werden die Werteder skalaren Kenngrößen der Teilbereiche des Netzzustands für die letzten neunZeitschritte der Vergangenheit und für den zukünftigen Zeitschritt (Ausnahme:STE) visualisiert. Die Höhe der Balken geben den Wert der jeweiligen Kenngrößewieder und die Balkenfarbe kennzeichnet den Zustand des Teilbereichs im jeweili-gen Zeitschritt. Durch diese Darstellung können auf Grund der größeren darge-stellten Zeitspanne Trends in der zeitlichen Entwicklung der Zustände der neunTeilbereiche im Vergleich zum Kreis-Diagramm besser erkannt werden.
Über die Gesamtanteile der Farben Grün, Gelb und Rot in den einzelnen Balken-Diagrammen kann der Gesamtzustand der Teilbereiche in der dargestellten Zeit-spanne schnell und intuitiv beurteilt werden. Weiterhin können aus der Form der
Integrale Netzzustandsanzeige 100
Balken-Diagramme auch Informationen über die zeitliche Entwicklung des globa-len Netzzustands abgeleitet werden. Weisen beispielsweise mehrere der Balken-Diagramme eine von links nach rechts ansteigende, rampenförmige Form auf, sowird diese Form bei der Wahrnehmung als Muster mehrfach in der gesamten An−
Lastniveau 110%
Lastniveau 140%
Lastniveau 170%
Bild 5.6: Kreis-Diagramme für den globalen Netzzustand beiverschiedenen Lastniveaus
Integrale Netzzustandsanzeige 101
zeige erkannt und damit insgesamt eine wachsende Abweichung des globalenNetzzustands vom Sollzustand assoziiert.
Da in dieser Anzeige alle neun skalaren Kenngrößen der Teilbereiche des Netzzu-stands dargestellt werden, dient es wie das Kreis-Diagramm aus Abschnitt 5.2.1der Visualisierung des globalen Netzzustands. Im Vergleich zum Kreis-Diagrammhandelt es sich jedoch weniger um eine integrale Anzeige im Sinne des Abschnitts4.3.2, mit der der globale Netzzustand intuitiv auf einen Blick vermittelt wird. DieBalken-Diagramme dieser Darstellung ermöglichen jedoch als zusätzliche, optio-nale Anzeige eine genauere Betrachtung der zeitlichen Entwicklung des globalenNetzzustands bzw. der Teilbereiche des Netzzustands. Sie sind daher als Ergän-zung zum Kreis-Diagramm für die Visualisierung des globalen Netzzustands in deroberen Darstellungsebene der Integralen Netzzustandsanzeige zu sehen.
Für die Visualisierung mehrerer Teilbereiche des Netzzustands, deren Informatio-nen einem Ort, d.h. einem Knoten oder Zweig zugeordnet werden können, wurdedas Iso-Flächen-Diagramm in Bild 5.8 entwickelt. Die Zuordnung einzelner In-formationen, Warnungen und Alarme zur Topologie des Netzes ist für die Bewer-
Bild 5.7: Balken-Diagramme für Trends der skalaren Kenngrößender Teilbereiche des Netzzustands
Integrale Netzzustandsanzeige 102
tung der dargestellten Informationen sowie des Netzzustands sehr hilfreich, da da-durch ein großflächiges Erkennen der Abweichungen des Istzustands einzelnerTeilbereiche vom Sollzustand mit einer Topologiezuordnung möglich wird [64].Durch die topologische Zuordnung können zusätzliche implizite Informationen indie Bewertung des Netzzustands einfließen.
Die Hauptaussage des Iso-Flächen-Diagramms ist die Kennzeichnung von Gebie-ten des Netzes, in denen entsprechend der Zustände der dortigen Knoten undZweige Warnungen und/oder Alarme existieren. Die Zustandskodierung dieserGebiete erfolgt dabei mit den eingeführten drei Farben für die Normal-, Warn- undAlarmbereiche des dreistufigen Bewertungskonzepts und weiteren Farben für Zwi-schenwerte wie beispielsweise verschiedene Orangetöne für den Übergang vomWarn- zum Alarmbereich. Diese Farbkodierung greift auf die allgemein bekannteWirkung der verwendeten Farben zurück, sodass zum Beispiel rote Diagrammbe-reiche intuitiv mit Alarmzuständen assoziiert werden (vgl. Abschnitt 2.3.5).
Im Iso-Flächen-Diagramm sollen ganz bewusst nicht nur die Zustände der Knotenund Zweige dargestellt werden, sondern auch die Zustände der Gebiete um dieKnoten und Zweige, auch wenn diesen Gebieten streng genommen kein Zustandzugeordnet werden kann. Eine Visualisierung nur der Zustände der Knoten undZweige wäre mit wesentlich geringerem Aufwand durch farbige Kreise für dieKnoten und farbige Balken für die Zweige möglich. Im Iso-Flächen-Diagramm fürInformationen mehrerer Teilbereiche mit topologischer Zuordnung sollen aber
Bild 5.8: Iso-Flächen-Diagramm für System 1 mit Lastniveau 200%
Integrale Netzzustandsanzeige 103
vielmehr ganze Gebiete des Netzes mit Warnungen und/oder Alarmen deutlich ge-kennzeichnet und hervorgehoben werden.
Die im Iso-Flächen-Diagramm zur Kennzeichnung der Zweige berücksichtigtenInformationen sind für den Grundfall und alle Ausfallvarianten deren Auslastungensowie im Falle von Kuppelleitungen zusätzlich deren freie Kapazitäten. Für dieKnoten werden deren Spannungsbeträge im Grundfall und in allen Ausfallvarian-ten sowie die Ergebnisse der Kurzschlussrechnung verwendet. Obwohl die Ergeb-nisse der Kurzschlussrechnung prinzipiell knoten- und zweigbezogene Informatio-nen sind, werden sie im Iso-Flächen-Diagramm nur den Knoten zugeordnet. Da-durch ergibt sich zwar eine geringere Genauigkeit bei der topologischen Zuord-nung der Informationen, jedoch ist sie im Hinblick auf die Kennzeichnung vonNetzgebieten mit Warnungen und/oder Alarmen als Hauptaussage des Iso-Flächen-Diagramms ausreichend groß. Aus diesen Informationen werden für jeden Knotenund jeden Zweig die in Abschnitt 4.2 beschriebenen skalaren Kenngrößen berech-net, mit denen der Zustand des jeweiligen Knotens bzw. Zweigs beschrieben wird.
Das Iso-Flächen-Diagramm visualisiert die Informationen von fünf der neun Teil-bereiche des Netzzustands und gehört daher als Anzeige für die Teilbereiche desNetzzustands zur mittleren Ebene des hierarchischen Darstellungskonzepts der In-tegralen Netzzustandsanzeige. Auf Grund des relativ hohen Abstraktionsgrads undim Vergleich zu den anderen Darstellungen der mittleren Ebene niedrigen Detail-lierungsgrads ist das Iso-Flächen-Diagramm dem Übergangsbereich zwischen dermittleren und oberen Darstellungsebene zuzuordnen.
Als Stützstellen für das Iso-Flächen-Diagramm dienen die skalaren Kenngrößenaus Abschnitt 4.2 für die Knoten und Zweige. Dabei werden für einen Zweig aufGrund seiner räumlichen Ausdehnung mehrere Stützstellen in äquidistanten Ab-ständen entlang der geradlinigen Verbindung zwischen dem Anfangs- und End-knoten des Zweigs verwendet.
Die farblich gekennzeichneten Flächen im Iso-Flächen-Diagramm ergeben sichdurch Iso-Linien, die Punkte mit gleichen Werten, d.h. gleichen Zuständen, ver-binden. Die Verläufe dieser Iso-Linien und damit die Formen der eigentlichen Iso-Flächen werden aus den Werten der skalaren Kenngrößen an den Stützstellen desDiagramms durch geeignete Berechnungsalgorithmen bestimmt. Für eine bessereOrientierung und leichtere Zuordnung der farbigen Gebiete wird zusätzlich einschwarzer Netzplan im Iso-Flächen-Diagramm dargestellt. Ein bekanntes Beispielfür eine Iso-Flächen-Darstellung ist die Wetterkarte mit einer Temperaturvertei-lung in einem geografischen Gebiet, bei der Regionen mit gleichen Temperaturenmit jeweils einer Farbe ausgefüllt werden.
Integrale Netzzustandsanzeige 104
Die Iso-Flächen-Diagramme für drei verschiedene Lastniveaus des Systems 1 inBild 5.9 zeigen den Einfluss eines steigenden Lastniveaus auf den Zustand der berücksichtigten Teilbereiche des Netzzustands. Im oberen Teil des Iso-Flächen-Dia−
Lastniveau 110%
Lastniveau 140%
Lastniveau 170%
Bild 5.9: Iso-Flächen-Diagramme für unterschiedliche Lastniveaus (System 1)
Integrale Netzzustandsanzeige 105
gramms für das Lastniveau 170% ist zum Beispiel ein Gebiet mit insgesamt vielenWarnungen und Alarmen zu erkennen, in dem allerdings die grüne Umgebung derbeiden Knoten auf deren Normalzustand hinweist. Der Grund für den Warn- bzw.Alarmzustand dieses Gebiets sind folglich die Auslastungen der beiden Zweige imGrundfall und/oder in den Ausfallvarianten.
Die drei Iso-Flächen-Diagramme zeigen weiterhin die Verwendung einer gestuftenAufmerksamkeit (vgl. Abschnitt 2.3.5). Netzgebiete mit vielen Warnungenund/oder Alarmen bzw. mit starken Abweichungen vom Sollzustand führen imIso-Flächen-Diagramm zu großen Flächen mit Farben im Bereich von Gelb bisRot. Diese für die Bewertung des Netzzustands wichtigen Gebiete fallen durch dieGröße der Flächen und die Signalwirkung der Farben stärker auf, als Gebiete miteiner geringeren Anzahl Warnungen und/oder Alarmen bzw. mit geringeren Ab-weichungen vom Sollzustand.
Die zwei Iso-Flächen-Diagramme für die 110-kV-Netzgruppen der Systeme 3 und4 in Bild 5.10 zeigen, dass eine Anwendung dieses Diagramms auch auf größereNetze aussagekräftige Darstellungen liefert. Bei größeren Netzen können unterUmständen zwar einzelne Knoten und Zweige nicht mehr zugeordnet bzw. identi-fiziert werden, der Zustand einzelner Netzgebiete kann aber durchaus schnell undsicher erfasst werden. Eine naturgemäß existierende Obergrenze für die Netzgröße,für die das Iso-Flächen-Diagramm anwendbar ist, ist stark von der individuellenTopologie des Netzes abhängig. Als Richtwert, der sich bei der Anwendung derIntegralen Netzzustandsanzeige auf verschiedene Netze ergeben hat, kann einemaximale Anzahl von etwa 200 Knoten angegeben werden.
Die Zuordnung einzelner Warnungen und Alarme zu den im Iso-Flächen-Dia-gramm berücksichtigten Teilbereichen des Netzzustands ist ebenso wie beispiels-
Bild 5.10: Iso-Flächen-Diagramme für größere Netze (Systeme 3 und 4)
Integrale Netzzustandsanzeige 106
weise eine Trennung zwischen den Informationen des Grundfalls und denen derAusfallvarianten nicht eindeutig möglich. Eine derartige Zuordnung bzw. Tren-nung der einzelnen Informationen ist jedoch für die Kennzeichnung von Netzge-bieten mit Warnungen und/oder Alarmen im Sinne einer Übersicht als Hauptaus-sage des Iso-Flächen-Diagramms nicht notwendig. Derartige Informationen erge-ben sich entweder aus der gemeinsamen Betrachtung des Kreis- und Iso-Flächen-Diagramms oder aus weiteren Diagrammen der mittleren Darstellungsebene mitdetaillierteren Informationen. Beispielsweise können bei nur wenigen Warnungenund Alarmen, wie es in der Praxis überwiegend der Fall sein sollte, durchaus dieZustände der Teilbereiche des Netzzustands im Kreis-Diagramm mit Regionen imIso-Flächen-Diagramm in Verbindung gebracht werden. Befindet sich zum Bei-spiel nur der Teilbereich KSR für die Kurzschlussrechnung im Alarmzustand, sosind die entsprechenden Knoten mit zu großen Kurzschlussleistungen im Iso-Flä-chen-Diagramm durch Knoten mit einer roten Umgebung eindeutig zu erkennen.
Das Iso-Flächen-Diagramm kann auch zur Visualisierung ausschließlich derZweigauslastungen als zweigbezogene Informationen sowie ausschließlich derKnotenspannungsbeträge und/oder der Ergebnisse der Kurzschlussrechnung alsknotenbezogene Informationen verwendet werden. Bild 5.11 zeigt zwei Beispieledes Iso-Flächen-Diagramms für die Visualisierung ausschließlich der Zweigaus-lastungen (linkes Diagramm) und ausschließlich der Knotenspannungsbeträge(rechtes Diagramm) des Grundfalls und aller Ausfallvarianten.
Zweigauslastungen Knotenspannungsbeträge
Bild 5.11: Iso-Flächen-Diagramm zur Visualisierung ausschließlich der Zweig-auslastungen bzw. der Knotenspannungsbeträge (System 1 mit Lastniveau 150 %)
Integrale Netzzustandsanzeige 107
5.3.2 Farbverlaufbalken-Diagramm
Als weiteres Diagramm mit topologischen Informationen wurde das Farbverlauf-balken-Diagramm entwickelt. Es dient der Visualisierung der Wirk- und Blind-leistungsflüsse, der Knotenspannungen und der Ergebnisse der Kurzschlussrech-nung. Hauptaufgabe dieses Diagramms ist jedoch die anschauliche Darstellung dergesamten Leistungsflusssituation. Im Vergleich zum Iso-Flächen-Diagramm ausAbschnitt 5.3.1 werden im Farbverlaufbalken-Diagramm ebenfalls Informationenzu mehreren Teilbereichen des Netzzustands jedoch nur für den Grundfall oder füreine Ausfallvariante dargestellt. Der Detaillierungsgrad des Farbverlaufbalken-Diagramms ist größer als der des Iso-Flächen-Diagramms und geringer als der derweiteren Diagramme der mittleren Darstellungsebene, in denen jeweils nur einTeilbereich des Netzzustands visualisiert wird. Das Farbverlaufbalken-Diagrammgehört daher ebenfalls zur mittleren Darstellungsebene der Integralen Netzzu-standsanzeige und wird innerhalb dieser Darstellungsebene zwischen dem Iso-Flä-chen-Diagramm und den Diagrammen für einzelne Teilbereiche des Netzzustandsangeordnet.
Bild 5.12 zeigt ein Farbverlaufbalken-Diagramm zur Visualisierung der Wirkleis-tungsflüsse. Die Zweige des Netzes werden durch Farbverlaufbalken als geradli-nige Verbindung zweier Netzknoten dargestellt. Die geradlinigen Zweigdarstellun-gen besitzen im Vergleich zu der häufig in einphasigen Netzplänen verwendetenorthogonalen Darstellung mit teilweise mehreren Liniensegmenten eine größere vi-
Bild 5.12: Farbverlaufbalken-Diagramm für Wirkleistungsflüsse (System 1)
Integrale Netzzustandsanzeige 108
suelle Klarheit, sodass die Netzstruktur schneller wahrgenommen werden kann(vgl. Abschnitt 2.3.8). Bei dieser Art der Darstellung werden parallele Zweigedurch einen Farbverlaufbalken mit entsprechenden repräsentativen Eigenschaftenabgebildet.
Die Richtung des Leistungsflusses wird wie in der Legende angegeben durch denFarbverlauf von einer hellen zu einer dunklen Farbe kodiert. Diese Art der Rich-tungskodierung ist als Vorschlag zu sehen, der keine wesentlichen Vor- oderNachteile im Vergleich zu der umgekehrten Kodierung aufweist. Die Befragungvon Testpersonen hat ergeben, dass beide Varianten nahezu gleich häufig bevor-zugt werden. Unabhängig von der letztlich gewählten Richtungskodierung ist injedem Fall eine Gewöhnung an das Diagramm notwendig, nach der die Leistungs-flussrichtung sicher erkannt wird. Zusätzliche Bildelemente für die Richtungs-kodierung zum Beispiel durch Pfeile in den Balken erleichtern zwar eventuell dieGewöhnung an das Diagramm, wirken anschließend aber eher störend und verur-sachen eine gewisse Unruhe durch zu viele Details im Diagramm (vgl. hierzu dieUnruhe durch gestrichelte Balken in der Visualisierung der Zweigauslastungen inBild 5.15). Bei der gewählten Richtungskodierung von einer hellen zu einer dunk-len Farbe können Einspeisepunkte als Knoten mit überwiegend heller Umgebungund Lastzentren als Knoten mit überwiegend dunkler Umgebung identifiziert wer-den.
Die Breite der Farbverlaufbalken ist proportional zur jeweils fließenden Wirkleis-tung. Diese Art der natürlichen Kodierung greift auf die Vorstellung eines je nachMenge des durchfließenden Wassers ausgefüllten Flussbetts zurück und ermöglichtes, intuitiv die Aufteilung der Leistungsflüsse auf die Leitungen des Netzes zu er-fassen (vgl. Abschnitt 2.3.8). Da die Wirkleistungsverluste Pv auf den Zweigen imVergleich zu den übertragenen Wirkleistungen verschwindend gering sind, ergebensich nahezu identische Wirkleistungen am Anfang und Ende der Leitung, sodassdie Balkenbreite entlang der Leitung konstant ist.
Über die Farbe der Balken erfolgt eine Zustandskodierung der Zweige bezüglichihrer Auslastungen nach dem dreistufigen Bewertungskonzept aus Abschnitt 3.3.Ein grüner Balken kennzeichnet eine Zweigauslastung kleiner als die Warngrenze,ein gelber Balken eine Auslastung zwischen der Warn- und Alarmgrenze und einroter Balken eine Auslastung größer als die Alarmgrenze. Diese Farbkodierungermöglicht es, wichtige Informationen zu den Zweigauslastungen auf einen Blickzu erfassen und die Aufmerksamkeit des Betriebspersonals auf kritische Zweige zulenken.
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Farbige Kreise stellen die Knoten des Netzes dar und kennzeichnen den Zustandder jeweiligen Knotenspannung. Ein roter Kreis bedeutet eine Verletzung desSpannungsbands (Alarm), ein gelber Kreis eine Knotenspannung innerhalb, aber inder Nähe der Spannungsgrenzwerte (Warnung) und ein grüner Kreis eine Knoten-spannung innerhalb des Spannungsbands mit ausreichend großem Abstand zu denGrenzwerten (Normalbereich).
Die Ergebnisse der Kurzschlussrechung werden durch violette Kreuze an den Or-ten der betroffenen Leistungsschalter angezeigt. Die Farbe Violett sollte nach [44]für die Kennzeichnung von Fehlermeldungen verwendet werden, da sie beim Men-schen Aufmerksamkeit erregt (vgl. Abschnitt 2.3.5). Im Farbverlaufbalken-Dia-gramm werden nur echte Überschreitungen der Abschaltleistungen berücksichtigt,da diese für die Beurteilung der Situation ausreichend sind und so die Informati-onsdichte des Diagramms nicht allzu groß wird. Im Vergleich zum Iso-Flächen-Diagramm, das die Ergebnisse der Kurzschlussrechnung als knotenbezogene Grö-ßen berücksichtigt, werden sie im Farbverlaufbalken-Diagramm als knoten- undzweigbezogene Größen an den Orten der Leistungsschalter dargestellt. Dieser hö-here topologische Detaillierungsgrad ist im Farbverlaufbalken-Diagramm sinnvoll,da in diesem Diagramm zum einen jeweils nur der Grundfall oder eine Ausfall-variante visualisiert wird (im Iso-Flächen-Diagramm werden der Grundfall undalle Ausfallvarianten berücksichtigt). Zum anderen sollen im Farbverlaufbalken-Diagramm mit seinem insgesamt höheren Detaillierungsgrad einzelne Alarme imTeilbereich der Kurzschlussrechnung identifiziert werden können.
Das Farbverlaufbalken-Diagramm kann nicht nur zur Visualisierung der Leistungs-flüsse des Grundfalls sondern auch zur Analyse von Varianten der Ausfallsimula-tionsrechnung verwendet werden. Bild 5.13 zeigt das Farbverlaufbalken-Dia-gramm für eine Ausfallvariante des Systems 1. Die ausgefallene Leitung ist durcheinen rot gestrichelten Balken gekennzeichnet, dessen Breite den Leistungsflussvor dem Ausfall der Leitung angibt. Die Leistungsflüsse auf den restlichen Zwei-gen vor dem Ausfall sind durch schwarz gestrichelte Balken und die Leistungs-flüsse nach dem Ausfall durch farbige Balken dargestellt. Die farbigen Kreise derKnoten geben die Zustände der Knotenspannungen nach dem Ausfall wieder. DieErgebnisse der Kurzschlussrechnung werden für Ausfallvarianten nicht dargestellt,da sie sich nur auf den Grundfall beziehen und somit für den dargestellten Zustandeiner Ausfallvariante nicht gültig sind. Die Anwendung des Farbverlaufbalken-Diagramms auf eine Ausfallvariante lässt die Auswirkungen eines Zweigausfallsauf die Leistungsflüsse und Knotenspannungen im Netz auf einen Blick erkennen.
Integrale Netzzustandsanzeige 110
Das Farbverlaufbalken-Diagramm wird ebenfalls zur Visualisierung von Blind-leistungsflüssen angewendet. Voraussetzung für das in Bild 5.14 dargestellte Farb-verlaufbalken-Diagramm für die Blindleistungsflüsse ist, dass die Wirkleistungs-flussrichtung die Art der fließenden Blindleistung (kapazitiv oder induktiv) be-stimmt, die wie die Wirkleistung am Anfang der Leitung hinein und am Ende derLeitung aus dieser heraus fließt. Dies ist eine mögliche Interpretation von Blind-leistungsflüssen. In der Praxis existieren weitere Vereinbarungen, bei denen zumBeispiel die Blindleistung immer von beiden Seiten in die Leitung fließt odergrundsätzlich nur induktive Blindleistungen berücksichtigt werden. Diese Inter-pretationsweisen wurden beim hier erläuterten Farbverlaufbalken-Diagramm fürBlindleistungsflüsse nicht berücksichtigt.
In Bild 5.14 werden induktive Blindleistungsflüsse durch blaue und kapazitiveBlindleistungsflüsse durch orange Balken dargestellt. Die Flussrichtung der (Wirk-und) Blindleistungen ist nach wie vor durch den Farbverlauf von einer hellen zueiner dunklen Farbe gekennzeichnet. Die Breite der Balken ist proportional zurfließenden Blindleistung aber entlang der Leitung nicht zwingend konstant. Jenach Betriebspunkt der Leitung kann sich ihr Verhalten bezüglich der Blindleis-tung stark ändern, sodass am Anfang der Leitung beispielsweise kapazitive Blind-leistung in die Leitung und am Ende der Leitung induktive Blindleistung aus derLeitung heraus fließt, da die Leitung induktive Blindleistung erzeugt bzw. kapazi-
Bild 5.13: Farbverlaufbalken-Diagramm für Wirkleistungsflüsseeiner Variante der Ausfallsimulationsrechnung (System 1)
Integrale Netzzustandsanzeige 111
tive Blindleistung aufnimmt. Dies wird dadurch berücksichtigt, dass sich die Breitedes Balkens entsprechend den Blindleistungsflüssen am Anfang und Ende derLeitung linear entlang der Leitung ändert. Ein möglicher Vorzeichenwechsel derBlindleistung auf der Leitung hat zum Beispiel einen Farbwechsel auf der Leitungund eine bis auf Null abfallende und dann wieder ansteigende Balkenbreite zurFolge. Dies ist in Bild 5.14 im oberen rechten Teil des Netzes zu erkennen, wogemischte Kabel-Freileitungsstrecken dieses Verhalten verursachen. Die Informa-tionen zu den Knotenspannungen und Ergebnissen der Kurzschlussrechnung sindbeim Farbverlaufbalken-Diagramm für die Blindleistungsflüsse identisch mit de-nen in der Darstellung von Wirkleistungsflüssen.
Neben den beschriebenen Anwendungen des Farbverlaufbalken-Diagramms fürWirk- und Blindleistungsflüsse kann es auch für die Visualisierung weitererZweiggrößen wie der prozentualen Auslastungen sowie der Wirk- und Blindleis-tungsverluste auf den Zweigen verwendet werden. Bild 5.15 zeigt ein Diagrammzur Visualisierung der prozentualen Auslastungen der Zweige. Die gestricheltenBalken für die Auslastungen kennzeichnen die Alarm- bzw. Überlastgrenze, sodassdie noch freien Kapazitäten auf den Zweigen aus dem Abstand der farbigen vonden gestrichelten Balken leicht abgelesen werden können. Allerdings wirkt dasDiagramm durch die zusätzlichen gestrichelten Balken, die häufig wegen der imAllgemeinen nicht überlasteten Zweige breiter als die farbigen Balken sind, imVergleich zu den Diagrammen in Bild 5.12 bis Bild 5.14 unruhig und überladen.
Bild 5.14: Farbverlaufbalken-Diagramm für Blindleistungsflüsse (System 1)
Integrale Netzzustandsanzeige 112
Aus diesem Grund sollte diese Variante des Farbverlaufbalken-Diagramms nur inEinzelfällen für eine genauere Analyse der Zweigauslastungen eingesetzt werden.
Das Farbverlaufbalken-Diagramm eignet sich insgesamt sehr gut zur Visualisie-rung der Leistungsflüsse im Netz und ist vor allem für die Analyse der Blindleis-tungsflüsse eine große Hilfe. Die wesentlichen Informationen über Warnungen undAlarme bei den Zweigauslastungen und Knotenspannungen sowie über Alarme beiden Ergebnissen der Kurzschlussrechnung können sofort mit einer topologischenZuordnung erfasst werden.
Das Farbverlaufbalken-Diagramm ist auch für größere Netze anwendbar, dochgeht die Übersicht bei größeren Netzen schneller als beim Iso-Flächen-Diagrammverloren, wie das Beispiel für System 4 in Bild 5.16 zeigt. Bei entsprechend ange-passtem Netzplan und ausreichend großer Bildschirmauflösung bzw. Projektions-wand kann das Farbverlaufbalken-Diagramm durchaus auch für mittelgroße 110-kV-Netzgruppen und 380-kV-Übertragungsnetze mit bis zu ca. 100 Knoten geeig-net sein. Generelle Angaben über die maximale Netzgröße für diesen Diagramm-typ sind nur schwer anzugeben, da die Übersicht im Diagramm stark von der indi-viduellen Netztopologie abhängt.
Durch Interaktion des Benutzers mit dem Farbverlaufbalken-Diagramm zum Bei-spiel in Form eines Mausklicks auf einen Balken oder Kreis können Detailinfor-
Bild 5.15: Farbverlaufbalken-Diagramme für die Auslastungender Zweige (System 1)
Integrale Netzzustandsanzeige 113
mationen zum jeweiligen Zweig oder Knoten durch eine Verknüpfung mit den ein-phasigen Netzplänen des Leitsystems abgerufen werden.
5.4 Visualisierung einzelner Teilbereiche
5.4.1 Knotenspannungen
Bei der Visualisierung der Spannungssituation müssen dem Betriebspersonal durchgeeignete Diagramme die zur Beurteilung der Knotenspannungen wesentlichen In-formationen vermittelt werden. Zu diesen Informationen gehören Spannungsband-verletzungen, Spannungsbeträge innerhalb aber relativ nahe der Grenzwerte, dieEinhaltung eines vorgegebenen Spannungsprofils sowie Aussagen über das Span-nungsprofil selbst und das Spannungsniveau. Zur Darstellung dieser Informationenwerden das Kiviat-Diagramm für die Knotenspannungsbeträge und das Balken-Fä-cher-Diagramm für statistische Kenngrößen der Spannungsbeträge und Span-nungswinkel in der mittleren Darstellungsebene der Integralen Netzzustandsan-zeige genutzt. Beide Diagrammtypen zeigt Bild 5.17 für die drei Spannungsebenen380 kV, 220 kV und 110 kV des Systems 2.
Bild 5.16: Farbverlaufbalken-Diagramm für Wirkleistungsflüsse einer110-kV-Netzgruppe (System 4)
Integrale Netzzustandsanzeige 114
Das Kiviat-Diagramm für die Knotenspannungsbeträge unterscheidet sich von demin Abschnitt 4.3.2 erläuterten Kiviat-Diagramm als integrale Anzeige für den glo-
Bild 5.17: Kiviat-Diagramme und Balken-Fächer-Diagrammefür die Knotenspannungen (System 2)
Integrale Netzzustandsanzeige 115
balen Netzzustand im Wesentlichen dadurch, dass im Kiviat-Diagramm für dieKnotenspannungsbeträge eine größere Anzahl gleichartiger Einzelwerte visuali-siert wird. Damit ist das hier beschriebene Kiviat-Diagramm keine Multivariablen-anzeige. Es beruht aber auf den in Abschnitt 4.3.2 beschriebenen Grundlagen, nachdem die Einhaltung eines Sollzustands als Hauptaussage durch die Symmetrie desDiagramms vermittelt wird. Ein symmetrisches Kiviat-Diagramm wird als präg-nante Grundform nach dem Prägnanzgesetz schnell wahrgenommen und intuitivmit dem Sollzustand verbunden. Abweichungen vom Sollzustand fallen durch dieUnsymmetrie des Diagramms sofort auf (vgl. Abschnitt 2.3.4).
Um die Symmetrie des Kiviat-Diagramms im Sollzustand zu erreichen, müssen dieKnotenspannungsbeträge als Einzelwerte des Kiviat-Diagramms geeignet normiertund mit einem Polygonzug verbunden werden. Prinzipiell ist hierbei jede Knoten-spannung auf ihren Sollwert zum Beispiel als Ergebnis der Spannungsblindleis-tungsoptimierung zu normieren. Diese Art der Normierung führt allerdings aufGrund der im Allgemeinen für jeden Knoten unterschiedlichen Sollspannungennicht zu den ebenfalls erwünschten symmetrischen Hilfspolygonzügen für die un-tere und obere Spannungsbandgrenze.
Durch eine an die Berechnung der normierten Knotenspannungsabweichungen ∆ui
für die skalare Kenngröße KKSP (vgl. Gleichung 4.5 auf Seite 66) angelehnte Nor-mierung der Knotenspannungen ergeben sich sowohl für ein eingehaltenes Soll-spannungsprofil als auch für die Spannungsbandgrenzen symmetrische Polygon-züge.
Der Abstand ri eines Datenpunkts vom Mittelpunkt des Diagramms zur Kenn-zeichnung eines Knotenspannungsbetrags berechnet sich wie folgt:
ii ur0,1r ∆⋅∆+= (5.1)
Mit:
−−
≥−
−
=∆sonst;
UU
UU
UU;UU
UU
u
imin,i,soll
i,solli
i,sollii,sollimax,
i,solli
i (5.2)
Ui: Spannungsbetrag des Knotens iUsoll,i: Sollspannungsbetrag des Knotens iUmax,i: maximal zulässiger Spannungsbetrag des Knotens iUmin,i: minimal zulässiger Spannungsbetrag des Knotens i
Integrale Netzzustandsanzeige 116
Der Parameter ∆r gibt die doppelte Breite an, mit der das Spannungsband im Kivi-at-Diagramm dargestellt wird. Er dient zusammen mit einem Parameter für dieNullpunktunterdrückung der Skalierung des Kiviat-Diagramms.
Weicht eine Knotenspannung von ihrem Sollwert ab, so ergibt sich ein Abstandri≠1,0, der zu einer Abweichung des Polygonzugs von der symmetrischen Form ander entsprechenden Stelle des Diagramms führt.
Die derart normierten Einzelwerte werden unter Berücksichtigung einer topologi-schen Sortierung der Knoten in äquidistanten Winkelabständen über den Vollkreisdes Kiviat-Diagramms verteilt. Die topologische Sortierung der Knoten erfolgtnach den Winkeln ihrer Ortsvektoren in einem Koordinatensystem, dessen Ur-sprung in der Mitte des Netzplans liegt. Dadurch ist eine grobe topologische Zu-ordnung der Datenpunkte im Kiviat-Diagramm zu den Knoten im Netzplan mög-lich, bei der zum Beispiel Datenpunkte im oberen Teil des Kiviat-DiagrammsKnoten im Norden des Netzplans repräsentieren. Die topologische Zuordnung istumso besser, je homogener die Knoten im Netzplan verteilt sind.
Abweichungen vom Sollspannungsprofil werden im Kiviat-Diagramm für dieKnotenspannungsbeträge durch einen unsymmetrischen Polygonzug schnell undintuitiv wahrgenommen. Ist die Abweichung einer Knotenspannung so groß, dassder Spannungsbetrag zwar noch innerhalb des Spannungsbands aber sehr nahe anden Grenzwerten liegt, so wird diese Warnung durch einen kleinen gelben Kreisals Datenpunktmarkierung besonders gekennzeichnet. Eine Grenzwertverletzungals Alarm wird hingegen durch einen kleinen roten Kreis als Datenpunkt kodiert.Dadurch fallen diese wichtigen Einzelwerte sofort auf und werden sicher erkannt.Durch einen Mausklick auf einen dieser besonders gekennzeichneten Datenpunktekönnen weitere Detailinformationen wie der Knotenname und der exakte Span-nungswert in einem eingeblendeten Fenster oder in den einphasigen Netzplänendes Leitsystems abgerufen werden.
Der Gesamtzustand der Spannungssituation wird in ähnlicher Weise durch dieFarbe der Füllfläche des Kiviat-Diagramms visualisiert. Eine grüne Füllflächekennzeichnet den Normalbereich ohne Alarme und Warnungen. Existieren jedochWarnungen aber keine Alarme, so ist die Diagrammfläche gelb gefärbt. Ein Zu-stand mit mindestens einem Alarm wird dagegen durch eine rote Füllfläche ange-zeigt. Durch diese Farbkodierung der Diagrammfläche ist auch der Gesamtzustandder Spannungssituation auf einen Blick intuitiv zu erfassen.
Die im Kiviat-Diagramm verwendete Form-Farb-Kodierung spricht beim Be-triebspersonal die unwillkürliche Aufmerksamkeit an. Diese erfordert im Vergleich
Integrale Netzzustandsanzeige 117
zur willkürlichen Aufmerksamkeit eine geringere Vigilanz beim Betriebspersonalund führt zu einer geringeren Belastung (vgl. Abschnitt 2.3.6).
Durch die im Kiviat-Diagramm angewendete Art der Normierung können zwarAbweichungen vom Sollspannungsprofil durch einen unsymmetrischen Polygon-zug und Grenzwertverletzungen durch das Unter- bzw. Überschreiten der Hilfspo-lygonzüge für die Spannungsbandgrenzen sehr schnell erkannt werden, jedoch sindAussagen über die Ausgeglichenheit des Spannungsprofils und die Lage des Span-nungsniveaus innerhalb des Spannungsbands nicht möglich. Um auch diese Aus-sagen zu vermitteln, kann entweder das beschriebene Kiviat-Diagramm für dieKnotenspannungen ohne eine Normierung oder das entwickelte Balken-Fächer-Diagramm zur Visualisierung statistischer Kenngrößen der Knotenspannungsbe-träge und -winkel verwendet werden.
Im Gegensatz zum Kiviat-Diagramm stehen beim Balken-Fächer-Diagramm nichtAbweichungen vom Sollspannungsprofil im Vordergrund, sondern absolute Span-nungswerte sowie deren Lage zueinander (Spannungsprofil) und innerhalb desSpannungsbands (Spannungsniveau). Im Balken-Fächer-Diagramm werden derMittelwert der Knotenspannungsbeträge, dessen Standardabweichung sowie dergrößte und kleinste vorhandene Spannungsbetrag als statistische Größen in einerBalkendarstellung visualisiert (vgl. Bild 5.17).
Die braune Linie kennzeichnet den Mittelwert der Knotenspannungsbeträge. Derblaue Bereich um diese Linie, dessen Größe der doppelten Standardabweichungentspricht, gibt die Streuung der Spannungsbeträge um ihren Mittelwert an. DieGröße des blauen Bereichs repräsentiert damit die Ausgeglichenheit des Span-nungsprofils. Ist der Bereich groß, so streuen die Knotenspannungen stark um denMittelwert und das Spannungsprofil ist zerklüftet. Ein kleiner blauer Bereich umden Mittelwert stellt dagegen ein ausgeglichenes Spannungsprofil mit eng um denMittelwert liegenden Knotenspannungsbeträgen dar.
Der insgesamt durch die Knotenspannungsbeträge ausgefüllte Teil des Spannungs-bands wird durch den Bereich um den blauen Streubereich dargestellt. Dieser Be-reich wird je nach Lage des größten und kleinsten Spannungswerts zu den Span-nungsbandgrenzen dunkelgrün (Normalbereich), gelb (Warnbereich) oder rot(Alarmbereich) dargestellt. Damit sind Grenzwertverletzungen und die Nähe vonSpannungsbeträgen zu den Grenzwerten durch die Farbkodierung und die Lage desBereichs zum hellgrün dargestellten zulässigen Spannungsband schnell und sicherzu erkennen.
Integrale Netzzustandsanzeige 118
Die Höhe des Spannungsniveaus ist in der Balkendarstellung durch die Lage so-wohl der braunen Linie für den Mittelwert der Knotenspannungsbeträge als auchdes Spannungsbandbereichs, in denen alle Knotenspannungen liegen, gut zu er-kennen. Die Visualisierung der statistischen Kenngrößen der Knotenspannungsbe-träge mit einem senkrechten Balken ermöglicht als natürliche Kodierung (vgl. Ab-schnitt 2.3.8) die Assoziation von Bereichen des Balkens mit Bereichen des Span-nungsbands. Beispielsweise wird ein Spannungsmittelwert im oberen Teil des Bal-kens sofort mit einer im oberen Teil des Spannungsbands liegenden, hohen Span-nung verbunden.
Das Balken-Fächer-Diagramm beinhaltet weiterhin eine Fächerdarstellung für dieKnotenspannungswinkel, die als natürliche Kodierung intuitiv mit den Winkeln derKnotenspannungen verbunden wird. Da der Mittelwert und die Standardabwei-chung der Knotenspannungswinkel für die Netzbetriebsführung keine Relevanzhaben, werden nur der zulässige (hellgrüne) und der durch die Knotenspannungs-winkel insgesamt ausgefüllte Winkelbereich dargestellt. Je nach Lage zum zulässi-gen Bereich wird der Fächer für den ausgefüllten Winkelbereich dunkelgrün(Normalbereich), gelb (Warnbereich) oder rot (Alarmbereich) eingefärbt. DieBreite dieses Fächers gibt die Winkelspreizung wieder, die als qualitative Kenn-größe für die Höhe der Wirkleistungsflüsse im Netz und für die Spannungsstabili-tät dient [57, 68]. Je größer die Winkelspreizung ist, umso größer sind die Wirk-leistungsflüsse im Netz.
Auch in diesem Diagramm können durch Interaktion des Benutzers mittels Maus-klick weitere Detailinformationen wie der Mittelwert der Knotenspannungen innumerischer Form sowie die Spannungswerte und Namen der Knoten mit dengrößten und kleinsten Spannungen abgerufen werden.
Die beiden hier vorgestellten Diagramme sind auf Grund ihrer unterschiedlichenZielsetzung und Aussagekraft gemeinsam für die Visualisierung der Spannungs-situation sehr gut geeignet. Neben den Hauptaussagen über die Einhaltung desSollspannungsprofils bzw. über die Ausgeglichenheit des Spannungsprofils unddie Höhe des Spannungsniveaus sind in beiden Diagrammen auch die für die Netz-betriebsführung wichtigen Warnungen und Alarme sicher zu erfassen.
Die Anzahl der darstellbaren Knotenspannungen ist im Kiviat-Diagramm naturge-mäß durch die Diagrammgröße begrenzt. Sie ist aber groß genug, um alle Knotentypischer 380/220-kV-Spannungsebenen und einzelner 110-kV-Netzgruppen an-zeigen zu können. Im Balken-Fächer-Diagramm existiert keine Grenze für die An-zahl der darstellbaren Knotenspannungsbeträge und -winkel.
Integrale Netzzustandsanzeige 119
Die beschriebenen Einschränkungen bei der topologischen Zuordnung der Daten-punkte im Kiviat-Diagramm werden als weniger schwerwiegend beurteilt, da essich um Zusatzinformationen und nicht um die Hauptaussage des Diagramms han-delt.
5.4.2 Zweigauslastungen
Für die Beurteilung der Zweigauslastungen und der Auslastung des gesamten Net-zes müssen dem Betriebspersonal die wesentlichen Informationen zu diesem Teil-bereich des Netzzustands durch eine geeignete Visualisierung vermittelt werden.Es sind dies zum einen Informationen darüber, ob Zweige überlastet (Alarm) oderstark ausgelastet (Warnung) sind und wie groß eventuell vorhandene Überlastun-gen sind. Zum anderen sind Aussagen über die Aufteilung der Gesamtbelastungauf die einzelnen Zweige und Informationen über die noch verfügbaren freien Ka-pazitäten im Netz von Interesse.
Das in Bild 5.18 für zwei Lastniveaus des Systems 1 gezeigte Balken-Diagrammder mittleren Darstellungsebene der Integralen Netzzustandsanzeige wurde für dieVisualisierung dieser Informationen über die Gesamtauslastung und die Zweig-auslastungen entwickelt. Jeder Zweig des Netzes wird durch einen Balken desDiagramms repräsentiert. Die Höhe des Balkens stellt die prozentuale Auslastungdes Zweigs dar, und die Balkenbreite gibt an, wie wichtig der Zweig für den Netz-betrieb ist. Ein wichtiger Zweig wird durch einen breiten Balken und ein wenigerwichtiger Zweig durch einen schmalen Balken gekennzeichnet. Dadurch besitzt einwichtiger Balken ein höheres visuelles Gewicht und beeinflusst den Gesamtein-druck des Diagramms entsprechend stark. Die Wichtigkeit eines Zweigs für denNetzbetrieb kann beispielsweise durch die Größe der Übertragungskapazität desZweigs automatisch oder durch Gewichtsfaktoren für die Zweige individuell be-stimmt werden.
Die Balken des Diagramms werden je nach Zustand der zugehörigen Zweige miteiner der Farben des dreistufigen Bewertungskonzepts eingefärbt und nach ihrerGröße, d.h. nach ihrer Zweigauslastung fallend im Diagramm angeordnet. Der Be-reich zwischen den einzelnen Balken und der Alarmgrenze wird zusätzlich mit ei-ner hellgrünen Fläche ausgefüllt.
Die einzelnen farbigen Bereiche des Diagramms bilden durch den Gesamteindruckdie Hauptaussage des Diagramms und vermitteln dem Benutzer die wesentlichenInformationen. Über die Existenz und die Größe der roten und gelben Diagramm-bereiche kann sofort erkannt werden, ob Alarme und Warnungen vorliegen, wie
Integrale Netzzustandsanzeige 120
groß deren Anzahl und wie schwerwiegend deren Einfluss auf den Netzzustandqualitativ ist. Diese wichtigen Informationen können zusammen mit der im Ge-samtnetz noch freien Übertragungskapazität, die qualitativ durch die Größe deshellgrünen Farbbereichs angegeben wird, intuitiv auf einen Blick erfasst werden.Die Gesamtauslastung des Netzes wird hingegen durch die Summe der dunkelgrü-nen, gelben und roten Diagrammflächen repräsentiert. Die Informationen über dienoch freie Übertragungskapazität und die Gesamtauslastung des Netzes durch dieentsprechenden Farbbereiche des Diagramms sind als grobe, qualitative Hinweisefür die Bewertung der Zweigauslastungen zu sehen.
Die Struktur des Balken-Diagramms stellt weitere wichtige Hinweise für die Be-urteilung der Auslastungen im Netz zur Verfügung. Ein Netzzustand, der durch einBalken-Diagramm mit nahezu linearem Abfall der Balken bzw. Auslastungen dar-gestellt wird, ist zum Beispiel anders zu bewerten als ein Netzzustand mit nur we-nigen stark und vielen schwach ausgelasteten Zweigen. Das Balken-Diagramm in
Lastniveau 100%
Lastniveau 180%
Bild 5.18: Balken-Diagramme für die Zweigauslastungen (System 1)
Integrale Netzzustandsanzeige 121
Bild 5.19 zeigt ein Beispiel für einen solchen Netzzustand, bei dem noch relativviel freie Übertragungskapazität vorhanden ist, die möglicherweise durch laststeu-ernde Maßnahmen genutzt werden kann. Die Struktur des Balken-Diagramms zeigtdamit qualitativ die Aufteilung der Gesamtbelastung auf die einzelnen Zweige desNetzes.
Das Balken-Diagramm kann ebenfalls zur Visualisierung der freien Kapazitätenauf den Kuppelleitungen verwendet werden (Bild 5.20). Die Balkenhöhe gibt beidieser Anwendung die noch freien Kapazitäten der Kuppelleitungen als absoluteWerte in MVA an. Die Balkenbreite dient der Gewichtung der einzelnen Kuppel-leitungen untereinander.
Der Farbumschlag von Grün auf Gelb bzw. von Gelb auf Rot erfolgt bei dieserDarstellung für die freien Kapazitäten der Kuppelleitungen bei den kleinen Balkenam rechten Rand des Balken-Diagramms, da eine Unterschreitung der minimalfreizuhaltenden Übertragungskapazität zu Warnungen und Alarmen führt. Für einekonsistente Farbwahl werden die Balken der Kuppelleitungen im Normalbereich,die eine ausreichende, freie Übertragungskapazität aufweisen, mit einer hellgrünenFarbe, die im Balken-Diagramm für die Zweigauslastungen ebenfalls die freienKapazitäten der einzelnen Zweige bzw. die noch freie Gesamtkapazität im Netzkennzeichnet, dargestellt.
Die Anzahl der im Balken-Diagramm darstellbaren Zweige wird durch die Größedes Diagramms bzw. die zur Verfügung stehende Auflösung und durch die mini-
Bild 5.19: Balken-Diagramm für die Zweigauslastungen einesgrößeren Netzes (System 2)
Integrale Netzzustandsanzeige 122
male Balkenbreite bestimmt. Die minimale Balkenbreite braucht technisch zwarnur einen Bildpunkt zu betragen, sie sollte aber das Auflösungsvermögen des Au-ges (vgl. Abschnitt 2.3.8) berücksichtigen und eine sichere Wahrnehmung einesroten oder gelben Bereichs sicherstellen, der nur einen Balken enthält. Auch wennder Gesamteindruck des Diagramms durch die einzelnen Farbflächen im Vorder-grund steht und einzelne Balken nicht zwingend identifizierbar sein müssen, wirddurch eine ausreichend große minimale Balkenbreite gewährleistet, dass ein ein-zelner Alarm oder eine einzelne Warnung sicher erkannt werden.
Das Balken-Diagramm in Bild 5.19 für das gesamte Netz des Systems 2 mit insge-samt 564 Zweigen zeigt, dass eine Anwendung zur Visualisierung der Gesamtsitu-ation bei einer typischen Bildschirmauflösung und einer ausreichenden Dia-grammgröße auch für größere Netze möglich ist.
5.4.3 Ausfallsimulationsrechnung
Die Hauptaufgabe einer Visualisierung für die Ergebnisse der Ausfallsimulations-rechnung ist die Strukturierung der für die Beurteilung der (n-1)-Sicherheit rele-vanten Informationsmenge, um einen Überblick zu ermöglichen, Bereiche mit Be-triebsmitteln, die Befunde (Warnungen und/oder Alarme) aufweisen, einzugrenzenund zu identifizieren sowie Hinweise für eine detailliertere Betrachtung zu geben.Es gilt die zentrale Frage zu beantworten, welche Betriebsmittel durch welcheAusfälle in welchem Maße betroffen werden.
Bild 5.20: Balken-Diagramm für die freie Übertragungskapazitätauf den Kuppelleitungen
Integrale Netzzustandsanzeige 123
Zu diesem Zweck wurde das in Bild 5.21 dargestellte Matrix-Diagramm der mittle-ren Darstellungsebene der Integralen Netzzustandsanzeige zur Visualisierung derBefundanzahl für Gruppen von Ausfällen und betroffener Betriebsmittel entwi-ckelt. Alle in den Varianten der Ausfallsimulationsrechnung berücksichtigten Aus-fälle werden zunächst nach Spannungsebenen sortiert, zu denen der ausgefalleneZweig oder die ausgefallene Einspeisung gezählt wird. Innerhalb dieser Span-nungsebenen erfolgt eine weitere Sortierung nach der Art des Ausfalls, d.h. nachausgefallenem Transformator, ausgefallener Leitung oder Einspeisung. Jede derdurch diese Sortierung definierten Ausfallgruppen wird wie in Bild 5.21 zu seheneiner Spalte des Matrix-Diagramms zugeordnet.
In analoger Weise werden die durch die Ausfälle betroffenen Betriebsmittel als Be-fundgruppen zunächst auch nach Spannungsebenen und dann nach der Art des be-troffenen Betriebsmittels bzw. des Befunds sortiert. Die hier unterschiedenen Be-triebsmittel sind Transformatoren und Leitungen, die durch eine Überlastung aufGrund eines Ausfalls betroffen sein können, sowie die Knoten des Netzes, die eineSpannungsbandverletzung aufweisen können. Jede der durch diese Sortierung de-finierten Befundgruppen wird einer Zeile des Matrix-Diagramms zugeordnet.
Bild 5.21: Matrix-Diagramm für die Ergebnisse der Ausfallsimulationsrechnung
Integrale Netzzustandsanzeige 124
Für jede Kombination der auf diese Weise definierten Ausfall- und Befundgruppenlässt sich die Anzahl der vorhandenen Alarme und Warnungen für die einzelnenBetriebsmittel im Sinne des dreistufigen Bewertungskonzepts ermitteln und durcheine Farbkodierung im zugehörigen Matrixfeld der Ausfall- und Befundgruppe an-zeigen. Bei dieser Farbkodierung werden zunächst vorhandene Alarme durch roteMatrixfelder berücksichtigt. Eine Darstellung der Warnungen durch gelbe Matrix-felder erfolgt nur, wenn für die jeweilige Kombination aus Ausfall- und Befund-gruppe keine Alarme vorliegen. Für eine differenziertere Darstellung werden imgesamten Matrix-Diagramm insgesamt drei verschiedene gelbe Farben für dieWarnungen und drei verschiedene rote Farben für Alarme verwendet, die jeweilssicher unterschieden werden können (vgl. Abschnitt 2.3.8). Eine hellere Farbekennzeichnet dabei eine höhere Befundanzahl innerhalb der Warnungen undAlarme.
Haben einzelne Ausfall- und Befundgruppen eine größere Bedeutung für denNetzbetrieb, so können sie durch größere Gewichtsfaktoren besonders berücksich-tigt werden. Diese größeren Gewichtsfaktoren führen zu breiteren Spalten für dieAusfallgruppen und höheren Zeilen für die Befundgruppen, wie es in Bild 5.21 fürdie Ausfälle der Leitungen der 220-kV-Spannungsebene und die Befunde bei denLeitungen der 110-kV-Spannungsebene zu sehen ist. Die aus den breiteren Spaltenund höheren Zeilen resultierenden größeren Matrixfelder haben über deren größe-res visuelles Gewicht einen stärkeren Einfluss der entsprechenden Gruppen auf denGesamteindruck des Matrix-Diagramms.
Das breitere rote Matrixfeld im Zentrum des Matrix-Diagramms in Bild 5.21 be-deutet zum Beispiel, dass die besonders wichtigen Ausfälle der Leitungen der 220-kV-Spannungsebene in ihrer Gesamtheit zu Alarmen (rotes Matrixfeld), d.h. zuSpannungsbandverletzungen bei den Knoten der 220-kV-Spannungsebene führen.In diesem Beispiel sind die Varianten mit den Ausfällen der Leitungen der 220-kV-Spannungsebene mit Hilfe der in diesem Kapitel beschriebenen Diagramme fürdie Teilbereiche des Netzzustands, die auch auf Ausfallvarianten angewendet wer-den können, näher zu analysieren. Durch einen Mausklick auf das rote Matrixfeldwird ein Farbverlaufbalken-Diagramm für die Ausfallvariante (vgl. Bild 5.13) mitden meisten Befunden bei den Knoten der 220-kV-Spannungsebene aufgeschaltet.
Durch den Gesamteindruck des Matrix-Diagramms, der sich aus den Gesamtan-teilen der Farben Grün, Gelb und Rot im Diagramm ergibt, kann schnell erkanntwerden, ob insgesamt Alarme und/oder Warnungen in den Ergebnissen der Aus-fallsimulationsrechnung vorliegen und wie groß deren Anzahl qualitativ ist. Wei-terhin können über die einzelnen farbigen Matrixfelder Bereiche bzw. Gruppen mit
Integrale Netzzustandsanzeige 125
Befunden eingegrenzt und identifiziert werden. Das Matrix-Diagramm für die Er-gebnisse der Ausfallsimulationsrechnung gibt damit einen ersten Überblick überdie große Informationsmenge. Es erlaubt durch eine geeignete Verknüpfung mitanderen Diagrammen der Integralen Netzzustandsanzeige oder mit bereits in Leit-systemen existierenden Darstellungen für Detailinformationen (untere Ebene deshierarchischen Darstellungskonzepts) das Betriebspersonal schnell zu den rele-vanten Ausfallvarianten und betroffenen Betriebsmitteln zu führen.
5.4.4 Energiebezugsverträge
Zur Visualisierung des Teilbereichs der Energiebezugsverträge ist dem Betriebs-personal mit geeigneten Diagrammen anzuzeigen, ob die bereits in Abschnitt4.1.11 näher erläuterten Energie- und Leistungsbedingungen der vorhandenenEnergiebezugsverträge im betrachteten Zeitpunkt eingehalten werden. Um früh-zeitig mögliche Verletzungen dieser Bedingungen erkennen und geeignete Ge-genmaßnahmen einleiten zu können, müssen darüber hinaus zeitliche Entwicklun-gen in diesem Bereich visualisiert werden.
Für diese Aufgabe wurden zwei Diagramme zur Visualisierung der Energiebe-zugsverträge entwickelt. Zum einen ist dies eine Detailanzeige für einen einzelnenEnergiebezugsvertrag und zum anderen eine Übersichtsanzeige für alle vorhande-nen bzw. relevanten Energiebezugsverträge.
Zunächst wird die in Bild 5.22 dargestellte Detailanzeige, die der unteren Ebenedes hierarchischen Darstellungskonzepts der Integralen Netzzustandsanzeige zuge-ordnet wird, erläutert. Sie stellt die Grundlage für die anschließend beschriebeneÜbersichtsanzeige mehrerer Energiebezugsverträge dar.Im oberen Teil der Detailanzeige im Bild 5.22 wird die Einhaltung der Energiebe-dingung des Vertrags visualisiert. Durch eine geeignete Normierung der aktuellenMittelleistung Pm auf den Sollwert Pm,soll, der nach Ablauf der vereinbarten Zeit Terreicht werden soll (vgl. Abschnitt 4.1.11), lassen sich der grüne Bereich sowiedie gelben und roten Bereiche des Diagramms für den Normal-, Warn- und Alarm-bereich eindeutig angeben. Der Sollwert für die derart normierte aktuelle Mittel-leistung Pm/Pm,soll wird durch eine blau gestrichelte Linie mit dem konstanten Wert1,0 dargestellt.
Erreicht die braune Linie für den zeitlichen Verlauf der normierten aktuellen Mit-telleistung ein Mal den roten Alarmbereich, ist die Energiebedingung des Vertragsunabhängig vom weiteren Energiebezug definitiv verletzt. Wird der obere Alarm-bereich erreicht, so wurde zu viel Energie bezogen und die vereinbarte Energie-
Integrale Netzzustandsanzeige 126
menge überschritten. Läuft die braune Linie hingegen in den unteren Alarmbe-reich, so reicht die verbleibende Vertragszeit auf Grund der oberen Bezugsleis-tungsgrenze nicht aus, um die vereinbarte Energie vollständig auszuschöpfen. DerVertrag wird dann nicht optimal ausgenutzt.
Die gelb dargestellten Diagrammbereiche kennzeichnen einen Warnbereich, dereine potenzielle Verletzung der Energiebedingung bedeutet. Die Größe diesesWarnbereichs ergibt sich als prozentualer Anteil der jeweiligen maximal mögli-chen Abweichung vom Sollwert 1,0 bis zum Auftreten einer Verletzung der Ener-giebedingung. Die Größe des Warnbereichs wird daher zum Ende des Vertragsimmer kleiner.
Im grün ausgefüllten Normalbereich des Diagramms wird die Energiebedingungdes Vertrags sicher eingehalten. Auf Grund eines angebbaren Toleranzbereichs umdie vereinbarte Energiemenge, in der die tatsächlich bezogene Energie liegen soll,ergibt sich am Ende der vereinbarten Zeit T ein grüner, schmaler Normalbereich.
Durch die Form der farbigen Diagrammbereiche ist anschaulich zu erkennen, dasszum Ende der vereinbarten Zeit T der Freiheitsgrad für den Leistungsbezug durchdie zeitintegrale Energiebedingung immer kleiner und damit der zulässige Normal-bereich immer enger wird. Die Form des Diagramms für die normierte aktuelleMittelleistung stellt damit eine natürliche Art der Kodierung für die Energiebedin-gung dar und betont die erforderliche, höhere Genauigkeit zum Ende des Vertrags.
Bild 5.22: Visualisierung eines Energiebezugsvertrags
Integrale Netzzustandsanzeige 127
Weiterhin ermöglicht diese Darstellung des zeitlichen Verlaufs der normierten ak-tuellen Mittelleistung ein frühzeitiges Erkennen von möglichen Verletzungen derEnergiebedingung, sodass Gegenmaßnahmen durch eine Anpassung der Bezugs-leistung rechtzeitig eingeleitet werden können.
Im unteren Teil des Diagramms in Bild 5.22 wird die Leistungsbedingung visua-lisiert. Die grün und gelb gekennzeichneten Normal- und Warnbereiche stellen zu-sammen das durch die Bezugsleistungsgrenzen definierte Band dar, in dem die Be-zugsleistung liegen muss. Die beiden roten Diagrammflächen geben den Alarmbe-reich außerhalb der Bezugsleistungsgrenzen an.
Der zeitliche Verlauf der tatsächlich bezogenen Leistung wird durch eine brauneLinie dargestellt. Die blau gestrichelte Linie gibt für jeden Zeitschritt eine mög-lichst einzuhaltende optimale Bezugsleistung an. Der jeweilige Wert für diese op-timale Bezugsleistung ergibt sich unter der Voraussetzung einer konstanten Be-zugsleistung innerhalb der verbleibenden Zeit aus der noch zu beziehendenEnergiemenge und der restlichen Laufzeit. Liegt die aus diesen Werten ermittelteoptimale Bezugsleistung nicht im Bereich [1,05∙Pmin;0,95∙Pmax], so wird sie aufdiesen Bereich begrenzt, um einen ausreichend großen Abstand zu den Be-zugsleistungsgrenzen einzuhalten.
In Bild 5.22 ist zu erkennen, dass die optimale Bezugsleistung bis auf den kleins-ten möglichen Wert von 1,05∙Pmin sukzessive abgesenkt wird. Denn die normierteaktuelle Mittelleistung in diesem Beispiel weist die Tendenz auf, in den oberenAlarmbereich zu laufen und damit den Vertrag zu überschreiten.
Die Übersichtsanzeige in Bild 5.23 als zweites Diagramm für die Energiebezugs-verträge in der mittleren Darstellungsebene der Integralen Netzzustandsanzeige vi-sualisiert für alle vorhandenen Verträge die Einhaltung der jeweiligen Energie- undLeistungsbedingungen im betrachteten Zeitschritt. Ist die Anzahl der vorhandenenEnergiebezugsverträge zu groß, um alle Verträge in der Übersichtsanzeige dar-stellen zu können, so werden zuerst die Verträge mit den größten Verletzungen unddann die Verträge mit den größten Abweichungen bis zu einer maximal dar-stellbaren Vertragsanzahl berücksichtigt.
Für jeden Vertrag in der Übersichtsanzeige wird jeweils ein Balken für die Ener-gie- und Leistungsbedingung dargestellt. Die Balken geben den Ausschnitt aus denDarstellungen für die Energie- und Leistungsbedingung der Detailanzeige einesEnergiebezugsvertrags zum betrachteten Zeitschritt wieder. Die Rahmen um je-weils zwei Balken führen bei der Wahrnehmung nach dem Gesetz der Geschlos-senheit (vgl. Abschnitt 2.3.4) zu einer Gruppierung aller dargestellten Balken und
Integrale Netzzustandsanzeige 128
ermöglicht die eindeutige Zuordnung zu den Verträgen. Die farbigen Normal-,Warn- und Alarmbereiche in den Balken für die Energiebedingung ändern sich mitdem betrachteten Zeitschritt, die der Leistungsbedingung dagegen ändern sich un-ter der Voraussetzung zeitlich konstanter Bezugsleistungsgrenzen (vgl. Abschnitt4.1.11) nicht.
Über die Lage der braunen Linie für die aktuellen Werte in Bezug auf die optima-len Vorgabewerte und die Normal-, Warn- und Alarmbereiche kann auf einenBlick die Situation für jeden Vertrag zum betrachteten Zeitschritt beurteilt werden.
5.4.5 Lastprognose
Zur Beurteilung der Qualität der Lastprognose müssen die Prognosewerte mit denjeweiligen Werten des tatsächlichen Lastverlaufs verglichen werden. Sind die Ab-weichungen zwischen Last und Prognose in den einzelnen Zeitschritten zu großoder weisen sie eine Tendenz im Hinblick auf die Richtung der Abweichung auf,so sind korrektive Maßnahmen zur Verbesserung der Lastprognose notwendig.
Das erste Diagramm in Bild 5.24 zur Visualisierung der Differenzen zwischenLastprognose und tatsächlichem Lastverlauf stellt den zeitlichen Verlauf der Lastund der Prognose für die letzten neun Zeitschritte der unmittelbaren Vergangenheitsowie den Prognosewert für den nächsten Zeitschritt dar. Für jeden Zeitschritt wirddie Abweichung unter Berücksichtigung vorgegebener Warn- und Alarmgrenzenfür die Größe der Abweichung klassifiziert und als farbige Differenzfläche zwi-
Bild 5.23: Übersichtsanzeige für mehrere Energiebezugsverträge
Integrale Netzzustandsanzeige 129
schen der braunen Linie für die tatsächliche Last und der blau gestrichelten Liniefür die Prognose visualisiert. Eine grüne Differenzfläche kennzeichnet den Nor-malbereich mit Abweichungen kleiner als die Warngrenze. Liegt die Größe derAbweichung zwischen der Warngrenze und der Alarmgrenze, so erfolgt eine Ko-dierung als Warnung mit der Farbe Gelb. Eine rote Differenzfläche zeigt hingegenAbweichungen an, die nicht akzeptiert werden können (Alarme).
Größere Abweichungen wie zum Beispiel Alarme haben durch eine größere far-bige Differenzfläche einen größeren visuellen Einfluss auf den Gesamteindruckdes Diagramms als kleine Abweichungen im Normalbereich (gestufte Aufmerk-samkeit). Der Gesamteindruck des Diagramms ergibt sich aus den Anteilen derFarben Grün, Gelb und Rot im gesamten Diagramm und kennzeichnet insgesamtdie Abweichungen zwischen Last und Prognose, d.h. die Qualität der Lastprog-nose.
Durch diese Darstellung zweier zeitlicher Verläufe für Last und Prognose kannzwar neben den Differenzen zwischen Last und Prognose auch das aktuelle Last-niveau leicht erfasst werden, jedoch ist ein möglicher Trend in der Richtung derDifferenzen nur sehr schwer zu erkennen.
In Bild 5.25 ist ein zweites Diagramm zur Visualisierung der Abweichungen zwi-schen Last und Prognose dargestellt, in dem die Abweichungen selbst als Balkenabgetragen werden. Je nach Größe der Abweichungen werden die Balken analog
Bild 5.24: Visualisierung der Differenzen zwischen Lastprognose undtatsächlichem Lastverlauf
Integrale Netzzustandsanzeige 130
zum ersten Diagramm aus Bild 5.24 mit den Farben Grün, Gelb und Rot für Ab-weichungen im Normal-, Warn- und Alarmbereich gekennzeichnet. Die Anteiledieser Farben im gesamten Diagramm geben wieder die Qualität der Lastprognoseinsgesamt an. Die Darstellung von positiven Abweichungen durch Balken oberhalbder Zeitachse und von negativen Abweichungen durch Balken unterhalb der Zeit-achse ermöglicht eine visuelle Integration, durch die die mittlere zeitliche Abwei-chung zwischen Last und Prognose erfasst werden kann. Zusätzlich kann ein Trendin der Richtung der Abweichungen durch die Anzahl direkt nebeneinander undoberhalb bzw. unterhalb der Zeitachse liegender Balken erkannt werden.
Je nachdem, ob das Lastniveau, ein Trend in der Richtung der Abweichungen oderbeide Informationen von Interesse sind, kann das erste oder zweite Diagramm al-lein oder die Kombination beider Diagramme zur Visualisierung der Abweichun-gen zwischen Lastprognose und tatsächlichem Lastverlauf verwendet werden.Beide Diagramme weisen einen relativ hohen Detaillierungsgrad auf und gehörendaher zur unteren Darstellungsebene der Integralen Netzzustandsanzeige.
5.5 Abschließende Bewertung
Durch die Anwendung der Integralen Netzzustandsanzeige auf vier Testsystemeaus der Praxis konnte eine funktionale Verifikation des Visualisierungssystemsdurchgeführt werden. Damit ist sichergestellt, dass die Anzeigen des entwickeltenSystems die korrekten Informationen darstellen. Weiterhin hat die Anwendung auf
Bild 5.25: Visualisierung der Abweichungen zwischen Lastprognose undtatsächlichem Lastverlauf
Integrale Netzzustandsanzeige 131
die Testsysteme gezeigt, dass der globale Netzzustand mit dem entwickelten Kreis-Diagramm auf einen Blick vermittelt und das primäre Ziel dieser Arbeit erreichtwird. Das Kreis-Diagramm ist flexibel und ohne Einschränkungen im Hinblick aufdie Größe und den Typ des dargestellten Netzes einsetzbar. Es eignet sich darüberhinaus bei entsprechender Anpassung der Teilbereiche auch für die Prozessvisuali-sierung in anderen Bereichen als dem der elektrischen Energieversorgung.
Das Iso-Flächen-Diagramm und das Farbverlaufbalken-Diagramm visualisieren In-formationen mehrerer Teilbereiche des Netzzustands, die einem Ort im Netzplanzugeordnet werden können. Beide Diagramme ermöglichen durch die topologischeZuordnung der Informationen die Einbeziehung zusätzlicher impliziter Informatio-nen zur Bewertung des betrachteten Netzzustands. Sie geben einen Überblick mitunterschiedlich großem Detaillierungs- und Abstraktionsgrad unter verschiedenenBlickwinkeln auf den Netzzustand und dienen als Bindeglied zwischen dem Kreis-Diagramm für den globalen Netzzustand in der oberen Darstellungsebene und denverschiedenen Diagrammen der mittleren Darstellungsebene für einzelne Teilbe-reiche des Netzzustands.
Durch die Berücksichtigung der Topologie ist jedoch die Anwendbarkeit naturge-mäß auf eine maximale Netzgröße begrenzt. Diese hängt unter anderem von derzur Verfügung stehenden Auflösung des Sichtgeräts und von der vorliegenden To-pologie des Netzes ab. Die Angabe einer allgemein gültigen Obergrenze für dieNetzgröße ist daher kaum möglich. Als Richtwerte für die maximale Netzgrößelassen sich ca. 200 Knoten für das Iso-Flächen-Diagramm und ca. 100 Knoten fürdas Farbverlaufbalken-Diagramm angeben.
Die entwickelten Diagramme der mittleren und unteren Darstellungsebene stellenanschaulich die zur Beurteilung der einzelnen Teilbereiche relevanten Informatio-nen dar und besitzen die geforderte Aussagekraft. Auch bei diesen Anzeigen gibtes wenige Einschränkungen in Bezug auf die Anwendbarkeit auf große Netze, diebereits beschrieben wurden.
Durch die Berücksichtigung wahrnehmungspsychologischer Aspekte bei der Kon-zeption der Integralen Netzzustandsanzeige werden die zu vermittelnden Informa-tionen intuitiv und leicht aufnehmbar visualisiert. Zu diesem Zweck kommen na-türliche Kodierungen, prägnante Formen und aussagekräftige Farben zum Einsatz.Sie erleichtern dem Betriebspersonal die Aufnahme der Informationen und ermög-lichen die Verwendung der weniger belastenden unwillkürlichen Aufmerksamkeit,um das Betriebspersonal auf die wichtigen Informationen hinzuweisen. Der Farb-einsatz in der Integralen Netzzustandsanzeige erfolgt durchgehend konsequent,wobei auf allgemein bekannte Bedeutungen der Farben zurückgegriffen und die
Integrale Netzzustandsanzeige 132
maximale Anzahl von sechs gleichzeitig dargestellten Farben nicht überschrittenwird. Die Wahl eines mittelgrauen Hintergrunds für alle Diagramme folgt einerEmpfehlung als Ergebnis von empirischen Untersuchungen und stellt einen Kom-promiss zwischen den unbunten Extrema Weiß und Schwarz mit ihren Vor- undNachteilen dar.
Eine allgemeine Bewertung der entwickelten Integralen Netzzustandsanzeige alsBenutzeroberfläche ist nach [14] unter Berücksichtigung der folgenden drei Krite-rien möglich:
• Ermittlung der Beanspruchung
Die Beanspruchung gibt als subjektive Größe die individuelle Wirkung eineräußeren Belastung auf eine Person an [14]. Gleiche Belastungen führen im All-gemeinen auf Grund individueller Eigenschaften und Fähigkeiten der einzelnenPersonen zu unterschiedlichen Beanspruchungen. Bei Kontrollaufgaben wie derNetzüberwachung liegt überwiegend eine psychische Beanspruchung vor. DieErmittlung der Beanspruchung ist ein zentrales Thema der Arbeitswissenschaft.Sie kann durch Befragung der Personen oder durch Messungen festgestellt wer-den.
Die Beanspruchung des Betriebspersonals bei der Netzüberwachung wird durchden Einsatz der Integralen Netzzustandsanzeige im Vergleich zur Arbeit mitden bisherigen Visualisierungen verringert. Dies ergibt sich zum einen direktaus der konsequenten Berücksichtigung wahrnehmungspsychologischer As-pekte bei der Konzeption der Integralen Netzzustandsanzeige. Zum anderen ha-ben Befragungen potenzieller Anwender im Rahmen einer Simulationsanwen-dung sowie die Erfahrungen bei der funktionalen Verifikation des neuen Visua-lisierungssystems zu diesem Ergebnis geführt. Gerade bei der funktionalenVerifikation hat sich deutlich gezeigt, wie aufwendig und beanspruchend dieAufnahme und Verarbeitung wichtiger Einzeldaten aus verschiedenen Anzeigenund Listen zur Ableitung des Gesamtzustands im Vergleich zur grafischunterstützten Vermittlung des globalen Netzzustands ist.
• Feststellen der subjektiven Einschätzung des potenziellen Benutzerkreises
Die Beurteilung einer Benutzeroberfläche durch unterschiedliche Personen-gruppen kann objektiv durch Messung von Leistungsgrößen unter vergleichba-ren und realen Bedingungen sowie subjektiv durch ihre Meinungsäußerungenerfolgen [14]. In die Beurteilung der Integralen Netzzustandsanzeige wurdendrei Personengruppen einbezogen. Das Betriebspersonal verschiedener Netz-
Integrale Netzzustandsanzeige 133
betreiber als Endanwender äußerte seine Meinung in Diskussionen während derEntwicklungsphase und in Gesprächen auf zwei internationalen Fachmessen1,auf denen die Integrale Netzzustandsanzeige vorgestellt wurde. Zur zweitenPersonengruppe gehören Entscheidungsträger verschiedener Netzbetreiber, de-nen das entwickelte Visualisierungssystem auf beiden Fachmessen präsentiertwurde. Auf drei internationalen Konferenzen2 erfolgte ein Meinungs- und Er-fahrungsaustausch mit einer dritten Personengruppe, zu der Forscher und Ent-wickler aus dem Bereich der Visualisierung elektrischer Energieversorgungs-systeme zählen.
Die subjektive Einschätzung und Beurteilung der Integralen Netzzustandsan-zeige durch diese drei Personengruppen war mit wenigen Ausnahmen sehr po-sitiv. Einige kritische Anmerkungen wurden direkt zur Verbesserung der An-zeigen genutzt und in das Visualisierungssystem integriert. Hierzu gehören bei-spielsweise die besondere Kennzeichnung eines Netzzustands bei einer unzu-verlässigen State Estimation und die Anzeige der skalaren Kenngrößen für denvergangenen Zeitschritt zur Unterstützung des ∆-Denkens im Kreis-Diagramm.
• Messen der zweckbestimmten Leistung
Die zweckbestimmte Leistung einer Benutzeroberfläche lässt sich beispiels-weise durch Messung objektiver Größen wie dem Zeitbedarf, den potenzielleAnwender beim Ausführen typischer Aufgaben benötigen, und der auftretendenFehlerrate ermitteln. Diese auch unter dem Begriff Usability-Tests bekanntenUntersuchungen werden in speziellen Usability-Labors durchgeführt und sindsehr aufwendig. Zur Bewertung der Integralen Netzzustandsanzeige konntendiese Untersuchungen leider nicht durchgeführt werden, da sie den Rahmendieser Arbeit sprengen würden. Zudem standen die technischen Möglichkeitenfür Usability-Tests nicht zur Verfügung, da für eine vergleichende Bewertungneben der entwickelten Integralen Netzzustandsanzeige auch Visualisierungs-komponenten heutiger Leitsysteme als Referenzsysteme benötigt werden.
Abschließend lässt sich festhalten, dass mit der Integralen Netzzustandsanzeigeaussagekräftige und an die Aufgabe der Netzüberwachung orientierte Visualisie-rungen entwickelt und die in dieser Arbeit gesetzten Ziele erreicht wurden.
2 13th Power Systems Computation Conference, Trondheim, Norwegen 1999; Cigré Symposium „Working Plant andSystems Harder“, London, Großbritannien 1999; IEEE Budapest PowerTech '99, Budapest, Ungarn 1999
Zusammenfassung 134
6 Zusammenfassung
Grundlage der Netzzustandsbewertung als Teilaufgabe der Netzbetriebsführung isteine Vielzahl unterschiedlicher Einzelwerte wie zum Beispiel Knotenspannungen,Zweigauslastungen und Ergebnisse der Netzsicherheitsanalyse. Diese umfassendeund inhomogene Informationsmenge muss das Betriebspersonal aufnehmen, mitHilfe eines mentalen Modells des Energieversorgungsnetzes organisieren undanalysieren, um den globalen Netzzustand bewerten zu können. Auf Grund der ho-hen Komplexität der Betriebsführung elektrischer Energieversorgungsnetze unddes Umfangs der Informationsmenge stellt die Bewertung des globalen Netzzu-stands eine schwierige Aufgabe und eine erhebliche mentale Belastung für das Be-triebspersonal dar.
Durch eine geeignete Visualisierung der relevanten Informationen kann das Be-triebspersonal bei seinen Aufgaben unterstützt und so deren Arbeitsbelastung redu-ziert werden. Die Visualisierung als Teil der Benutzerschnittstelle des Netzleitsys-tems muss dazu an die menschliche Informationsaufnahme und -verarbeitung an-gepasst werden und sich an der jeweiligen Aufgabe orientieren.
Obwohl die vollgrafischen Bildschirme und Großbild-Projektionswände heutigerNetzleitsysteme umfangreiche Möglichkeiten zur Gestaltung aussagekräftiger Vi-sualisierungen bereit stellen, werden diese Möglichkeiten derzeit nur zu einem ge-ringen Teil genutzt. Die Visualisierungen heutiger Netzleitsysteme enthalten oft-mals zu viele Details, um einen Überblick über den globalen Netzzustand zu er-möglichen, da sie überwiegend für die Aufgaben der Netzsteuerung konzipiertwurden. Weiterhin werden die für den globalen Netzzustand relevanten Informati-onen in mehreren Anzeigen dargestellt, die das Betriebspersonal nacheinander ab-suchen muss, um aus den Informationen in den einzelnen Anzeigen den globalenNetzzustand ableiten zu können.
Neuere Forschungsergebnisse nutzen zwar stärker die Gestaltungsmöglichkeitender vollgrafischen Sichtgeräte, stellen aber nur einzelne, isolierte Teilbereiche desNetzzustands dar. Sie sind damit ebenfalls nicht geeignet, den Netzzustand in sei-ner Gesamtheit darzustellen. Weiterhin werden wahrnehmungspsychologische As-pekte bei den bisherigen Visualisierungsvorschlägen nur unzureichend berücksich-tigt, sodass bisher nur ein Teil des zur Verfügung stehenden Potenzials zur Ent-lastung des Betriebspersonals ausgeschöpft wird.
Die in dieser Arbeit als neuartiges Visualisierungssystem zur Unterstützung desBetriebspersonals bei der Netzüberwachung entwickelte Integrale Netzzustandsan-
Zusammenfassung 135
zeige ermöglicht die Visualisierung des globalen Netzzustands auf einen Blick.Mit einem dreistufigen hierarchischen Darstellungskonzept werden unter Einbe-ziehung aller relevanten Informationen der globale Netzzustand sowie wesentlicheInformationen zu dessen Teilbereichen dargestellt. Jede der drei Darstellungsebe-nen des hierarchischen Konzepts ist durch einen unterschiedlich großen Detaillie-rungsgrad der darzustellenden Informationen gekennzeichnet und erfüllt unter-schiedliche Aufgaben.
Hauptaufgabe der Integralen Netzzustandsanzeige ist die Visualisierung des glo-balen Netzzustands in der oberen Darstellungsebene. Im Gegensatz zu den Visuali-sierungen bisheriger Netzleitsysteme erfolgt die Darstellung aller relevanten In-formationen über den globalen Netzzustand in einem für diesen Zweck entwickel-ten Kreis-Diagramm, sodass der globale Netzzustand auf einen Blick erfasst wer-den kann. Der Detaillierungsgrad der Informationen in der oberen Darstellungs-ebene ist auf Grund des großen Informationsumfangs naturgemäß gering. Nebender Aussage, ob sich der globale Netzzustand im Sollzustand befindet, vermitteltdas Kreis-Diagramm auch Informationen über dessen zeitliche Entwicklung. Eszeigt weiterhin an, welche Teilbereiche des Netzzustands Abweichungen vomSollzustand aufweisen und wie groß diese qualitativ sind.
Die neun Teilbereichen des Netzzustands, die zur Beschreibung der in dieser Ar-beit betrachteten Hoch- und Höchstspannungsnetze ausgewählt wurden, berück-sichtigen beispielsweise die Knotenspannungen, die Zweigauslastungen, die Er-gebnisse der Ausfallsimulationsrechnung und die Einhaltung von Energiebezugs-verträgen. Jeder der neun Teilbereiche des Netzzustands wird im Hinblick auf Ab-weichungen vom Sollzustand durch eine skalare Kenngröße beschrieben und inseinem Zustand nach einem dreistufigen Bewertungskonzept bewertet.
Neben der numerischen Datenreduktion mit skalaren Kenngrößen kommt für dieVisualisierung des globalen Netzzustands eine weitere, grafische Datenreduktionzum Einsatz, bei der die neun skalaren Kenngrößen und die Zustandsbewertungender Teilbereiche des Netzzustands gemeinsam im Kreis-Diagramm dargestelltwerden. Das Kreis-Diagramm greift dabei auf die besonderen Fähigkeiten dermenschlichen Wahrnehmung und Informationsverarbeitung wie zum Beispiel eineausgeprägte Sensitivität gegenüber Symmetrien und Unsymmetrien zurück. Es ver-wendet eine redundante Form-Farb-Kodierung zur Kennzeichnung des globalenNetzzustands sowie zur Aufmerksamkeitssteuerung des Betriebspersonals.
Bei Abweichungen des globalen Netzzustands vom Sollzustand gelangt das Be-triebspersonal durch Interaktion mit den einzelnen Diagrammen von der oberenDarstellungsebene über die mittlere Ebene, die wesentliche Informationen zu den
Zusammenfassung 136
Teilbereichen des Netzzustands visualisiert, in die untere Darstellungsebene mitDetailinformationen zu beispielsweise einzelnen Betriebsmitteln.
In der mittleren Darstellungsebene existieren zwei Diagramme zur Visualisierungmehrerer Teilbereiche, deren Informationen einem Ort, d.h. einem Knoten oderZweig eindeutig zugeordnet werden können. Das Iso-Flächen-Diagramm kenn-zeichnet den Zustand jedes Knotens und Zweigs im Netz und ermöglicht dadurchdie Identifizierung einzelner Knoten und Zweige sowie ganzer Netzgebiete mitAbweichungen vom Sollzustand. Analog zu den Teilbereichen des Netzzustandswird für jeden Knoten und Zweig eine skalare Kenngröße aus den Informationendes Grundfalls und aller Ausfallvarianten berechnet, die dem Knoten bzw. Zweigeindeutig zugeordnet werden können. Diese skalaren Kenngrößen sind die Stütz-stellen für die Berechnung des Iso-Flächen-Diagramms.
Das Farbverlaufbalken-Diagramm als zweites Diagramm mit einer topologischenZuordnung berücksichtigt ebenfalls Informationen zu mehreren Teilbereichen desNetzzustands. Es dient in der mittleren Darstellungsebene der Visualisierung derWirk- und Blindleistungsflüsse, der Knotenspannungen und der Ergebnisse derKurzschlussrechnung. Hauptaufgabe dieses Diagramms ist die anschauliche Dar-stellung der gesamten Leistungsflusssituation, wobei im Gegensatz zum Iso-Flä-chen-Diagramm nur der Grundfall oder eine Ausfallvariante berücksichtigt wird.
Beide Diagramme ermöglichen über die topologische Zuordnung die Berücksichti-gung weiterer, impliziter Informationen bei der Bewertung des Netzzustands. Dadie Diagramme jeweils Informationen aus mehreren der neun Teilbereiche visuali-sieren, ist der Detaillierungsgrad der dargestellten Informationen geringer als der inden anderen Diagrammen der mittleren Darstellungsebene, in denen jeweils nur einTeilbereich visualisiert wird. Die beiden Diagramme mit topologischer Zuordnunggehören daher zum oberen Teil der mittleren Darstellungsebene des hierarchischenKonzepts.
Weitere Diagramme der mittleren Darstellungsebene visualisieren die relevantenInformationen jeweils eines Teilbereichs des Netzzustands. Hierzu zählen bei-spielsweise höherwertige Informationen, die sich nur aus der Gesamtheit der rele-vanten Einzelinformationen ergeben. Die Visualisierung der Knotenspannungenerfolgt mit einem Kiviat- und einem Balken-Fächer-Diagramm. Verschiedene Bal-ken-Diagramme werden zur Darstellung der Zweigauslastungen, der freien Kapa-zitäten auf den Kuppelleitungen und als Übersichtsdarstellung mehrerer Energie-bezugsverträge eingesetzt. Ein Matrix-Diagramm dient der übersichtlichen Visua-lisierung der Ergebnisse der Ausfallsimulationsrechnung.
Zusammenfassung 137
Die Diagramme der unteren Darstellungsebene der Integralen Netzzustandsanzeigeenthalten Detailinformationen wie zum Beispiel einzelne Spannungsbeträge derNetzknoten, Wirk- und Blindleistungsflüsse sowie Auslastungen der einzelnenNetzzweige. Der Detaillierungsgrad der oftmals in numerischer Form angegebenenInformationen in dieser Darstellungsebene ist auf Grund des jeweils geringen In-formationsumfangs hoch. Für die untere Darstellungsebene existieren bereits aus-sagekräftige und in der Praxis bewährte Darstellungen wie beispielsweise einpha-sige Netzpläne. Diese in das Konzept der Integralen Netzzustandsanzeige einbezo-genen Darstellungen wurden um Diagramme für die Visualisierung der Güte derLastprognose und der Einhaltung bestehender Energiebezugsverträge ergänzt.
Die Verifikation der Integralen Netzzustandsanzeige erfolgte an vier Testsystemenaus der Praxis. Ausgehend von typischen Grundzuständen der Testsysteme wurdenweitere Netzzustände durch sukzessives Erhöhen der Einspeisungen und Lastensimuliert. Diese Vorgehensweise war für die Verifikation aller Möglichkeiten derentwickelten Integralen Netzzustandsanzeige notwendig, da die heutigen Energie-versorgungsnetze im Allgemeinen noch genügend freie Kapazität aufweisen unddaher keine Grenzwertverletzungen bzw. große Abweichungen von Sollwertenexistieren.
Die Anwendung der Integralen Netzzustandsanzeige auf die simulierten Netzzu-stände der vier Testsysteme hat gezeigt, dass das entwickelte Kreis-Diagramm demBetriebspersonal ermöglicht, den globalen Netzzustand auf einen Blick zu erfas-sen. Darüber hinaus gestatten die Diagramme der mittleren Darstellungsebene zurVisualisierung der wesentlichen Informationen zu den Teilbereichen des Netzzu-stands deren schnelle und sichere Beurteilung. Die entwickelten Diagramme zurVisualisierung von Detailinformationen stellen eine nützliche Ergänzung der be-reits existierenden Darstellungen in der unteren Ebene dar.
Neben den positiven Erfahrungen bei der Entwicklung und Anwendung der Inte-gralen Netzzustandsanzeige auf die vier Testsysteme wurde das neue Visualisie-rungssystem in Gesprächen und Diskussionen mit dem Betriebspersonal verschie-dener Netzbetreiber sowie auf internationalen Fachmessen und Konferenzen posi-tiv beurteilt.
Die Integrale Netzzustandsanzeige ist neben dem Einsatz im online Bereich auchfür Planungszwecke geeignet. Da das entwickelte Kreis-Diagramm für den globa-len Netzzustand und das hierarchische Darstellungskonzept flexibel und allgemeinanwendbar sind, lassen sie sich darüber hinaus auch in anderen Bereichen der Pro-zessvisualisierung einsetzen.
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Im Zusammenhang mit dieser Arbeit wurden am Lehrstuhl für Elektrische Ener-gieversorgung der Bergischen Universität-GH Wuppertal folgende studentischeArbeiten betreut:
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[80] M. KriegerDefinition und Analyse skalarer Kenngrößen zur Beschreibung desZustandes eines HochspannungsnetzesStudienarbeit (1997)
[81] G. SachsEntwicklung und Einbindung dreidimensionaler Graphiken in einProgramm zur Visualisierung des Zustandes eines HochspannungsnetzesStudienarbeit (1997)
[82] H. BesoldAnwendung von Methoden der Fuzzy Logic zur Definition skalarerKenngrößen für den NetzzustandStudienarbeit (1998)
[83] C. TomischkaAnwendung künstlicher neuronaler Netze zur Klassifizierung desZustandes eines elektrischen EnergieversorgungssystemsDiplomarbeit (1998)
[84] T. WinterbergEntwicklung aussagekräftiger Graphiken zur Prozessvisualisierung desaktuellen Systemzustandes elektrischer EnergieversorgungssystemeDiplomarbeit (2000)
