Für Verteilnetzbetreiber, Netzeigentümer und netzgekoppelte Solarparks. Analysen und Werkzeuge auf Basis der Daten, die der Betreiber bereits erhebt, ohne neue Geräte und mit Ergebnissen, die das technische Team direkt nutzen kann.
Versorger und Stromnetze
GIS-Data-Governance
Wenn niemand für eine Datenebene verantwortlich ist, veraltet sie. Governance legt fest, wer sie aktualisiert, nach welchen Regeln und wie Dienstleister geprüft werden.
Datenverantwortlicher · eindeutiger Schlüssel · Qualitätsregeln · Freigabe von Änderungen · SLAs für Dienstleister
Was wir analysieren
Verantwortlichkeiten je Datenkategorie und je Dienstleister;
Schlüssel, Attributstandards und Metadaten;
Qualität, Aktualität und Konsistenz der Daten zwischen Standorten;
GIS-Wartungsverträge und ihre Kennzahlen.
Was Sie erhalten
ein Data-Governance-Rahmenwerk und Qualitätsstandards;
eine GIS-Reifegradbewertung mit Roadmap;
auf Wunsch einen monatlichen oder vierteljährlichen Bericht zur Überwachung der GIS-Dienstleister.
ErgebnisGIS Data Governance Framework + Reifegradbericht.
Kurzzeitige Stromunterbrechungen
Ausgezeichnet von Esri (EGUC) und NISC · vorgestellt im Esri Map Book, Bd. 26
Unterbrechungen zwischen 3 Sekunden und 3 Minuten fließen nicht in die Daueranzeiger ein, summieren sich aber. Kunden bemerken sie, empfindliche Geräte schalten ab, und der Leistungsstandard begrenzt ihre Anzahl. Zu wissen, wo sie auftreten, reicht nicht: Die Teams vor Ort müssen wissen, warum.
Rumänische Regulierungsbehörde ANRE: Kurzunterbrechung = 3 s < t ≤ 3 min · MS/NS: max. 10 pro Woche je Anschlusspunkt · Kennzahl MAIFI · EN 50160
Was wir analysieren
das Protokoll der Kurzunterbrechungen aus intelligenten Zählern (AMI/HES), mit der Uhrzeit jedes Ereignisses und den Signalen für Spannungsausfall und -wiederkehr;
die GIS-Topologie: Hausanschluss → Phase → Ortsnetzstation → Abgang, mit dem vorgelagerten Wiedereinschalter;
das Anlagenregister: Alter und Typ von Isolatoren, Transformatoren und Wiedereinschaltern;
Wind, Niederschlag und Vegetationsindex aus Satellitenbildern.
Was Sie erhalten
eine Karte der Ereignisse nach Station, Abgang und Zähler;
die wahrscheinliche Ursache jeder Ereignisgruppe: extern (Vegetation, Tiere, Wetter), intern (alterndes Betriebsmittel) oder ohne Fehler (geplante Arbeiten, normal arbeitende Schutzeinrichtungen);
eine Risikorangliste der Abgänge und die zu begehenden Abschnitte;
eine priorisierte Liste von Maßnahmen: Vegetationsrückschnitt, Schutzeinstellungen, Austausch.
ErgebnisKartenanwendung mit täglichem Bericht + GIS-Layer mit kritischen Bereichen.
Vorteile
Diagnose statt nur Ortung.
Trennt externe Ursachen von Ursachen im Betriebsmittel und entfernt Ereignisse, die auf keinen Fehler hindeuten.
Ohne SCADA, ohne neue Hardware.
Nutzt nur Daten aus intelligenten Zählern und die GIS-Topologie, die beim Betreiber bereits vorhanden sind.
Versteckte Fehler werden sichtbar.
Was nach Ausschluss externer Ursachen übrig bleibt, wird zum Signal für alternde Betriebsmittel, bevor sie ausfallen.
Funktioniert ab dem ersten Tag.
Startet mit Regeln, bei jedem Detaillierungsgrad der Topologie, und wird genauer, je mehr Ursachen die Teams bestätigen.
Die Anwendung
Karte der Kurzunterbrechungen und Morgenbericht
Der Prototyp läuft bereits auf einem Demonstrationsnetz mit synthetischen Daten. Er wird für jeden Betreiber über Datenadapter konfiguriert, nicht als einmalige Integration.
Topologiekette:
Zähler
Phase
Transformator
Abgang
Station
Karte nach Station und Abgang, mit Speiserichtung und den Kennzahlen MAIFI und SAIDI für den ausgewählten Bereich.
Zählertabelle: Station, Phase, Transformator, vorgelagerter Wiedereinschalter, Anzahl der Ereignisse pro Tag, Monat und Jahr sowie die vom Team vor Ort bestätigte Ursache.
Korrelation im Netzgraphen: Sind mehrere Zähler an derselben Phase und demselben Transformator gleichzeitig betroffen, liegt die Ursache gemeinsam auf dieser Ebene, nicht am Hausanschluss.
Automatisch erstellter Betriebsbericht vor 8:00 Uhr: Risikowert je Abgang (Ereignisse von gestern, 7-Tage-Trend, betroffene Zähler, Streuung auf der Karte), die Masten, zwischen denen eine Begehung lohnt, und die Reihenfolge der Teams, mit PDF-Export.
Photovoltaik-Prosumer, steigender Verbrauch und lange Niederspannungsleitungen treiben die Spannung aus ihren Grenzen. Das Problem tritt an bestimmten Stationen und Abgängen auf, nicht überall, und meist zu bestimmten Tageszeiten.
NS: +5 % / −10 % der Nennspannung für 95 % der 10-Minuten-Mittelwerte einer Woche · MS/HS: ±10 % für 99 %, keiner über ±15 % · EN 50160
Was wir analysieren
die von intelligenten Zählern und Netzanalysatoren erfasste Spannung, verknüpft mit den Anschlusspunkten im GIS;
die Einhaltung je Ortsnetzstation, Abgang und Phase, Woche für Woche;
das übliche Profil jeder Station nach Stunde, Tag und Jahreszeit, damit neue Abweichungen auffallen;
Überspannungen zu PV-Spitzenzeiten, Unterspannungen am Leitungsende, Leitungslänge, Leiterquerschnitt und Prosumer-Leistung.
Was Sie erhalten
eine Karte der Spannungskonformität nach Station, Abgang und Phase;
eine Liste der Orte mit wiederholten Abweichungen, getrennt von erklärbaren (Arbeiten, bekannte PV-Spitzen);
eine Liste der Zähler, die im GIS der falschen Phase oder Station zugeordnet sind;
Illustratives Diagramm: ein Tag an einer Ortsnetzstation, mit dem zulässigen Band +5% / −10%.
ErgebnisKonformitätsbericht + GIS-Layer mit den Abweichungen, auf derselben Karte wie die Kurzunterbrechungen.
Vorteile
Keine neuen Geräte.
Wo Zähler die Spannung erfassen, sind keine zusätzlichen Analysatoren und keine SCADA-Integration nötig.
Ein Schwellenwert je Station.
Jede Station wird mit ihrem eigenen Profil verglichen, nicht mit einem Netzmittel, daher gibt es weniger Fehlalarme.
Korrigiert auch das GIS.
Zähler, deren Spannungen sich gleich verhalten, hängen an derselben Phase und demselben Transformator, so werden falsche Zuordnungen im GIS sichtbar.
Dieselben Daten, zwei Probleme.
Topologie und Zähler aus der Analyse der Kurzunterbrechungen dienen auch der Spannungsanalyse, die Einrichtung erfolgt also nur einmal.
Inventarisierung von Betriebsmitteln mit GIS
Das Inventar von Masten, Trennschaltern und Transformatoren liegt meist in mehreren Quellen, die nicht übereinstimmen: GIS, Anlagenbuchhaltung, Inspektionsbögen, Befliegungsbilder.
Ein einziges Inventar: GIS, Anlagenbuchhaltung und Realität vor Ort, mit eindeutigem Code für jedes Element
Was wir analysieren
Vollständigkeit und Übereinstimmung des Inventars zwischen GIS, Registern und Realität vor Ort;
Telekommunikations-Mitnutzungen an jedem Mast, verglichen mit den Angaben der Betreiber;
Was Sie erhalten
ein abgeglichenes GIS-Inventar mit eindeutigem Code für jeden Mast und jedes Betriebsmittel;
einen Bericht über fehlende oder widersprüchliche Daten, mit Bereinigungsplan;
ein Register der Telekommunikations-Mitnutzungen an jedem Mast, mit nicht gemeldeten Kabeln und der einzufordernden Miete.
Jedes ohne Vertrag montierte Kabel wird zu einem konkreten Rechnungsbetrag, je Betreiber.
Startet mit Ihrem vorhandenen GIS.
Die Masten werden aus dem GIS importiert; vor Ort werden nur Etikett, Zustand und Mitnutzungen ergänzt.
Ein eindeutiger Code an jedem Mast.
Das QR-Etikett lässt sich vom Boden, vom Fahrzeug oder aus Drohnenbildern lesen.
Standard-GIS-Formate.
Die Daten fließen zurück in ArcGIS, QGIS oder PostGIS, in Stereo 70 oder WGS 84.
Aus unserem Portfolio
Mastenregister
Ein Inventar der Mitnutzungen an Masten des Verteilnetzes: wer an welchem Mast Kabel hat, wie viele im Protokoll gemeldet sind und welchen Wert die Differenz hat. Eine Anwendung von TopRox Project als funktionsfähiger Prototyp.
Ablauf:
GIS-Import
Etikett am Mast
Bestandsaufnahme vor Ort
Abgleich
GIS-Export
Karte mit dem Zustand jedes Masts: geprüft, mit Abweichung oder noch nicht erfasst, nach Stromkreis und Abgang, mit schnellem Sprung zum nächsten zu erfassenden Mast.
Mastdatenblatt: Typ, Sichtzustand (geneigt, gerissen, Bewuchs, Korrosion), druckbares QR-Etikett und die Mitnutzungen jedes Betreibers: Glasfaser, Koaxial, Telefonkabel, Muffen.
Abgleich je Betreiber: erfasste Kabel im Vergleich zu gemeldeten und die einzufordernde Jahresmiete, berechnet nach dem Richttarif der rumänischen Telekom-Regulierungsbehörde für Niederspannungsmasten, anpassbar.
GIS-Import und -Export: Shapefile, GeoPackage, GeoJSON, Esri JSON, KML und CSV, mit automatischer Umrechnung aus Stereo 70, dazu ein SQL-Paket für PostGIS.
Inspektionen liefern Fotos, Prüfbögen und Befliegungsbilder, doch diese landen selten auf der Karte, verknüpft mit dem geprüften Betriebsmittel. Ohne diese Verknüpfung bleibt die Priorität von Maßnahmen eine Schätzung.
Maßnahmenpriorität = technischer Zustand × Bedeutung im Netz (versorgte Kunden, Leistung, Zugang)
Was wir analysieren
vorhandene Inspektionsdaten sowie Drohnen- oder LiDAR-Aufnahmen des Betreibers oder seiner Auftragnehmer;
Alter, Material, gemeldete Mängel und Störungshistorie jedes Betriebsmittels;
die Bedeutung jedes Elements in der Netztopologie.
Was Sie erhalten
ein Risikoregister für Masten und Betriebsmittel;
eine priorisierte Liste von Austausch und Reparaturen, auf der Karte;
Anforderungen für die nächste Inspektionskampagne;
ErgebnisZustands- und Risikobewertung + risikobasierter Instandhaltungsplan.
Die Anwendungen für Kurzunterbrechungen und Spannungsüberwachung wurden von Esri auf der EGUC und von NISC ausgezeichnet, für Excellence in Service und Innovation in Technology. Die Anwendung für Kurzunterbrechungen (Blinks) erschien im Esri Map Book, Bd. 26.
So arbeiten wir
Wir beginnen mit einem Pilotprojekt in einem Gebiet oder Park, mit schriftlich vereinbarten Zielen, Ergebnissen und Fristen. Wir arbeiten remote aus Rumänien und vor Ort in der gesamten EU, mit geplanten Einsätzen. Berichte liefern wir auf Rumänisch oder Englisch.
Nicht enthalten
Die Anwendung liest regelmäßige Exporte aus den bestehenden Systemen und ersetzt sie nicht: GIS, SCADA und OMS des Betreibers bleiben unverändert. Wir installieren keine Geräte, führen keine Datenmigrationen, keine Netzdigitalisierung und keine Planung durch. Die empfohlenen Maßnahmen liegen in der Verantwortung des Betreibers und seiner Dienstleister.
Sprechen wir über Ihre Daten.
Sagen Sie uns, welches Netz, welches Gebiet oder welchen Friedhof wir bewerten sollen, und wir schlagen ein Pilotprojekt mit klaren Ergebnissen und Fristen vor.
Quellen der genannten Schwellenwerte: ANRE-Verordnung Nr. 46/2021 (Leistungsstandard für den Stromverteilungsdienst), Art. 6, 17, 20, 25; EN 50160:2011; rumänisches Gesetz Nr. 102/2014.
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