DE102015006868A1

DE102015006868A1 - Verfahren zur Detektion und Identifikation von Betriebsmittelausfällen in einem elektrischen Netz

Info

Publication number: DE102015006868A1
Application number: DE102015006868.7A
Authority: DE
Inventors: Dirk Westermann; Florian Saß; Anne-Katrin Marten
Original assignee: Technische Universitaet Ilmenau
Current assignee: Technische Universitaet Ilmenau
Priority date: 2015-05-26
Filing date: 2015-05-26
Publication date: 2016-12-01

Abstract

Mit der vorliegenden Erfindung soll ein Verfahren zur Detektion und Identifikation von Betriebsmittelausfällen in einem elektrischen Netz bereitgestellt werden, mit dem auftretende Störungen oder Betriebsmittelausfälle effizienter ausgeregelt und neue, der post-Fehler-Situation entsprechende Arbeitspunkte mit geringem rechentechnischen Aufwand eingestellt werden können. Erfindungsgemäß findet auf zentraler Ebene eine Vorberechnung der charakteristischen Messgrößenverläufe bei Betriebsmittelausfällen auf Basis dynamischer Simulationen statt. Die berechneten Daten werden in regelmäßigen Zeitintervallen an alle AC/DC-Umrichterknoten und deren Regeleinheiten übermittelt und dort lokal hinterlegt. Auf lokaler Ebene der Regeleinheiten wird die Identifikation von Betriebsmittelausfällen auf Basis von lokalen Messwerten implementiert, so dass eine Zuweisung bzw. ein Abruf der übermittelten Korrektiv-Maßnahmen möglich wird.

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Detektion und Identifikation von Betriebsmittelausfällen in einem elektrischen Netz.
Im Zuge der Energiewende gewinnen Projekte zur stabilen Stromverteilung an enormer wirtschaftlicher Bedeutung. Zur Bewältigung eines effizienten Energietransfers von starken Energiequellen, wie Offshore-Windparks, zu großen Abnehmern werden seit neuesten Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen eingesetzt. Bisher sind diese HGÜ-Strecken nur Verbindungen zwischen jeweils zwei Punkten, aber zukünftig ist es sinnvoller, sie zu einem HGÜ-Übertragungsnetz zu verknüpfen, das dem bestehenden AC-Übertragungsnetz überlagert wird. Letzteres erfährt aktuell eine hohe Auslastung durch die Integration erneuerbarer Energie, die noch weiter ansteigen wird. Um das Netz den neuen Anforderungen entsprechend zu ertüchtigen, sind, wie [1] zeigt, unterschiedliche Netzverstärkungsmaßnahmen geplant bzw. bereits in ihrer Projektierungsphase. Dazu zählen entsprechend des derzeitigen Netzentwicklungsplans mehrere Punkt-zu-Punkt HGÜ-Trassen in Nord-Süd-Richtung. Diese ermöglichen den Transport der überschüssigen Erzeugungsleistung zu Gebieten mit hoher Nachfrage und geringer Erzeugungsleistung. Dabei wird die Technologie der selbstgeführten VSC-Umrichter präferiert, die eine spätere Transformation zu einer Multiterminal- und vermaschten Netzstruktur ermöglicht. Eine zukünftige Zusammenfassung und Bündelung dieser Multiterminal-Strukturen zu einem vermaschten HGÜ-Netz bietet technische und wirtschaftliche Vorteile. So wirken sich beispielsweise Umrichter- oder DC-Leitungs-Ausfälle innerhalb des gebildeten HGÜ-Netzverbunds weniger stark auf das Gesamtnetz aus, wie dies bei Punkt-zu-Punkt oder nicht-vermaschten Multiterminal-Strukturen der Fall ist. Es bestehen bei vermaschten HGÜ-Netzen die typischen Vorteile eines Verbund-Betriebs. Die Bestimmung der Arbeitspunkte der VSC-Umrichter im Rahmen der Betriebsmittelplanung muss koordiniert an zentraler Stelle erfolgen. Eine Beteiligung des Overlay-Netzes an Vorgängen im AC-Netz findet nicht automatisch statt, stattdessen muss der stationäre Arbeitspunkt mittels zusätzlicher Regelinstanzen verändert bzw. angepasst werden. Erste Ansätze existieren zum einen in Form einer Beteiligung an der Primärregelung [2] oder an sich-verändernden AC-Leistungsflüssen in Form des Winkel-Gradienten-Verfahrens [3].
Durch den Aufbau eines, dem bestehenden AC-Übertragungsnetz überlagerten, HGÜ-Netzes (Overlay-Netz) eröffnen sich neue Möglichkeiten in Bezug auf die Redundanz des Gesamtsystems, da hier im Vergleich zu (passiven) AC-Netzen die Koppelstellen zum unterlagerten Netz allesamt aktiv geregelt werden. Dies muss bei der Redundanzüberprüfung, also der (n-1)-Sicherstellung Berücksichtigung finden. Die bisherige Vorgehensweise sieht das Einhalten der (n-1)-Sicherheit innerhalb des AC-Netzes entsprechend [4] und [5] vor. D. h. die (n-1)-Sicherheit besteht dann, wenn der Ausfall eines beliebigen Betriebsmittels das Netz nicht in einen Zustand überführt, in dem Grenzwerte bezüglich Spannung oder Betriebsmittelauslastung verletzt werden. Wird nun ein zusätzliches Netz überlagert, kann das geschilderte Prinzip analog auf dieses zweite Netz übertragen werden. Daraus resultieren zwei Netze, die jeweils für sich den Anforderungen der (n-1)-Sicherheit genügen und dementsprechend ausgebaut sein müssen. An dieser Stelle ist ein Paradigmenwechsel hin zu einer kombinierten Redundanz-Betrachtung beider Netze denkbar, bei der gezielt die Steuerbarkeit der Kopplungspunkte, also der Leistungsaustausch über die Umrichter, mit berücksichtig wird. Der um etwaige Freiheitsgrade der Netzsteuerung erweiterte Redundanzbegriff soll hier als diversitäre Redundanz eingeführt werden. Dieser beinhaltet eine gemeinsame Betrachtung beider Netze bezüglich der Redundanz und eine gegenseitige Unterstützung bei Betriebsmittelausfällen bzw. drohenden Grenzwertverletzungen in einem der beiden Netze. Fehlenden AC-Transportkapazitäten können bei entsprechender Ansteuerung der Umrichtersollwerte (korrektive Maßnahmen) durch das HGÜ-Netz übernommen werden oder umgekehrt. Der Begriff findet unter anderem bereits Erwähnung in [6] und [7].
Im Falle einer kombinierten Betrachtung von AC- und HGÜ-Netz in Bezug auf die Gesamtredundanz erfolgt die Kopplung durch die jeweiligen Umrichter auf Basis eines vollständig kontrollierbaren Leistungsaustauschs zwischen beiden Netzebenen. Durch die hohe Dynamik der Umrichter, lassen sich schnell korrektive Maßnahmen einleiten. Mit Hilfe dieser lassen sich die stationären Umrichter-Arbeitspunkte (vor dem Störungseintritt) so anpassen, dass der Netzverbund auch bei Ausfall eines Betriebsmittels in den Ursprungszustand (sicher) überführt werden kann. Somit können Netzengpässe und Grenzwertverletzungen vermieden werden. Das Anpassen der Arbeitspunkte der Umrichter mit dem Ziel Engpässe zu vermeiden lässt sich unter dem Begriff korrektiver Maßnahmen zusammenfassen. Dieser geht zurück auf die Theorie der korrektiven optimierten Leistungsfluss-Berechnung (COPF). Dieses Verfahren wurde erstmals 1987 in [8] publiziert und sieht vor, für als kritisch identifizierte Betriebsmittelausfälle mittels OPF-Berechnung neue Arbeitspunkte – korrektive Maßnahmen – zu generieren, falls dies möglich ist. Auf diese Weise kann das Netz bei Auftreten eines Betriebsmittelausfalls in einen zulässigen Zustand (sicher oder zumindest verletzbar) rückgeführt werden. Ob für alle kritischen Ausfälle korrektive Maßnahmen möglich sind, hängt von der Netzstruktur, dem aktuellen Arbeitspunkt und den vorhandenen zur Verfügung stehenden Freiheitsgraden ab, wie auch vom Einsatz von VSC-Umrichtern, deren Platzierung im Netz sowie deren freie Übertragungskapazitäten. Da nicht für jeden kritischen Ausfall Übertragungskapazitäten (in beiden Netzen redundant) vorsorglich freigehalten werden müssen, kann das Netz mit einer höheren Auslastung betrieben werden. Der Einsatz der selbstgeführten VSC-Umrichter und deren hohe Dynamik erlaubt das Ausführen schneller korrektiver Maßnahmen, die bisher aufgrund des vergleichsweise trägen Verhaltens konventioneller Kraftwerke nicht möglich sind. Der Mehrwert der diversitäten Redundanz liegt somit darin, den Aufwand für Netzverstärkungsmaßnahmen zu minimieren und den gesamten AC-HGÜ-Netzverbund in einem wirtschaftlichen Arbeitspunkt zu betreiben, ohne dabei bestehende Sicherheitsstandards zu vernachlässigen.
Die folgende State-of-the-Art Analyse zielt darauf ab, bestehende Verfahren zur Detektion und Identifikation von Fehlerfällen innerhalb eines überwachten Netzabschnitts darzustellen. Während sich der Begriff Detektion auf das bloße Registrieren eines eingetretenen Fehlers bezieht, beschreibt die Fehler-Identifikation das tatsächliche Zuordnen der Informationen über Fehlerort und -art, mit Hilfe derer die erforderlichen Schutz- und Steuermaßnahmen bestimmt werden können. Weiterhin werden die Verfahren auf die Möglichkeit FACTS-Elemente und HGÜ-Systeme schnell mit den entsprechend gewonnenen Informationen versorgen zu können hin untersucht, um diese an den bereits vorgestellten korrektiven Maßnahmen hinreichend schnell beteiligen zu können. Um dabei die hohe Dynamik der selbstgeführten HGÜ-Umrichter nutzen zu können, liegt ein besonderer Fokus auf der Zeitspanne zwischen Fehlererkennung und Arbeitspunktanpassung der im Folgenden vorgestellten Verfahren.
Die strukturellen Eigenarten jedes Verfahrens variieren zwischen vollständig zentralen bis hin zu teilweise lokalen Anwendungen. Neben dem konventionellen Ansatz eines zentralen SCADA-Systems und dem in der Literatur häufig vorgestellten Einsatz von Multi-Agenten-Systemen, wird auch ein speziell auf den Einsatz von vermaschten HGÜ-Systemen abzielender Ansatz – die Angle Gradient Method – erläutert. Als allgemeine Anforderung an die Systeme sind zum einen die generelle Fähigkeit auftretende Fehlerfälle klar zu identifizieren und diese, zuvor berechneten kritischen Ausfällen, zuzuordnen. Dabei spielen sowohl die Geschwindigkeit der Fehlererkennung, als auch die Anfälligkeit gegenüber Unterbrechungen der Kommunikationsverbindung eine tragende Rolle. Weiterhin ist die Möglichkeit zu prüfen, den betroffenen aktiven Betriebsmitteln zuvor berechnete korrektive Maßnahmen schnell und koordiniert zuzuweisen. Zusätzlich ist bei Einsatz von HGÜ-Systemen eine Koordination der einzelnen Umrichter-Arbeitspunkte zur Gewährleistung des Energiegleichgewichtes innerhalb des Netzes von Bedeutung.
Entsprechend der bereits beschriebenen zentralistischen Organisation des Übertragungsnetzes wird der Netzzustand mittels eines zentralen Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) Systems gewährleistet. Bereits gegen 1990 wurden erste Schritte unternommen, die Daten aller relevanten Schaltstationen an zentraler Stelle zu sammeln und mit Hilfe dieser auftretende Ausfälle zu detektieren und zu identifizieren. Das zunächst auf rein logische Signale (Schaltzustände von Schaltern und Trennern) begrenzte Datenaufkommen lässt sich seit Anfang des 21. Jahrhunderts um zeitsynchrone Messungen der Momentanwerte von Strom und Spannung erweitern. Möglich wird dies durch sogenannte Digital Fault Recorder (DFR). Derzeit bleibt nach [9] in vielen SCADA Systemen im Übertragungsnetzbereich die Fehlerdetektion und Identifikation zunächst auf die Statusmeldungen von Schaltern beschränkt. Der Vorgang korrektive Maßnahmen für einen eingetretenen Fehlerfall zu generieren gliedert sich in drei Phasen:

1. Erkennen eines Fehlereintritts anhand eingehender Informationen
2. Identifizieren des Fehlertyps und Fehlerorts
3. Vorgeben korrektiver Maßnahmen und evtl. Handlungsbeschränkungen

Allgemein beruht das Vorgehen jeweils auf dem Einsatz von Expertensystemen [10] und Methoden aus der Klasse der Artificial Intelligence [11]. Mit deren Hilfe lassen sich bestimmte Informationsmuster erkennen und somit konkreten Störungen zuordnen. Ein Beispiel für eine solche Implementierung ist das in [12] erstmals vorgestellte und in [13] praktisch implementierte Verfahren eines hybriden Systems, bestehend aus Alarm Processing Expert System (APEX) und Rule-based Expert System for Power Network Disturbance Diagnosis (RESPONDD). Neben der Auswertung der in der SCADA eintreffenden Datenströme zur Fehleridentifizierung werden die Daten auch zu einer nachträglichen Fehleranalyse und zur weiteren Ausbildung des Expertensystems für zukünftige Ausfälle eingesetzt. Aufgrund des hohen Datenaufkommens ist der Einsatz eines solchen Systems als sehr komplex anzusehen und ab einer bestimmten Systemgröße auf globaler Ebene nur noch begrenzt oder unter hohem Rechenaufwand möglich [14]. So findet das vorgestellte Beispiel auch nur Einsatz in einem Mittelspannungsverteilernetz und nicht im Übertragungsnetz Anwendung. Neben der auftretenden Verzögerung durch die zentrale Fehleridentifikation spielt auch die Datenübertragung eine wesentliche Rolle. So müssen zunächst alle dezentral gewonnenen Messwerte an das zentrale SCADA-System übertragen, dort ausgewertet und wieder an entsprechende Stelle übermittelt werden. Entsprechend hohe Latenzzeiten sind das Resultat. Zusätzlich unterliegt das System somit einer hohen Störanfälligkeit gegenüber Ausfällen der Kommunikationsverbindungen und Messeeinrichtungen. Während die sich ergebenden Zeitverzögerungen zwischen Störungseintritt und -identifikation im Sekundenbereich im Falle der konventionellen Übertragungsnetze ausreichen, kann die beschriebene Dynamik moderner FACTS-Geräte oder HGÜ-Systeme nicht gewinnbringend eingesetzt werden. Für den zentralen Ansatz spricht, dass die nach der Fehleridentifikation an die aktiven Betriebsmittel übergebenen korrektiven Arbeitspunkte untereinander koordiniert sind und somit keine ungewünschten Wechselwirkungen auftreten können.
Ein oft in der Literatur vertretener Ansatz zur lokalen Koordination von FACTS-Elementen ist der Einsatz sogenannter Agenten. Im Falle konkreter Anwendungen in einem komplexen System werden mehrere Agenten eingesetzt, man spricht von sogenannten Multi-Agenten-Systemen (MAS). Dabei unterscheidet man zwischen steuerbaren (aktive Betriebsmittel) und nicht steuerbaren Agenten (passive Betriebsmittel). Der generelle Ansatz von MAS besteht darin, komplexe Aufgaben der Betriebsführung in kleine, jeweils einem Agenten zugewiesene Teilaufgaben zu zerlegen. Dabei kann es sich um eine regionale, oder aufgabenspezifische Untergliederung handeln. Die einzelnen Agenten handeln entsprechend ihrer Teilaufgaben autark in dem ihnen zugewiesen Systemabschnitt. Sie versuchen das vorgegebene Optimum zu erzielen, ohne den Zustand des Gesamtsystems zu kennen. Durch dieses Dezentralisieren von Steueraufgaben kann ein, gegenüber der zentralen Steuerung, schnelles und robustes Handeln bei Fehlern ermöglicht werden [15]. Der Systemverbund sieht einen kontrollierten und gezielten Austausch von Informationen zwischen den Agenten vor. Zur besseren Koordinierung ist eine hierarchische Struktur denkbar, um den Informationsfluss auf ein Mindestmaß zu beschränken. Auf diese Weise wird die Störanfälligkeit bei Kommunikationsunterbrechungen reduziert, ohne auf ein koordiniertes Vorgehen verzichten zu müssen. Klassisch findet der MAS-Ansatz in der Informatik, Robotik und Automatisierungstechnik, aber auch in Bereichen der Logik oder Wirtschaftswissenschaften Anwendung [15]. Energiesysteme und deren komplexe Betriebsführungsaufgaben stellen dabei ebenfalls ein mögliches Einsatzgebiet dar. In diesem Fall werden Leitungen, Transformatoren, FACTS-Elemente etc. mit Agenten ausgestattet. Man unterscheidet dabei zwischen der Betriebsführung von Verteilernetzen [16]–[18], und der von Übertragungsnetzen [16], [19]–[22]. Die Zielsetzung beim Einsatz von MAS kann dabei ein großes Spektrum abdecken. Neben einem wirtschaftlich orientiertem Einsatz zur Umsetzung des Congestion Managements und inter-TSO-Leistungsflüssen [16] liegt der Schwerpunkt oftmals auf der eigentlichen Betriebsführung von Leistungsfluss regelnden Betriebsmitteln. Das Abschätzen der Auswirkung von Steuermaßnahmen seitens eines aktiven Agenten erfolgt intern auf Basis einer online Sensitivitäts-Analyse. Hierfür ist ein ausreichender Kenntnisstand über den aktuellen Zustand des Teilsystems erforderlich, der mittels passiver Agenten eingeholt wird [21], [22]. Um Interferenzen zwischen einzelnen aktiven Agenten bzw. deren Steuermaßnahmen zu vermeiden werden bewusste Zeitverzögerungen von Δt = 100 ms vorgeschlagen [22]. Eine Priorisierung der Agenten untereinander muss dementsprechend vorgegeben bzw. reglementiert werden. Die durchgeführten Untersuchungen zeigen, dass die Koordinierung von FACTS-Elementen entgegen dem bisherigen zentralen Systementwurf auf Basis dezentraler Steuerungen mittels MAS möglich ist. Vorteile der Vorgehensweise liegen bei der Unterteilung der komplexen Gesamtaufgabe in Teilaufgaben und dem dezentralen Aufbau. Die Agenten überblicken dabei nur den für sie relevanten und kontrollierbaren Ausschnitt des Gesamtsystems. Der Einsatz lokaler Steuer- und Messsysteme mit entsprechender Intelligenz kann auch zu einer lokalen Detektion und Identifikation von eintretenden Störungen genutzt werden. So lassen sich sowohl die im Falle des zentralen SCADA-Systems monierten hohen Latenzzeiten zwischen Störungseintritt und Arbeitspunktanpassung, als auch der durch ein zu hohes Datenaufkommen resultierende Berechnungsaufwand reduzieren. In einer gewissen Weise geschieht dies bereits durch das Ereignis- bzw. messwertgebundene Generieren von Handlungen. Bisherige praktische Anwendungsfälle zeigen, dass ein schnelles und effizientes Anpassen der Arbeitspunkte der FACTS-Elemente möglich ist. Weiterhin existiert trotz dezentraler Struktur ein Datenaustausch zwischen den Agenten und Strukturebenen. Daraus resultieren hohe Anforderungen an die Ausfallsicherheit der Datenkommunikation sowie ein notwendiger Umbau der bisherigen zentralistischen Organisation des Übertragungsnetzes. Die in Quelle [21] gemachten Annahme, dass die VSC-Umrichter als definierte Quellen und Senken zur Steuerung von Leistungsflüssen eingesetzt werden können, ist in begrenztem Maße für Punkt-zu-Punkt-Verbindungen nicht aber im Falle vermaschter HGÜ-Systeme gültig. Wie bereits erläutert, bedarf es in diesem Fall einer zentralen Koordination der einzelnen Umrichter-Arbeitspunkte, zur Gewährleistung des Energiegleichgewichts im HGÜ-Netzt. Der Agenten-basierte Ansatz sieht ein zentrales Berechnen optimaler Arbeitspunkte, die auf einer Kenntnis des Gesamtsystemzustands basieren, nicht vor. Vielmehr widerspricht dieses Vorgehen dem ursprünglichen Ansatz dem zwar wissensbasierten, aber autarken Handeln der dezentralen Aktoren, weshalb der MAS-Ansatz hier keine weitere Berücksichtigung findet.
Eine Mischung aus zentralem und dezentralem Ansatz bietet die Winkel-Gradienten-Methode/Angle-Gradient-Method (AGM). Diese beruht auf der kombinierten Nutzung von Informationen aus lokal installierten Phasor Measurement Units (PMU) und einem zentralen Wide Area Monitoring System (WAMS). Die Synchronphasor-Daten der komplexen Knotenspannungen – an als strategisch wichtig identifizierten Sammelschienen – werden durch das WAMS zentral empfangen und ausgewertet. Typische Latenzzeiten zwischen der lokalen Datenerfassung, Übertragung, zentralen Verarbeitung und erneuter Übertragung bewegt sich im Bereich von 50–200 ms. Eine Aktualisierung des WAMS erfolgt ebenfalls alle 50–100 ms [23]. Aufgrund der mittels Global Positioning System (GPS) hinterlegten Zeitstempels für jeden PMU-Messwert führt dies zwar nicht zu Fehlmessungen bzw. Berechnungen, allerdings können mögliche Anwendungen hinsichtlich ihrer Dynamik Einschränkungen erfahren. Mit Hilfe des WAMS können Leistungsflüsse zwischen entfernten Knoten vereinfacht bestimmt werden. Die beschriebene AGM, die in Quelle [24] [25] erstmals eingeführt wird, stellt eine Möglichkeit dar, das DC-Netz auf Basis dieser Zusammenhänge flexibel an den Transportaufgaben des AC-Netzes zu beteiligen, indem bei Eintritt eines Betriebsmittelausfalls Abweichungen von den stationären AC-Leistungsflüssen durch Änderung der Umrichter-Arbeitspunkte zwischen AC- und HGÜ-Netz entsprechend eines zuvor zu definierenden Faktors aufgeteilt werden. Durch die Kopplung der Umrichterleistung an die AC-Leistungsflüsse, wird eine Fehleridentifikation überflüssig. Auch wenn die Regelung der einzelnen Umrichter lokal realisiert ist, besteht weiterhin eine direkte Abhängigkeit von dem zentralen WAMS bzw. den Phasoren-Daten der übrigen Umrichterknoten. Kommunikationsunterbrechungen lassen sich nur teilweise durch entsprechende Ersatzverfahren überbrücken. Ein Ausfall ist somit weiterhin als kritisch anzusehen. Zudem bleibt auch im unterbrechungsfreien Betrieb eine kommunikationsbedingte Latenzzeit von mehreren 100 ms, die die Dynamik und Reaktionszeit der lokalen Umrichter-Regelung maßgeblich beeinflusst. Zusätzlich bleiben die Belastungsgrenzen der AC- und DC-Leitungen unberücksichtigt. Die Gefahr weiterer Betriebsmittelüberlastungen bleibt somit unverändert bestehen.
Die durchgeführte Analyse bringt zwei wesentliche Aspekte deutlich hervor. Einerseits ist das Detektieren und Identifizieren von Fehlern anhand von Informationen, wie dem Status von Schaltern, Spannungen (Phase und Amplitude) sowie Leistungsflüssen, bzw. Strömen über Kuppelleitungen möglich. Dieses Konzept ist bisher jedoch auf zentrale Instanzen beschränkt oder zumindest auf eine ausgedehnte Kommunikationsstruktur angewiesen. Andererseits wird gezeigt, dass gerade dieser Ansatz zu Zeitverzögerungen durch die Signallaufzeit und Bearbeitungsdauer führt. Zusätzlich resultiert aus einer zentralen Auswertung der Daten aller relevanten Schaltstationen ein hohes und somit schwer beherrschbares Datenaufkommen.
Die aus dem Stand der Technik bekannten Verfahren zur Fehleridentifikation in elektrischen Netzen basieren auf einer aufwendigen Wanderwellenanalyse oder der zentralen Zusammenführung von Messwerten. Da jedoch im Fall von großen Störungen im Wechselstromnetz schnell auf neue Umrichtersollwerte umgeschaltet werden muss und die Umschaltung auf neue Sollwerte an mehreren Umrichtern zu erfolgen hat, ist es notwendig, auftretende Fehler mit wenig rechentechnischem Aufwand zu detektieren. Diese Eigenschaften weisen die bekannten Verfahren nicht auf, da ein derartiges Problem bisher (ohne die Vision eines überlagerten HGÜ-Overlay-Netzes) nicht existiert hat.
Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es deshalb, die aufgezeigten Nachteile aus dem Stand der Technik zu überwinden und ein Verfahren zur Detektion und Identifikation von Betriebsmittelausfällen in einem elektrischen Netz bereitzustellen, mit dem auftretende Störungen oder Betriebsmittelausfälle effizienter ausgeregelt und neue, der post-Fehler-Situation entsprechende Arbeitspunkte mit geringem rechentechnischen Aufwand eingestellt werden können.
Erfindungsgemäß gelingt die Lösung dieser Aufgabe mit den Merkmalen des ersten Patentanspruches. Vorteilhafte Ausgestaltungen des erfindungsgemäßen Verfahrens sind in den Unteransprüchen angegeben.
Im Folgenden wird die Erfindung unter zu Hilfenahme von Zeichnungen näher erläutert. Dabei zeigt:
1 – Blockdiagramm des erfindungsmäßen Verfahrens
2 – Bestimmung lokaler Messwerte (Knotenspannung, Schalterzustände und Leitungsströme)
3 – Zeitdiagramm des Spannungswinkels für einen beispielhaften Betriebsmittelausfall und einen Lastsprung
Mit der vorliegenden Erfindung wird vorgeschlagen, im Fehlerfall auf der lokalen Ebene eine vorgelagerte Analyse der Daten zu realisieren. Die Lösung der erfindungsgemäßen Aufgabe lässt sich in zwei Teilaufgaben untergliedern. Der Aspekt der zentralen Generierung korrektiver Arbeitspunkte stellt eine Teilaufgabe dar, wird aber hier ausgeblendet, da auf den bestehenden Stand der Wissenschaft zurückgegriffen werden kann. 1 ordnet das erfindungsgemäße Verfahren in die Gesamtbetriebsführung ein. Dargestellt ist das Prinzip zur Arbeitspunktanpassung bei Ausfällen mit einer Zweiteilung in die zentrale Ebene zur Vorberechnung und Koordination und in die Feldebene zur lokalen Identifikation und Arbeitspunkt-Korrektur. Auf zentraler Ebene findet eine Vorberechnung der charakteristischen Messgrößenverläufe bei Betriebsmittelausfällen (Fehlercharakteristika) auf Basis dynamischer Simulationen statt. Die berechneten Daten (Fehlercharakteristika, korrektive Arbeitspunkte) werden in regelmäßigen Zeitintervallen an alle Umrichterknoten und deren Regeleinheiten übermittelt und dort lokal hinterlegt. Auf lokaler Ebene der Regeleinheiten wird die Identifikation von Betriebsmittelausfällen auf Basis von lokalen Messwerten implementiert, so dass eine Zuweisung bzw. ein Abruf der übermittelten Korrektiv-Maßnahmen möglich wird. Diese Teilaufgabe wird im Folgenden detailliert beschrieben.
Zur Identifikation eines Betriebsmittelausfalls stehen auf lokaler Ebene die in 2 gezeigten Daten zur Verfügung. Diese gliedern sich in die Statusmeldungen der Leistungsschalter an den abgehenden AC-Leitungen (offen/geschlossen), den Strommesssignalen i_ij dieser Abgänge und der komplexen Knotenspannung u_i. Letztere umfasst auch den Spannungswinkels δ_u, der durch Einsatz einer PMU ermittelt wird. Bereits ohne eine Analyse der Messgrößenverläufe erscheint der Einsatz der Statusinformationen der Leistungsschalter geeignet, um Leitungsausfälle unmittelbar zu registrieren. Tritt ein Ausfall einer AC-Leitung auf und ist diese mit einem Umrichterknoten verbunden, so wird das Auslösen der Leistungsschalter im Zuge der installierten Schutzeinrichtungen des AC-Netzes direkt erfasst. Auf diese Weise kann ein solcher Ausfall direkt identifiziert werden. Da dieser Fall als selten anzusehen ist, wird eine gezielte Betrachtung der Messwerte zur Störungsidentifikation unumgänglich. Ausführliche Analysen der Messwertverläufe nach Fehlereintritt zeigen, dass der Spannungswinkel am Umrichterknoten δ_u und die abgehenden AC-Leitungsströme i_ij zur Identifikation des Ausfalls ausreichend Informationsgehalt besitzen und diese ermöglichen. Erfindungsgemäß wird anstelle eines vollständigen Abgleichs der simulierten und der gemessenen Zeitreihen der Spannungswinkel und Leiterströme auf das in 3 vorgestellte Prinzip übergegangen. Dabei wird ein Zeitfenster von 10 ms zur Erfassung der Fehlercharakteristika (gestrichelt) für den Ausfall einer stark ausgelasteten Leitung (Referenzfall) und einen Lastsprung verwendet. Die Messdaten mittels eines gleitenden Zeitfensters von Δt = 10 ms überwacht. Tritt ein Ausfall auf, d. h. zeigt der Messgrößenverlauf einen abrupten Anstieg, so wird aus dem bisherigen stationären Messwert und dem auftretenden Maximalwert die Differenz Δx gebildet. Die beschriebene Vorgehensweise ist in 3 exemplarisch für den Verlauf des Spannungswinkels δ_u an einem Umrichter-Knoten gezeigt. Aus dem stationären Wert vor Fehlereintritt (bei t = 2s) und dem Maximalwert des Spannungswinkels max(δ_u) wird der charakteristische Wert Δδ_u berechnet. Dieser auf diese Weise bestimmte charakteristische Wert wird auch für den Messwerteverlauf der Leitungsströme durchgeführt. Auf Basis dieses Vorgehens lässt sich das Datenaufkommen für jeden Messwert (Spannungswinkel, Leitungsströme) von einer Messwertreihe auf jeweils einen charakteristischen Wert Δx komprimieren, wodurch der Abgleich zwischen dem vorberechnetem und dem auftretenden charakteristischen Fehlerverlauf deutlich vereinfacht wird. Die Kennwerte werden mit zusätzlichen Toleranzbändern umgeben, um Abweichungen durch etwaige Ungenauigkeiten (Messsystem, Simulationssystem) auszugleichen.
Die ermittelten charakteristischen Kenngrößen (Δδ_u und Δi_i) werden mit den Ergebnissen der zuvor durchgeführten zentralen Berechnung abgeglichen. Dieser Abgleich und die drauf aufbauende Entscheidungsfindung, welches Ausfallszenario eingetreten ist, können beispielsweise mittels eines Entscheidungsnetzwerks realisiert werden. Eine erfolgreiche lokale Identifikation des Ausfalls ermöglicht das Auslesen der lokal hinterlegten Maßnahmenliste, die den Arbeitspunkt des Umrichters entsprechend der zentral berechneten Vorgaben anpasst. Dieser Vorgang ist innerhalb sehr kurzer Zeit und autark gegenüber kurzen Ausfällen der Kommunikationsstruktur möglich.
Schlägt eine Identifikation des Fehlers fehl, so können die bestehenden, zentralen Mechanismen in zweiter Instanz in Erscheinung treten. Auf diese Art und Weise lassen sich auch die unter Umständen nicht ideal koordinierten Arbeitspunkte der Umrichter innerhalb des HGÜ-Netzverbundes anpassen bzw. justieren. Denn ähnlich wie im AC-Netz gilt es, eine ausgeglichene Wirkleistungsbilanz innerhalb des HGÜ-Netzes, unter Beachtung der sich aus den Umrichter-Arbeitspunkten ergebenden AC-Leistungsflüsse, sicherzustellen.
Literaturliste
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ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Claims

Verfahren zur Detektion und Identifikation von Betriebsmittelausfällen in einem elektrischen Netz, welches mehrere AC/DC-Umrichterknoten mit Regeleinheiten aufweist, dadurch gekennzeichnet, dass • die Berechnung von stationären und korrektiven Arbeitspunkten der AC/DC-Umrichterknoten und die dynamische Simulation der Fehlercharakteristika zentral realisiert werden; • die ermittelten Arbeitspunkte und Fehlercharakteristika an alle AC/DC-Umrichterknoten und deren Regeleinheiten übermittelt und dort lokal hinterlegt werden und • die Detektion und Identifikation von Betriebsmittelausfällen mit Hilfe lokaler Messwerte an den einzelnen AC/DC-Umrichterknoten realisiert wird und bei Betriebsmittelausfall an dem jeweiligen AC/DC-Umrichterknoten die korrektiven Arbeitspunkte aktiviert werden.
Verfahren nach Anspruch 1 dadurch gekennzeichnet, dass die zentral ermittelten Arbeitspunkte und Fehlercharakteristika in regelmäßigen Zeitintervallen an alle AC/DC-Umrichterknoten übermittelt werden.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche dadurch gekennzeichnet, dass für die Detektion und Identifikation von Betriebsmittelausfällen die Zustände der Leistungsschalter an den abgehenden AC-Leitungen der AC/DC-Umrichterknoten, die abgehenden AC-Leitungsströme i_ij und/oder die komplexe Knotenspannung u_i an den AC/DC-Umrichterknoten zeitlich erfasst werden, wobei die komplexe Knotenspannung u_i den Spannungswinkel δ_u umfasst.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche dadurch gekennzeichnet, dass die Detektion und Identifikation von Betriebsmittelausfällen durch die zeitliche Erfassung des Spannungswinkels δ_u am AC/DC-Umrichterknoten und der abgehenden AC-Leitungsströme i_ij realisiert werden.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche dadurch gekennzeichnet, dass die zeitlich erfassten lokalen Messwerte mittels eines gleitenden Zeitfensters überwacht werden und bei Betriebsmittelausfall ein charakteristischer Wert Δx für die erfassten lokalen Messwerte als Differenz aus dem stationären Wert bei Ausfalleintritt und dem Maximalwert des jeweiligen lokalen Messwertes ermittelt wird.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche dadurch gekennzeichnet, dass infolge einer fehlerhafter Identifikation von Betriebsmittelausfällen mit Hilfe lokaler Messwerte, zentrale Identifikationsverfahren verwendet werden.