Dr.-Ing. Klaus von Sengbusch. Wide Area Monitoring Systeme - aktuelle Erfahrungen und zukünftige Anwendungsbereiche. ABB Group May-07

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1 Dr.-Ing. Klaus von Sengbusch Wide Area Monitoring Systeme - aktuelle Erfahrungen und zukünftige Anwendungsbereiche ABB Group - 1 -

2 Gliederung Veränderungen im Netzbetrieb Aufbau von Weitbereichsüberwachungssystemen (WAMS) WAMS als separates System Erfahrungen bei Netzstörung am 4. November 2006 Verfügbare Applikationen Kopplung mit klassischer Netzleittechnik Einsatzbereiche innerhalb des beobachtbaren Netzbereichs Einsatzbereiche außerhalb des beobachtbaren Netzbereichs Zusammenfassung ABB Group - 2 -

3 Veränderungen im Netzbetrieb ABB Group Veränderungen der Randbedingungen Höhere Auslastung der Netze Beschränkter Zugriff auf Erzeugungseinheiten durch Netzbetreiber Erhöhter Kostendruck Folgen Erhöhte Gefahr eines Netzzerfalls Zunehmende Probleme bei der Blindleistungsbereitstellung Höhere Auslastung des Personals Veränderungen der Primärtechnik Integration von Komponenten zur Blindleistungsbereitstellung Verstärkte Integration von Komponenten zur Lastflusssteuerung Zusätzliche Anforderungen an Leittechnik bei Übertragungsnetzbetreibern Bereitstellung aller relevanten Informationen in kritischen Netzsituationen Optimaler Einsatz der neuen Primärtechnik Höhere Genauigkeit bei Netzsicherheitsrechnungen Minierung des Datenpflegeaufwandes

4 Wide Area Monitoring Systemaufbau (1/2) ABB Group - 4 -

5 Wide Area Monitoring Systemaufbau (2/2) Netzleitsystem Datenübermittlung: 0,02-0,5 Hz z.b. IEC -104 WAMS Wide Area Monitoring System Datenübermittlung: 0,02-0,5 Hz Viele Werte: z.b z.b. IEC -104 z.b. IEC -104 Netzleitstelle Prozess!EEE 1344 Datenübermittlung: Hz Wenige Werte: z.b Messwerte P, Q, I, U ABB Group RTU WAMS Archivierung, Filterung, Protokollwandlung RTU: Remote Terminal Unit / Fernwirkunterstation : Phasor Measurement Unit / Phasenmessgerät IEEE 1344 GPS Messwerte: U, I, F, df/dt

6 WAMS als separates System ABB Group ABB-Systemlösung PSGuard Heute verfügbar und u.a. in Schweiz, Österreich, Griechenland, Kroatien und Finnland installiert Verschiedene PSGuard-Lösungen untereinander vernetzt Applikationen Visualisierung von Phasenwinkeln in Echtzeit Schnelle und zuverlässige Erkennung eines Netzzerfalls auf Basis hochgenauer Frequenzmessungen (Abweichung < 10mHz) Sichere Zusammenschaltung von Netzbereichen auf Basis hochgenauer Frequenzmessungen und deren Ableitungen Monitoring der Leiterseiltemperatur Erkennung von Leistungspendelungen Erkennung von Spannungsinstabilität

7 Zuverlässige Erkennung eines Netzzerfalls Frequenzgang während des Netzzerfalls am aufgezeichnet mit ABB-WAMS ABB Group Quelle: UCTE Interim Report System Disturbance on 4 November 2006

8 Sichere Zusammenschaltung von Netzbereichen Frequenzgang während der Zusammenschaltung der getrennten Netzbereiche am aufgezeichnet mit ABB-WAMS ABB Group Quelle: UCTE Interim Report System Disturbance on 4 November 2006

9 Monitoring der Leiterseiltemperatur Netz A Netz B Messung von Strömen und Spannungen nach Betrag und Phase ABB Group Berechnung der durchschnittlichen Leiterseiltemperatur aus gemessenen Vierpolparametern und deren bekannter Temperaturabhängigkeit

10 Weitere in PSGuard verfügbare Applikationen Erkennung von Leistungspendelungen Frühzeitige Erkennung von Leistungspendelungen, bevor diese zu Auslösungen führen Erkennung der Dämpfung dieser Schwingungen WAMS liefert wichtige Informationen zur Vermeidungen von Störungen aufgrund von Leistungspendelungen Erkennung von Spannungsinstabilität Berechnung elektrischer Ersatzgrößen eines Übertragungskorridors Darstellung des Abstandes des gemessenen Arbeitspunktes zu instabilen Systemzuständen Entscheidungsgrundlage zur Reduzierung der Auswirkungen von Ausfällen Mögliche Basis für automatische Durchführung entlastender Maßnahmen V V ABB Group transmission corridor P

11 WAMS als separates System - Zusammenfassung Gute Erfahrungen mit bisherigen Installationen auch im Krisenfall Offene Schnittstellen des PSGuard erlauben Entwicklung weiterer unternehmensspezifischer Applikationen Automatische Blockierung dezentraler Regelungen Gezielte Abschaltungen bei automatischer Erkennung von Driftbewegungen In bisherigen Applikationen keine Berücksichtigung des Netzdatenmodells Kopplungen mit klassischer Netzleittechnik bietet zusätzliches Potential ABB Group

12 Wide Area Monitoring Systemaufbau Netzleitsystem Datenübermittlung: 0,02-0,5 Hz z.b. IEC -104 WAMS Wide Area Monitoring System Datenübermittlung: 0,02-0,5 Hz Viele Werte: z.b z.b. IEC -104 z.b. IEC -104 Netzleitstelle Prozess!EEE 1344 Datenübermittlung: Hz Wenige Werte: z.b Messwerte P, Q, I, U ABB Group RTU WAMS Archivierung, Filterung, Protokollwandlung RTU: Remote Terminal Unit / Fernwirkunterstation : Phasor Measurement Unit / Phasenmessgerät IEEE 1344 GPS Messwerte: U, I, F, df/dt

13 Netzsicherheitsrechnungen im Netzleitsystem Statisches Datenmodell (elektrische Kenngrößen der Betriebsmittel, Topologie) Dynamische Daten (Messwerte P, Q, U, I Schalterstellung, ) Zustandsschätzung Konsistenter Netzzustand Ausfallsimulation ABB Group Meldungen

14 Derzeitige Vorgehensweise (1/2) Beobachtbarer Netzbereich NB A Internes Netz A Internes Netz B ABB Group Beobachtbarer Netzbereich NB B

15 Derzeitige Vorgehensweise (2/2) Beobachtbarer Netzbereich Internes Netz ABB Group Ersatzeinspeisungen zur Einstellung des Arbeitspunktes des Ersatznetzes ~ Passives ~ Ersatznetz ~ U,P=0 U,P=0 Extendend Ward Elemente zur Nachbildung der Spannungsregelung des externen Netzes ~

16 Berücksichtigung zusätzlicher Netzelemente Beobachtbarer Netzbereich Internes Netz Kritische Leitung ~ Einspeisung ABB Group Querregler

17 Klassische Erweiterung des beobachtbaren Bereichs ABB Group Querregler Beobachtbarer Netzbereich Internes Netz Kritische Leitung ~ Einspeisung Übertragung großer Datenmengen zwischen benachbarten Netzbetreibern erforderlich Erweiterung des statischen Datenmodells erforderlich Regelmäßiger Abgleich der statischen Datenmodelle erforderlich Fehlerquellen bei Netzsicherheitsrechnungen Ausfall von / Fehler bei Messwerten Fehler im statischen Datenmodell

18 Erkennung von Fehlern im statischen Datenmodell (1/4) Statisches Datenmodell umfasst bereits heute tausende von Attributen Erweiterung des beobachtbaren Netzbereiches auf Nachbarnetze erhöht Anzahl der Attribute und erschwert Datenpflege Exemplarisches Beispiel ~ ~ Fehleingabe: X=20 Ohm statt X=10 Ohm ABB Group

19 Erkennung von Fehlern im statischen Datenmodell (2/4) x Bei Zustandsschätzung erkannter Messfehler in MW ~ ~ ABB Group Erhebliche Verschleppung des Fehlers Fehler selbst bei detaillierter statistischer Auswertung schwer eingrenzbar

20 Erkennung von Fehlern im statischen Datenmodell (3/4) ~ ~ ABB Group Ursache Fehler bei Messung von P, Q, U und I praktisch nur über Ringe erkennbar Maß der Verschleppung abhängig von Größe der Ringe

21 Erkennung von Fehlern im statischen Datenmodell (4/4) ~ ~ ABB Group Umfassender Einsatz von Phasenmessungen erlaubt Schätzung der Leitungsimpedanzen Schätzung der Transformatorstufenstellungen Gezielte Erkennung (und Korrektur) von Topologie- und Eingabefehlern

22 Berücksichtigung zusätzlicher Netzelemente Beobachtbarer Netzbereich Internes Netz Kritische Leitung ~ Einspeisung ABB Group Querregler

23 Derzeitige Vorgehensweise (2/2) Beobachtbarer Netzbereich Internes Netz ABB Group Ersatzeinspeisungen Extendend Ward Elemente Passives Ersatznetz

24 Integration von Phasenmessungen (1/4) Beobachtbarer Netzbereich Internes Netz ~ ABB Group

25 Integration von Phasenmessungen (2/4) ABB Group Beobachtbarer Netzbereich Internes Netz Beobachtbare Netzinseln ~ Vorgehensweise Separate Estimation der beobachtbaren Netzinseln unter Vernachlässigung des Ersatznetzes Verwendung der -Knoten (einer je Netzinsel) als Slack unter Berücksichtigung des gemessenen Phasenwinkels Spannung nach Betrag und Phase an allen Verknüpfungspunkten des Ersatznetzes bekannt Ein- und Ausflüsse an allen Verknüpfungspunkten des Ersatznetzes bekannt

26 Integration von Phasenmessungen (3/4) Vorgehensweise Berechnung der Flüsse im Ersatznetz auf Basis der bekannten Spannungen Ein- und Ausflüsse an allen Verknüpfungspunkten des Ersatznetzes bekannt ABB Group

27 Gezielte Erweiterung des beobachtbaren Bereichs Beobachtbarer Netzbereich Internes Netz Phasenmessungen erlauben gezielte Erweiterung des beobachtbaren Bereichs Integration in bestehende Systeme und Algorithmen möglich Minimaler Informationsaustausch Beispiel KW-Insel:,U, ϑ ABB Group ~ = + KW-Insel

28 Exemplarische Untersuchung - Vorgehen Variante 1 Referenz Variante 2 E2 Internes E1 Netz Internes Netz Internes Netz E3 Internes Netz Internes Netz Internes Netz ABB Group

29 Exemplarische Untersuchung - Ergebnisse Referenz Variante 1 Variante 2 Spannung bei E2 vor Ausfall 410,5 kv 410,5 kv 410,5 kv Spannung bei E2 nach Ausfall von E2 (E3 ohne Q-Grenzen) 397,4 kv U Fehler =0,4 kv 397,7 kv U Fehler =0,3 kv Spannung nach Ausfall (Q max =250 Mvar bei E3) 394,9 kv 397,8 kv U Fehler =2,9 kv 395,2 kv U Fehler =0,3 kv Q-Abgabe bei E3 vor Ausfall 207 Mvar 207 Mvar Q-Abgabe bei E3 nach Ausfall von E2 (ohne Q-Grenzen) 306 Mvar Q=99Mvar 301 Mvar Q=94Mvar ABB Group Relevante Blindleistungsgrenzen bei E3: Fehler durch Ersatznetzverwendung um ca. 90% reduziert Genauigkeit der Vorhersage der Arbeitspunktveränderung bei E3: ca. 90%

30 Weitere Anwendungsbereiche (1/2) Überwachung von Kuppelleitungen Variante 1 Referenz Variante 2 Internes Netz Internes Netz Internes Netz Nach Wiederzuschaltung Referenz Variante 1 Variante 2 P über Kupp.-Ltg. 494 MW 335 MW 496 MW Q über Kupp.-Ltg Mvar -146 Mvar -212 Mvar erweitert beobachtbaren Bereich ABB Group Phasenwinkeldifferenz über abgeschaltete Leitung bekannt Prognose des Netzverhaltens bei Wiederzuschaltung der Leitung möglich

31 Zusammenfassung ABB Group Heute Diverse ABB-WAMS als separate Systeme weltweit installiert Hochgenaue Phasenmessgeräte verfügbar Perspektive langfristig Umfassender Einsatz von Phasenmessungen Gezielte Erkennung (und automatische Korrektur) von Fehlern im statischen Datenmodell statt Fehlerverschleppung Verbesserung der Genauigkeit der Berechnungen bei reduziertem Aufwand für Datenpflege Perspektive mittelfristig Einsatz einzelner Phasenmessungen zur gezielten Erweiterung des beobachtbaren Netzbereichs als Alternative zur klassischen Erweiterung Genauigkeitsgewinn bei Netzsicherheitsrechnungen im Grenzbereich des internen Netzes bei beiden Ansätzen vergleichbar

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