DE60221668T2

DE60221668T2 - Verfahren zur überwachung eines hochspannungsnetzes

Info

Publication number: DE60221668T2
Application number: DE60221668T
Authority: DE
Inventors: Alexander Mansewood GOLDER; Douglas Harman Wilson
Original assignee: Psymetrix Ltd
Current assignee: Psymetrix Ltd
Priority date: 2001-06-22
Filing date: 2002-06-14
Publication date: 2008-05-21
Anticipated expiration: 2022-06-15
Also published as: JP4024752B2; CN100379121C; WO2003001645A2; CN1535494A; ATE369651T1; ES2291469T3; WO2003001645A3; JP2004532600A; AU2002302818B2; DE60221668D1; US20040186671A1; EP1400000A2; EP1400000B1; US6937945B2; EP1850441A2; EP1850441A3

Description

Diese Erfindung bezieht sich auf Übermittlungssysteme für elektrische Leistung und insbesondere auf Hochspannungs-, Hochleistungs-Versorgungsnetzsysteme.
Unter der Annahme, es gäbe keine thermalen Beschränkungen, ergeben sich Leistungsübertragungsgrenzen für ein Netz häufig aus Bedenken hinsichtlich der Übergangsinstabilität oder Spannungsinstabilität beim Auftreten eines Notfalls. Es gibt ebenfalls Bedenken hinsichtlich einer Instabilität des eingeschwungenen Zustands. Um diese potenziellen Instabilitäten zu quantifizieren, ist eine Kenntnis der dynamischen Kenndaten des Netzes notwendig. Existierende Techniken, die verwendet werden, um Einschätzungen der dynamischen Kenndaten eines Netzes und somit der Leistungsübertragungsgrenzen bereitzustellen, basieren auf Untersuchungen mathematischen dynamischen Modellierens, die signifikanten Unsicherheiten unterworfen sind. Bisher mussten Systemingenieure große Sicherheitsfaktoren einbauen, womit sie effektiv die sichere Leistungsübertragungskapazität um einen beträchtlichen Betrag verwarfen und somit die Leistung, die übertragen werden kann, übermäßig begrenzten oder eine exzessive Investition in die Kapazität erforderlich machten.
Es ist in der Vergangenheit vorgeschlagen worden, einen „Signalenergie"-Ansatz für das Festsetzen der Leistungsübertragungsgrenzen zu verwenden, auf der Basis der Beobachtung, dass die „Signalenergie" asymptotisch zunimmt (und die Dämpfung abnimmt), während der Leistungsfluss zunimmt.
Diese Vorschläge leiden jedoch unter den Tatsachen, dass:

(a) sie einzig auf mathematischem dynamischem Modellieren mit den dazugehörigen, oben besprochenen Problemen beruhen;
(b) die Verwendung von „Signalenergie" ohne Aufteilung dieser Größe in Frequenzkomponenten die Beschaffenheit des Problems verbirgt;
(c) die Beziehung zwischen Signalenergie und/oder Dämpfung und MW-Leistungsfluss in der Praxis gar nicht gleichmäßig ist.

US 5,566,085 offenbart ein Verfahren zum Berechnen einer Übergangsspannungsstabilität-Übertragungsgrenze für ein Leistungsnetzwerk, wobei auf der Basis besonderer Werte für Leistung, die von den Übermittlungsleitungen übertragen wird, Werte des eingeschwungenen Zustands für variable charakteristische elektrische Parameter von variablen Elementen des Netzwerks bestimmt werden. Durch die Verwendung zweier derartiger Energiewerte von zwei Leistungswerten wird eine Einschätzung der Übertragungsgrenze für die Übermittlungsleitung als eine Asymptote der Energiewerte erhalten, wobei die Energiewerte eine Umkehrfunktion der Stabilitätsgrenze weniger dem Leistungswert sind.
Gemäß der vorliegenden Erfindung wird ein Verfahren zum Bestimmen von Leistungsübertragungsgrenzen in einem Übermittlungssystem für elektrische Leistung, das eine Vielzahl von Starkstromleitungen umfasst, bereitgestellt, wobei das Verfahren Folgendes beinhaltet:

(a) Ableiten dynamischer Moduskenndaten für eine Auswahl der Leitungen von der Messung kleiner Störungen von Betriebsparametern des Netzes auf den Leitungen über einen Zeitraum;
(b) Messen der Betriebsparameter des Netzes auf einigen oder allen Leitungen über den Zeitraum;
(c) Verwenden der in (a) und (b) gesammelten Daten, um feste Beziehungen zwischen den dynamischen Kenndaten und den Betriebsparametern in jeder der Leitungen zu erstellen, wobei eine mehrdimensionale Analyse verwendet wird, indem eine Matrix von Beobachtungen gebildet wird, von denen die Parameter für die mehrdimensionalen Beziehungen abgeleitet werden können; und
(d) Berechnen der Leistungsübertragungsgrenze aus jeder dieser Beziehungen für jede Leitung.

Alternative und bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung werden aus den angehängten Patentansprüchen ersichtlich.
Nun werden Ausführungsformen der Erfindung lediglich beispielhaft und unter Bezugnahme auf die beigelegten Zeichnungen beschrieben, wobei:
1, 2 und 3 Graphen sind, die die Beziehung zwischen Leistungsfluss und Modusdämpfungsgrad veranschaulichen;
4 ein Graph ist, der die Beziehung zwischen Leistungsfluss und Modusabfallzeit veranschaulicht; und
5 bis 7 Graphen sind, die sich auf eine weitere Ausführungsform beziehen.
Das Verfahren der Erfindung involviert das Messen der dynamischen Kenndaten von Kleinsignal oder eingeschwungenem Zustand des Netzes. Die Messungen werden fortlaufend und online erhalten und mit den tatsächlichen, vorherrschenden Systembedingungen vorgenommen und verbunden.
Genauer gesagt, die dynamischen Kenndaten, die gemessen werden, sind Modusdämpfung, Modusfrequenz und Modusamplitude des Systems auf der Basis von Wirk- oder Blindleistungsfluss, Spannung, Systemfrequenz etc.
Diese Moduswerte werden wiederum mit den tatsächlichen, vorherrschenden Systemparametern wie Wirk- und Blindleistung, Spannung, Systemfrequenz etc. verbunden.
Zusätzlich dazu wird immer die Zeit des Auftretens der Messungen genommen. Diese Messungen werde dann verwendet, um die Kleinsignal-Leistungsübertragungsgrenzen des Systems zu bestimmen und somit die effizientesten Betriebsbedingungen zur Leistungsübertragung zu gewährleisten.
Vorzugsweise werden die Messungen um einen Faktor modifiziert, der wie folgt bestimmt wird:
Als erste Stufe werden eine Reihe von dynamischen Kleinsignal- Kenndatenwerten, vorzugsweise die Modusdämpfungskenndaten, und die entsprechenden Betriebsparameter des Netzes aus einem mathematischen Modell des Systems vor einer begrenzenden Übergangs- oder Spannungsbedingung, die aus einem identifizierten Notfallereignis resultiert, erhalten.
Aus dieser Reihe von Werten wird eine Beziehung zwischen den dynamischen Kleinsignalkenndaten und der Übergangsgrenze unter den besonderen Systembedingungen abgeleitet. Diese Beziehung wird dann zusammen mit den tatsächlichen Online-Kleinsignalmessungen verwendet, um die Leistungsübertragungsgrenzen des Systems zu bestimmen.
Die Technik kann Online-Informationen darüber bereitstellen, wie dicht ein Netz an seiner Übertragungsgrenze ist.
Die Dämpfungskenndaten können in Hinsicht auf den Dämpfungsgrad, die Modusabfallzeit oder jede andere geeignete Form gemessen werden.
Die Erfindung umfasst des Weiteren das Ableiten der sicheren Grenzen, die durch den vorangehenden Prozess berechnet wurden, zu einer oder mehreren Notfallbedingungen.
Die Erfindung basiert auf dem Nutzen tatsächlicher früherer Daten von Betriebsparametern eines Netzes und Modusdämpfung in dem System von Interesse. Derartige Daten können aus historischen Daten manuell oder über andere bekannte Mittel abgeleitet werden.

(a) Es ist vorzuziehen, ein dynamisches Netzmodell auszunutzen, das durch fortlaufende direkte dynamische Messungen unter beobachtbaren Betriebsbedingungen bestätigt worden ist, so dass das erforderliche Vertrauensniveau in die Modellvorhersagen eingesetzt werden kann.

Online-Schätzungen der Netzdynamik werden in Hinsicht auf Modusfrequenz, -amplitude und -dämpfung abgeleitet, indem an einem oder mehreren Punkten in einem Netzwerk Betriebsparameter des Netzes erfasst und die kleinen Störungen, die immer gegenwärtig sind, analysiert werden.
Eine Anzahl an Merkmalen kann aus diesen Daten angemerkt werden. So nimmt zum Beispiel die Modusdämpfung auf einer Leitung ab, wenn der Wirkleistungsfluss auf der Leitung zunimmt. Außerdem steht in vielen Fällen der Modusdämpfungsgrad annähernd linear mit dem MW-Leistungsfluss auf der überwachten Leitung in Beziehung. Zum Beispiel ist in 3 die Beziehung zwischen dem Leistungsfluss und den Modusdämpfungsgraden Dämpfungsgrad = 0,105 – 0,0005 × Leistungsfluss
Die Kleinsignal-Leistungsübertragungsgrenze wird als der Punkt erstellt, an dem der Dämpfungsgrad null ist, d. h. der Leistungsfluss 0,105/0,0005 = 210 MW ist.
Diese Situation trifft jedoch nicht immer zu. Angenommen, dass zwei Leitungen in einem Netzwerk überwacht werden (Leitung 1 und Leitung 2) und dass auf diesen Leitungen zwei Modi gegenwärtig sind (Modus A und Modus B). Auf Leitung 1 steht die Dämpfung für Modus A mit dem Wirkleistungsfluss auf Leitung 1, wie in 1 gezeigt, in Beziehung. Es ist jedoch möglich, dass der Dämpfungsgrad auf Leitung 2 für Modus A in keinerlei Beziehung mit dem Wirkleistungsfluss in Leitung 2 steht, wie in 2 gezeigt. Gleichzeitig kann der Dämpfungsgrad für Modus B annähernd linear mit dem Wirkleistungsfluss in Leitung 1 und in Leitung 2 in Beziehung stehen.
Auf den ersten Blick könnte es erscheinen, als gäbe es keine klare Beziehung zwischen der Dämpfung und dem Wirkleistungsfluss.
Um dieses Problem zu lösen, ist es notwendig zu erkennen, dass sich das scheinbare Fehlen einer Beziehung daher ergibt, dass die Situation als ein eindimensionales Problem angesehen wird, wohingegen es sich tatsächlich um ein mehrdimensionales Problem handelt. Beim Erstellen der Beziehung zwischen der Dämpfung für einen Modus und dem MW-Leistungsfluss auf einer Leitung müssen der simultane Leistungsfluss und möglicherweise Dämpfung auf anderen, verbundenen Leitungen mit einberechnet werden.
Durch die Verwendung einer mehrdimensionalen Analyse (oder eines neuronalen Netwerks, wenn angemessen) ist es möglich, für jede Leitung in dem System zu erstellen, welche Modi eine feste Beziehung zwischen Betriebsparametern des Netzes und dem Modusdämpfungsgrad aufweisen. Dies lässt sich zum Beispiel durch das Bilden einer Matrix von Beobachtungen vornehmen, von denen die Parameter für die mehrdimensionalen Beziehungen abgeleitet werden können. Die festen mehrdimensionalen Beziehungen können dann verwendet werden, wie oben besprochen, um die Leistungsübertragungsgrenzen für jede Leitung zu berechnen.
Es wurde erkannt, dass sich eine andere Quelle „unerklärter" Variation in der Beziehung zwischen der Dämpfung und dem MW-Leistungsfluss auf einer Leitung aus ineffizienten oder schlecht funktionierenden Steuersystemen ergibt, die mit individuellen Generatoren und Anlagen verbunden sind.
Als zusätzlicher Vorteil ist es möglich zu identifizieren, welche beobachteten Generatoren/Anlagen zur Systemdämpfung beitragen, indem Beobachtungen hinsichtlich der Betriebsparameter des Netzes, die mit individuellen Generatoren oder anderen verbundenen Anlagen verbunden sind, eingeschlossen werden, wenn die mehrdimensionale Beziehung erstellt wird.
Es sollte angemerkt werden, dass die Übertragungsgrenzen, die auf diese Weise abgeleitet werden, sowohl Spannungs- als auch Übergangsinstabilität betreffen; auf diese Weise kann die Wahrscheinlichkeit, ob das Netz einem spezifischen Notfall widerstehen kann, eingeschätzt werden.
Es ist wichtig zu verstehen, dass diese Beurteilung zu einem großen Teil auf Beobachtungsdaten basiert, und die einzige Netzwerkmodellierung, die involviert ist, ist erforderlich, um Beziehungen zwischen Übergangsgrenzen und dynamischen Kleinsignal-Kenndaten vor dem Notfall abzuleiten.
Ein anderes wichtiges Merkmal der Technik liegt darin, dass durch das Basieren der Übertragungsgrenzen auf den vorherrschenden dynamischen Bedingungen des Netzes eher „bedingte" als „marginale" Wahrscheinlichkeiten verwendet werden, und diese Tatsache führt zu einer zusätzlichen Genauigkeit und Flexibilität bei der Beurteilung der Übertragungsgrenzen.
Bei einem anderen Aspekt gibt es häufige Vorfälle bei Hochspannungs-Übermittlungssystemen, bei denen in dem Leistungsfluss auf einer Übermittlungsleitung „spontan" eine schlecht gedämpfte Oszillation erscheint. Diese Oszillationen können über wenige Minuten aufrechterhalten werden oder sich bis zu mehreren Stunden erstrecken. Während der Zeit, in der diese schlecht gedämpfte Oszillation vorliegt, ist das Netz einem Sicherheitsrisiko bei der Netzversorgung ausgesetzt, das üblicherweise die Form eines Risikos einer Spannungs- oder Übergangsinstabilität annimmt. Die Quelle der Oszillationen steht häufig in Beziehung mit der Fehlfunktion der Steuersysteme, die mit elektrischen Generatoren oder anderen Anlagen, die an das Übermittlungssystem angeschlossen sind, verbunden sind.
Es sind viele Generatoren und anderen Anlagenteile an ein Übermittlungssystem angeschlossen, und zur Zeit ist es sehr schwierig zu identifizieren, welches individuelle Teil einer Anlage von diesen vielen Teilen den Fehler verursacht. Wenn das individuelle Anlagenteil identifiziert ist, kann eine korrigierende Maßnahme getroffen werden und damit das Risiko eines Versorgungsverlustes reduzieren.
Die vorliegende Erfindung stellt auch ein Mittel zum Identifizieren des individuellen Anlagenteils auf der Basis der Modalanalyse der Messungen von Spannung, Strom, Wirkleistungsfluss, Blindleistungsfluss und Systemfrequenz, die von dem Netz genommen wurden, bereit.
Die dynamischen Kenndaten für das Netz werden in Hinsicht auf Modusfrequenz, Modusdämpfung und Modusamplitude gemessen. Durch das Vergleichen von einigen oder allen dieser modalen Messungen zwischen den verschiedenen Messorten in dem Netzwerk wird die Identifizierung des Ortes der Quelle der schlechten Dämpfung möglich. Bisher wurde traditionell angenommen, dass die Frequenz und die Dämpfung für einen Modus über das Übermittlungsnetzwerk konstant sind, wobei nur die Modusamplitude von einem Ort zum anderen variiert (d. h. dass sich das Netz in dieser Hinsicht auf eine lineare Art und Weise verhält).
Wenn eine Modalanalyse an Signalen durchgeführt wird, die dicht an individuellen Anlagen erfasst wurden, kann dieses nicht lineare Verhalten des Netzes genutzt werden, um individuelle schlecht funktionierende Anlagen zu identifizieren.
Die Erkennung der Quelle einer Oszillation wird mittels des Untersuchens der Phasenbeziehung für Modi, die mit Netzfrequenz und Wirkleistung (oder Blindleistung) verbunden sind, möglich gemacht. Wo sich die Quelle einer Oszillation in dichter Nähe zu dem Messpunkt befindet, kann ein größerer Phasenunterschied zwischen Modi erwartet werden, als es der Fall ist, wenn sich der Messpunkt entfernt von der Oszillationsquelle befindet.
5 veranschaulicht eine „spontane" Oszillation, die für die typisch ist, die häufig auf Übermittlungssystemen gesehen werden können. 6 veranschaulicht die Ergebnisse, die erhalten werden, wenn die Wirkleistung, Blindleistung und Spannungssignale für dieses Ereignis an einem Punkt A des Übermittlungsnetzwerks analysiert werden, der von der Quelle der Oszillation elektrisch entfernt liegt.
7 veranschaulicht die Ergebnisse, die erhalten werden, wenn die Wirkleistung, Blindleistung und Spannungssignale für dieses Ereignis an einem Punkt B des Übermittlungsnetzwerks, der elektrisch dicht an der Quelle der Oszillation liegt, analysiert werden.
Bei dieser Veranschaulichung lässt sich sehen, dass die Modusabfallzeitkonstante für das Blindleistungssignal am Punkt B:

(a) in Hinsicht auf den Durchschnitt und den Höchstwert über die Dauer der Oszillation ein höheres Niveau aufweist;
(b) zu einem Zeitpunkt, der vor dem entsprechenden Signal an Punkt A liegt, einen hohen Wert erreicht.

Es ist auch zu sehen, dass der Durchschnitt und der Höchstwert, die für das Wirkleistungs- und Spannungssignal während der Dauer der Oszillation erreicht werden, im Allgemeiner höher an Punkt B als an Punkt A sind.
Diese und andere ähnliche Anzeichen in den Ergebnissen der Modalanalyse für die verschiedenen Signale identifizieren, dass die Quelle der Oszillation in dem Netzwerk dichter bei Punkt B liegt als bei Punkt A. Wenn ähnliche Messungen an anderen Punkten in dem Netzwerk vorgenommen werden, die vom Punkt B elektrisch weiter entfernt liegen, bestätigt dies, dass die Quelle der Oszillation dicht bei Punkt B liegt.
Durch dieses Mittel ist nun die Quelle der Oszillation lokalisiert/identifiziert worden, und eine korrigierende Maßnahme kann nun auf die individuelle Anlage abzielen, wodurch dieses Risiko eines Versorgungsverlustes beseitigt wird.
Die genaue Form der Manifestierung eines Fehlers innerhalb der verschiedenen Signale hängt von der Art des Anlagenfehlers oder der Fehlfunktion der Anlage ab. Die genaue Beschaffenheit der Manifestierung kann wohl genutzt werden, um den Fehler zu klassifizieren und eine Anleitung für die Form der Hilfsmaßnahme, die getroffen werden sollte, zu bieten.
Abwandlungen und Verbesserungen können innerhalb des Bereichs der angehängten Patentansprüche vorgenommen werden.

Claims

Ein Verfahren zum Bestimmen von Leistungsübertragungsgrenzen in einem Übermittlungssystem für elektrische Leistung, das eine Vielzahl von Starkstromleitungen umfasst, wobei das Verfahren die folgenden Schritte beinhaltet: (a) Ableiten dynamischer Moduskenndaten für eine Auswahl der Leitungen von der Messung kleiner Störungen von Betriebsparametern des Netzes auf den Leitungen über einen Zeitraum; (b) Messen der Betriebsparameter des Netzes auf einigen oder allen Leitungen über den Zeitraum; und durch die folgenden Schritte gekennzeichnet ist: (c) Verwenden der in (a) und (b) gesammelten Daten, um feste Beziehungen zwischen den dynamischen Kenndaten und den Betriebsparametern in jeder der Leitungen zu erstellen, wobei eine mehrdimensionale Analyse verwendet wird, indem eine Matrix von Beobachtungen gebildet wird, von denen die Parameter für die mehrdimensionalen Beziehungen abgeleitet werden können; und (d) Berechnen der Leistungsübertragungsgrenze aus jeder dieser Beziehungen für jede Leitung.
Verfahren gemäß Anspruch 1, wobei die dynamischen Kenndaten die Modusdämpfung, Modusfrequenz oder Modusamplitude des Systems umfassen.
Verfahren gemäß Anspruch 1, wobei die abgeleiteten dynamischen Kenndaten und die entsprechenden Betriebsparameter von einem mathematischen Modell erhalten werden, das das Übermittlungssystem für elektrische Leistung vor einer begrenzenden Übergangs- oder Spannungsbedingung darstellt.
Verfahren gemäß Anspruch 2, wobei das mathematische Modell auch das Übermittlungssystem für elektrische Leistung im Anschluss an eine begrenzende Übergangs- oder Spannungsbedingung darstellt.
Verfahren gemäß Anspruch 1, wobei Schritt (c) ferner das Erstellen fester Beziehungen unter Verwendung von neuronalen Netzwerken beinhaltet.
Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das Verfahren das Messen der kleinen Störungen an einem oder mehreren Punkten in dem System hinsichtlich eines oder mehrerer der Folgenden umfasst: Spannungszeigern, Stromzeigern, Spannungszeigerwinkeldifferenz, Stromzeigerwinkeldifferenz, Wirkleistungswerten, Blindleistungswerten, Spannungswerten, Stromwerten, Systemfrequenz, Zeit des Auftretens von Werten.
Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die gemessenen dynamischen Kenndaten mit den vorherrschenden Systembedingungen verbunden sind.
Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Messungen in zuvor festgelegten Intervallen ausgeführt werden.
Verfahren gemäß Ansprüchen 1 bis 7, wobei die Messungen im Wesentlichen fortlaufend ausgeführt werden.
Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Betriebsparameter den Leistungsfluss auf den Leitungen umfassen.