WO2008122253A1 - Verfahren und einrichtung zum ermitteln eines beitrags zu elektrischen störungen - Google Patents

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WO2008122253A1
WO2008122253A1 PCT/DE2007/000641 DE2007000641W WO2008122253A1 WO 2008122253 A1 WO2008122253 A1 WO 2008122253A1 DE 2007000641 W DE2007000641 W DE 2007000641W WO 2008122253 A1 WO2008122253 A1 WO 2008122253A1
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Uwe Anklam
Stefan Rogen
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Siemens Aktiengesellschaft
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/24—Arrangements for preventing or reducing oscillations of power in networks

Definitions

  • the invention relates to a method for determining a contribution of units connected to a power supply network to electrical disturbances occurring in the power grid. Furthermore, the invention relates to a device and a system.
  • Electrical energy is distributed by energy producers to energy consumers via one or more energy grids.
  • power grids are customarily ', a plurality of connected units in which it is both to generators as well as to consumers.
  • electrical power disturbances occur in power supply networks, which originate from the units connected to the power supply networks (both from the generators and from the consumers).
  • the current liberalization and opening up of the electricity markets means that a large number of energy production facilities (generators) such as wind turbines or solar plants are connected to the existing energy supply networks. These multitude of generators contribute to the increasing occurrence of electrical disturbances in the power supply networks.
  • Electric power grids are therefore increasingly being “contaminated” by electromagnetic disturbances, causing electrical disturbances.
  • This "contamination” is also referred to as “power quality pollution” or “power quality pollution”.
  • the “pollution” of the "Power Quality” is caused in particular by St ⁇ raus proteins of harmonics and by Flicker (short-term or rapid voltage fluctuations).
  • the invention has for its object to provide a method by which the respective contribution of connected to a power grid units can be determined to occur in the power grid electrical interference.
  • the invention is further based on the object of specifying a corresponding device and a corresponding system.
  • this object is achieved by a method for determining a respective contribution of units connected to an energy supply network to electrical disturbances occurring in the energy supply network, wherein in the method, at a plurality of measuring points of the energy supply network, one each connected to the energy supply network
  • Units are assigned, at the same time each time a measured value history of an electrical disturbance variable is measured, and -
  • an equation system whose coefficients contain characteristics of an equivalent circuit diagram of the power grid and whose input variables include the measured measured values, it is determined how large the contribution of the units connected to the power grid to the electrical disturbances occurring in the power grid.
  • the size of the respective contribution of the units can be determined from the measured measured value profiles by means of the solution of an equation system. That's it
  • Equation system advantageously designed so that the coefficients of the equation system characteristics of an equivalent circuit diagram of the power supply network include and that the input variables of the equation system include the measured value runs.
  • the method may be configured such that the units connected to the power grid are generators or consumers.
  • generators are to be understood as those units which feed electrical energy or power into the energy supply network
  • consumers are to be understood as meaning those units which extract electrical energy or power from the energy supply network.
  • the method may be configured such that an alarm signal is generated as soon as the determined contribution exceeds a threshold value. This advantageously makes it possible, as soon as one of the units connected to the energy supply network makes an undesirably high contribution to the electrical system. - This undesirable state is signaled by means of the alarm signal. On the alarm signal can then be taken appropriate measures.
  • the method can also be designed so that the determined contribution is used as an input variable for a control loop.
  • the use of the determined contribution as an input variable for a control loop advantageously makes it possible to react continuously to the changing contributions of the unit to the occurring electrical disturbances. For example, an increasing contribution of a unit to electrical interference in the form of flicker can be counteracted by increasing the short-circuit power of a generator connected to the energy supply network by means of a control circuit.
  • the method can advantageously be such that the coefficients of the equation system include admittances of the equivalent circuit diagram of the energy supply network.
  • the coefficients of the equation system include admittances of the equivalent circuit diagram of the energy supply network.
  • the method may also be such that in the equivalent circuit diagram the loads are simulated as an impedance with a parallel-connected constant current source. In this way, advantageously consumers can be easily replicated in the equivalent circuit diagram.
  • the method can be designed so that in the
  • Equation system is taken into account, that at each of the measuring points the contributions of the units are superimposed. This is advantageously achieved in particular in that in ' the Equation system for each measuring point an equation is provided, which maps the sum of the currents at the measuring point.
  • the above-mentioned object is achieved with regard to its arrangement aspect by a device for determining a respective contribution of units connected to a power supply network to electrical disturbances occurring in the power supply network, which is configured,
  • This device can be designed such that the units connected to the power supply network are generators or consumers.
  • the device can be realized such that it is designed to generate an alarm signal as soon as the determined contribution exceeds a threshold value.
  • the device can also be designed so that the determined contribution represents an input variable for a control loop.
  • the device can also be advantageously configured to release an equation system whose coefficients include admittances of the equivalent circuit diagram of the energy supply network.
  • the object mentioned at the outset is furthermore achieved by a system having a device according to one of claims 8 to 12 and a power supply network.
  • the impedances of the power supply network in Figure 3 is a summary of such impedances to a single impedance
  • in Figure 4 is a generalized representation of the power grid
  • in Figure 5 is a replica of the impedances of a branch of the power grid
  • in Figure 6 is a consideration only one
  • Figure 8 shows a simplification of this equivalent circuit diagram
  • in Figure 9 is a simplified equivalent circuit diagram
  • in Figure 10 is a further simplification of the branch circuit of the power supply network
  • Figure 7 an energy supply network associated equivalent circuit diagram
  • FIG. 1 shows an electrical energy supply network, which in the exemplary embodiment comprises two subnetworks. Schematically, a first partial energy supply network
  • This 110 kV power supply network 1 is connected via a high voltage line 3 and a transformer 5 to a second partial energy supply network 7 in the form of a 10 kV medium voltage network.
  • the 110 KV power grid 1 feeds the 10 KV medium voltage grid 7.
  • a first consumer 15 are connected to a first branch 11 by means of a first line 13.
  • a first measuring point (measuring point) Mi is arranged at the first branch 11.
  • a second measuring point M 2 is arranged.
  • a third consumer 35 is also connected to a third branch 31 by means of a third line 33.
  • a third Measuring point M 3 arranged.
  • a compensation capacitor 40 is connected to the busbar 9.
  • 21 and 31 measurements of electrical disturbances are made at the measuring points M 1 , M 2 and M 3 . Such measurements are also referred to as "power quality measurements.”
  • the measured values are recorded in a complex manner, ie the amount and phase are recorded.
  • FIG. 2 shows the impedances of the elements of the energy supply network from FIG. The following table summarizes the impedances once more.
  • the impedances _Z N , Z ⁇ ⁇ ⁇ , and Z ⁇ are related to the voltage level to be considered - in this example, the 10 KV busbar.
  • the values of the electrical disturbances measured at the measuring points M x , M 2 and M 3 result from superposition effects.
  • the "pollution" by each individual consumer, ie the consumer's contribution to the electrical disturbance occurring in the energy supply network, can be measured proportionally at all measuring points.
  • the impedance specifications refer to the fundamental frequency of the mains frequency, ie to the first harmonic (Hi).
  • Hi the fundamental frequency of the mains frequency
  • H n the impedances must be converted as follows.
  • FIG. 3 shows how the impedances Z N , Z; LNT , Z ⁇ , Z c - which represent a common load on the busbar - are combined to form an impedance Z ⁇ .
  • FIG. 4 shows a generalized representation of the energy supply network.
  • a consumer who see disturbances generated in the form of harmonics can be represented in the equivalent circuit diagram as a load (load load) Zy n , to which a parallel constant current source is connected, which outputs a harmonic current ⁇ E n .
  • This current T n depends only on the load load Z Vn . Applied to the embodiment, this means that all potential consumers that can generate harmonics can be simulated by means of a constant current source of the considered harmonic current.
  • the harmonic current JC measured at a measuring point M n is then obtained .
  • In (m) is the effective current measured in the branch n at the measuring point M n , which is determined by the constant current source current JE n , is caused.
  • I-Mi S 11 JE 1 + a I 2 I -2 + Si 3 JE 3 (1)
  • I. M2 S 2x I -1 + OL 22- I 2 + a 23 JE 3 (2)
  • I.M3 asili + a 32 ⁇ 2 + S 33- I 3 (3)
  • FIG. 5 shows how, for further consideration, all impedances of a branch n (JZi 1n , Zy n ) are simulated as a common load Z n .
  • FIG. 6 shows a so-called reduced network diagram of the energy supply network which results in this way.
  • FIG. 7 shows the associated equivalent circuit diagram. Parallel to the impedance Zi are all consumer impedances - except those whose current effect is currently being considered (here: except Z 2 ). FIG. 8 shows how these consumer impedances are combined to form an impedance Z 3n .
  • the resulting partial flow is derived by way of example below in branch 2.
  • I 2 is the constant current of a considered harmonic of the highest order generated in branch 2 by the load Zy 2 (in this embodiment, the fifth harmonic of the current is considered).
  • U 2 is the voltage generated by I 2 on the bus bar impedance Z 3 .
  • Ii ( 2 ) is the effective current in branch 1, which is caused by the current I_ 2 .
  • Z impedances
  • Y admittances
  • U voltages
  • I currents
  • the coefficients include characteristics of the equivalent circuit diagram of the energy supply network.
  • the coefficients contain admittances Y of the equivalent circuit diagram of the energy supply network.
  • these input variables are the measured value profiles of the currents I K1 measured at the measuring points Mi, M 2 and M 3 .
  • the causative currents I n can be determined; these currents JE n correspond to the contributions of the units connected to the energy supply network (in this case: the consumers arranged in the n branches) to the occurring electrical disturbances.
  • FIG 2 is similar - - In Figure 12 is shown a power supply network, n flicker P ⁇ t, Mn are measured at the measuring points at M x, M 2, M 3, ... M.
  • the causative flicker values P St n at the consumers V x to V n are to be determined .
  • the values P St are also referred to as short-term flicker intensity and represent a normalized size for flicker.
  • the value range lies between “0” and “° ° “.
  • the value "0” means “no flicker”
  • the value “ ⁇ ” means that the value range of the short-term flicker strength is not limited to the top.
  • a value of "1” represents a limit to be met in accordance with the EN50160 standard.
  • a measured flicker value can be expressed as follows:
  • P stMn measured flicker values a nn coefficients include characteristics of the equivalent circuit diagram of the power supply network P stn contributions of the unit n to the flicker fault ⁇ weighting factor (depending on the consumer generating the flicker, value range: 2 to 3)
  • P strPx is the short-term flicker strength at the node VPx.
  • S kVPx is the short circuit apparent power at the node VPx.
  • U 2 VP is the voltage squared at the node.
  • Z V p is the impedance at the point of connection.
  • a method has been described with which the respective contribution of units connected to an energy supply network to electrical disturbances occurring in the energy supply network can be determined. With the described method and system and system described below, it is possible to localize "power quality polluters" in electrical power grids, thereby allowing the utilities to limit the economic damage through targeted measures.
  • a negative influence on the "Power Quality” is mainly caused by the emission of harmonics and by flicker Measuring instruments are known which measure features at a measuring point (measuring point) in the electrical energy supply network, which determine the "Power Quality".
  • a measuring point e.g. How large the 7th harmonic component is and whether there is a reference or an output of interference power at the measuring point.
  • a measurement at a measuring point is used to measure the "status quo" of the entire electrical energy supply network, as it is at this measuring point: the sum of the contributions of all "polluting" units is measured at a measuring point in the electrical energy supply network.
  • Each energy generator (generator) and also each energy consumer (consumer) contributes to the electrical disturbance and constitutes in the sense of this description a cause of "power quality pollution". How large is the measured proportion of each causer at a measuring point? If no reference to pollution is measured at a measuring point of a consumer, this does not have to mean that the consumer has no negative influence on the energy supply network. Rather, it can also be that "soiling" cancel by compensation.
  • FIG. 14 shows a further exemplary embodiment.
  • This shows a power supply network 100 with a bus bar 101, to which five consumers 112, 114, 116, 118 and 120 are connected via lines (supply lines) 102, 104, 106, 108 and 110.
  • supply lines supply lines
  • a measuring point Mn, Mi 2r Mi 3 , Mi 4 or Mi 5 is arranged.
  • the busbar 101 is further connected to a generator 124 via a transformer 122. Between transformer 122 and generator 124, a further measuring point Mi 6 is arranged.
  • the measuring point Mn is associated with the consumer 112 connected to the power grid 100, the consumer 112 represents a unit connected to the power grid.
  • the measuring point M 12 is assigned to the consumer 114 connected to the energy supply network 100, the consumer 114 representing a unit connected to the energy supply network, etc.
  • the measuring point Mi 6 is associated with the generator 124 connected to the energy supply network 100, where the generator 124 is a unit connected to the power grid. For example, if the consumer 118 generates harmonics, so these higher harmonics are different degrees measured at the measurement points Mn, M X 2, M 13, Mi 4, Mi 5 and Mi. 6 If, for example, the consumer 112 also generates harmonics, the measurement changes at all measuring points M 11 , M 12 , Mi 3 , M ⁇ .4 , M 15 and M 16 of the power supply network.
  • a temporal measured value course of an electrical disturbance variable is measured at the same time.
  • These measured value profiles are transmitted from measuring devices arranged at the measuring points (not shown separately in the figure) to the device 128, which processes the measured temporal measured value profiles.
  • the device 128 is a computer with a program for numerical data processing.
  • FIG. 14 thus shows a system in which the device 128 (that is to say the device for determining the respective contribution of units connected to the energy supply network 100 to electrical disturbances occurring in the energy supply network) and the energy supply network 100.
  • a system of equations is set up whose coefficients contain parameters of an equivalent circuit diagram of the energy supply network 100.
  • the measured measured value curves represent the input variables of the equation system.
  • the device 128 solves the equation system numerically and thus determines the magnitude of the contributions of the units connected to the energy supply network to the electrical disturbances occurring in the energy supply network.
  • the means 128 outputs the size of the contributions for further processing (arrow 130).
  • An example of such further processing of the contributions determined is that the contributions determined are used as input variables for a control loop.
  • the control loop comprises a controller 134 and a feedback 136 to the generator 124.
  • the dynamics of the energy supply network can be influenced by regulating the generator 124. If, for example, the short-circuit power of the generator is increased, then at the measuring point M 13, the influence of flickers, which originate from the load 120, becomes smaller.
  • the means 128 may alternatively or additionally output an alarm signal 140.
  • properties of the electrical energy supply network in the form of electrical disturbances are measured at all measuring points at the same time.
  • the electrical energy supply network can be described in terms of its electrical transmission behavior.
  • Lines are divided into segments and the impedance recorded for each segment.
  • these line data are used to determine the respective proportion of generators or consumers of an electrical disturbance ("contamination") with the aid of a system of equations or differential equations.Furthermore, "contamination” is also referred to as "disturbance" at a connection point in FIG referred to electrical power grid.
  • Each connection point (measuring point) in the power supply network is provided with a power quality measuring device (PQ measuring device, PQ field device) known as such.
  • PQ measuring device PQ field device
  • These devices record the temporal Course of the individual electrical disturbances.
  • the information about the disturbance variables at the individual measuring points is collected, archived and evaluated at a central location (in this case in the device 128).
  • phase angle of the harmonics eg the current harmonics
  • They indicate in which direction the individual harmonics flow (receipt or delivery of power).
  • information about the electrical power supply network is used, for example:
  • a wind turbine feeds power into the electrical power grid.
  • Tower jam effects / storm shadow effects lead to a periodic change of the fed-in power. This leads to flicker.
  • a high level of flicker is measured but no power added or power consumption.
  • the consumer connected to the measuring point is not responsible for the flicker: it is e.g. Weekend and the welding machines are off. There are no load changes, consequently no changes in the voltage, i. no flicker.
  • the wind energy plant is switched off by the so-called stable effect (stall).
  • stall stable effect
  • the electrical disturbances are detected individually at the measuring points.
  • the position of the measuring point is recorded and also the time and duration of the disturbance.
  • the individual measurements (eg voltage, current or harmonic) at the different measuring points are related to each other.
  • the course of all disturbance variables is assessed at all measuring points; In this way, the main cause of the fault or the share of the partial causer can be determined.
  • Electric power grids are interconnected by transformers.
  • energy from a high-voltage grid (220KV) can be fed into a medium-voltage grid using transformers.
  • the transformer not only transmits energy, but also transfers disturbances to neighboring power grids: this behavior is typical in the case of short circuits with resulting supply interruptions.
  • the transfer behavior of disturbances of a transformer is described with transfer coefficients. In this case, the direction of the disturbance transfer is taken into account.
  • the method described may also take into account the type of load. Active / passive loads affect the transfer coefficient. This information can be obtained by measurement. In the method described, the effect of the "network impedance" on the transfer coefficients can also be taken into account (How does the transfer coefficient change depending on the network condition through impedances, lines, etc.?)
  • the individual disturbances of a network are evaluated and the causers are localized.
  • the propagation can also be visualized.
  • measured values of PQ measuring devices participating in the method are automatically collected and evaluated via communication channels.
  • the PQ measuring devices can partly independently assume calculation / evaluation tasks. With the aid of a central system or a system consisting of several distributed PQ meters, a localized localization (own contribution / third party) and the results are displayed.
  • the method for determining the respective contribution of units connected to the power supply network to electrical disturbances occurring in the power supply network can also be realized using a record of disturbance recordings, as described e.g. used in protective devices.
  • This fault record recording can then be used to carry out the described method with a particularly high degree of accuracy, since measured values often contain measured values with a very high resolution of the (digital) sampled values.

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  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Ermitteln eines jeweiligen Beitrags von mit einem Energieversorgungsnetz (7, 100) verbundenen Einheiten (15, 25, 35, 112, 114, 116, 118, 120, 124) zu in dem Energieversorgungsnetz auftretenden elektrischen Störungen. Bei diesem Verfahren werden an mehreren Messstellen (M1, M2, M3, M11, M12, M13, M14, M15, M16) des Energieversorgungsnetzes, welche jeweils einer mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheit (15, 25, 35, 112, 114, 116, 118, 120, 124) zugeordnet sind, zeitgleich jeweils ein zeitlicher Messwerteverlauf einer elektrischen Störgröße gemessen. Mittels Lösung eines Gleichungssystems, dessen Koeffizienten Kenngrößen eines Ersatzschaltbildes des Energieversorgungsnetzes (7, 100) beinhalten und dessen Eingangsgrößen die gemessenen Messwerteverläufe beinhalten, wird ermittelt, wie groß der Beitrag der mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheiten (15, 25, 35, 112, 114, 116, 118, 120, 124) zu den in dem Energieversorgungsnetz auftretenden elektrischen Störungen ist. Weiterhin betrifft die Erfindung eine Einrichtung und ein System.

Description

Beschreibung
Verfahren und Einrichtung zum Ermitteln eines Beitrags zu elektrischen Störungen
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Ermitteln eines Beitrags von mit einem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheiten zu in dem Energieversorgungsnetz auftretenden elektrischen Störungen. Weiterhin betrifft die Erfindung eine Ein- richtung und ein System.
Elektrische Energie wird mittels eines oder mehrerer Energieversorgungsnetze von Energieerzeugern zu Energieverbrauchern verteilt. An solche Energieversorgungsnetze sind üblicher- ' weise eine Mehrzahl von Einheiten angeschlossen, bei denen es sich sowohl um Generatoren als auch um Verbraucher handelt. Zunehmend treten in Energieversorgungsnetzen elektrische Störungen auf, welche von den mit den Energieversorgungsnetzen verbundenen Einheiten (sowohl von den Generatoren als auch von den Verbrauchern) stammen. Die gegenwärtig stattfindende Liberalisierung und Öffnung der Strommärkte führt dazu, dass eine Vielzahl von Energiegewinnungsanlagen (Generatoren) wie beispielsweise Windkraftanlagen oder Solaranlagen an die bestehenden Energieversorgungsnetze angeschlossen werden. Diese Vielzahl von Generatoren tragen dazu bei, dass vermehrt elektrische Störungen in den Energieversorgungsnetzen auftreten.
Derartige elektrische Störungen werden aber auch durch die Vielzahl der heute mit den Energieversorgungsnetzen verbundenen elektrischen Verbraucher verursacht. Bei solchen Verbrauchern ist zu unterscheiden zum einen zwischen einer großen Anzahl von (beispielsweise in Privathaushalten befindlichen) Verbrauchern, welche nur geringe elektrische Störungen verur- Sachen und zwischen einzelnen (beispielsweise in Industrieeinrichtungen installierten) Verbrauchern, welche erhebliche elektrische Störungen verursachen. Zu den letztgenannten Verbrauchern mit erheblicher Störeigenschaft zählen z. B Lichtbogenöfen oder Schweißmaschinen.
Elektrische Energieversorgungsnetze werden also zunehmend durch elektromagnetische Störgrößen „verunreinigt", es entstehen elektrische Störungen. Diese „Verunreinigung" wird auch als „Power Quality Verschmutzung" oder „Power Quality Pollution" bezeichnet. Die „Verschmutzung" der „Power Quality" wird insbesondere durch Stδraussendung von Oberwellen und durch Flicker (kurzzeitige oder schnelle SpannungsSchwankungen) verursacht .
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren anzugeben, mit dem der jeweilige Beitrag von mit einem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheiten zu in dem Energieversorgungsnetz auftretenden elektrischen Störungen ermittelt werden kann. Der Erfindung liegt weiterhin die Aufgabe zugrunde, eine entsprechende Einrichtung und ein entsprechendes System anzugeben.
Diese Aufgabe wird bezüglich ihres Verfahrensaspekts gelöst durch ein Verfahren zum Ermitteln eines jeweiligen Beitrags von mit einem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheiten zu in dem Energieversorgungsnetz auftretenden elektrischen Störungen, wobei bei dem Verfahren - an mehreren Messstellen des Energieversorgungsnetzes, wel- che jeweils einer mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen
Einheit zugeordnet sind, zeitgleich jeweils ein zeitlicher Messwerteverlauf einer elektrischen Störgröße gemessen wird, und - mittels Lösung eines GleichungsSystems, dessen Koeffizienten Kenngrößen eines Ersatzschaltbildes des Energieversorgungsnetzes beinhalten und dessen Eingangsgrößen die gemessenen Messwerteverläufe beinhalten, ermittelt wird, wie groß der Beitrag der mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheiten zu den in dem Energieversorgungsnetz auftretenden elektrischen Störungen ist. Hierbei ist besonders vorteilhaft, dass aus den gemessenen Messwerteverläufen mittels der Lösung eines GleichungsSystems die Größe des jeweiligen Bei- trags der Einheiten ermittelt werden kann. Dabei ist das
Gleichungssystem vorteilhafterweise so ausgestaltet, dass die Koeffizienten des GleichungsSystems Kenngrößen eines Ersatzschaltbildes des Energieversorgungsnetzes beinhalten und dass die Eingangsgrößen des Gleichungssystems die gemessenen Mess- werteläufe beinhalten. Mittels eines derart ausgestalteten GleichungsSystems können vorteilhafterweise die jeweiligen Beiträge der Einheiten ermittelt werden.
Das Verfahren kann so ausgestaltet sein, dass die mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheiten Generatoren oder Verbraucher sind. Vorteilhafterweise kann mittels des beschriebenen Verfahrens sowohl der Beitrag von Generatoren als auch der Beitrag von Verbrauchern ermittelt werden. Hierbei sind unter Generatoren solche Einheiten zu verstehen, die elektrische Energie bzw. Leistung in das Energieversorgungs- netz einspeisen, während unter Verbrauchern solche Einheiten zu verstehen sind, die elektrische Energie bzw. Leistung aus dem Energieversorgungsnetz entnehmen.
Das Verfahren kann so ausgestaltet sein, dass ein Alarmsignal erzeugt wird, sobald der ermittelte Beitrag einen Schwellwert überschreitet. Dadurch wird vorteilhafterweise ermöglicht, dass - sobald eine der mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheiten einen unerwünscht hohen Beitrag zu den elekt- rischen Störungen liefert - dieser unerwünschte Zustand mittels des Alarmsignals signalisiert wird. Auf das Alarmsignal hin können dann entsprechende Maßnahmen ergriffen werden.
Das Verfahren kann auch so ausgestaltet sein, dass der ermittelte Beitrag als Eingangsgröße für einen Regelkreis genutzt wird. Die Nutzung des ermittelten Beitrages als Eingangsgröße für einen Regelkreis ermöglicht es vorteilhafterweise, kontinuierlich auf die sich ändernden Beiträge der Einheit zu den auftretenden elektrischen Störungen zu reagieren. Beispielsweise kann einem größer werdenden Beitrag einer Einheit zu elektrischen Störungen in Form von Flickern dadurch entgegengewirkt werden, dass mittels eines Regelkreises die Kurzschlussleistung eines mit dem Energieversorgungsnetz verbun- denen Generators erhöht wird.
Das Verfahren kann vorteilhafterweise so ablaufen, dass die Koeffizienten des Gleichungssystems Admittanzen des Ersatzschaltbildes des Energieversorgungsnetzes beinhalten. Mittels solcher Koeffizienten lassen sich vorteilhafterweise verschiedenste Energieversorgungsnetze anhand eines Ersatzschaltbildes beschreiben.
Das Verfahren kann auch so ablaufen, dass in dem Ersatz- Schaltbild die Verbraucher als eine Impedanz mit parallelgeschalteter Konstantstromquelle nachgebildet werden. Auf diese Art und Weise können vorteilhafterweise Verbraucher besonders einfach im Ersatzschaltbild nachgebildet werden.
Das Verfahren kann so ausgestaltet sein, dass bei dem
GleichungsSystem berücksichtigt wird, dass sich an jeder der Messstellen die Beiträge der Einheiten überlagern. Dies wird vorteilhafterweise insbesondere dadurch erreicht, dass in' dem GleichungsSystem für jede Messstelle eine Gleichung vorgesehen ist, die die Summe der Ströme an der Messstelle abbildet.
Die oben genannte Aufgabe wird bezüglich ihres Anordnungsas- pekts gelöst durch eine Einrichtung zum Ermitteln eines jeweiligen Beitrags von mit einem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheiten zu in dem Energieversorgungsnetz auftretenden elektrischen Störungen, welche ausgestaltet ist,
- zum Verarbeiten von zeitlichen Messwerteverläufen einer elektrischen Störgröße, welche zeitgleich an mehreren Messstellen des Energieversorgungsnetzes, welche jeweils einer mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheit zugeordnet sind, gemessen wurden, und
- zum Lösen eines Gleichungssystems, dessen Koeffizienten Kenngrößen eines Ersatzschaltbildes des Energieversorgungs- netzes beinhalten und dessen Eingangsgrößen die gemessenen Messwerteverläufe beinhalten, wodurch die Größe des Beitrags der mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheiten zu den in dem Energieversorgungsnetz auftretenden elektrischen Störungen ermittelt wird.
Diese Einrichtung kann so ausgestaltet sein, dass die mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheiten Generatoren oder Verbraucher sind.
Die Einrichtung kann so realisiert sein, dass diese zur Erzeugung eines Alarmsignals ausgestaltet ist, sobald der ermittelte Beitrag einen Schwellwert überschreitet.
Die Einrichtung kann auch so ausgestaltet sein, dass der ermittelte Beitrag eine Eingangsgröße für einen Regelkreis darstellt. Die Einrichtung kann vorteilhafterweise auch zum Lösen eines GleichungsSystems ausgestaltet sein, dessen Koeffizienten Ad- mittanzen des Ersatzschaltbildes des Energieversorgungsnetzes beinhalten.
Die Vorteile der vorstehend angeführten Ausgestaltungsvarianten der Einrichtung entsprechen den genannten Vorteilen der Ausgestaltungsvarianten des erfindungsgemäßen Verfahrens.
Die eingangs genannte Aufgabe wird weiterhin gelöst durch ein System mit einer Einrichtung nach einem der Ansprüche 8 bis 12 und einem Energieversorgungsnetz.
Zur weiteren Erläuterung der Erfindung werden nachstehend an- hand der Figuren Ausführungsbeispiele beschrieben. Dazu sind
in Figur 1 ein Ausführungsbeispiel eines elektrischen
Energieversorgungsnetzes , in Figur 2 die Impedanzen des Energieversorgungsnetzes, in Figur 3 eine Zusammenfassung solcher Impedanzen zu einer einzigen Impedanz, in Figur 4 eine verallgemeinerte Darstellung des Energieversorgungsnetzes , in Figur 5 eine Nachbildung der Impedanzen eines Abzweigs des Energieversorgungsnetzes, in Figur 6 eine Betrachtung lediglich ein Abzweigs des Energieversorgungsnetzes , in Figur 7 ein dem Energieversorgungsnetz zugehöriges Ersatzschaltbild, in Figur 8 eine Vereinfachung dieses Ersatzschaltbildes, in Figur 9 ein vereinfachtes Ersatzschaltbild, in Figur 10 eine weitere Vereinfachung des
Ersatzschaltbildes , in Figur 11 ein weiteres vereinfachtes Ersatzschaltbild, in Figur 12 ein weiteres Ausführungsbeispiel eines
Energieversorgungsnetzes , in Figur 13 ein Gleichungssystem zum Ermitteln des jeweiligen Beitrags der Einheiten zu den in dem Energieversorgungsnetz auftretenden elektrischen Störungen, und in Figur 14 ein weiteres Ausführungsbeispiel eines
Energieversorgungsnetzes dargestellt .
In Figur 1 ist ein elektrisches Energieversorgungsnetz dargestellt, welches im Ausführungsbeispiel zwei Teilnetze um- fasst . Schematisch ist ein erstes Teil-Energieversorgungsnetz
1 dargestellt, bei dem es sich um ein 110-KV-Energieversor- gungsnetz handelt. Dieses 110-KV-Energieversorgungsnetz 1 ist über eine Hochspannungsleitung 3 und einen Transformator 5 mit einem zweiten Teil-Energieversorgungsnetz 7 in Form eines 10-KV- MittelSpannungsnetzes verbunden. Das 110-KV-Energieversorgungsnetz 1 speist das 10-KV-MittelSpannungsnetz 7.
An einer Sammelschiene 9 des 10-KV-Mittelspannungsnetzes 7 sind an einem ersten Abzweig 11 mittels einer ersten Leitung 13 ein erster Verbraucher 15 angeschlossen. An dem ersten Abzweig 11 ist eine erste Messstelle (Messpunkt) Mi angeordnet.
An der Sammelschiene 9 ist weiterhin an einem zweiten Abzweig 21 mittels einer zweiten Leitung 23 ein zweiter Verbraucher
25 angeschlossen. An dem zweiten Abzweig 21 ist eine zweite Messstelle M2 angeordnet.
An der Sammelschiene 9 ist außerdem an einem dritten Abzweig 31 mittels einer dritten Leitung 33 ein dritter Verbraucher 35 angeschlossen. An dem dritten Abzweig 31 ist eine dritte Messstelle M3 angeordnet. Weiterhin ist an der Sammelschiene 9 ein Kompensationskondensator 40 angeschlossen.
An den jeweiligen Abzweigen 11, 21 und 31 werden an den Messstellen M1, M2 und M3 Messungen von elektrischen Störgrößen vorgenommen. Solche Messungen werden auch als „Power Quality Messungen" bezeichnet. Die Messwerte werden komplex erfasst, d.h. es werden Betrag und Phase erfasst.
Im Folgenden wird in diesem Ausführungsbeispiel die elektrische Störgröße „5. Harmonische des Stroms" betrachtet. An den Messstellen werden also harmonische Ströme 5. Ordnung gemessen. Für die Betrachtung von Harmonischen des Stroms anderer Ordnung wäre das Verfahren entsprechend zu wiederholen.
In Figur 2 sind die Impedanzen der Elemente des Energieversorgungsnetzes aus Figur 1 dargestellt. In der folgenden Tabelle sind die Impedanzen noch einmal zusammenfassend aufgeführt .
Figure imgf000010_0001
Figure imgf000011_0002
Die Impedanzen _ZN, Zχ^Υ, und Zτ sind bezogen auf die zu betrachtende Spannungsebene - in diesem Beispiel auf die 10-KV- Sammelschiene .
Die an den Messstellen Mx, M2 und M3 gemessenen Werte der elektrischen Störgrößen resultieren aus Überlagerungseffekten. Die „Verschmutzung" durch jeden einzelnen Verbraucher, d.h. der Beitrag des Verbrauchers zu der in den Energiever- sorgungsnetz auftretenden elektrischen Störung, ist anteilig an allen Messpunkten messbar.
Die Impedanzangaben beziehen sich auf die Grundschwingung der Netzfrequenz, d.h. auf die erste Harmonische (Hi) . Für die Betrachtung anderer Harmonischer (Hn) müssen die Impedanzen wie folgt umgerechnet werden.
Induktiv:
Kapazitiv:
Figure imgf000011_0001
Die folgende Beschreibung geht davon aus, dass die zuvor genannten Impedanzen auf die jeweilige Ordnung der zu betrachtenden Oberschwingung umgerechnet wurden, im Ausführungsbei- spiel also auf die 5. Oberschwingung des Stroms.
In Figur 3 ist dargestellt, wie die Impedanzen ZN, Z;LNT, ZΎ, Zc - die eine gemeinsame Last auf der Sammelschiene darstellen - zu einer Impedanz Z± zusammengefasst werden.
In Figur 4 ist eine verallgemeinerte Darstellung des Energieversorgungsnetzes abgebildet. Ein Verbraucher, der elektri- sehe Störgrößen in Form von Harmonischen erzeugt, kann im Ersatzschaltbild als eine Last (Verbraucherlast) Zyn dargestellt werden, zu der parallel eine Konstantstromquelle geschaltet ist, die einen harmonischen Strom ^En abgibt. Dieser Strom Tn ist nur von der Verbraucherlast ZVn abhängig. Angewendet auf das Ausführungsbeispiel bedeutet das, dass alle potentiellen Verbraucher, die Harmonische erzeugen können, mittels einer Konstantstromquelle des betrachteten harmonischen Stroms nachgebildet werden können.
Durch Überlagerung der anteiligen Ströme I_n(m) ergibt sich dann der an einem Messpunkt Mn gemessene harmonische Strom JC.MII- In(m) ist der im Abzweig n an der Messstelle Mn gemessene wirksame Strom, der durch den Konstantstromquellen-Strom JEn, verursacht wird.
Für das Ausführungsbeispiel mit 3 Verbrauchern ergibt sich:
J[MI = 1.Ki) + I.K2) + JCiO) JEM2 = 1.2(1) + 1.2(2) + 1.2(3) I.M3 = 1.3(1) + 1.3(2) + 1:3(3)
und in Koeffizientenschreibweise:
I-Mi = S11JE1 + a I2 I-2 + Si3JE3 ( 1 ) I.M2 = S2xI-1 + OL22-I 2 + a23JE3 ( 2 ) I.M3 = asili + a32^2 + S33-I3 ( 3 )
wobei gilt :
I.KD = SnI-1
1.1 (2) = Si2-I2 1.1 (3) = Si3-I3 usw . Die Gleichungen (1) , (2) und (3) bilden ein lineares komplexes Gleichungssystem, das eindeutig bestimmbar ist . Bei diesem Gleichungssystem ist berücksichtigt, dass sich an je- der der Messstellen die Beiträge der Einheiten überlagern. (Im hier beschriebenen Beispiel sind die Koeffizienten konstant und es liegt ein lineares Gleichungssystem vor. Wenn in einem anderen Beispiel zeitlich veränderliche Koeffizienten vorliegen, ergibt sich ein Differentialgleichungssystem. Das hier beschriebene Verfahren ist auch dann gleichartig anwendbar.)
Als nächstes sind die Koeffizienten aij zu bestimmen. Betrachtet man (1) mit keiner von Abzweig 2 und 3 verursachten Störung (I2 = 0, I3 = 0) , so ergibt sich au zu 1, da nur der im Abzweig 1 wirkende Verbraucher einen Störstrom Ii erzeugt . Verallgemeinert folgt daraus, dass die Diagonalkoeffizienten a.ü immer den Wert 1 aufweisen.
Figure imgf000013_0001
In Figur 5 ist dargestellt, wie für die weitere Betrachtung alle Impedanzen eines Abzweig n (JZi1n, Zyn) als eine gemeinsame Last Zn nachgebildet werden.
Figur 6 zeigt einen sich derart ergebenden sog. reduzierten Netzplan des Energieversorgungsnetzes.
In Figur 7 ist das dazugehörige Ersatzschaltbild dargestellt. Parallel zur Impedanz Zi liegen alle Verbraucherimpedanzen - außer jener, deren Stromwirkung gerade betrachtet wird (hier: außer Z2) . In Figur 8 ist dargestellt, wie diese Verbraucherimpedanzen zu einer Impedanz Z3n zusammengefasst werden.
Damit ergibt sich das in Figur 9 dargestellte Ersatzschaltbild. Die in dem Ersatzschaltbild der Figur 9 dargestellte Spannung U2 ist die Spannung an der Sammelschiene.
Betrachtet man alle impedanzbildenden Lasten an der Sammel- schiene als Summe, so können diese als eine Impedanz Z3 dargestellt werden. Dies ist in Figur 10 dargestellt.
Mit dieser Umformung kann Z3n als Differenz Z3 - Zn ausgedrückt werden: Z3n = Z3 - Zn. Damit ergibt sich das Ersatz- Schaltbild der Figur 11.
Am Beispiel aus Figur 6 wird im Folgenden exemplarisch im Abzweig 2 der resultierende Teilstrom abgeleitet.
I2 ist der im Abzweig 2 durch die Last Zy2 erzeugte Konstant- ström einer betrachteten Harmonischen h-ter Ordnung (in diesem Ausführungsbeispiel wird die 5. Harmonische des Stroms betrachtet) .
U2 ist die durch I2 an der SammelSchienenimpedanz Z3 erzeugte Spannung. Ii(2) ist der im Abzweig 1 wirksame Strom, welcher durch den Strom I_2 verursacht ist. Es gilt (Z = Impedanzen, Y = Admittanzen, U = Spannungen, I = Ströme) :
Figure imgf000014_0001
Figure imgf000015_0001
Verallgemeinert in das Gleichungssystem (1) (2) (3) eingesetzt ergibt sich:
Figure imgf000015_0002
Für eine beliebige Anzahl von n Abzweigen ergibt sich ein komplexes Gleichungssystem mit n Unbekannten:
Figure imgf000016_0001
ie Koeffizienten der Koeffizienten-Matrix
Figure imgf000016_0002
beinhalten Kenngrößen des Ersatzschaltbildes des Energieversorgungsnetzes . Im Ausführungsbeispiel enthalten die Koeff izienten Admittanzen Y des Ersatzschaltbildes des Energieversorgungsnetzes .
Der Vektor
Figure imgf000016_0003
enthält die Eingangsgrößen des Gleichungssystems. Diese Eingangsgrößen sind im Ausführungsbeispiel die an den Messstellen Mi, M2 und M3 gemessenen Messwerteverläufe der Ströme IK1,
Figure imgf000017_0001
Durch Lösen des Gleichungssystems lassen sich die verursachenden Ströme In bestimmen; diese Ströme JEn entsprechen den Beiträgen der mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Ein- heiten (hier: der in den n Abzweigen angeordneten Verbraucher) zu den auftretenden elektrischen Störungen.
Flicker:
Im Folgenden soll in einem weiteren Ausführungsbeispiel die Ermittlung des jeweiligen Beitrags von mit einem Energieversorgungsnetz verbundenen Verbrauchern zu in dem Energieversorgungsnetz auftretenden elektrischen Störungen in Form von Flickern (kurzzeitigen oder schnellen Spannungsschwankungen) dargestellt werden.
Der Verfahrensablauf ist analog zu dem oben dargestellten Verfahrensablauf bei der Betrachtung von Harmonischen des Stroms .
In Figur 12 ist - ähnlich der Figur 2 - ein Energieversorgungsnetz dargestellt, bei dem an Messstellen Mx, M2, M3, ... Mn Flickerwerte PΞt,Mn gemessen werden. Ermittelt werden sollen die verursachenden Flickerwerte PStn an den Verbrauchern Vx bis Vn.
Die Werte PSt werden auch als Kurzzeit-Flickerstärke bezeichnet und stellen eine normierte Größe für Flicker dar. Der Wertebereich liegt zwischen „0" und „°°". Der Wert „0" bedeu- tet „keine Flicker"; der Wert „∞" bedeutet, dass der Wertebereich der Kurzzeit-Flickerstärke nach oben hin nicht begrenzt ist. Ein Wert von „1" stellt z.B. eine einzuhaltende Grenze gemäß der Norm EN50160 dar.
Verallgemeinert kann unter Berücksichtigung eines Summations- verfahrens für Flicker ein gemessener Flickerwert folgendermaßen ausgedrückt werden :
Figure imgf000018_0002
PstMn gemessene Flickerwerte ann Koeffizienten, beinhalten Kenngrößen des Ersatzschaltbildes des Energieversorgungsnetzes Pstn Beiträge der Einheit n zu der Flicker-Störung α Gewichtungsfaktor (abhängig von Verbraucher, der den Flicker erzeugt; Wertebereich: 2 bis 3)
Im Weiteren wird die Ausbreitungsregel für Flicker in Auf- wärtsrichtung
Figure imgf000018_0001
verwendet. Diese Regel besagt, dass das Verhältnis der Kurzzeit-Flickerstärke an zwei betrachteten Verknüpfungspunkten gleich dem Verhältnis der Kurzschlussscheinleistung ist.
PstrPx ist die Kurzzeit-Flickerstärke am Verknüpfungspunkt VPx. SkVPx ist die Kurzschlussscheinleistung am Verknüpfungspunkt VPx.
Weiterhin wird die Identität verwendet.
Figure imgf000019_0001
Diese Identität besagt, dass die Kurzschlussscheinleistung Sk,vp am Verknüpfungspunkt sich als Quotient aus der Spannung zum Quadrat U2 VP und der Impedanz ZVp ergibt
Sk,VP ist die Kurzschlussscheinleistung am Verknüpfungspunkt
U2 VP ist die Spannung zum Quadrat am Verknüpfungspunkt .
ZVp ist die Impedanz am Verknüpfungspunkt .
Durch die Anwendung der o. g. Ausbreitungsregel und Identität lässt sich ein Gleichungssystem zur Berechnung der verursachenden Flickerwerte Pstn aufstellen. Dieses Gleichungssystem ist in Figur 13 dargestellt.
Durch Lösen des Gleichungssystems lassen sich die bei den Verbrauchern V1 bis Vn entstehenden Flickerwerte PSt,i bis PSt,n bestimmen; diese Flickerwerte Pst.i bis Pst,n entsprechen den Beiträgen der mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Ein- heiten (hier: der Verbraucher V1 bis Vn) zu den elektrischen Flicker-Störungen .
Es wurde ein Verfahren beschrieben, mit dem der jeweilige Beitrag von mit einem Energieversorgungsnetz verbundenen Ein- heiten zu in dem Energieversorgungsnetz auftretenden elektrischen Störungen ermittelt werden kann. Mit dem beschriebenen Verfahren und der unten beschriebenen Einrichtung und System ist es möglich, „Power Quality Verschmutzer" in elektrischen Energieversorgungsnetzen zu lokalisieren. Dadurch ist es den Energieversorgungsunternehmen möglich, den wirtschaftlichen Schaden durch gezielte Maßnahmen zu begrenzen.
Eine negative Beeinflussung der „Power Quality" wird im Wesentlichen durch Störaussendung von Oberwellen und durch Flicker verursacht. Es sind Messgeräte bekannt, die an einer Messstelle (Messpunkt) im elektrischen Energieversorgungsnetz Merkmale messen, die die „Power Quality" bestimmen. So kann z.B. gemessen werden, wie groß der Anteil der 7. Harmonischen ist und ob an dem Messpunkt ein Bezug oder eine Abgabe von Störleistung vorliegt. Mit einer Messung an einem Messpunkt wird der „Status Quo" des gesamten elektrischen Energieversorgungsnetzes gemessen, so wie es sich an diesem Messpunkt darstellt . An einem Messpunkt im elektrischen Energieversorgungsnetz wird die Summe der Beiträge aller „verschmutzenden" Einheiten gemessen. Jeder Energieerzeuger (Generator) und auch jeder Energieverbraucher (Verbraucher) liefert seinen Beitrag zur elektrischen Störung und stellt im Sinne dieser ■ Beschreibung einen Verursacher von „Power Quality Verschmutzung" dar. Wie groß der gemessene Anteil eines jeden Verursa- chers an einem Messpunkt ist, hängt von den Übertragungseigenschaften des elektrischen Energieversorgungsnetzes ab. Wird an einem Messpunkt eines Verbrauchers kein Bezug einer Verschmutzung gemessen, muss das nicht bedeuten, dass der Verbraucher keinen negativen Einfluss auf das Energieversor- gungsnetz hat. Vielmehr kann es auch sein, dass sich „Verschmutzungen" durch Kompensation auslöschen.
Bei den bisher beschriebenen Ausführungsbeispielen wurde aus Gründen der Übersichtlichkeit nicht dargestellt, dass bei der Berechnung der Stromverteilung eine Einspeisung auf der Sam- tnelschiene wie ein Abzweig zu betrachten ist. Zur Erzielung noch exakterer Ergebnisse sind jedoch alle aktiven Einspei- sungen wie ein Abzweig zu betrachten. Die dargestellten Be- rechnungen können sinngemäß wiederholt werden mit dem Unterschied, dass z.B. in Figur 1 nicht nur die Abzweige 1, 2 und 3 betrachtet werden, sondern dass zusätzlich die aktive Ein- . Speisung aus dem Netz 1 als ein vierter Abzweig berücksichtigt wird.
In Figur 14 ist ein weiteres Ausführungsbeispiel dargestellt. Dieses zeigt ein Energieversorgungsnetz 100 mit einer Sammelschiene 101, an die über Leitungen (Versorgungsleitungen) 102, 104, 106, 108 und 110 fünf Verbraucher 112, 114, 116, 118 und 120 angeschlossen sind. An jeder der Versorgungsleitungen 102, 104, 106, 108 und 110 ist eine Messstelle Mn, Mi2r Mi3, Mi4 oder Mi5 angeordnet. Die Sammelschiene 101 ist weiterhin über einen Transformator 122 mit einem Generator 124 verbunden. Zwischen Transformator 122 und Generator 124 ist eine weitere Messstelle Mi6 angeordnet.
Die Messstelle Mn ist dem mit dem Energieversorgungsnetz 100 verbundenen Verbraucher 112 zugeordnet, wobei der Verbraucher 112 eine mit dem Energieversorgungsnetz verbundene Einheit darstellt. Die Messstelle M12 ist dem mit dem Energieversorgungsnetz 100 verbundenen Verbraucher 114 zugeordnet, wobei der Verbraucher 114 eine mit dem Energieversorgungsnetz verbundene Einheit darstellt usw.. In gleicher Weise ist die Messstelle Mi6 dem mit dem Energieversorgungsnetz 100 verbun- denen Generator 124 zugeordnet, wobei der Generator 124 eine mit dem Energieversorgungsnetz verbundene Einheit darstellt. Wenn zum Beispiel der Verbraucher 118 Oberwellen erzeugt, so sind diese Oberwellen an den Messpunkten Mn, MX2, M13, Mi4, Mi5 und Mi6 unterschiedlich stark messbar. Wenn z.B. der Verbraucher 112 ebenfalls Oberwellen erzeugt, verändert sich die Messung an allen Messpunkten M11, M12, Mi3, Mα.4, M15 und M16 des Energieversorgungsnetzes.
An den Messpunkten M11, M12, M13, M14, M15 und M16 des Energieversorgungsnetzes werden zeitgleich jeweils ein zeitlicher Messwerteverlauf einer elektrischen Störgröße gemessen. Diese Messwerteverläufe werden von an den Messstellen angeordneten Messgeräten (in der Figur nicht gesondert dargestellt) zu der Einrichtung 128 übertragen, welche die gemessenen zeitlichen Messwerteverläufe verarbeitet. Die Einrichtung 128 ist im Ausführungsbeispiel ein Rechner mit einem Programm zur numerischen Datenverarbeitung. In der Einrichtung 128 läuft eines der oben im Zusammenhang mit den Figuren 1 bis 13 ausführlich beschriebenen Verfahren ab. In Figur 14 ist also ein System dargestellt, dass die Einrichtung 128 (also die Einrichtung zum Ermitteln des jeweiligen Beitrags von mit dem Energieversorgungsnetz 100 verbundenen Einheiten zu in dem Energiever- sorgungsnetz auftretenden elektrischen Störungen) sowie das Energieversorgungsnetz 100 umfasst.
In der Einrichtung 128 wird ein Gleichungssystem aufgestellt, dessen Koeffizienten Kenngrößen eines Ersatzschaltbildes des Energieversorgungsnetzes 100 beinhalten. Die gemessenen Messwerteverläufe stellen die Eingangsgrößen des Gleichungssystems dar. Die Einrichtung 128 löst das Gleichungssystem numerisch und ermittelt so die Größe der Beiträge der mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheiten zu den in dem Energieversorgungsnetz auftretenden elektrischen Störungen. Die Einrichtung 128 gibt die Größe der Beiträge zur weiteren Verarbeitung aus (Pfeil 130) . Ein Beispiel für eine solche weitere Verarbeitung der ermittelten Beiträge ist, dass die ermittelten Beiträge als Eingangsgröße für einen Regelkreis genutzt wird. Der Regelkreis umfasst im Ausführungsbeispiel einen Regler 134 und eine Rückkopplung 136 zu dem Generator 124. Mittels des Regelkreises kann die Dynamik des Energieversorgungsnetzes beeinflusst werden, indem der Generator 124 geregelt wird. Wenn z.B. die Kurzschlussleistung des Generators erhöht wird, dann wird an der Messstelle M13 der Einfluss von Flickern, welche vom Verbraucher 120 stammen, geringer.
Sobald einer der ermittelten Beiträge einen Schwellwert überschreitet, kann die Einrichtung 128 alternativ oder zusätzlich ein Alarmsignal 140 ausgeben.
Bei dem beschriebenen Verfahren, Einrichtung und System werden also an allen Messpunkten gleichzeitig Eigenschaften des elektrischen Energieversorgungsnetzes in Form von elektrischen Störgrößen gemessen. Das elektrische Energieversor- gungsnetz lässt sich bekanntermaßen in seinem elektrischen Übertragungsverhalten beschreiben. So werden z.B. Leitungen in Segmente aufgeteilt und zu jedem Segment die Impedanz er- fasst . Diese Leitungsdaten werden erfindungsgemäß genutzt, um mit Hilfe eines Gleichungssystems oder Differential- gleichungssystems den jeweiligen Anteil der Generatoren oder Verbraucher an einer elektrischen Störung („Verschmutzung") zu bestimmen. Im Weiteren wird eine „Verschmutzung" auch als „Störung" an einem Verknüpfungspunkt im elektrischen Energieversorgungsnetz bezeichnet.
Jeder Verknüpfungspunkt (Messstelle) im Energieversorgungs- netz (oder Teil-Energieversorgungsnetz) wird mit einem als solches bekannten Power-Quality-Messgerät (PQ-Messgerät , PQ- Feldgerät) versehen. Diese Geräte zeichnen den zeitlichen Verlauf der einzelnen elektrischen Störgrößen auf. Die Informationen über die Störgrößen an den einzelnen Messpunkten werden an einer zentralen Stelle (hier: in der Einrichtung 128) gesammelt, archiviert und ausgewertet. Als solche elektrischen Störgrößen werden insbesondere die Phasenwinkel der Oberschwingungen (z.B. der Strom-Oberschwingungen) verwendet. Sie zeigen an, in welche Richtung die einzelnen Oberschwingungen fließen (Bezug oder Abgabe von Leistung) .
Aus den gesammelten Daten können Aussagen über Verhalten,
Verteilung und Verlauf von Störungen/Störgrößen im Netz gemacht werden .
Um die einzelnen Messstellen in Beziehung setzen zu können, werden Informationen über das elektrische Energieversorgungs- netz verwendet , z.B.:
■ Freileitungs/Kabel- Segmente (Länge [1] , Widerstandsbelag [R"] , induktiver Belag [L"] , Ableitungsbelag [G ] , Kapazitätsbelag [C'] eventuell auch Temperatur [T] )
■ Einspeisungspunkte (minimale Kurzschlussleistungen [SjJ / Kurzschlussimpedanzen [Zk] und Netzimpedanzwinke1
[ψk])
■ Transformatordaten (Bemessungswert des Ohm' sehen Spannungsabfalls [uRr] , Bemessungswert der Kurzschlussspannung [Ukrl / Bemessungsleistung [SrT] , BemessungeSpannung
[UrT] , Bemessungsstrom [Irτ] )
Damit ist es möglich, ein Ersatzschaltbild des vermaschten Energieversorgungsnetzes aufzustellen, aus dessen Daten die Koeffizienten des Gleichungssystems bzw. Differentialgleichungssystems bestimmt werden. Als ein weiteres Anwendungsbeispiel sei folgende Situation genannt: An einer Messstelle werden Flicker- und Leistungswerte gemessen. Zu einem bestimmten Zeitpunkt wird sowohl ein hoher Flickerpegel als auch Leistungsabgabe oder Leistungsbezug gemessen (als Grundwelle und Harmonische) . Der Verbraucher der Messstelle könnte für den Flicker verantwortlich sein; z.B. durch den Betrieb einer Schweißmaschine. Der Betrieb einer Schweißmaschine führt zu Lastwechseln, die ihrer- seits durch die Impedanzen der Versorgungsleitungen eine Änderung der Spannung hervorrufen. Diese Schwankungen der Versorgungsspannung sind messbar, zum einen als Spannung als auch in ihrer zeitlichen Auswirkung als Harmonische und Flicker.
Weiteres Anwendungsbeispiel : Eine Windenergieanlage speist in das elektrische Energieversorgungsnetz Leistung ein. Turmstaueffekte/Sturmschatteneffekte führen zu einer periodische Änderung der eingespeisten Leistung. Diese führt zu Flickern.
Zu einem anderen Zeitpunkt wird ein hoher Flickerpegel, aber keine Leistungszugabe oder Leistungsverbrauch gemessen. Der an der Messstelle angeschlossene Verbraucher ist für den Flicker nicht verantwortlich: es ist z.B. Wochenende und die Schweißmaschinen sind ausgeschaltet. Es finden keine Lastwechsel statt, folglich auch keine Änderungen der Spannung, d.h. keine Flicker.
Ein weiteres Beispiel: Die Windenergieanlage ist durch den sog. Stalleffekt (Strömungsabriss) abgeschaltet. Dadurch erfolgt keine Einspeisung von Leistung in das elektrische Energieversorgungsnetz und es kommt zu keinem Flicker. Bei dem beschriebenen Verfahren werden an den Messstellen die elektrischen Störgrößen einzeln erfasst . Weiterhin wird die Lage der Messstelle erfasst und auch der Zeitpunkt und die Dauer der Störung. Die einzelnen Messungen (z.B. Spannung, Strom oder Harmonische) an den verschiednen Messstellen werden miteinander in Beziehung gesetzt. Es wird der Verlauf aller Störgrößen an allen Messpunkten beurteilt; so kann der Hauptverursacher der Störung bzw. der Anteil der Teilverursa- cher ermittelt werden.
Elektrische Energieversorgungsnetze sind untereinander durch Transformatoren gekoppelt. Z.B. kann Energie eines Hochspannungsnetzes (220KV) mittels Transformatoren in ein Mittelspannungsnetz eingespeist werden.
Der Transformator überträgt jedoch nicht nur Energie, vielmehr überträgt er auch Störgrößen in benachbarte Energieversorgungsnetze: Typisch ist dieses Verhalten bei Kurzschlüssen mit daraus resultierenden Versorgungsunterbrechungen. Das Übertragungsverhalten von Störgrößen eines Transformators wird mit Transferkoeffizienten beschrieben. Hierbei wird die Richtung der Störgrößenübertragung berücksichtigt.
■ Aufwärtstransferkoeffizient : Wie wird die Störgröße von einer unterlagerten Netzebene in eine höhere übertragen?
■ Abwärtstransferkoeffizient : Wie wird die Störgröße von einer höheren Netzebene in eine unterlagerte übertragen?
Bei der Verarbeitung der Transferkoeffizienten kann beim beschriebenen Verfahren auch die Art der Last berücksichtigt werden. Aktive / passive Lasten beeinflussen den Transferkoeffizienten. Diese Informationen können durch Messung gewonnen werden. Beim beschriebenen Verfahren kann auch die Auswirkung der „Netzimpedanz" auf die Transferkoeffizienten berücksichtigt werden (Wie ändert sich der Transferkoeffizient abhängig von der Netzbeschaffenheit durch Impedanzen, Leitungen, etc.?)
Beim beschriebenen Verfahren werden die einzelnen Störgrößen eines Netzes ausgewertet und die Verursacher werden lokalisiert. Dadurch kann z.B. ein zeitlicher Überblick über die Ausbreitung der Störgrößen im Netz gegeben werden, die Ausbreitung kann auch optisch dargestellt werden.
Mögliche Ergebnisse sind:
■ Anteil an der Störgröße (die am Messpunkt gemessen wird) , für den der Verursacher am Messpunkt selbst ver- antwortlieh ist.
■ Anteil an der Störgröße (die am Messpunkt gemessen wird) , für den der Verursacher am Messpunkt nicht selbst verantwortlich ist, sondern der vom Energieversorgungs- netz kommt.
■ Richtung der Ausbreitung von Störgrößen im elektrischen Energieversorgungsnetz und z.B. Darstellung durch Pfeile auf einer Landkarte.
Bei dem beschriebenen Verfahren werden über Kommunikationskanäle automatisch Messwerte von an dem Verfahren beteiligten PQ-Messgeräten gesammelt und ausgewertet. In einer Ausführungsvariante können die PQ-Messgeräte zum Teil selbstständig Berechnungs-/Auswerteaufgaben übernehmen. Unter Zuhilfenahme eines zentralen Systems oder eines aus mehreren verteilten PQ-Messgeräten bestehenden Systems wird eine Vorortlokalisie- rung (Eigenanteil/Fremdanteil) durchgeführt und die Ergebnisse angezeigt.
In einer anderen Ausführungsvariante kann das Verfahren zum Ermitteln des jeweiligen Beitrags von mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheiten zu in dem Energieversorgungs- netz auftretenden elektrischen Störungen auch unter Nutzung einer Störschriebaufzeichnung realisiert werden, wie sie z.B. in Schutzgeräten angewendet wird. Diese Störschriebaufzeich- nung kann dann dazu genutzt werden, um das beschriebene Verfahren mit einer besonders hohen Genauigkeit auszuführen, da in Stδrschrieben oftmals Messwerte mit einer sehr hohen Auflösung der (digitalen) Abtastwerte enthalten sind.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zum Ermitteln eines jeweiligen Beitrags von mit einem Energieversorgungsnetz (7, 100) verbundenen Einheiten (15, 25, 35, 112, 114, 116, 118, 120, 124) zu in dem Energieversorgungsnetz auftretenden elektrischen Störungen, wobei bei dem Verfahren
- an mehreren Messstellen (Mi, M2, M3, Mn, Mχ2, Mi3, Mi4, Mi5, Mi6) des Energieversorgungsnetzes, welche jeweils einer mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheit (15, 25, 35,
112, 114, 116, 118, 120, 124) zugeordnet sind, zeitgleich jeweils ein zeitlicher Messwerteverlauf einer elektrischen Störgröße gemessen wird, und
- mittels Lösung eines Gleichungssystems, dessen Koeffizien- ten Kenngrößen eines Ersatzschaltbildes des Energieversorgungsnetzes (7, 100) beinhalten und dessen Eingangsgrößen die gemessenen Messwerteverläufe beinhalten, ermittelt wird, wie groß der Beitrag der mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheiten (15, 25, 35, 112, 114, 116, 118, 120, 124) zu den in dem Energieversorgungsnetz auftretenden elektrischen
Störungen ist.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass - die mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheiten Generatoren (124) oder Verbraucher (15, 25, 35, 112, 114, 116, 118, 120) sind.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2 , dadurch gekennzeichnet, dass
- ein Alarmsignal (140) erzeugt wird, sobald der ermittelte Beitrag einen Schwellwert überschreitet.
4. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
- der ermittelte Beitrag als Eingangsgröße für einen Regelkreis (134, 136) genutzt wird.
5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
- die Koeffizienten des Gleichungssystems Admittanzen des Ersatzschaltbildes des Energieversorgungsnetzes (7, 100) bein- halten.
6. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
- in dem Ersatzschaltbild die Verbraucher als eine Impedanz mit parallelgeschalteter Konstantstromquelle nachgebildet werden.
7. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass - bei dem Gleichungssystem berücksichtigt wird, dass sich an jeder der Messstellen (Mx, M2, M3, Mu, Mi2, M13, M14, Mi5, Mi6) die Beiträge der Einheiten (15, 25, 35, 112, 114, 116, 118, 120, 124) überlagern.
8. Einrichtung (128) zum Ermitteln eines jeweiligen Beitrags von mit einem Energieversorgungsnetz (100) verbundenen Einheiten (112, 114, 116, 118, 120, 124) zu in dem Energieversorgungsnetz auftretenden elektrischen Störungen, welche ausgestaltet ist - zum Verarbeiten von zeitlichen Messwerteverläufen einer elektrischen Störgröße, welche zeitgleich an mehreren Mess- stellen (Mn, M12, M13, M14, MX5, Mx6) des Energieversorgungsnetzes (100) , welche jeweils einer mit dem Energieversorgungs- netz verbundenen Einheit (112, 114, 116, 118, 120, 124) zugeordnet sind, gemessen wurden, und
- zum Lösen eines Gleichungssystems, dessen Koeffizienten Kenngrößen eines Ersatzschaltbildes des Energieversorgungs- netzes (100) beinhalten und dessen Eingangsgrößen die gemessenen Messwerteverläufe beinhalten, wodurch die Größe des Beitrags der mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheiten zu den in dem Energieversorgungsnetz auftretenden elektrischen Störungen ermittelt wird.
9. Einrichtung nach Anspruch 8 , dadurch gekennzeichnet, dass
- die mit dem Energieversorgungsnetz verbundenen Einheiten Generatoren (124) oder Verbraucher (112, 114, 116, 118, 120) sind.
10. Einrichtung nach Anspruch 8 oder 9, dadurch gekennzeichnet, dass
- diese zur Erzeugung eines Alarmsignals (140) ausgestaltet ist, sobald der ermittelte Beitrag einen Schwellwert überschreitet .
11. Einrichtung nach einem der Ansprüche 8 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass - diese so ausgestaltet ist, dass der ermittelte Beitrag eine Eingangsgröße für einen Regelkreis (134, 136) darstellt.
12. Einrichtung nach einem der Ansprüche 8 bis 11, dadurch gekennzeichnet, dass - diese zum Lösen eines Gleichungssystems ausgestaltet ist, dessen Koeffizienten Admittanzen des Ersatzschaltbildes des Energieversorgungsnetzes (100) beinhalten.
13. System mit einer Einrichtung (128) nach einem der Ansprüche 8 bis 12 und einem Energieversorgungsnetz (100) .
PCT/DE2007/000641 2007-04-05 2007-04-05 Verfahren und einrichtung zum ermitteln eines beitrags zu elektrischen störungen WO2008122253A1 (de)

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