DE60119555T2

DE60119555T2 - Ermittlung der Betriebsgrenzwerte in einem Energieverteilungsnetz

Info

Publication number: DE60119555T2
Application number: DE60119555T
Authority: DE
Inventors: Marek Zima; Christian Rehtanz; Mats Larsson
Original assignee: ABB Schweiz AG
Current assignee: ABB Schweiz AG
Priority date: 2001-12-21
Filing date: 2001-12-21
Publication date: 2007-03-08
Anticipated expiration: 2021-12-22
Also published as: DE60119555D1; US20070038396A1; CA2470630A1; AU2002366845A1; US7107162B2; WO2003055028A1; EP1324454A1; ATE326073T1; US20050222808A1; BR0215234A; EP1324454B1; CA2470630C

Description

Technisches Gebiet
Die Erfindung betrifft elektrische Energieübertragungsnetze auf großem Maßstab und insbesondere ein Verfahren, ein Computerprogramm und ein System zur Ermittlung einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung gemäß dem Oberbegriff der unabhängigen Ansprüche.
Allgemeiner Stand der Technik
Elektrische Energieübertragungs- und -verteilungssysteme oder -netze umfassen Hochspannungs-Standleitungen zum Verbinden geografisch getrennter Regionen, Mittelspannungsleitungen und Transformatorstationen zum Transformieren von Spannungen und zum Umschalten von Verbindungen zwischen Leitungen. Energieerzeugung und Lastfluss in ein Netz mit mehreren Transformatorstationen werden durch ein Energieverwaltungssystem gesteuert. Zur Verwaltung des Netzes ist es erwünscht, einen Zustand des Netzes und insbesondere Lastflüsse und Stabilitätsreserven zu ermitteln. Messungen des durchschnittlichen Effektivwerts (RMS) von Spannungen, Strömen, aktiver und reaktiver Energie, die in das Netz strömt, und/oder Messungen von Spannungs- und Stromzeigern erfolgen an verschiedenen Stellen in dem Netz und werden durch Systeme der Transformatorstationsautomatisierung (SA) und durch ein System der Überwachungssteuerung und Datenbeschaffung (SCADA) gesammelt. In letzter Zeit sind Einrichtungen und Systeme zur Messung von Spannungs- und Stromzeigern an verschiedenen Stellen eines Netzes genau zur selben Zeit und zum Sammeln dieser in einem zentralen Datenprozessor verfügbar geworden. Überall aus dem Netz gesammelte Zeiger liefern zusammen einen Schnappschuss des elektrischen Zustands des Netzes.
Um eine Leitung maximal auszunutzen, ist es erwünscht, die Menge übertragener Energie zu maximieren. Diese Menge wird durch mehrere Faktoren beschränkt, insbesondere eine thermische Grenze und eine elektrische Grenze. Diese Grenzen werden zur Zeit durch Annahmen über elektrische Parameter der Leitung und durch Berechnen eines maximalen Energieflusses berücksichtigt. Eine von Wetterbedingungen abhängende Temperatur der Leitung kann durch auf der Leitung verteilte Temperatursensoren gemessen werden. Solche Messungen repräsentieren jedoch nicht die gesamte Leitung. Aufgrund der Unzulänglichkeiten existierender Systeme werden Energieleitungen mit zu vorsichtigen Grenzen für die übertragene Energie betrieben.
Die Zusammenfassung JP 09200949 zeigt eine Temperaturschätzung einer Übertragungsleitung, die durch Aufsummieren mehrerer Leitungstemperaturen erhalten wird, wobei jede ihrerseits auf einem Leitungsstrom, einer Lufttemperatur und einer Isolationsintensität basiert. Zusätzlich wird die Auswirkung von Wind und die Auswirkung einer Temperaturänderung auf den spezifischen Widerstand berücksichtigt
Gemäß der Schrift EP 0795499 werden Parameter einer Übertragungsleitung zum Zwecke des Distanzschutzes, ohne die Leitung herunterfahren zu müssen, ermittelt. Zu diesem Zweck werden Spannungen und Ströme an zwei Punkten der Leitung gemessen, und im Fall eines unsymmetrischen Fehlers oder eines Schaltvorgangs in dem Netzwerk, der durch Fehlerdetektoren erkannt wird, wird eine komplexe Matrix ermittelt, woraus bestimmte Parameter der Leitung reduziert werden. Fehler und/oder Schaltvorgänge außerhalb des durch die zwei Punkte abgegrenzten Leitungsabschnitts werden untersucht und die Normalbetriebsbedingungen alleine eignen sich nicht für die vorgeschlagene Art von Analyse.
Beschreibung der Erfindung
Eine Aufgabe der Erfindung ist deshalb die Bereitstellung eines Verfahrens, eines Computerprogramms und eines Systems zur Ermittlung einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung des zu Anfang erwähnten Typs, wodurch die Betriebsgrenze mit größerer Genauigkeit ermittelt und die Leitung näher an der tatsächlichen Betriebsgrenze betrieben werden kann.
Diese Aufgaben werden durch ein Verfahren, ein Computerprogramm und ein System zum Ermittlung einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung gemäß den unabhängigen Ansprüchen gelöst.
Das erfindungsgemäße Verfahren zum Ermitteln einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung umfasst die folgenden Schritte:

• Ermitteln mit einer Zeitmarkierung versehener Stromzeigerinformationen und Spannungszeigerinformationen für ein erstes Ende und ein zweites Ende der Leitung,
• Berechnen eines ohmschen Widerstands R der Leitung aus den Zeigerinformationen,
• Berechnen einer durchschnittlichen Leitungstemperatur aus dem ohmschen Widerstand R.

Dadurch kann die durchschnittliche Leitungstemperatur ohne eigene Temperatursensoren ermittelt werden. Die durchschnittliche Leitungstemperatur stellt die tatsächliche durchschnittliche Temperatur dar und ist zum großen Teil unabhängig von Annahmen bezüglich Leitungsparametern. Ein zusätzlicher Vorteil entsteht durch den Umstand, dass Zeigermessungen hochauflösende Zeitinformationen umfassen. Es ist deshalb auch möglich, eine viel bessere zeitliche Auflösung für die Temperaturschätzung als bei durch herkömmliche SCADA-Systeme verfügbaren Messungen zu erhalten. Diese bessere zeitliche Auflösung ermöglicht eine schnellere und bessere Qualitätskontrolle der Leitung und des Netzes.
Das Computerprogramm zum Ermitteln einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung gemäß der Erfindung ist in einen internen Speicher eines digitalen Computers ladbar und umfasst Computerprogrammcodemittel, die, wenn das Programm in den Computer geladen ist, den Computer veranlassen, das Verfahren gemäß der Erfindung auszuführen. Bei einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung umfasst ein Computerprogrammprodukt ein computerlesbares Medium, auf dem der Computerprogrammcode aufgezeichnet ist.
Das System zum Ermitteln einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung gemäß der Erfindung umfasst eine Datenverarbeitungseinrichtung, die für Folgendes konfiguriert ist:

• Ermitteln mit einer Zeitmarkierung versehener Stromzeigerinformationen und Spannungszeigerinformationen für ein erstes Ende und ein zweites Ende der Leitung,
• Berechnen eines ohmschen Widerstands R der Leitung aus den Zeigerinformationen,
• Berechnen einer durchschnittlichen Leitungstemperatur T₁ aus dem ohmschen widerstand R.

Weitere bevorzugte Ausführungsformen gehen aus den abhängigen Patentansprüchen hervor.
Kurze Beschreibung der Zeichnung
Der Gegenstand der Erfindung wird ausführlicher in dem folgenden Text mit Bezug auf die beigefügte Zeichnung 1 erläutert, die eine Ersatzschaltung für eine Übertragungsleitung zeigt.
Ausführliche Beschreibung bevorzugter Ausführungsformen
1 zeigt eine Ersatzschaltung für eine Übertragungsleitung. Die Schaltung ist eine Standard-π-Äquivalenzschaltung für eine Übertragungsleitung oder ein Leitungssegment, die bzw. das einen ersten Knoten n1 des Netzwerks mit einem zweiten Knoten n2 verbindet. Eine komplexe Variable, die einen Spannungszeiger v₁ repräsentiert, entspricht der Spannung an dem ersten Knoten n1, d. h. an einem ersten Ende der Leitung, und eine komplexe Variable, die einen Stromzeiger i₁ repräsentiert, entspricht dem von dem ersten Ende aus in die Leitung fließenden Strom. Analog dazu sind ein Spannungszeiger v₂ und ein Stromzeiger i₂ mit dem zweiten Ende der Leitung assoziiert. Die Leitung wird durch elektrische Leitungsparameter repräsentiert, d. h. eine Leitungsimpedanz R + jX_L und Nebenadmittanzen jX_C. Ein Energiefluss s in dem zweiten Knoten n2 umfasst einen Realteil p und einen Imaginärteil jq.
Zeigerdaten werden mit einer Zeigermesseinheit (PMU) ermittelt, die zum Beispiel an einem Zubringer auf der Feldebene von Transformatorstationen oder an Verzweigungspunkten entlang Übertragungsleitungen angeordnet ist. Ein Spannungszeiger repräsentiert zum Beispiel eine Spannung des Zubringers oder der Leitung, während ein Stromzeiger durch den Zubringer oder die Leitung fließenden Strom repräsentiert. Man kann auch die elektrische Leistung mit einem Zeiger repräsentieren.
Die Zeigerdaten repräsentieren einen Zeiger und können eine Polarzahl sein, deren Absolutwert entweder dem reellen Betrag oder dem RMS-Wert einer Größe entspricht, und das Phasenargument dem Phasenwinkel zur Zeit 0. Als Alternative kann der Zeiger eine komplexe Zahl mit Real- und Imaginärteil sein oder der Zeiger kann kartesische oder Exponentialnotation benutzen. Im Gegensatz dazu messen in Energienetzen verwendete herkömmliche Messeinrichtungen im Allgemeinen nur skalare durchschnittliche Repräsentationen, wie zum Beispiel den RWS-Wert einer Spannung, eines Stroms usw.
Die Zeigerdaten werden aus Zeigermesseinheiten gesammelt, die über ein großes geografisches Gebiet, d. h. über zehntausende Kilometer, verteilt sind. Da die Zeigerdaten aus diesen getrennten Quellen zusammen analysiert werden, müssen sie sich auf eine gemeinsame Phasenreferenz beziehen. Die verschiedenen Zeigermesseinheiten müssen deshalb lokale Takte aufweisen, die innerhalb einer gegebenen Genauigkeit miteinander synchronisiert sind. Eine solche Synchronisation der Zeigermesseinheiten wird vorzugsweise mit einem bekannten Zeitverteilungssystem, zum Beispiel dem globalen Positionsbestimmungssystem (GPS), erzielt. Bei einer typischen Implementierung werden die Zeigerdaten 9 mindestens alle 200 oder alle 100 oder vorzugsweise alle 40 Millisekunden mit einer zeitlichen Auflösung von vorzugsweise weniger als 1 Millisekunde ermittelt. Bei einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung beträgt die zeitliche Auflösung weniger als 10 Mikrosekunden, was einem Phasenfehler von 0,2 Grad entspricht. Jede Messung ist mit einer aus dem synchronisierten lokalen Takt abgeleiteten Zeitmarkierung assoziiert. Die Zeigerdaten umfassen deshalb Zeitmarkierungsdaten.
Bei einer anderen bevorzugten Ausführungsform der Erfindung werden mit einem Knoten oder einer Leitung assoziierte Zeigerinformationen, wie zum Beispiel ein Spannungszeiger und ein Stromzeiger, nicht an dem besagten Knoten oder der besagten Leitung gemessen, sondern werden aus Zeigermessungen deduziert, die an einem Ort erfolgen, der von den Knoten oder der Leitung abgesetzt ist. Wenn zum Beispiel mit Bezug auf 1 die elektrischen Leitungspaarmeter bekannt sind und v₁ und i₁ an dem ersten Knoten n₁ mit einer PMU gemessen werden, kann v₂ und i₂ an dem zweiten Knoten n₂ berechnet werden. Im Kontext der vorliegende Erfindung ist dies nur dann sinnvoll, wenn die Leitung, deren elektrische Parameter als bekannt angenommen und zur Berechnung von Zeigern an einem von der PMU abgesetzten Ort verwendet werden, nicht mit der Leitung identisch ist, deren elektrische Parameter und/oder Temperatur geschätzt werden muss.
Gemäß der Erfindung wird die Temperatur der Leitung auf die folgende Weise ermittelt: die elektrischen Parameter oder zumindest der ohmsche Widerstand R der Leitung, d. h. der Realteil R der Leitungsimpedanz Z = R + jX_L, werden aus gemessenen oder berechneten Zeigerinformationen ermittelt, die einen Teil oder alle der Spannungs- und Stromzeiger an den beiden Enden der Leitung repräsentieren.
Bei einer ersten bevorzugten Variante der Erfindung wird angenommen, dass die Nebenkapazität jX_C während des Betriebes der Energieleitung im wesentlichen konstant bleibt und aus anderen Messungen, Entwurfsparametern oder Berechnungen bekannt ist. Dies ist eine gültige Annahme, da Änderungen der Nebenkapazität jX_C im Vergleich zu dem ohmschen Widerstand R relativ klein sind. Dann ist es notwendig, nur die zwei Spannungszeiger v₁ und v₂ an jedem Ende der Leitung und einem der Stromzeiger i₁ oder i₂ zu ermitteln. Man nehme an, dass i₁ gemessen wird. Dann beträgt die Impedanz Z
und der gewünschte ohmsche Widerstand R ist der Realteil von Z.
Bei einer zweiten bevorzugten Variante der Erfindung wird nicht über die Nebenimpedanzen angenommen und die beiden Spannungszeiger v₁ und v₂ und die beiden Stromzeiger i₁ oder i₂ werden aus Messungen gemessen oder ermittelt. Die Ermittlung der tatsächlichen elektrischen Leitungsparameter R, X_L, X_C aus diesen Messungen ist Allgemeinwissen. Da resultierende Gleichungen für die elektrischen Leitungsparameter nicht linear sind, werden zur Ermittlung von tatsächlichen Parametern numerische Verfahren verwendet, wie zum Beispiel Newton-Raphson-Approximation. Die resultierenden Lei tungsparameter sind insofern tatsächliche Werte, als sie online ermittelt werden und den tatsächlichen Zustand der Energieleitung repräsentieren, im Gegensatz zu Durchschnittswerten, die über alle Jahreszeiten und Umgebungsbedingungen hinweg als konstant angenommen werden.
Die durchschnittliche Leitungstemperatur T₁ wird durch Modellieren einer Beziehung zwischen Temperatur und Widerstand als linear aus dem ohmschen Widerstand R berechnet, d. h. R = R2 + α(T1 – T2)oder als quadratische Gleichung, d. h. R = R2 + α(T1 – T2) + β(T1 – T2)2 wobei R₂ und T₂ bekannte Referenzwiderstands- und Temperaturwerte sind, die von dem Aufbau der Leitung abhängen, und α und β Materialkonstanten für die Leitungskabel sind. Die lineare Beziehung ist für übliche Leitermaterialien wie etwa Kupfer oder Aluminium typisch. Beispielsweise sind die Parameterwerte dergestalt, dass sich für eine Leitungstemperaturänderung von ΔT = 30°C der Widerstand um etwa ΔR = 12% ändert. Die Gleichung für die gewählte Beziehung wird nach T₁ aufgelöst, wodurch man die gewünschte durchschnittliche Leitungstemperatur erhält.
Da die Temperatur der Leitung abhängig von der Position entlang der Leitung von der durchschnittlichen Leitungstemperatur T₁ verschieden sein kann, wird bei einer bevorzugten Variante der Erfindung der Energiefluss durch die Leitung so geregelt, dass eine vorbestimmte maximale durchschnittliche Leitungstemperatur T_max nicht überschritten wird. Ein solches Regel- oder Steuerschema wird mit einem beliebigen weithin bekannten Steuerverfahren implementiert, wie zum Beispiel PID-Regelung, nichtlineare Regelung, modellprädiktive Regelung usw.
Bei einer weiteren bevorzugten Variante der Erfindung wird aus den Zeigerinformationen v₁, v₂, i₁, i₂ eine Grenze für die durch die Leitung abgelieferte Energie berechnet. Dies geschieht durch Auflösen der wohlbekannten Lastflussgleichung
wobei v₂ ^* die komplexe Konjugierte von v₂ ist: Wenn man annimmt, dass v₁ konstant ist und durch eine Energiequelle oder einen Generator an dem ersten Knoten n1 gegeben wird, und dass die verbrauchte Energie s entsprechend einer Last an dem zweiten Knoten n2 variiert wird, gibt es entweder zwei, eine oder keine Lösungen der Lastflussgleichung für v₂. Bei einer zunehmenden Last entspricht die Energie, bei der es keine Lösung mehr gibt, einer maximalen Last s_max. Dies ist die maximale Energiemenge, die durch die Leitung an den zweiten Knoten n2 abgeliefert werden kann, bevor die Leitung instabil wird und die Spannung v₂ zusammenbricht. Da der ohmsche Widerstand R eine wichtige Rolle in der Lastschlussgleichung spielt, hängt die maximale Last s_max von tatsächlichen Leitungsbedingungen ab, insbesondere von der Leitungstemperatur. Die Ermittlung der maximalen Last s_max gemäß der Erfindung ergibt einen tatsächlichen Maximalwert, der einen weniger vorsichtigen Ansatz erlaubt als wenn eine maximale Last gegeben ist und über vielfältige Betriebsbedingungen konstant bleibt.
Abhängig von Impedanzeigenschaften der Last wird der Energiefluss maximiert, indem der Energiefluss vergrößert wird, bis die maximale Last s_max erreicht ist. Bei einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung wird die Energie so geregelt, dass sie nur solange zunimmt, bis eine gegebene Sicherheitsdistanz von der maximalen Last s_max erreicht ist. In beiden Fällen werden gemäß Bedienerpräferenzen die Last und die maximale Last entweder als komplexe Variable betrachtet oder es werden nur die Realteile betrachtet.
Wenn die Last eine feste p/q-Beziehung aufweist, werden die aktive Leistung p und die reaktive Leistung q, die an die Last abgeliefert werden, zusammen vergrößert. Wenn die reaktive Leistung q der Last konstant ist, wird die aktive Leistung p alleine vergrößert. Beispielsweise führt eine Änderung des Leitungswiderstands ΔR von 10% zu einer Belastbarkeitsänderung von Δs_max = 6,5% bei einer typischen 400 kV-Leitung. Bei der herkömmlichen Offline-Worst-Case-Analyse muss die Untergrenze betrachtet werden, da R offensichtlich fest ist. Mit dem Online-Ansatz kann die Belastbarkeit anhängig von tatsächlichen Umgebungsbedingungen um bis zu den berechneten Wert vergrößert werden.
Bei einem System gemäß der Erfindung umfasst das System Mittel zur Ermittlung von Zeigerinformationen, die dafür konfiguriert sind, mit einer Zeitmarkierung versehene gemessene Zeigerdaten von mindestens zwei über das gesamte Netzwerk verteilten PMUs zu empfangen, und wahlweise Mittel zum Berechnen von Zeigerinformationen für mindestens einen Knoten aus anderen Knoten entsprechenden gemessenen Zeigerdaten. Das System umfasst ferner Mittel zum Berechnen eines ohmschen Widerstands R der Übertragungsleitung aus den gemessenen und/oder berechneten Zeigerinformationen und zum Berechnen einer durchschnittlichen Leitungstemperatur T₁ aus dem ohmschen Widerstand R.

Claims

Verfahren zum Ermitteln einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung, umfassend die Schritte des • Ermittelns mit einer Zeitmarkierung versehener Stromzeigerinformationen und Spannungszeigerinformationen für ein erstes Ende und ein zweites Ende der Leitung, • Berechnens eines ohmschen Widerstands R der Leitung aus den Zeigerinformationen, • Berechnens einer durchschnittlichen Leitungstemperatur T₁ aus dem ohmschen Widerstand R.
Verfahren nach Anspruch 1, umfassend den Schritt des Steuerns eines Energieflusses durch die Leitung in der Weise, dass die durchschnittliche Leitungstemperatur T₁ eine gegebene maximale durchschnittliche Leitungstemperatur T_max nicht überschreitet.
Verfahren nach Anspruch 1, umfassend die Schritte des Berechnens tatsächlicher elektrischer Parameter (R, X_L, X_C) der Leitung und des Berechnens einer maximalen Last s_max, die von der Leitung lieferbar ist, aus den tatsächlichen elektrischen Leitungsparametern.
Verfahren nach Anspruch 3, umfassend den Schritt des Steuerns eines Energieflusses durch die Leitung in der Weise, dass eine tatsächliche Leistung s, die von der Leitung geliefert wird, die maximale Last s_max nicht überschreitet.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei der Schritt des Steuerns eines Energieflusses durch die Leitung sicherstellt, dass die durchschnittliche Leitungstemperatur T₁ eine gegebene maximale durchschnittliche Leitungstemperatur T_max nicht überschreitet.
Computerprogramm zum Ermitteln einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung, das in den internen Speicher eines digitalen Computers geladen werden kann und welches Computerprogrammcodemittel umfasst, die, wenn das Programm in den Computer geladen ist, den Computer veranlassen, eine Prozedur zum Verarbeiten mit einer Zeitmarkierung versehener Stromzeiger- und Spannungszeigerinformation für ein erstes Ende und ein zweites Ende der Leitung auszuführen, dadurch gekennzeichnet, dass das Programm konfiguriert ist, • einen ohmschen Widerstand R der Leitung aus den Zeigerinformationen zu berechnen, • eine durchschnittliche Leitungstemperatur T₁ aus dem ohmschen Widerstand R zu errechnen.
System zum Ermitteln einer Betriebsgrenze einer Energieübertragungsleitung aus mit einer Zeitmarkierung versehenen Stromzeiger- und Spannungszeigerinformationen für ein erstes Ende und ein zweites Ende der Leitung, dadurch gekennzeichnet, dass das System ein Datenverarbeitungsgerät umfasst sowie Mittel zum • Berechnen eines ohmschen Widerstands R der Leitung aus den Zeigerinformationen, und • Berechnen einer durchschnittlichen Leitungstemperatur T₁ aus dem ohmschen Widerstand R.
System nach Anspruch 7, umfassend Mittel für das Steuern eines Energieflusses durch die Leitung in der Weise, dass die durchschnittliche Leitungstemperatur T₁ eine gegebene maximale durchschnittliche Leitungstemperatur T_max nicht überschreitet.
System nach Anspruch 7, umfassend Mittel für das Berechnen tatsächlicher elektrischer Parameter (R, X_L, X_C) der Leitung und Mittel für das Berechnen einer maximalen Last s_max, die von der Leitung lieferbar ist, aus den tatsächlichen elektrischen Leitungsparametern.