Aufbau Korrelationen zwischen Power Quality Events, um ihre Quelle zu ermitteln
| Lage | Industrieviertel – kleine Stadt, Mittlerer Westen der USA |
| Ursache | Vogel (Krähe) flog in die Schaltanlage des Mittelspannungsversorgungsunternehmens – Leitungs-Erde-Fehler |
| Auswirkungen auf das Netzwerk | Spannungseinbrüche und vorübergehende Unterbrechungen über mehrere Kilometer hinweg, beeinflussend 200+ Kundschaft |
| Überwachung | Vier I-Sense-Monitore im gesamten Viertel verteilt – GPS-zeitsynchronisiert |
| Quellenbestimmung | Zeitstempelkorrelation von 4 Überwachungsaufzeichnungen bestätigten ein einzelnes, von der Versorgungseinrichtung verursachtes Netzereignis |
| Bestätigungsmethode | Die Betriebsaufzeichnungen der Versorgungsrelais stimmten mit den GPS-Zeitstempeln aller vier Monitore überein |
| Auswirkungen auf den Kunden | Bei einem überwachten Kunden kam es zu einer 13-stündigen Prozessunterbrechung |
| Schlüsselfund | Durch die zeitsynchronisierte Mehrpunktüberwachung können PQ-Ereignisse der Versorgungs- oder Kundenquelle zugeordnet werden – und so die umstrittenste Frage bei industriellen PQ-Streitigkeiten gelöst werden |
01 Kontext – Das Problem der Quellenzuordnung
Eine der umstrittensten und praktisch wichtigsten Fragen in der industriellen Energiequalitätstechnik ist täuschend einfach: wenn ein Spannungsabfall oder eine Unterbrechung den Prozess eines Kunden stört, wer es verursacht hat? Die Antwort bestimmt, wer die Verantwortung für das Ereignis trägt, Wer finanziert etwaige Abhilfemaßnahmen?, und – in regulierten Versorgungsumgebungen – ob eine Beschwerde über die Servicequalität berechtigt ist.
Stromqualitätsereignisse können von beiden Seiten des Stromzählers ausgehen:
- Durch den Nutzen verursacht (Grid-Ereignisse) — Fehler an Übertragungs- oder Verteilungsleitungen, Schaltvorgänge, Kondensatorbankumschaltung, Spannungsreglerbetrieb. Diese betreffen alle Kunden, die an dieselbe Einspeisung oder Umspannstation angeschlossen sind, und liegen in der betrieblichen Verantwortung des Energieversorgers
- Vom Kunden verursacht (interne Ereignisse) — Motor startet, Lichtbogenofenbetrieb, Kondensatorschaltung innerhalb der Anlage, Fehlerbedingungen an der internen Verkabelung. Diese liegen in der Verantwortung des Kunden und können auch benachbarte Kunden betreffen, die an denselben Verteilerbus angeschlossen sind
- Benachbarte, vom Kunden verursachte Ereignisse — eine große nichtlineare oder intermittierende Last in einer angrenzenden Anlage (Lichtbogenofen, großer Motor, Widerstandsschweißgerät) Dadurch werden Spannungsstörungen über das gemeinsame Verteilungsnetz auf andere Kunden übertragen
Ohne entsprechende Überwachung – und zwar, Zeitsynchronisierte Mehrpunktüberwachung, die das Ereignis gleichzeitig an mehreren Orten erfasst – es ist unmöglich, diese drei Fälle von einem einzigen Messpunkt zu unterscheiden. Ein einzelner Monitor am Serviceeingang einer Anlage zeichnet das Ereignis auf, kann jedoch nicht feststellen, ob es stromaufwärts seinen Ursprung hat (Dienstprogramm) oder bei einem benachbarten Kunden.
In den meisten Gerichtsbarkeiten, die Verpflichtung des Energieversorgers, die Stromqualität innerhalb festgelegter Grenzen bereitzustellen (Spannungsgröße, Flimmern, Harmonik) gilt für Störungen, die vom Versorgungsnetz ausgehen. Wenn die Prozessstörung eines Kunden durch den Betrieb eines benachbarten Kunden verursacht wird – ein großer Lichtbogenofen zwei Feeder entfernt, Beispielsweise kann es sein, dass der Energieversorger nur begrenzte regulatorische Handlungspflichten hat, even though the affected customer’s experience is identical to a utility-caused event. Source attribution is therefore not just a technical question: it is a prerequisite for assigning responsibility and determining the correct mitigation strategy.
02 The Event — A Bird in the Switchgear
In an industrial neighbourhood in a small Midwestern city, a crow flew into medium-voltage switchgear at a utility substation. The contact between the bird and the energised equipment created a phase-to-ground fault on the distribution system. The fault current caused voltage sags and momentary loss of voltage across a significant portion of the distribution network — affecting customers over several miles and more than 200 customer accounts.
Als Teil des I-Grid-Überwachungsnetzwerks wurden vier I-Sense-Monitore im gesamten Viertel verteilt. Jeder Monitor zeichnete das Ereignis unabhängig auf, mit GPS-genauen Zeitstempeln, die es ermöglichten, die aufgezeichneten Daten zeitlich genau zu korrelieren.
Ein einzelner Leiter-Erde-Fehler, der durch einen Vogelkontakt in einem Umspannwerk verursacht wurde, betraf mehr als 200 Kundenkonten über mehrere Kilometer Vertriebsnetz hinweg. Dies verdeutlicht die Netzwerkausbreitungscharakteristik von Spannungseinbrüchen – im Gegensatz zu Stromunterbrechungen, die typischerweise an der fehlerhaften Zuleitung lokalisiert sind, Spannungseinbrüche breiten sich mit Lichtgeschwindigkeit im Netzwerk aus, Auswirkungen auf Kunden an benachbarten Einspeisungen und sogar benachbarten Umspannwerken, abhängig von der Netzwerkimpedanztopologie. Die 200+ Kunden, die dieses Ereignis erlebten, verfügten nicht über eine gemeinsame Einspeisung, sondern über eine gemeinsame Umspannwerksbusspannung, die durch den Fehlerstrom gesenkt wurde.
03 Quellenangabe – Wie die Überwachung die Ursache bewies
Schritt 1 — GPS timestamp correlation
Jeder I-Sense-Monitor zeichnete das Spannungsereignis unabhängig auf, with a GPS-accurate timestamp. Als die vier Datensätze auf einer gemeinsamen Zeitachse ausgerichtet wurden, Alle vier Monitore zeigten Spannungsabfälle, die genau zum gleichen Zeitpunkt begannen – innerhalb der GPS-Synchronisationsgenauigkeit von etwa 100 % 1 Mikrosekunde. Dieser gleichzeitige Beginn ist die definitive Signatur eines Grid-Ereignisses: Ein Ereignis, das seinen Ursprung in den Räumlichkeiten eines einzelnen Kunden hat, würde die anderen drei Monitorstandorte mit einer messbaren Ausbreitungsverzögerung erreichen, nicht gleichzeitig.
Schritt 2 — Wellenformanalyse
Die Analyse der Wellenformen auf allen vier Monitoren zeigte die charakteristische Signatur einer Single-Line-to-Ground (SLG) Fehler – der häufigste Fehlertyp in Verteilungssystemen, Sie machen etwa 70–80 % aller Verteilungsfehler aus. Beachten Sie, dass Monitor #1 zeichneten die Spannung zwischen den Leitern auf, während die anderen drei die Spannung zwischen den Leitern und dem Neutralleiter aufzeichneten – die verschiedenen Messkonfigurationen erzeugten unterschiedliche Wellenformen aus demselben Ereignis, was ohne den Zeitsynchronisationskontext inkonsistent erscheinen könnte.
Schritt 3 — Bestätigung des Versorgungsdatensatzes
Die Hypothese, dass es sich bei allen vier Aufzeichnungen um ein einzelnes, vom Versorgungsunternehmen verursachtes Ereignis handelte, wurde endgültig bestätigt, als die Aufzeichnungen des Versorgungsunternehmens einen Relaisbetrieb an einer parallelen Einspeisung mit genau demselben Zeitstempel wie die von allen vier Monitoren aufgezeichneten Stromqualitätsereignisse aufdeckten. Das Relais löste den durch die Krähe verursachten Fehler – eine routinemäßige Schutzmaßnahme –, aber sein Zeitstempel lieferte eine unwiderlegbare Bestätigung sowohl der Ursache als auch des Zeitpunkts des Ereignisses.
Das Ereignis war eindeutig nutzbringend. Der durch Krähen verursachte Fehler in der Schaltanlage des Umspannwerks führt zu einem Spannungsabfall an allen Kunden, die an das betroffene Verteilungsnetz angeschlossen sind. Keine Kundenaktion hat das Ereignis verursacht oder dazu beigetragen. Diese Bestimmung war nur aufgrund des GPS-synchronisierten Mehrpunkt-Überwachungsnetzwerks möglich – ein einzelner Monitor am Serviceeingang eines beliebigen Kunden hätte den Durchhang zwar aufgezeichnet, ihn aber nicht vom Lastwechselereignis eines benachbarten Kunden unterscheiden können.
04 Kundenauswirkungen und Schadensbegrenzung
Bei einem der vier überwachten Kunden kam es aufgrund dieses Ereignisses zu einem 13-stündigen Prozessstillstand. Die Abschaltdauer steht in keinem Verhältnis zur Dauer des elektrischen Ereignisses – die Spannungsstörung selbst dauerte nur wenige Zyklen. Der 13-stündige Stillstand spiegelt die Neustartzeit und Komplexität des Industrieprozesses des Kunden wider, nicht die Dauer des Stromqualitätsereignisses. Dies ist ein häufiges Muster in der Prozessindustrie: Ein elektrisches Ereignis im Millisekundenbereich verursacht eine stundenlange Produktionsunterbrechung.
Die ursprüngliche Studie stellt fest, dass die Analyse der Wellenformen aller vier Überwachungsstandorte zeigt, dass handelsübliche Geräte zur Spannungseinbruchsminderung die Kundengeräte an allen vier überwachten Standorten vor diesem Ereignis geschützt hätten. Die Spannungsabfalleigenschaften – Tiefe und Dauer – lagen im Betriebsbereich dynamischer Spannungswiederhersteller (DVR) und unterbrechungsfreie Stromversorgung (UPS) Systeme zum Prozessschutz. Ein 13-stündiger Produktionsausfall aufgrund eines 3-Zyklus-Einbruchs, der a $50,000 Ein Spannungsabfallkorrektor hätte dies vollständig verhindert und verdeutlicht die Wirtschaftlichkeit der Minderung von Spannungseinbrüchen in prozesskritischen Umgebungen.
Implikationen für die Überwachung des Netzwerkdesigns
Die Studie zieht eine wichtige Schlussfolgerung zur Überwachung der Netzwerkdichte. Denn Netzereignisse – verursacht durch Störungen im Versorgungsnetz – breiten sich im gesamten Netz aus und werden von allen Kunden in einer geografischen Region gleichzeitig erlebt, Es ist nicht notwendig, jeden Kunden zu überwachen, um die Stromqualitätsumgebung einer Region zu beurteilen. Ein Überwachungsnetzwerk, das einen kleinen Prozentsatz der Kunden abdeckt, wenn es richtig konzipiert und zeitlich synchronisiert ist, liefert statistisch repräsentative Daten für die gesamte Region.
Dieses Prinzip hat erhebliche Auswirkungen auf die Gestaltung von PQ-Überwachungsprogrammen für Versorgungsunternehmen: spärlich, gut platziert, Zeitsynchronisierte Monitore können das netzwerkweite PQ-Verhalten weitaus effizienter charakterisieren als dichte, unkoordinierte Einzelpunktmessungen an einzelnen Kundendiensteingängen.
05 Perspektive der Stromqualität
Diese Fallstudie ist die deutlichste Demonstration, warum die Quellenzuordnung eine Netzwerküberwachung erfordert – und nicht nur eine kundenseitige Messung. Aus versorgungstechnischer Sicht, Die Fallstudie bestätigt ein Prinzip, das für das PQ-Management im Vertrieb von grundlegender Bedeutung ist: Gitterereignisse sind Netzwerkphänomene, keine individuellen Kundenphänomene. Eine Krähe in einer Schaltanlage eines Umspannwerks führt zu Spannungseinbrüchen 200+ Kundenstandorte gleichzeitig. Keine individuelle Kundenmessung, wie raffiniert auch immer, kann dies eher als ein einzelnes Rasterereignis identifizieren 200 getrennte Veranstaltungen.
Die im I-Grid-System verwendete GPS-Synchronisationstechnologie ist der Schlüsselfaktor. Ohne mikrosekundengenaue Zeitsynchronisation, Die vier Monitordatensätze konnten nicht zuverlässig korreliert werden – a 60 Der Hz-Stromsystemzyklus beträgt ungefähr 16,700 Mikrosekunden, und Unterscheidung des gleichzeitigen Beginns (Grid-Ereignis) von nahezu gleichzeitigem Beginn (internes Ereignis verbreiten) erfordert eine viel bessere Zeitauflösung als auf Zyklusebene.
In 30 Jahrelange Arbeit an der Qualität von Versorgungsnetzen, die Frage der Quellenangabe – “Ist das unsere Schuld oder ihre??” – ist das am häufigsten umstrittene Thema zwischen Versorgungsunternehmen und Industriekunden. Beim Kunden kommt es zu einer Prozessstörung und einem Produktionsausfall. Sie rufen das Dienstprogramm an. Das Dienstprogramm überprüft seine Relay-Datensätze. Wenn am kundenseitigen Abzweig kein Relais betätigt wird, Das Dienstprogramm kommt zu dem Schluss, dass das Ereignis intern war. Der Kunde ist anderer Meinung. Ohne zeitsynchronisierte Mehrpunktüberwachung, Keine Seite kann ihren Fall endgültig beweisen. Diese Fallstudie zeigt, dass es die Technologie zur endgültigen Lösung dieser Frage schon seit mindestens einem Jahr gibt 2003. Die Lücke liegt in der Bereitstellung und Koordination – nicht in der Technologie. Ein Versorgungsunternehmen mit einem gut konzipierten PQ-Überwachungsnetzwerk kann Streitigkeiten über die Quellenangabe innerhalb von Minuten lösen. Ohne eins, Streitigkeiten können Jahre dauern.
Referenzen
- Divan D, Brumsickle W, Eto J. Ein neuer Ansatz zur Überwachung der Stromqualität und der Stromzuverlässigkeit – Fallstudiendarstellungen der Fähigkeiten des I-Grids™ System. Ernest Orlando Lawrence Berkeley National Laboratory, LBNL-52048, April 2003.
- IEEE Std 1159-2019. Von der IEEE empfohlene Vorgehensweise zur Überwachung der Stromqualität. IEEE, New York, NY, 2019.
- IEC 61000-4-30:2015+AMD1:2021. Elektromagnetische Verträglichkeit – Teil 4-30: Netzqualitätsmessverfahren. IEC, Genf.
Divan D, Brumsickle W, Eto J. Ein neuer Ansatz zur Überwachung der Stromqualität und der Stromzuverlässigkeit – Fallstudiendarstellungen der Fähigkeiten des I-Grids™ System. Lawrence Berkeley National Laboratory, LBNL-52048, April 2003.
Diese Fallstudie wird zu Bildungszwecken in zusammenfassender und kommentierender Form präsentiert. Das Originalmaterial wird den Autoren und dem Lawrence Berkeley National Laboratory zugeschrieben. Der Abschnitt „PQ-Perspektive“. (Abschnitt 5) und SVG-Diagramm sind originale IPQDF-Redaktionsinhalte von Denis Ruest, M.Sc. (Angewandt), P.Eng. (im Ruhestand). IPQDF erhebt keinen Anspruch auf die Urheberschaft der ursprünglichen Forschung.