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VDE Bezirksverein Südbayern E.V. Netzautomatisierung in Übertragungs- und Verteilnetzen
Dipl.-Ing. Klaus Jost, 06.05.2010
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Netzautomatisierung in Übertragungs- und Verteilnetzen Inhalte:
Strukturen und Lösungen der Netzautomatisierung in elektrischen Netzen
Stationsleittechnik für Hoch- und Mittelspannungsanlagen
Moderne Schutz- und Steuergeräte
Neuer internationaler Standard IEC 61850 für Stationsautomatisierung
Einfluss dezentraler Energieerzeugung
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Moderne Netzautomatisierung Anforderungen im gesamten Energiesystem von der Erzeugung bis zum Anschluss beim Kunden.
© ABB Group May 7, 2010 | Slide 4
Entwicklung der Netzstruktur Von traditionellen zu zukünftigen Netzen
Zentralisierte Energieerzeugung Einseitig gerichteter Energiefluss Erzeugung folgt der Last Einsatz basiert auf Erfahrungen
trad
ition
elle
N
etze
zukü
nftig
e N
etze
Zentralisierte und dezentrale Energieerzeugung Sporadische Energieerzeugung durch
erneuerbare Energien Kunde kann Produzent werden Multidirektionaler Energiefluss Last gekoppelt an Erzeugung Einsatz basiert mehr auf Echtzeit Daten
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Struktur und Funktionen der Netzautomatisierung
Nahsteuerung
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Kommunikation mit Fernwirktechnik
RTU560Fernwirkknoten
RTU560 Unterstation
Unterstationen
Kommunikations-netzwerk(redundant)
WAN(z.B. SDH, PDH, Frame Relays)
Leitsystem
IED
IEC 870-5-101
TCP/IP: IEC 870-5-104
IEC 870-5-101, -104, DNP3
IEC 870-5-103SPA-Bus, MODBUSIEC 61850
WAN (e.g. GSM/GPRS,
Satellit)
RTU560Fernwirkknoten
Parallel E/As Kleine RTUs
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Stationsebene Funktionen und Geräte
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Funktionen der Stationsautomatisierung
Stationsebene
Schutz Vor-Ort-Steuerung Überwachung Verriegelung Datenerfassung
Luft- oder gasisolierte Schaltanlagen
Leistungstransformatoren Messwandler
Nahsteuerung Automatisierungsfunktionen Überwachung Fehlerlokalisierung Ereignis- & Alarmlisten Ankopplung der Netz- Leitstelle über Fernwirktechnik
Prozessebene
Feldebene
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Stationsautomatisierung Basis-Funktionalität der Stationsebene
Überwachung Primärgeräte Steuerung Sichere Bedienung
Messwerte
Alarmliste System Überwachung
Benutzerverwaltung
Ereignisliste
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Stationsautomatisierung Erweiterte Funktionalität der Stationsebene
Stördatenauswertung Messwert Reports Schaltspielzähler
Lastabschaltung
Automatische SequenzenExterne Alarmierung
IED Parameteränderungen
Dynamische Sammelschienen Einfärbung
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Stationsleittechnik Hybridlösung mit aktuellen und zukünftigen Standards
DiagnoseIEC60870-5-101, IEC60870-5-104,
DNP3, DNP3 über WAN
SPS Funktion
Kontrollebene
Stationsebene/Feldebene
Kommunikationsebene
Prozessebene
Leitsystem
Integrierte Bedieneinheit
IEC 61850-8
IEC 60870-5-103, DNP3,
MODBUS
E/AsIEDsIEDs
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Moderne Schutz- und Steuergeräte
© ABB Group May 7, 2010 | Slide 13© ABB Group May 7, 2010 | Slide 13
Relion®
Produktfamilie für Schutz und Steuerung
Produkte für alle Bereiche der elektrischen Energieübertragung und Verteilung
Skalierbar und flexibel nach Einsatzgebiet und Funktion
Einheitliche Bedienphilosophie über alle Geräteserien
Eine durchgängige und einheitliche Toolsuite für die ganze Familie
Geeignet für den Standard IEC 61850
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Schutztechnik Überstromzeitschutz als Abzeigschutz
Hauptschutz: 3I>, I0 >
Gerichteter Erdschluß-Schutz
Empfindlicher Erdschluß-Schutz
Phasenausfallschutz
Automatische Wiedereinschaltung (AWE)
Thermischer Überlastschutz
Leistungsschalterversagerschutz
Lichtbogenschutz zur Begrenzung von Anlagenschäden und für verbesserten Personenschutz
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Leitungs-Differentialschutz für Kabel und Freileitungen
Leitungsdifferentialschutz
Zweistufiger Überstromzeitschutz
Leistungsschalterversagerschutz
Reserve-Überstromschutz (Not-UMZ)
Binärsignalübertragung für 8 Signale
Messkreisüberwachung
Überwachung der Schutzkommunikation
Station 1
Station 2
LWL-Verbindung
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Distanzschutz für Kabel und Freileitungen vermaschten Netzen
Distanzschutz als Hauptschutz
Überstromschutz als Reserveschutz
Empfindlicher Erfehlerschutz
Automatische Wiedereinschaltung (AWE)
In Verteilnetzen häufig als Kombigerät für Steuerung, Messung und Überwachungsfunktionen
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Transformatordifferentialschutz für den Schutz Netztransformatoren
Hauptschutz: Transformatordifferentialschutz
Reserveschutz: Überstromschutz und Erdschlussschutz
Vervollständigt mit Schieflastschutz und thermischem Überlastschutz
Überspannung und Unterspannungsschutz
© ABB Group May 7, 2010 | Slide 18© ABB Group May 7, 2010 | Slide 18
Relion®
615 Serie – einfache Verteilnetzanwendungen
Kombinierte Schutz- und Steuergeräte Abzweigschutz REF615
Leitungsdifferentialschutz RED615
Motorschutz REM615
Transformatordifferentialschutz RET615
Steuerung eines Leistungsschalters
Vollgrafisches Display
Einschubtechnik
Lichtbogenschutz für drei Funktionsräume
Skalierbar bis zu 18 binären Ein-,13 binären Ausgängen und 8 analogen Eingängen
Komfortable Programmierung über Funktionsplan
Volle GOOSE-Performance (IEC 61850)
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Relion®
630 Serie – komplexe Verteilnetzanwendungen
Kombinierte Schutz- und Steuergeräte Abzweigschutz REF630
Motorschutz REM630
Transformatorschutz RET630
Steuerung von bis zu acht Schaltgeräten
Vollgrafisches Display, separat montierbar
Fünf frei programmierbare Funktionstasten
Ereignisgesteuerte Anzeigefunktionen
Frei programmierbare LEDs in drei Farben
Skalierbar bis zu 50 binären Ein-, 45 binären Ausgängen und 9 analogen Eingängen
Volle GOOSE-Performance (IEC 61850)
© ABB Group May 7, 2010 | Slide 20© ABB Group May 7, 2010 | Slide 20
Relion®
650 Serie – Hochspannungsverteilnetzanwendungen
Kombinierte Schutz- und Steuergeräte Distanzschutz REL650
Transformatorschutz RET650
Steuergerät REC650
Funktionen für Hochspannungsnetze
Steuerung von bis zu acht Schaltgeräten
Vollgrafisches Display, separat montierbar
Fünf frei programmierbare Funktionstasten
Ereignisgesteuerte Anzeigefunktionen
Frei programmierbare LEDs in drei Farben
Skalierbar bis zu 50 binären Ein-, 45 binären Ausgängen und 20 analogen Eingängen
Volle Performance für IEC 61850-Systeme einschließlich GOOSE
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Internationaler Standard IEC 61850 für Stationsautomatisierung
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Ein wahrhaft globaler Standard !
IEC 61850 - das Rückgrad der modernen Stationsleittechnik
IEC 61850 ist der erste globale Standard für Stationsleittechnik
Offene Systemlösungen mit Komponenten von verschiedenen Lieferanten sind möglich – heute und in der Zukunft
Gesicherte Investitionen durch Normierung des Engineeringprozesses
Einsatz leistungsfähiger Kommunikation mit Echtzeitübertragung von binären und analogen Daten
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IEC 61850: Ein normiertes Datenmodell ermöglicht normiertes Engineering
Standardisierung des Datenmodells in IEC 61850 ist die Grundlage für eine Standardisierung des Engineeringprozesses.
IEC 61850: Normierung von Kommunikation und Engineering - diese Kombination ist erstmalig in für eine Normung der Kommunikation in der Stationsautomatisierung
IEC 61850
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Prozessorientiertes Datenmodell
Circuit Breaker* Q0_L1/XCBR Gas density monitoring* Q0_L1/XGMU
PrimärtechnikSekundär funktionen
Control* CB Q0/CSWIControl* ES Q8/CSWI Control* ISQ9/CSWIBay-HMI*(HMI)
Isolator*Q9_L1/XSWIGas density mon.*Q9_L1/XGMU
Earthing switch* Q8_L1/XSWIGas density mon.*Q8_L1/XGMU
*) Die IED Objekt- modelle: definierte Objekte mit definierten Daten
*) Die IED Objekt- modelle: definierte Objekte mit definierten Daten
Distance protection* PDIS
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Anordnung +Kommunikation
Das LN Konzept
Das IEC 61850 ObjektmodelStation
Voltage
Bay
IED
LD
LLN0
LN
Data Object
Data Attribute
Data-Attribute Component
Voltage
IED
Bay
IED
LN
z.B. Überstrom- schutz 3 I>
© ABB Group May 7, 2010 | Slide 26
IEC 61850: Wirkungsbereich innerhalb der Station
Anlage
Signalzuordnung Prozess
IED Aufbereitung Prozessignale
Umfang und Gültigkeit des IEC 61850 Standards
Signalzuordnung Netzleitebene+ Präsentation Stationsbene
Stat
ions
auto
mat
isie
rung
IED
text
TRM / AD1 BIM BOM
LN: XCBRLN: MMXU
OUT IN
IN OUT
OUT
IN
IEC 61850 Kommunikation
SCS NCCGW
Engin-eering
Batterie+-
Leistungsschalter, TrennerWandler
SpgWdlr
© ABB Group May 7, 2010 | Slide 27
IEC 61850 Engineering Dokumentation und Engineering mit SCL-Dateien
Primäranlage
GeräteStationsebene
GeräteFeldebene
Netzwerk
SchaltanlageSteuerung
Sekundär-Funktionen (LN)
CSWI1 CSWI2 CSWI3
XSWI1 XSWI2XCBR1
CSWI1 CSWI2 CSWI3
XSWI1 XSWI2XCBR1
.ICD
.ICD
.SSD
SCL-Dateien
.SCD
© ABB Group May 7, 2010 | Slide 28
Geräte- engineering
IED Geräte tool
Geräte tool
IEC 61850 Engineering Der Engineeringprozess
Nahsteuerung
Leitstellen-ankopplung
IED
System- dokumentation.SCD
<Substation Ref=“ABBA"><VoltageLevel Ref="E1">
<Bay Ref="Q1"><Bfunction Ref="">
<Device Ref="QA1" Type="CBR"><Connection NodeRef="L1"/><LNode Ref="1" LNClass="CSWI"/>
</Device><Device Ref="QB1" Type="DIS">
<Connection NodeRef="L1"/><LNode Ref="2" LNClass="CSWI"/>
</Device></Bfunction>
</Bay></VoltageLevel>
</Substation>
System-spezifikation.SSD
<Substation Ref=“ABBA"><VoltageLevel Ref="E1">
<Bay Ref="Q1"><Bfunction Ref="">
<Device Ref="QA1" Type="CBR"><Connection NodeRef="L1"/><LNode Ref="1" LNClass="CSWI"/>
</Device><Device Ref="QB1" Type="DIS">
<Connection NodeRef="L1"/><LNode Ref="2" LNClass="CSWI"/>
</Device></Bfunction>
</Bay></VoltageLevel>
</Substation>Geräte- spezifikation.ICD
<Substation Ref=“ABBA"><VoltageLevel Ref="E1">
<Bay Ref="Q1"><Bfunction Ref="">
<Device Ref="QA1" Type="CBR"><Connection NodeRef="L1"/><LNode Ref="1" LNClass="CSWI"/>
</Device><Device Ref="QB1" Type="DIS">
<Connection NodeRef="L1"/><LNode Ref="2" LNClass="CSWI"/>
</Device></Bfunction>
</Bay></VoltageLevel>
</Substation>
Geräte-Konfiguration.SCD
<Substation Ref=“ABBA"><VoltageLevel Ref="E1">
<Bay Ref="Q1"><Bfunction Ref="">
<Device Ref="QA1" Type="CBR"><Connection NodeRef="L1"/><LNode Ref="1" LNClass="CSWI"/>
</Device><Device Ref="QB1" Type="DIS">
<Connection NodeRef="L1"/><LNode Ref="2" LNClass="CSWI"/>
</Device></Bfunction>
</Bay></VoltageLevel>
</Substation>
System-engineering
Geräte tool
Geräte tool
© ABB Group May 7, 2010 | Slide 29
Investitionssicherung durch IEC 61850 Engineering Vorteile eines ein normiertes Engineerings
Ablage und Archivierung von Planungsdaten in elektronischer Form
Daten heute abgelegt mit Tool X, morgen änderbar mit Tool Y
Reduzierter manueller Aufwand reduziert Fehlerquote
Verwendung normkonformer hersteller- unabhängiger Tools
Integration in bestehende Engineering- umgebungen möglich
Workflow der Systemintegration ist aufteilbar
Planung Primärteil Anlage
Planung und Engineering Systemkommunikation
Engineering Komponenten
Inbetriebnahme und Fehlersuche
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IEC 61850 und Netzwerke für Kommunikation Zentralisierter Ring
LAN-Switche sind in einem zentralen Schrank eingebaut
Kurze Distanzen zwischen zentralem Kommunikationsschrank und den Feldgeräten
Dezentraler Ring
LAN-Switche sind verteilt eingebaut in Feldschränken und Schränken der Stationsebene
Große Entfernungen zwischen Stationsebene und Feldschränken
Mehrfachnetzwerke
Vollständige Aufteilung des Kommunikationsnetzwerkes in Segmente
Sowohl zentralisierter Ring als auch dezentraler Ring anwendbar
Erhöhung der Leistungsfähigkeit und Verfügbarkeit
Anwendung bei verschiedenen Spannungsebenen
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Kommunikation – vertikal und horizontal
IED 1 IED y
SCS NCC
Horizontal Communication (GOOSE)
Vertical Communication(Client / Server)
© ABB Group May 7, 2010 | Slide 32© ABB Group May 7, 2010 | Slide 32
Übertragung schneller Signale wie:
Selektive Schutzauslösung (z.B. Lichtbogenschutz)
Rückwärtige Verriegelung (Sammelschienenschutz)
Schutzmitnahme
Leistungsschalterversagerschutz
Sonstige Verriegelungen
Einhaltung der strengen 1A P1-Klasse der IEC 61850 (Übertragungszeit <10ms)
GOOSE = Generic Object Oriented Substation Event (horizontale Kommunikation)
Anwendungsbeispiel für GOOSE
1.
2.
3.
1.
2.
3.
Gerät B
Gerät A
GOOSE Nachricht
„Schneller als der Draht“
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IEC 61850 Tools von ABB Innovationen für das Engineering der Zukunft
ITT600 Systemanalyse Keine Chance für
Kommunikationsfehler durch Transparenz und
IntelligenzITT600 SA Explorer
CCT600 Systemengineering
Systemlösungen herstellerunabhängig
realisieren und betreiben
PCM600 Geräteengineering
Ein Tool für alle Geräte der ABB Relion-Familie
– IEC 61860 inside
IEC 61850
© ABB Group May 7, 2010 | Slide 34
PCM600 Bedien- und Parametriertool Das Tool für Relion®
Bedien- und Parametriertool PCM600
Ein Tool für alle Geräte und alle Aufgaben
Engineering, Inbetriebnahme, Wartung und Gerätemanagement
Parametrierung
Konfiguration
Editieren der grafischen Anzeigen
Zuweisen der Ein- und Ausgänge
Datenvergleich PC – IED
Online-Überwachung
Ereignisauswertung
© ABB Group May 7, 2010 | Slide 35
CCT600 Communication Configuration Tool Systemengineering
CCT600 Systemengineeringtool
Kommunikations-Engineering für IEC 61850 Systeme mit Schutz- und Steuergeräten
Vollständig mit IEC 61850 kompatibel
Herstellerneutrales Kommunikationsengineering
SCD-File
SCD-File
© ABB Group May 7, 2010 | Slide 36
ITT600 SA Explorer Systemanalysetool
ITT600 SA Explorer!
ITT600 SA Explorer
Import von SCL Dateien mit Informationen bzgl. der Anlagenkonfiguration
Stellt alle Applikationswerte in IEC 61850 Nomenklatur dar
Analysiert und decodiert den IEC 61850 Datenverkehr basierend auf den projektspezifischen SCD-Informationen
Stellt den horizontalen Datenverkehr von GOOSE-Kommunikation dar
Erlaubt eine Rückdokumentation von bestehenden Systemen
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Einfluss dezentraler Energieerzeugung - Beispiel Verteilnetz
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Herausforderung Netzintegration Netzstruktur eines weitläufigen Verteilnetzes mit dezentraler Energieerzeugung
Power
53kW
Biogas240 kW
26kW
20kW
28kW
18kW
43kW
18kW
10kW
21kW30kW
7kW
27kW
47kW
14kW
(21+26)kW
2x20kW
11kW
14kW
36kW
14kW
27kW
77kW
17kW
20kW
15kW
12kW
14kW63kW
47kW
4kW
17kW33kW
50kW
25kW
+20kW
30kW
5kW
30kW
45kW
18kW
144kW
32kW
49kW
Biogas190 kW
Wasser19 kW
Wasser20 kW
W320
Biogas60 kW
KWK26.5 kWKWK
6 kW
Freiamt
Freiamt/Ottoschwanden
Schaltwerk Sexau
Sexau/Staudenhöfe
FREIA026
FREIA006
FREIA025
FREIA024
FREIA023
FREIA022
OTTOS009
OTTOS010
FREIA021
ABZW009
ABZW005
FREIA030
FREIA020
FREIA037
OTTOS005
OTTOS008
OTTOS016
OTTOS007
FREIA005
UST BRUNBG
OTTOS003
FREIA009
FREIA004
OTTOS002
OTTOS006
ABZW004
OTTOS001
FREIA012
FREIA035FREIA031
FREIA008
ABZW003
ABZW002
SEXAU027
SEXAU004
FREIA011
SEXAU002
FREIA010SEXAU003
FREIA014
ABZW006
FREIA013
FREIA032
FREIA018
FREIA017
ABZW007
ABZW008
FREIA016
FREIA033
OTTOS017
F..
O..
FREIA007
FREIA015
OTTOS012
OTTOS014
OTTOS013
OTTOS004
ABZW020
OTTOS018
OTTOS015
S1
SXA-St..
SEXAU001B
SEXAU001-A
UST BUEHLER
ABZW021
FREIA001
FREIA002
FREIA036ABZW001
FREIA003
V -A B ZW 006
V -A B ZW 003
V -A B ZW 00 4
V-AB
ZW00
5
V-OTT
O004
V-O
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17
V-OTTO016
V-FREI009
V-FREI005
V-FREI00
8
V-FREI007
V-AB
ZW00
9
V -B R U N IC H B 2
V-BRUNIC
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V -O TT O 0 0 6
V -A B ZW 008V-FREI006
V-O
TTO
002
V-O
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01
V -O TT O 0 03
V-FREI012
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3
V-FREI018
V -O TT O 0 0 9
V-OTTO012
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3
V-AB
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7V-ABZW016
V-ABZW019
V-AB
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V-AB
ZW01
1
V -A B ZW 01 0
V-OTTO011
V-FREI022
V-A
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015
V-FREI024
V-FREI014
V-FREI015
V-FREI016
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7
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3
G~E_FREIA014-BIOG
G~E_OTTOS018
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G~E_OTTOS008-KWK
G~E_FREIA035-BIOG
E_SEXAU003_PV1
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E_FREIA037-PV2E_FREIA037-PV1
E_FREIA035-PV1
E_FREIA025-PV1
E_FREIA022-PV1
E_FREIA014-PV1
E_FREIA006-PV1
E_SEXAU003_PV
E_OTTOS017-PV
E_OTTOS016-PV
E_OTTOS015-PV
E_OTTOS012-PV
E_OTTOS011-PV
E_OTTOS010-PV
E_OTTOS009-PV
E_OTTOS008-PV
E_OTTOS007-PV
E_OTTOS006-PV
E_OTTOS003-PV
E_OTTOS002-PV
E_FREIA037-PV
E_FREIA035-PVE_FREIA031-PV
E_FREIA026-PV
E_FREIA025-PV
E_FREIA024-PV
E_FREIA023-PV
E_FREIA022-PV2
E_FREIA020-PV
E_FREIA017-PV
E_FREIA015-PV
E_FREIA014-PV
E_FREIA013-PV
E_FREIA010-PV
E_FREIA009-PV
E_FREIA008-PV
E_FREIA007-PV
E_FREIA006-PV
E_FREIA005-PV
E_FREIA004-PV
E_FREIA003-PV
E_FREIA002-PV
E_OTTOS001-PV
G~E_FREIA036-BIOG
G~E_FREIA012-WAK
G~E_FREIA015-WIK
G~E_FREIA026-KWK
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V-FR
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V-FR
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V-FREI019
V-FREI013
V-AB
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2
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V-ABZW020
V-O
TTO
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V-OTT
O014
V-FR
EI00
1
V-OTT
O013
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Elektrisches Verteilnetz Typische Ringstruktur
Umspannwerk
MS-Hauptstation
Umspannwerk
MS-Hauptstation
Netzstation
Kompaktschaltanlage
Transformator
Niederspannungsverteilung
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Herausforderung Netzintegration Folgen der Einbindung dezentraler Erzeugungsanlagen
1 2 3 4 5 6
19
20
kV
22
U
Strombelastung Leitung
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Herausforderung Netzintegration Folgen der Einbindung dezentraler Erzeugungsanlagen
1 2 3 4 5 6
~ ~ ~ ~ ~ ~
19
20
kV
22
U
Strombelastung Leitung
© ABB Group May 7, 2010 | Slide 42
Herausforderung Netzintegration Folgen der Einbindung dezentraler Erzeugungsanlagen
1 2 3 4 5 6
~ ~ ~ ~ ~ ~
19
20
kV
22
U
Strombelastung Leitung
© ABB Group May 7, 2010 | Slide 43
Betrieb geschlossener / offener MS-Ringe
Ländliches 20-kV-Mittelspannungsnetz, 50 ONS, 102 km Ringlänge
Automatische Trennstellenverlagerung (bei inhomogenen Abgängen sinnvoll)
Offener Ring mit Trennstelle in der elektrischen Mitte ist durch das gleiche Spannungsprofil wie der geschlossene Ring gekennzeichnet
Geschlossener Ring bei hoher Fluktuation von Lasten und Erzeugern sinnvoll
Manuelle Verlagerung der Trennstelle
Ferngesteuerte Trennstellenverlagerung
Geschlossener Ring
© ABB Group May 7, 2010 | Slide 44© ABB Group May 7, 2010 | Slide 44
Elektrisches Verteilnetz Kommunikation zu den Netzstationen
Umspannwerk
MS-Hauptstation
Umspannwerk
MS-Hauptstation
Stations-RTUStations-RTU
Kompakt-RTU Kompakt-RTU Kompakt-RTU Kompakt-RTU
Kommunikation(z.B. SDH, PDH, GSM, Satellit, GPRS, Funk)
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Einsatz von Distanzschutz oder Leitungs-Differentialschutz
Alternativer Lösungsansätze mit Überstromzeitschutz (UMZ)
Gerichteter UMZ-Schutz
Strom- und Spannungswandler erforderlich
Alle Kurzschluss(KS)-Anzeiger (ungerichtet) werden angeregt
Hohe Auslösezeiten durch Staffelung
richtungsabhängige KS-Anzeiger erforderlich
Ungerichteter UMZ-Schutz
Zusätzlicher UMZ-Schutz mit Leistungsschalter mit einer geringeren Auslösedauer als UW-UMZ an der geschlossenen Trennstelle
Verkleinerung des Auslösebereiches
KS-Anzeiger mit Richtungserkennung bzw. Ansprechverzögerung erforderlich
Schutztechnik Betrieb geschlossener Ringe – Anforderungen
HS-NetzHS/MS-Trafo
Legende
ONS
UMZ mit Leistungsschalter
0,4 s
0,4 s
0,1 sHS/MS-Trafo
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Zusammenfassung
Herausforderung für moderne Netzautomatisierung ist eine umfassende Kommunikation im Verteilnetz bis zum Verbraucher bzw. Erzeuger.
Nutzung internationaler Standards mit maximaler Sicherheit, Effizienz und Verfügbarkeit zur Sicherung der Investitionen.
Wirtschaftlichkeit durch skalierbare Systeme und Produkte von Basisanforderungen bis hin zu höchster Komplexität.