Bitte wählen Sie ihr Lieferland und ihre Kundengruppe
Sogenannte Netzpendelungen treten seit dem Beginn der Zusammenschaltung elektrischer Übertragungsnetze in Europa zu Verbundsystemen auf. Infolge einer Anregung des Systems äußern sich diese elektromechanischen Schwingungen in Form von Frequenz- und Leistungspendelungen mit charakteristischer Periodendauer und Dämpfung. Zur Gewährleistung eines sicheren und stabilen Netzbetriebs müssen Netzpendelungen ausreichend gedämpft sein. Veränderungen im Verbundsystem, wie die Erweiterung um Netzbereiche, aber auch eine zunehmende Auslastung der Übertragungsnetze wirken sich deutlich auf das Verhalten von Netzpendelungen aus. Bislang erfolgte die Analyse von Netzpendelungen meist ausschließlich durch Simulationen im Zeit- und Frequenzbereich auf Basis von detaillierten Verbundnetzmodellen. Zur Validierung der Simulationsmodelle sind zeitsynchronisierte, zeitlich hochaufgelöste Messungen im gesamten Verbundsystem unerlässlich. Die Beschaffung geeigneter Messdaten erweist sich in einem Verbundsystem mit aktuell 33 Regelzonen als äußerst schwierig. Daher wurde am Institut für Feuerungs- und Kraftwerkstechnik (IFK) ein verbundnetzweites Frequenzmesssystem aufgebaut. Damit stehen hochaufgelöste, zeitsynchronisierte Messdaten zur Validierung der Simulationsmodelle sowie zur messdatenbasierten Analyse zur Verfügung. In der vorliegenden Arbeit werden Netzpendelungen im Kontinentaleuropäischen Verbundsystem analysiert. Die verwendete messdatenbasierte Methode baut auf der Wavelet-Transformation und der Random-Decrement-Technik auf und wird um eine Methodik zur Bestimmung der Schwingungsform ergänzt. Mit der Modalanalyse, auf Basis eines detaillierten Netzmodells, wird zudem eine modellbasierte Methode angewendet. Mithilfe der messdatenbasierten Methode konnte die Periodendauer der dominanten Eigenschwingungen inklusive ihrer Schwingungsform identifiziert und geografisch zugeordnet werden. Infolge der Erweiterung des Verbundsystems um die Türkei konnte eine deutliche Verschiebung der dominanten Eigenschwingungen hin zu höheren Periodendauern aufgezeigt werden. Darüber hinaus konnte während der Erweiterungstests um das libysche Netz im April 2010 eine deutliche Veränderung des Systemverhaltens beobachtet werden. Dabei konnte insbesondere eine dominante Eigenschwingung mit hoher Periodendauer und schwacher Dämpfung identifiziert werden. Durch die Langzeitanalyse der Periodendauer der im Kontinentaleuropäischen Verbundsystem dominanten Eigenschwingungen kann eine eindeutige Charakteristik im Tages-, Wochen- sowie Jahresverlauf aufgezeigt werden. Dabei kann eine hohe Korrelation zwischen der Periodendauer und der Netzlast nachgewiesen werden. Ein charakteristischer Verlauf der Dämpfung hat sich hingegen nicht gezeigt. Allerdings kann eine im Mittel deutlich geringere Dämpfung in den Wintermonaten nachgewiesen werden.
Inter-area oscillations have occurred ever since national transmission systems have been interconnected in Europe. These electromechanical oscillations take place after the power system is excited and can be viewed as power and frequency oscillations. To ensure secure and stable system operation, inter-area oscillations must be damped sufficiently. Modifications to the power system, such as extending the interconnected system as well as increasing the load placed on the transmission system greatly impact oscillation behaviour. Up to now, inter-area oscillations have primarily been analysed by conducting simulations in the time and frequency domain based on detailed models of the interconnected power system. Validating these simulation models requires time-synchronised, wide-area measurement data in high resolution. Acquiring adequate, time-synchronised, wide-area measurement data is compounded by the structure of the European interconnected power system, which covers 33 control areas. The Institute of Combustion and Power Plant Technology (IFK) therefore started to establish a wide-area frequency measurement system within the synchronous interconnected power system of Continental Europe. As a result, adequate, time-synchronised, wide-area measurement data is available for validating simulation models as well as for conducting signal analyses. It is within the scope of this work that inter-area oscillations forming part of the interconnected power system of Continental Europe are analysed. The method used for signal analysis is based on the wavelet transformation and random decrement technique. This approach is complemented by a method applied to identify the mode of the inter-area oscillations. A frequency domain method is also used by leveraging modal analysis based on a detailed power system model. The time of oscillation and the mode of the dominant oscillations can be identified as derived from the signal analysis. The time of oscillation of the dominant oscillations increases after the Turkish power system is connected. A dominant oscillation with a high time of oscillation and low damping was also observed during the extension tests for the Libya power system in April 2010. A characteristic behavioural pattern in the course of the day, week and year can be shown with the long-term analysis of the time of oscillation of the dominant oscillation intervals. A high correlation with the power system load can thus be observed. In contrast, no characteristic behavioural pattern could be verified for the oscillation damping. However, it could be shown that during the winter season, inter-area oscillations are generally less damped.