Windpark-Monitoring und Verfügbarkeit
Ein Gateway führt Turbinenzustände, Abgangsmessungen, den Netzverknüpfungspunkt und Wirkleistungsgrenzen in einem zeitlich abgestimmten Betriebsprotokoll zusammen.
- Messgrößen
- Leistung von Turbinen und Sammelnetzabgängen, Austausch am Netzverknüpfungspunkt, Betriebszustände, Wirkleistungsgrenzen, Alarme und Hilfsenergiebedarf
- Berechnen
- Technische Verfügbarkeit, netzbedingte Abregelung, Anlagenfehler und nicht zugeordnete elektrische Verluste als getrennte Nachweiskategorien
- Sensoren
- ZMB-31, liest dokumentierte, freigegebene Modbus-RTU-Register, wenn eine Anlagendatenschnittstelle verfügbar ist Datenblatt: Modbus-Schnittstelle
- Vor Ort
- ZGW-20 Gateway, speichert die Betriebsaufzeichnungen in Edge und exportiert vereinbarte Daten auf die Plattform des Eigentümers Datenblatt: Gateway
Niedrige Leistung braucht eine Ursache und eine Messgrenze
Ein niedriger Wert am Netzverknüpfungspunkt zeigt nicht, ob Wind fehlte, eine Turbine gestört war, der Parkregler eine Grenze anlegte, der Netzbetreiber eine Abregelung anwies oder die elektrischen Verluste stiegen. Bewahren Sie das Messergebnis zusammen mit Turbinenzuständen, Wirkleistungsgrenzen, Alarmen und Zeitstempeln auf, bevor Sie Produktionsverluste zuordnen.
Hardware für die Betriebsüberwachung von Windparks
Nutzen Sie freigegebene Anlagenschnittstellen auf Turbinen-, Sammelnetz- und Anschlussebene. Ergänzen Sie unabhängige EpiSensor-Messungen nur an geeigneten Niederspannungs-Hilfsstromkreisen. Mittelspannungs- und Abrechnungsgrenzen behalten ihre projektierten Zähler und Messwandler.
Verwaltet die zeitlich abgestimmte Betriebsaufzeichnung in Edge, wendet Datenqualitätsregeln an und exportiert vereinbarte Beobachtungen
1 pro Standort oder Erfassungszone bis zu 250 drahtlose Geräte
Nur mit genehmigtem Registerplan, Adressplan und verfügbarem Single-Master-RS-485-Bus
Liest freigegebene Turbinen-, Sammelnetz-, Wetter- oder Parkreglerregister an einem verfügbaren Modbus-RTU-Bus
1 pro verfügbarem Bus bis zu 30 Register
Modbus RTU über RS-485, Funktionscodes 1 bis 6, 15 und 16; kein transparenter Gateway
Nur für geeignete Niederspannungsstromkreise
Unabhängige Messung des Bedarfs von Umspannwerk, Heizung, Beleuchtung oder Hilfsanlagen an einem geeigneten Niederspannungsstromkreis
1 je erforderlicher NS-Hilfsgrenze Drehstrom, 3- oder 4-Leiter
- Wählen Sie die Stromwandlergröße für einen geeigneten Niederspannungs-Hilfsabgang: 120 A Klappwandler oder Rogowski-Spulen für 300 A, 1 kA und 3 kA
Klasse 0,5S nach IEC 62053-22 mit zugehörigen Stromwandlern, 110 bis 480 V zwischen Außenleitern, CAT III bei 480 V
Verfügbarkeit von Windkraftanlagen von der Turbine bis zum Anschluss
Bewahren Sie jeden Quellwert mit Qualität und Zeitstempel auf. Verwenden Sie den Netzverknüpfungspunkt für das Parkergebnis und unterlagerte Messungen zur Zuordnung der Differenz. Sie ersetzen nie den freigegebenen Anschlussdatensatz.
Ein Betriebsprotokoll neben den freigegebenen Anlagensystemen ergänzen
Der folgende Pfad erfasst ausschließlich Daten. Turbinensteuerung, Parkregler, Schutz, Netzbetreibertelemetrie und Abrechnungsmessung verbleiben in ihren freigegebenen Systemen.
- Modbus
- Zigbee
- Verbindung
- Edge
- Plattformen
| Messstelle | Was sich daraus ablesen lässt | Referenz | Sensor |
|---|---|---|---|
| Turbinen und Sammelnetzabgänge | Wirkleistung, Energie, Betriebszustand und der Beitrag jedes Windparkbereichs | Nutzen Sie die freigegebene Anlagendatenschnittstelle und die genaue Definition des Turbinen- oder Abgangssignals IEC 61400-25-1 | ZMB-31 (auf dieser Seite), dokumentierte Anlagenregister |
| Netzverknüpfungspunkt | Nettoexport oder -import des Windparks nach Sammelnetz-, Transformator- und Hilfsanlageneffekten | Bewahren Sie Zähleridentität, Strom- und Spannungswandlerverhältnisse, Vorzeichenkonvention und Intervallgrenze des freigegebenen Zählers auf IEC 61400-26-1 | ZMB-31 (auf dieser Seite), freigegebene Zählerschnittstelle |
| Turbinen- und Anlagenzustände | Verfügbar, in Betrieb, gestoppt, gestört, in Wartung oder begrenzt gemäß der vereinbarten Zustandstaxonomie des Eigentümers | IEC 61400-26-1 definiert ein Informationsmodell mit Kategoriepriorität sowie Ein- und Ausstiegskriterien IEC 61400-26-1 | ZMB-31 (auf dieser Seite), Zustands- und Grundregister |
| Niederspannungs-Hilfsgeräte | Umspannwerks- und Servicebedarf, der die gelieferte Nettoenergie reduziert | Verwenden Sie ZEM-65 nur innerhalb seiner Nenngrenzen für die Niederspannungsinstallation Datenblatt: Drahtloses Dreiphasen-Strommessgerät | ZEM-65 (auf dieser Seite), geeignete Niederspannungsstromkreise |
Verfügbarkeit entsteht aus kategorisierten Aufzeichnungen. Vereinbaren Sie Kategorienamen, Rangfolge sowie Ein- und Ausstiegsbedingungen, bevor Sie einen Prozentsatz berechnen. Eine Turbine kann mehrere gleichzeitige Flags haben, ein Meldeintervall darf jedoch nicht in widersprüchlichen Kategorien gezählt werden.
Eine Leistungsgrenze ist kein Fehler. Halten Sie Netzbetreiberanweisung, Parkreglergrenze, Turbinenzustand und gemessene Reaktion als getrennte Signale fest. Niedrige Produktion ohne diese Signale beweist keine Abregelung.
Verluste brauchen eine deklarierte Grenze. Vergleichen Sie Turbinen- oder Abgangsenergie mit der Energie am Netzverknüpfungspunkt über passende vollständige Intervalle. Der Rest kann Sammelnetz- und Transformatorverluste, Hilfsenergie, fehlende Daten und Zählerunsicherheit enthalten.
Nachweise für Abregelung und Verfügbarkeit von Windparks
Bewahren Sie Rohwerte neben abgeleiteten Kategorien auf. Jedes Intervall braucht eine gemeinsame Zeitbasis, das Quellenalter, den Status erwarteter Eingänge und die Version der Klassifizierungsregel.
- Uhren vor dem Leistungsvergleich abgleichen
- Bewahren Sie die Quellzeitstempel auf und führen Sie sie in eine dokumentierte Zeitbasis über. Legen Sie Intervallgrenzen, Zeitzonen und die Behandlung der Zeitumstellung fest, bevor Sie Energie summieren oder eine Anweisung einer Reaktion zuordnen.
- Veraltete Verfügbarkeit zurückziehen
- Wenn Turbinenzustand, Wirkleistungsgrenze, Zähler oder Wetterwert veraltet sind, kennzeichnen Sie die betroffene Klassifizierung als unvollständig. Führen Sie den letzten bekannten Zustand nicht als aktuellen Nachweis fort.
- Abregelung, Netzengpass und Fehlerenergie trennen
- EirGrid unterscheidet systemweite Abregelung von lokalen Netzengpässen. Andere Betreiber verwenden eigene Begriffe. Speichern Sie die ursprüngliche Anweisung und den Ursachencode und ordnen Sie diese anschließend einer Berichtskategorie des Eigentümers zu, ohne die Quelle zu überschreiben.
- Verluste zuordnen, ohne den Rest zu verbergen
- Vergleichen Sie vollständige Turbinen- oder Abgangssummen mit der Summe am Netzverknüpfungspunkt. Weisen Sie erklärte Hilfsenergie und elektrische Verluste aus. Lassen Sie ungeklärte Restwerte sichtbar, statt sie automatisch einer Minderleistung der Turbinen zuzuordnen.
Prüfungen bei der Inbetriebnahme
Nehmen Sie das schreibgeschützte Betriebsprotokoll gemeinsam mit dem Windparkbetreiber sowie den Elektro- und Leittechnikverantwortlichen in Betrieb.
-
Jede elektrische Grenze wird identifiziert
Verfolgen Sie Turbinen, Sammelnetzabgänge, Transformatoren, Hilfsanlagen und den Netzverknüpfungspunkt im Einlinienschaltbild und Messplan.
Bestanden, wenn jede Größe eine benannte Grenze, Richtung, Übersetzung, Einheit und einen Eigentümer hat.
-
Uhren und Intervalle stimmen überein
Vergleichen Sie die Zeitstempel von Quelle und Gateway über eine bekannte Betriebsänderung und ein vollständiges Berichtsintervall hinweg.
Bestanden, wenn Die Zeitbasis, die Intervallkonvention und das maximal akzeptierte Quellenalter werden dokumentiert und eingehalten.
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Zustände folgen der vereinbarten Taxonomie
Prüfen Sie freigegebene Beispiele für Betrieb, Stillstand, Wartung und Fehler oder spielen Sie einen vom Betreiber freigegebenen historischen Datensatz ab.
Bestanden, wenn Eintritts-, Austritts- und Kategoriepriorität reproduzieren die erwartete Klassifizierung des Eigentümers ohne Doppelzählung.
-
Eine Abregelungsgrenze bleibt von einem Fehler getrennt
Vergleichen Sie ein freigegebenes Beispiel einer Netzbetreibergrenze mit einem Anlagenfehler anhand von Anweisung, Parkgrenze, Turbinenzustand und gemessener Leistung.
Bestanden, wenn Die beiden Intervalle enthalten unterschiedliche Quellennachweise und Berichtskategorien.
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Fehlende Daten können nicht zu Energieverlusten führen
Stoppen Sie in einer genehmigten Testumgebung eine erforderliche Eingabe und überprüfen Sie Klassifizierungen und exportierte Datensätze.
Bestanden, wenn das betroffene Intervall sichtbar unvollständig ist und keine Abregelungsenergie, Fehlerverlustenergie oder Verfügbarkeit erfunden wird.
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Der Erfassungspfad kann den Windpark nicht steuern
Überprüfen Sie konfigurierte Funktionscodes, Anmeldeinformationen, Netzwerkpfade und Anlagensteuerungsberechtigungen.
Bestanden, wenn Der EpiSensor-Pfad ist schreibgeschützt und hat keine Turbinen- oder Anlagensollwertberechtigung.
Formale Steuerung und kommerzielle Aufzeichnungen getrennt halten
Dieses Betriebsprotokoll hilft, das Anlagenverhalten zu erklären. Es wird nicht zu dem System, das den Windpark schützt, steuert oder abrechnet.
- Es ersetzt nicht den Turbinenschutz, den Umspannwerksschutz, die Kraftwerkssteuerung, die Synchronisierung, die Exportbegrenzung, Notfallsysteme oder Grid-Code-Funktionen.
- Telemetrie-, Kontrollreaktions- und Compliance-Tests des Netzbetreibers folgen der Anschlussvereinbarung und den Betreiberregeln. Ein Edge-Datensatz beweist nicht ihre Akzeptanz.
- Für Erlös-, Fördersystem- und Abrechnungsmengen gelten die freigegebenen kommerziellen Zähler und Verfahren. Betriebsmessungen allein können Zahlungen oder Entschädigungen nicht bestimmen.
- Potenzielle Produktions- und Verlustenergieschätzungen erfordern ein vereinbartes Modell, gültige Wind- und Verfügbarkeitseingaben, eine Behandlung von Unsicherheiten und kommerzielle Regeln außerhalb dieses Leitfadens.
- Die Verordnung (EU) 2019/943 legt Redispatch-Grundsätze fest, aber nationale Umsetzung, Verträge und Anschlussbedingungen bestimmen die anwendbare kommerzielle Behandlung.
Quellen
- IEC 61400-26-1:2019, Verfügbarkeit für Windenergieerzeugungsanlagen (öffnet in einem neuen Tab) (öffnet in einem neuen Tab) Internationale Elektrotechnische Kommission
- IEC 61400-25-1:2017, Kommunikation zur Überwachung und Steuerung von Windkraftanlagen (öffnet in einem neuen Tab) (öffnet in einem neuen Tab) Internationale Elektrotechnische Kommission
- Übersicht der Einschränkungsgruppen des Wind Dispatch Tool (öffnet in einem neuen Tab) (öffnet in einem neuen Tab) EirGrid
- Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (öffnet in einem neuen Tab) (öffnet in einem neuen Tab) Europäische Union
- Datenblatt: Drahtloses Dreiphasen-Strommessgerät (öffnet in einem neuen Tab) EpiSensor. Technische Daten, Messbereiche und Bestellcodes.
Weiterführend
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Monitoring hybrider Anlagen für erneuerbare Energien
Führe mit einem Gateway Messungen von Solar, Wind, Batterie und Netzanschluss lokal zusammen. Erkläre die Standortbilanz und behalte den Beitrag jeder Anlage im Blick. -
PV-Monitoring für Photovoltaikanlagen
Ein unabhängiger Zähler am AC-Ausgang der PV-Anlage, ein weiterer am Netzanschluss und die Wechselrichterregister für den Anlagenkontext. -
Überwachung von Stromverteilungen
Ein Zähler an der Einspeisung und weitere an ausgewählten Abgängen zeigen Leistung, Energie und Phasenströme dort, wo sie Entscheidungen unterstützen.
- ÜberblickEnergieüberwachung
- RechnerDreiphasenleistung berechnen
- RechnerRechner für mittlere Intervallleistung
- LeitfadenErneuerbare Energien und Netzstabilität
- LeitfadenBetriebliche Überwachung, Abrechnungsmessung und Strommarktabrechnung
Drittgeräte für diese Anwendung
Weitere Geräte im Geräteverzeichnis: Energy meters (62), Current transformers (7)
Definieren Sie die Beweise, bevor Sie die Verfügbarkeit berechnen
Bringen Sie Einlinienschaltbild, Punktliste, Zustandstaxonomie, Messplan, Netzbetreiber-Signalspezifikation und Berichtsregeln zu einem Ingenieur.