stringtranslate.com

Единица измерения вектора

Используя PMU, легко обнаружить аномальные формы сигналов. Форма сигнала, описанная математически, называется вектором .

Блок векторных измерений ( PMU ) — это устройство, используемое для оценки величины и фазового угла электрической векторной величины (например, напряжения или тока) в электросети с использованием общего источника времени для синхронизации. Синхронизация времени обычно обеспечивается GPS или протоколом точного времени IEEE 1588 , который позволяет синхронизировать измерения в реальном времени в нескольких удаленных точках сетки. PMU способны быстро захватывать выборки сигнала и восстанавливать векторную величину, состоящую из измерения угла и измерения величины. Полученное в результате измерение известно как синхрофазор . Эти синхронизированные по времени измерения важны, поскольку, если спрос и предложение в сети не идеально согласованы, дисбаланс частот может вызвать нагрузку на сеть, что является потенциальной причиной перебоев в подаче электроэнергии. [1]

PMU также можно использовать для измерения частоты в электросети. Типичный коммерческий PMU может сообщать об измерениях с очень высоким временным разрешением, до 120 измерений в секунду. Это помогает инженерам анализировать динамические события в сети, что невозможно при традиционных измерениях SCADA , которые генерируют одно измерение каждые 2 или 4 секунды. Таким образом, PMU оснащают коммунальные предприятия расширенными возможностями мониторинга и управления и считаются одними из наиболее важных измерительных устройств в будущих энергосистемах. [2] PMU может быть выделенным устройством, либо функция PMU может быть встроена в защитное реле или другое устройство. [3]

История

В 1893 году Чарльз Протеус Стейнмец представил статью об упрощенном математическом описании форм сигналов переменного электричества. Штейнмец назвал свое представление вектором . [4] С изобретением в 1988 году единиц векторных измерений (PMU) доктором Аруном Г. Фадке и доктором Джеймсом С. Торпом из Технологического института Вирджинии, метод векторных вычислений Штейнмеца превратился в расчет синхронизированных векторных измерений в реальном времени. к абсолютной привязке ко времени, предоставленной Глобальной системой позиционирования . Поэтому мы называем синхронизированные векторные измерения синхрофазорами . Ранние прототипы PMU были построены в Технологическом институте Вирджинии , а компания Macrodyne [5] построила первый PMU (модель 1690) в 1992 году. [6] Сегодня они доступны коммерчески.

С увеличением роста распределенных энергетических ресурсов в энергосистеме потребуется больше систем наблюдения и контроля для точного мониторинга потоков энергии. Исторически электроэнергия доставлялась потребителям однонаправленным образом через пассивные компоненты, но теперь, когда потребители могут генерировать собственную электроэнергию с помощью таких технологий, как фотоэлектрические солнечные батареи, это меняется на двунаправленную систему для систем распределения. В связи с этими изменениями крайне важно, чтобы сети передачи и распределения постоянно контролировались с помощью передовых сенсорных технологий, таких как –-PMU и uPMU.

Проще говоря, общественная электрическая сеть, которой управляет энергетическая компания, изначально была спроектирована так, чтобы получать электроэнергию из одного источника: генераторов и электростанций эксплуатирующей компании и подавать ее в сеть, где потребители потребляют электроэнергию. Теперь некоторые клиенты эксплуатируют электрогенерирующие устройства (солнечные панели, ветряные турбины и т. д.) и для экономии затрат (или для получения дохода) также подают электроэнергию обратно в сеть. В зависимости от региона подача электроэнергии обратно в сеть может осуществляться посредством чистого учета . Из-за этого процесса напряжение и ток необходимо измерять и регулировать, чтобы гарантировать, что мощность, поступающая в сеть, имеет качество и стандарт, ожидаемые оборудованием клиента (что видно по таким показателям, как частота, синхронность фаз и напряжение). Если этого не сделать, как выразился Роб Лэндли, «у людей начнут взрываться лампочки». [7] Эти устройства выполняют именно эту функцию измерения.

Операция

PMU может измерять сигналы переменного тока частотой 50/60 Гц (напряжения и токи), обычно со скоростью 48 выборок за цикл, что делает их эффективными при обнаружении колебаний напряжения или тока менее чем за один цикл. Однако, когда частота не колеблется около 50/60 Гц или около нее, PMU не могут точно восстановить эти сигналы. Векторные измерения с помощью PMU строятся на основе косинусоидальных волн, которые соответствуют приведенной ниже структуре. [8]

A в этой функции представляет собой скалярную величину, которую чаще всего описывают как величину напряжения или тока (для измерений PMU). θ — это смещение фазового угла от некоторого определенного начального положения, а ω — это угловая частота формы волны (обычно 2π50 радиан/секунду или 2π60 радиан/секунду). В большинстве случаев PMU измеряют только величину напряжения и фазовый угол и предполагают, что угловая частота является постоянной. Поскольку эта частота предполагается постоянной, она не учитывается при векторном измерении. Измерения PMU представляют собой задачу математической подгонки, при которой измерения подгоняются к синусоидальной кривой. [8] Таким образом, когда форма сигнала несинусоидальная, PMU не может точно соответствовать ей. Чем менее синусоидальной является форма сигнала, например, поведение сети во время провала напряжения или неисправности, тем хуже становится векторное представление.

Аналоговые сигналы переменного тока, обнаруженные PMU, оцифровываются аналого -цифровым преобразователем для каждой фазы. Генератор с фазовой автоподстройкой частоты вместе с опорным источником глобальной системы позиционирования (GPS) обеспечивает необходимую высокоскоростную синхронизированную выборку с точностью до 1 микросекунды. Однако PMU могут принимать несколько источников времени, включая ссылки, отличные от GPS, при условии, что все они откалиброваны и работают синхронно. Полученные в результате вектора с отметкой времени могут передаваться на локальный или удаленный приемник со скоростью до 120 выборок в секунду. Возможность видеть синхронизированные по времени измерения на большой территории помогает изучить, как работает сеть в целом, и определить, какие части сети подвержены различным возмущениям.

Исторически для мониторинга линий электропередачи использовалось лишь небольшое количество PMU с допустимыми ошибками около 1%. Это были просто более грубые устройства, установленные для предотвращения катастрофических отключений электроэнергии. Теперь, с изобретением микросинхронной векторной технологии, многие из них желательно устанавливать в распределительных сетях, где электроэнергию можно контролировать с очень высокой степенью точности. Такая высокая степень точности позволяет значительно улучшить видимость системы и реализовать интеллектуальные стратегии превентивного управления. PMU больше не требуются только на подстанциях, они требуются в нескольких местах сети, включая переключающие трансформаторы, комплексные нагрузки и шины фотоэлектрической генерации. [9]

Хотя PMU обычно используются в системах передачи , проводятся новые исследования эффективности микро-PMU для систем распределения. В системах передачи обычно напряжение как минимум на порядок выше, чем в распределительных системах (от 12 до 500 кВ, тогда как распределение работает при 12 кВ и ниже). Это означает, что системы передачи могут проводить менее точные измерения без ущерба для точности измерений. Однако для повышения точности системам распределения требуется большая точность, и в этом преимущество uPMU. uPMU уменьшают ошибку измерения фазового угла на линии с ±1° до ±0,05°, обеспечивая лучшее представление истинного значения угла. [10] Термин «микро» перед PMU просто означает, что это более точное измерение.

Технический обзор

Вектор — это комплексное число, которое представляет как величину, так и фазовый угол синусоидальных волн, встречающихся в электричестве . Векторные измерения, которые происходят одновременно на любом расстоянии, называются «синхрофазорами». Хотя термины «PMU» и «синхрофазор» обычно используются как взаимозаменяемые, на самом деле они представляют собой два отдельных технических значения. Синхрофазор — это измеряемое значение, тогда как PMU — это измерительное устройство. В типичных приложениях единицы векторных измерений выбираются из широко рассредоточенных мест в сети энергосистемы и синхронизируются с общим источником времени радиочасами системы глобального позиционирования (GPS) . Технология синхрофазора предоставляет системным операторам и проектировщикам инструмент для измерения состояния электрической системы (по многим точкам) и управления качеством электроэнергии .

PMU измеряют напряжения и токи в основных точках пересечения (критических подстанциях) энергосистемы и могут выдавать точные векторы напряжения и тока с отметкой времени. Поскольку эти векторы действительно синхронизированы, синхронное сравнение двух величин возможно в реальном времени. Эти сравнения можно использовать для оценки состояния системы, например; изменения частоты, МВт, МВАР, кВ и т. д. [ необходимы разъяснения ] Контролируемые точки предварительно выбираются посредством различных исследований, чтобы выполнить чрезвычайно точные измерения фазового угла и указать изменения в стабильности системы (сети). Векторные данные собираются либо на месте, либо в централизованных местах с использованием технологий концентратора данных Phasor. Затем данные передаются в региональную систему мониторинга, которую обслуживает местный независимый системный оператор (ISO). Эти ISO будут отслеживать векторные данные от отдельных PMU или от 150 PMU — этот мониторинг обеспечивает точные средства установления контроля за потоком энергии от нескольких источников генерации энергии (атомной, угольной, ветровой и т. д.).

Эта технология потенциально может изменить экономику подачи электроэнергии, позволяя увеличить поток электроэнергии по существующим линиям. Данные синхрофазора можно использовать для обеспечения потока мощности до динамического предела линии, а не до ее наихудшего предела. [ необходимы разъяснения ] Технология синхрофазора откроет новый процесс установления централизованного и выборочного контроля за потоком электрической энергии по сети. Эти меры контроля будут затрагивать как крупномасштабные (множественные состояния), так и отдельные участки линий электропередачи на пересекающихся подстанциях. Таким образом, перегрузка линий электропередачи (перегрузка), защита и контроль будут улучшены в масштабе нескольких регионов (США, Канада, Мексика) за счет объединения ISO.

Векторные сети

Векторная сеть состоит из векторных измерительных блоков (PMU), рассредоточенных по всей энергосистеме, векторных концентраторов данных (PDC) для сбора информации и системы диспетчерского управления и сбора данных (SCADA) на центральном пункте управления. Такая сеть используется в глобальных системах измерения (WAMS), первая из которых была запущена в 2000 году Управлением энергетики Бонневиля . [11] Полная сеть требует быстрой передачи данных в пределах частоты дискретизации векторных данных. Маркировка времени GPS может обеспечить теоретическую точность синхронизации лучше 1 микросекунды . «Часы должны иметь точность до ± 500 наносекунд, чтобы обеспечить стандарт времени в одну микросекунду, необходимый каждому устройству, выполняющему синхрофазные измерения». [12] Для систем с частотой 60 Гц PMU должны предоставлять от 10 до 30 синхронных отчетов в секунду в зависимости от приложения. PDC коррелирует данные, управляет и контролирует PMU (от дюжины до 60). [13] На центральном пункте управления система SCADA каждые 2–10 секунд представляет общесистемные данные обо всех генераторах и подстанциях в системе.

PMU часто используют телефонные линии для подключения к PDC, которые затем отправляют данные на сервер SCADA или системы глобальных измерений (WAMS). [14] Кроме того, PMU могут использовать повсеместные мобильные (сотовые) сети для передачи данных ( GPRS , UMTS ), что позволяет потенциально сэкономить на инфраструктуре и затратах на развертывание за счет большей задержки передачи данных . [15] [16] Однако введенная задержка данных делает такие системы более подходящими для кампаний по измерению НИОКР и мониторинга, близкого к реальному времени , и ограничивает их использование в защитных системах в реальном времени.

PMU от разных производителей могут давать неточные показания. В одном тесте показания отличались на 47 микросекунд – или разница в 1 градус 60 Гц – неприемлемое отклонение. [17] Решением проблемы в Китае было создание всех своих собственных PMU, придерживающихся собственных спецификаций и стандартов, чтобы не было источника конфликтов, стандартов, протоколов или характеристик производительности от разных поставщиков. [18]

Монтаж

Установка типичного 10-фазного PMU — простой процесс. Вектор будет представлять собой либо трехфазное напряжение, либо трехфазный ток. Таким образом, для каждого вектора потребуется три отдельных электрических соединения (по одному на каждую фазу). Обычно инженер-электрик проектирует установку и соединение PMU на подстанции или электростанции. Персонал подстанции прикрепит стойку для оборудования к полу подстанции в соответствии с установленными требованиями по сейсмическому монтажу. Затем ПМУ вместе с модемом и другим вспомогательным оборудованием будет установлен на стойке оборудования. Они также установят антенну спутника глобального позиционирования (GPS) на крыше подстанции в соответствии с инструкциями производителя. Персонал подстанции также установит «шунты» во всех вторичных цепях трансформаторов тока (ТТ), которые подлежат измерению. PMU также потребует подключения к цепи связи ( модем при использовании 4-проводного соединения или Ethernet для сетевого подключения). [9]

Реализации

Приложения

  1. Автоматизация энергосистемы , как в интеллектуальных сетях
  2. Сброс нагрузки и другие методы управления нагрузкой , такие как механизмы реагирования на спрос для управления энергосистемой. (т.е. направление мощности туда, где она необходима, в режиме реального времени)
  3. Повышайте надежность электросети за счет раннего обнаружения неисправностей, что позволяет изолировать действующую систему и предотвратить перебои в подаче электроэнергии .
  4. Повысьте качество электроэнергии за счет точного анализа и автоматической коррекции источников деградации системы.
  5. Измерение и контроль обширной территории посредством оценки состояния [21] в суперсетях очень обширной территории , региональных сетях передачи и местных распределительных сетях.
  6. Технологию векторных измерений и синхронизированную штамповку времени можно использовать для повышения безопасности посредством синхронизированного шифрования, такого как доверенная база датчиков. Распознавание кибератак путем проверки данных между системой SCADA и данными PMU. [22]
  7. Оценка состояния распределения и проверка модели. Способность рассчитывать импедансы нагрузок, распределительных линий, проверять величину напряжения и углы отклонения на основе математических моделей состояния.
  8. Обнаружение и классификация событий. Такие события, как различные типы неисправностей, переключения ответвлений, события переключения, устройства защиты цепей. Методы машинного обучения и классификации сигналов можно использовать для разработки алгоритмов идентификации этих важных событий.
  9. Приложения микросетей — изолирование или принятие решения о том, где отключиться от сети, согласование нагрузки и генерации, а также повторная синхронизация с основной сетью. [23]

Стандарты

Стандарт IEEE 1344 для синхрофазоров был завершен в 1995 году и подтвержден в 2001 году. В 2005 году он был заменен стандартом IEEE C37.118-2005, который представлял собой полную переработку и касался вопросов, касающихся использования PMU в электроэнергетических системах. Спецификация описывает стандарты измерений, метод количественной оценки измерений, требования к тестированию и сертификации для проверки точности, а также формат и протокол передачи данных для передачи данных в реальном времени. [14] Этот стандарт не был всеобъемлющим – он не пытался учесть все факторы, которые PMU могут обнаружить в динамической активности энергосистемы. [13] В декабре 2011 года была выпущена новая версия стандарта, в которой стандарт IEEE C37.118-2005 разделен на две части: C37.118-1, посвященная векторной оценке, и C37.118-2, протокол связи. Также были введены две классификации PMU: M — измерение и P — защита. Класс M близок по требованиям к производительности к требованиям исходного стандарта 2005 года, в первую очередь для измерений в установившемся режиме. Класс P смягчил некоторые требования к производительности и предназначен для отслеживания динамического поведения системы. Поправка к C37.118.1 была выпущена в 2014 году. IEEE C37.118.1a-2014 изменил требования к производительности PMU, которые считались недостижимыми. [24]

Другие стандарты, используемые с интерфейсом PMU:

Смотрите также

Рекомендации

  1. ^ «Новая технология может повысить эффективность и надежность электроэнергетической системы - Сегодня в энергетике - Управление энергетической информации США (EIA)» . www.eia.gov . Проверено 7 мая 2019 г.
  2. ^ Илу Лю ; Ламин Мили; Хайме Де Ла Ри; Рейнальдо Франсиско Нуки; Рейнальдо Франсиско Нуки (12 июля 2001 г.). «Оценка состояния и мониторинг безопасности напряжения с использованием синхронного векторного измерения». Исследовательский документ, основанный на работе, спонсируемой American Electric Power, ABB Power T&D Company и Управлением долины Теннесси . Политехнический институт Вирджинии и Государственный университет . CiteSeerX 10.1.1.2.7959 . Моделирование и практический опыт показывают, что PMU могут произвести революцию в способах мониторинга и управления энергосистемами. Однако считается, что затраты и каналы связи будут влиять на количество PMU, которые будут установлены в любой энергосистеме. 
  3. ^ KEMA, Inc. (ноябрь 2006 г.). «Связь на подстанциях: средства автоматизации/технологий». UTC — Объединенный совет электросвязи: 3–40. {{cite journal}}: Требуется цитировать журнал |journal=( помощь )
  4. ^ Чарльз Протеус Штайнмец (1893). «Комплексные величины и их использование в электротехнике». Труды Международного электротехнического конгресса, Чикаго . Чикаго , Иллинойс, 1893 г., конференция AIEE: Труды Американского института инженеров-электриков : 33–74.{{cite journal}}: CS1 maint: местоположение ( ссылка )
  5. ^ Макродайн модель 1690 г.
  6. ^ Фадке, AG (2002). «Синхронные векторные измерения - исторический обзор». Конференция и выставка IEEE/PES по передаче и распределению электроэнергии . Том. 1. С. 476–479. дои : 10.1109/TDC.2002.1178427. ISBN 978-0-7803-7525-3. S2CID  113607369.
  7. ^ «Оптимизация новой архитектуры процессора», Роб Лэндли, Linux Conf Australia, январь 2017 г., https://www.youtube.com/watch?v=o0milqmt4ao (проверено 20 мая 2017 г.)
  8. ^ Аб Киркхэм (декабрь 2016 г.). «Чистая и прикладная метрология». Журнал IEEE Instrumentation & Measurement . 19 (6): 19–24. дои : 10.1109/мим.2016.7777647. ISSN  1094-6969. S2CID  26014813.
  9. ^ ab «Расширенные часто задаваемые вопросы о Phasor». СЕРТИФИКАТЫ . Проверено 6 января 2013 г.
  10. ^ фон Мейер, Александра; Каллер, Дэвид; Макихерн, Алекс; Арганде, Реза (2014). «Микросинхрофазоры для распределительных систем». Исгт 2014 . стр. 1–5. дои : 10.1109/isgt.2014.6816509. ISBN 9781479936533. S2CID  337990.
  11. ^ «История Gridwise: Как появился GridWise?». Тихоокеанская северо-западная национальная лаборатория. 30 октября 2007 г. Архивировано из оригинала 27 октября 2008 г. Проверено 3 декабря 2008 г.
  12. ^ KEMA, Inc. (ноябрь 2006 г.). «Связь на подстанциях: средства автоматизации / Оценка технологий связи». UTC — Объединенный совет электросвязи: 3–54. {{cite journal}}: Требуется цитировать журнал |journal=( помощь )
  13. ^ abc Кай, JY; Чжэнью Хуан; Хауэр, Дж.; Мартин, К. (2005). «Текущее состояние и опыт внедрения WAMS в Северной Америке» (PDF) . 2005 Конференция и выставка IEEE/PES по передаче и распределению: Азиатско-Тихоокеанский регион . стр. 1–7. дои : 10.1109/TDC.2005.1546889. ISBN 978-0-7803-9114-7. S2CID  27040370.
  14. ^ Аб Пей Чжан; Дж. Чен; М. Шао (октябрь 2007 г.). «Внедрение и применение блока векторных измерений (PMU) (DOCID 1015511)». Электроэнергетический научно-исследовательский институт (ЭПРИ). Архивировано из оригинала (pdf) 10 июля 2011 г. Проверено 27 ноября 2008 г. {{cite journal}}: Требуется цитировать журнал |journal=( помощь )
  15. ^ С. Скок; Д. Брнобич; В. Киринчич (август 2011 г.). «Глобальная система мониторинга хорватских академических исследований — CARWAMS» (PDF) . Институт инженеров электротехники и электроники . Архивировано из оригинала (PDF) 29 апреля 2014 г. Проверено 23 декабря 2011 г. {{cite journal}}: Требуется цитировать журнал |journal=( помощь )
  16. ^ Брнобич, Далибор (10 сентября 2013 г.). «Детали архитектуры WAMSTER». Вамстер .
  17. ^ АП Мелиопулос; Вахид Мадани; Дамир Новосель; Джордж Коккинидес; и другие. (октябрь 2007 г.). «Характеристика точности измерений синхрофазора». Рабочая группа по производительности и стандартам Североамериканской инициативы SynchroPhasor . Консорциум технологических решений по обеспечению надежности электроснабжения. Архивировано из оригинала (pdf) 27 июля 2011 г. Проверено 27 ноября 2008 г.
  18. ^ Аб Ян, Цисюнь; Би, Тяньшу; У, Цзинтао (24 июня 2001 г.). «Внедрение WAMS в Китае и проблемы защиты энергосистем» (PDF) . 2007 Общее собрание Общества энергетиков IEEE . Институт инженеров электротехники и электроники . стр. 1–6. дои : 10.1109/PES.2007.385835. ISBN 1-4244-1296-Х. S2CID  10433111 . Проверено 1 декабря 2008 г.
  19. ↑ Уолд, Мэтью Л. (31 июля 2013 г.). «Новые инструменты для поддержания света». Газета "Нью-Йорк Таймс .
  20. ^ Г. Ллойд, П. Дж. Хардинг; А. Гиллис, А. Варгезе (22 декабря 2016 г.). «Реализация глобальной схемы мониторинга энергосистемы Индии». 13-я Международная конференция по развитию защиты энергосистем 2016 (DPSP). п. 6. дои :10.1049/cp.2016.0075. ISBN 978-1-78561-138-4.
  21. ^ Йи-Фан Хуан; Вернер, С.; Цзин Хуан; Кашьяп, Н.; Гупта, В. (сентябрь 2012 г.). «Оценка состояния электроэнергетических сетей: решение новых задач, предъявляемых требованиями сетей будущего». Журнал обработки сигналов IEEE . 29 (5): 33, 43. Бибкод : 2012ISPM...29...33H. дои : 10.1109/MSP.2012.2187037. S2CID  15034513.
  22. ^ Мазлумзаде, Али; Мохаммед, Усама; Зонуз, Саман (2013). «TSB: Надежная база датчиков для электросети». SmartGridComm: Международная конференция IEEE 2013 по коммуникациям в интеллектуальных сетях . doi : 10.1109/SmartGridComm.2013.6688058. ISBN 978-1-4799-1526-2. S2CID  3595759.
  23. ^ Александра фон Мейер (2014). «Микросинхрофазоры для распределительных систем». Труды Международного электротехнического конгресса, Чикаго . Конференция по инновационным технологиям Smart Grid.
  24. ^ «C37.118.1a-2014 - Стандарт IEEE для синхрофазных измерений для энергетических систем - Поправка 1: Изменение некоторых требований к производительности» .

Внешние ссылки