Способ синхронизации измерений в электрических сетях по частоте и фазе напряжения силовой сети
METHOD OF MEASUREMENT SYNCHRONIZATION IN ELECTRIC NETWORKS BY FREQUENCY AND VOLTAGE PHASE OF POWER NETWORK

Изобретение относится к измерительной технике, а точнее к способам высокоточной (менее 1 мс) синхронизации измерений электрических и других параметров (токов, напряжений, мощности, частоты, электроэнергии, абсолютного и локального времени и др.) в интеллектуальных электронных устройствах, векторных регистраторах, объединяющих устройствах, оптических трансформаторах напряжения, интеллектуальных счетчиках электроэнергии и других устройствах, присоединенных к общей электрической сети и имеющих канал измерения напряжения в точке присоединения к сети, внутренние часы, электронные или микропроцессорные вычислительные устройства, реализующее алгоритм синхронизации и возможность двухстороннего обмена информацией с интегрирующими их системами верхнего уровня (автоматизированными системами технологических процессов на подстанциях, автоматизированными системами диспетчерского управления (АСДУ), автоматизированными информационно-измерительными системами коммерческого учета электроэнергии, системами мониторинга переходных режимов и т.п.) или между собой.
Существует несколько способов высокоточной синхронизации измерений в электрических сетях, отличающихся источником синхронизирующей информации и способом ее доставки.
С появлением спутниковых навигационных систем (СНС) в электроэнергетических системах (ЭЭС) активно внедряются измерительные устройства (ИУ) (векторные регистраторы, объединяющих устройствах, оптические трансформаторы тока и напряжения, интеллектуальные счетчики электроэнергии, интеллектуальные электронные устройства), использующие в качестве источника синхронизирующей информации приемники СНС с выходами PPS (Pulse per Second - импульс в секунду) или IRIG (по названию рабочей телекоммуникационной группы военного ведомства США Inter-Range Instrumentation Group). Точность синхронизации измерений таким способом не хуже 1 мкс и может достигать нескольких десятков наносекунд [Н. Toyoizumi and М. Genda, "Precise 1PPS signal by GPS," IEEJ Transaction on Electronics Information and Systems, vol. 125, n°. 8, pp. 1217-1222, 2005]. Недостатками данного способа синхронизации является относительно высокая стоимость приемников СНС, сложность обеспечения уверенного приема сигналов от спутников в стесненных городских условиях и низкая защищенность из-за возможности умышленного искажения этих сигналов [В. Baumgartner, С. Riesch, W. Schenk "The Impact of GPS Vulnerabilities on the Electric Power Grid", XX IMEKO World Symposium, pp. 183-188, Benevento, Italy, Sept. 2014].
По мере развития телекоммуникационных сетей и внедрения на их базе концепции активно-адаптивной сети (Smart Grid), предполагающей наличие двухстороннего обмена информацией между ИУ и автоматизированными системами для высокоточной синхронизации, разработаны и применяются способы, использующие телекоммуникационные сети для передачи синхронизирующей информации ["IEEE Standard for a Precision Clock Synchronization Protocol for Networked Measurement and Control Systems", IEEE Std 1588-2008 (Revision of IEEE Std 1588-2002), Jul. 24, 2008]. К недостаткам данных способов следует отнести необходимость применения высокоскоростных каналов связи и коммутационных устройств в телекоммуникационных сетях для обеспечения точности синхронизации менее 1 мс.
В условиях массового внедрения технологий высокоточных синхронных измерений в электрических сетях, особенно низковольтных, перспективными являются способы, основанные на использовании в качестве среды распространения синхронизирующей информации саму электрическую сеть.
Наиболее близким к заявленному техническому решению является способ, использующий в качестве источника синхронизации искусственно искаженный при помощи тиристоров сигнал напряжения в центре питания низковольтной электрической сети, распространяемый по этой же сети [А.Р. Grilo, Gao Pengfei; W. Xu, M.C. de Almeida, "Load Monitoring Using Distributed Voltage Sensors and Current Estimation Algorithms", IEEE Trans. Smart Grid, vol. 5, n°. 4, pp. 1920-1928, Jul. 2014], принятый за прототип. Недостатком такого способа являются необходимость искажения синусоидальной формы кривой напряжения, что при нормируемых ограничениях на уровень высших гармоник ограничивает протяженность сети, в пределах которой возможна синхронизация, и увеличивает затраты на синхронизацию из-за необходимости применения тиристоров и системы управления ими.
Целью изобретения является обеспечение синхронизации внутренних часов ИУ или других аналогичных ИУ при наличии любых, в том числе низкоскоростных, каналов связи с точностью не хуже 100 мкс, не искажая кривую сигнала напряжения электрической сети.
Технический результат предлагаемого способа синхронизации заключается в снижении затрат, повышении точности, надежности и защищенности системы синхронизации. Преимущества перед способом, основанном на использовании искусственного искажения формы сигнала напряжения, состоят в отсутствии эмиссии дополнительных высших гармоник в электрическую сеть и работоспособность при большей возможной протяженности сетей.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе синхронизации измерений в электрических сетях по частоте и фазе напряжения силовой сети, синхронизацию времени внутренних часов подчиненных ИУ с часами главного ИУ осуществляют по сигналу напряжения электрической сети, причем в качестве синхронизирующего сигнала используют кодовую последовательность значений измеряемых частот сигнала напряжения для заданной фазы электрической сети для каждого его периода на заданном интервале времени, формируемую подчиненным ИУ и передаваемую по каналам связи вместе с локальным временем начала первого периода главному ИУ, которое измеряет и хранит в памяти значения частот сигнала напряжения для всех фаз электрической сети для каждого его периода вместе с меткой времени своих внутренних часов на заданном интервале времени, превышающем заданный интервал времени в подчиненных ИУ на величину, определяемую максимальной возможной первичной рассинхронизацией часов, временем передачи информации и ее обработки, параллельно принимает информацию от подчиненных ИУ, затем вычисляет взаимокорреляционную функцию при различной величине рассинхронизации сравниваемых графиков частот и определяет максимальное ее значение, получая, таким образом, информацию для вычисления величины поправки времени для внутренних часов подчиненного ИУ, определяемой как разность меток времени начала первого периода, определенных по внутренним часам главного и подчиненного ИУ, которая затем, при наличии информации от АСДУ о расчетных значениях фазовых сдвигов векторов напряжений, уточняется и передается по каналам связи в подчиненное ИУ, которое получает информацию о величине поправки времени и осуществляет корректировку своих внутренних часов с учетом поправки на систематическую нестабильность их кварцевого тактового генератора (КТГ), периодически вычисляемой главным ИУ на основе сопоставления интервала времени, вычисляемого по значениям частот периодов, поступающих от подчиненного ИУ, и интервала времени, определяемого для этих же периодов по собственным часам, корректируемым по сигналам PPS или IRIG.
Способ основан на синхронности режима работы электрической сети (расхождения между фазовыми углами напряжений в узлах распределительной электрической сети не превышают нескольких градусов [J. Szczupak, S.T. Faceroli, С.A. Duque, "Power Network Port Measurements Synchronization", Power Tech, pp. 2139-2143, Lausanne, Switzerland, Jul. 2007]). Известно, что в узлах электрической сети, входящих в единую ЭЭС, изменения фаз напряжений во времени синхронно связаны с изменением фаз углов поворота роторов синхронных генераторов. Из-за большого количества генераторов можно говорить о фазе эквивалентного генератора, которая из-за большого инерционного момента роторов генераторов изменяется в ЭЭС с весьма стабильной скоростью, определяющей текущее значение частоты напряжения. Таким образом, осуществив "захват" фазы напряжения (например, по переходу сигнала измеряемого напряжения через нулевое значение) в ИУ, установленных в различных узлах электрической сети, питающейся от одного центра питания, возможно синхронизировать между собой измерения в этих ИУ, используя для этого момент перехода напряжения через нулевое значение.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет пример схемы подключения главного ИУ (4) и подчиненных ИУ (5) к электрической сети и организации связи между ними. Входы токов (вх. I) и входы напряжений (вх. U) ИУ 4 и 5 подключаются через трансформаторы тока (ТТ) (1) и трансформаторы напряжения (ТН) (2). ИУ 4 имеет приемник сигналов от спутниковых навигационных систем (СНС) (3), формирующий синхронизирующие импульсы PPS или IRIG. Для низковольтных электрических сетей сигналы напряжения поступают непосредственно от электрической сети.
Фиг. 2 представляет графики частот напряжений в начале и конце фидера 0,4 кВ (схема №1).
Фиг. 3 представляет поверхность корреляционной функции между графиками частот напряжений в начале и конце фидера 0,4 кВ для интервала сравнения в 25 периодов (схема №1).
Фиг. 4 представляет поверхность корреляционной функции между графиками частот напряжений в начале и конце фидера 0,4 кВ для интервала сравнения в 50 периодов (схема №1).
Фиг. 5 представляет поверхность корреляционной функции между графиками частот напряжений в конце фидеров 0,4 кВ для интервала сравнения в 50 периодов (схема №2).
Фиг. 6 представляет поверхность корреляционной функции между графиками частот напряжений в конце фидеров 0,4 кВ для интервала сравнения в 150 периодов (схема №2).
Данный способ синхронизации предполагает наличие в электрической сети (фиг. 1) хотя бы одного узла сети, в котором установлено главное трехфазное ИУ 4 с высокоточной синхронизацией измерений по сигналам PPS или IRIG приемников 3 или другим известным способом, и множества (N) более дешевых подчиненных ИУ 5, в том числе однофазных, устанавливаемых у потребителей и в других узлах сети. Все подчиненные ИУ 5 имеют возможность двухстороннего обмена информацией с главным ИУ 4 или сервером по любым каналам связи, в том числе низкоскоростным. Для низковольтных электрических сетей сигналы напряжения поступают непосредственно от электрической сети.
os
Каждое подчиненное ИУ 5 имеет собственные внутренние часы с разрешением, соответствующим или кратным периоду частоты F синхронизирующего их КТГ. С помощью микропроцессора (или микроконтроллера), цифровых и аналоговых схем, программируемых логических интегральных схем подчиненные ИУ 5 выполняют функции:
i
i
с
1) Измерения значений частот  сигнала напряжения электрической сети (для всех трехфазных подчиненных ИУ фаза сети, по которой определяется период или частота, задается заранее) по моменту его перехода через нулевое значение с минуса на плюс (или с плюса на минус) или другим известным способом для каждого i-го периода основной гармоники сигнала напряжения электрической сети (период должен измеряться с разрешением на один - два порядка лучшим, чем имеющиеся в узлах сети его изменения между периодами) и присвоения уникального номера (идентификатора) каждому периоду ID и значения локального времени его начала T. Уникальность номера периода и значения времени его начала должны быть обеспечены на интервале времени не меньшем требуемого времени синхронизации Т.
i
п
з
2) Передачи по каналам связи главному ИУ или серверу значений измеренных частот , а также времени начала первого периода T для заданного количества периодов N при первичном включении ИУ и после перерывов в электроснабжении с целью первичной синхронизации, а также с заданной периодичностью T для проверки синхронизации.
i
i
3) Приема по каналам связи от главного ИУ или сервера информации о величине рассинхронизации внутренних часов подчиненного ИУ dT на момент T и выполнения корректировки точности их хода.
j
m
с.
п
i
i
i
Главное ИУ 4, аналогично подчиненному ИУ 5, измеряет и хранит в памяти значения частот  для сигнала напряжения электрической сети с фиксацией времени начала каждого периода T по своим внутренним часам, которые принимаются за эталонные, для интервала времени T, не меньшего интервала синхронизации Т Кроме того, главное ИУ 4 периодически принимает по каналам связи от каждого подчиненного ИУ 5 информацию о величинах частот  на заданном числе периодов N и времени начала первого периода T и осуществляет вычисление величин необходимых поправок текущего времени dT для подчиненного ИУ 5. Алгоритм вычисления dT основан на сравнении графиков изменения частоты сигнала напряжения фазы силовой электрической сети, полученных от подчиненных ИУ 5, с аналогичными графиками, измеряемыми в главном ИУ 4, и нахождении величины смещения между графиками, измеряемого в целом числе периодов, соответствующей максимальному значению взаимокорреляционной функции.
i
Величина необходимой поправки текущего времени dT для подчиненного ИУ 5 определяется по формуле
m,k
где T - время начала первого периода по внутренним часам 4;
s,i
T - время начала первого периода по внутренним часам 5.
p
п
s
Периодическая корректировка систематической нестабильности КТГ подчиненных ИУ 5 осуществляется путем вычисления для заданного количества периодов N (принимается кратным числу периодов N) поправочного коэффициента K в главном ИУ 4 по формуле
(m,p)
p
где ΔT - длительность N периодов, подсчитанная по часам главного ИУ;
(s,p)
p
ΔT - длительность N периодов, рассчитываемая главным ИУ суммированием величин, обратных ;
ϕ
p
К - поправочный коэффициент, учитывающий разность фаз в узлах сети, к которым присоединены главное ИУ 4 и подчиненное ИУ 5, и определяемый в АСДУ на основе расчетов режимов электрической сети в моменты начала первого периода и окончания периода N.
Работоспособность и точность данного способа первичной синхронизации зависит от следующих факторов:
1) Наличия достаточных величины колебаний частоты в электрической сети в течение времени (в Единой энергетической системе России фактические отклонения частоты не превышают большую часть времени ±0,04 Гц, в объединенной энергетической системе Европы допускаемые отклонения частоты в нормальном режиме составляют ±0,02 Гц).
2) Точности измерения частоты при помощи ИУ (для векторных регистраторов стандарт С37.118-2011 ["IEEE Standard for Synchrophasor Measurements for Power Systems", IEEE Std C37.118.1-2011 (Revision of IEEE Std C37.118-2005), Dec. 28, 2011] предусматривает измерение частоты с точностью ±0,0005 Гц).
3) Степени изменения фаз напряжений в узлах электрической сети (из-за динамического изменения нагрузок фазы напряжений в различных узлах сети во времени изменяются относительно друг друга), что приводит к расхождению графиков изменения частоты в различных узлах сети.
Для проверки работоспособности предложенного способа синхронизации были выполнены полевые испытания, заключающиеся в измерениях напряжений в двух наиболее удаленных узлах сети при помощи эталонных ИУ на базе систем cRIO и модулей N1-9225 для двух низковольтных сетей [Y. Kononov, P. Zvada, V. Rudnev "The Low Cost Method of Measurements Synchronization in the Low-Voltage Network on Frequency and the Voltage Phase" // IMEKO XXI World Congress "Measurement in Research and Industry", August 30 - September 4, 2015, Prague, Czech Republic, Sept. 2015. - pp. 709-714] (таблица 1).
Измерения напряжений осуществлялись в 10 февраля 2015 года в период времени с 13:29:00 по 13:37:00 на шинах центра питания фидера 0,4 кВ и в конце фидера. Мгновенные значения напряжения каждой фазы относительно нулевого провода преобразовывались с частотой дискретизации 25 кГц и записывались синхронно в начале каждой минуты в течение 10 с в отдельные файлы. Значения измеренных токов по фазам фидера в начале эксперимента составили 51 А, 52 А и 90 А соответственно.
Результаты измерений затем были обработаны средствами Excel с целью формирования массивов значений частот для каждого периода сигнала напряжения.
Для проверки надежности синхронизации средствами LabVIEW была построена поверхность, представляющая зависимость коэффициента корреляции R от двух факторов: n1 и n2. Где n1 - начальный индекс периода для графика частоты f1, n2 - начальный индекс периода для графика частоты f2.
Вычисление коэффициента корреляции R осуществлялось в соответствии с выражением
где k - количество точек в графиках  и , для которых выполняется расчет;
и  - математические ожидания частот  и  на интервале, соответствующем к периодам.
Анализ результатов измерений в сети №1
В качестве примера на Фиг. 2 приведены результаты расчетов частот для фазы А в начале  и конце  фидера 0,4 кВ с 201 по 225 периоды наблюдения. Из сравнения графиков часто следует, что они весьма подобны (коэффициент корреляции равен 0,949) при синхронизации измерений и значительно не совпадают при рассинхронизации в один или большее количество периодов сигнала напряжения электрической сети. Результаты расчетов коэффициента корреляции для значений k, равных 25 и 50 представлены на Фиг. 3 и 4.
Минимальные значения числа периодов k, обеспечивающие надежную синхронизацию, приведены в таблице 2.
Анализ результатов измерений для электрической сети №2
Результаты расчетов коэффициента корреляции для значений k, равных 50 и 150 представлены на Фиг. 5 и 6.
Минимальные значения числа периодов k, обеспечивающие надежную синхронизацию, приведены в таблице 3.