Phasor mätenhet

Med hjälp av en PMU är det enkelt att upptäcka onormala vågformer. En vågform som beskrivs matematiskt kallas en fasor.

En fasmätenhet (PMU) är en enhet som används för att uppskatta storleken och fasvinkeln för en elektrisk faskvantitet (som spänning eller ström) i elnätet med hjälp av en gemensam tidskälla för synkronisering. Tidssynkronisering tillhandahålls vanligtvis av GPS eller IEEE 1588 Precision Time Protocol , som tillåter synkroniserade realtidsmätningar av flera avlägsna punkter på nätet. PMU:er kan fånga prover från en vågform i snabb följd och rekonstruera faskvantiteten, som består av en vinkelmätning och en magnitudmätning. Den resulterande mätningen är känd som en synkrofasor . Dessa tidssynkroniserade mätningar är viktiga eftersom om nätets utbud och efterfrågan inte är perfekt matchade kan frekvensobalanser orsaka stress på nätet, vilket är en potentiell orsak till strömavbrott.

PMU kan också användas för att mäta frekvensen i elnätet. En typisk kommersiell PMU kan rapportera mätningar med mycket hög tidsupplösning, upp till 120 mätningar per sekund. Detta hjälper ingenjörer att analysera dynamiska händelser i nätet, vilket inte är möjligt med traditionella SCADA- mätningar som genererar en mätning varannan eller var fjärde sekund. Därför utrustar PMU:er verktyg med förbättrade övervaknings- och kontrollmöjligheter och anses vara en av de viktigaste mätanordningarna i framtiden för kraftsystem. En PMU kan vara en dedikerad enhet, eller så kan PMU-funktionen integreras i ett skyddsrelä eller annan enhet.

Historia

1893 presenterade Charles Proteus Steinmetz en artikel om förenklad matematisk beskrivning av vågformerna för växelströmselektricitet. Steinmetz kallade sin representation en fasor . Med uppfinningen av fasmätenheter (PMU) 1988 av Dr. Arun G. Phadke och Dr. James S. Thorp vid Virginia Tech, utvecklades Steinmetz teknik för fasberäkning till beräkning av fasmätningar i realtid som är synkroniserade till en absolut tidsreferens från Global Positioning System . Vi hänvisar därför till synkroniserade fasmätningar som synkrofasörer . Tidiga prototyper av PMU byggdes på Virginia Tech , och Macrodyne byggde den första PMU (modell 1690) 1992. Idag är de tillgängliga kommersiellt.

Med den ökande tillväxten av distribuerade energiresurser på elnätet kommer mer observerbarhet och kontrollsystem att behövas för att noggrant övervaka kraftflödet. Historiskt sett har kraft levererats på ett enkelriktat sätt genom passiva komponenter till kunder, men nu när kunderna kan generera sin egen kraft med teknologier som solcellsenergi, förändras detta till ett dubbelriktat system för distributionssystem. Med denna förändring är det absolut nödvändigt att överförings- och distributionsnätverk kontinuerligt observeras genom avancerad sensorteknologi, såsom ––PMU och uPMU.

Enkelt uttryckt var det allmänna elnätet som ett kraftbolag driver ursprungligen utformat för att ta ström från en enda källa: driftbolagets generatorer och kraftverk, och mata in det i nätet, där kunderna förbrukar strömmen. Nu använder vissa kunder kraftgenererande enheter (solpaneler, vindturbiner, etc.) och för att spara kostnader (eller för att generera intäkter) matar de också tillbaka kraften till nätet. Beroende på region kan återmatning av kraft till nätet ske genom nettomätning . På grund av denna process måste spänning och ström mätas och regleras för att säkerställa att strömmen som går in i nätet är av den kvalitet och standard som kundens utrustning förväntar sig (sett genom mått som frekvens, fassynkronicitet och spänning). Om detta inte görs, som Rob Landley uttrycker det, "börjar folks glödlampor explodera." Denna mätfunktion är vad dessa enheter gör.

Drift

En PMU kan mäta 50/60 Hz AC-vågformer (spänningar och strömmar) typiskt med en hastighet av 48 sampel per cykel, vilket gör dem effektiva för att detektera fluktuationer i spänning eller ström vid mindre än en cykel. Men när frekvensen inte svänger runt eller nära 50/60 Hz, kan PMU inte korrekt rekonstruera dessa vågformer. Fasormätningar från PMU:er är konstruerade från cosinusvågor som följer strukturen nedan.

A:et i denna funktion är ett skalärt värde, som oftast beskrivs som spänning eller strömstorlek (för PMU-mätningar). θ är fasvinkelförskjutningen från någon definierad startposition, och ω är vinkelfrekvensen för vågformen (vanligtvis 2π50 radianer/sekund eller 2π60 radianer/sekund). I de flesta fall mäter PMU endast spänningsstorleken och fasvinkeln och antar att vinkelfrekvensen är konstant. Eftersom denna frekvens antas konstant, bortses från den i fasmätningen. PMU:s mätningar är ett matematiskt passningsproblem, där måtten anpassas till en sinusformad kurva. Sålunda, när vågformen är icke-sinusformad, kan PMU inte passa den exakt. Ju mindre sinusformad vågformen är, såsom nätbeteende under ett spänningsfall eller fel, desto sämre blir fasrepresentationen.

De analoga AC-vågformerna som detekteras av PMU:n digitaliseras av en analog-till-digital-omvandlare för varje fas. En faslåst oscillator tillsammans med en Global Positioning System (GPS) referenskälla ger den nödvändiga synkroniserade samplingen med hög hastighet med 1 mikrosekunds noggrannhet. PMU:er kan dock ta in flera tidskällor inklusive icke-GPS-referenser så länge de alla är kalibrerade och fungerar synkront. De resulterande tidsstämplade fasorerna kan sändas till en lokal eller fjärrmottagare med hastigheter upp till 120 sampel per sekund. Att kunna se tidssynkroniserade mätningar över ett stort område är till hjälp för att undersöka hur nätet fungerar i stort och för att avgöra vilka delar av nätet som påverkas av olika störningar.

Historiskt sett har endast ett litet antal PMU:er använts för att övervaka transmissionsledningar med acceptabla fel på omkring 1 %. Dessa var helt enkelt grövre enheter installerade för att förhindra katastrofala strömavbrott. Nu, i och med uppfinningen av mikrosynkron fasteknik, önskas många fler av dem installeras på distributionsnät där ström kan övervakas med mycket hög precision. Denna höga grad av precision skapar förmågan att drastiskt förbättra systemets synlighet och implementera smarta och förebyggande kontrollstrategier. PMU:er krävs inte längre bara vid understationer, utan krävs på flera ställen i nätverket, inklusive lindningsväxlande transformatorer, komplexa belastningar och PV-genereringsbussar.

Medan PMU vanligtvis används på överföringssystem , görs ny forskning om effektiviteten hos mikro-PMU för distributionssystem. Transmissionssystem har i allmänhet en spänning som är minst en storleksordning högre än distributionssystem (mellan 12kV och 500kV medan distributionen går på 12kV och lägre). Detta innebär att transmissionssystem kan ha mindre exakta mätningar utan att kompromissa med mätnoggrannheten. Distributionssystem behöver dock mer precision för att förbättra noggrannheten, vilket är fördelen med uPMU:er. uPMUs minskar felet i fasvinkelmätningarna på linjen från ±1° till ±0,05°, vilket ger en bättre representation av det sanna vinkelvärdet. Termen "mikro" framför PMU betyder helt enkelt att det är en mer exakt mätning.

Teknisk översikt

En fasor är ett komplext tal som representerar både storleken och fasvinkeln för de sinusvågor som finns i elektricitet. Fasormätningar som sker samtidigt över valfritt avstånd kallas "synkrofasörer". Även om det är vanligt att termerna "PMU" och "synchrophasor" används omväxlande representerar de faktiskt två separata tekniska betydelser. En synkrofasör är det uppmätta värdet medan PMU är mätanordningen. I typiska applikationer samplas fasmätenheter från vitt spridda platser i kraftsystemets nätverk och synkroniseras från den gemensamma tidskällan för en Global Positioning System (GPS) radioklocka . Synchrophasor-tekniken tillhandahåller ett verktyg för systemoperatörer och planerare att mäta det elektriska systemets tillstånd (över många punkter) och hantera strömkvaliteten .

PMU:er mäter spänningar och strömmar vid huvudsakliga korsande platser (kritiska transformatorstationer) på ett elnät och kan mata ut exakt tidsstämplade spännings- och strömfasorer. Eftersom dessa fasorer verkligen är synkroniserade, är synkroniserad jämförelse av två kvantiteter möjlig i realtid. Dessa jämförelser kan användas för att bedöma systemförhållanden-såsom; frekvensförändringar, MW, MVAR, kVolt, etc. [ förtydligande behövs ] De övervakade punkterna är förvalda genom olika studier för att göra extremt noggranna fasvinkelmätningar för att indikera förändringar i systemets (rutnäts) stabilitet. Fasordata samlas in antingen på plats eller på centraliserade platser med hjälp av Phasor Data Concentrator-teknik. Data överförs sedan till ett regionalt övervakningssystem som underhålls av den lokala oberoende systemoperatören (ISO). Dessa ISO:er kommer att övervaka fasdata från enskilda PMU:er eller från så många som 150 PMU:er — denna övervakning ger ett korrekt sätt att upprätta kontroller för kraftflödet från flera energikällor (kärnkraft, kol, vind, etc.).

Tekniken har potential att förändra ekonomin för kraftleverans genom att tillåta ökat kraftflöde över befintliga ledningar. Synchrophasor-data skulle kunna användas för att tillåta strömflöde upp till en linjes dynamiska gräns istället för till dess värsta tänkbara gräns. [ förtydligande behövs ] Synchrophasor-teknologi kommer att inleda en ny process för att etablera centraliserade och selektiva kontroller för flödet av elektrisk energi över nätet. Dessa kontroller kommer att påverka både storskaliga (flera tillstånd) och enskilda transmissionsledningssektioner vid korsande transformatorstationer. Överbelastning av överföringsledningar (överbelastning), skydd och kontroll kommer därför att förbättras på en skala med flera regioner (USA, Kanada, Mexiko) genom sammankoppling av ISO:er.

Phasor nätverk

Ett fasornätverk består av fasmätenheter (PMUs) utspridda i elsystemet, Phasor Data Concentrators (PDC) för att samla in informationen och ett Supervisory Control And Data Acquisition (SCADA)-system vid den centrala kontrollanläggningen. Ett sådant nätverk används i Wide Area Measurement Systems (WAMS), varav det första började 2000 av Bonneville Power Administration . Hela nätverket kräver snabb dataöverföring inom frekvensen för sampling av fasdata. GPS-tidsstämpling kan ge en teoretisk synkroniseringsnoggrannhet bättre än 1 mikrosekund . "Klockor måste vara noggranna till ± 500 nanosekunder för att ge den en mikrosekunds tidsstandard som behövs för varje enhet som utför synkrofasormätning." För 60 Hz-system måste PMU:er leverera mellan 10 och 30 synkrona rapporter per sekund beroende på applikation. PDC:n korrelerar data och styr och övervakar PMU:erna (från ett dussin upp till 60). Vid den centrala kontrollanläggningen presenterar SCADA-systemet systemomfattande data om alla generatorer och transformatorstationer i systemet var 2:e till 10:e sekund.

PMU:er använder ofta telefonlinjer för att ansluta till PDC:er, som sedan skickar data till SCADA- eller WAMS-servern (Wide Area Measurement System). Dessutom kan PMU:er använda allestädes närvarande mobila (cellulära) nätverk för dataöverföring ( GPRS , UMTS ), vilket möjliggör potentiella besparingar i infrastruktur och driftsättningskostnader, på bekostnad av en större datarapporteringsfördröjning . Den införda datalatensen gör dock sådana system mer lämpade för FoU-mätningskampanjer och nära realtidsövervakning , och begränsar deras användning i realtidsskyddssystem.

PMU:er från flera leverantörer kan ge felaktiga avläsningar. I ett test skilde avläsningarna sig med 47 mikrosekunder – eller en skillnad på 1 grad på 60 Hz – en oacceptabel varians. Kinas lösning på problemet var att bygga alla sina egna PMU:er som följde sina egna specifikationer och standarder så att det inte skulle finnas någon källa till konflikter, standarder, protokoll eller prestanda från flera leverantörer.

Installation

Installation av en typisk 10 Phasor PMU är en enkel process. En fasare kommer att vara antingen en 3-fas spänning eller en 3-fas ström. Varje fasare kommer därför att kräva 3 separata elektriska anslutningar (en för varje fas). Vanligtvis designar en elektriker installationen och sammankopplingen av en PMU vid en transformatorstation eller vid en produktionsanläggning. Transformatorstationspersonal kommer att skruva fast ett utrustningsställ i transformatorstationens golv enligt fastställda seismiska monteringskrav. Därefter monteras PMU:n tillsammans med ett modem och annan stödutrustning på utrustningsstället. De kommer också att installera GPS-antennen (Global Positioning Satellite) på taket av transformatorstationen enligt tillverkarens instruktioner. Transformatorpersonal kommer också att installera "shuntar" i alla strömtransformatorer (CT) sekundärkretsar som ska mätas. PMU kommer också att kräva kommunikationskretsanslutning ( modem om du använder 4-trådsanslutning eller Ethernet för nätverksanslutning).

Genomföranden

  • Bonneville Power Administration (BPA) var det första verktyget som implementerade en omfattande användning av synkrofasörer i sitt övervakningssystem för stora områden. Detta var år 2000, och idag är det flera implementeringar på gång.
  • FNET - projektet som drivs av Virginia Tech och University of Tennessee använder ett nätverk av cirka 80 lågkostnads- och högprecisionsregistratorer för frekvensstörningar för att samla in syncrophasor-data från det amerikanska elnätet. [1]
  • New Yorks oberoende systemoperatör har installerat 48 PMU:er i delstaten New York, delvis som svar på en förödande blackout 2003 som uppstod i Ohio och drabbade regioner i både USA och Kanada .
  • Under 2006 hade Kinas Wide Area Monitoring System (WAMS) för sina 6 nät 300 PMU installerade huvudsakligen på 500 kV och 330 kV transformatorstationer och kraftverk. Till 2012 planerar Kina att ha PMU:er vid alla 500kV transformatorstationer och alla kraftverk på 300MW och över. Sedan 2002 har Kina byggt sina egna PMU:er enligt sin egen nationella standard. En typ har högre samplingshastigheter än normalt och används i kraftverk för att mäta rotorvinkeln på generatorn, rapportera exciteringsspänning, exciteringsström, ventilposition och effekt från kraftsystemstabilisatorn (PSS). Alla PMU:er är anslutna via privata nätverk och prover tas emot inom 40 ms i genomsnitt.
  • North American Synchrophasor Initiative (NASPI), tidigare känt som The Eastern Interconnect Phasor Project (EIPP), har över 120 anslutna fasmätenheter som samlar in data till ett "Super Phasor Data Concentrator"-system centrerat på Tennessee Valley Authority (TVA ) . Detta datakoncentrationssystem är nu ett projekt med öppen källkod känt som openPDC .
  • DOE har sponsrat flera relaterade forskningsprojekt, inklusive GridStat [ 2] vid Washington State University .
  • ARPA-E har sponsrat ett relaterat forskningsprojekt om Micro-Syncrophasors for Distribution Systems, vid University of California, Berkeley .
  • Det största Wide Area Monitoring System i världen finns i Indien. Unified Real Time Dynamic State Measurement-systemet (URTDSM) består av 1 950 PMU installerade i 351 transformatorstationer som matar synkrofasordata till 29 statliga kontrollcenter, 5 regionala kontrollcenter och 2 nationella kontrollcenter.

Ansökningar

  1. Kraftsystemsautomation , som i smarta nät
  2. Belastningsbortfall och andra belastningskontrolltekniker som mekanismer för efterfrågesvar för att hantera ett kraftsystem. (dvs. Rikta kraften dit den behövs i realtid)
  3. Öka tillförlitligheten hos elnätet genom att upptäcka fel tidigt, vilket möjliggör isolering av operativsystemet och förhindrande av strömavbrott .
  4. Öka strömkvaliteten genom exakt analys och automatisk korrigering av källor till systemförsämring.
  5. Storarea mätning och kontroll genom statlig uppskattning, i mycket stora supernät , regionala transmissionsnät och lokala distributionsnät .
  6. Phasor-mätteknik och synkroniserad tidsstämpling kan användas för att förbättra säkerheten genom synkroniserade krypteringar som pålitlig avkänningsbas. Cyberattacksigenkänning genom att verifiera data mellan SCADA-systemet och PMU-data.
  7. Uppskattning av distributionstillstånd och modellverifiering. Förmåga att beräkna impedanser för laster, distributionsledningar, verifiera spänningsstorlek och deltavinklar baserat på matematiska tillståndsmodeller.
  8. Händelsedetektering och klassificering. Händelser som olika typer av fel, kranbyten, kopplingshändelser, kretsskyddsanordningar. Maskininlärning och signalklassificeringsmetoder kan användas för att utveckla algoritmer för att identifiera dessa betydande händelser.
  9. Microgrid-applikationer – öar eller bestämmer var de ska kopplas loss från nätet, belastning och generationsmatchning och omsynkronisering med huvudnätet.

Standarder

IEEE 1344 -standarden för synkrofasörer färdigställdes 1995 och bekräftades på nytt 2001. 2005 ersattes den av IEEE C37.118-2005, som var en fullständig revidering och behandlade frågor som rör användningen av PMU:er i elektriska kraftsystem. Specifikationen beskriver standarder för mätning, metoden för att kvantifiera mätningarna, testnings- och certifieringskrav för att verifiera noggrannhet samt dataöverföringsformat och protokoll för datakommunikation i realtid. Denna standard var inte heltäckande – den försökte inte ta itu med alla faktorer som PMU:er kan upptäcka i kraftsystems dynamiska aktivitet. En ny version av standarden släpptes i december 2011, som delade upp IEEE C37.118-2005-standarden i två delar: C37.118-1 som handlar om fasuppskattning och C37.118-2 kommunikationsprotokollet. Den införde också två klassificeringar av PMU, M — mätning & P — skydd. M-klassen ligger nära prestandakraven i den ursprungliga standarden från 2005, främst för mätning av konstant tillstånd. P-klassen har lättat på vissa prestandakrav och är avsedd att fånga dynamiskt systembeteende. Ett tillägg till C37.118.1 släpptes 2014. IEEE C37.118.1a-2014 modifierade PMU-prestandakrav som inte ansågs möjliga.

Andra standarder som används med PMU-gränssnitt:

  • OPC-DA / OPC-HDA — Ett Microsoft Windows- baserat gränssnittsprotokoll som för närvarande generaliseras för att använda XML och köras på icke Windows-datorer.
  • IEC 61850 en standard för elstationsautomation
  • BPA PDCStream — en variant av IEEE 1344 som används av Bonneville Power Administration (BPA) PDC och användargränssnittsprogramvara.

Se även

externa länkar

  • [3] Ett enkelt och billigt Wide Area Frequency Measurement System.
  • [4] Gratis och öppen källkod Phasor Data Concentrator (iPDC) och PMU Simulator för Linux.
  • [5] New York oberoende systemoperatör
  • [6] Ett GPRS-orienterat ad-hoc WAM-system
Hämtad från " https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Phasor_measurement_unit&oldid=1096369834 "