Phasor måleenhed - Phasor measurement unit
En fasemåleenhed (PMU) er en enhed, der bruges til at estimere størrelsen og fasevinklen for en elektrisk fasemængde (såsom spænding eller strøm) i elnettet ved hjælp af en fælles tidskilde til synkronisering. Tidssynkronisering leveres normalt af GPS eller IEEE 1588 Precision Time Protocol , som tillader synkroniseret realtidsmåling af flere fjernpunkter på nettet. PMU'er er i stand til at optage prøver fra en bølgeform i hurtig rækkefølge og rekonstruere fasemængden, der består af en vinkelmåling og en størrelsesmåling. Den resulterende måling er kendt som en synkrofasor . Disse tidssynkroniserede målinger er vigtige, fordi hvis nettets udbud og efterspørgsel ikke matches perfekt, kan frekvensubalancer forårsage stress på nettet, hvilket er en potentiel årsag til strømafbrydelser.
PMU'er kan også bruges til at måle frekvensen i elnettet. En typisk kommerciel PMU kan rapportere målinger med meget høj tidsopløsning, op til 120 målinger pr. Sekund. Dette hjælper ingeniører med at analysere dynamiske hændelser i nettet, hvilket ikke er muligt med traditionelle SCADA- målinger, der genererer en måling hvert 2. eller 4. sekund. Derfor udstyrer PMU'er forsyningsselskaber med forbedrede overvågnings- og kontrolfunktioner og betragtes som et af de vigtigste måleenheder i fremtiden for elsystemer. En PMU kan være en dedikeret enhed, eller PMU-funktionen kan inkorporeres i et beskyttelsesrelæ eller anden enhed.
Historie
I 1893 præsenterede Charles Proteus Steinmetz et papir om forenklet matematisk beskrivelse af vekselstrøms bølgeformer. Steinmetz kaldte hans repræsentation for en fasor . Med opfindelsen af fasemåleenheder (PMU) i 1988 af Dr. Arun G. Phadke og Dr. James S. Thorp ved Virginia Tech udviklede Steinmetz's teknik til faseberegning sig til beregning af realtids fasemålinger, der er synkroniseret til en absolut tidsreference leveret af Global Positioning System . Vi refererer derfor til synkroniserede fasemålinger som synkrofasorer . Tidlige prototyper af PMU blev bygget på Virginia Tech , og Macrodyne byggede den første PMU (model 1690) i 1992. I dag er de kommercielt tilgængelige.
Med den stigende vækst af distribuerede energiressourcer på elnettet er der behov for mere observerbarhed og kontrolsystemer for nøjagtigt at overvåge strømmen. Historisk set er strøm leveret på en ensrettet måde gennem passive komponenter til kunderne, men nu hvor kunderne kan generere deres egen strøm med teknologier som solcelleanlæg, ændres dette til et tovejssystem til distributionssystemer. Med denne ændring er det bydende nødvendigt, at transmissions- og distributionsnetværk kontinuerligt observeres gennem avanceret sensorteknologi, såsom ––PMU'er og uPMU'er.
Enkelt sagt var det offentlige elnet, som et elselskab driver, oprindeligt designet til at tage strøm fra en enkelt kilde: driftsselskabets generatorer og kraftværker og føde det ind i nettet, hvor kunderne forbruger strømmen. Nu driver nogle kunder strømgenererende enheder (solpaneler, vindmøller osv.), Og for at spare omkostninger (eller for at generere indtægter) fører de også strømmen tilbage til nettet. Afhængigt af regionen kan tilførsel af strøm tilbage til nettet muligvis ske via netmåling . På grund af denne proces skal spænding og strøm måles og reguleres for at sikre, at strømmen, der går ind i nettet, er af den kvalitet og standard, som kundeudstyr forventer (set gennem målinger som frekvens, fasesynkronitet og spænding). Hvis dette ikke er gjort, som Rob Landley udtrykker det, "begynder folks pærer at eksplodere." Denne målefunktion er, hvad disse enheder gør.
Operation
En PMU kan måle 50/60 Hz vekselstrømsbølgeformer (spændinger og strømme) typisk med en hastighed på 48 prøver pr. Cyklus, hvilket gør dem effektive til at detektere udsving i spænding eller strøm ved mindre end en cyklus. Men når frekvensen ikke svinger omkring eller nær 50/60 Hz, er PMU'er ikke i stand til nøjagtigt at rekonstruere disse bølgeformer. Phasormålinger fra PMU'er er konstrueret ud fra cosinusbølger, der følger strukturen nedenfor.
A i denne funktion er en skalær værdi, der ofte beskrives som spænding eller strømstørrelse (til PMU-målinger). Θ er fasevinklen forskudt fra en eller anden defineret startposition, og ω er vinkelfrekvensen for bølgeformen (normalt 2π50 radianer / sekund eller 2π60 radianer / sekund). I de fleste tilfælde måler PMU'er kun spændingsstørrelsen og fasevinklen og antager, at vinkelfrekvensen er konstant. Da denne frekvens antages konstant, ignoreres den i fasemålingen. PMU's målinger er et matematisk tilpasningsproblem, hvor målingerne passer til en sinusformet kurve. Når bølgeformen således er ikke-sinusformet, er PMU'en ikke i stand til at passe den nøjagtigt. Jo mindre sinusformet bølgeformen er, såsom netadfærd under en spændingssænkning eller fejl, jo værre bliver faseafbildningen.
De analoge vekselstrømsformer, der detekteres af PMU'en, digitaliseres af en analog-til-digital-konverter til hver fase. En faselåst oscillator sammen med en Global Positioning System (GPS) referencekilde giver den nødvendige højhastigheds synkroniserede prøveudtagning med 1 mikrosekund nøjagtighed. PMU'er kan dog tage flere tidskilder, herunder ikke-GPS-referencer, så længe de alle er kalibreret og fungerer synkront. De resulterende tidsstemplede faser kan overføres til en lokal eller fjernmodtager med hastigheder op til 120 prøver pr. Sekund. At kunne se tidssynkroniserede målinger over et stort område er nyttigt at undersøge, hvordan nettet fungerer i det store og bestemme, hvilke dele af nettet der er påvirket af forskellige forstyrrelser.
Historisk set er kun et lille antal PMU'er blevet brugt til at overvåge transmissionslinjer med acceptable fejl på omkring 1%. Disse var simpelthen grovere enheder installeret for at forhindre katastrofale strømafbrydelser. Nu, med opfindelsen af mikrosynkron faseteknologi, ønskes mange flere af dem installeret på distributionsnet, hvor strømmen kan overvåges med en meget høj grad af præcision. Denne høje grad af præcision skaber evnen til drastisk at forbedre systemets synlighed og implementere smarte og forebyggende kontrolstrategier. PMU'er kræves ikke længere bare på understationer, men de kræves flere steder i netværket, herunder transformerende transformatorer, komplekse belastninger og PV-genereringsbusser.
Mens PMU'er generelt bruges på transmissionssystemer , forskes der på effektiviteten af mikro-PMU'er til distributionssystemer. Transmissionssystemer har generelt spænding, der mindst er en størrelsesorden højere end distributionssystemer (mellem 12kV og 500kV, mens distributionen kører ved 12kV og lavere). Dette betyder, at transmissionssystemer kan have mindre præcise målinger uden at gå på kompromis med målingenes nøjagtighed. Imidlertid har distributionssystemer brug for mere præcision for at forbedre nøjagtigheden, hvilket er fordelen ved uPMU'er. uPMU'er mindsker fejlen i fasevinkelmålingerne på linjen fra ± 1 ° til ± 0,05 °, hvilket giver en bedre repræsentation af den sande vinkelværdi. Udtrykket “mikro” foran PMU betyder simpelthen, at det er en mere præcis måling.
Teknisk oversigt
En fasor er et komplekst tal, der repræsenterer både størrelsen og fasevinklen af sinusbølgerne, der findes i elektricitet. Phasormålinger, der finder sted på samme tid over enhver afstand, kaldes "synkrofasorer". Selvom det er almindeligt, at udtrykkene "PMU" og "synchrophasor" bruges om hinanden, repræsenterer de faktisk to separate tekniske betydninger. En synkrofasor er den målte værdi, mens PMU er måleenheden. I typiske applikationer, er fasor måleenheder samplet fra vidt spredte lokaliteter i elsystemet netværk og synkroniseret fra fælles tid kilden til en Global Positioning System (GPS) radio ur . Synchrophasor-teknologi giver et værktøj til systemoperatører og planlæggere til at måle det elektriske systems tilstand (over mange punkter) og styre strømkvaliteten .
PMU'er måler spændinger og strømme ved hovedkrydsningssteder (kritiske understationer) på et elnet og kan afgive nøjagtigt tidsstemplet spændings- og strømfaser. Da disse faser virkelig er synkroniseret, er synkroniseret sammenligning af to størrelser mulig i realtid. Disse sammenligninger kan bruges til at vurdere systemforhold, såsom; frekvensændringer, MW, MVAR'er, kVolts osv. De overvågede punkter vælges på forhånd gennem forskellige undersøgelser for at foretage ekstremt nøjagtige fasevinkelmålinger for at indikere forskydninger i systemets (gitter) stabilitet. Phasordataene indsamles enten på stedet eller på centraliserede placeringer ved hjælp af Phasor Data Concentrator-teknologier. Dataene overføres derefter til et regionalt overvågningssystem, som vedligeholdes af den lokale uafhængige systemoperatør (ISO). Disse ISO'er vil overvåge fasedata fra individuelle PMU'er eller fra så mange som 150 PMU'er - denne overvågning giver et nøjagtigt middel til at etablere kontroller til strømgennemstrømning fra flere energiproduktionskilder (nuklear, kul, vind osv.).
Teknologien har potentialet til at ændre økonomien ved strømforsyning ved at tillade øget strømgennemstrømning over eksisterende linjer. Synkrofasordata kan bruges til at tillade strømmen at strømme op til en linjens dynamiske grænse i stedet for til dens værste tilfælde. Synchrophasor-teknologi vil indlede en ny proces til etablering af centraliserede og selektive kontroller til strømmen af elektrisk energi over nettet. Disse kontroller påvirker både storskala (multiple-states) og individuelle transmissionslinjesektioner ved krydsende understationer. Overbelastning af transmissionslinjer (overbelastning), beskyttelse og kontrol vil derfor blive forbedret i flere regioner (USA, Canada, Mexico) gennem sammenkobling af ISO'er.
Fasornetværk
Et fasenetværk består af fasemåleenheder (PMU'er) spredt gennem hele elsystemet, Phasor Data Concentrators (PDC) for at indsamle informationen og et SCADA-system ( Supervisory Control And Data Acquisition ) på det centrale kontrolanlæg. Et sådant netværk bruges i WAMS-målesystemer (WAMS), hvoraf det første startede i 2000 af Bonneville Power Administration . Det komplette netværk kræver hurtig dataoverførsel inden for frekvensen af sampling af fasedataene. GPS-tidsstempling kan give en teoretisk nøjagtighed ved synkronisering bedre end 1 mikrosekund . "Ure skal være nøjagtige til ± 500 nanosekunder for at give den ene mikrosekundtidsstandard, der er nødvendig for hver enhed, der udfører synkrofasormåling." For 60 Hz-systemer skal PMU'er levere mellem 10 og 30 synkrone rapporter pr. Sekund afhængigt af applikationen. PDC korrelerer dataene og kontrollerer og overvåger PMU'erne (fra et dusin op til 60). På det centrale kontrolanlæg præsenterer SCADA-systemet systemdækkende data om alle generatorer og understationer i systemet hvert 2. til 10. sekund.
PMU'er bruger ofte telefonlinjer til at oprette forbindelse til PDC'er, som derefter sender data til SCADA- eller WAMS-serveren (Wide Area Measurement System). Derudover kan PMU'er bruge allestedsnærværende mobile (cellulære) netværk til dataoverførsel ( GPRS , UMTS ), hvilket muliggør potentielle besparelser i infrastruktur- og installationsomkostninger på bekostning af en større datarapporteringsforsinkelse . Imidlertid gør den indførte datalatens sådanne systemer mere egnede til F & U-målekampagner og næsten realtidsovervågning og begrænser deres anvendelse i realtidsbeskyttelsessystemer.
PMU'er fra flere leverandører kan give unøjagtige målinger. I en test var aflæsningerne forskellige med 47 mikrosekunder - eller en forskel på 1 grad på 60 Hz - en uacceptabel variation. Kinas løsning på problemet var at opbygge alle sine egne PMU'er, der overholdt sine egne specifikationer og standarder, så der ikke ville være nogen leverandørkilde til konflikter, standarder, protokoller eller ydeevneegenskaber.
Installation
Installation af en typisk 10-faset PMU er en simpel proces. En fase vil enten være en 3-faset spænding eller en 3-faset strøm. Hver fase kræver derfor 3 separate elektriske forbindelser (en til hver fase). Typisk designer en elektroingeniør installation og sammenkobling af en PMU på en understation eller på et produktionsanlæg. Substationspersonale vil boltre et udstyrsstativ til undergrundsstationens gulv efter etablerede seismiske monteringskrav. Derefter monteres PMU sammen med et modem og andet supportudstyr på udstyrsstativet. De installerer også GPS-antennen (Global Positioning Satellite) på taget af understationen i henhold til producentens instruktioner. Substationspersonale installerer også "shunts" i alle strømtransformator (CT) sekundære kredsløb, der skal måles. PMU'en kræver også kommunikationskredsløbstilslutning ( modem, hvis du bruger 4-leder forbindelse eller Ethernet til netværksforbindelse).
Implementeringer
- Den Bonneville Power Administration (BPA) var den første værktøj til at gennemføre omfattende vedtagelse af synchrophasors i sin wide-area overvågningssystem. Dette var i 2000, og i dag er der flere implementeringer i gang.
- Den FNET projekt drives af Virginia Tech og University of Tennessee udnytter et netværk af ca. 80 billige, høj præcision Frekvens Forstyrrelsesvariable optagere til at indsamle syncrophasor data fra det amerikanske elnet. [1]
- Den uafhængige systemoperatør i New York har installeret 48 PMU'er i hele staten New York, dels som reaktion på en ødelæggende blackout i 2003, der stammer fra Ohio og berørte regioner i både USA og Canada .
- I 2006 havde Kinas WAMS-overvågningssystemer (WAMS) for sine 6 net installeret 300 PMU'er hovedsageligt ved 500 kV og 330 kV understationer og kraftværker. I 2012 planlægger Kina at have PMU'er på alle 500kV-understationer og alle kraftværker på 300MW og derover. Siden 2002 har Kina bygget sine egne PMU'er til sin egen nationale standard. En type har højere samplingshastigheder end typisk og bruges i kraftværker til måling af generatorens rotorvinkel, rapportering af excitationsspænding, excitationsstrøm, ventilposition og output fra elsystemstabilisatoren (PSS). Alle PMU'er er forbundet via privat netværk, og prøver modtages i gennemsnit inden for 40 ms.
- Det nordamerikanske Synchrophasor Initiative (NASPI), tidligere kendt som The Eastern Interconnect Phasor Project (EIPP), har over 120 tilsluttede fasemåleenheder, der indsamler data i et "Super Phasor Data Concentrator" -system centreret ved Tennessee Valley Authority (TVA). Dette datakoncentrationssystem er nu et open source-projekt kendt som openPDC .
- Den DOE har sponsoreret flere relaterede forskningsprojekter, herunder GridStat [2] på Washington State University .
- ARPA-E har sponsoreret et relateret forskningsprojekt om mikrosynkrofasorer til distributionssystemer ved University of California, Berkeley .
- Det største overvågningssystem for bredt område i verden er i Indien. Unified Real Time Dynamic State Measurement-systemet (URTDSM) består af 1.950 PMU'er installeret i 351 understationer, der fremfører synkrofasordata til 29 statskontrolcentre, 5 regionale kontrolcentre og 2 nationale kontrolcentre.
Ansøgninger
- Automatisering af elsystem , som i smarte net
- Load shedding og andre teknikker til belastningskontrol såsom efterspørgselsmekanismer til styring af et elsystem. (dvs. styre strøm, hvor det er nødvendigt i realtid)
- Forøg strømnets pålidelighed ved at opdage fejl tidligt, hvilket muliggør isolering af operativsystemet og forebyggelse af strømafbrydelser .
- Forøg strømkvaliteten ved nøjagtig analyse og automatisk korrektion af kilder til systemforringelse.
- Måling og kontrol af bredt areal gennem tilstandsestimering i supernettet med meget bredt område , regionale transmissionsnet og lokale distributionsnet .
- Phasor-målingsteknologi og synkroniseret tidsstempling kan bruges til forbedring af sikkerheden gennem synkroniserede krypteringer som pålidelig sensing-base. Genkendelse af cyberangreb ved at verificere data mellem SCADA-systemet og PMU-dataene.
- Estimering af distributionsstat og modelbekræftelse. Evne til at beregne impedanser af belastninger, fordelingslinjer, kontrollere spændingsstørrelse og delta vinkler baseret på matematiske tilstandsmodeller.
- Hændelsesregistrering og klassificering. Begivenheder såsom forskellige typer fejl, trykændringer, skiftehændelser, kredsløbsbeskyttelsesenheder. Maskinindlæring og signalklassificeringsmetoder kan bruges til at udvikle algoritmer til at identificere disse væsentlige begivenheder.
- Microgrid-applikationer - øbestemmelse eller beslutning om, hvor de skal løsnes fra nettet, matchning af belastning og generation og resynkronisering med hovedgitteret.
Standarder
Den IEEE 1344 -standarden for synchrophasors blev afsluttet i 1995, og blev bekræftet i 2001. I 2005 blev det erstattet af IEEE C37.118-2005 , som var en fuldstændig revision og behandlet spørgsmål vedrørende brug af PMU'er i forbindelse med el-systemer. Specifikationen beskriver standarder for måling, metoden til kvantificering af målingerne, test- og certificeringskrav til verificering af nøjagtighed og datatransmissionsformat og protokol til datakommunikation i realtid. Denne standard var ikke omfattende - den forsøgte ikke at adressere alle faktorer, som PMU'er kan opdage i dynamisk aktivitet i elsystemet. En ny version af standarden blev frigivet i december 2011, som delte IEEE C37.118-2005-standarden i to dele: C37.118-1, der beskæftiger sig med fasestimering & C37.118-2 kommunikationsprotokollen. Det introducerede også to klassifikationer af PMU, M - måling og P - beskyttelse. M-klassen er tæt på ydelseskravene til kravene i den oprindelige 2005-standard, primært til steady state-måling. P-klasse har lempet nogle præstationskrav og er beregnet til at opfange dynamisk systemadfærd. En ændring til C37.118.1 blev frigivet i 2014. IEEE C37.118.1a-2014 ændrede PMU-ydelseskrav, der ikke blev anset for opnåelige.
Andre standarder brugt med PMU-interface:
- OPC-DA / OPC-HDA - En Microsoft Windows- baseret interface-protokol, der i øjeblikket generaliseres til at bruge XML og køre på ikke Windows-computere.
- IEC 61850 en standard til automatisering af elektriske understationer
- BPA PDCStream - en variant af IEEE 1344 brugt af Bonneville Power Administration (BPA) PDC'er og brugergrænsefladesoftware.