Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ систем контроля и управления на объектах электроэнергетики 15
1.1. Обзор существующих АСКУЭ (АСУЭ) 16
1.1.1. АСКУЭ «Спрут» 18
1.1.2. АСУЭ «Баланс» 20
1.1.3. Информационно-измерительная система «Пирамида» для создания АСКУЭ 22
1.1.4. Прибор для измерения ПКЭ «Энергомонитор 3.3» 24
1.1.5. Измеритель ПКЭ «Ресурс-UF» 25
1.1.6. Трехфазный анализатор качества электросети СА8334 25
1.1.7. Счетчик «Альфа А2» 26
1.1.8. Многофункциональный счетчик СТС-5602 27
1.1.9. Счетчик электрической энергии типа ППКЭ-50 28
1.1.10. Информационно-вычислительный комплекс «Омск-М» 29
1.1.11. Анализатор качества электрической энергии АПКЭ-1 30
1.1.12. Регистратор качества электрической энергии «Парма РК3.01» 31
1.2. Перспективные принципы построения контрольно-измерительных устройств АСКУЭ 32
1.2.1. Датчик тока для измерения величины тока протекающего в фазном проводе ЛЭПВН 34
1.2.2. Датчик напряжения для измерения величины потенциала фазного провода ЛЭПВН 35
1.3. Выводы по главе 1 36
Глава 2. Измерительное устройство как электрофизическая установка высокого напряжения 37
2.1. Построение модели КИУ для расчета электромагнитных полей 43
2.2. Моделирование воздействия электрического поля 47
2.3. Моделирование воздействия магнитных полей ЛЭП ВН 53
2.4. Узел радиопередачи данных с высоковольтной стороны 59
2.5. Оценка проникновения электрического поля внутрь КИУ через функциональные отверстия 62
2.6. Источник бесперебойного питания узлов КИУ 66
2.7. Помехоустойчивость систем обработки данных 68
2.8. Выводы по главе 2 72
Глава 3. Проблемы цифровой обработки сигналов 73
3.1. Особенности применения БПФ к полигармоническим сигналам с медленно меняющейся частотой основной гармоники 80
3.2. Погрешность интерполяции 97
3.3. Алгоритм обработки данных для вычисления спектра полигармонического сигнала с медленно изменяющейся частотой основной гармоники 101
3.3.1. Выбор разрядности АЦП и частоты дискретизации сигнала 102
3.3.2. Обоснование выбора длины БПФ 103
3.3.3. Характеристики КИХ фильтров 105
3.3.4. Блок «восстановления» амплитуд гармоник 107
3.4. Погрешность алгоритма вычисления спектра сигнала с медленно изменяющейся частотой основной гармоники 111
3.5. Оценка влияния на погрешность вычисления спектра сигнала шумов приведенных на выход АЦП 116
3.6. Измерение сдвига фаз между сигналами, отождествляемыми с током и напряжением электросети 118
3.7. Выводы по главе 3. 119
Глава 4. Определение частоты основной гармоники полигармонического сигнала с медленно изменяющейся (дрейфующей) частотой 120
4.1. «Нониусный» метод определения частоты сигнала 126
4.2. Влияние шумов на погрешность определения частоты основной гармоники нониусным методом 129
4.3. Экспериментальное исследование нониусного метода измерения частоты полигармонического сигнала 132
4.4. Выводы по главе 4 133
Глава 5. Экспериментальное исследование параметров КИУ 134
5.1. Физическое моделирование воздействия электрического поля на узлы и блоки КИУ 135
5.2. Физическое моделирование воздействия магнитного поля на узлы и блоки КИУ 138
5.3. Исследование параметров датчика напряжения 140
5.4. Исследование параметров датчика тока 142
5.5. Выводы по главе 5 143
Глава 6. Анализ погрешностей измерительной системы на основе КИУ 144
6.1. Определение погрешности расчета ПКЭ на основе мгновенных значений токаи напряжения 146
6.2. Выводы по главе 6 148
Заключение 149
- Информационно-измерительная система «Пирамида» для создания АСКУЭ
- Перспективные принципы построения контрольно-измерительных устройств АСКУЭ
- Оценка проникновения электрического поля внутрь КИУ через функциональные отверстия
- Погрешность алгоритма вычисления спектра сигнала с медленно изменяющейся частотой основной гармоники
Введение к работе
Проблема учета количества электроэнергии обусловлена развитием рыночных отношений, которые требуют увеличения точности учета для целей коммерческих расчетов. Например, ежегодно только в одной точке учета сети 110 кВ недоучет оценивается единицами, десятками миллионов рублей. Кроме того, постановлением Правительства РФ №1013 от 13.08.1997 г. электроэнергия признана видом товара, который характеризуется качеством. Под качеством электроэнергии понимается множество технических параметров (частота основной гармоники, спектральный состав тока и напряжения, отклонение напряжения от номинала и т.д.), на основании которых вычисляются показатели качества электроэнергии (ПКЭ). Методику расчета ПКЭ и нормы на них устанавливает ГОСТ 13109-97 "Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения". Поэтому, говоря о контроле качества электроэнергии, следует понимать определение некоторого множества физических величин, на основании которых рассчитываются ПКЭ.
Актуальность решения задачи контроля качества и учета количества электроэнергии обусловлена несколькими аспектами.
Во-первых, существующая методика учета перетоков электроэнергии, основанная на периодических измерениях (в течение 0,5 часа) и статистической обработке результатов измерений [1], не может обеспечить достоверности данных о действительных режимах в системе электроснабжения.
Во-вторых, высоковольтные электрофизические установки, которые эксплуатируются в настоящее время и призваны решать задачу учета количества и контроля качества электроэнергии, зачастую не обеспечивают требований ГОСТ 13109-97 по точности измерений.
В-третьих, существуют юридические причины, вынуждающие участников рынка электроэнергии поддерживать ее качество. Например, согласно ст. 512 (п.2) ГК РФ, потребитель вправе отказаться от оплаты уже
8 потребленной некачественной энергии, а в настоящее время ведется активная работа по введению закона о тарифах (скидках, надбавках) на электроэнергию как функцию ее качества.
При этом сложность решения поставленной задачи обусловлена тем, что электроэнергия, как товар, помимо требований к качеству, обладает особенностью: ее производство и потребление являются неразделимыми во времени процессами, т.е. электроэнергию нельзя хранить и запасать (в больших количествах). В связи с этим, принимая во внимание интегральный характер ПКЭ и факт, что качество электроэнергии на месте производства не гарантирует ее качества в точке присоединения потребителя, необходимо чтобы измерения количества передаваемой электроэнергии и контроль ее качества проводились синхронно во всех контрольных точках энергосистемы одновременно. Таким образом, для существующей методики измерений это означает совпадение во времени моментов начала и окончания измерений, что на практике не реализуется из-за влияния человеческого фактора. Кроме того, электрооборудование, включенное в сеть, влияет на качество электроэнергии, а оно, в свою очередь, может сказываться на функционировании потребителей электроэнергии. Так, например, известно, что перекос фаз негативно влияет на работу электродвигателей, а пульсации напряжения, вызывающие частое мерцание источников искусственного освещения, отрицательно сказываются на работоспособности человека. Примером влияния потребителя (нагрузки) на ПКЭ служат несимметричные нагрузки и мощные промышленные преобразователи напряжения, построенные по принципу импульсных источников питания, которые искажают форму тока. Таким образом, с позиций коммерческого учета также важно знать «виновную» в ухудшении качества электроэнергии сторону [2].
Поэтому необходимо изменить существующий порядок учета электроэнергии [3]. Об этом свидетельствуют соответствующие нормативные документы [4-6]. При этом задача учета количества и контроля качества
9 электроэнергии должна автоматически решаться в масштабе реального времени посредством системы единого времени и единой базы данных энергосистемы. Это также позволит решить проблему оперативности получения данных, повысить их достоверность и снизить себестоимость системы в целом.
Практические измерения ПКЭ, посредством существующих приборов (устройств), на выходных порталах большинства электростанций не выявили значительных претензий к качеству электроэнергии. В тоже время измерения ПКЭ в контрольных точках сетей различных региональных энергосистем России показали, что практически ни в одной из них поставляемая потребителям энергия не соответствовала требованиям ГОСТ 13109-97. Анализ этой ' проблемы показал, что часто причиной ухудшения качества электроэнергии является плохое техническое состояние линий электропередачи и трансформаторных подстанций.
Анализ литературных источников [1-28], включая статьи, доклады и публикации тезисов соответствующей тематики, определяет круг технических и методических задач, решение которых обеспечивается созданием единой автоматической системы контроля качества и учета количества электроэнергии (АСКУЭ) [1], основанной на современной микропроцессорной базе. В настоящее время, распространенные в России системы АСКУЭ ориентированы на сети ниже 10 кВ. При эксплуатации АСКУЭ в сетях высокого напряжения требуется применение высоковольтных измерительных трансформаторов тока и напряжения (ТТ и ТН). В то же время накопленный опыт внедрения систем АСКУЭ и попытки практической реализации требований [4] в АО Мосэнерго выявили ряд нерешенных вопросов по научному, организационно-методическому, нормативно-правовому и приборному обеспечению этих мероприятий. С технической точки зрения, как показано в [8-10], основными недостатками существующих систем являются характеристики первичных датчиков - высоковольтных ТТ и ТН, а также состояние и характеристики распространенных систем и каналов связи. Громоздкие весьма дорогие
10 штатные ТТ и ТН для подтверждения аттестованных пофешностей требуют плановой дорогой и трудоемкой процедуры поверки, которая в силу экономических причин, как правило, не производится в течение длительного времени [25]. При этом по данным [12, 13] у ТТ, находящихся в эксплуатации более 3 лет в 30%), а более 8 лет в 60% случаев, пофешность выходит за допустимые пределы. Кроме того, пофешность ТТ зависит от режима нафузки и имеет свойство накопления дополнительной пофешности в течение времени эксплуатации (т.е. например, при возникновении аварийных режимов пофешность измерительного ТТ увеличивается непредсказуемым образом). Поэтому возникают предложения [14] по корректированию величин пофешностей в зависимости от времени (длительности) эксплуатации ТТ и от вида нафузок с помощью вероятностных методов оценки. Однако достоверность таких оценок низка и плохо обусловлена. Следует отметить, что аналогичные проблемы в части режима нафузки для ТН менее актуальны, так как отклонения напряжения от номинального невелико. Учитывая при этом, что основной вклад в пофешность АСКУЭ в целом вносят первичные датчики тока и напряжения (ТТ и ТН) [8, 13, 15], оказывается, что повышение точности учета количества электроэнергии и контроля ее качества в высоковольтных сетях может быть достигнуто только путем замены устаревшего парка трансформаторов на более современные первичные преобразователи [16-18]. Поэтому для повышения точности измерений оказывается недостаточным совершенствования системы обработки сигналов с первичных датчиков [19] и совершенствования профаммного обеспечения, позволяющего получать многочисленные ПКЭ [20].
В настоящее время не существует мефологически аттестованных приборов, являющихся альтернативой штатным высоковольтным ТТ и ТН. Поэтому все известные АСКУЭ для съема информации о кривых тока и напряжения включаются в высоковольтную сеть через штатные ТТ и ТН, которые вносят дополнительную пофешность. В результате, из-за недостатков
ТТ и ТН, связанных в основном с периодической аттестацией их погрешностей, заявленная точность электросчетчиков оказывается не реализованной, а погрешность измерений становится не контролируемой.
Еще более усугубляют положение электросчетчики, являющиеся по сути анализаторами сигналов с выходов ТТ и ТН. Большинство счетчиков по сведениям на 2002 год - индукционные, серьезным недостатком которых является зависимость показаний от качества электроэнергии. Например, сравнительные метрологические измерения некачественной энергии в трехфазных сетях при большом количестве гармоник приводят, по данным фирмы «Fluke», к ошибкам в показаниях традиционных счетчиков до 68% [3]. Поэтому на западе уже давно разработаны цифровые счетчики энергии, например, ABB типа «ИОН». К сожалению, последние не могут быть без модернизации применены в российских сетях. Однако, как оказалось, счетчики нового поколения в настоящее время также не позволяют достоверно решить задачу учета количества электроэнергии при плохом ее качестве. Это подтверждают сравнительные испытания существующих счетчиков электрической энергии (серии СОИ - индукционные, СЭТ - электронные и «Альфа» - цифровые) [21]. Так, например, при синусоидальности напряжения и отсутствии высших гармоник все счетчики показывали результаты, лежащие в пределах их класса точности (2,0; 2,0; 1,0 соответственно). Предположительно это связано с тем, что поверка счетчиков производится в соответствии с требованиями ГОСТ 30270-94 (МЭК 1036-90), т.е. при практически синусоидальных формах кривых напряжения и тока. Однако измерения, проводившиеся авторами работы [21], указывают, что искажения напряжения и тока в бытовых сетях могут достигать 15% и 60% соответственно. Поэтому, например, при работе импульсных источников питания, которым характерно искажение формы тока при синусоидальном напряжении, наблюдаемые отклонения средних показаний счетчиков в зависимости от мощности нагрузки (1800-3000 В-А) составили от 2,77% до 3,85% для электронных счетчиков и от
12 3,79% до 4,34% для цифровых. В случае если искажены и ток и напряжение (коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения составлял примерно 20%), то отклонения показаний счетчиков составляли 1,46-3,86% -электронные и 1,73-4,33% - цифровые (относительно индукционных). Еще хуже положение в промышленном секторе, где источников нарушения качества электроэнергии больше и величины потребляемой мощности более значительны.
Для контроля ПКЭ в промышленном секторе также существует немало современных устройств, позволяющих осуществлять контроль качества и учет количества электроэнергии на низком напряжении (до 660 В): ИВК «ОМСК» и «ОМСК-М», «Парма РК 6.05» и «Парма РК 3.01», «Ресурс UF», «Энергомонитор 3.3», такие серии приборов как «ЭРИС» и «ППКЭ». Класс точности таких приборов равен 0,2; 0,5 (без учета характеристик ТТ и ТН). Однако, при применении нескольких различных счетчиков (приборов контроля ПКЭ) в одной точке контроля одновременно, оказывается, что соотношение их показаний превышают допустимую суммарную погрешность, хотя все применяемые при этом приборы поверены и имеют один и тот же класс точности. Это указывает на существование проблемы достоверного алгоритма обработки сигналов с датчиков тока и напряжения.
В результате в сетях высокого напряжения совокупность недостатков ТТ, ТН с недостатками счетчиков энергии приводит к тому, что действительная погрешность измерительного комплекса в целом, которая складывается из погрешности ТТ и ТН, погрешности счетчиков энергии и погрешности временного отсчета начала измерений, оказывается ненормируемой. Это приводит к небалансу энергии в среднем на 2000-5000 кВт-ч, который может достигать нескольких десятков и даже сотен тысяч кВт-ч [22] (в настоящее время небаланс обычно списывают на статистическую ошибку и хищения электроэнергии). Такая неточность определения мощностей, к примеру, в сети
13 высокого напряжения может приводить к неоптимальному распределению нагрузки между генераторами, не говоря уже об экономическом ущербе.
Таким образом, построение комплексной АСКУЭ, функционирующей в масштабе реального времени и соответствующей требованиям ГОСТ 13109-97, является сложной и крайне актуальной задачей, решение которой обеспечивается заменой существующего парка первичных датчиков (штатных ТТ и ТН) на их альтернативные технические решения, переходом от периодических измерений к непрерывным (мониторингу). Следовательно, разработка АСКУЭ требует комплексных исследований, направленных на решение следующих задач:
построение высоковольтных прецизионных датчиков тока и напряжения, свободных от недостатков ТТ и ТН;
разработка системы обработки сигналов на базе современных технологий, т.е. создание алгоритма обработки сигналов датчиков в масштабе реального времени, обеспечивающего достоверность, повторяемость и высокую точность измерений независимо от параметров анализируемого сигнала;
выбор структуры АСКУЭ, удовлетворяющей требованиям единого времени и единой базы данных;
решение задач электромагнитной совместимости (ЭМС) средств цифровой обработки сигналов (ЦОС) и высоковольтного оборудования с сопутствующей электромагнитной обстановкой (ЭМО);
- определение методики поверки высокоточного измерительного комплекса.
Рассмотрение перечисленных проблем создания высокоточных АСКУЭ
является целью диссертационной работы. При этом особое внимание
предполагается уделить построению первичных датчиков, проблемам ЦОС и
вопросам ЭМС средств обработки сигнала и высоковольтного оборудования.
Это связано с тем, что предлагаемый способ измерения мгновенных значений
тока и напряжения ЛЭП ВН принципиально отличается от применяемого в
эксплуатируемых в настоящее время системах.
В первой главе проводится анализ существующих средств измерения количества электроэнергии (счетчики электрической энергии), средств контроля ПКЭ и комплексных АСКУЭ. Также изложены общие перспективные подходы к построению разрабатываемой измерительной системы, включающей альтернативные штатным ТТ и ТН первичные датчики.
Во второй главе предлагается конкретная реализация измерительного устройства и приводится решение задач ЭМС средств ЦОС, передачи данных с высоковольтным оборудованием ЛЭП ВН.
В третьей главе анализируется математический аппарат, необходимый для реализации алгоритма ЦОС, который обеспечивает достоверность вычисления спектра сигнала с произвольным гармоническим составом.
В четвертой главе рассматриваются методы измерения частоты основной гармоники полигармонического сигнала с высокой точностью (погрешность до 0,01 Гц), которые обеспечивают применение построенного алгоритма.
В пятой главе изложены результаты физического моделирования помехового воздействия на узлы и блоки разрабатываемой измерительной системы и приводятся характеристики макетов первичных датчиков.
В шестой главе анализируются погрешности измерения амплитуд гармоник и мощности электроэнергии. Также рассматривается вопрос трансформации погрешностей измерения амплитуд гармоник в погрешность расчета ПКЭ.
Информационно-измерительная система «Пирамида» для создания АСКУЭ
Поскольку в ГОСТ 13109-97 не дано четких указаний по методике измерений, приведены лишь рекомендации и даны формулы расчета ПКЭ по измеренным данным, то возникает вопрос: «как правильно осуществить измерения физических величин для корректного расчета ПКЭ по приведенным в ГОСТ формулам ». В частности, в обязательном приложении Е6 говорится, что при измерении ПКЭ с помощью цифровых средств измерений, реализующих алгоритм быстрого преобразования Фурье (БПФ), в качестве /-го наблюдения исследуемой величины допускается рассматривать значение этой величины, полученное на выборке напряжения с шириной измерительного окна в соответствии с требованиями, указанными в таблице ЕЛ (см. ГОСТ 13109-97).
При этом в ГОСТ 13109-97 не сказано, какое изменение напряжения считать установившимся, какое - быстроизменяющимся и какое - переходным. Поэтому возникают разночтения и, предположительно, это одна из причин того, что различные аттестованные приборы, включенные в одну и ту же точку контроля, показывают различные результаты. С другой стороны, каждый производитель (проектировщик) системы вынужден «придумывать» границы изменения каждого измеряемого параметра (часто неоправданно с большим запасом или ориентируясь на мнения специалистов крупных компаний). В результате приборы контроля качества и учета количества электроэнергии при сравнении их характеристик имеют большой разброс одноименных параметров. Например, частота основной гармоники согласно ГОСТ 13109-97 может изменяться в пределах ±0,4 Гц, в то же время приборы контроля ПКЭ способны анализировать частоту в пределах ±1 Гц; ±2 Гц; ±5 Гц; ±10 Гц и более.
Поэтому целью данного обзора является составление корректных с технической и потребительской точек зрения представлений о параметрах АСКУЭ с учетом опыта существующих разработок и внедрений подобных систем. Из известных (представленных в литературе) отечественных типов, которые уже внедрены и эксплуатируются, интерес представляют системы: АСКУЭ «Спрут», АСУЭ «Баланс», «Пирамида», ИВК «ОМСК-М». Также интерес представляют счетчики электрической энергии (например: типа ППКЭ-1-50М, СА8334, СТС-5602, «Энергомонитор 3.3», «Ресурс UF» и т.д.), включающие в себя функции анализа ПКЭ, которые обычно являются конечными измерителями (анализаторами сигналов с датчиков тока и напряжения) в подавляющем большинстве АСКУЭ. Необходимо отметить, что большинство производителей подобных приборов скрывают его устройство. Поэтому в дальнейшем для определенности будем полагать, что цифровые приборы выполнены без каких-либо особенностей, т.е. работают по некоторому унифицированному алгоритму. Основная идея такого стандартного алгоритма состоит в прямом вычислении преобразования Фурье (в соответствии с рекомендациями ГОСТ 13109-97) оцифрованного сигнала без учета изменения его параметров во времени (не учитывается режим сети). То есть сигнал представляется стационарным процессом с постоянными на интервалах усреднения частотой и гармоническим составом. Согласно ГОСТ 13109-97 этот интервал равен 3 сек., но может определяться периодом опроса датчиков, т.е. например, достигать нескольких минут, либо просто определяться длиной выборки сигнала.
АСКУЭ "Спрут", разработанная научно-производственным предприятием "САБ-система" г. Ульяновск [24], предназначена для учета, контроля и управления энергоресурсами на промышленном предприятии. Поэтому в ее составе применяются низковольтные датчики тока и напряжения любого типа, интерфейс которых поддерживается системой. Структурная схема системы приведена на рис. 1.1. В основу АСКУЭ "Спрут" положен заложенный в ГОСТ 13109-97 принцип: форма кривых тока и напряжения принципиально обеспечивает определение всех количественных и качественных показателей электроэнергии. Система функционирует по следующему алгоритму: - последовательный опрос каналов (коммутация датчика к узлу обработки — контроллеру); - последовательное считывание (до 200 значений за период) мгновенных значений измеряемой величины в течение 6 периодов (—120 мс), передача считанных данных при этом осуществляется по транспортной сети (в аналоговой форме) в контроллер для оцифровки; - определение сдвига фаз с учетом влияния первичных датчиков; - корректировка кривой тока по поправочным коэффициентам петли гистерезиса (от 10 до 100 коэффициентов аппроксимации); - вычисление преобразования Фурье для определения амплитуд 40 гармоник; - определение ПКЭ в соответствии с методиками ГОСТ 13109-97. Погрешность измерения параметров данной системы определяется следующими факторами: принятым в системе значением частоты съема параметров кривых — до 200 точек за период 20 мс (частота дискретизации до 10 кГц); линеаризацией кривых тока (напряжения, фазы и т.д.) - до 30 отрезков линеаризации; разрядностью АЦП - 12 разрядов; периодом опроса и съема данных - от 5 мс до нескольких минут. «С учетом принятых ограничений относительная погрешность измерения параметров обеспечивается начиная с 0,2%» [24]. Устройство измерения мощности - контроллер, применяемый в АСКУЭ "Спрут", в составе интерфейсного блока (узел аналоговой обработки сигналов), аналогового мультиплексора, АЦП, блока цифровой обработки информации (БЦОИ) и параллельного регистра запатентовано (патент №2138827 от 15.10.97г.). На рис. 1.2 приведена структурная схема контроллера, полученная по описанию устройства, которое приведено в патенте.
Перспективные принципы построения контрольно-измерительных устройств АСКУЭ
При контроле качества и/или учете количества электроэнергии в высоковольтных сетях к погрешности применяемых типовых приборов следует прибавлять погрешность высоковольтных (измерительных) ТТ и ТН, которая неудовлетворительна как по величине, так и по затратам и усилиям, необходимым для ее поддержания и которая непредсказуемо изменяется при возникновении аварийных режимов (перегрузка, резкое изменение величины тока, короткие замыкания, грозовые разряды и т.д.) в течение времени эксплуатации. Это стимулирует создание АСКУЭ основанных принципиально на другом подходе к измерению мгновенных значений тока и напряжения, на основании которых вычисляются ПКЭ и производится учет электроэнергии.
Рассмотрение характеристик и возможностей различных приборов контроля качества и учета количества электроэнергии определило рациональность построения АСКУЭ по иерархическому принципу с построением специализированного измерительного модуля (устройства), включающего в себя высоковольтные датчики тока, напряжения и систему обработки, передачи данных. Размещение такого модуля на высоковольтной стороне представляет собой альтернативу электросчетчикам и штатным ТТ, ТН с их недостатками. Но при этом порождаются новые задачи: обеспечение питания средств обработки сигналов и передачи данных с полной гальванической развязкой с «землей», а также возникают вопросы ЭМС средств обработки данных и ЭМО, свойственной ЛЭП ВН и силовому оборудованию.
После решения этих задач необходимо рассмотреть проблемы неоднозначности и низкой достоверности измерений, проводимых с помощью существующих измерительных систем в одной точке контроля. Очевидно, это связано с проблемами ЦОС, решение которых обеспечит конкретную величину погрешности измерений независящую от параметров сигналов (отождествляемых с током и напряжением сети) и режимов электросети.
Размещение устройства обработки данных на высоковольтной стороне требует создания электрофизической установки высокого напряжения, которая должна обеспечить решение задач ЭМС средств обработки и передачи данных и позволить функционировать устройству измерения в автономном режиме длительное время. Такая конструкция позволяет заменить высоковольтные ТТ и ТН на альтернативные технические решения, свободные от недостатков штатных трансформаторов. Кроме того, при съеме сигнала относительно «земли» (как в стандартной измерительной системе) необходимо решать задачу обеспечения помехозащищенности линий связи выходов трансформаторов с входом устройства первичной обработки данных. Требования к помехозащищенности при этом оказываются весьма жесткими и трудно выполнимыми. Это показало численное моделирование процессов воздействия помеховых полей на линии связи [32] и расчет на основе ряда специализированных программ [33], обеспечивающих достаточное для целей инженерной практики совпадение расчетных и экспериментальных данных.
Чтобы выбрать способ реализации измерительного модуля необходимо определить виды помеховых воздействий, т.е. ЭМО, и рассчитать уровни помеховых воздействий. Тогда можно выбрать конкретные методы экранирования и определить требования к элементной базе устройства.
Для решения задачи контроля качества и учета количества электроэнергии измерительный модуль должен быть размещен на каждой фазе ЛЭП ВН. Таким образом, ЭМО в области размещения каждого измерительного устройства складывается из воздействий электромагнитных полей каждой фазы и внешних помеховых воздействий. Однако, учитывая уровни полей от фазных проводов ЛЭП ВН (например, на 110 кВ) промышленной частоты и кратных ей гармоник, внешними электромагнитными полями, образованными естественным фоном и прочими источниками помеховых полей можно пренебречь.
С учетом сказанного, решение задачи помехозащищенности устройств обработки данных требует исследований помехового воздействия: - электрических квазистатических высоковольтных полей; - магнитных полей промышленной частоты от протекающего тока в ЛЭП ВН; - кондуктивных помех по цепи электропитания; - широкополосных импульсных помех, определяемых искровыми разрядами на высоком напряжении. Причем экономически оправданным может быть признано решение этих задач лишь на основе численного моделирования помеховых сигналов. Это объясняется рядом причин: 1) физические исследования весьма трудоемки, дорогостоящи, требуют действий на реальных объектах и связаны с организационными ограничениями или практически недоступны; 2) аналитические расчеты ограничены сложностью граничных условий электродинамических систем, формируемых реальными объектами; 3) современные пакеты программ и производительность современных ЭВМ позволяют на основе численного расчета осуществить решение квазистационарных задач для электродинамических систем геометрически близких к реальным (и потому допустимом уровне ошибок для реальных инженерных оценок). Очевидно, что наибольшее помеховое влияние на отдельное измерительное устройство происходит от протекания тока в проводе собственной фазы. Поэтому для обеспечения экранирования системы обработки сигналов от влияния магнитного поля промышленной частоты необходимо, чтобы ток обтекал устройство обработки со всех сторон равномерным образом.
Оценка проникновения электрического поля внутрь КИУ через функциональные отверстия
Система передачи данных с применением радиоканала с высоковольтной стороны решается с помощью стандартных средств связи и поэтому не представляет принципиальной проблемы [34]. Учитывая возможный частотный спектр коронного разряда и промышленных помех на объектах электроэнергетики, ограниченный, как правило, частотами до 1000-1500 МГц, обеспечить помехозащищенность радиотракта можно выбором несущей частоты радиоканала выше 2 ГГц. Например, можно использовать так называемый свободный (разрешенный ГКРЧ для радиомодемной связи при создании вычислительных сетей) диапазон 2400-2500 МГц. При этом применение стандартных радиомодемов (учитывая требования удаленного контроля и управления процессом измерений) обеспечивает двунаправленную связь (полудуплексный режим) и легкость наращивания системы АСКУЭ благодаря применению стандартных локальных вычислительных сетей с открытой архитектурой и стандартным протоколом со встроенными средствами ограничения доступа (и возможными дополнительными нестандартными средствами аутентификации при доступе к данным и управлению оборудованием каждой КИУ).
Некоторую проблему может составить обеспечение ЭМС приемопередатчика радиоканала на высоком напряжении с высоковольтными цепями. Однако, учитывая решение задачи ЭМС в отношении узлов КИУ (применением клетки Фарадея, дополнительными экранами, рациональным размещением узлов и организацией массы [34]), нет принципиальных трудностей обеспечить помехозащищенность аппаратной части радиомодема, так как между этими узлами нет принципиальных различий.
Для диапазона частот (2,4 - 2,5 ГГц) в настоящее время выпускается широкая номенклатура аппаратуры для беспроводной передачи данных, работающая главным образом в стандарте IEEE 802.116. Основные параметры этого оборудования - схема радиодоступа CSMAICA с технологией - сигнал с расширенным спектром (spread spectrum) либо на основе метода скачков частоты (Frequency Hopping Spread Spectrum, FHSS), либо метода прямой последовательности (Direct Sequence Spread Spectrum, DSSS). Современная модификация устройств стандарта 802.116 обеспечивает передачу данных со скоростью модуляции сигнала до 11 Мбит/сек, при этом реальная скорость передачи цифровой информации не превышает 5,2 Мбит/с, а эффективность передачи данных составляет 47%. Эти параметры вполне удовлетворяют требованиям, предъявляемым рассматриваемой измерительной системой, которая предполагает периодическую передачу данных об амплитудах 40 гармоник тока и напряжения, а также о сдвиге фаз между первыми гармониками тока и напряжения и некоторой статусной информации, необходимой для контроля функционирования оборудования КИУ.
Диапазон частот 2,4 - 2,5 ГГц, является нелицензируемым, т.е. не требуется получать разрешение ГКРЧ на радиопередающие средства в этом диапазоне. Однако это является и недостатком, поскольку подобная простота использования частотного ресурса привела к большой насыщенности радиосредств, работающих в данном диапазоне. Последнее проявляется в неблагоприятной растущей помеховой обстановке, в особенности, в городских и пригородных районах. Несмотря на это применение такой аппаратуры в предлагаемой измерительной системе вполне допустимо, так как сказывается лишь на трафике, который с учетом нечастых сеансов передачи (примерно каждые полсекунды) и их кратковременности (примерно 1-3 мс) оказывается достаточным даже с учетом трех кратного повторения передачи пакета через интервалы по 10-50 мс.
Другим (и в перспективе более интересным) вариантом реализации радиоканала является использование аппаратуры, в основе которой — стандарт IEEE 802.11а. Частотные диапазоны, в которых работает это оборудование — 5,15-5,35 ГГц и 5,725-5,825 ГГц. В основе радиотехнологии этого стандарта-мультиплексирование с разделением по ортогональным частотам {Orthogonal Frequency Division Multiplexing — OFDM). Достоинствами этого метода является лучшая помехозащищенность (в частности защищенность от многолучевого распространения) и более высокая скорость передачи — до 54 Мбит/сек (это скорость модуляции, а реальная скорость передачи данных — около 30 Мбит/сек). Более высокая скорость передачи повышает потенциальные возможности мониторинга в реальном времени. Более высокий рабочий частотный диапазон дает определенные преимущества антенной части радиоканала - в частности уменьшаются габариты антенны и упрощаются конструктивные меры помехозащиты (от проникновения помех в измерительную часть через антенный ввод).
На рис.2.20 представлена предполагаемая сетевая организация системы передачи, хранения данных и доступа к ним. Представленная структура является традиционной - иерархической и обеспечивает все положительные черты существующих АСКУЭ.
Задачами центров сбора (ЦСД) данных являются сбор данных от нескольких групп КИУ (каждая группа образует точку включения) и их запись в единую базу данных энергосистемы. Задачами сервера являются обеспечение авторизированного доступа к базе данных пользователей, составление протоколов по их запросам, документирование и резервное копирование данных.
Погрешность алгоритма вычисления спектра сигнала с медленно изменяющейся частотой основной гармоники
Таким образом, решение проблемы помехоустойчивости измерительной системы КИУ (системы ЦОС) связано с оценкой и при необходимости уменьшением уровней наводок на сигнальные цепи помеховых воздействий за счет магнитной составляющей поля промышленной частоты.
При рассмотрении данной задачи будем исходить из оценки величины потенциального напряжения помехового сигнала, приведенного ко входу гипотетического ОУ, моделирующего элементы системы обработки. Ограничимся худшим случаем — небалансной схемой подачи входных функциональных сигналов. При этом в качестве критерия оценки работоспособности ОУ примем допустимый уровень помехи на его входе равным величине в десять раз меньшей уровня логического нуля, который составляет для большинства микросхем около 0,4 В (коэффициент различимости 10). Для простоты оценок рассмотрим худший случай возникновения напряжения противофазной помехи опасной для ОУ, считая, что оно возникает в устройстве обработки исключительно за счет напряжений, наводимых в индуктивных контурах, формируемых проводниками межкорпусных связей и проводниками на печатной плате. Учитывая большое многообразие возможных топологических решений разводки проводников на печатной плате, рассмотрение вопроса проведем по следующему алгоритму: - рассчитаем какая предельная площадь S одновиткового контура проводников на печатной плате обеспечит уровень напряжения помехового сигнала на зажимах контура не превосходящий установленного предела 0,04 В при максимальной (согласно расчету) величине магнитной индукции. Причем, для усиления оценки по наихудшему случаю, примем указанную величину индукции соответствующей частоте 50-й гармоники, т.е. частоте 2500 Гц; - сравним полученное значение предельно-допустимой площади S с возможными (типичными) значениями площади контуров на печатной плате. При уровне индукции поля равной 1,9 мТл при частоте равной 2500 Гц в соответствии с законом Фарадея предельная площадь контура Условно можно считать, что линейные размеры проводников контура на печатной плате, соответствующие предельной площади 13,4 см2 равны /=V S 3,66 см, что немного превосходит типичные значения применяемых разводок (порядка 8-10 см ). С учетом же явно завышенных (в 50 раз) значениях частот наводки полученные допустимые длины можно увеличить как минимум в 10 раз. Таким образом, проведенные оценки показали, что уровни помеховых магнитных полей, возникающих внутри корпуса КИУ не представляют опасности для функционирования электронных блоков его измерительного устройства. Это представляется справедливым даже без применения специальных мер экранирования этих блоков внутри корпуса КИУ. Однако для защищенности от потенциальных импульсных помех, например порождаемых при коротких замыканиях, можно рекомендовать размещать микропроцессорные узлы в ферромагнитных экранах. Для полной оценки помехоустойчивости измерительного устройства КИУ необходимо еще оценить помехоустойчивость «линий связи», т.е. электрических соединений между выходными зажимами первичных датчиков и входными аналоговыми каскадами системы обработки (на основе ОУ). Для емкостного датчика при уровне поля в окрестности нижнего торца КРГУ (кольцевого выравнивателя поля) порядка 6,5 В/см (рис.2.8) и стандартном проводе типа витой пары задача обеспечения приемлемого ОСШ решается выбором коэффициента деления емкостного датчика напряжения. При этом непосредственно перед аналоговыми цепями системы обработки необходимо поставить последнюю ступень делителя напряжения, относящегося к емкостному датчику. Таким образом, например уровень сигнала, снимаемого с емкостного делителя, составляет 100 В, а непосредственно на выходе линии связи (т.е. на входе ОУ) сигнал дополнительно делится до уровня 5 В, тогда при проводе с расстоянием между проводниками порядка 1,5 мм ОСШ на входах ОУ превосходит 40 дБ. Также очевидно, что помеховое влияние магнитного поля на рассматриваемые соединительные проводники значительно меньше, так как уровень наводок магнитным полем на эквивалентную рамку значительно меньше наводок обеспечиваемых электрической составляющей [37]. Оценки наводок от электрического поля (6,5 В/см) и магнитного поля (1,9 мТл) составляют 0,975 В и 0,224 мВ (для частоты поля 2,5 кГц) соответственно (расстояние между проводниками витой пары 1,5 мм, шаг скрутки 5 мм).
В канале измерения тока возникает проблема, связанная с установленной по ТУ для измерительной обмотки ТТ величиной сопротивления нагрузки равного 0,1 Ом и предельной величиной тока в выходной обмотке, который равен 5 А при номинальном токе в силовом проводе (3 кА). При этом, с учетом возможного динамического диапазона изменения тока в проводе ЛЭП ВН (составляет от 100 до 3000 А), величина выходного напряжения ТТ (на сопротивлении нагрузки 0,1 Ом) составит от 16 мВ до 0,5 В. Таким образом, согласно расчетным данным становится очевидно, что измерения тока выполнить нельзя, так как уровни наводок соизмеримы с уровнем полезного сигнала. Выход из создавшейся ситуации возможен либо с применением иной, более помехозащищенной линии связи, либо с применением схемных решений, обеспечивающих повышение напряжения сигнала в линии связи, либо путем применения симметричных (балансных) схем на входе ОУ аналогового каскада.
Первый вариант решения задачи неприемлем ввиду больших проблем создания линии с высоким коэффициентом экранирования магнитных и электрических полей. Второй путь возможен с применением повышающего трансформатора напряжения с измерительного сопротивления 0,1 Ом. Однако этот вариант решения задачи неудобен тем, что входное сопротивление со стороны первичной обмотки повышающего трансформатора, шунтируя измерительное сопротивление, нарушает требования ТУ на измерительную обмотку ТТ, что приведет к проблемам аттестации такой измерительной системы. Третий вариант решения задачи оказывается наиболее предпочтительным, так как реализуется стандартным включением выходных зажимов линии связи к балансному входу ОУ.
