Спосіб вимірювання частоти напруги енергосистеми

Реферат: UA 74075 U UA 74075 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Корисна модель належить до електротехніки та призначена для вимірювання частоти напруги енергосистеми. Може бути використана в загальнопромислових електромережах та електромережах дільниць вугільних шахт. В енергосистемах загальнопромислового призначення вимірювання частоти напруги використовується в схемах автоматичного частотного розвантаження для підвищення надійності системи (шляхом видачі сигналів на управління енергосистемою, яке передбачає відключення частини навантаження та підвищення потужності генераторів при зниженні частоти напруги енергосистеми). В енергосистемах вугільних шахт вимірювання частоти напруги може використовуватися для підвищення безпеки (шляхом виявлення по зниженні частоти напруги енергосистеми моменту переходу двигунів до режиму вибігу, що настає при централізованому відключення електроживлення внаслідок спрацьовування загальномережевого апарата захисту, з метою управління енергосистемою, яке передбачає від'єднання двигунів від електромережі для недопущення впливу ЕРС вибігу на місце короткого замикання або витоку струму на землю). Відомо спосіб виявлення та відображення зниження частоти в лінії електропостачання змінного струму, реалізований у електронному реле зниження частоти [патент US 3993984, G08B 21/00, опубл. 23.11.1976], що передбачає вимірювання частоти лінії електропостачання змінного струму за часовим інтервалом між суміжними періодами, формування першого вихідного сигнала при виявленні відхилення вказаної частоти від еталонної частоти, вимірювання частоти вихідного сигнала джерела еталонної частоти, формування другого вихідного сигнала, якщо еталонна частота вважається вірною, та формування сигнала про зниження частоти в лінії електропостачання у відповідь на наявність першого та другого сигналів. Основний недолік такого способу - низька швидкодія, оскільки вимірювання частоти триває як мінімум впродовж одного періоду сигнала. Відомо спосіб визначення частоти напруги мережі [патент RU 2231076, G01R 23/02, опубл. 20.06.2004], що базується на множенні опорного сигнала та сигнала, що аналізується, підсумовуванні отриманих значень на інтервалі дослідження, розрахунку середнього значення добутку опорного сигнала та сигнала, що аналізується, на кожній частоті опорного сигналу при переборі фази опорного сигнала від 0° до 180°, та визначенні частоти напруги мережі за максимумом середнього значення добутку сигналів, причому опорний сигнал подано бінарною зондуючою функцією. Недоліки такого способу: низька швидкодія, оскільки для однозначного визначення основної частоти напруги мережі інтервал дослідження має суттєво перевищувати період напруги (складати десяті долі секунди для промислової частоти); низька надійність роботи енергосистеми, оскільки опорний сигнал, що являє собою бінарну зондуючу функцію, може спотворюватися зовнішніми перешкодами. Відомо спосіб та пристрій виявлення частоти енергосистеми [патент US 5523675, G01R 23/15, опубл. 04.06.1996], який включає: крок дискретизації змінного електричного параметра (струму або напруги) енергосистеми; крок підсумовування, який передбачає підсумовування вибіркового значення v m , що виміряно в момент часу m , та вибіркового значення vmn , що виміряно в момент часу m  n , та отримання суми wm даних вибіркових значень; крок обчислення першого електричного параметра Е1, що відповідає середньоквадратичному значенню суми wm ; крок обчислення другого електричного параметра Е2, який відповідає середньоквадратичному значенню зміщеної у часі величини суми wm ; крок ділення, що передбачає ділення другого електричного параметра Е2 на перший електричний параметр Е1; крок виявлення частоти, який передбачає виявлення частоти параметра змінного струму за результатом ділення другого електричного параметра Е2 на перший електричний параметр Е1. До недоліків такого способу слід віднести низьку швидкодію, оскільки визначення частоти мережі триває як мінімум впродовж половини періоду основної гармоніки змінного електричного параметра, що обумовлено необхідністю отримання ряду вибіркових значень для здійснення обчислень. Крім того, спосіб може призвести до зниження безпеки енергосистеми через чутливість до амплітуд електричного параметра, частота якого вимірюється. Також відомо про використання в енергосистемах способу вимірювання частоти, який базується на визначенні фази струму відносно напруги живлення в колі з послідовно з'єднаними індуктивністю та ємністю [Хомяков М.Н. Реле частоты РЧ-1. - М.: Энергоиздат, 1982.-4-15 с.]. Основний недолік такого способу - низька швидкодія, оскільки швидкість виявлення зміни частоти залежить від сталої часу вимірювального контуру. Найбільш близьким аналогом до корисної моделі, що заявляється, є пристрій та спосіб вимірювання частоти енергосистеми [патент US 4547726, G01R 23/02, опубл. 15.10.1985], який передбачає вимірювання частоти напруги енергосистеми за арктангенсом відношення уявної та 1 UA 74075 U 5 10 15 20 25 30 дійсної частин комплексного вектора відхилення частоти від опорної, причому вказаний комплексний вектор формується як сума добутків дискретних перетворень Фур'є для другого періоду сигнала по фазам системи на комплексно-зв'язані дискретні перетворення Фур'є для першого періоду вказаного сигнала по відповідним фазам. Основний недолік вказаного способу - низька швидкодія, оскільки для формування комплексного вектора, згідно з яким обчислюється частота енергосистеми, необхідно здійснити як мінімум чотири заміри сигналів по фазам системи через визначені часові інтервали по кожному з двох періодів, тобто один вимір частоти триває протягом двох періодів. Також до недоліків слід віднести зниження рівня надійності роботи енергосистеми при використанні такого способу через необхідність виконання великого обсягу обчислень, зокрема, виконання дискретних перетворень Фур'є для кожного з періодів. Крім того, недоліком є зниження безпеки енергосистеми, оскільки спосіб передбачає наявність джерела опорної частоти, в разі виходу якого зі строю можуть бути подані помилкові сигнали керування на енергосистему. В основу корисної моделі поставлена задача вдосконалення способу вимірювання частоти напруги енергосистеми, в якому підвищення швидкодії досягається за рахунок формування комплексного просторового вектора, згідно з яким обчислюється частота енергосистеми, за однократним вимірюванням лінійних напруг енергосистеми, що призводить до підвищення безпеки та надійності роботи енергосистеми. Поставлена задача вирішується за рахунок того, що у відомому способі вимірювання частоти напруги енергосистеми, який передбачає вимірювання частоти напруги енергосистеми з використанням комплексного вектора, що залежить від напруг енергосистеми, згідно з корисною моделлю, частоту напруги енергосистеми вимірюють як модуль похідної за часом від кута повороту комплексного просторового вектора лінійних напруг енергосистеми відносно дійсної вісі комплексної площини, при цьому використовують залежності (1)-(3), і при відхиленні виміряної частоти напруги енергосистеми від заданої передають сигнал на управління енергосистемою. Причинно-наслідковий зв'язок між сукупністю ознак, що заявляються, та технічним результатом полягає у такому. Комплексний просторовий вектор, утворений лінійними напругами трифазної трипровідної енергосистеми, дорівнює: 2 j120  u  e j240  u  ,  uab  e bc ca  3  де uab - лінійна напруга між першою-другою фазами енергосистеми; u ubc - лінійна напруга між другою-третьою фазами енергосистеми; uca - лінійна напруга між третьою-першою фазами енергосистеми; 35 j   1 - уявна одиниця. Частота напруги енергосистеми може бути виміряна як модуль похідної за часом від кута повороту комплексного просторового вектора, утвореного лінійними напругами енергосистеми, відносно дійсної осі комплексної площини:   d / dt , 40 (1) Кут повороту комплексного просторового вектора відносно дійсної осі комплексної площини визначається наступним чином:     max ab,bc,ca , (2) де; ab  arccos( uab / u ) ; bc  arccos( ubc / u ) ; ca  arccos( ubc / u ) . 45 Модуль комплексного просторового вектора визначається як квадратний корінь суми квадратів дійсної Re u  uab та уявної Im u  (ubc  uca ) / 3 частин комплексного просторового вектора, згідно із залежністю:  u  50    (Re u )2  (Im u )2  u2  (ubc  uca )2 / 3 , ab (3) Підвищення швидкодії способу вимірювання частоти напруги енергосистеми, що заявляється, а також безпеки та надійності роботи енергосистеми досягається тим, що для визначення комплексного просторового вектора, згідно з яким обчислюється частота напруги 2 UA 74075 U 5 10 15 20 енергосистеми, а відповідно для визначення його модуля згідно з (3) та кута повороту відносно дійсної осі комплексної площини згідно (2), достатньо однократного вимірювання лінійних напруг енергосистеми, причому при відхиленні виміряної частоти напруги енергосистеми від заданої передають сигнал на управління енергосистемою. На фіг. 1 зображено фрагмент трифазної енергосистеми з функціональними блоками пристрою реалізації способу, що заявляється. Енергосистема включає першу 1, другу 2 та третю 3 фази, до яких за допомогою силового комутаційного апарата 4 під'єднано асинхронний двигун 5. Пристрій реалізації способу, що заявляється, містить вимірювальний перетворювач 6, який вимірює лінійну напругу uab між першою-другою фазами енергосистеми завдяки підключенню першого входу до фази 1 та другого входу до фази 2, вимірювальний перетворювач 7, який вимірює лінійну напругу ubc між другою-третьою фазами енергосистеми завдяки підключенню першого входу до фази 2 та другого входу до фази 3, та вимірювальний перетворювач 8, який вимірює лінійну напругу uca між третьою-першою фазами енергосистеми завдяки підключенню першого входу до фази 3 та другого входу до фази 1, причому сигнали u6 , u7 та u8 з вказаних перетворювачів 6, 7 та 8 відповідно подаються на вимірювальний блок 9. До складу вказаного блока 9 входить функціональний блок 10 обчислення модуля комплексного просторового вектора згідно із залежністю (3), на перший вхід якого подається сигнал u6 лінійної напруги uab між першою-другою фазами енергосистеми з вимірювального перетворювача 6, на другий вхід сигнал u7 лінійної напруги ubc між другою-третьою фазами енергосистеми з вимірювального перетворювача 7, на третій вхід - сигнал u8 лінійної напруги uca між третьою-першою фазами енергосистеми з вимірювального перетворювача 8, а сигнал u10 з виходу блока 10, що відповідає модулю u 25 комплексного просторового вектора u , подається на другі входи функціональних блоків 11, 12 та 13, які обчислюють відношення відповідно лінійної напруги uab між першою-другою фазами енергосистеми, лінійної напруги ubc між другою-третьою фазами енергосистеми та лінійної напруги uca між третьою-першою фазами енергосистеми (сигнали u6 , u7 та u8 , що відповідають вказаним лінійним напругам, подаються на перші входи блоків 11, 12 та 13 відповідно) до модуля u комплексного просторового вектора u . Сигнали u11 , u12 та u13 з виходів блоків 11, 12 та 13 відповідно подаються на входи функціональних блоків 14, 30 15 та 16 відповідно обчислення арккосинуса. Сигнал u14 з виходу блока 14, що відповідає куту ab , сигнал u15 на виході блока 15, що відповідає куту bc , та сигнал u16 на виході блока 16, що відповідає куту ca , подаються відповідно на перший, другий та третій входи блока 17 віднайдення максимальної величини згідно із (2), сигнал u17 на виході якого відповідає куту  35 40 45 50 повороту комплексного просторового вектора u відносно дійсної осі комплексної площини. До виходу блока 17 під'єднано функціональний блок 18 обчислення похідної за часом, сигнал u18 з виходу якого подається на вхід функціонального блока 19 обчислення модуля. Блоки 18 та 19 у сукупності реалізують залежність (1) вимірювання частоти напруги енергосистеми як модуля похідної за часом від кута повороту комплексного просторового вектора, при цьому виміряна частота напруги енергосистеми  відповідає сигналу u19 на виході блока 19. До складу вимірювального блока 9 також входить блок заданої частоти 20, сигнал u20 виходу якого, що відповідає заданій частоті, подається на перший вхід блока порівняння 21, причому на другий вхід блока 21 подається сигнал u19 . Сигнал u21 на виході блока порівняння 21 передається на управління енергосистемою, причому вказаний сигнал дорівнює нулю, якщо сигнали u19 та u20 однакові, та є ненульовим, якщо u19 та u20 не є однаковими. Реалізація способу вимірювання частоти енергосистеми пояснюється діаграмами на фіг. 2. Припустимо, що до момента t1 комутаційний апарат 4 ввімкнений і асинхронний двигун 5 працює в усталеному режимі. На виходах вимірювальних перетворювачів 6, 7, 8 наявні сигнали u6 , u7 та u8 відповідно, що відповідають трифазній системі лінійних напруг (між фазами 1-2, 2-3 та 3-1 відповідно) енергосистеми. Сигнали u11 , u12 та u13 на виходах блоків 11, 12 та 13 відповідно змінюються гармонійно з частотою напруги мережі та одиничною амплітудою. 3 UA 74075 U Сигнали u14 , u15 та u16 на виході блоків 14, 15 та 16 відповідно змінюються пилоподібно від 0 до  з частотою напруги мережі. Похідна за часом від пилоподібного сигнала u17 на виході блока 17 обчислюється в блоці 18. Додатне значення сигнала u18 на виході функціонального блока 18 дорівнює швидкості зростання сигнала u17 , а від'ємне - швидкості зниження u17 . 5 Обчислювання модуля від сигналу u18 в блоці 19 дозволяє поєднати додатні та від'ємні значення похідної та отримати сигнал u19 , що відповідає частоті  напруги енергосистеми. При відключенні комутаційного апарата 4 в момент t1 двигун 5 переходить до режиму вибігу, частота напруги на статорі, яка підтримується ЕРС вибігу, знижується, що призводить до зниження частоти сигналів u11  u13 , u14  u16 та u17 , зменшення додатних та від'ємних 10 15 20 25 амплітуд похідної u18 та до зниження сигнала u19 , що відповідає частоті  напруги енергосистеми. До моменту t1 сигнали u19 та u20 , причому останній відповідає заданій частоті, є однаковими, що визначає нульовий рівень сигналу u21. Оскільки після моменту t1 сигнали u19 та u20 не є однаковими через зниження сигналу u19 , то сигнал u21, який передається на управління енергосистемою, є ненульовим. Однократні вимірювання лінійних напруг енергосистеми перетворювачами 6-8 та обчислення у вимірювальному блоці 9 частоти напруги енергосистеми проводяться з інтервалом дискретизації, який є суттєво меншим (наприклад становити 1/1000) від періоду напруги енергосистеми. Як вимірювальний блок 9 може бути використаний мікроконтролер з трьома аналогоцифровими перетворювачами для введення сигналів u6  u8 , або з одним аналого-цифровим перетворювачем, що обладнаний триканальним вхідним мультиплексором (наприклад мікроконтролер сімейства ATmega). Функції блоків 10-21 можуть бути реалізовані алгоритмічно у вигляді програми для мікроконтролера. Заявлений спосіб забезпечує підвищення швидкодії вимірювання частоти напруги енергосистеми за рахунок формування комплексного просторового вектора, згідно з яким обчислюється частота енергосистеми, за однократним вимірюванням лінійних напруг енергосистеми, що призводить до підвищення безпеки та надійності роботи енергосистеми. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 30 35 Спосіб вимірювання частоти напруги енергосистеми, який передбачає вимірювання частоти напруги енергосистеми з використанням комплексного вектора, що залежить від напруг енергосистеми, який відрізняється тим, що частоту напруги енергосистеми вимірюють як модуль похідної за часом від кута повороту комплексного просторового вектора лінійних напруг енергосистеми відносно дійсної осі комплексної площини, при цьому частоту напруги енергосистеми визначають за формулою:   d / dt , а кут повороту комплексного просторового вектора лінійних напруг визначають за формулою:   max ab,bc,ca ,  де ab  arccos( uab / u ) ; bc  arccos( ubc / u ) ; ca  arccos( ubc / u ) , причому для формування 40 комплексного просторового вектора використовують однократні виміри лінійних напруг енергосистеми, а модуль комплексного просторового вектора обчислюють за залежністю: u  45 u2  ab (ubc  uca )2 , 3 де uab , ubc та uca - виміри лінійних напруг між першою-другою, другою-третьою та третьоюпершою відповідно фазами енергосистеми, і при відхиленні виміряної частоти напруги енергосистеми від заданої передають сигнал на управління енергосистемою. 4 UA 74075 U Комп’ютерна верстка Л. Ціхановська Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 5