Измервания в съвременните мрежи

Измервателната инфраструктура на електроенергийните мрежи вече обхваща много повече от търговското отчитане на електрическа енергия. Цифровите подстанции, синхронизираните фазорни измервания, интелигентните електромери и анализаторите на качеството формират различни слоеве за наблюдение на мрежата, всеки със собствена точност, времева разделителна способност и комуникационна архитектура. Увеличаването на фотоволтаичните системи, батериите, зарядната инфраструктура и преобразувателите със силова електроника поставя допълнителни изисквания към измерването на бързи процеси и високочестотни смущения. В европейските мрежи тези промени се съчетават със стандартизирани цифрови интерфейси, метрологична проследимост и все по-прецизна времева синхронизация.

Текст: списание Енергия

При традиционната електроенергийна система измервателните функции са сравнително ясно разграничени. Токовите и напреженовите трансформатори предоставят вторични сигнали към релейни защити, локални измервателни прибори и средства за търговско отчитане, а системите за диспечерско управление и събиране на данни (SCADA) получават стойности на напрежение, ток, активна и реактивна мощност и информация за положението на комутационните апарати. В съвременната мрежа една и съща физическа точка може да бъде наблюдавана едновременно от цифрово защитно устройство, анализатор на качеството на електроенергията, устройство за синхронизирани векторни измервания (PMU), интелигентен електромер и регистратор на вълновата форма. Разликата между тези измервания не се определя само от точността. Съществено значение имат скоростта на обновяване, честотата на дискретизация, начинът на усредняване и времевото маркиране на данните. SCADA измерване с период на обновяване от няколко секунди е достатъчно за установени режими, но не може да опише подробно процес, който се развива за 50ms. PMU може да регистрира такова изменение чрез последователност от синхронизирани измервания, докато високочестотен регистратор може да покаже самата форма на напрежението или тока по време на преходния процес.

Наблюдаемостта поради това вече не зависи единствено от броя на инсталираните измервателни точки. От значение е какъв вид информация предоставя всяка точка и доколко данните от различни устройства могат да бъдат сравнени. Измерването на 20kV например може да представлява 10min усреднена ефективна стойност, моментна стойност от цифрова измервателна верига или амплитуда на синхронизиран фазов вектор. Числовите стойности могат да бъдат близки, но информационното им съдържание е различно. Подобна разлика съществува и при честотата. Стойност от 50Hz характеризира текущия режим, но не показва с каква скорост честотата се изменя. За динамично наблюдение се използва и скоростта на изменение на честотата (ROCOF). Към основните величини постепенно се добавят фазови ъгли, хармонични и интерхармонични компоненти, несиметрия, параметри на краткотрайни събития, времеви маркери и показатели за валидност на измерването.

Тази промяна е особено важна в мрежи с голям брой инверторно свързани източници и двупосочни потоци на мощност. В разпределителната система напрежението вече не се определя само от захранващата подстанция и товара надолу по линията. Фотоволтаични централи, батерии и зарядни станции могат локално да изменят посоката и стойността на потока, както и профила на напрежението. Следователно измервателната инфраструктура трябва да предоставя информация не само за количеството консумирана или произведена енергия, а за електрическото състояние на отделните участъци. В този контекст наблюдаемостта представлява способност да се възстанови достатъчно точна картина на мрежата от множество измервания с различна пространствена и времева разделителна способност.

От първични величини до цифров измервателен поток

Всяка измервателна система започва с преобразуването на първичния ток или напрежение до ниво, което може безопасно да бъде обработено от вторичната апаратура. Конвенционалните токови трансформатори обичайно предоставят номинален вторичен ток 1A или 5A, а напреженовите трансформатори преобразуват високото първично напрежение до стандартизирани вторични стойности. Тези устройства имат дългогодишно приложение и добре определени класове на точност, но техните характеристики са свързани с физическите свойства на магнитната система.

При токовите трансформатори е възможно насищане на магнитопровода при големи токове на късо съединение. Амплитудната и фазовата грешка се изменят според натоварването на вторичната верига и работната точка. Измервателните и защитните трансформатори поради това се проектират с различни изисквания. При измервателните приложения приоритет има точността в нормалния работен диапазон, докато защитните устройства трябва да запазят достатъчно коректно възпроизвеждане при токове, които многократно превишават номиналната стойност.

Цифровизацията на подстанциите разширява използването на нискомощни измервателни трансформатори (LPIT) и на сензорни принципи без традиционна магнитна сърцевина. Токът може да се измерва посредством бобина на Роговски, нискомощен токов трансформатор или оптичен преобразувател. За напрежението се използват резистивни и капацитивни делители, както и оптични методи. При тези устройства вторичният сигнал има значително по-ниска мощност и е подходящ за непосредствено подаване към електронен измервателен тракт. Намаляват се размерите на вторичните вериги и енергията, която трябва да бъде предавана към измервателното устройство. Отделянето между първичната система и цифровата електроника може да бъде реализирано още в близост до високоволтовото оборудване.

При модернизация на съществуваща подстанция често няма техническа необходимост конвенционалните измервателни трансформатори да бъдат сменени незабавно. Техните 1A или 5A токови сигнали и стандартни вторични напрежения могат да бъдат подадени към самостоятелен обединяващ модул (SAMU). Той извършва аналого-цифрово преобразуване и формира стандартизиран цифров изход. При такава архитектура метрологичната верига включва повече звена. Общата грешка зависи от първичния преобразувател, входния тракт, аналого-цифровия преобразувател, времевата синхронизация и цифровата обработка. Особено чувствително е измерването на активна и реактивна мощност, защото резултатът зависи едновременно от амплитудната и фазовата грешка на токовия и напреженовия канал. Цифровият интерфейс следователно не премахва метрологичните ограничения. Той позволява те да бъдат описани по-структурирано и да бъдат проследявани по цялата измервателна верига.

Дискретизирани стойности и цифрови подстанции

При аналогова подстанция вторичните токове и напрежения се пренасят по отделни медни вериги между измервателните трансформатори и устройствата за защита, измерване и регистриране. При цифровата подстанция тази архитектура се променя съществено. Аналоговият сигнал се дискретизира близо до първичното оборудване и се преобразува в поток от цифрови проби. Обединяващ модул (MU) приема сигналите от няколко измервателни канала, синхронизира тяхната обработка и публикува дискретизираните стойности в локалната Ethernet мрежа. В рамките на IEC 61850 тези данни се предават чрез механизма Sampled Values. Един цифров поток може да бъде използван едновременно от няколко интелигентни електронни устройства, например релейна защита, измервателен модул и регистратор. Така отделните медни вторични вериги постепенно се заменят от комуникационна инфраструктура.

Скоростта на дискретизация има пряко отношение към вида на процесите, които могат да бъдат наблюдавани. При мрежова честота 50Hz един период е 20ms. Ако цифровата система използва 4000 проби в секунда, интервалът между две последователни проби е 250µs. Това е достатъчно за детайлно цифрово представяне на основната синусоидална вълна и на част от хармоничното съдържание. За приложения с по-широка честотна лента могат да се използват значително по-високи скорости на дискретизация, включително стойности от порядъка на 96kHz. При такива режими измервателният поток вече може да съдържа информация и за сравнително бързи смущения. Изборът на скорост не е произволен, защото по-високата дискретизация увеличава количеството данни, изискванията към комуникационната мрежа и натоварването на устройствата.

Цифровото предаване поставя времевата синхронизация в центъра на измервателния процес. Ако няколко обединяващи модула дискретизират токове и напрежения в различни моменти, получените цифрови стойности не могат да бъдат коректно използвани за сравнение на фазовите отношения. Затова системите използват общ източник на време, който може да бъде свързан с глобална навигационна спътникова система GNSS, и разпространяват времевата информация чрез протокол за прецизна времева синхронизация (PTP). Профилът IEC/IEEE 61850-9-3 е разработен именно за изискванията на електроенергийната автоматизация. Освен самата проба цифровото съобщение трябва да носи информация за валидността и състоянието на данните. При загубена синхронизация електрическата стойност може да остане числово правдоподобна, но вече да не е годна за функция, която изисква точно фазово съпоставяне.

PMU и синхронизирани векторни измервания

В преносната мрежа големината на напрежението е само част от информацията за състоянието на системата. Два отдалечени възела могат да работят при почти еднакви ефективни напрежения, но при различни фазови ъгли. Тази разлика е непосредствено свързана с потоците на активна мощност и с динамиката между отделните електрически области. PMU измерва синхронизиран фазов вектор на напрежението или тока спрямо обща времева референция. Устройството обичайно предоставя и честотата, както и скоростта на нейното изменение, ROCOF. Така всяка стойност може да бъде сравнена с измерване от друга подстанция, направено в същия момент. Ако времевата грешка е 1µs, при честота 50Hz тя съответства приблизително на 0,018° електрически ъгъл. В този тип приложение точността на часовника следователно е част от метрологичната точност.

Данните от множество PMU обикновено се събират в концентратор на данни от векторни измервания (Phasor Data Concentrator, PDC). Неговата задача е да подреди измерванията според времевите маркери и да създаде съгласуван поток от данни за различни възли на системата. Това представлява съществена разлика спрямо класическото диспечерско телемерене. SCADA стойности, обновявани през няколко секунди, могат да покажат промяна в напрежението, мощността или честотата, но не винаги позволяват да се установи последователността на бързото събитие. PMU системите работят с десетки измервателни отчети в секунда и дават възможност да се наблюдават междузонални колебания, фазови движения, бързи изменения на честотата и разпространението на динамични процеси между отдалечени части на мрежата.

При разпределителната мрежа условията са различни. Фазовите разлики между съседни възли могат да бъдат значително по-малки, мрежата е по-разклонена, несиметрията между фазите е по-изразена и броят на потенциалните измервателни точки е много по-голям. Затова се използват микро-PMU и други устройства за синхронизирани векторни измервания, разработени за по-малки ъглови разлики и за монтаж в разпределителни съоръжения. В тези приложения е необходим различен компромис между метрологична точност, честота на обновяване, цена и комуникационни възможности. Микро-PMU могат да бъдат поставяни в ключови възли с разпределено производство, батерийни системи или значителни товари и да допълват по-бавните измервания от електромерите и SCADA.

Качество на енергията и измерване на несинусоидални процеси

Номинално напрежение 230V и честота 50Hz не описват достатъчно характеристиките на електрозахранването. Реалната вълнова форма може да съдържа хармоници, интерхармоници, краткотрайни спадове и повишения, прекъсвания, бързи изменения, фликер и несиметрия между фазите. В европейските обществени мрежи основните характеристики на захранващото напрежение се разглеждат в EN50160. Документът определя показатели за ниско, средно, високо и свръхвисоко напрежение и създава обща рамка за оценяване на качеството при нормални условия на работа. Измерването на тези характеристики обаче трябва да бъде извършено по еднакъв метод. Ако два анализатора използват различни времена за усредняване или различни алгоритми за откриване на събития, резултатите им могат да се различават дори когато са свързани към една и съща точка.

IEC 61000-4-30 определя методите за измерване на основните показатели за качество на електроенергията. Актуалното издание IEC 61000-4-30:2025 обхваща честота, големина на напрежението, фликер, спадове, повишения, прекъсвания, преходни напрежения, несиметрия, хармоници, интерхармоници и бързи изменения на напрежението. Клас A се използва за приложения, при които се изисква висока съпоставимост между различни измервателни устройства и резултатите трябва да могат да бъдат използвани за задълбочена оценка на качеството. Клас S е предназначен за наблюдение с различни изисквания към точността и обработката. В последните поколения анализатори измерването все по-често включва не само усреднени показатели, но и запис на вълновата форма около конкретно събитие.

Особено важен става честотният диапазон над традиционно наблюдаваните хармоници. Фотоволтаичните инвертори, зарядните устройства за електромобили, батерийните преобразуватели и импулсните захранвания използват високочестотна комутация и могат да създават проведени смущения в диапазона от няколко kHz до 150kHz. Компонентите в областта между 2 и 150kHz често се определят като супрахармоници. При тези честоти поведението на мрежата вече се определя не само от източника на смущението, но и от честотно зависимия импеданс на кабели, трансформатори, филтри и свързани преобразуватели. За надеждно измерване са необходими сензори и входни вериги с подходяща честотна характеристика, достатъчна честота на дискретизация и алгоритми, които могат да обработват нестационарни спектрални компоненти.

Интелигентният електромер като измервателен възел

Традиционният електромер измерва натрупаната активна или реактивна енергия за сравнително дълъг период. Съвременният статичен електромер съдържа електронен измервателен тракт, процесор, памет, часовник и комуникационен интерфейс. Това позволява освен енергия да бъдат регистрирани товарови профили, активна и реактивна мощност, фазови напрежения, токове, коефициент на мощността и събития, свързани с прекъсване или отклонение на напрежението. За активната електрическа енергия серията IEC 62053 определя различни класове на точност, включително 0,5, 1 и 2 за определени категории директно свързани уреди и по-високи класове като 0,1S, 0,2S и 0,5S при трансформаторно