Способ и устройство для определения входного напряжения на местной сетевой станции электросети

Изобретение относится к измерительной технике, представляет собой способ и устройство для определения входного напряжения трансформатора местной сетевой станции. При реализации способа измеряют входной ток, выходной ток и выходное напряжение трансформатора, а также фазовый угол между выходным током и выходным напряжением, определяют с их помощью коэффициент трансформации и полную проводимость поперечного звена p-эквивалентной схемы трансформатора местной сетевой станции и на основе определенных коэффициента трансформации и полной проводимости определяют входное напряжение трансформатора местной сетевой станции. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к технике распределения энергии, в частности местным сетевым станциям, то есть трансформаторным подстанциям, которые соединяют между собой уровни среднего напряжения и низкого напряжения электросети. В частности, изобретение относится к способу определения приложенного к местной сетевой станции среднего напряжения.

Электросети для передачи электрической энергии, как правило, имеют ряд трансформаторных подстанций, которые соединяют между собой уровень сверхвысокого напряжения, уровень высокого напряжения, уровень среднего напряжения и уровень низкого напряжения. В прошлом электрическая энергия электростанций предоставлялась централизованно, так что направление потока энергии в электросетях было известным, а именно, от уровня высокого напряжения к уровню низкого напряжения. Также до сих пор можно было исходить из того, что среднее напряжение на выходе трансформаторной подстанции между уровнем высокого напряжения и уровнем среднего напряжения является максимальным, и оно в направлении входа местной сетевой станции соответственно спадает. С расширением использования децентрализованных генераторных установок к распределительным сетям предъявляются новые требования. В ходе развития возобновляемых источников энергии все больше мелких генераторных установок подключаются к электросети, которые предоставляют электрическую энергию, которая вводится на уровне среднего напряжения, в особенности вблизи местных сетевых станций. Тем самым могут возникать пики нагрузки из-за ввода энергии, и приборы у конечных потребителей могут повреждаться из-за недопустимых превышений напряжения.

Кроме того, как правило, режим ввода энергии мелких генераторных установок, то есть надежность и количество предоставленной энергии, как, например, в солнечных установках и т.п., не может прогнозироваться. Поэтому в будущем необходимо лучше контролировать потоки энергии в электросети, особенно на уровне среднего напряжения. Для того чтобы получить вывод относительно потоков энергии и характеристики напряжения в сетях среднего уровня без оснащения местных сетевых станций измерительной техникой, необходимо знание среднего напряжения, приложенного на входной стороне к нескольким местным сетевым станциям. Без прямого измерения на местных сетевых станциях, однако, невозможно простым способом вывести приложенные там средние напряжения.

Кроме того, в имеющихся местных сетевых станциях обычно не устанавливается измерительная техника, с помощью которой на стороне входа может определяться среднее напряжение, приложенное к местной сетевой станции. Ввиду компактной конструкции местных сетевых станций, как правило, является затруднительным обеспечить на стороне входа подобное измерение напряжения.

Кроме того, в имеющихся установках токи холостого хода трансформаторов местной сетевой станции неизвестны, из-за чего без проблем невозможен обратный расчет приложенного на входе среднего напряжения исходя из просто измеряемого и, тем самым, известного напряжения и просто измеряемого и, тем самым, известного тока на стороне низкого напряжения трансформатора. Также установка ступеней трансформатора, то есть коэффициента трансформации трансформатора, может при случае вручную настраиваться на изменяемые средние напряжения, чтобы на уровне низкого напряжения достичь желательного сетевого напряжения. Автоматическое определение изменения установки ступеней трансформатора хотя и возможно, но сопряжено с затратами. Также ручное отслеживание является проблематичным, так как изменения установки ступеней обычно не выполняются персоналом, который также подготовлен для изменения параметризации локальной техники измерений и автоматизации.

Задачей настоящего изобретения является обеспечение способа и устройства, с помощью которых простым образом, в том числе в существующих местных сетевых станциях, в частности с трансформаторами старого типа, может быть определено входное напряжение на стороне высокого напряжения трансформатора местной сетевой станции.

Эта задача решается способом для определения входного напряжения трансформатора согласно пункту 1 формулы изобретения, а также устройством согласно подчиненному пункту формулы.

Предпочтительные варианты выполнения приведены в зависимых пунктах формулы изобретения.

Согласно первому аспекту предусмотрен способ для определения входного напряжения трансформатора местной сетевой станции. Способ содержит следующие этапы:

- измерение входного тока трансформатора, выходного тока трансформатора, выходного напряжения трансформатора, а также фазового угла между выходным током и выходным напряжением;

- определение коэффициента трансформации, комплексной полной проводимости (адмитанса), например, поперечных звеньев р-эквивалентной схемы трансформатора местной сетевой станции или других значений, из которых может быть выведена эта полная проводимость, с помощью измеренного входного тока, измеренного выходного тока, измеренного выходного напряжения и фазового угла между выходным током и выходным напряжением;

- определение входного напряжения трансформатора местной сетевой станции на основе определенного коэффициента трансформации и заранее определенной комплексной полной проводимости, таким образом, определенной эквивалентной схемы.

Идея предложенного изобретения состоит в том, чтобы без задания коэффициента трансформации, тока холостого хода, потерь в железе и/или также потерь в меди трансформатора местной сетевой станции, или посредством задания параметров, из которых можно вывести ток холостого хода трансформатора, определять приложенное на входе входное напряжение. Это может выполняться тем, что сначала определяются коэффициент трансформации и, в случае использования р-эквивалентной схемы, полная проводимость поперечных звеньев с помощью величин выходного напряжения трансформатора, входного тока и выходного тока. Дополнительно требуются только данные технические данные трансформатора, которые обычно могут быть получены из фирменной таблички с указанием типа трансформатора и из которых можно определить продольное звено р-эквивалентной схемы трансформатора местной сетевой станции. Это может быть, например, относительное напряжение короткого замыкания трансформатора в комбинации с его расчетной кажущейся мощностью и его расчетными токами.

Согласно форме выполнения ранее неизвестные элементы эквивалентной схемы трансформатора местной сетевой станции могут быть определены решением системы уравнений, которая учитывает по меньшей мере три набора измеренных значений из входного тока (I_OS) трансформатора, выходного тока (I_US) трансформатора и выходного напряжения (U_US) трансформатора. В случае р-эквивалентной схемы ранее неизвестными элементами являются поперечные звенья Y и коэффициент ű трансформации.

Кроме того, может быть предусмотрено, что применяется более трех вышеназванных наборов измеренных значений, таких как входной ток (I_OS) трансформатора, выходной ток (I_US) трансформатора и выходное напряжение (U_US) трансформатора, которые приводят к переопределенной системе уравнений, которая может быть решена, например, с помощью математического способа нелинейной оценки состояния.

Согласно другому аспекту, предусмотрен блок измерения и контроля для определения входного напряжения трансформатора местной сетевой станции. Блок измерения и контроля содержит

- блок измерения напряжения для измерения выходного напряжения;

- блоки измерения тока для измерения входного тока трансформатора и выходного тока трансформатора;

- блок определения разности фаз для определения фазового угла между выходным током и выходным напряжением;

- блок вычисления, который выполнен для

- определения коэффициента трансформации и полной проводимости поперечного звена р-эквивалентной схемы трансформатора местной сетевой станции с помощью измеренного входного тока, измеренного выходного тока, измеренного выходного напряжения и фазового угла между выходным током и выходным напряжением;

- определения входного напряжения трансформатора местной сетевой станции на основе определенного коэффициента трансформации и полной проводимости, например, поперечного звена р-эквивалентной схемы.

Предпочтительные формы выполнения далее поясняются со ссылками на приложенные чертежи, на которых показано следующее:

Фиг.1 - схематичное представление электросети с различными уровнями напряжения;

Фиг.2 - схематичное представление трансформаторной подстанции, в частности местной сетевой станции; и

Фиг.3 - эквивалентная схема трансформатора местной сетевой станции.

На фиг.1 схематично представлена электросеть 1 с линиями 3 передачи, которая имеет уровень Е1 сверхвысокого напряжения, уровень Е2 высокого напряжения, уровень Е3 среднего напряжения и уровень Е4 низкого напряжения. Линии передачи для простоты показаны как простые линии, хотя, как правило, предусматривается множество линий передачи для передачи тока. Между уровнями Е1-Е4 напряжения предусмотрены трансформаторные подстанции 2, которые в качестве главного компонента содержат трансформатор, чтобы преобразовывать напряжения с уровня более высокого напряжения на уровень более низкого напряжения. Трансформаторные подстанции между уровнем Е3 среднего напряжения и уровнем Е4 низкого напряжения называются местными сетевыми станциями.

В то время как трансформаторные подстанции 2 между уровнем Е1 сверхвысокого напряжения и уровнем Е2 высокого напряжения, а также между уровнем Е2 высокого напряжения и уровнем Е3 среднего напряжения ввиду их сравнительно небольшого числа и их более крупной конструкции могут просто оснащаться соответствующими измерительными устройствами для измерения напряжений входной стороны и выходной стороны (входного напряжения и выходного напряжения), в случае местных сетевых станций это может быть реализовано уже ввиду их большого количества только с повышенными затратами. К тому же местные сетевые станции обычно конструируются компактными, поэтому, как правило, особенно в существующих установках, трудно предусмотреть измерения напряжения на входной стороне.

До сих пор обычным являлось предусматривать для уровня среднего напряжения лишь одно или несколько мест подачи энергии. Место подачи энергии может, например, на фиг.1 соответствовать трансформаторной подстанции 2 между уровнем Е2 высокого напряжения и уровнем Е3 среднего напряжения. Напряжение на уровне Е3 среднего напряжения в этом месте ввода энергии является наибольшим и спадает с увеличением расстояния от места ввода энергии. Направление потока энергии было до сих пор известным. Эта ситуация заметно изменилась, так как посредством подключения децентрализованных генераторных установок, например, из регенеративных источников энергии, распределение тока и напряжения на уровне среднего напряжения становится трудно прогнозируемым. Это особенно имеет место в том случае, когда наличие децентрализованных генераторных установок является не прогнозируемым, как это имеет место, например, в случае ветроэнергетических установок или солнечных установок.

Для того чтобы все же иметь возможность контролировать состояние уровня Е3 среднего напряжения, полезным является знание приложенного на стороне входа к местной сетевой станции входного напряжения, так как это напряжение содержит не только информацию об измеряемой станции, но также и информацию о соседних станциях. Таким способом можно с помощью малого числа измерений внутри одного ответвления среднего напряжения в комбинации с уже доступными измерениями в питающей станции относительно точно сделать вывод о ее состоянии.

В частности, слишком высокое входное напряжение U_OS на стороне входа местных сетевых станций может быть проблематичным, так как это, ввиду почти неизменного коэффициента трансформации трансформатора местной сетевой станции, привело бы к повышенному сетевому напряжению (низкому напряжению), которое поставляется потребителю. Это может вызвать повреждение подключенных оконечных приборов или снизить их срок службы.

Вместо прямого измерения входного напряжения, приложенного на стороне высокого напряжения, можно было бы посредством измерения приложенного на выходной стороне к трансформаторам местных сетевых станций 2 выходного напряжения U_US и протекающего на выходной стороне выходного тока I_US с помощью электрических параметров трансформатора (ű: коэффициент трансформации, то есть отношение числа витков первичной обмотки к числу витков вторичной обмотки, Y: поперечные звенья р-эквивалентной схемы трансформатора) определить входное напряжение, приложенное на стороне высокого напряжения, однако, в частности, в старых местных сетевых станциях не все электрические параметры известны, которые требуются для этого. Это касается, в частности, потерь холостого хода. Также не имеется точных сведений о коэффициенте ű трансформации и поперечных звеньях Y р-эквивалентной схемы. Только информация об относительном напряжении u_K короткого замыкания, расчетном напряжении U_OSr стороны высокого напряжения, расчетном напряжении стороны низкого напряжения, а также расчетном токе, как правило, всегда указывается на фирменной табличке с указанием типа на трансформаторах в местных сетевых станциях, так что они могут считаться известными. Относительное напряжение u_k короткого замыкания в трансформаторах представляет собой напряжение, которое при короткозамкнутой вторичной обмотке должно прикладываться к первичной обмотке, чтобы первичная обмотка принимала расчетный ток. Справедливо соотношение:

u_k=U_k·100%/U_OSr

причем U_k соответствует измеренному напряжению короткого замыкания, и U_OSr соответствует расчетному напряжению на стороне высокого напряжения.

На фиг.2 показана система с трансформаторной подстанцией 2, в особенности трансформаторной подстанции местной сетевой станции, которая связана с блоком 4 измерения и контроля. Блок 4 измерения и контроля измеряет на стороне выхода выходное напряжение трансформаторной подстанции 2, с помощью блока 5 измерения напряжения и выходной ток трансформаторной подстанции 2 с помощью первого блока 6 измерения тока и ток, протекающий на стороне входа в трансформаторной подстанции 2 с помощью второго блока 7 измерения. Блоки 6, 7 измерения тока могут быть выполнены как преобразователи тока и включать в себя так называемые охватывающие кабель трансформаторы тока, которые имеют один или несколько витков вокруг соответствующего проводника, в котором должен измеряться протекающий ток. В обмотке индуцируется измеряемое напряжение, которое пропорционально электрическому току в проводнике. В блоке 4 измерения и контроля предоставляемые преобразователями тока измеряемые напряжения измеряются с помощью блоков 6, 7 измерения тока, и в блоке 4 измерения и контроля предоставляются соответствующие данные о входном токе I_OS и выходном токе IU_S, протекающих на сторону входа и на сторону выхода трансформатора трансформаторной подстанции 2. С помощью блока 9 вычисления выполняются последующие вычисления, чтобы определить входное напряжение U_OS.

Далее с помощью блока 5 измерения напряжения блока 4 измерения и контроля измеряется выходное напряжение U_US на выходной стороне трансформаторной подстанции 2. Измерение напряжения может, например, выполняться обычным аналого-цифровым преобразователем. Из измеренного выходного напряжения U_US и выходного тока I_US определяется сдвиг фазы в детекторе 8 разности фаз и предоставляется как разность φ фазовых углов между выходным напряжением U_US и выходным током I_US.

На фиг.3 показана р-эквивалентная схема трансформатора местной сетевой станции 2. Р-эквивалентная схема предусматривает идеальный трансформатор Т, который на стороне входа расширен на р-схему из двух поперечных звеньев Y и продольного звена Z. Первое поперечное звено соединяет входные выводы трансформатора местной сетевой станции друг с другом. Второе поперечное звено с идентичной полной проводимостью Y соединяет входные выводы идеального трансформатора Т друг с другом. Между расположенными таким образом параллельно к идеальному трансформатору поперечными звеньями последовательно расположено продольное звено.

В то время как величина полного сопротивления (импеданса) Z продольного звена может быть определена из относительного напряжения u_k короткого замыкания, и последнее в трансформаторах в местных сетевых станциях - если, например, не имеется никакой информации о потерях в меди - упрощенно может приниматься как чисто индуктивное, полная проводимость Y поперечных звеньев сначала неизвестна. Переключение ступеней трансформатора и, тем самым, коэффициент ű трансформации также считается неизвестным, так как установка ступеней может быть изменена, и при этом вторичная техника в станции не имеет сведений об этом.

В блоке 4 измерения и контроля неизвестные полные проводимости Y поперечных звеньев трансформатора и его коэффициент ű трансформации определяются из входного тока I_OS, выходного тока I_US и выходного напряжения U_US, а также предполагаемого известным полного сопротивления Z продольного звена. Для этого необходимы по меньшей мере три набора измеренных значений, состоящих из входного тока I_OS, выходного напряжения U_US, выходного тока I_US и разности φ фазовых углов между выходным напряжением U_US и выходным током I_US в моменты времени с различной нагрузкой. Лучшие результаты достигаются при применении большего числа наборов измеренных значений, так как таким образом могут снижаться последствия ошибок измерений.

Возможность совместного определения ű и Y состоит в решении следующего уравнения, которое базируется на р-эквивалентной схеме согласно фиг.3.

В уравнении величины Y и ű неизвестны. Так как Y состоит из действительной части Y_r и мнимой части Y_i, это соответствует трем действительным неизвестным переменным Y_r, Y_i и ű. Величина отношения I_OS и I_US уравнения известна посредством обоих измерений тока. Также известно комплексное отношение U_US и I_US в правой части уравнения. В то время как токи и напряжения в различных ситуациях нагрузки изменяются, все остальные элементы уравнения являются постоянными. Только посредством оценки уравнения в три различных момента времени получается разрешимая система уравнений.

Так как измеренные значения из наборов измеренных значений на практике подвержены ошибкам, для вычисления привлекаются не только минимально требуемые три набора измеренных значений, но и заметно больше, например 100. Таким способом оценка электрических параметров элементов эквивалентной схемы возможна с высокой точностью на основе известного математического способа нелинейной оценки состояния. При этом способе при переопределенной системе уравнений находится наиболее вероятное решение. В частности, известным способом могут определяться поперечные звенья Y и коэффициент ű трансформации из сильно переопределенной системы уравнений, так что при применении измеренных значений из наборов измеренных значений в целом получается наименьшее возможное отклонение для определяемых величин. Если параметры полная проводимость Y и коэффициент ű трансформации определены таким образом, то затем можно при получении каждого нового набора измеренных значений непосредственно определить входное напряжение U_OS на стороне высокого напряжения трансформатора.

Так как также может вычисляться входной ток I_OS, но он также дополнительно измеряется, то в описанном способе содержится регулярная проверка качества вычисления. Например, при отклонении между измеренным и вычисленным входным током I_OS выше определенного порогового значения тока запускается новый способ для определения комплексных полных проводимостей Y и коэффициента ű трансформации, чтобы эти значения скорректировать. Например, такой случай может наступить, когда была изменена установка ступеней трансформатора местной сетевой станции.

Перечень ссылочных позиций

1 - электросеть,

2 - трансформаторная подстанция,

3 - линии передачи,

4 - блок измерения и контроля,

5 - блок измерения напряжения,

6, 7 - блоки измерения тока,

8 - детектор разности фаз,

9 - блок вычисления,

u_{k -} относительное напряжение короткого замыкания,

U_{k -} напряжение короткого замыкания,

Y - комплексная полная проводимость поперечных звеньев, например, в р-эквивалентной схеме трансформатора,

Z - комплексное полное сопротивление продольного звена, например, в р-эквивалентной схеме трансформатора,

U_{US -} выходное напряжение,

I_{US -} выходной ток,

U_{OS -} входное напряжение,

I_{OS -} входной ток,

U_{OSr -} расчетное напряжение на стороне высокого напряжения трансформатора.

1. Способ для определения входного напряжения трансформатора местной сетевой станции (2), содержащий следующие этапы:
- измерение входного тока (I_OS) трансформатора, выходного тока (I_US) трансформатора, выходного напряжения (U_US) трансформатора, а также фазового угла между выходным током (I_US) и выходным напряжением (U_US);
- определение коэффициента (ű) трансформации и комплексных полных проводимостей (Y) поперечных звеньев, например, р-эквивалентной схемы трансформатора местной сетевой станции (2) с помощью измеренного входного тока (I_OS), измеренного выходного тока (I_US), измеренного выходного напряжения (U_US) и фазового угла между выходным током (I_US) и выходным напряжением (U_US);
- определение входного напряжения (U_OS) трансформатора местной сетевой станции (2) на основе определенного коэффициента (ű) трансформации и определенных полных проводимостей (Y) поперечных звеньев, например, р-эквивалентной схемы.

2. Способ по п.1, причем определение коэффициента (ű) трансформации и полных проводимостей (Y) поперечных звеньев выполняется посредством данных для расчетного напряжения на стороне высокого напряжения, относительного напряжения (u_k) короткого замыкания и расчетного тока стороны высокого напряжения.

3. Способ по п.1 или 2, причем коэффициент (ű) трансформации и полные проводимости (Y) определяются посредством решения системы уравнений, причем система уравнений определяется с помощью матрицы передачи р-эквивалентной схемы.

4. Способ по п.3, причем система уравнений является переопределенной и решается с помощью нелинейной оценки состояния.

5. Способ по п.4, причем определяется несколько, предпочтительно более трех, наборов измеренных значений из входного тока (I_OS) трансформатора, выходного тока (I_US) трансформатора и выходного напряжения (U_US) трансформатора, которые повышают переопределенность системы уравнений.

6. Способ по п.3, причем р-эквивалентная схема предусматривает два параллельных поперечных звена с полными проводимостями (Y), между которыми последовательно расположено продольное звено с полным сопротивлением (Z), причем мнимая часть полного сопротивления (Z) приближенно определяется посредством определения величины полного сопротивления (Z).

7. Способ по п.3, причем р-эквивалентная схема предусматривает два параллельных поперечных звена с полными проводимостями (Y), между которыми последовательно расположено продольное звено с полным сопротивлением (Z), причем полное сопротивление (Z) определяется из относительного или абсолютного напряжения короткого замыкания и потерь в меди.

8. Блок (4) измерения и контроля для определения входного напряжения трансформатора местной сетевой станции (2), содержащий
- блок (5) измерения напряжения для измерения выходного напряжения (U_US);
- блоки (6, 7) измерения тока для измерения входного тока (I_OS) трансформатора и выходного тока (I_US) трансформатора;
- блок определения разности фаз для определения фазового угла между выходным током (I_US) и выходным напряжением (U_US);
- блок (9) вычисления, который выполнен для
- определения коэффициента (ű) трансформации и полной проводимости (Y) поперечных звеньев, например, р-эквивалентной схемы, трансформатора местной сетевой станции (2) с помощью измеренного входного тока (I_OS), измеренного выходного тока (I_US), измеренного выходного напряжения (U_US) и фазового угла между выходным током (I_US) и выходным напряжением (U_US);
- определения входного напряжения (U_OS) трансформатора местной сетевой станции (2) на основе определенного коэффициента (ű) трансформации и определенной полной проводимости (Y) поперечного звена р-эквивалентной схемы.