Устройство и способ определения напряжения и мощности каждой фазы в сети среднего напряжения

Группа изобретений относится к измерениям параметров электросетей, в частности к определению фазоров напряжения и тока в электрической сети среднего напряжения точным образом без необходимости в усложненных датчиках, и к определению и мониторингу мощности, развиваемой каждым из проводников, с использованием средств, обычно имеющихся в электрических сетях среднего напряжения. Раскрыты способ и соответствующее устройство для мониторинга параметров электрической сети среднего напряжения, включая определение силы тока, напряжения и мощности каждой фазы для электрической сети среднего напряжения. Текущие параметры электрической сети среднего напряжения, то есть фазоры тока и напряжения, а также мощности, определяются на основе измерений, выполненных датчиками (12, 14, 16), обычно установленными в электрической сети (5, 7) на уровне трансформатора (8). Конкретно определение фазора напряжения на каждом проводнике электрической сети (5) среднего напряжения выполняется с помощью амплитуды, выведенной из измеренной в электрической сети (7) низкого напряжения, и фазового угла, измеренного в электрической сети (5) среднего напряжения. Составления пар между фазорами тока среднего напряжения, углом, измеренным на среднем напряжении и выведенной амплитудой низкого напряжения выполняются с помощью сравнения с коэффициентом мощности cos ϕ электрической сети. Технический результат заключается в обеспечении приемлемой точности измерений мощности без применения усложненных датчиков за счет измерений трехфазных напряжений и мощностей в подстанциях MV/LV с особенностью обращения к информации о напряжениях, измеренных на стороне LV. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Изобретение относится к определению фазоров напряжения и тока в электрической сети среднего напряжения точным образом без необходимости в усложненных датчиках и к определению и мониторингу мощности, развиваемой каждым из проводников, с использованием средств, обычно имеющихся в электрических сетях среднего напряжения.

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Как проиллюстрировано на фиг.1, по архитектуре электрические сети 1 обычно строятся на нескольких уровнях, с первой электрической сетью 2 для передачи и распределения сверхвысоких и высоких напряжений EHV/HVB (от 35 кВ до более чем 200 кВ), используемой для передачи или распределения на электрической энергии на большие расстояния от электростанций 3 выработки электроэнергии. После преобразования 4, электрическая сеть 5 среднего напряжения HVA или MV, обычно между 1 и 35 кВ, и более точно - 15 или 20 кВ во Франции, берет под свое управление передачу на меньшем уровне к потребителям промышленного типа 6 или на электрические сети 7 низкого напряжения (LV) (в частности 0,4 кВ во Франции) через другие трансформаторные подстанции 8. Электрическая LV сеть 7 подает электроэнергию потребителям 9 с потребностями малой мощности. Традиционная подача электрической энергии является, таким образом, однонаправленным потоком F электрической энергии.

Уровень оборудования этих электрических сетей 1 с точки зрения управления и мониторинга не является однородным. Электрические HV сети 2 относительно хорошо оборудованы вследствие своей уменьшенной и ячеистой структуры, а также своей важности, что касается баланса между производством и потреблением в электрической сети. Электрические LV сети 7 также относительно хорошо оборудованы между измерениями на трансформаторе, вторичном для распределительных подстанций 8, и таковыми, поступающими от электросчетчиков 9 учета. Электрические MV сети 5, с другой стороны, в основном оснащаются оборудованием, назначение которого состоит в выполнении защиты или изменении конфигурации, без обеспечения многочисленных измерений.

В электрической сети 5 датчики тока или напряжения, следовательно, чаще всего встраиваются в оборудование, выполняющее другую функцию, такую как прерывание тока или дистанционное управление, каковое может обуславливать технологию датчика, обычно определяемую в нормативном контексте. Распределительные подстанции 8, следовательно, часто оборудуются аппаратурой дистанционного управления, с датчиками тока на уровне MV для приемлемой установки и точности. Получение данных напряжения MV однако остается проблематичным по причинам стоимости датчиков и монтажа с нарушением рабочего режима, что затрудняет какое-либо обновление существующих электрических сетей 5. Управление и мониторинг электрической MV сети 5 подразумевают строгие уровни изолированности между датчиками и электроникой режима малого сигнала, функцией которой является задание формата и использование этих измерений. Доступные измерения, следовательно, обычно не позволяют выполнение мониторинга вследствие недостаточности точности или несоответствия нормативным требованиям относительно начальных функций.

Однако, необходимо обеспечивать доступ к достаточному и точному мониторингу электрических сетей 5 среднего напряжения в новой парадигме интеллектуальных сетей. Введение децентрализованных средств выработки электроэнергии и в MV, и в LV, с фотоэлектрическими панелями, ветровыми электростанциями и станциями малой мощности, может привести к нетрадиционным обратным потокам F’ тока и энергии. Тогда является необходимым осуществлять наблюдение и управление относительно электрических токов F, F’ (чтобы обеспечить соответствие токов, проходящих в различных проводах, относительно их поперечного сечения и их допустимого номинального тока), напряжений в нескольких точках (чтобы обеспечить соответствие договорной схеме по напряжению), и активной, полной и реактивной мощности (чтобы обеспечивать выполнение мониторинга потока энергии).

Традиционные трехфазные измерения мощности на первичном трансформаторе 8 требуют, чтобы измерялись три первичных тока и три первичных напряжения, причем выведение мощности осуществляется умножением почленно. Для выполнения этого, следовательно, необходимо иметь в наличии надлежащие датчики для токов и напряжений, а также центральные измерительные устройства. Существующие решения используют дорогостоящие компоненты, и обновление электрических сетей 5 может оказаться невозможным по причинам доступности.

В подстанции 8 трансформатора MV/LV, хотя измерение трех первичных токов легко выполняется с помощью катушек, которыми могут быть сердечники с отверстием, установленные на кабели, измерение трех первичных напряжений является фактически более проблематичным, поскольку точки контакта не всегда являются удобными для доступа или имеющимися в распоряжении. Измерения, которые иногда могут выполняться на уровне проходных конденсаторов, могут представлять нарушения баланса между фазами, в особенности, вследствие старения этих конденсаторов. Кроме того, этот вид измерения имеет лишь уровень низкой точности (например, рассогласования значений в диапазоне от -25 до +25% допускаются во Франции). Во всех случаях эти устройства являются часто громоздкими, и их установка требует отключения подачи электрической энергии вовлекаемой подстанции.

Для получения приемлемой точности измерений мощности, и, следовательно, измерений напряжения на первичной стороне, настоящее изобретение направлено на извлечение измерений трехфазных напряжений и мощностей в подстанциях MV/LV с особенностью обращения к информации о напряжениях, измеренных на стороне LV.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Наряду с другими преимуществами, задача изобретения состоит в смягчении недостатков существующего мониторинга электрических сетей среднего напряжения и предложении системы, дающей возможность использовать традиционные измерительные приборы для эффективного мониторинга электрической сети.

Изобретение относится к способу и устройству и предназначено для трехфазной электрической сети среднего напряжения, имеющей коэффициент мощности, или косинус фи, который больше 0,89, например, больше или равен 0,93 во Франции. Электрическая сеть среднего напряжения сопрягается с трехфазной электрической сетью низкого напряжения через трансформатор напряжения среднего/низкого, параметры преобразования для которого являются известными и могут быть введены для выполнения определений, согласно изобретению.

В частности, согласно одному из своих признаков, изобретение относится к способу определения силы и напряжения тока каждой фазы в такой электрической сети среднего напряжения, который содержит первый этап, на котором определяют фазор тока, или связку амплитуда/угол, на каждом из фазовых проводов электрической сети среднего напряжения, угол фазора напряжения на каждом из фазовых проводов электрической сети среднего напряжения, и фазор напряжения на каждом из фазовых проводов электрической сети низкого напряжения. Этим определениям фазоров предшествует измерение сигналов, представляющих ток и напряжение в, по меньшей мере, одной фазе электрической сети среднего напряжения, и напряжения в, по меньшей мере, одной фазе электрической сети низкого напряжения, упомянутые сигналы используются способом согласно изобретению, который содержит предварительный этап получения или приема этих сигналов. Предпочтительно, каждый из упомянутых представляющих сигналов, или, возможно, некоторые из этих сигналов измеряются для каждого фазового провода. Альтернативно, сигналы, представляющие другие неизмеряемые фазы, получают в нормальном рабочем режиме, согласно повороту на угол в 120° и 240°.

Способ затем содержит вычисление трех выведенных фазоров напряжений для среднего напряжения путем модификации фазоров напряжения для низкого напряжения, в соответствии с параметрами трансформатора.

Способ в заключение содержит составление пары из тройки трех фазоров тока, определенных на первом этапе, и тройки трех реконструированных фазоров напряжения, причем это объединение в пару, тем самым, связано с реконструированием тройки фазоров напряжения среднего напряжения путем замены угла в выведенных фазорах напряжения одним из углов, определенных на первом этапе непосредственно на основе сигнала, представляющего полученное напряжение. Этот этап составления пары/реконструирования содержит сравнение, для каждого компонента из пар фазоров, его косинуса фи с минимальным коэффициентом мощности электрической сети, и выбор пары трех фазоров, косинус фи для которой больше, чем упомянутый коэффициент мощности. Предпочтительно, косинус фи каждой пары вычисляется вычислением активной и полной мощностей и их отношения для каждого компонента пары. В предпочтительном варианте осуществления способ прерывают, как только может быть выбрана пара трех фазоров, и индексы фазы повторно назначаются этой выбранной паре, а также фазорам напряжения для низкого напряжения.

Преимущественно, вышеуказанный способ определения силы и напряжения тока каждой фазы используется в способе мониторинга, согласно изобретению, в котором связки фазора силы тока/напряжения для проводников используют, чтобы обеспечивать информацию относительно различных мощностей, проходящих в электрической сети среднего напряжения и/или в каждом проводе, путем использования подходящих формул мощности, таких как активная, реактивная и полная мощности и коэффициента мощности как суммарного, так и на каждую фазу, а также перераспределения энергии. Альтернативно или в качестве дополнения, используется информация, обеспеченная повторно индексированными фазорами, чтобы предоставить информацию относительно мониторинга электрической сети, такую как среднеквадратические значения тока и напряжения в каждом проводнике, соответственные коэффициенты нелинейных искажений, среднее, минимальное и максимальное значения во временных окнах, или даже транзиты энергии.

Согласно другому признаку, изобретение относится к устройству для определения силы и напряжения тока каждой фазы в электрической сети, как определено. Устройство также может быть приспособлено для мониторинга электрической сети.

Устройство, согласно изобретению, содержит модуль получения, чтобы получать фазоры относительно напряжения проводов в электрической сети среднего напряжения, напряжения проводов в электрической сети низкого напряжения, и силы тока, проходящей в проводах электрической сети среднего напряжения. Альтернативно, для напряжения среднего напряжения можно получать только угол фазора. Модуль получения также содержит средство для вычисления трех фазоров напряжения в электрической сети среднего напряжения, выводимых исходя из фазоров напряжения электрической сети низкого напряжения.

Модуль получения, таким образом, содержит средство для приема сигнала, представляющего каждую величину тока, по меньшей мере, для одного провода, и предпочтительно для каждого из трех проводов. Эти сигналы преимущественно фильтруются и дискретизируются до определения фазоров в подходящем средстве. Предпочтительно, устройство, согласно изобретению, содержит датчики для измерения соответствующих величин тока в электрической сети и для предоставления их на модуль получения.

Устройство, согласно изобретению, дополнительно содержит модуль для реконструирования и подбора пары, чтобы выбирать пару трех фазоров токов и напряжения для проводов электрической сети среднего напряжения. Фазоры напряжения для пары реконструируются посредством модуля подбора пары путем замены угла в каждом из полученных выводом фазоров на один из углов, полученных с помощью сигнала, представляющего напряжение проводов среднего напряжения. Пара, выбранная модулем подбора пары, является такой, что качество тока, проходящего в каждом проводе, соответствует характеристикам электрической сети, то есть коэффициент мощности или косинус фи каждого провода больше предельного значения для электрической сети, конкретно - выше чем 0,89 или 0,93. Модуль подбора пары, таким образом, содержит средство для вычисления активной и полной мощностей для различных пар трех фазоров, чтобы сравнивать их коэффициент с минимальным косинусом фи для электрической сети, и средство для выбора пары, удовлетворяющей упомянутому критерию. Преимущественно, если средство для выбора не обеспечивает какой-либо результат, устройство, согласно изобретению, содержит средство аварийной сигнализации, указывающее это.

Устройство, согласно изобретению, может дополнительно содержать модуль определения параметров мощности для проводов электрической сети среднего напряжения на основе пар, выводимых модулем подбора пары. Модуль мониторинга параметров тока, проходящего в проводах электрической сети, также может составлять часть устройства, согласно изобретению, используя данные, исходящие из модуля подбора пары. Устройство, согласно изобретению, может в заключение содержать интерфейс для передачи информации, предоставленной модулем мониторинга и/или модулем определения мощности, посредством средства отображения или пересылки на центральный блок.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Другие преимущества и признаки станут более очевидными из последующего описания конкретных вариантов осуществления, приведенных для иллюстративных и не ограничительных целей, лишь в качестве примера, представленных на прилагаемых чертежах.

Фиг.1, уже описанная, представляет сеть передачи электрической энергии.

Фиг.2 показывает устройство, согласно предпочтительному варианту осуществления изобретения, с разбивкой на две фиг.2A и 2B для лучшей четкости.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНОГО ВАРИАНТА ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Чтобы избежать какой-либо путаницы, в оставшейся части описания термин ‘фаза’ будет использоваться для идентификации фазы в смысле трехфазной электрической сети (фаза A, B или C); для обозначения угловой величины будет использоваться термин ‘угол’. Таким образом, согласно определенной терминологии, фазор электрической величины X задается ее амплитудой A_X и ее углом θ_X, то есть фазор напряжения относительно фазы A соответствует связке (A_{V_A}, θ_{V_A}), обычно представляемой формулой A_{V_A}θ_{V_A}.

Для выполнения эффективного мониторинга мощности и устранения необходимости обращения к датчикам напряжения чрезмерно высокой стоимости и предоставления возможности обновления каждой существующей электрической MV сети 5, даже если удобство доступа является сложным, согласно изобретению, измерения выполняются посредством оборудования, которое либо существует в электрической сети 5, или является легко приспосабливаемым и с технической, и с экономической точки зрения.

Является очевидным, что измерение напряжения на стороне LV трансформатора 8 не представляет какое-либо значительной трудности, провода являются легкодоступными. Информация, полученная таким образом, может легко масштабироваться с помощью характеристических параметров трансформатора MV/LV (трансформаторная связь, коэффициент трансформации и временной индекс), чтобы получать выведенный фазор напряжения MV. Однако, если существующие датчики дают возможность определения напряжения LV и выведенной амплитуды MV с очень хорошей точностью, приблизительно 0,5 до 1%, то информация относительно угла напряжения не является очень точной.

Наоборот, информация относительно угла напряжения на стороне MV может быть получена со значительной точностью существующими устройствами емкостного делителя или системой указания присутствия напряжения, VPIS, типа существующей в подстанциях MV/LV. Эти устройства, однако, не дают возможность измерения амплитуды с достаточной точностью.

Согласно изобретению, используются два измерения, чтобы воспроизвести точное измерение для фазоров напряжения MV, взяв выведенную амплитуду измерения напряжения LV и угол, измеренный относительно проводов MV. Однако является очевидным, что провода не всегда помечаются в подстанции 8, так что установка датчиков не может гарантировать, что та же самая фаза сохраняется для измерений стороны линии и стороны нагрузки. Должно обеспечиваться, что эти две единицы информации являются корректно связанными при условии, что измерение выполняется в различных местах и на различных проводах.

Информация относительно характеристик напряжения заполняется путем измерения непосредственно на электрической MV сети 5 информации относительно силы тока, проходящей в сети. Здесь снова подбор пары между фазами относительно напряжения не является внутренним, датчики напряжения и тока традиционно находятся на расстоянии друг от друга.

Чтобы обеспечивать эффективное определение реконструированного фазора напряжения и его объединение в пару с силой тока, изобретение пользуется нормативными условиями электрической сети 1, что касается качества подачи тока на электрические сети 2, 5, 7. Фактически, в номинальном режиме работы электрической сети 1, то есть без каких-либо отказов, поставщики электричества обеспечивают угол между полной мощностью S и активной мощностью P (в схеме представления (P,Q)) не представляющий коэффициент мощности ниже, чем заданное значение, и, в частности, |cos ϕ|≥0,93 во Франции, и в более общем смысле |cos ϕ|≥0,9 в большинстве европейских стран. Этот cos ϕ, который соответствует отношению между активной и полной мощностями, дает возможность ограничения части реактивной мощности Q (используемой для передачи энергии, соответствующей F, тогда как модули 3 выработки электроэнергии обеспечивают только полную мощность S) и дает возможность максимизации активной мощности P, эффективно учитываемой для потребителя. Соответствующий угол ϕ, которым является максимально 21,56° в случае Франции, также является углом между вектором фазного тока и вектором напряжения "фаза-нейтраль" между упомянутой фазой и взаимосвязанной нейтралью в схемах фазоров напряжение/ток. Вычисление трехфазных мощностей, каковое является объектом изобретения, таким образом, используется для искючения неточности относительно составления пар и реконструкций, обеспечивая достижение такого результата.

Согласно изобретению, составление пары фазоров тока и напряжения MV, следовательно, выполняется посредством вычисления отношения активной мощности P к полной мощности S, корректного подбора пары с обязательной проверкой условия, что cos ϕ выше, чем нормированное опорное значение, в частности 0,9, что соответствует тому, что ток и взаимосвязанное напряжение находятся внутри углового сектора в ±25°, если учитываются возможные ошибки в измерении и вычислении. Эти угловые секторы не перекрываются.

В частности, является возможным разделить на составляющие способ определения пар фазоров силы/напряжения среднего напряжения.

Этап I

На первом этапе определяются три сборки амплитуда/угол (Aθ) для токов MV, напряжений MV и напряжений LV, предпочтительно с помощью:

- получения сигналов, представляющих три тока для каждого провода из фазовых проводов R, S, T среднего напряжения - I_{MT_R}, I_{MT_S}, I_{MT_T}; преимущественно, представляющие сигналы фильтруются и дискретизируются; определяются фазоры, соответствующие этим токам A_{I_MV_R}θ_{I_MV_R}, A_{I_MV_S}θ_{I_MV_S}, A_{I_MV_T}θ_{I_MV_T};

- получения сигналов, представляющих три напряжения для каждой фазы из фаз U, V, W электрической сети среднего напряжения V_{MT_U}, V_{MT_V}, V_{MT_W} и извлечения информации относительно их угла θ_{V_MV_U}, θ_{V_MV_V}, θ_{V_MV_W}; преимущественно, полученные представляющие сигналы V_{MT_U}, V_{MT_V}, V_{MT_W} фильтруются и дискретизируются до выполнения определения фазоров A_{V_MV_U}θ_{V_MV_U}, A_{V_MV_V}θ_{V_MV_V}, A_{V_MV_W}θ_{V_MV_W};

- получения сигналов, представляющих три напряжения для каждого провода из фазовых проводов X, Y, Z низкого напряжения - V_{BT_X}, V_{BT_Y}, V_{BT_Z}; преимущественно представляющие сигналы фильтруются и дискретизируются; определяются соответствующие фазоры A_{V_LV_X}θ_{V-LV_X}, A_{V_LV_Y}θ_{V-LV_Y}, A_{V_LV_Z}θ_{V_LV_Z}.

Этап II

На втором этапе выводимая связка амплитуда/угол вычисляется для напряжения каждой фазы на высоком напряжении масштабированием и модифицированием фазоров напряжения LV согласно характеристическим параметрам трансформатора 8. Эти псевдо-фазоры A_{V_MV_X}θ_{V_MV_X}, A_{V_MV_Y}θ_{V_MV_Y}, A_{V_MV_Z}θ_{V_MV_Z} соответствует тройкам фаз X, Y, Z, угол которых выводился согласно временному индексу и типу связи для трансформатора, коэффициент трансформации также учитывается для амплитуды.

Этап III

Третий этап относится к определению для каждого фазового провода A, B, C среднего напряжения информации относительно фазора A_{I_MV_RST}θ_{I_MV_RST} силы тока, амплитуды A_{V_MV_XYZ}, возникающей в результате псевдо-фазора A_{V_MV_XYZ}θ_{V_MV_XYZ} напряжения, и угла θ_{V_MV_UVW}, возникающего в результате фазора A_{V_MV_UVW}θ_{V_MV_UVW} напряжения. Поскольку датчики физически не устанавливаются в одинаковом месте в подстанции, не обеспечивается, что чередование фаз является аналогичным, или что простое назначение атрибутов индексов при выполнении измерений является корректным. Пары троек интенсивность/ток выбираются так, что в каждом проводе соблюдается угловое рассогласование между напряжением и током, как определено поставщиком электричества, то есть во Франции они представляют косинус в абсолютном значении выше чем 0,93. Эти условия на косинус угловых рассогласований для пар напряжение/ток предпочтительно верифицируются путем выполнения соответственного вычисления активной мощности P и полной мощности S для различных троек (A_{I_MV_RST}θ_{I_MV_RST}; A_{V_MV_XYZ}; θ_{V_MV_UVW}).

Активная мощность P, соответственно, реактивная мощность Q, в трехфазной электрической сети 5 соответствует сумме активных мощностей P_i, соответственно реактивных мощностей Q_i, для каждой фазы, при P_i=V_iN·I_i·cos ϕ_V,I, соответственно Q_i=V_iN·I_i·sin ϕ_V,I, где V_iN - измерение напряжения между линией и нейтралью, I_i - измерение тока в фазе, и ϕ_V,I - угловое рассогласование между напряжением и током фазы. Косинус фи, или коэффициент мощности, является отношением между активной мощностью P и полной мощностью S, cos ϕ=P/S, при .

Хотя число возможностей реконструкций и составления пар, то есть (3!)³=216, является большим, фактически только одна пара из троек фазора соответствует критерию качества тока. Третий этап можно, следовательно, прерывать, как только тестируемая пара будет соответствовать упомянутому критерию.

Число теоретических вычислений может быть снижено продолжением итераций и проверок. Конкретно, на первом этапе является возможным выполнять вычисления мощности и косинуса фи с обращением к парам фазоров (A_{I_MV_RST}θ_{I_MV_RST}; A_{V_MV_XYZ}θ_{V_MV_UVW}), в которых замена угла выведенной связки выполнялась выбором "ближайшего" угла из числа измеренных углов напряжения MV, то есть, например, минимизацией стандартных отклонений.

Если никакое составление пары не выполняет условия косинуса фи в конце этого третьего этапа, может выдаваться аварийный сигнал, чтобы рекомендовать проверку используемых настроек и/или параметров, и/или проверку установки, например, режима работы и установки датчиков. Таким же образом, если составление пары оказывается корректным, преимущественно, для подлежащего тестированию значения косинуса со знаком: в случае отрицательной величины может выдаваться рекомендация проверить установку датчиков, в частности, что касается направления последовательности фаз (по часовой стрелке или против часовой стрелки) и/или выбора соглашения относительно заранее заданного направления для потока энергии.

Как только пары «фазор тока/фазор напряжения» были реконструированы для каждого из проводов среднего напряжения, индексы фазоров все пересматриваются на тройке фаз A, B, C, выбранных в качестве опорных. Предпочтительно, выбранная опорная тройка соответствует тройке R, S, T измерений тока на высоком напряжении с учетом факта, что датчики предназначены для этого измерения, четко связанного с проводниками, и непосредственно идентифицируемы для любого действия на упомянутом проводнике.

Указание относительно информации относительно тока и напряжения, проходящих в каждой из фаз электрической MV сети 5, может обеспечиваться или пассивным образом через устройство отображения, или подлежит пересылке на блок управления и/или мониторинга.

Этап IV

Изобретение может таким образом дополняться четвертым этапом, на котором параметры, дающие возможность точного мониторинга, определяются для каждой величины, такие как ее амплитуда, ее угол, ее среднеквадратическое или действующее значение - RMS, ее коэффициент нелинейных искажений - THD и т.д., то есть любая функция, как определено по стандарту EN 50160. Альтернативно или в качестве дополнения, измерения мощностей и энергий могут вычисляться с равными интервалами, для передачи пользователю либо посредством устройства отображения, цифровым или аналоговым выводом на блок мониторинга, либо путем передачи (проводной или беспроводной) на центральный блок мониторинга. Способ мониторинга может естественно сопровождаться аварийными сигналами в случае отказа, идентифицированного в данных, вычисленного и обеспеченного по отношению к опорным значениям.

Ограничение способа, согласно изобретению, состоит в идентификации различных угловых секторов, то есть, что максимальным допустимым углом между напряжением и силой является 30° с точностью измерения и вычисления в 100%. Поскольку ошибка приблизительно в 1-2° является скорее нормой при способе по изобретению, является важным, чтобы косинус был больше чем 0,883, предпочтительно 0,89, в электрической сети 5. При таком условии, посредством способа по изобретению, таким образом, является возможным без дорогостоящего устройства и на основе оборудования, уже присутствующего в большинстве электрический сетей 5, выполнять мониторинг активных/реактивных мощностей, диспетчеризацию перераспределений энергии, в том числе от децентрализованных производств, и транзита реактивной мощности, соблюдая при этом договорные обязательства, и конкретно обеспечивать:

- мониторинг данных повторно индексированных трехфазных напряжений LV (A, B, C) (амплитуда, угол, RMS, THD..);

- мониторинг данных повторно индексированных трехфазных напряжений MV (A, B, C) (амплитуда, угол, RMS, THD..);

- мониторинг данных повторно индексированных трехфазных токов MV (A, B, C) (амплитуда, угол, RMS, THD..);

- мониторинг данных повторно индексированных мощностей и энергий MV (A, B, C) (активная мощность, реактивная мощность, полная мощность, активная энергия, реактивная энергия и т.д.).

Для обеспечения возможности использования и доставки информации относительно мониторинга электрической MV сети, в вышеуказанном способе устройство 10, согласно изобретению, проиллюстрированное на Фиг.2, может устанавливаться в существующих электрических сетях 5, для которых параметры трансформатора 8 MV/LV являются известными. Электрическая сеть 5 содержит подходящие измерительные средства, а именно:

- средство 12 для измерения сигнала, представляющего ток каждой фазы среднего напряжения;

- средство 14 для измерения сигнала, представляющего напряжение каждой фазы среднего напряжения;

- средство 16 для измерения сигнала, представляющего напряжение каждой фазы низкого напряжения.

В частности, используются устройства 12, 14, 16, используемые для дистанционного управления, и их датчики. Эти датчики фактически являются простыми для установки и реализации, если они уже не существуют в электрической сети 5. Таким образом,

- сердечники 12 с отверстием или другие датчики являются простыми для установки на каждом проводе, чтобы выполнять измерение тока MV;

- VPIS 14 является обязательной единицей оборудования в аппаратной подстанции согласно стандарту IEC-61958 и позволяет выполнять измерения напряжения MV; альтернативно, емкостный и/или резистивный делитель напряжения может находиться на уровне трансформатора 8;

- напряжение на стороне LV можно легко получать измерительными трансформаторами 16, или другими датчиками, при условии, что три провода LV являются доступными на выходе из трансформатора 8 MV/LV.

Устройство 10, согласно изобретению, содержит первый модуль 20, по меньшей мере, с девятью плюс один входами, или приемное средство, дающее возможность обработки сигналов, представляющих ток и напряжение, полученные датчиками 12, 14, 16, и получения соответствующих фазоров. В частности, первый модуль 20 для определения фазоров может содержать модули 22, 24, 26, которые являются, например, одинаковыми, соответственно, связанными с каждым типом из типов датчиков 12, 14, 16, и которые преимущественно содержат средство f фильтрации представляющих сигналов, передаваемых датчиками 12, 14, 16, средство * дискретизации и средство 22’, 24’, 26’ для определения фазоров надлежащим образом на основе дискретизованных отфильтрованных сигналов. Модули 22, 24, 26 могут быть размещены в непосредственной близости к датчикам 12, 14, 16 или сгруппированы в первом модуле 20, который предпочтительно размещен в трансформаторной подстанции 8.

Первый модуль 20 дополнительно содержит средство 28 для вычисления выводимой связки напряжения MV на основе фазора LV, обеспечиваемого соответствующим модулем 26, и четвертого ввода, соответствующего параметрам трансформатора 8.

Устройство 10, согласно изобретению, содержит второй модуль 30 для реконструирования фазора напряжения и составления пары фазоров тока и напряжения MV. Второй модуль 30 содержит 9 входов, соответствующих связкам амплитуда/угол, обеспечиваемым модулями 22, 24 определения тока и напряжения MV, и средство 28 для вычисления выводимой связки. Второй модуль 30 содержит средство для вычисления активной и полной мощности, для каждой из троек, средство для определения отношения между этими двумя мощностями, средство для сравнения отношения с заранее заданным значением, которое больше минимального косинуса фи для электрической сети, например, 0,89 или предпочтительно 0,93, и средство для выбора фазоров, когда все отношения больше заранее заданного значения. Преимущественно второй модуль 30 содержит систему для выполнения первого выбора троек на основе сравнения углов, чтобы ограничивать количество вычислений.

Второй модуль 30 предпочтительно содержит средство 32, например, аварийный сигнал, чтобы указывать, если ни одно из сравнений, исходящее от соответствующих средств, не дает положительный результат. Второй модуль также содержит средство для повторного назначения индекса фазы на основе предшествующего подбора пары каждому из фазоров, обеспеченных первым модулем 20, и может содержать средство 34 для указания соответствующей пары сил/напряжений для каждой фазы.

Преимущественно, второй модуль 30 предназначен для обработки данных от стороны низкого напряжения. Он, в частности, содержит три соответствующих входа и средство 36 для повторного назначения одинакового индекса фазы A, B, C связкам амплитуда/угол для напряжений, измеренных на уровне низкого напряжения.

Второй модуль 30 может надежно прикрепляться к первому модулю 20 или размещаться удаленно в модуле измерения и мониторинга.

Устройство 10, согласно изобретению, может дополняться третьим модулем 40 для мониторинга электрической сети 5 среднего напряжения. В частности, третий модуль 40 может содержать средство 42, 44 для определения параметров относительно среднего, минимального и максимального значений во временном окне, коэффициент нелинейных искажений, ... фазоров тока и напряжения, связанных с каждой фазой, как обеспечено вторым модулем 30. Третий модуль 40 может также содержать подобное средство 46 для мониторинга низковольтного напряжения.

Устройство 10, согласно изобретению, может дополняться четвертым модулем 50, выполняющим вычисление и мониторинг мощностей электрической сети среднего напряжения 5. На основе повторно индексированных реконструированных фазоров напряжения и тока, четвертый модуль 50 может быть оснащен средством для вычисления активной мощности P, реактивной мощности Q и/или полной мощности S и коэффициента мощности FP, на глобальном уровне 3~ или для каждого провода, а также перераспределения энергии.

Различная информация, предоставленная третьим и четвертым модулями 40, 50, передается на интерфейс 60, который может содержать средство 62 отображения и/или средство 64 пересылки на центральный модуль. Интерфейс 60 может также содержать средство 66 для проверки, что информация P, Q... соответствует нормам, и, при необходимости, выдавать аварийный сигнал, указывающий некорректное функционирование.

Устройство 10, согласно изобретению, некоторые модули 40, 50, 60 которого могут быть встроены в локальный модуль мониторинга электрической сети типа фронтального блока удаленного терминала (RTU) или типа центральной системы диспетчерского управления и сбора данных (SCADA), позволяет осуществлять мониторинг электрической сети 5 с точностью (рабочая характеристика датчиков не принимается во внимание) приблизительно в 1-5% по мощностям и 0,5-1% по токам и напряжениям, несмотря на неточную цепь измерений, и с меньшей стоимостью, чем специализированные центральные устройства мониторинга мощности. Кроме того, монтаж устройства 10, согласно изобретению, не представляет каких-либо ограничений, что касается занятости пространства, поскольку оно может использовать существующее оборудование дистанционного управления.

Если требуемые рабочие характеристики для мониторинга электрической сети 5 являются низкими, то возможно ослабить способ и устройство 10 согласно изобретению, а также оборудование электрической сети 5 путем уменьшения числа датчиков 12, 14, 16 и выведением недостающих величин из измеренной информации, согласно угловому смещению. В частности, является возможным рассматривать только одно измерение тока и напряжения и осуществлять вывод сигнала, представляющего другие две фазы, согласно угловому смещению на 120° в нормальном рабочем режиме электрической сети. Первый модуль 20 тогда содержит средство для определения соответствующих параметров стороны линии или стороны нагрузки на основе определения фазоров. Эта необязательная возможность минимизирует занятость пространства, обусловленную числом датчиков, а также затраты на оборудование (датчики, но также и электронику обработки данных, память, и т.д.) и затраты на установку.

Между этими двумя экстремальными значениями (присутствие 9 датчиков или присутствие только 3 датчиков) является возможным измерять тройку тока или напряжения MV только в одной фазе, а другие получать выводом согласно угловому смещению, тогда как все измерения другой величины выполняются (решение 3V и 1I или 3I и 1V). Это позволяет обнаруживать "аварийную" работу электрической сети 5 в отношении отказа, короткого замыкания, нарушения баланса напряжения, типа нарушения баланса тока и т.д., чтобы отключить функции мониторинга мощности и/или указать присутствие некорректного функционирования посредством аварийного сигнала. В частности решение 3V и 1I позволяет предвидеть реализацию в приложениях, таких как коммутация фазы или управление схемой напряжения, тогда как решение 3I и 1V позволяет предвидеть реализацию в приложениях, таких как обнаружение/локализация отказов или управление нарушением баланса фаз.

1. Способ определения силы и напряжения тока каждой фазы трехфазной электрической сети (5) среднего напряжения, связанной через трансформатор (8) среднего/низкого напряжения с трехфазной электрической сетью (7) низкого напряжения, содержащий этапы, на которых:

- получают сигнал, представляющий ток (I_{MT_R}, I_{MT_S}, I_{MT_T}), протекающий, по меньшей мере, в одной фазе электрической сети (5) среднего напряжения, и определяют связку амплитуда/угол для тока (A_{I_MV_R}∠θ_{I_MV_R}, A_{I_MV_S}∠θ_{I_MV_S}, A_{I_MV_T}∠θ_{I_MV_T}) в каждом из фазовых проводов на основе упомянутых сигналов;

- получают сигнал, представляющий напряжение (V_{BT_X}, V_{BT_Y}, V_{BT_Z}) на, по меньшей мере, одной фазе электрической сети (5) среднего напряжения и определяют угол напряжения (θ_{V_MV_U}, θ_{V_MV_V}, θ_{V_MV_W}) в каждом из фазовых проводов на основе упомянутых сигналов;

- получают сигнал, представляющий напряжение на, по меньшей мере, в одной фазе электрической сети (7) низкого напряжения и определяют связку амплитуда/угол для напряжения (A_{V_LV_X}∠θ_{V_LV_X}, A_{V-LV_Y}∠θ_{V-LV_Y}, A_{V-LV_Z}∠θ_{V-LV_Z}) на каждом из фазовых проводов на основе упомянутых сигналов;

- вычисляют три выведенные связки амплитуда/угол для напряжения (A_{V_MV_X}∠θ_{V_MV_X}, A_{V_MV_Y}∠θ_{V_MV_Y}, A_{V_MV_Z}∠θ_{V_MV_Z}) для фазовых проводов электрической сети среднего напряжения модифицированием трех связок амплитуда/угол (A_{V_LV_X}∠θ_{V_LV_X}, A_{V-LV_Y}∠θ_{V-LV_Y}, A_{V-LV_Z}∠θ_{V-LV_Z}), определенных в электрической сети низкого напряжения, согласно характеристическим параметрам трансформатора (8);

- реконструируют связки амплитуда/угол напряжения (A_{V_MV_X}∠θ_{V_MV_U}, A_{V_MV_Y}∠θ_{V_MV_V}, A_{V_MV_Z}∠θ_{V_MV_W}) путем замены угла для выведенных связок (A_{V_MV_X}∠θ_{V_MV_X}, A_{V_MV_Y}∠θ_{V_MV_Y}, A_{V_MV_Z}∠θ_{V_MV_Z}) на один из определенных соответственных углов (θ_{V_MV_U}, θ_{V_MV_V}, θ_{V_MV_W}) напряжения для среднего напряжения и составляют пары между этими реконструированными связками и связками (A_{I_MV_R}∠θ_{I_MV_R}, A_{I_MV_S}∠θ_{I_MV_S}, A_{I_MV_T}∠θ_{I_MV_T}) амплитуда/угол силы тока для проводов электрической сети среднего напряжения путем выбора пары, причем три косинуса фи каждой связки больше чем 0,89.

2. Способ по п. 1, в котором на этапе получения сигнала, представляющего напряжения (V_{MT_U}, V_{MT_V}, V_{MT_W}) на, по меньшей мере, одной фазе электрической сети (5) среднего напряжения, получают три представляющих сигнала для каждого из фазовых проводов.

3. Способ по п. 1, в котором на этапе получения сигнала, представляющего ток (I_{MT_R}, I_{MT_S}, I_{MT_T}), протекающий, по меньшей мере, в одной фазе электрической сети (5) среднего напряжения, получают три представляющих сигнала для каждого из фазовых проводов.

4. Способ по п. 1, в котором на этапе получения сигнала, представляющего напряжения (V_{BT_X}, V_{BT_Y}, V_{BT_Z}) на, по меньшей мере, одной фазе электрической сети (7) низкого напряжения, т получают три представляющих сигнала для каждого из фазовых проводов.

5. Способ по п. 1, в котором на этапах реконструированиясвязок (A_{V_MV_X}∠θ_{V_MV_U}, A_{V_MV_Y}∠θ_{V_MV_V}, A_{V_MV_Z}∠θ_{V_MV_W}) амплитуда/угол напряжения и составления пар между этими реконструированными связками и связками (A_{I_MV_R}∠θ_{I_MV_R}, A_{I_MV_S}∠θ_{I_MV_S}, A_{I_MV_T}∠θ_{I_MV_T}) амплитуда/угол силы тока, вычисляют активные и полные мощности для упомянутых пар итеративно до тех пор, пока одна пара не представит косинус фи больше чем 0,89.

6. Способ по п. 1, дополнительно содержащий повторное назначение индекса, соответствующего фазам электрической сети, выбранной паре ((A_{V_MV_A}∠θ_{V_MV_A}; A_{I_MV_A}∠θ_{I_MV_A}), A_{V_MV_B}∠θ_{V_MV_B}; A_{I_MV_B}∠θ_{I_MV_B}), (A_{V_MV_C}∠θ_{V_MV_C}; A_{I_MV_C}∠θ_{I_MV_C})) напряжения и связкам амплитуда/угол тока для электрической сети среднего напряжения.

7. Способ определения мощности каждой фазы для электрической сети среднего напряжения с использованием определения пар сила тока/напряжение для каждой фазы по п. 6, содержащий этап, на котором умножают составляющие силы тока/напряжения упомянутых повторно назначенных атрибутов пар, чтобы определить, по меньшей мере, один из следующих параметров: активная, реактивная и полная мощности и коэффициент мощности как суммарные, так и на каждую фазу, а также перераспределения энергии.

8. Способ мониторинга параметров электрической сети среднего напряжения, использующий определение пар сила тока/напряжение для каждой фазы по п. 6 и содержащий этап, на котором определяют на основе упомянутых пар, по меньшей мере, одно из следующего: среднеквадратических значений тока и напряжения в каждом проводе; соответственных коэффициентов нелинейных искажений; среднего, минимального и максимального значений тока и напряжения в каждом проводе.

9. Устройство (10) для определения силы и напряжения тока каждой фазы трехфазной электрической сети (5) среднего напряжения, косинус фи которой больше чем 0,89, связанной через трансформатор (8) среднего/низкого напряжения с трехфазной электрической сетью (7) низкого напряжения, содержащее:

- первый модуль (20) получения, содержащий:

- средство для приема сигналов, представляющих напряжение (V_{BT_X}, V_{BT_Y}, V_{BT_Z}) электрической сети (7) низкого напряжения, ток (I_{MT_R}, I_{MT_S}, I_{MT_T}) и напряжение (V_{MT_U}, V_{MT_V}, V_{MT_W}) электрической сети (5) среднего напряжения;

- средство (22', 24', 26') для определения, исходя из полученных сигналов, угла напряжения (θ_{V_MV_U}, θ_{V_MV_V}, θ_{V_MV_W}) каждой фазы электрической сети среднего напряжения, амплитуды и угла силы тока (A_{I_MV_R}∠θ_{I_MV_R}, A_{I_MV_S}∠θ_{I_MV_S}, A_{I_MV_T}∠θ_{I_MV_T}) каждой фазы электрической сети среднего напряжения, амплитуды и угла напряжения (A_{V_LV_X}∠θ_{V_LV_X}, A_{V-LV_Y}∠θ_{V-LV_Y}, A_{V-LV_Z}∠θ_{V-LV_Z}) каждой фазы электрической сети низкого напряжения;

- средство (28) для осуществления вывода выводимых связок (A_{V_MV_X}∠θ_{V_MV_X}, A_{V_MV_Y}∠θ_{V_MV_Y}, A_{V_MV_Z}∠θ_{V_MV_Z}) амплитуда/угол напряжения каждой фазы электрической сети среднего напряжения исходя из амплитуды и угла напряжения каждой фазы электрической сети низкого напряжения (A_{V_LV_X}∠θ_{V_LV_X}, A_{V-LV_Y}∠θ_{V-LV_Y}, A_{V-LV_Z}∠θ_{V-LV_Z)}, определенных соответствующим средством (26), и исходя из параметров трансформатора (8);

- второй модуль (30) составления пары, содержащий:

- средство для реконструирования связок амплитуда/угол напряжения (A_{V_MV_X}∠θ_{V_MV_U}, A_{V_MV_Y}∠θ_{V_MV_V}; A_{V_MV_Z}∠θ_{V_MV_W}) каждой фазы для электрической сети среднего напряжения путем замены угла в каждой из упомянутых выведенных связок (A_{V_MV_X}∠θ_{V_MV_X}, A_{V_MV_Y}∠θ_{V_MV_Y}, A_{V_MV_Z}∠θ_{V_MV_Z)} амплитуда/угол на один из углов напряжения (θ_{V_MV_U}, θ_{V_MV_V}, θ_{V_MV_V}) каждой фазы электрической сети среднего напряжения, определенный на основе вычислений;

- средство для вычисления активной мощности (Р) и полной мощности (S) трех компонентов пары, составленной из реконструированной связки амплитуда/угол напряжения (A_{V_MV_X}∠θ_{V_MV_U}, A_{V_MV_Y}∠θ_{V_MV_V}, A_{V_MV_Z}∠θ_{V_MV_W}) и определенной связки (A_{I_MV_R}∠θ_{I_MV_R}, A_{I_MV_S}∠θ_{I_MV_S}, A_{I_MV_T}∠θ_{I_MV_T}) амплитуда/угол силы тока;

- средство для сравнения отношения между активной и полной мощностями (P/S) для каждого компонента с минимальным косинусом фи для электрической сети (5) среднего напряжения;

- средство для выбора, из упомянутых пар связок, пары, в которой эти три отношения больше, чем минимальный косинус фи, и для назначения индекса, соответствующего идентифицированным фазовым проводам электрической сети (5) среднего напряжения, компонентам упомянутой пары ((A_{V_MV_A}∠θ_{V_MV_A}; A_{I_MV_A}∠θ_{I_MV_A}), (A_{V_MV_B}∠θ_{V_MV_B}; A_{I_MV_B}∠θ_{I_MV_B}), (A_{V_MV_C}∠θ_{V_MV_C}; A_{I_MV_C}∠θ_{I_MV_C})).

10. Устройство по п. 9, в котором второй модуль (30) дополнительно содержит средство (32) для указания, если никакая пара не может быть выбрана вследствие несоблюдения сравнения с косинусом фи каждой пары.

11. Устройство по п. 9, дополнительно содержащее четвертый модуль (50) для определения, по меньшей мере, одного параметра мощности (Р) для каждого из фазовых проводов электрической сети (5) среднего напряжения исходя из выбранной пары ((A_{V_MV_A}∠θ_{V_MV_A}; _IA_{_MV_A}∠θ_{I_MV_A}), (A_{V_MV_B}∠θ_{V_MV_B}; A_{I_MV_B}∠θ_{I_MV_B}), (A_{V_MV_C}∠θ_{V_MV_C}; A_{I_MV_C}∠θ_{I_MV_C})).

12. Устройство по п. 9, дополнительно содержащее третий модуль (40) для определения параметров мониторинга тока в электрической сети (5) среднего напряжения для каждого из фазовых проводов исходя из выбранной пары ((A_{V_MV_A}∠θ_{V_MV_A}; A_{I_MV_A}∠θ_{I_MV_A}); (A_{V_MV_B}∠θ_{V_MV_B}; A_{I_MV_B}∠θ_{I_MV_B}), (A_{V_MV_C}∠θ_{V_MV_C}; A_{I_MV_C}∠θ_{I_MV_C})).

13. Устройство по п. 11, дополнительно содержащее интерфейс (60) для передачи пользователю информации, обеспеченной четвертым модулем (50).

14. Устройство по п. 12, дополнительно содержащее интерфейс (60) для передачи пользователю информации, обеспеченной третьим модулем (40).

15. Устройство по любому из пп. 9-13, дополнительно содержащее средство (16) для измерения сигналов, представляющих напряжение (V_{BT_X}, V_{BT_Y}, V_{BT_Z}) электрической сети (7) низкого напряжения, средство (12) для измерения сигналов, представляющих ток (I_{MT_R}, I_{MT_S}, I_{MT_T}) среднего напряжения и средство (14) для измерения сигналов, представляющих напряжение (V_{MT_U}, V_{MT_V}, V_{MT_W}) электрической сети (5) среднего напряжения.