BABS_CZY JUZ CZWARTA....indd - Instytut Energetyki Oddział

Z PRACOWNI INSTYTUTÓW I BIUR PROJEKTOWO-KONSTRUKCYJNYCH
Czy już czwarta
generacja zabezpieczeń?
Artykuł przedstawia najistotniejsze cechy rozległego systemu pomiarowego wykorzystującego pomiary synchroniczne fazorów napięć
i prądów. Opis tych cech pozwala na określenie ograniczeń co do możliwych obszarów zastosowań, zwłaszcza ograniczeń wprowadzanych
przez właściwości systemów transmisji danych.
W drugiej części artykułu, która może być uzasadnieniem dla wprowadzenia pojęcia czwartej generacji zabezpieczeń zamieszczono opis
działania przekładników elektronicznych, których zastosowanie w
istotny sposób spowoduje zmiany konstrukcji urządzeń automatyki
elektroenergetycznej.
Wprowadzenie
Bezpośrednim impulsem do napisania niniejszego artykułu było wystąpienie
Panów Profesorów Wilibalda Winklera
i Andrzeja Wiszniewskiego na 9. ogólnopolskiej konferencji pn. „Zabezpieczenia przekaźnikowe w energetyce” w Bielsku Białej w październiku 2006, którego główne tezy zostały opisane w [1].
W bardzo interesujący sposób przedstawiono w nim stuletnią historię zabezpieczeń, dzieląc kolejne etapy rozwoju na
generacje zabezpieczeń, związane z typem ich konstrukcji: elektromechaniczne, elektroniczne analogowe i elektroniczne cyfrowe. Jako przyszłościową generację zabezpieczeń – czwartą generację – wyróżniono system pomiarowo-decyzyjny WAMS – Wide Area Measuring
System w którym, zdaniem autorów [1],
funkcje zabezpieczeniowe realizowane
będą przez wielką zintegrowaną strukturę pomiarowo-decyzyjną.
W niniejszym artykule przedstawiono możliwości i ograniczenia wielkoobszarowej integracji zabezpieczeń oraz zaproponowano zarezerwowanie terminu
„czwarta generacja zabezpieczeń” dla
rozwiązań automatyki zabezpieczenio6
wej wykorzystujących nowoczesne przekładniki elektroniczne. Zdaniem autora
takie podejście jest bardziej uzasadnione, gdyż wprowadzenie tej techniki pomiarów wielkości elektrycznych może
być rzeczywistym przełomem w dziedzinie zabezpieczeń, zwłaszcza w zakresie ich konstrukcji.
Czym jest,
a czym nie jest WAMS
Porządkując kwestie terminologiczne należałoby się umówić, że angielski
termin WAMS w języku polskim znaczyć powinien „rozległy system pomiarowy”, a istotną cechą wyróżniającą taki
system jest synchronizacja pomiarów.
Jeśli w oparciu o pomiary wykonywane w tym systemie chcielibyśmy realizować funkcje automatyki zabezpieczeniowej, czyli zbudować system posiadający
funkcje decyzyjne (sterownicze), to system taki mógłby się nazywać „rozległy
system automatyki zabezpieczeniowej”,
co jest odpowiednikiem określeń WAMCS – Wide Area Monitoring and Control
System lub WAP – Wide Area Protection.
Idea wykorzystania wielkoobszarowej synchronizacji pomiarów dla celów
Nr 2/2007 Automatyka Elektroenergetyczna
Mgr inż. Adam Babś
Instytut Energetyki
Oddział Gdańsk
Szli piewcy wołając „Fazory, WAMSy,
czwarta generacja”
Wtem jakiś autor zabił małego haka,
napisał do AEE
i zapytał „czwarta, tzn. jaka?”
Motto autora z trawestacji wiersza J. Słowackiego:
„Szli krzycząc Polska, Polska”
Do we already have fourth
generation protection relays?
The paper presents the most important features of Wide Area Mesuring System based on synchronous
phasor measurements. It allows
definiong the possible scope of the
application, particularly with regards
to setting the limits resultetd from
the data transmission systems.
In the second part of the article,
which can be defined as a justification for introducing the term “fourth
generation of protective devicesw”,
electronic transfomers with a digital output are described. The application of this type of instrument
transformers will result in significant
changes in the structure of protection relays.
automatyki elektroenergetycznej narodziła się w połowie lat 90. [2] i związana była z postępami w trzech dziedzinach, które stworzyły następujące nowe
możliwości:
 budowy zaawansowanych technicznie
układów pomiarowych zdolnych do
pomiaru w czasie rzeczywistym przebiegów szybkozmiennych i rejestrowaniu ich w postaci fazorów synchronicznych;
Z PRACOWNI INSTYTUTÓW I BIUR PROJEKTOWO-KONSTRUKCYJNYCH
synchronizacji pomiarów w skali glo- energetycznym. Liczba ta jest wyznaczabalnej z dokładnością co najmniej 1 µs na na podstawie ciągu próbek wielkodzięki wykorzystaniu satelitarnych sy- ści mierzonych przez określony okres,
stemów radionawigacyjnych takich jak np. 40 ms dla częstoliwości generowania
GPS – Global Positioning System;
fazora 25 Hz. Początek każdego z tych
 korzystania z szybkich sieci łączno- okresów opatrzony jest znacznikiem czaści umożliwiających przesyłanie infor- su synchronizowanym ze wspólnego dla
macji pomiędzy miejscami pomiaru całego systemu źródła synchronizujące(stacje sieci NN, elektrownie) a cen- go (system GPS).
trum obliczeniowym i sterowniczym,
Norma ta również nakłada ogranitak aby systemy auczenia dotyczące jakości wytomatyki mogły być
ników poprzez wprowadzeWyposażanie terminasystemami czasu rzenie miary jakościowej wylili zabezpieczeniowych
czanych fazorów definiowaczywistego.
w funkcje wyznaczania
Na marginesie nie
nej jako wynikowy błąd wekfazorów
jest
rozwiązaod rzeczy będzie zdefitorowy TVE – Total Vector Erniowanie pojęcia „czas niem technicznie i ekoror. TVE jest długością wekrzeczywisty”, które czę- nomicznie uzasadnionym
tora różnicy pomiędzy fazosto bywa niewłaściwie
rem teoretycznym a fazorem
utożsamiane z szybkością działania w po- obliczonym przez urządzenie, wyrażotocznym rozumieniu, tj. działaniu w cy- nym jako ułamek długości fazora teoklu milisekund lub pojedynczych sekund. retycznego.
Cechą charakterystyczną systemów czaBłąd ten nie powinien przekraczać 1 %
su rzeczywistego (zdaniem autora lep- w każdej z następujących sytuacji:
szym terminem byłby „system uwarun-  zmiana częstotliwości do 5 Hz,
kowany czasowo”) jest działanie ogra-  zmiana amplitudy od 10 do 120 %
niczone w czasie przez zjawiska zachowartości znamionowej lub zmiana
dzące poza nim samym, przy czym źródkąta w zakresie ±π,
łem tych ograniczeń czasowych są za-  zawartość harmonicznych w sygnazwyczaj zjawiska fizyczne zachodzące
le do 10 %,
w świecie rzeczywistym. System czasu  obecność sygnału zakłócającego o amrzeczywistego nie musi być zatem szybki
plitudzie do 10 %.
w potocznym rozumieniu – istotne jest
W tym miejscu warto dodać, że wszeljedynie, aby jego działania spełniały na- kie wymagania dotyczące wyznaczania
rzucone ograniczenia czasowe.
fazorów dotyczą ich określania w stanie
Rozległy system pomiarowy, oprócz ustalonym, dlatego też fazory wyznaczawspomnianej cechy synchroniczności ne w stanach przejściowych przez różne
pomiarów charakteryzuje się szczegól- urządzenia mogą się między sobą różnić
ną formą przedstawienia pomiarów syn- np. co do czasu odpowiedzi na zmianę
chronicznych.
częstotliwości sygnału, wielkości obliczanych kątów i amplitud itp. ZastosoPomiary w tym systemie przedstawiane
wanie zatem pomiaru fazorów dla ocesą w postaci fazorów napięć i prądów.
ny zjawisk dynamicznych wymaga doW sensie ogólnym pojęcie fazoru doty- datkowych analiz.
czy wielkości fizycznej przedstawionej
W celu ograniczenia rozmiaru daw postaci amplitudy oraz kąta, natomiast nych przesyłanych pomiędzy urządzeniafazory mierzone lub raczej wyznaczane mi pomiaru fazorów (UPF) a systemem
w WAMS zdefiniowane są normą [4] nadrzędnym (centrum obliczeniowym),
jako liczba zespolona, która reprezen- wyznaczane są fazory składowych zgodtuje sinusoidalną wielkość pomiarową – nych prądów i napięć. Składowa zgodna
tj. prąd lub napięcie w systemie elektro- jest wyrażona jako suma trzech fazo
rów napięć lub prądów wyznaczonych
dla trzech faz:
1
X d = X 1,L1 + α X 1,L2 + α 2 X 1,L3
3
Zdefiniowane powyżej fazory mogą
być generowane w dedykowanym urządzeniu pomiarowym określanym skrótem
PMU – Phasor Measurement Unit, bądź
w tradycyjnych urządzeniach EAZ (terminale zabezpieczeniowe, rejestratory
zakłóceń) rozbudowanych o funkcję obliczania fazorów (algorytmy obliczeniowe) oraz udostępnienie obliczonych fazorów zgodnie z regułami protokołu komunikacyjnego [4] (porty komunikacyjne i protokół komunikacyjny).
W pierwszym przypadku urządzenia takie może obliczać kilka fazorów
prądów i napięć. Nie przesądzając, które z tych rozwiązań ma przewagę techniczną, wydaje się, że wyposażanie terminali zabezpieczeniowych w funkcje
wyznaczania fazorów jest rozwiązaniem
technicznie i ekonomicznie uzasadnionym, gdyż można wykorzystać istniejące układy wejściowe rozbudowując jedynie algorytm. Kilku uznanych producentów zabezpieczeń poszło tą właśnie drogą oferując zabezpieczenia wyposażone
w funkcję obliczenia fazorów. Przeprowadzone przez Instytut Energetyki badania
laboratoryjne i obiektowe takich zabezpieczeń [6] przez okres trzech miesięcy potwierdziły ich pełną przydatność
do korzystania z wyznaczanych przez
nie fazorów.
Sprawą, która budzi wiele nieporozumień w zakresie korzystania z fazorów
napięć i prądów do realizacji funkcji automatyki elektroenergetycznej, jest czas
pozyskiwania fazorów w rozległym systemie pomiarowym, w którym wykorzystuje się istniejącą infrastrukturę telekomunikacyjną – sieć WAN. Opóźnienie między zarejestrowaniem (wyznaczaniem)
fazora w urządzeniu pomiarowym (PMU
lub zabezpieczeniu) a jego zapisaniem
w pamięci koncentratora centralnego,
który może pełnić również rolę układu
decyzyjnego, może wynikać z następujących przyczyn:
(
)
Automatyka Elektroenergetyczna Nr 2/2007
7
Z PRACOWNI INSTYTUTÓW I BIUR PROJEKTOWO-KONSTRUKCYJNYCH
 opóźnienie wnoszone przez PMU
sieciowego oraz port WAN do połą-  wykorzystanie w WAMS dedykowaczenia z siecią SDH/PDH. Ruter ten
i koncentrator danych w stacji,
nych kanałów sieci WAN o przepu opóźnienie wnoszone przez sprzęt teleumożliwia buforowanie danych przystowości 2 Mb/s,
komunikacyjny siechodzących z portu LAN w przy-  odległość stacji NN od koncentratora
ci LAN (przełączpadku, gdy liczba danych przewynosząc 200 km i obecność co najniki i rutery) znaj- Obszarowe pomiary fakracza dopuszczalną przepustomniej trzech węzłów komutacyjnych siedujące się w stacji zorów mogą być wykowość łącza po stronie WAN,
ci SDH/PDH w kanale transmisyjnym.
elektroenergetycz- rzystane do realizacji ta multiplekser dla dołączenia
W praktycznych zastosowaniach
kich
funkcji
automatyrutera do węzła sieci SDH/ WAMS do realizacji automatyki zabeznej,
 czas transmisji da- ki systemowej, dla któPDH
pieczeniowej należy liczyć się z czasanych w wydzielonym rych dopuszczalny czas
Przyjmując czasy opóźnień mi potrzebnymi na obróbkę otrzymakanale sieci WAN opóźnienia działania
związane z miejscem ich powsta- nych informacji, wypracowanie informao ograniczonej prze- (wyłączenia) jest rzęnia określone w tabeli 1 można cji wyjściowej oraz transmisję poleceń
pustowości,
oszacować spodziewane w da- (np. wyłączeń) do układów wykonawdu kilkuset milisekund
 opóźnienia wnoszonej konfiguracji sieci WAN cał- czych oraz z czasem własnym wyłącznine przez urządzenia sieci WAN za- kowite opóźnienie pomiędzy zarejestro- ków. Łącznie czas ten przekracza 100 ms.
Biorąc pod uwagę opóźnienia wproinstalowane w węzłach sieci SDH/ waniem fazora a jego zapisaniem w konPDH,
centratorze na wartość od kilkudziesię- wadzane przez układy transmisji danych
 czas propagacji w światłowodzie – ciu do kilkuset milisekund.
z węzłów sieci do układu centralnego,
do którego przesyłaopóźnienie 0,5 ms/100 km długośTabela. 1. Przykładowe opóźnienia wnoszone przez elementy infrastruk- ne są pomiary fazoci światłowodu.
tury telekomunikacyjnej oraz urządzenia pomiaru fazorów
Przykładowy sposób dołączenia do sierów oraz czas działaMiejsce
opóźnienia
Opóźnienie
[ms]
ci WAN zainstalowanych w stacji NWN
nia algorytmów oblido 14
urządzeń będących źródłem fazorów po- Urządzenie PMU
czeniowych w punk2,7
kazano na ryc. 1. Urządzenia PMU zain- Przełącznik sieciowy w stacji NN
cie centralnym można
Ruter w stacji NN – czas rutingu
stalowane w stacji najwyższych napięć Kanał SDH/PDH: stacja NN – Koncentrator 2,5
przyjąć, że na obec4,2
powinny być dołączone do sieci WAN (w Światłowód
nym etapie rozwo0,5/100km
warunkach krajowych sieci SDH/PDH) Węzeł sieci SDH/PDH
ju techniki obszaro0,5
za pomocą wydzielonego kanału o prze- Koncentrator
we pomiary fazorów
10
pustowości 2 Mb/s. Niezbędnymi urząmogą być wykorzydzeniami telekomunikacyjnymi umożlistane do realizacji takich funkcji automatyki systemowej, dla
wiającymi takie połączenie są:
Szacunek ten uwzględnia:
 przełącznik sieciowy o określonych  transmisję ramek informacyjnych o roz- których dopuszczalny czas opóźnienia
miarze ok. 1,5 kB (ramka Ethernet), działania (wyłączenia) jest rzędu kilkuwłaściwościach,
 ruter stacyjny wyposażony w porty  korzystanie w stacji z sieci LAN o prze- set milisekund.
LAN dla podłączenia przełącznika
pustowości 100 Mb/s,
Tak więc podstawowe pytanie dotyczące wykorzystania rozległego systemu pomiarowego brzmi:
LAM
Ethernet
100 Mb
Ryc. 1. Schemat połączeń urządzeń PMU i zabezpieczeń w obrębie stacji najwyższych napięć
8
Nr 1/2006 Automatyka Elektroenergetyczna
Co można zrobić z ciągami pomiarów napięcia i prądu, które z określonym opóźnieniem wnoszonym przez
system transmisyjny docierają z różnych miejsc objętych systemem do centralnego ośrodka decyzyjnego?
Innymi słowy, jakie funkcje automatyki zabezpieczeniowej mogą być realizowane w oparciu o ciągi wartości fazorów składowej zgodnej napięć i prądów,
w których każdy element zawiera zbiorczą informację o tym, co działo się w cią-
Z PRACOWNI INSTYTUTÓW I BIUR PROJEKTOWO-KONSTRUKCYJNYCH
gu 40 ms, a informacja ta jest dostępna
w centrum decyzyjnym z opóźnieniem
nie mniejszym niż 100 ms?
Szeroki przegląd możliwych zastosowań przedstawiony jest w [3]. Jednym
z zastosowań pomiaru fazorów mogącym przynieść wiele korzyści, a którego celowość techniczna nie budzi zastrzeżeń, jest wyznaczanie estymatora
stanu [5].
Estymator stanu jest to zbiór parametrów charakterystycznych dla SEE koniecznych dla analiz systemowych związanych z oceną bezpieczeństwa pracy
systemu i potencjalnych zagrożeń,
a w najprostszym przypadku pozwalających wyznaczyć np. rozpływy mocy.
Obecne sposoby wyznaczania estymatora stanu oparte są o pomiary wartości
skutecznych napięć oraz mocy czynnych
i biernych, przy czym dopiero ich transformacja z użyciem często skomplikowanych algorytmów pozwala wyznaczyć estymator stanu, tj. zbiór parametrów najbardziej zbliżony do ich rzeczywistych wartości.
Zastosowanie pomiaru fazorów, czyli
cykliczna generacja zbioru wektorów napięć w węzłach i wektorów prądów w liniach pozwala na bezpośrednie wyznaczanie estymatora stanu lub w sytuacji
braku pomiarów w określonych węzłach,
wyznaczenie ich w oparciu o proste równania potencjałów węzłowych. Wstępna
analiza oraz doświadczenia innych krajów wskazują, że korzyści techniczne i
ekonomiczne zastosowywania WAMS
dla estymacji stanu mogą stanowić wystarczające uzasadnienie dla instalacji tego
systemu w krajowej sieci przesyłowej.
Czy to już czwarta generacja
zabezpieczeń?
Przedstawiony powyżej opis funkcji
i uwarunkowań zastosowania WAMS zdaniem autora nie uzasadnia określania
rozwiązań automatyki elektroenergetycznej wykorzystujących tę technikę mianem czwartej generacji. Nawet w odniesieniu do automatyki przeciwawaryj-
nej, dla której korzystanie z WAMS jest strzygania numeru generacji zabezpieszczególnie uzasadnione, trudno mówić czeń warto nieco bliżej przyjrzeć się
o czwartej generacji, może co najwyżej jakie zmiany w automatyce zabezpieo drugiej. Podział na generacje w odnie- czeniowej mogą zajść w niedalekiej
sieniu do automatyki zabezpieczeniowej przyszłości i jakie są czynniki, które
wiąże się z rozwojem ich konstrukcji, te zmiany mogą spowodować.
od elektromechanicznych po cyfrowe.
Obecnie dostępne zabezpieczenia wyposażane w możliwość wyznaczania fa- Przekładniki elektroniczne
Jak podkreślają autorzy [1] tradyzorów synchronicznych nadal pozostają
urządzeniami cyfrowymi rozbudowanymi cyjne przekładniki będące transformao odpowiednie algorytmy obliczeniowe. torami z rdzeniem ferromagnetycznym
O czwartej generacji będzie można przetrwały stulecie z minimalnymi zmiamówić wówczas, gdy dokona się istotna nami, pomimo zmieniających się konzmiana w ich konstrukcji.
strukcji urządzeń wykorzyZmianą taką, którą możstujących generowane przez
na już obserwować w nie- Przekładniki elektrote przekładniki sygnały. Zalicznych zastosowaniach
pewne jest to po części sponiczne mogą być tym
jest pozbawienie zabezpiewodowane prostotą ich konelementem, którego zaczeń ich członów pomiastrukcji i niezawodnym dziastosowanie zmieni cały
rowych, których podstałaniem, a w części koniecznością przesyłania tego sygwowym zadaniem w ca- dotychczasowy sposób
konstruowania
obwodów
nału na znaczne odległości
łej dotychczasowej pow sposób możliwie niezanad stuletniej historii za- wtórnych i stosowania
bezpieczeń było przetwo- elementów automatyki
kłócony. Dopiero od czasu
rzenie sygnału z klasycz- i pomiarów w stacjach
pojawienia się zabezpieczeń
cyfrowych sygnał pomiaronych przekładników prą- elektroenergetycznych
dowych i napięciowych na
wy z przekładników o powielkość akceptowaną przez układy de- ziomie 100 V i 1 A staje się niewygodcyzyjne zabezpieczenia – początkowo ny, gdyż układy cyfrowe, a zwłaszcza
elektromechaniczne, a obecnie – ukła- ich człony przetwarzające sygnał analody cyfrowe. Zabezpieczenia czwartej ge- gowy na cyfrowy wymagają napięć rzęneracji bez analogowych członów po- du kilku woltów. Rozwój układu transmiarowych, dołączone do wspólnej cy- misji danych, a głównie wprowadzenie
frowej szyny procesowej (process bus) sieci komputerowych powoduje, że podziałają na podstawie znormalizowane- miar może być zamieniany na postać cygo ciągu próbek napięcia i prądu, gene- frową w miejscu jego dokonania, tj. bezrowanych przez urządzenia współpracu- pośrednio w polu rozdzielni i przesłany
jące z przekładnikami elektronicznymi. do urządzeń automatyki poprzez sieć
Oznacza to zatem definitywny zmierzch komputerową.
analogowej techniki pomiarowej i wykoCzynniki te stworzyły podstawę do
rzystanie innych zjawisk fizycznych niż opracowania przekładników elektroniczindukcja i pojemność elektryczna do po- nych, których cechą szczególną jest to,
miaru prądu i napięcia. Jednocześnie że wykorzystując zjawiska z dziedziny
przekładniki elektroniczne mogą być optoelektroniki potrafią generować sygtym elementem, którego zastosowanie nały cyfrowe (próbki) zawierające inforzmieni cały dotychczasowy sposób kon- macje o wielkości mierzonej.
struowania obwodów wtórnych i stosoIstnieją liczne rozwiązania techniczwania elementów automatyki i pomia- ne przekładników elektronicznych, prorów w stacjach elektroenergetycznych. dukowanych przez większość koncernów
Pozostawiając na boku sprawy roz- energetycznych. Oferowane są elektroAutomatyka Elektroenergetyczna Nr 2/2007
9
Z PRACOWNI INSTYTUTÓW I BIUR PROJEKTOWO-KONSTRUKCYJNYCH
przyspiesza jeden z sygnałów i spowal- wistą jest cyfrowa postać sygnału ponia drugi (efekt Faradaya). Po wielo- miarowego generowanego przez te przekrotnym obiegnięciu przewodu sygnały kładniki. Standardy [9] i [10] specyfite odbijają się od lustra i wędrują z po- kują postać informacji generowanych
wrotem, co podwaja efekt spowolnie- przez te przekładniki. Natomiast dwie
nia i przyspieszenia. Następuje ponowne części standardu IEC 61850 poświęcoprzekształcenie na sygnały spolaryzowa- ne są specyfikacji transmisji wartości
ne liniowo i przesłanie do dołu kolum- próbkowanych szeregowym, współdzieny, gdzie na podstawie
lonym łączem typu punkt –
punkt (część 9-1 normy) [11]
różnicy faz obu sygnaWspółczesne przekładłów, proporcjonalnej do
oraz transmisji wartości próbniki elektroniczne mogą
mierzonego prądu wyznakowanych z wykorzystaniem
mierzyć napięcia do
czana jest wartość prąsieci komputerowej w stacji
(część 9-2 normy) [12].
du i udostępniana w po- 500 kV oraz prądy do
staci sygnału cyfrowego 4 kA przy zachowaniu
Na najbliższej sesji CIGRE
dokładności
pomiaru
lub analogowego.
w Paryżu w 2008 roku jedRyc. 2. Przekładniki elektroniczne firmy NXTPhase: prądowy i napięciowy – ilustracja zaPrzetwornik napię- 0,15 % w zakresie od
nym z dwu tematów wiodąsady działania
cia wykorzystuje zja- 0,2 % do 150 % prądu
cych w grupie zabezpieczeń
i automatyki stacji (Study Cowisko elektrooptyczne znamionowego.
niczne przekładniki prądowe i napięcio- zwane efektem Pockelmitee B5) będzie wpływ zawe lub też w jednej kolumnie wsporczej sa polegające na liniowej zmianie współ- stosowania w obwodach wtórnych stacji
montowane są oba przekładniki. Na ryc. 2 czynników załamania światła w krysz- szyny procesowej zgodnej ze standarprzedstawiono rozwiązanie firmy NXT- tale pod wpływem przyłożonego pola dem IEC 61850-9-2 na zabezpieczenia
Phase [7] pokazujące oddzielnie prze- elektrycznego.
i systemy sterowania stacji. Świadczy
kładnik prądowy i napięciowy, w taki
Praktyczne wykorzystanie tego zja- to o zaawansowaniu prac w tej dziedzisposób, aby zilustrować budowę prze- wiska w przekładnikach elektronicznych nie i zgromadzeniu licznych doświadkładnika kombinowanego. Rycina ta ob- [7] jest zrealizowane w następujący spo- czeń uzasadniających ich wymianę.
jaśnia też opisaną poniżej zasadę dzia- sób.
Dla zapewnienia współpracy przeSygnał świetlny wysyła- kładników elektronicznych z istniejącyłania przekładników elekny wzdłuż kolumny ku gó- mi urządzeniami sygnał cyfrowy może
tronicznych.
Istnieje
na
świcie
kilkaTechnika pomiaru prąrze dochodzi do trzech być przekształcony na sygnał analogodu jest oparta na zjawisku dziesiąt wdrożeń przeczujników umieszczonych wy o poziomie 4 V dla pomiarów napięFaradaya. Pole magnetycz- kładników elektroniczw odpowiednio dobranych cia oraz sygnał 4 V dla pomiaru prądu
ne wytworzone przez prze- nych w sieciach najwyżpunktach. W punktach tych wykorzystywanego dla pomiaru energii
pływ prądu oddziałuje na szych napięć, jednakże
znajdują się komórki Poc- lub 200 mV dla wykorzystania w ukłapolaryzację światła w prze- większość z nich zainkels, tj. układy zawierają- dach zabezpieczeń. Poziomy tych sygwodzie okalającym przewód stalowano jako układ rece kryształ oraz układy po- nałów zgodne są z normą [8]. Istnieje
z prądem.
laryzujące. Światło prze- też możliwość przekształcenia sygnału
zerwowy dla celów doNa dole kolumny izolachodzące przez kryształ cyfrowego na wartość zgodną z dotychświadczalnych i porówtora, źródło światła emituzmienia swoją polaryza- czasowymi poziomami napięć i prądów
nawczych.
je dwa liniowo spolaryzocję z kołowej na eliptycz- wyjściowych w konwencjonalnych przewane sygnały, które docieną. Stopień zmiany pola- kładnikach, tj. 100 V i 1 A.
rają za pomocą światłowodu do głowi- ryzacji świadczy o wielkości pola elekWspółczesne przekładniki elektrocy pomiarowej zainstalowanej na górze trycznego w tym punkcie. Na podsta- niczne mogą mierzyć napięcia do 500 kV
kolumny. Tam znajduje się polaryzator wie pomiarów kształtu elipsy (stosunku oraz prądy do 4 kA przy zachowaniu dokołowy, który przekształca dwa liniowo osi podłużnej i poprzecznej) obliczana kładności pomiaru 0,15 % w zakresie
spolaryzowane sygnały na spolaryzowa- jest wartość napięcia jako średnia wa- od 0,2 % do 150 % prądu znamionowene kołowo o przeciwnym kierunku pola- żona z trzech pomiarów.
go. Pomiar napięcia również dokonywaryzacji. Sygnały świetlne okrążają przePrzetwarzanie sygnałów w przekład- ny jest z dokładnością 0,2 %. Listę zawód roboczy wielokrotnie i pole magne- nikach elektronicznych jest z natury pro- let przekładników elektronicznych w potyczne wytworzone przez płynący prąd cesem cyfrowym, stąd najbardziej oczy- równaniu z konwencjonalnymi można
10
Nr 2/2007 Automatyka Elektroenergetyczna
Z PRACOWNI INSTYTUTÓW I BIUR PROJEKTOWO-KONSTRUKCYJNYCH
by rozszerzyć o niewielki ciężar, małe
straty energii, stabilność dokładności
pomiarów w czasie i w szerokim zakresie temperatur od - 40 do + 50°�C oraz
brak komponentów zagrażających środowisku jak np. SF6.
Istnieje na świcie kilkadziesiąt wdrożeń
przekładników elektronicznych w sieciach
najwyższych napięć, jednakże większość
z nich zainstalowano jako układ rezerwowy dla celów doświadczalnych i porównawczych. Dotychczasowe wyniki testów
i eksploatacji potwierdzają niezawodność
ich działania i lepsze cechy pomiarowe.
Cena tych przekładników jest znacząco niższa niż przekładników konwencjonalnych.
Jakie są zatem przyczyny tak niewielkiego ich rozpowszechnienia?
Wydaje się, że podstawową przyczyną
jest niedostosowanie urządzeń automatyki i pomiarów do korzystania z pomiarów
w postaci cyfrowej oraz dążenie firm produkujących przekładniki konwencjonalne do osiągania zysków z dobrze opanowanej i zyskownej ich produkcji.
Podsumowanie
W artykule przedstawiono dwa zagadnienia będące w centrum zainteresowań prac badawczych i przedmiotem
wdrożeń instalacji doświadczalnych. Są
to: zastosowanie rozległej sieci pomiarowej WAMS oraz zastosowanie przekładników elektronicznych. Oba te zagadnienia z niedalekiej przyszłości spowodują znaczące zmiany w działaniu i konstrukcji układów automatyki elektroenergetycznej.
Wprowadzenie WAMS w sposób najbardziej znaczący wpłynie na budowę
i funkcjonalność automatyki przeciwawaryjnej. Zastosowanie przekładników
elektronicznych przyniesie rewolucyjne
zmiany w konstrukcji i działaniu zabezpieczeń, w takim stopniu, że właściwym
będzie nazywanie tych zabezpieczeń zabezpieczeniami czwartej generacji.
LITERATURA
[1] Winkler W., Wiszniewski A.: Stulecie zabezpieczeń elektroenergetycznych. IX Ogólnopolska
Konferencja: Zabezpieczenia przekaźnikowe
w Energetyce. Bielsko Biała 2006.
[2] Babś A., Świderski J.: Zastosowanie techniki
pomiarowej opartej na wyznaczaniu fazorów
synchronicznych w systemach elektroenergetycznych, Energetyka nr 10/1999.
[3] Machowski J.: Rozległe systemy pomiarów syn-
chronicznych w automatyce energetycznej. Automatyka Elektroenergetyczna nr 2 i 3, 2005.
[4] Norma PC37.118 „ Standard for Synchrophasors for Power Systems”, IEEE Power System
Relaying Committee of the Power Engineering
Society. June 2005.
[5] KEMA Metrics for Determining the Impact of
Phasor Measurements on Power System State
Estimation Eastern Interconnection Phasor
Project March 2006.
[6] Babś A. i zespół: PMU pilot installation in HV
network – Test report. Raport IEn nr OG/75/06
kwiecień 2006.
[7] Materiały firmy NxtPhase: http://www.nxtphase.com/
[8] IEEE Standard C37.92 “Standard for Low Energy Analog Signal Inputs to Protective Relays.
[9] IEC 60044-7 Instrument transformers – Part 7:
Electronic voltage transformers.
[10] IEC 60044-8 Instrument transformers – Part
8: Electronic current transformers.
[11] Norma PN-EN 61850-9-1 Systemy i sieci komunikacyjne w stacjach elektroenergetycznych.
Część 9-1: Szczególne odwzorowanie usługi
komunikacyjnej (SCSM). Jednokierunkowa
transmisja wartości próbkowanych szeregowym,
współdzielonym łączem typu punkt – punkt.
[12] Norma PN-EN 61850-9-2 Systemy i sieci komunikacyjne w stacjach elektroenergetycznych.
Część 9-2: Specjalne odwzorowanie usługi
komunikacyjnej (SCSM) -Wartości próbkowane
przesyłane zgodnie z ISO/IEC 8802-3.
 Mgr inż. Adam Babś – w roku 1972 ukończył
studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki
Gdańskiej w specjalności elektrownie i gospodarka energetyczna. Obecnie jest wieloletnim
pracownikiem Oddziału Gdańskiego Instytutu
Energetyki realizując, jak również kierując pracami z dziedziny systemów sterowania, pomiaru, kontroli i nadzoru.
Automatyka Elektroenergetyczna Nr 2/2007
11