RU2619134C1 - Способ синхронизации измерений в электрических сетях по частоте и фазе напряжения силовой сети - Google Patents
Способ синхронизации измерений в электрических сетях по частоте и фазе напряжения силовой сети Download PDFInfo
- Publication number
- RU2619134C1 RU2619134C1 RU2015151889A RU2015151889A RU2619134C1 RU 2619134 C1 RU2619134 C1 RU 2619134C1 RU 2015151889 A RU2015151889 A RU 2015151889A RU 2015151889 A RU2015151889 A RU 2015151889A RU 2619134 C1 RU2619134 C1 RU 2619134C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- synchronization
- dut
- frequency
- clock
- time
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
Landscapes
- Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
Abstract
Изобретение относится к измерительной технике, а точнее к способам высокоточной (менее 1 мс) синхронизации измерений в интеллектуальных электронных устройствах, векторных регистраторах, объединяющих устройствах, оптических трансформаторах напряжения, интеллектуальных счетчиках электроэнергии и других измерительных устройствах, присоединенных к общей электрической сети и имеющих канал измерения напряжения в точке присоединения к сети, внутренние часы, электронные или микропроцессорные вычислительные устройства, реализующие алгоритм синхронизации и возможность двухстороннего обмена информацией с интегрирующими их системами верхнего уровня или между собой. Технический результат предлагаемого способа синхронизации заключается в повышении точности, надежности и защищенности систем синхронизации, отсутствии эмиссии дополнительных высших гармоник. Сущность способа синхронизации измерений в электрических сетях по частоте и фазе напряжения электрической сети заключается в синхронизации времени внутренних часов подчиненных измерительных устройств (ИУ) с часами главного ИУ на основе формируемых ими кодовых последовательностей значений измеряемых частот сигнала напряжения электрической сети для каждого его периода на заданном интервале времени. Величина рассинхронизации часов определяется по максимальному значению коэффициента корреляции сравниваемых графиков частот. Повышение точности синхронизации достигается учетом расчетного значения сдвига фазовых углов напряжения и систематической нестабильности кварцевых тактовых генераторов подчиненных ИУ. 4 ил., 3 табл.
Description
Изобретение относится к измерительной технике, а точнее к способам высокоточной (менее 1 мс) синхронизации измерений электрических и других параметров (токов, напряжений, мощности, частоты, электроэнергии, абсолютного и локального времени и др.) в интеллектуальных электронных устройствах, векторных регистраторах, объединяющих устройствах, оптических трансформаторах напряжения, интеллектуальных счетчиках электроэнергии и других устройствах, присоединенных к общей электрической сети и имеющих канал измерения напряжения в точке присоединения к сети, внутренние часы, электронные или микропроцессорные вычислительные устройства, реализующее алгоритм синхронизации и возможность двухстороннего обмена информацией с интегрирующими их системами верхнего уровня (автоматизированными системами технологических процессов на подстанциях, автоматизированными системами диспетчерского управления (АСДУ), автоматизированными информационно-измерительными системами коммерческого учета электроэнергии, системами мониторинга переходных режимов и т.п.) или между собой.
Существует несколько способов высокоточной синхронизации измерений в электрических сетях, отличающихся источником синхронизирующей информации и способом ее доставки.
С появлением спутниковых навигационных систем (СНС) в электроэнергетических системах (ЭЭС) активно внедряются измерительные устройства (ИУ) (векторные регистраторы, объединяющих устройствах, оптические трансформаторы тока и напряжения, интеллектуальные счетчики электроэнергии, интеллектуальные электронные устройства), использующие в качестве источника синхронизирующей информации приемники СНС с выходами PPS (Pulse per Second - импульс в секунду) или IRIG (по названию рабочей телекоммуникационной группы военного ведомства США Inter-Range Instrumentation Group). Точность синхронизации измерений таким способом не хуже 1 мкс и может достигать нескольких десятков наносекунд [Н. Toyoizumi and М. Genda, "Precise 1PPS signal by GPS," IEEJ Transaction on Electronics Information and Systems, vol. 125, n°. 8, pp. 1217-1222, 2005]. Недостатками данного способа синхронизации является относительно высокая стоимость приемников СНС, сложность обеспечения уверенного приема сигналов от спутников в стесненных городских условиях и низкая защищенность из-за возможности умышленного искажения этих сигналов [В. Baumgartner, С. Riesch, W. Schenk "The Impact of GPS Vulnerabilities on the Electric Power Grid", XX IMEKO World Symposium, pp. 183-188, Benevento, Italy, Sept. 2014].
По мере развития телекоммуникационных сетей и внедрения на их базе концепции активно-адаптивной сети (Smart Grid), предполагающей наличие двухстороннего обмена информацией между ИУ и автоматизированными системами для высокоточной синхронизации, разработаны и применяются способы, использующие телекоммуникационные сети для передачи синхронизирующей информации ["IEEE Standard for a Precision Clock Synchronization Protocol for Networked Measurement and Control Systems", IEEE Std 1588-2008 (Revision of IEEE Std 1588-2002), Jul. 24, 2008]. К недостаткам данных способов следует отнести необходимость применения высокоскоростных каналов связи и коммутационных устройств в телекоммуникационных сетях для обеспечения точности синхронизации менее 1 мс.
В условиях массового внедрения технологий высокоточных синхронных измерений в электрических сетях, особенно низковольтных, перспективными являются способы, основанные на использовании в качестве среды распространения синхронизирующей информации саму электрическую сеть.
Наиболее близким к заявленному техническому решению является способ, использующий в качестве источника синхронизации искусственно искаженный при помощи тиристоров сигнал напряжения в центре питания низковольтной электрической сети, распространяемый по этой же сети [А.Р. Grilo, Gao Pengfei; W. Xu, M.C. de Almeida, "Load Monitoring Using Distributed Voltage Sensors and Current Estimation Algorithms", IEEE Trans. Smart Grid, vol. 5, n°. 4, pp. 1920-1928, Jul. 2014], принятый за прототип. Недостатком такого способа являются необходимость искажения синусоидальной формы кривой напряжения, что при нормируемых ограничениях на уровень высших гармоник ограничивает протяженность сети, в пределах которой возможна синхронизация, и увеличивает затраты на синхронизацию из-за необходимости применения тиристоров и системы управления ими.
Целью изобретения является обеспечение синхронизации внутренних часов ИУ или других аналогичных ИУ при наличии любых, в том числе низкоскоростных, каналов связи с точностью не хуже 100 мкс, не искажая кривую сигнала напряжения электрической сети.
Технический результат предлагаемого способа синхронизации заключается в снижении затрат, повышении точности, надежности и защищенности системы синхронизации. Преимущества перед способом, основанном на использовании искусственного искажения формы сигнала напряжения, состоят в отсутствии эмиссии дополнительных высших гармоник в электрическую сеть и работоспособность при большей возможной протяженности сетей.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе синхронизации измерений в электрических сетях по частоте и фазе напряжения силовой сети, синхронизацию времени внутренних часов подчиненных ИУ с часами главного ИУ осуществляют по сигналу напряжения электрической сети, причем в качестве синхронизирующего сигнала используют кодовую последовательность значений измеряемых частот сигнала напряжения для заданной фазы электрической сети для каждого его периода на заданном интервале времени, формируемую подчиненным ИУ и передаваемую по каналам связи вместе с локальным временем начала первого периода главному ИУ, которое измеряет и хранит в памяти значения частот сигнала напряжения для всех фаз электрической сети для каждого его периода вместе с меткой времени своих внутренних часов на заданном интервале времени, превышающем заданный интервал времени в подчиненных ИУ на величину, определяемую максимальной возможной первичной рассинхронизацией часов, временем передачи информации и ее обработки, параллельно принимает информацию от подчиненных ИУ, затем вычисляет взаимокорреляционную функцию при различной величине рассинхронизации сравниваемых графиков частот и определяет максимальное ее значение, получая, таким образом, информацию для вычисления величины поправки времени для внутренних часов подчиненного ИУ, определяемой как разность меток времени начала первого периода, определенных по внутренним часам главного и подчиненного ИУ, которая затем, при наличии информации от АСДУ о расчетных значениях фазовых сдвигов векторов напряжений, уточняется и передается по каналам связи в подчиненное ИУ, которое получает информацию о величине поправки времени и осуществляет корректировку своих внутренних часов с учетом поправки на систематическую нестабильность их кварцевого тактового генератора (КТГ), периодически вычисляемой главным ИУ на основе сопоставления интервала времени, вычисляемого по значениям частот периодов, поступающих от подчиненного ИУ, и интервала времени, определяемого для этих же периодов по собственным часам, корректируемым по сигналам PPS или IRIG.
Способ основан на синхронности режима работы электрической сети (расхождения между фазовыми углами напряжений в узлах распределительной электрической сети не превышают нескольких градусов [J. Szczupak, S.T. Faceroli, С.A. Duque, "Power Network Port Measurements Synchronization", Power Tech, pp. 2139-2143, Lausanne, Switzerland, Jul. 2007]). Известно, что в узлах электрической сети, входящих в единую ЭЭС, изменения фаз напряжений во времени синхронно связаны с изменением фаз углов поворота роторов синхронных генераторов. Из-за большого количества генераторов можно говорить о фазе эквивалентного генератора, которая из-за большого инерционного момента роторов генераторов изменяется в ЭЭС с весьма стабильной скоростью, определяющей текущее значение частоты напряжения. Таким образом, осуществив "захват" фазы напряжения (например, по переходу сигнала измеряемого напряжения через нулевое значение) в ИУ, установленных в различных узлах электрической сети, питающейся от одного центра питания, возможно синхронизировать между собой измерения в этих ИУ, используя для этого момент перехода напряжения через нулевое значение.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет пример схемы подключения главного ИУ (4) и подчиненных ИУ (5) к электрической сети и организации связи между ними. Входы токов (вх. I) и входы напряжений (вх. U) ИУ 4 и 5 подключаются через трансформаторы тока (ТТ) (1) и трансформаторы напряжения (ТН) (2). ИУ 4 имеет приемник сигналов от спутниковых навигационных систем (СНС) (3), формирующий синхронизирующие импульсы PPS или IRIG. Для низковольтных электрических сетей сигналы напряжения поступают непосредственно от электрической сети.
Фиг. 2 представляет графики частот напряжений в начале и конце фидера 0,4 кВ (схема №1).
Фиг. 3 представляет поверхность корреляционной функции между графиками частот напряжений в начале и конце фидера 0,4 кВ для интервала сравнения в 25 периодов (схема №1).
Фиг. 4 представляет поверхность корреляционной функции между графиками частот напряжений в начале и конце фидера 0,4 кВ для интервала сравнения в 50 периодов (схема №1).
Фиг. 5 представляет поверхность корреляционной функции между графиками частот напряжений в конце фидеров 0,4 кВ для интервала сравнения в 50 периодов (схема №2).
Фиг. 6 представляет поверхность корреляционной функции между графиками частот напряжений в конце фидеров 0,4 кВ для интервала сравнения в 150 периодов (схема №2).
Данный способ синхронизации предполагает наличие в электрической сети (фиг. 1) хотя бы одного узла сети, в котором установлено главное трехфазное ИУ 4 с высокоточной синхронизацией измерений по сигналам PPS или IRIG приемников 3 или другим известным способом, и множества (N) более дешевых подчиненных ИУ 5, в том числе однофазных, устанавливаемых у потребителей и в других узлах сети. Все подчиненные ИУ 5 имеют возможность двухстороннего обмена информацией с главным ИУ 4 или сервером по любым каналам связи, в том числе низкоскоростным. Для низковольтных электрических сетей сигналы напряжения поступают непосредственно от электрической сети.
Каждое подчиненное ИУ 5 имеет собственные внутренние часы с разрешением, соответствующим или кратным периоду частоты Fos синхронизирующего их КТГ. С помощью микропроцессора (или микроконтроллера), цифровых и аналоговых схем, программируемых логических интегральных схем подчиненные ИУ 5 выполняют функции:
1) Измерения значений частот 
сигнала напряжения электрической сети (для всех трехфазных подчиненных ИУ фаза сети, по которой определяется период или частота, задается заранее) по моменту его перехода через нулевое значение с минуса на плюс (или с плюса на минус) или другим известным способом для каждого i-го периода основной гармоники сигнала напряжения электрической сети (период должен измеряться с разрешением на один - два порядка лучшим, чем имеющиеся в узлах сети его изменения между периодами) и присвоения уникального номера (идентификатора) каждому периоду IDi и значения локального времени его начала Ti. Уникальность номера периода и значения времени его начала должны быть обеспечены на интервале времени не меньшем требуемого времени синхронизации Тс.
2) Передачи по каналам связи главному ИУ или серверу значений измеренных частот , а также времени начала первого периода Ti для заданного количества периодов Nп при первичном включении ИУ и после перерывов в электроснабжении с целью первичной синхронизации, а также с заданной периодичностью Tз для проверки синхронизации.
3) Приема по каналам связи от главного ИУ или сервера информации о величине рассинхронизации внутренних часов подчиненного ИУ dTi на момент Ti и выполнения корректировки точности их хода.
Главное ИУ 4, аналогично подчиненному ИУ 5, измеряет и хранит в памяти значения частот 
для сигнала напряжения электрической сети с фиксацией времени начала каждого периода Tj по своим внутренним часам, которые принимаются за эталонные, для интервала времени Tm, не меньшего интервала синхронизации Тс. Кроме того, главное ИУ 4 периодически принимает по каналам связи от каждого подчиненного ИУ 5 информацию о величинах частот на заданном числе периодов Nп и времени начала первого периода Ti и осуществляет вычисление величин необходимых поправок текущего времени dTi для подчиненного ИУ 5. Алгоритм вычисления dTi основан на сравнении графиков изменения частоты сигнала напряжения фазы силовой электрической сети, полученных от подчиненных ИУ 5, с аналогичными графиками, измеряемыми в главном ИУ 4, и нахождении величины смещения между графиками, измеряемого в целом числе периодов, соответствующей максимальному значению взаимокорреляционной функции.
Величина необходимой поправки текущего времени dTi для подчиненного ИУ 5 определяется по формуле
где Tm,k - время начала первого периода по внутренним часам 4;
Ts,i - время начала первого периода по внутренним часам 5.
Периодическая корректировка систематической нестабильности КТГ подчиненных ИУ 5 осуществляется путем вычисления для заданного количества периодов Np (принимается кратным числу периодов Nп) поправочного коэффициента Ks в главном ИУ 4 по формуле
где ΔT(m,p) - длительность Np периодов, подсчитанная по часам главного ИУ;
ΔT(s,p) - длительность Np периодов, рассчитываемая главным ИУ суммированием величин, обратных ;
Кϕ - поправочный коэффициент, учитывающий разность фаз в узлах сети, к которым присоединены главное ИУ 4 и подчиненное ИУ 5, и определяемый в АСДУ на основе расчетов режимов электрической сети в моменты начала первого периода и окончания периода Np.
Работоспособность и точность данного способа первичной синхронизации зависит от следующих факторов:
1) Наличия достаточных величины колебаний частоты в электрической сети в течение времени (в Единой энергетической системе России фактические отклонения частоты не превышают большую часть времени ±0,04 Гц, в объединенной энергетической системе Европы допускаемые отклонения частоты в нормальном режиме составляют ±0,02 Гц).
2) Точности измерения частоты при помощи ИУ (для векторных регистраторов стандарт С37.118-2011 ["IEEE Standard for Synchrophasor Measurements for Power Systems", IEEE Std C37.118.1-2011 (Revision of IEEE Std C37.118-2005), Dec. 28, 2011] предусматривает измерение частоты с точностью ±0,0005 Гц).
3) Степени изменения фаз напряжений в узлах электрической сети (из-за динамического изменения нагрузок фазы напряжений в различных узлах сети во времени изменяются относительно друг друга), что приводит к расхождению графиков изменения частоты в различных узлах сети.
Для проверки работоспособности предложенного способа синхронизации были выполнены полевые испытания, заключающиеся в измерениях напряжений в двух наиболее удаленных узлах сети при помощи эталонных ИУ на базе систем cRIO и модулей N1-9225 для двух низковольтных сетей [Y. Kononov, P. Zvada, V. Rudnev "The Low Cost Method of Measurements Synchronization in the Low-Voltage Network on Frequency and the Voltage Phase" // IMEKO XXI World Congress "Measurement in Research and Industry", August 30 - September 4, 2015, Prague, Czech Republic, Sept. 2015. - pp. 709-714] (таблица 1).
Измерения напряжений осуществлялись в 10 февраля 2015 года в период времени с 13:29:00 по 13:37:00 на шинах центра питания фидера 0,4 кВ и в конце фидера. Мгновенные значения напряжения каждой фазы относительно нулевого провода преобразовывались с частотой дискретизации 25 кГц и записывались синхронно в начале каждой минуты в течение 10 с в отдельные файлы. Значения измеренных токов по фазам фидера в начале эксперимента составили 51 А, 52 А и 90 А соответственно.
Результаты измерений затем были обработаны средствами Excel с целью формирования массивов значений частот для каждого периода сигнала напряжения.
Для проверки надежности синхронизации средствами LabVIEW была построена поверхность, представляющая зависимость коэффициента корреляции R от двух факторов: n1 и n2. Где n1 - начальный индекс периода для графика частоты f1, n2 - начальный индекс периода для графика частоты f2.
Вычисление коэффициента корреляции R осуществлялось в соответствии с выражением
где k - количество точек в графиках 
и 
, для которых выполняется расчет;
Анализ результатов измерений в сети №1
В качестве примера на Фиг. 2 приведены результаты расчетов частот для фазы А в начале 
и конце 
фидера 0,4 кВ с 201 по 225 периоды наблюдения. Из сравнения графиков часто следует, что они весьма подобны (коэффициент корреляции равен 0,949) при синхронизации измерений и значительно не совпадают при рассинхронизации в один или большее количество периодов сигнала напряжения электрической сети. Результаты расчетов коэффициента корреляции для значений k, равных 25 и 50 представлены на Фиг. 3 и 4.
Минимальные значения числа периодов k, обеспечивающие надежную синхронизацию, приведены в таблице 2.
Анализ результатов измерений для электрической сети №2
Результаты расчетов коэффициента корреляции для значений k, равных 50 и 150 представлены на Фиг. 5 и 6.
Минимальные значения числа периодов k, обеспечивающие надежную синхронизацию, приведены в таблице 3.
Claims (1)
- Способ синхронизации измерений в электрических сетях по частоте и фазе напряжения силовой сети, заключающийся в том, что синхронизацию времени внутренних часов подчиненных измерительных устройств (ИУ) с часами главного ИУ осуществляют по сигналу напряжения электрической сети, отличающийся тем, что в качестве синхронизирующего сигнала используют кодовую последовательность значений измеряемых частот сигнала напряжения для заданной фазы электрической сети для каждого его периода на заданном интервале времени, формируемую подчиненным ИУ и передаваемую по каналам связи вместе с локальным временем начала первого периода главному ИУ, которое измеряет и хранит в памяти значения частот сигнала напряжения для всех фаз электрической сети для каждого его периода вместе с меткой времени своих внутренних часов на заданном интервале времени, превышающем заданный интервал времени в подчиненных ИУ на величину, определяемую максимальной возможной первичной рассинхронизацией часов, временем передачи информации и ее обработки, параллельно принимает информацию от подчиненных ИУ, затем вычисляет взаимокорреляционную функцию при различной величине рассинхронизации сравниваемых графиков частот и определяет максимальное ее значение, получая, таким образом, информацию для вычисления величины поправки времени для внутренних часов подчиненного ИУ, определяемой как разность меток времени начала первого периода, определенных по внутренним часам главного и подчиненного ИУ, которая затем, при наличии информации от автоматизированных систем диспетчерского управления о расчетных значениях фазовых сдвигов векторов напряжений, уточняется и передается по каналам связи в подчиненное ИУ, которое получает информацию о величине поправки времени и осуществляет корректировку своих внутренних часов с учетом поправки на систематическую нестабильность их кварцевого тактового генератора, периодически вычисляемой главным ИУ на основе сопоставления интервала времени, вычисляемого по значениям частот периодов, поступающих от подчиненного ИУ, и интервала времени, определяемого для этих же периодов по собственным часам, корректируемым по сигналам PPS или IRIG.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015151889A RU2619134C1 (ru) | 2015-12-03 | 2015-12-03 | Способ синхронизации измерений в электрических сетях по частоте и фазе напряжения силовой сети |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015151889A RU2619134C1 (ru) | 2015-12-03 | 2015-12-03 | Способ синхронизации измерений в электрических сетях по частоте и фазе напряжения силовой сети |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2619134C1 true RU2619134C1 (ru) | 2017-05-12 |
Family
ID=58715840
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015151889A RU2619134C1 (ru) | 2015-12-03 | 2015-12-03 | Способ синхронизации измерений в электрических сетях по частоте и фазе напряжения силовой сети |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2619134C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2738887C1 (ru) * | 2020-07-07 | 2020-12-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") | Способ передачи измерений в технологической сети передачи данных |
| RU2783744C1 (ru) * | 2020-06-22 | 2022-11-16 | Баосин Интеллиджент Текнолоджи (Шанхай) Ко., Лтд. | Гирляндная двухпроводная датчиковая измерительная система и способ |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6625147B1 (en) * | 1998-09-08 | 2003-09-23 | Fujitsu Limited | Communications network control system |
| US6675071B1 (en) * | 1999-01-08 | 2004-01-06 | Siemens Transmission & Distribution. Llc | Power quality utility metering system having waveform capture |
| RU2240567C2 (ru) * | 1998-11-30 | 2004-11-20 | Эйбиби Пауэ Ти & Ди Компани Инк. | Способ и система измерения зависящих от частоты электрических параметров |
| RU59262U1 (ru) * | 2006-07-24 | 2006-12-10 | Александр Леонидович Куликов | Устройство для определения места повреждения линий электропередачи и связи |
| RU2339046C2 (ru) * | 2004-04-18 | 2008-11-20 | Элспек Лтд | Мониторинг качества электроэнергии |
| RU113379U1 (ru) * | 2011-10-05 | 2012-02-10 | Закрытое акционерное общество "АЭРО-КОСМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ" | Система синхронизации времени |
-
2015
- 2015-12-03 RU RU2015151889A patent/RU2619134C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6625147B1 (en) * | 1998-09-08 | 2003-09-23 | Fujitsu Limited | Communications network control system |
| RU2240567C2 (ru) * | 1998-11-30 | 2004-11-20 | Эйбиби Пауэ Ти & Ди Компани Инк. | Способ и система измерения зависящих от частоты электрических параметров |
| US6675071B1 (en) * | 1999-01-08 | 2004-01-06 | Siemens Transmission & Distribution. Llc | Power quality utility metering system having waveform capture |
| RU2339046C2 (ru) * | 2004-04-18 | 2008-11-20 | Элспек Лтд | Мониторинг качества электроэнергии |
| RU59262U1 (ru) * | 2006-07-24 | 2006-12-10 | Александр Леонидович Куликов | Устройство для определения места повреждения линий электропередачи и связи |
| RU113379U1 (ru) * | 2011-10-05 | 2012-02-10 | Закрытое акционерное общество "АЭРО-КОСМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ" | Система синхронизации времени |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2783744C1 (ru) * | 2020-06-22 | 2022-11-16 | Баосин Интеллиджент Текнолоджи (Шанхай) Ко., Лтд. | Гирляндная двухпроводная датчиковая измерительная система и способ |
| RU2738887C1 (ru) * | 2020-07-07 | 2020-12-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") | Способ передачи измерений в технологической сети передачи данных |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101526562B (zh) | 一种分布式无线高压设备绝缘带电测试系统及测试方法 | |
| US8326554B2 (en) | Systems, methods, and apparatus for utility meter phase identification | |
| CN102006159B (zh) | 基于ieee1588多从钟的采样值多接口同步系统 | |
| US9590411B2 (en) | Systems and methods for time synchronization of IEDs via radio link | |
| Romano et al. | A high-performance, low-cost PMU prototype for distribution networks based on FPGA | |
| US20120033473A1 (en) | Systems and methods for electrical power grid monitoring using loosely synchronized phasors | |
| EP2898418B1 (en) | Branch circuit monitoring | |
| CN102546147B (zh) | 基于sdh网络实现广域保护系统精确网络对时方法 | |
| CN102130504A (zh) | 交互式采样值传输系统及其采样值传输方法 | |
| CN105842530B (zh) | 电量测量设备和电量测量方法 | |
| Mingotti et al. | Calibration of synchronized measurement system: From the instrument transformer to the PMU | |
| US11722168B2 (en) | Electrical phase computation using RF media | |
| Castello et al. | An IEC 61850-Compliant distributed PMU for electrical substations | |
| CN104155517A (zh) | 一种数字化电能表非整周期采样误差补偿方法及系统 | |
| CN201402293Y (zh) | 一种分布式无线高压设备绝缘带电测试系统 | |
| CN109417296B (zh) | 在ami通信网络中执行相检测和同步的ami系统及其方法 | |
| RU2619134C1 (ru) | Способ синхронизации измерений в электрических сетях по частоте и фазе напряжения силовой сети | |
| Huang et al. | Accurate power quality monitoring in microgrids | |
| CN110915169B (zh) | 用于自动化系统的总线连接器和用于监视供电网的方法 | |
| Kononov et al. | The low cost method of measurements synchronization in the low-voltage network on frequency and the voltage phase | |
| Sănduleac et al. | On the frequency measurement in Wide Area Measurement and Control Systems | |
| Igarashi et al. | Development of a digital optical Instrument Transformer with process bus interface according to IEC 61850-9-2 standard | |
| Hassini et al. | Iot devices in smart grids | |
| CN112118065B (zh) | 一种用于低压配电台区的时钟同步系统及方法 | |
| Zvada et al. | Analysis of the Use of Synchronization Methods in Intelligent Electronic Devices |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20180130 |