Зразок роботи
РОЗДІЛ 1. ІДЕНТИФІКАЦІЯ ПАРАМЕТРІВ СИНХРОННИХ МАШИН У КОНТЕКСТІ РОЗВИТКУ СУЧАСНОЇ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ
1.1 Основні тенденції розвитку електроенергетики
Енергетика є основою технологічного прогресу та народного господарства, тому високі темпи розвитку країни завжди супроводжуються високими темпами розвитку енергетики. З урахуванням очікуваної динаміки економіки збільшення внутрішнього споживання первинної енергії в Україні у 2023-2033 pp. прогнозується на 17%, а зростання попиту на електроенергію – на 36%. Транспорт може збільшити більш ніж на 20% витрату моторного палива. [1]. Щоб задовольнити зростаючий попит в енергії країни, Урядом України планується вивести енергетику на новий якісний рівень та забезпечити умови для інноваційного розвитку [2]. Для досягнення цієї мети сформовано пріоритетні напрямки науки та техніки, аналізуючи які можна сформулювати основні тенденції розвитку енергетики [3].
Через усі сфери енергетики від паливно-енергетичного комплексу до відновлюваної електроенергетики проглядається чітка тенденція до імпортозаміщення та впровадження нових технологій та обладнання на основі вітчизняних розробок. Високорозвинене власне виробництво обладнання з одного боку підвищує енергобезпеку країни, з іншого дозволяє зайняти нішу на міжнародному ринку. На 2015 рік частка імпортної залежності України становила 88%. До 2025 року планується знизити цей показник до 40% [4].
Розробка та впровадження нових матеріалів дозволяє створювати більш досконалі технічні пристрої та енергетичні установки з більш високими показниками ККД, надійності, безпеки та екологічності. Для потреб електроенергетики перспективними є такі матеріали та технології:
– нові жароміцні сталі та матеріали для виготовлення газових та парових турбін із надвисокими параметрами робочого тіла;
– нові радіаційно-стійкі конструкційні матеріали для потреб атомної енергетики;
– нові напівпровідникові, антивідбивні матеріали для виготовлення фотоелементів;
– нові матеріали та покриття для виготовлення лопатей вітроустановок;
– пристрої на основі високотемпературних надпровідників і т.д.
Активно розробляються нові види палива та джерел енергії, а також технології, що підвищують ступінь їх випалювання та підвищення ККД енергетичних установок, такі як:
– газогідрати;
– водокутні суміші;
– водневі паливні елементи;
– виробництво біогазу із рослинної сировини;
– впровадження котлів з циркулюючим киплячим шаром для КЕС та ТЕЦ;
– використання низькопотенційного тепла та тепла відпрацьованих газів на теплових та атомних станціях (теплові насоси, котли утилізатори);
– реконструкція котелень у міні-ТЕЦ за допомогою ГТУ та ГПУ;
– атомні реактори на швидких нейтронах, у тому числі з комбінованим виробленням теплової та електричної енергії;
– виробництво перспективних видів ядерного палива;
– замикання ядерного паливного циклу на АЕС.
Разом вирішуються завдання зменшення антропогенного впливу на навколишнє середовище. Розвиваються технології зменшення шкідливих викидів та відходів, за рахунок фільтрації відхідних газів, створення біомаси із застосуванням мікроорганізмів, що поглинають вуглекислий газ, використання шлаків та золи від теплових станцій для створення будматеріалів, зменшення ядерних відходів при замиканні ядерного циклу на АЕС тощо.
Зростає рівень інтелектуальної складової електроенергетичних систем з появою функцій самоналаштування та самоорганізації. Дані функції дозволяють забезпечити такі технічні засоби:
– нові технічні засоби, що підвищують рівень цифровізації енергосистем: датчики, розумні лічильники, оптоволоконні трансформатори струмів та напруг тощо.
– пристрої, що підвищують гнучкість в керуванні режимом: силова електроніка (FACTS пристрої), ефективні засоби акумулювання великих об'ємів електроенергії (накопичувачі, акумулятори);
– прогресивні системи вимірювань та зв'язку: синхронізовані векторні виміри, "енергетичний інтернет".
На основі даних технологій стає можливим впровадження:
– інтелектуальних систем обліку, моніторингу та діагностики обладнання;
– децентралізованих мультиагентних систем керування режимом;
– нових методів та технологій вибору складу та оптимального завантаження генеруючого обладнання, а також електричної конфігурації мережі загалом;
– систем автоматичної реконфігурації електричних мереж в аварійних та післяаварійних режимах.
За останні два десятиліття у всьому світі спостерігається тенденція до якісно нового науково-технічного інноваційного перетворення електроенергетики на базі концепції, яка отримала назву Smart Grid (розумна мережа). Засновниками цієї концепції виступили США та країни Європейського Союзу, згодом дана концепція набула широкого схвалення та поширення в більшості країн світу, у тому числі й Україні [5]. На даний момент не існує точно сформульованого визначення терміну Smart Grid. У різних країнах акценти розставляються залежно від етапу та загального напряму розвитку економіки та політики окремо взятої країни, однак загальним завжди залишається суть, а саме: Smart Grid – це концепція інтелектуальної електроенергетичної системи, яка базується на впровадженні інноваційних технологій та рішень [6]. Синонімом Smart Grid в Україні є «інтелектуальна енергосистема», так само використовується за змістом термін «мережа з активно-адаптивним управлінням». Базовими елементами для розумних мереж є:
– інноваційні установки та технології для виробництва, передачі, розподілу, споживання та зберігання електроенергії;
– прогресивні технології та засоби збору, обробки, передачі та зберігання інформації через комп'ютерну мережу – Інтернет;
– високоефективні інтелектуальні методи та технології управління обладнанням, режимом та енергосистемою в цілому.
1.2 Розвиток завдань управління режимами енергетичних систем
Формування сучасного вигляду єдиної енергетичної системи (ЄЕС) України пройшло кілька етапів від об'єднання кількох ізольовано-працюючих електростанцій на паралельну роботу до створення великих об'єднаних енергосистем (ОЕС) та об'єднання їх між собою системоутворюючими мережами [7; 8].
Розвиток ЄЕС почався з будівництва потужних електричних станцій на базі місцевих паливних та гідроенергетичних ресурсах. Великі теплові електростанції зводилися поблизу джерел палива, гідростанції найбільш вигідні місця для зведення греблі. За винятком теплоелектроцентралей (ТЕЦ), основне завдання яких виробляти тепло, тому їх необхідно розташовувати якомога ближче до споживача з метою зменшення втрат тепла. Простежувалася стала тенденція до збільшення одиничної потужності генераторів, що вводяться, і встановленої потужності електростанцій, що будуються, що сприяло збільшенню техніко-економічних показників. На теплових електростанціях використовувалися все більш високі параметри пари, які обмежувалися лише досконалістю конструкційних матеріалів [8].
Для передачі та розподілу електроенергії між споживачами розвивалися електричні мережі. За функціями їх можна розділити на системоутворюючі, живильні та розподільні. До системо утворюючих мереж відносять мережі, які передають електроенергію на далекі відстані, виконують функції формування об'єднаних енергосистем, забезпечуючи їх функціонування як єдиного об'єкта управління. Мережі живлення зазвичай передають електроенергію від системоутворюючих мереж до центрів живлення розподільних мереж. Розподільна мережа передає електроенергію на невеликі відстані від шин районних підстанцій і розподіляє її між споживачами.
Об'єднання на паралельну роботу електростанцій дозволило отримати системний ефект, що виявляється у згладжуванні графіка навантаження, зменшення резерву потужності, підвищення надійності електропостачання, збільшенні економічності роботи енергосистеми тощо [10]. Освоєння нових класів напруги сприяло утворенню спочатку територіальних ОЕС, а потім і ЄЕС.
Управління енергосистемою поділяється на два типи: оперативно-диспетчерське та автоматичне. Організувати повністю автоматичне керування у великій централізованій енергосистемі на даному етапі розвитку технологій неможливо, тому проводиться оперативно-диспетчерське управління, яке виконується при оперативному втручанні людини, тобто є автоматизованим [9].
Оперативно-диспетчерське управління будується на безумовному виконанні суб'єктами електроенергетики та споживачами електричної енергії з керованим навантаженням оперативних диспетчерських команд та розпоряджень. У деяких випадках з диспетчерського пульта виконується телеуправління певними елементами системи, що експлуатуються без постійного чергового персоналу. Функціями оперативно-диспетчерського управління є [12; 13]:
– підтримка режимних параметрів на необхідному рівні;
– забезпечення балансу виробництва та споживання потужності та електричної енергії;
– здійснення заходів, спрямованих на забезпечення безпечного функціонування, запобігання виникненню аварійних ситуацій;
– усунення наслідків аварій, відновлення електропостачання та нормальної схеми;
– вжиття заходів, спрямованих на забезпечення нормованого резерву енергетичних потужностей;
– забезпечення довгострокового та короткострокового прогнозування обсягу виробництва та споживання електричної енергії та потужності.
Процес виробництва, передачі та розподілення електроенергії є динамічним і схильний до випадкових впливів, які викликають швидкоплинні електромагнітні та електромеханічні перехідні процеси, тому функціонування енергосистеми без автоматики неможливо.
Технічні засоби та сукупність пристроїв для забезпечення нормального функціонування та автоматичного управління енергосистеми називаються – релейний захист та автоматика (РЗіА) [14; 15], до якої входять: релейний захист, мережева автоматика, протиаварійна автоматика, режимна автоматика, реєстрація аварійних подій та процесів, технологічна автоматика об'єктів електроенергетики.
Релейний захист призначений для автоматичного виявлення коротких замикань та інших ненормальних режимів, які можуть призвести пошкодження обладнання та/або порушення стійкості, формування керуючих впливів на відключення комутаційних апаратів, та формування запобіжних сигналів. Мережева автоматика виконує функції реконфігурації мережі і включає автоматичне повторне включення, автоматичне введення резерву, автоматичний випереджаючий поділ мережі. Завданням протиаварійної автоматики є запобігання розвитку та ліквідація порушення нормального режиму енергосистеми. Режимна автоматика виконує регулювання параметрів режиму енергосистеми (частоти електричного струму, напруги, активної та реактивної потужності) за відсутності аварійних збурень. Технологічна автоматика об'єктів енергетики виконує завдання щодо забезпечення технологічних функцій силового обладнання – автоматика віброконтролю, електромагнітне оперативне блокування, автоматика власних потреб, автоматика охолодження і т.д.
Слід зазначити, що українська енергосистема має особливості, що зумовили розвиток автоматики та методів управління. На тлі великомасштабного будівництва великих електростанцій темпи будівництва електричних мереж відставали, оскільки використання систем протиаварійної автоматики в порівнянні з посиленням мережі має більш значну економічну ефективність у вигляді збільшення максимально допустимих перетікань активної потужності в нормальному доаварійному режимі.
Для вирішення цього завдання було створено централізовану систему протиаварійного керування (ЦСПК) з єдиною логікою протиаварійного управління [16]. На сьогоднішній день існує три покоління ЦСПК [17], які різняться наскільки можна адаптацію схемно-режимним умовам.
ЦСПК першого покоління використовує принцип налаштування II-ДО та є неадаптивний. Принцип її роботи заснований на побудові областей стійкості, їх апроксимації та завдання у вигляді налаштування спрацьовування залежно від схемно-режимних умов.
ЦСПК другого покоління використовує принцип налаштування I-ДО та є адаптивною, яка видає необхідний обсяг керуючих впливів на підставі розрахунків на математичній моделі та заданих аварійних збудженнях для забезпечення статичної стійкості та струмового завантаження обладнання. Математична модель у даному випадку уточнюється з певною періодичністю.
В даний час все більшого поширення набувають генеруючі установки малої потужності до 25 МВт, які розташовуються в безпосередній близькості до споживача та приєднуються безпосередньо до розподільчої мережі. Ці установки отримали назву розподілена мала генерація [7, 18 – 21]. У Європі та США мала генерація представлена переважно відновлюваними джерелами енергії (ВДЕ). У більшості випадків подібна генерація є несинхронною, оскільки має стохастичний характер, що залежить від погодних умов, що зобов'язує наявність накопичувачів енергії. Підключення до розподільчої мережі проводиться через пристрої – випрямлячі.
В Україні більшу популярність мають синхронна мала генерація на вуглеводневому паливі. Цю тенденцію зумовлюють кліматичні умови та масштабна газифікація країни, що робить газове паливо дешевим та легкодоступним. Через географічне розташування Україна не має достатньої кількості сонячних та вітрових ресурсів на переважній частині її території. Виняток становлять південні території з субтропічним кліматом та прибережні території з досить сильним вітром. Головним недоліком ВДЕ, на відміну від когенераційних установок, що працюють на газі, є нездатність виробляти тепло.
Мала генерація в Україні, переважно, представлена когенерацією з урахуванням газопоршневих, газотурбінних та парогазових установок. Приріст об'єктів малої генерації, в основному, відбувається за рахунок модернізації вже існуючих котелень у міні ТЕЦ, зведення станцій у нових будівлях мікрорайонах та придбання власних енергетичних установок дрібними та середніми підприємствами.
Активний розвиток малої генерації обумовлюється її високою економічною ефективністю. Будівництво малих когенераційних установок має суттєво менший час зведення та термін окупності (2-3 року) порівняно з великими електростанціями. Близькість до споживача зменшує втрати тепла та електроенергії. Високий ККД даних установок обумовлюється: спільним виробленням теплової та електричної енергії, більш високим ступенем розвитку технологій завдяки великому досвіду експлуатації у великій енергетиці та інших галузях промисловості. Цілком очевидно, що для отримання системного ефекту об'єкти малої генерації вигідно об'єднати на паралельну роботу один з одним і з централізованою енергосистемою. Однак розподіл великої кількості об'єктів генерації по мережі та стохастичний характер їх включення роблять традиційні підходи до вирішення завдань управління, які добре себе зарекомендували у великих централізованих енергосистемах, економічно недоцільними та практично нездійсненними з низки причин.
Впровадження оперативно-диспетчерського управління у мережі з розподіленою малою генерацією призвело б до необхідності збільшення штату технологічних служб, організації каналів зв'язку, телеметрії, телемеханіки, телевимірювань, телесигналізації. Крім того, знадобилася б розробка та підтримка в актуальному стані величезної кількості документації, стандартів, інструкцій, положень, що унеможливлює необхідну спостережливість режиму. Для виконання диспетчерських функцій (планування, оптимізація і т. д.) та роботи автоматики необхідно мати адекватні, верифіковані математичні моделі енергосистеми, які складаються із систем рівнянь високої розмірності, для вирішення яких потрібні значні часові та обчислювальні ресурси.
Концепція Smart Grid передбачає вільний доступ до нового обладнання в мережу: генераторів, двигунів, накопичувачів, компенсуючих пристроїв. У більш віддаленому майбутньому передбачається створити електричну мережу з повністю відкритою мережевою архітектурою, куди зможуть вільно підключатися і брати участь у регулюванні навіть «мобільні» пристрої, наприклад, електромобілі, накопичувачі, невеликі джерела на основі паливних елементів тощо, що зовсім робить оперативно-диспетчерське управління неможливим. Особливості розподіленої генерації ставлять завдання застосування децентралізованого автоматичного управління, вирішити яке можна використовуючи штучний інтелект.
Класична теорія штучного інтелекту передбачає створення однієї інтелектуальної сутності (агента), у розпорядженні якого є вся інформація, обчислювальні ресурси та можливості, маючи які агент вирішує поставлене завдання. На даний момент одним із перспективних напрямів штучного інтелекту є мультиагентні системи (багатоагентні системи), де передбачається, що існує безліч агентів, кожен з яких має часткове уявлення про розв'язуване глобальне завдання, для вирішення якого необхідно організувати ефективну взаємодію з-поміж них у межах єдиних правил.
У теорії штучного інтелекту під терміном агент розуміється сутність, яка отримує інформацію про стан керованих ними процесів через систему сенсорів та здійснює вплив на них через систему актуаторів, при цьому їхня реакція раціональна в тому сенсі, що їх дії сприяють досягненню певних цілей у межах єдиних правил [22].
Під мультиагентним регулюванням режиму розуміється вся сукупність заходів, що вживаються кожним із агентів суб'єктів, які беруть участь у регулюванні режиму (мережевої компанії, споживачів електроенергії, генерацією), досягнення власних цілей суб'єктів у рамках єдиних принципів та правил, що забезпечують компромісний режим електричної мережі [23].
Мультіагентні технології керування режимами мереж з розподіленою малою генерацією можна розділити на такі складові [24]:
– мультиагентне регулювання напруги;
– децентралізований контроль стійкості паралельної роботи синхронних машин в електричній мережі;
– мультиагентна реконфігурація електричної мережі.
Поєднання централізованих принципів управління для системоутворюючих та живильних мереж з великою генерацією разом з децентралізованими принципами управління для розподільчих мереж з малою генерацією забезпечить найефективніше керування режимом ОЕС.
1.3 Ідентифікація параметрів як основа керування режимами електричних мереж
Ідентифікація, як напрямок у теорії управління. Для вирішення широкого спектру завдань в електроенергетиці активно використовуються прийоми моделювання. Існує два класи завдань математичного моделювання: прямі та зворотні завдання. Під прямим завданням розуміється проведення досліджень моделі з метою отримання корисного знання за умови, що структура та параметри моделі відомі. Зворотнє завдання полягає у побудові математичних моделей на підставі результатів спостережень за поведінкою об'єкта моделювання Розділ моделювання, який вирішує обернену задачу називається ідентифікація [25].
Структура математичних моделей може бути подана у вигляді алгебраїчних, операторних, інтегральних, диференціальних, інтегральних диференціальних рівнянь, передавальних функцій і т.д.
Різноманітність математичних моделей та відмінність в умовах проведення ідентифікації привели до створення безлічі методів ідентифікації, які можна класифікувати за різними ознаками [26].
За способом подачі збурюю чого впливу, виділяють активні та пасивні методи ідентифікації. При активній ідентифікації спеціально сформований тестовий сигнал подається на вхід об'єкта. Найбільш поширеними є ступінчасті, імпульсні, гармонічні сигнали, випадкові дії із заданими параметрами. Перевагами цього підходу є цілеспрямований характер ідентифікації та мінімальні вимоги до апріорної інформації про об'єкт. У разі активної ідентифікації зазвичай об'єкт дослідження виводиться із нормальних умов функціонування.
При пасивній ідентифікації об'єкт перебуває у нормальному експлуатаційному режимі роботи та на його входи надходять природні сигнали керування. У більшості випадків пасивна ідентифікація використовується для уточнення параметрів моделі та відстеження змін у об'єкті. Перевага цього підходу полягає у відсутності необхідності подачі додаткових збурюючих впливів, достатньо лише записувати вхідні та вихідні сигнали. Пасивна ідентифікація зазвичай пов'язана з значними часовими витратами, тому що слід чекати природного збурення, яке до того ж може містити значну кількість перешкод у порівнянні з тестовими сигналами, тому необхідно проводити збір та статистичну обробку даних.
За часовими витратами методи ідентифікації поділяються на оперативні та ретроспективні. Оперативна ідентифікація реалізується зі швидкістю, близькою до швидкості перебігу процесу та уточнення параметрів моделі провадиться на кожному кроці надходження нових даних. За ретроспективної ідентифікації спочатку збирається весь масив даних, після чого відбувається визначення параметрів.
Можна виділити дві складові задачі ідентифікації – це визначення структури (структурна ідентифікація) та визначення параметрів (параметрична ідентифікація). В цьому випадку об'єкт (елемент системи, об'єкт управління, елемент технологічного процесу тощо) представляється "чорним ящиком". Піддаючи об'єкт зовнішнім впливам та аналізуючи його реакції, одержують математичну модель (опис його структури та параметрів), тобто перетворюють "чорну скриньку" на "білу скриньку", домагаються її "інформаційної прозорості". При ідентифікації об'єктів вирішується і більш проста задача, це завдання визначення параметрів при наперед відомої структури математичної моделі об'єкта. При цьому говорять про перехід від "сірої скриньки" до "білої скриньки" [27].
Застосування ідентифікації для вирішення задач в електроенергетиці
Методи структурної та параметричної ідентифікації активно застосовуються під час вирішення завдань у електроенергетиці, переважно, для визначення параметрів елементів, включених до електричної мережі, а також для ідентифікації параметрів стану, ідентифікації низькочастотних коливань у мережі тощо.
Завданням ідентифікації в електроенергетиці присвячені роботи наступних авторів: Вініков В. А., Горєв А. А., Вольдек А. І., Жерве Г. К., Іванов-Смоленський А. В. В останні роки завданням ідентифікації були присвячені праці наступних авторів: Бердін А. С., Андрєєв М. А., Коваленко П. Ю., Чершова С. О., Дехтерєв А. І., Тутундаєва Д. С., Шиллер М. А. Kyriakides E., Heydt G., Malik O. P., Karrari M. та багато інших.
Математичне моделювання енергосистем широко застосовується для розрахунку усталених і перехідних режимів у нормальних та аварійних умовах. Результати моделювання застосовуються для вирішення широкого спектра завдань, таких як: проектування, планування режимів роботи енергосистеми, налаштування РЗіА [28].
Важливо мати верифіковану модель енергосистеми, яка буде відповідати оригіналу з необхідною точністю, тобто при подачі однакових впливів, що обурюють, на об'єкт і на модель вихідні параметри не повинні відрізнятися один від одного більш ніж на допустиму величину нев'язки. Зі сказаного вище слід, що, по-перше, необхідно грамотно підходити до моделювання кожного елемента об'єкта залежно від поставленого завдання, наприклад, навантаження можна уявити: опором, провідністю, статичною характеристикою, повною чи спрощеною схемою заміщення або у вигляді системи рівнянь, по-друге, необхідно знати параметри кожного елемента: ЛЕП, трансформаторів, генераторів, двигунів, реакторів, вимикачів, турбін тощо.
Від ступеня достовірності моделі ЕС залежить адекватність керуючих впливів, що видаються автоматикою. Звичайно, чим точніше будуть сформовані бази даних параметрів елементів мережі, тим адекватнішим буде модель ЕС. Як правило, бази даних формуються за довідковими та паспортними значеннями, які можуть значно відрізнятися від реальних по ряду причин.
Похибки у визначенні параметрів ЛЕП можуть виникнути через не врахування впливу навколишнього середовища, термічного впливу, провідності ґрунту, неточності обліку середньогеометричної відстані між проводами фаз. У таблиці 1.1 наведено похибки визначення параметрів схем заміщення повітряних ліній за довідковими даними [9].
Таблиця 1.1 – Похибки параметрів схем заміщення ПЛ
Параметр Причини виникнення похибки Діапазон похибки Вплив режиму на похибку
R Не врахування поверхневого ефекту -24...+8% сильне
X
Неточність завдання еквівалентних геометричних параметри. Багаторазово заземлені троси та паралельні ланцюги -10...+8% слабке
G
Не враховує зміни стріли провісу, наявності заземленого троса, паралельних ланцюгів, провідності ґрунту та вологості повітря 25...30%
сильне
B
Конструктивні, режимні та метеорологічні умови в 1,5 – 3 рази дуже сильне
Практика експлуатації енергосистем та електричних мереж показала, що паспортні значення параметрів трансформаторів, двигунів та генераторів, можуть значно відрізнятися від реальних значень. Причин цьому безліч:
– заводи-виробники серійного обладнання у паспортних даних вказують усереднені параметри для партії обладнання, а не його індивідуальні параметри;
– параметри обладнання змінюються в процесі експлуатації внаслідок старіння, а також внаслідок проведення ремонтних робіт;
– параметри обладнання залежать від умов експлуатації (температура, насичення тощо).
Також до загальних недоліків формування моделей енергосистем паспортним даним є те, що частина обладнання знаходиться в експлуатації вже давно і набагато довше за свій термін служби, тому паспортні дані можуть бути просто втрачені. До того ж не можна забувати про людський фактор. Бази даних обладнання створюються вручну, а енергосистема велика і містить величезну кількість елементів, у зв'язку з чим, створення бази займає велику кількість часу, утруднено своєчасне внесення змін, пов'язаних з ремонтом та заміною одиниць обладнання, і неминучі прості помилки.
У зв'язку з перерахованими недоліками використання параметрів з паспортних даних почали впроваджуватись методи ідентифікації параметрів елементів мережі. Високий ступінь автоматизації технологічного процесу, вдосконалення вимірювальної системи та поява синхронізованих векторних вимірів (СВВ) робить технічну можливість проводити ідентифікацію автоматично, не втручаючись у технологічний процес роботи обладнання, а також автоматично формувати бази даних обладнання без участі людини.
Існує велика кількість методів ідентифікації параметрів ліній та трансформаторів. Основні описані в [19; 20; 21; 22; 23], більшість з яких можна узагальнити наступною послідовністю дій:
– представляють ідентифікований об'єкт у вигляді пасивного чотириполюсника;
– проводять вимірювання струмів та напруг по кінцях чотириполюсника;
– вибирають схему заміщення чотириполюсника та знаходять її параметри за виміряними значеннями струмів та напруг;
– за знайденими параметрами схеми заміщення чотириполюсника знаходять електромагнітні параметри об'єкта, що ідентифікується.
Ідентифікація, як основа управління розподільчими мережами з малою генерацією
Як зазначалося раніше концепція Smart Grid, стосовно розподільних мереж передбачає автоматичне децентралізоване керування режимами, яке може виконувати автоматична система управління, що дозволяє здійснювати керування режимом електричної розподільної мережі з об'єктами малої синхронної генерації Система повинна передбачати роботу цієї мережі, як у острівному, так і у режимі паралельної роботи з великою централізованою ЕС. Особливість полягає в реалізації автоматичного децентралізованого керування режимом розподільчої мережі без втручання в управління з боку диспетчера централізованої ЕС. Це завдання дозволяє вирішити впровадження мультиагентних технологій управління режимами та спеціалізованих видів РЗіА, для роботи частини з яких необхідно мати інформацію про параметри елементів електричної мережі.
Сама концепція Smart Grid має на увазі відкриту мережеву архітектуру [2], тобто необхідно надати вільний доступ нового обладнання до мережі. Це завдання дозволяє реалізувати "plug & play" технологія, яка автоматично визначає вид обладнання, що включається до мережі, та його параметри в темпі процесу (онлайн), у зв'язку з чим можна зробити висновок про те, що завдання ідентифікації є одними з ключових, без вирішення яких існування автоматичного децентралізованого управління неможливе.
Розвиток сучасних систем виміру, на основі синхронізованих за часом вимірювань, створює технічну можливість для вирішення різних завдань управління режимами, ідентифікації параметрів елементів енергосистеми та верифікації її цифрових моделей. Ці завдання можуть вирішуватися як незалежно від процесів (off-line), що протікають в системі, так і в темпі процесу (on-line). Основними завданнями, які мають вирішувати Wide Area Measurement System (WAMS) є [24 – 29]:
– оцінка тяжкості поточного режиму та попереджувальна сигналізація;
– автоматичне керування режимом енергосистеми;
– вибір дозувань керуючих протиаварійних впливів автоматики;
– оцінка стану енергосистеми;
– аналіз коливань частоти та потужності;
– аналіз причин виникнення технологічних порушень;
– верифікація цифрових моделей енергосистем та їх елементів.
Технологія заснована на застосуванні вимірювальних пристроїв, синхронізація годин якого здійснюється за допомогою супутникової системи.
Спочатку подібна система з'явилася у США під назвою WAMS, яка складається із вимірювальних пристроїв параметрів режиму Phasor Measurement Unit (PMU), датчиків кутів Phasor Measurement Transducer (PMT), регіональних концентраторів даних Phasor Measurement Concentrator (PMC) та центральних концентраторів даних Central Phasor Measurement Concentrator (CPMC) В Україні подібна система отримала назву Система Моніторингу Перехідних Режимів (СМПР) [30].
Сучасні пристрої синхронізованих вимірів (СВВ) мають великий перелік вимірюваних величин [21]:
– вимірювання струмів та напруг контрольованої енергомережі;
– обчислення кута струму (пофазно);
– обчислення кута напруги (пофазно);
– обчислення частоти;
– обчислення швидкості зміни частоти лінії;
– вимірювання струму та напруги системи збудження генератора;
– вимірювання кута ротора генератора.
Дані, отримані зі СВВ, можна використовувати для ідентифікації параметрів елементів мережі.
ВИСНОВКИ ДО РОЗДІЛУ 1:
З початку 20-го століття Українська електроенергетика розвивалася в напрямі укрупнення потужностей існуючих електростанцій, а також укрупнення поодиноких потужностей агрегатів. Увімкнення станцій на паралельну роботу з метою отримання позитивних системних ефектів призвело до появи об’єднаної енергетичної системи України. У міру розвитку ОЕС управління режимом ставало все більш важким завданням, що наводило до необхідності впровадження все більш прогресивних методів та принципів інтелектуального керування.
Використання систем ідентифікації параметрів елементів мережі дозволяє покращити якість оперативно-диспетчерського управління та підвищити адекватність керуючих впливів, що видаються РЗіА за рахунок підвищення достовірності баз даних розрахункових моделей.
Аналіз сучасних напрямів розвитку електроенергетики показує, що одним з основних трендів є поширення малої генерації в розподільних електричних мережах. З огляду на те, що оперативно-диспетчерське управління даними мережами є стримуючим фактором їх розвитку, виникає потреба у створенні автоматичних систем управління подібними мережами. Однією з критичних технологій даних систем є Plug & Play технологія, яка необхідна для забезпечення вільного доступу до мережі нового генеруючого устаткування. Тим самим завдання ідентифікації стають одними з пріоритетних, без вирішення яких реалізувати керування такими розподільчими мережами з малою генерацією неможливо.
