CC BY
9
Online Identification of Synchronous Generator Electromechanical Parameters for Intelligent Control Problems
Frolov M.Yu., Stepanovich R.Yu., Lizalek N.N., Dulov I.V.
Novosibirsk State Technical University Novosibirsk, Russian Federation
Abstract. The control system intelligence is determined by the ability to adapt to changing circuit-mode parameters. This approach is especially relevant for emergency automation, because the emergency depends on the huge number of factors. In addition, an accident can develop in cascade, causing uncontrolled and multiple changes in the grid topology and mode parameters. The formation of the control actions volume of emergency automatics is carried out on the basis of the computing of the mode on mathematical models of electrical grids, the accuracy of which determines the adequacy of the actions of automation, so the models verifying problem arises, including electromechanical parameters determining of the grid elements. The aim of the research is to develop methods for parameter identification of synchronous generators. The paper presents two methods for identifying the synchronous generator constant inertia and the method for identifying the synchronous inductive resistance. The research of the proposed methods was carried out on the digital model assembled in MatLab Simulink, where the 200 MVA 13.8 kV generator was simulated. In addition, the research was performed using the physical electrodynamic model. The parameters of the generator 3000 VA 230 V were determined. The results of parameters determining by the classical methods of open-circuit and short-circuit are presented. The significance of these methods is that the generator is connected to the grid and is in an operation mode. This will make possible to form and refine the model online in accordance with the circuit-mode situation, which will increase the control actions adequacy.
Keywords: parameter identification, rotor inertia constant, synchronous inductive reactance, synchronous generator, intelligent control, least square method. DOI: https://doi.org/10.52254/1857-0070.2022.4-56.02 UDC: 621.311
Identificarea operational a parametrilor electromecanici ai unui generator sincron pentru sarcini de
control inteligent Frolov M.Iu., Stepanovici R.Iu., Lizalec N.N., Dulov I.V.
Univeristatea Nationalä tehnicä din Novosibirsc Novosibirsc, Federatia Rusä
Rezumat. Inteligenta sistemului de control este determinatä de capacitatea de a se adapta la modificarea parametrilor modului de circuit. Aceastä abordare este relevantä în special pentru automatizarea räspunsului la urgentä, deoarece scenariul unui accident depinde de multi factori. Scopul lucrärii este de a dezvolta metode de identificare a parametrilor unui generator sincron pentru probleme de control inteligent. Pentru a atinge acest scop, au fost dezvoltate douä metode de identificare a inertiei constante a unui generator sincron si o metodä de identificare a rezistentei inductive sincrone. Cercetarea metodelor propuse a fost realizatä pe un mod el digital asamblat în MatLab Simulink, unde a fost simulat un generator de 200 MVA 13,8 kV. De asemenea, studiul a fost realizat pe un model electrodinamic fizic al Departamentului de Sisteme de Energie Electricä Automatizatä al Universitätii Tehnice de Stat Novosibirsk, în timpul cäruia au fost determinati parametrii generatorului 3000 VA 230 V. Rezultatele determinärii parametrilor prin metode clasice de mers în gol si scurtcircuit sunt preväzute. Cele mai semnificative rezultate ale studiului sunt: dovada acuratetei mari a metodelor propuse fatä de cele clasice si posibilitatea utilizärii acestor metode în modurile de functionare ale generatorului sincron. Semnificatia metodelor propuse constä în faptul cä, în timpul identificärii, generatorul este conectat la retea si este în functiune. Acest lucru va face posibilä formarea si rafinarea modelului de proiectare în ritmul procesului, în conformitate cu situatia actualä a modului de schemä, ceea ce va creste caracterul adecvat al actiunilor de control. Cuvinte-cheie: identificare parametricä, constantä de inertie a rotorului, reactantä inductivä sincronä, generator sincron, control intelectual, metoda celor mai mici pätrate.
© Фролов М.Ю., Степанович Р.Ю., Лизалек H.H., Дулов И.В. 2022
Оперативная идентификация электромеханических параметров синхронного генератора для задач
интеллектуального управления Фролов М.Ю., Степанович Р.Ю., Лизалек Н.Н., Дулов И.В.
Новосибирский государственный технический университет г. Новосибирск, Российская Федерация Аннотация. Интеллект системы управления определяется способностью адаптироваться к изменяющимся схемно-режимным параметрам. Такой подход особенно актуален для противоаварийной автоматики, так как сценарий протекания аварии зависит от множества факторов. К тому же авария может развиваться каскадно, вызывая неконтролируемое и многократное изменение топологии сети и режимных параметров. Формирование объёма управляющих воздействий противоаварийной автоматики выполняется на основе расчёта режима на метаматематических моделях электрических сетей, от точности которых зависит адекватность действий автоматики, поэтому возникает задача верификации расчётных моделей, в том числе определения электромеханический параметров элементов сети. Целью работы является разработка методов идентификации параметров синхронного генератора для задач интеллектуального управления. Для достижения поставленной цели разработаны два метода идентификации постоянной инерции синхронного генератора и метод идентификации синхронного индуктивного сопротивления. Исследования предлагаемых методов проведено на цифровой модели, собранной в MatLab Simulink, где моделировался генератор 200 МВА 13,8 кВ. Также исследование проводилось на физической электродинамической модели кафедры «Автоматизированные электроэнергетические системы» «Новосибирского государственного технического университета, в ходе которого определялись параметры генератора 3000 ВА 230 В. Предоставлены результаты определения параметров классическими методами холостого хода и короткого замыкания. Наиболее существенными результатами исследования являются: доказательство высокой точности предлагаемых методов по сравнению с классическими и возможность использования этих методов в эксплуатационных режимах работы синхронного генератора. Значимость предлагаемых методов заключается в том, что при идентификации генератор включён в сеть и находится в режиме эксплуатации. Это позволит формировать и уточнять расчётную модель в темпе процесса в соответствии со сложившейся схемно-режимной ситуации, что повысит адекватность управляющих воздействий.
Ключевые слова: параметрическая идентификация, постоянная инерции ротора, синхронное индуктивное сопротивление, синхронный генератор, интеллектуализация управления, метод наименьших квадратов.
ВВЕДЕНИЕ
Интеллектуализация является одной из главных тенденций в управлении энергосистемами в настоящее время. Энергосистемы способные адаптировать параметры автоматики и оборудования к текущей схемно-режимной ситуации являются интеллектуальными. Ситуация может изменяться плавно в ходе нормальной эксплуатации или в результате аварийного возмущения. Чем адекватнее система управления будет реагировать на возмущения, тем выше будет экономичность и надёжность энергосистемы в целом.
К настоящему времени сформировалось два основных направления развития
противоаварийной автоматики с точки зрения адаптации к текущему режиму энергосистемы: неадаптивные и адаптивные алгоритмы. Первый принцип предполагает заблаговременное проведение расчетов аварийных процессов. На основании результатов этих расчетов формируется таблица управляющих воздействий, которая затем загружается в память локального
устройства противоаварийной автоматики. Автоматика, действующая по второму принципу, предполагает проведение расчетов аварийных процессов и выбор управляющих воздействий с определенной периодичностью, в темпе процесса изменения нормального режима энергосистемы. В этом случае управляющее воздействие для текущего режима также загружается в память локального устройства автоматики. Такой подход позволяет формировать более адекватный объем управляющих воздействий по сравнению с первым принципом [1, 2]. В рамках второго направления в настоящее время разрабатывается противоаварийная автоматика нового поколения, способная формировать таблицу управляющих воздействий не по предварительным расчетам, до возникновения аварийного режима, а на основании математической модели, параметры которой уточняются в ходе протекания аварийного процесса. В связи с этим возникает необходимость решения задачи оценки состояния энергосистемы и параметров ее оборудования на новом уровне, подразумевающем больший охват, более
высокую скорость и точность получения данных.
В качестве другого примера необходимости интеллектуализации энергосистемы можно привести малую генерацию. В России все чаще появляются новые объекты малой генерации, в основном, в виде когенерационных установок по производству тепла и электричества, поскольку такая выработка становится все более экономичной в сравнении с традиционными энергоустановками из-за меньших потерь тепловой и электрической энергии ввиду близости к потребителю. Однако, подключение большого числа таких установок к энергосистеме представляется
затруднительным, поскольку охват таких областей оперативно-диспетчерским
управлением является нерациональным. Решение этой проблемы видится также в создании полностью автоматической интеллектуальной системы управления такими сетями [3-10].
Проблема быстрого получения точных данных о параметрах системы в ходе процесса ее работы является одним из препятствий на пути к созданию интеллектуальной энергосистемы. Эти данные необходимы для функционирования системы управления и должны включать в себя три составляющие: 1) состав и параметры включенного оборудования, 2) топология сети (положение коммутирующих аппаратов), 3) измерения токов и напряжений. Для получения первой составляющей, в основном, используются паспортные данные. Однако, паспортные данные могут в значительной степени отличаться от фактических параметров конкретного устройства как вследствие изначального разброса для различных устройств, так и из-за изменения свойств материалов со временем. В связи с этим возникает потребность в создании подсистемы идентификации параметров оборудования, включённого в электрическую сеть, работающей автоматически и в темпе процесса [11].
Синхронные генераторы являются основным источником электроэнергии в энергосистемах, поэтому интеллектуальная система управления должна уметь определять их параметры в рабочем режиме. Это приводит к необходимости разработки методов оперативной параметрической
идентификации синхронных машин.
Требование оперативности заложено в принципе работы описанной автоматики, а под параметрической идентификацией следует понимать определение параметров математической модели искомого объекта. Ниже в статье будут описаны разработанные методы оперативного определения постоянной инерции и синхронного индуктивного сопротивления машин, а также результаты исследования их
работоспособности на цифровой и физической моделях.
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
А. Математическая модель синхронной машины как объект идентификации
Задачу идентификации можно разделить на две подзадачи: определение структуры и определение параметров модели. Решение этих подзадач называется структурной и параметрической идентификацией
соответственно. В данном исследовании была проведена идентификация со следующими свойствами: 1) - параметрическая; 2) -пассивная; 3) - детерминированная; 4) -адаптивная. Первое свойство означает, что структура модели уже определена и оцениваются ее параметры. Проведение пассивного эксперимента и отсутствие случайной составляющей в уравнениях выбранной модели определили второе и третье свойства. Адаптивность означает накопление ретроспективных данных и уточнение параметров модели по мере поступления информации.
Для проведения исследования была выбрана модель синхронной машины, в основе которой лежат упрощенные уравнения Парка-Горева и уравнение движения ротора [13-15]. Идентифицируемыми параметрами в выбранной модели являются постоянная инерции генератора Т и синхронное индуктивное сопротивление хсодержащиеся в уравнениях (1-3). Последнее уравнение в общем виде можно представить следующим образом:
1 Т & ^ + К а5 - р - р
,2 + К& и - РтееЪ ре1
®о аг2 аг
(1)
где Т, [с] - постоянная инерции синхронного генератора, Т - ; Зо [кг м2] - момент
] / ^гаг
инерции роторов турбины и генератора; Бга{ ,
[В А] - номинальная мощность генератора; щ, [рад/с] - синхронная угловая скорость; 3, [рад] - угол между векторами внутренней ЭДС и напряжения на шинах генератора; Ка -коэффициент демпфирования РжсА [о.е.]-механическая мощность турбины; Ре1 [о.е.]-электрическая мощность на шинах генератора. Зачастую это уравнение используется в упрощенном виде:
1 й 28 _Т _ — Р _ Р
7 1 2 шеек е1
0
йг2
(2)
Для задач идентификации генератор можно моделировать различными схемами замещения [18-23]. Была выбрана модель, представленная на рисунке 1. В статическом режиме работы неявнополюсный синхронный генератор моделируется внутренней ЭДС Ед за синхронным индуктивным сопротивлением ха (без учета потерь мощности на нагрев обмоток):
Рис.1. Модель неявнополюсного синхронного генератора в установившемся режиме.1
Работа в этом режиме описывается следующей системой уравнений:
Еп -иг
Р — Е—^ - siaS
2 —
Ед иО _ и^ —--—^.
(3)
Здесь, Р и Q - активная и реактивная мощности генератора, соответственно.
Описанные формы уравнения движения ротора были использованы в двух методах по определению постоянной инерции. Уравнение (1) имеет составляющую, учитывающую влияние различных демпфирующих факторов: наличие демпферных обмоток, регуляторов возбуждения и скорости, вихревые токи и др., что позволяет использовать его для анализа электромеханического переходного процесса на относительно длинном промежутке времени, на котором можно отследить
затухание колебаний ротора. Данный метод предназначен для идентификации при малых колебаниях ротора, поэтому использует равенство Р=Ре1 из (1) и (3) выражений. В связи с этим требуется знать значение ха, для чего был также разработан метод идентификации. Уравнение (2) используется для оценки постоянной инерции на более коротком временном интервале, где затухание колебаний ротора незначительно.
Б. Оценка синхронного индуктивного сопротивления в условиях
квазиустановившегося режима
Система уравнений (3) является системой двух уравнений с тремя неизвестными Еч, ха и 5, поскольку Р, Q и По являются параметрами режима и могут быть измерены. Эту систему можно свести к одному уравнению, исключив переменную 5. Тогда, после некоторых преобразований, получим:
(4)
Полученная зависимость устанавливает соответствие между внутренней ЭДС и синхронным индуктивным сопротивлением, а это значит, что в случае введения дополнительного измерительного канала, по току возбуждения, можно однозначно определить Ед и ха в любом квазистационарном режиме. Поскольку сигнал тока возбуждения используется различной автоматикой, например, регуляторами возбуждения, то получение доступа к нему не представляется сложной задачей.
Для того, чтобы снизить влияние погрешностей измерения, помех и погрешности самой модели, был применен метод наименьших квадратов, в рамках которого было необходимо найти минимум следующей функции:
\ (^) — X е;2 =]Г Е _ Едм )2 (5)
7—1 7—1
где Есу и Еды - измеренное и модельное значения ЭДС генератора соответственно. При расчете в относительных единицах Ед соответствует току возбуждения / Зависимость JEд(xа) представляет собой выпуклую функцию с одним глобальным минимумом и для нахождения этого
X
й
минимума можно воспользоваться
различными методами оптимизации. В данном исследовании был использован один из методов случайного поиска.
В. Оценка постоянной времени инерции синхронного генератора по затухающим гармоническим колебаниям
Рассмотрим модель простейшей энергосистемы - один генератор работает синхронно с энергосистемой бесконечной мощности через трансформатор и линию электропередачи (рис. 2).
Turb. Generator Transformer ^ ^ Inf. bus
Рис.2. Схема работы генератора на шины бесконечной мощности.2
Электромеханические колебания в представленной модели описываются следующей системой уравнений:
-1T
d 2S
О0 dt
+ K d5 - P _ P
+ Kd - Pmech Pel dt
(6)
P el
Второе уравнение - это переписанное уравнение из системы (3), представляющее собой угловую характеристику изображенной схемы выдачи мощности, где
ртах - - максимум угловой
характеристики. Здесь и- напряжение на
шинах системы, Xdz - суммарное продольное индуктивное сопротивление связи «генератор-система».
Для анализа статической устойчивости энергосистем используют метод малых колебаний [16]. Для этого проводят линеаризацию уравнения движения ротора, раскладывая Pei в ряд Тейлора. Результатом является следующее уравнение:
-L t
d AS
юп
"о
где Д8 -исходной
C - (P)
1 dS
dt
- + K
d AS dt
+ QAS - 0
(7)
приращение угла относительно точки 5q,
S-S
Eq ■Us
xd E
cosS
0 •
Константа Ci
называется синхронизирующей мощностью. Решением этого уравнения является функция:
AS(t) - A1ept + Á2epit,
(8)
где р1/2 — -а± ]у - корни характеристического
уравнения, у — - собственная
частота колебаний ротора; а — Каю012Т] -
логарифмический декремент затухания. Система будет устойчива, если корни имеют отрицательную вещественную часть. В случае комплексно-сопряженных корней с отрицательной вещественной частью, переходный процесс будет выглядеть следующим образом:
Таким образом, при известных параметрах модели и начальных условиях можно спрогнозировать электромеханический
переходный процесс.
В рамках проводимого исследования предлагается решить обратную задачу: по характеристикам электромеханического
переходного процесса определить параметры
модели. Из формулы для собственной частоты колебаний у получается следующее выражение
Tj =
Ci
—-2
a +Y
(9)
Итак, анализируя затухающие
гармонические колебания ротора машины, подобные изображенным на рис. 3, можно определить постоянную инерции.
Алгоритм определения Т по затухающим гармоническим колебаниям:
1. Во время установившегося режима работы синхронного генератора создать малое возмущающее воздействие или дождаться, пока такое произойдет в системе.
2. В это время необходимо вести запись токов и напряжений в фазах и тока возбуждения генератора.
3. Определяем величины, входящие в выражение (9). Установив датчик скорости на ротор машины, можно получить осциллограмму 3(0, по которой определяем а и у:
a = —ln T
\5t+i "5o J
(10)
где 3о - исходное значение угла ротора, 3, и 3,+1 - предыдущий и последующий пики колебаний,
Т- период колебаний. Отсюда собственная частота колебаний равна:
у=.
1
(11)
По исходному режиму, зная значение ха, определяем угол 30. Для получения ха, можно применить подход, описанный в п.3, либо воспользоваться методами идентификации [3, 8, 10]. Кроме того, можно использовать паспортные данные генератора. Получив значение угла 30, можно рассчитать синхронизирующую мощность:
Ea'Us
Ci = Pmax * COS 5 = ---COS^g
(12)
4. По выражению (9) определяем значение
Tj.
Г. Оценка постоянной инерции синхронного генератора с использованием регрессионного анализа
Данный метод предполагает
идентификацию Tj с использованием метода наименьших квадратов (МНК). МНК применяется для решения переопределенных систем уравнений, регрессионного анализа по выборочным данным и т.д., что позволяет использовать его для параметрической идентификации по большому количеству измерений.
В данном методе удобно использовать упрощенную запись уравнения движения ротора (2). Для большего удобства, обозначив
ЛР = Pmech - Pel и d^2 = S' , получим:
5 = AP.
(13)
Из выражения ё"=ю' следует, что, установив датчик скорости на ротор генератора и продифференцировав функцию скорости по времени, можно получить зависимость ё". Peí также является измеряемой величиной, а для получения ДР в переходном режиме делается допущение, что в переходном режиме Pmech=const, поскольку за тот малый промежуток времени, когда проводится идентификация, подводимая мощность из-за инерционности регуляторов скорости практически не изменится. Значение Pmech принимается равным Peí исходного режима, до возмущения.
Алгоритм определения
Tj
использованием регрессионного анализа:
1. Осциллографировать сигналы rn(t) и Pei(t).
2. В исходном установившемся режиме определяется значение Pmech= Pel(0) =COnSt.
3. Необходимо создать возмущающее воздействие или дождаться такового от системы.
4. Для каждого измерения рассчитываются ЛР(() = Pmech - Pel (t) и S"(t)=m'(f).
5. Составляется переопределенная система с количеством уравнений, соответствующим количеству взятых точек:
с
-1 8 — Щ
що
Т\
8' —ДВ,
що
2
(14)
Т-
1
— 8п —ДВп
що
7. Находится минимум функции:
Е
1—1
(т
V
—8 -др
щ
^ Ш1П
(15)
В результате получится окончательное выражение для определения постоянной инерции:
Едр-8"
т —
г—1
Е (8 2) —1
-•Щ)
(16)
РЕЗУЛЬТАТЫ
А. Исследование предложенных методов на цифровой модели
В программном комплексе МА^АВ Simulink в соответствии со схемой, приведенной на рис. 2, был проведен виртуальный эксперимент с целью проверки работоспособности предложенных методов.
Моделируется работа неявнополюсного синхронного генератора 200 МВА 13,8 кВ через трансформатор и линию электропередачи на шины мощного источника напряжения.
Регулирование мощности турбины и возбуждения не осуществляется. В качестве возмущающего воздействия выступает отключение и последующее включение линии.
Осциллограммы, полученные в ходе проведения опыта, представлены на рис. 4. В рамках метода идентификации Хй из полученных осциллограмм используются сигналы РДО, 'ХО, Цз(0.
Помимо этого, используется осциллограмма реактивной мощности. Обрабатывая массив данных методом наименьших квадратов, находим минимум функции (5).
Рис.4. Осциллограммы переходного процесса
при кратковременном прерывании работы линии электропередачи на цифровой моделе.4
В методах идентификации 7}, используются осциллограммы РДО и ю(?). Сигнал ¿(0 рассчитывается интегрированием скорости ротора. Следуя алгоритмам, описанным в п.4 и п.5, определяем постоянную инерции (таблица 1).
Видно, что предложенные методы показали хороший результат с небольшой погрешностью. В тех случаях, когда для анализа данных применялся МНК, погрешность составила менее 1 %.
Таблица 1.5
Результаты исследования на цифровой модели6
Метод Заданное значение параметра Расчетное значение параметра Погрешность, %
Оценка ха, о.е. 1.305 1.297 0.61
Оценка Т] по гармоническим колебаниям, с 6.4 6.75 5.47
Регрессионная оценка Т], с 6.4 6.376 0.38
Б. Исследование предложенных методов на физической модели
В соответствии со схемой рис. 2 была собрана физическая модель для исследования работоспособности предлагаемых методов идентификации. Эксперимент проводился на синхронном генераторе мощностью 3000 ВА и напряжением 230 В. Регулирование мощности турбины и возбуждения не осуществлялось. В качестве возмущающего воздействия выступало кратковременное отключение линии. Осциллограммы, полученные в ходе проведения данного опыта, представлены на рис. 5.
Обработка экспериментальных данных проводилась также в MATLAB Simulink, где были проведены необходимые расчеты аналогично опыту с цифровой моделью. Осциллограмма Uo(t) получена как обобщенный вектор напряжения с помощью преобразования Парка. Результаты идентификации представлены в таблице 2.
Для проведения физического эксперимента использовался синхронный генератор, подвергавшийся различным модификациям для проведения различных лабораторных исследований. По этой причине паспортные данные, сделанные для серийных машин, непригодны для верификации полученных результатов. Для выхода из затруднения было решено сравнить полученные результаты с одним из классических методов идентификации, требующих проведения специальных экспериментов [11, 17].
В соответствии с рекомендациями, изложенными в [17], в рамках данного исследования был проведен опыт внезапного короткого замыкания на шинах синхронного генератора. Сущность эксперимента заключается в получении осциллограмм тока и напряжения статора, а также тока
возбуждения во время электромагнитного переходного процесса.
О 12 34 567 8 9 10 Time (s)
0 1234 5 67 89 10 Time (s)
]
к
jUl^uAflLr1 и 1
11 f --
012 34 5 67 89 10 Time (s)
012 34 567 8 9 10 Time (s)
Рис.5. Осциллограммы переходного процесса при кратковременном прерывании работы линии электропередачи на физической модели.7
Из полученных сигналов выделяются переходные и вынужденная составляющие, по которым определяются соответствующие индуктивные сопротивления машины. Опыт проводился при пониженном напряжении -27,9 В (в то время как номинальное фазное напряжение составляет 132,8 В), для уменьшения динамических и термических перегрузок оборудования. Полученные
осциллограммы представлены на рис. 6. В результате было получено следующее значение синхронного индуктивного сопротивления генератора:
х^=0.715 о. е. Это значение близко соотносится с тем, что приведено в таблице 2, что позволяет говорить о достоверности полученных результатов.
Таблица 2.8
Результаты исследования на физической модели9
Метод Расчетное значение параметра
Регрессионная оценка ха, о.е. 0.76
Оценка Т] по гармоническим колебаниям, с 9.4
Регрессионная оценка 7), с 9
Рис.6. Осциллограммы электромагнитного переходного процесса при опыте внезапного короткого замыкания на шинах синхронного генератора.10
Хотя верификация результатов
применения разработанных методов на физической машине затруднительна, тем не менее, проанализировав полученные данные,
можно сказать, что они заслуживают доверия. Для этого можно привести несколько аргументов. Во-первых, все разработанные методы показали небольшую погрешность при цифровом моделировании. При этом методы, использующие для обработки данных метод наименьших квадратов, оценили параметры с погрешностью менее одного процента, что позволяет ориентироваться на их оценку и при физическом эксперименте. Во-вторых, оба метода идентификации постоянной инерции при физическом эксперименте дали оценку с расхождением менее 5 %, что также позволяет говорить об их работоспособности, а результаты
идентификации Хй были проверены проведением классического эксперименты.
ВЫВОДЫ
В ходе проделанного исследования были разработаны методы идентификации электромеханических параметров
синхронного генератора. Достоинством данных методов является возможность их применения в процессе эксплуатации машины без необходимости проведения специальных экспериментов. Работоспособность методов идентификации и достоверность полученных результатов проверены при проведении цифрового и физического экспериментов. Достигнутый результат позволяет
продвигаться в вопросе создания подсистемы идентификации, необходимой для создания системы автоматического интеллектуального управления сетями.
APPENDIX 1 (ПРИЛОЖЕНИЕ 1)
1Fig. 1. Round rotor synchronous machine model in
steady state mode.
2Fig. 2. Circuit of generator in parallel mode with infinite buses.
3Fig. 3. Damping harmonic oscillation
4Fig. 4. Transient process oscillograms after short-time
breaking of the transmission line in digital model.
5'6Table 1. Research results in digital model.
7Fig. 5. Transient process oscillograms after short-time
breaking of the transmission line in physical model.
8'9Table 2. Research results in physical model.
10Fig. 6. Electromagnetic transient process oscillo-
grams in short circuit test on synchronous generator
buses.
Литература (References)
[1] Tsentralizovannaya sistema protivoavarijnogo upravleniya [Centralized emergency control system] (In Russian). Available at: https://www.so-ups.ru/functioning/tech-base/rza/rza-org/rza-cspa/
(accessed 11.10.2022).
[2] GOST 34045-2017 Electroenergeticheskie Operativno-dispetcherskoe upravlenie. Avtomaticheskoe protivoavarijnoe upravlenie rezhimami energosistem. Protivoavarijnaya avtomatika energosistem. Normy i trebovaniya.[State standard 34045-2017 Electric power systems. Operational dispatching control. Automatic emergency control of regimes of power systems. Emergency control of power systems. Norms and requirements]. (In Russian).
[3] Karrari M., Malik O. P., Identification of physical parameters of a synchronous Generator from online measurements. IEEE Transactions on Energy Conversion, 2004, vol. 19, no. 2, pp. 407415. doi: 10.1109/TEC.2003.822296.
[4] Schiffer J, Aristidou P., Ortega R., Online Estimation of Power System Inertia Using Dynamic Regressor Extension and Mixing, IEEE Transactions on Power Systems, 2019, vol. 34, no. 6, pp. 4993-5001, doi: 10.1109/TPWRS.2019.2915249.
[5] Ashton P. M., Saunders C. S., Taylor G. A., Carter A. M. and Bradley M. E., Inertia Estimation of the GB Power System Using Synchrophasor Measurements, IEEE Transactions on Power Systems, 2015, vol. 30, no. 2, pp. 701-709, doi: 10.1109/TPWRS.2014.2333776.
[6] Tuttelberg K., Kilter J., Wilson D. and Uhlen K., Estimation of Power System Inertia From Ambient Wide Area Measurements, IEEE Transactions on Power Systems, 2018, vol. 33, no. 6, pp. 7249-7257, doi: 10.1109/TPWRS.2018.2843381.
[7] Hutchison G., Zahawi B., Harmer K., Gadoue S.and Giaouris D., Non-invasive identification of turbo-generator parameters from actual transient
network data, IET Generation, Transmission & Distribution, 2015, vol. 9, no. 11, pp. 1129-1136, 6 8, doi: 10.1049/iet-gtd.2014.0481.
[8] Berdin, A.S., Bliznyuk D I, Gerasimov A.S. Opredelenie ekvivalentnoj inercionnoj postoyannoj po dannym izmerenij elektromekhanicheskogo perekhodnogo processa [Identification of the equivalent inertia coefficient with measurements of electromechanical transient process] Izvestiya NTC Edinoj energeticheskoj sistemy - Proceedings of STC of power grid, 2016, no (1) 74. - C. 58-66. (In Russian).
[9] E. Kyriakides, G. T. Heydt and V. Vittal, On-line estimation of synchronous Generator parameters using a damper current observer and a graphic user interface, IEEE Transactions on Energy Conversion, 2004, vol. 19, no. 3, pp. 499-507, doi: 10.1109/TEC.2004.832057.
[10] Frolov, M. Yu., Fishov A. G. Identifikaciya elektricheskih parametrov sinhronnyh mashin v vozmushchyonnyh rezhimah [Identification of electrical parameters of synchronous machines in disturbed mode] Izvestiya NTC Edinoj energeticheskoj sistemy - Proceedings of STC of power grid, 2017, no 2 (77). - C. 54-63. (In Russian).
[11] Test Procedures for Synchronous Machines, Part I—Acceptanceand Performance Testing, Part II— Test Procedures and ParameterDetermination for Dynamic Analysis, 2010, 219p. doi: 10.1109/IEEESTD.2010.5464495
[12] Lykin A.V. Matematicheskoe modelirovanie elektricheskih sistem i ih elementov [Mathematical modeling of electrical systems and their elements]. - Novosibirsk, 2009. 228 p. (In Russian).
[13] Park R. H., Two-reaction theory of synchronous machines generalized method of analysis-part I. Transactions of the American Institute of Electrical Engineers, 1929, vol. 48, no. 3, pp. 716727, doi: 10.1109/T-AIEE.1929.5055275.
[14] Gorev A.A. Perekhodnye processy sinhronnoj mashiny [Transient processes of the synchronous machine]. - Moscow, 1950. 553 p. (In Russian).
[15] ZHdanov, P. S. Voprosy ustojchivosti elektricheskih sistem [Issues of stability of electrical systems]. Moscow, 1979. 456 p. (In Russian).
[16] Hrushchev YU. V., Zapovednikov K. I., YUshkov A. YU. Elektromekhanicheskie perekhodnye pro-cessy v elektroenergeticheskih setyah [Electromechanical transients in electric power grids]. Tomsk, 2012. 160 p. (In Russian).
[17] Zherve, G.K. Promyshlennye ispytaniya sinhronnyh mashin [Industrial testing of synchronous machines]. Leningrad, 1984. 408 p. (In Russian).
[18] Wamkeue R., Jolette C., Mpanda Mabwe A., B. Cross-Identification of synchronous generator parameters from RTDR Test Time-Domain
Analytical Responses. IEEE Transactions on energy conversion, 2011, vol. 26, no 3, pp. 776786.
[19] Zhao Zh., Zheng F., Gao J., Xu L., A Dynamic On-Line Parameter Identification and Full-scale System Experimental Verification for Large Synchronous Machines. IEEE Transactions on Energy Conversion, 1995, vol. 10, no 3, pp. 392398.
[20] Verbeec J., Pintelon R., Lataire P. Identification of Synchronous Machine Parameters Using a Multiple Input Multiple Output Approach. IEEE Transactions on Energy Conversion, 1999, vol. 14, no 4, pp. 909-917.
[21] Karayaka H. B., Keyhani A., Heydt G. T., Agrawal B. L., Selin D. A. Synchronous
Сведения об авторах.
Фролов Михаил
Юрьевич к.т.н
Новосибирский государственный технический университет. Область научных
интересов: идентификация параметров элементов энергосистем, моделирование энергосистем. E-mail:
mvu.frolov@gmail.com
Степанович Роман
Юрьевич аспирант
кафедры «АЭЭС»
Новосибирский государственный технический университет. Область научных
интересов: Идентификация
Generator Model Identification and Parameter Estimation From Opening Data. IEEE transactions on energy conversion, 2003. vol. 18. pp. 121-126.
[22] Rahman K. M., Silva H. Identification of Machine Parameters of a Synchronous Motor. IEEE transitions on industry applications, 2005, vol. 41, no 2., pp. 557-565.
[23] Sun L., Qu P., Huang Q., Parameter identification of synchronous generator by using ant colony optimization algorithm. Industrial Electronics and Applications, 2007. ICIEA 2007. 2nd IEEE Conference on, pp 2834 - 2838.
Лизалек Николай
Николаевич д.т.н.,
Новосибирский государственный технический университет. Область научных интересов: противоаварийное управление, волновые
электромеханические переходные процессы в энергосистеме. E-mail: lizalek@corp.nstu.ru
Дулов Илья Вадимович
ассистент кафедры «АЭЭС» Новосибирский государственный технический университет. Область научных интересов: управление в локальных системах энергоснабжения, идентификация параметров элементов энергосистем. E-mail: 1996.div@gmail.com
параметров элементов энергосистем, противоаварийное управление.
E-mail: ramaz 1211@mail. ru
