Методика согласованной настройки автоматических регуляторов возбуждения и частоты вращения генераторов электростанций тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.06, кандидат технических наук Булатов, Юрий Николаевич

• Булатов, Юрий Николаевич
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Булатов, Юрий Николаевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ПОВЫШЕНИЯ СТАТИЧЕСКОЙ КОЛЕБАТЕЛЬНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

1Л. Статическая устойчивость электроэнергетических систем и обзор методов её анализа

1.2. Обзор систем автоматического регулирования возбуждения генераторов и методов их настройки

1.3. Автоматические регуляторы частоты вращения турбин генераторов и их влияние на статическую колебательную устойчивость

1.4. Математическое моделирование элементов ЭЭС при решении задач обеспечения статической устойчивости

1.5. Моделирование элементов ЭЭС и их регуляторов в МАТЕАВ для проведения исследовательских экспериментов

1.6. Выводы

2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ И ОСНОВЫ МЕТОДИКИ НАСТРОЙКИ СИСТЕМ АРВ И АРЧВ

2.1. Синтез систем автоматического управления методом стандартных коэффициентов

2.2. Решение задачи оптимизации настроек систем АРВ и АРЧВ с помощью генетического алгоритма

2.3. Экспериментальная непараметрическая оценка динамических свойств ЭЭС

2.4. Исследование методики оптимальной настройки систем АРВ и АРЧВ на простейших физических и математических моделях ЭЭС

2.5. Разработка адаптивной системы АРВ генераторов электростанций

для повышения статической устойчивости ЭЭС

2.6. Выводы

3. УЧЁТ ВЗАИМОСВЯЗАННОСТИ СИСТЕМ АРВ И АРЧВ ГЕНЕРАТОРОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ПРИ ИХ ОПТИМАЛЬНОЙ НАСТРОЙКЕ

3.1. Оптимизация настроек регуляторов многосвязных систем автоматического управления

3.2. Разработка методики непараметрической идентификации системы турбина-генератор в условиях эксплуатации

3.3. Методика учёта взаимосвязанности систем АРВ и АРЧВ генераторов электростанций при их оптимальной настройке

3.4. Апробация методики согласованной настройки систем АРВ и АРЧВ на двух и трёхмашинной системе

3.5. Разработка модели электростанции в МАТЬАВ и исследование «внутренних» и «внешних» движений при согласованной настройке систем АРВ и АРЧВ

3.6. Выводы

4. ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС ИДЕНТИФИКАЦИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ И ОПТИМАЛЬНОЙ НАСТРОЙКИ АВТОМАТИЧЕСКИХ РЕГУЛЯТОРОВ ВОЗБУЖДЕНИЯ

4.1. Структура и описание программного комплекса

4.2. Применение программного комплекса для настройки систем АРВ

и АРЧВ генераторов электростанций

4.3. Оценка результатов исследований и возможности практического применения программного комплекса

4.4. Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методика согласованной настройки автоматических регуляторов возбуждения и частоты вращения генераторов электростанций»

ВВЕДЕНИЕ

В современных условиях развития электроэнергетических систем (ЭЭС), когда имеются предпосылки для создания мегаэнергообъединений, остаются актуальными вопросы регулирования напряжения и реактивной мощности, оптимального распределения нагрузки параллельно работающих генераторов электростанций с целью повышения системной надёжности и живучести систем электроснабжения потребителей. При этом требуется пересмотреть подходы к решению задачи обеспечения системной стабилизации и демпфирования электромеханических колебаний при маловозмущенных режимах ЭЭС.

Основными средствами повышения запасов статической устойчивости и улучшения демпфирования электромеханических колебаний традиционно являются автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) синхронных генераторов. Оптимальная и устойчивая работа электростанций ЭЭС зависит от множества факторов и, в том числе, от выбора настроек АРВ генераторов. Значительный вклад для решения данных проблем внесли советские и российские ученые: Горев A.A., Жданов П.С., Соколов Н.И., Веников В.А., Ботвинник М.М., Щербачев О.В., Герценберг Г.Р., Левинштейн М.Л., Совалов С.А., Бушуев В.В., Баринов В.А., Овчаренко Н.И., Юрганов A.A., Воропай Н.И., Ушаков Е.И., Груздев И.А., Зеккель A.C., Рагозин A.A., Дойников А.Н. и многие другие. Из зарубежных следует отметить работы ученых: Park R.H., Cron G., Anderson P.M., Fouad A.A., Kundur P., Concordia D., Pai M.A., Klein M., Rogers G.J., Martins N. и др. Однако, ещё не решены проблемы, связанные с настройкой систем АРВ совместно или с учётом других регуляторов, влияющих на статическую устойчивость сложных ЭЭС. К таким устройствам в первую очередь нужно отнести первичные регуляторы скорости вращения турбины. До сих пор системы АРВ и автоматические регуляторы частоты вращения (АРЧВ) турбины рассматривались при их настройке как не связанные. В то время как

взаимное влияние АРВ и АРЧВ генераторов электростанций очевидно и требует пересмотра подходов к оптимальной настройке таких систем.

При анализе вопросов взаимного влияния настроек систем АРВ и АРЧВ большое значение имеет достоверность математических моделей элементов ЭЭС. Для этой цели традиционно используется классическая модель, основанная на уравнениях Парка-Горева. Однако, этот математический аппарат является неэффективным и громоздким, особенно когда приходится учитывать группы параллельно работающих генераторов электростанций в сложной ЭЭС. В связи с этим, группой учёных было предложено использовать методы идентификации таких систем с целью получения экспериментальной математической модели, построенной на частотных характеристиках (ЧХ), используемых для настройки АРВ. Но идентификация проводилась без учёта связей отдельных частей ЭЭС в момент эксперимента. Поэтому в настоящее время проблема получения математического описания группы взаимосвязанных параллельно работающих генераторов электростанций сложных ЭЭС с целью оптимальной настройки АРВ и АРЧВ остаётся актуальной.

Актуальность исследований в этом направлении подтверждается утверждением нового стандарта ОАО «СО ЕЭС» от 1.07.2010г., разработанного по результатам расследования причин аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, где отмечены существующие проблемы обеспечения согласованной работы и соответственно настройки систем автоматического регулирования частоты и перетоков мощности и автоматики управления агрегатами гидроэлектростанций.

Целью диссертационной работы является обеспечение системной надёжности электроэнергетических систем путем повышения статической устойчивости на основе согласованной настройки автоматических регуляторов возбуждения и частоты вращения генераторов электростанций.

Для достижения поставленной цели в работе решены следующие задачи:

1) проведён обзор существующих методов и средств повышения статической устойчивости ЭЭС;

2) проведён анализ влияния взаимосвязанной работы систем АРВ и АРЧВ генераторов электростанций на устойчивость ЭЭС;

3) разработаны модели систем регулирования возбуждения, частоты и активной мощности синхронных генераторов для исследования методов повышения статической устойчивости ЭЭС;

4) разработан адаптивный генетический алгоритм для оптимизации настроек систем АРВ и АРЧВ;

5) разработана методика пассивной непараметрической идентификации системы «турбина-генератор» в условиях эксплуатации с использованием выделенного шума регулятора при помощи технологии вейвлет-преобразования;

6) разработана методика согласованной настройки систем АРВ и АРЧВ;

7) проведены экспериментальные исследования по апробации разработанных алгоритмов и методов.

При решении поставленных задач использованы методы теории автоматического управления, математического моделирования, цифровой обработки сигналов. При имитационном моделировании функционирования ЭЭС использовались различные методы решения обыкновенных дифференциальных уравнений. В качестве инструмента для реализации применяемого математического аппарата использовалась система компьютерной математики МАТЬАВ.

Научная новизна результатов работы заключается в следующем: • разработаны модели отечественных систем автоматического регулирования возбуждения, частоты и активной мощности синхронных генераторов, позволяющие детально изучать электромеханические переходные процессы при имитационном моделировании функционирования ЭЭС России;

• разработана процедура адаптивного генетического алгоритма (ГА) для поиска оптимальных настроек систем АРВ и АРЧВ генераторов электростанций.

• предложено новое структурно-аналитическое описание системы «АРЧВ-турбина-АРВ-генератор» на основе собственных и взаимных передаточных функций каналов регулирования АРВ и АРЧВ, обеспечивающее учёт связей отдельных подсистем;

• разработана методика пассивной непараметрической идентификации системы «турбина-генератор» в условиях эксплуатации, использующая в качестве входных тестовых сигналов шумы системы в диапазоне частот собственных колебаний, с применением технологии вейвлет-преобразования и методов цифровой обработки сигналов;

• разработана методика оптимизации настроек систем АРВ и АРЧВ группы генераторов электростанции, отличающаяся от известных методик учётом их взаимосвязанности.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка, включающего 139 наименований. Основная часть работы изложена на 163 страницах, содержит 76 рисунков и 3 таблицы.

Во введении дано обоснование актуальности темы, сформулированы цели и задачи исследования, указана научная новизна, раскрывается основное содержание диссертационной работы.

В первой главе дан краткий обзор наиболее употребляемых критериев анализа статической устойчивости ЭЭС. Приведён исторический обзор развития систем АРВ и АРЧВ, а также методов их настройки. На основании проведённого обзора отмечается, что задача настройки систем АРВ совместно с АРЧВ до сих пор не решена и является актуальной. Представлены разработанные в МАТЬАВ модели АРВ, АРЧВ и ЭЭС для исследования электромеханических переходных процессов при решении задачи обеспечения статической колебательной устойчивости.

Развитие энергетики постоянно требовало решения комплекса теоретических и практических задач, среди которых важное место занимает проблема исследования и разработки средств повышения статической колебательной устойчивости. Её решением занимались многие научные и проектные организации, среди которых можно отметить следующие: ВЭИ, ВНИИЭ, НИИПТ, ИСЭМ СО РАН, ВНИИЭлектромаш, Энергосетьпроект, Гидропроект, МЭИ, СПбГПУ и многие другие.

Параллельно развитию систем АРВ и АРЧВ всё большее внимание уделялось разработке методов и алгоритмов их настройки с использованием различных способов получения математических моделей ЭЭС. Математическое моделирование является основным формализованным средством анализа функционирования и управления режимами сложных ЭЭС. Основу математического моделирования составляет взаимосвязанная совокупность отдельных математических моделей, адекватно отражающих конкретные исследуемые процессы в ЭЭС. При этом трудности связаны, в первую очередь, с тем, что решение задачи поиска оптимальных параметров регуляторов (АРВ, АРЧВ) требует значительного объема расчётов, что может быть решено путём использования экспериментальных математических моделей в виде ЧХ.

Решение проблемы создания математических моделей, методов и алгоритмов координации настроек регуляторов сложных ЭЭС, прежде всего, ориентировано на применение современных средств математики и вычислительной техники. В частности, огромными ресурсами для проведения виртуальных экспериментов обладает программная среда разработки и моделирования МАТЬАВ. Так, в диссертационной работе приводится подробное описание созданных в среде МАТЬАВ моделей различных ЭЭС, систем АРВ, АРЧВ и автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ), широко используемых на электростанциях ЕЭС России.

Во второй главе разработан алгоритм оптимальной настройки систем АРВ и АРЧВ генераторов электростанций с использованием математического описания ЭЭС на основе экспериментально полученной информации. Для определения оптимальных коэффициентов регулирования систем АРВ и АРЧВ необходимо иметь математическое описание в виде характеристического полинома, отражающего динамические свойства исследуемой ЭЭС. В предлагаемом алгоритме используется метод непараметрической идентификации, согласно которому система рассматривается как «чёрный ящик» и на базе априорной информации о процессе определяются численные значения ЧХ, как отношение спектров входных и выходных сигналов объекта.

Поскольку нарушение нормального процесса эксплуатации крайне нежелательно в ЭЭС, предлагаемая методика идентификации ориентируется на пассивный подход, при котором в качестве тестового воздействия на систему используется выделенный с помощью вейвлет-преобразования шум регулятора.

На основании предложенных методов и алгоритмов разработана методика выбора оптимальных настроек параметров стабилизации АРВ и АРЧВ генераторов электростанций.

В третьей главе разработана методика учёта взаимосвязанности систем АРВ и АРЧВ генераторов электростанций при их оптимальной настройке, позволяющая обеспечить более высокую степень устойчивости ЭЭС по сравнению с развязанной настройкой АРВ и АРЧВ. Предложено структурно-аналитическое описание системы «АРЧВ-турбина-АРВ-генератор» на основе собственных и взаимных комплексных передаточных функций каналов регулирования АРВ и АРЧВ, обеспечивающее отображение динамических свойств и учёт связей отдельных подсистем.

Для группы параллельно работающих генераторов электростанций наличие взаимодействия подсистем регулирования частоты и напряжения проявляется в том, что энергосистема имеет составную структуру и

представляет собой объединение нескольких более простых подсистем, взаимосвязанных между собой. Учёт явлений взаимосвязанности и взаимовлияния процессов в энергоблоках становится принципиально необходимым и важным при согласованном управлении группой генераторов, входящих в состав энергоблоков электростанций. Разрозненное рассмотрение процессов в отдельных частях энергоблока может привести к заметному ухудшению работы и даже к потере устойчивости ЭЭС.

На основе предлагаемой методики идентификацию и согласованную настройку систем АРВ и АРЧВ группы параллельно работающих генераторов электростанции предлагается проводить в два этапа. В связи с тем, что связь по частоте генераторов электростанции и различных частей ЭЭС очевидна, то целесообразно на первом этапе проводить синтез систем АРЧВ группы генераторов с учётом этих связей. Затем можно переходить ко второму этапу и определять оптимальные настройки АРВ и АРЧВ с учётом их взаимосвязанности. Для этого необходимо провести идентификацию отдельных подсистем «турбина-генератор» электростанции с настройками АРЧВ, полученными на первом этапе.

Как показали исследования на моделях ЭЭС, предлагаемая методика согласованной настройки систем АРВ и АРЧВ оказывает положительное влияние на внутригрупповые движения генераторов многомашинной станции и позволяет повысить запас статической устойчивости для передачи большей мощности по межсистемным связям.

В четвертой главе приводится описание разработанного программного комплекса, позволяющего решать следующие задачи:

1) определение рабочего частотного диапазона и параметров математической модели ЭЭС с помощью выделенного шума регулятора;

2) идентификация системы турбина-генератор в условиях эксплуатации;

3) построение частотных характеристик исследуемой ЭЭС;

4) оценка адекватности математической модели ЭЭС;

5) оптимизация коэффициентов стабилизации систем АРВ и АРЧВ генераторов электростанций;

6) согласованная настройка взаимосвязанных систем АРВ и АРЧВ;

7) анализ запаса устойчивости ЭЭС.

Программный комплекс имеет Windows-opиeнтиpoвaнный интерфейс, где имеется возможность осуществлять оптимизацию коэффициентов регулирования систем АРВ и АРЧВ как по отдельности, так и с учётом их взаимного влияния.

В диссертации приведены исследования по использованию предлагаемых методов идентификации ЭЭС и настройки систем АРВ и АРЧВ с применением разработанного программного комплекса. В качестве объекта исследования выступает автономная электрическая система, представляющая из себя лабораторную установку. Результаты исследования показывают эффективность применения разработанной методики настройки систем АРВ и АРЧВ.

Разработанный программный комплекс может использоваться в проектных и исследовательских организациях при моделировании электроэнергетических систем для исследования электромеханических переходных процессов, а также при разработке технических требований, правил и рекомендаций к функциям и настройкам современных регуляторов возбуждения, что позволит повысить эффективность управления колебательной устойчивостью сложных энергосистем.

1. ОБЗОР МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ПОВЫШЕНИЯ СТАТИЧЕСКОЙ КОЛЕБАТЕЛЬНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ

СИСТЕМ

1Л. Статическая устойчивость электроэнергетических систем и обзор

методов её анализа

Формирование и развитие в течение многих десятилетий Единой Электроэнергетической Системы (ЕЭС) предопределяло необходимость применения техники автоматического управления режимами и режимными параметрами. При этом процесс автоматизации шёл поэтапно, параллельно с развитием научно-технического прогресса.

Первое соединение двух генераторов на параллельную работу для питания общей осветительной нагрузки вызвало появление ряда новых проблем, имеющих значение и для современных энергетических систем [1], а именно: распределение нагрузок между генераторами, регулирование частоты, регулирование напряжения, устойчивость параллельной работы, синхронизация. Все эти вопросы возникали и разрешались в известной мере стихийно, причём они рассматривались главным образом как вопросы режима работы генераторов.

Развитие энергетики постоянно требовало решения комплекса теоретических и практических задач, среди которых важное место занимает проблема исследования и разработки средств повышения пропускной способности линий. Её решением успешно занимались многие научные и проектные организации, а выполненные учёными исследования явились важным вкладом в теорию и практику устойчивости электрических систем [1-7].

В современных условиях функционирования электроэнергетических систем (ЭЭС), когда имеются предпосылки для создания мегаэнергообъединений (в частности, объединение ЕЭС России и ЭЭС стран

Европейского Союза), остаются актуальными вопросы регулирования напряжения и реактивной мощности, оптимального распределения нагрузки параллельно работающих генераторов электростанций с целью повышения надёжности функционирования источников питания и электроснабжения потребителей. Необходимость повышения пропускной способности электропередач требует пересмотра подходов к исследованию статической устойчивости ЭЭС.

Напомним, что статическая устойчивость, или устойчивость исходного установившегося режима, - это способность электрической системы возвращаться в исходное состояние (исходный режим) после малого его возмущения (отклонения режимных параметров) [3-6].

В любой ЭЭС установившийся режим не означает неизменность всех его параметров. Электрическая система имеет огромное количество нагрузок, непрерывно меняющихся, причём эти изменения проявляют стохастический характер. Статическая устойчивость установившегося режима всегда существует, если существует данный установившийся режим [1]. Статически неустойчивый режим не может существовать длительно, так как малые возмущения (например, изменения нагрузок потребителей) немедленно приведут к его нарушению.

Таким образом, в электрической системе постоянно происходят малые возмущения, причина которых и место возникновения не фиксированы. Эти некие свободные возмущения вызывают соответственно свободные движения, которые могут быть нарастающими или затухающими, колебательными или апериодическими. Их характер и определяет статическую устойчивость, являющуюся необходимым условием работоспособности системы.

Статическая устойчивость системы должна проверяться не только в нормальных, но и в послеаварийных режимах работы, возникающих в результате отключений линий, трансформаторов или целых участков системы [7]. Величина запаса статической устойчивости имеет существенное

практическое значение. Имеющийся в данном режиме запас статической устойчивости определяет меру возможности ухудшения режима до нарушения статической устойчивости. Эта мера может быть определена количественно коэффициентом запаса. Запас устойчивости в послеаварийном режиме может быть допущен меньшим, чем в нормальном режиме. При этом действующие нормы устанавливают необходимый запас устойчивости для нормальных режимов равным 20%, а для послеаварийных режимов -8% [8].

Необходимо отметить, что такие «жёсткие» нормативы (в том смысле, что данные требования к запасам статической устойчивости не зависят от конкретных условий) не оптимальны в отношении надёжности потребителей. И при этом в соответствии с рыночными экономическими отношениями целесообразен переход к «гибким» нормативам, в которых конкретные значения коэффициентов запаса корректируются с учётом нагрузки, которую приходится отключать при нарушении устойчивости [9].

Наряду с развитием ЭЭС, развивались и методы анализа статической устойчивости. В основе этих методов лежат так называемые критерии статической устойчивости системы (СУС). Классификация наиболее часто применяемых критериев СУ С приведена на рисунке 1.1.

Практические критерии СУС используются при принятии ряда допущений в отсутствии самораскачивания системы. Выбор практического критерия следует производить, учитывая характер режима, т.е. какие из координат режима являются «сомнительными» с точки зрения устойчивости. Если при закреплении этих координат устойчивость режима можно считать обеспеченной, то, освобождая последовательно эти координаты, можно с помощью соответствующих им критериев определить наличие СУС [10].

Практический критерий с1Е1с1и>0 следует применять при проверке устойчивости нагрузки сложной системы, причём под нагрузкой можно понимать и отдельные части энергосистемы [10].

Критерий с1А()гн / йи <0 применяют для расчётов устойчивости энергосистем, где имеются узловые подстанции с крупными потребителями

[10]. При этом устойчивому режиму в условиях сохранения баланса активной мощности в узле соответствует указанное неравенство, в котором А()гн -разность реактивных мощностей, передаваемых от генераторных станций и потребляемых нагрузкой, в узловой точке, II - напряжение узловой точки.

Рис. 1.1. Критерии статической устойчивости

Практический критерий с!Р/<1Ь>0 целесообразно применять в системах с протяжёнными или сильно загруженными линиями электропередачи [10], где при ухудшении исходного режима устойчивость проверяется по углу 8 между векторами ЭДС генераторной станции и приёмной системой. Использование этого критерия позволяет свести расчёты апериодической устойчивости системы к определению условий передачи максимальной мощности. При этом зависимость передаваемой активной мощности от угла

8 для явнополюсных генераторов, снабжённых регуляторами возбуждения, определяется выражением [3,6]:

ЕПС ииХл-Ха)

ал)

где Еу - ЭДС за поперечной реактивностью машины; IIс - напряжение на шинах приёмной системы; X^ - реактивное сопротивление по продольной оси машины и внешнее сопротивление до приёмной системы; X ~

реактивное сопротивление по поперечной оси машины и внешнее сопротивление до приёмной системы; Ха,ХС] - соответственно синхронное

реактивное сопротивление по продольной и поперечной оси машины.

Рассматривая установившиеся режимы работы генератора с регулятором возбуждения при различных значениях угла 5, часто исходят из постоянства напряжения генератора IIг. Значения же ЭДС генератора при этом будет возрастать с увеличением угла 5 [6]. На рисунке 1.2 показано семейство характеристик Р = /(8), построенных по выражению (1.1) для различных значений ЭДС, т.е. внешняя характеристика генератора.

Рис. 1.2. Внешняя характеристика мощности генератора

При этом, говоря о статической устойчивости системы, формальным признаком может служить знак приращения мощности к приращению угла,

если это приращение положительно, то система устойчива, если отрицательно, то - неустойчива [6].

Необходимо отметить, что если регулятор обладает идеальной чувствительностью и ток возбуждения генератора изменяется без всякого запаздывания, то теоретически работа генератора может протекать при любых изменениях угла 5 - конечных или бесконечно малых - на внешней характеристике Р = /(8) при постоянстве напряжения на выводах

генератора (рис. 1.2). В этих условиях предельный, с точки зрения статической устойчивости, режим определяется амплитудой внешней характеристики мощности, достигаемой при углах 8, значительно больших 90° [7].

Наибольший интерес, с точки зрения повышения точности анализа СУС, представляют так называемые прямые критерии. При этом исследуемая система, как правило, описывается системой нелинейных дифференциальных уравнений. Но определение решения таких уравнений представляет собой довольно сложную задачу. Поэтому проводят линеаризацию исходной системы уравнений. Эта процедура состоит из разложения нелинейных функций в ряд Тейлора и оставления только линейных членов этого ряда. Таким образом, получают систему линейных дифференциальных уравнений, которые называют уравнениями первого приближения. Затем составляется характеристическое уравнение полученной системы линейных дифференциальных уравнений, и исследуются его корни. Описанный метод был предложен известным русским математиком A.M. Ляпуновым, который также сформулировал теорему об устойчивости [7]: если все корни характеристического уравнения системы первого приближения имеют отрицательные вещественные части, то невозмущённое движение устойчиво и притом асимптотически, каковы бы ни были члены высших порядков в дифференциальных уравнениях возмущённого движения.

Зачастую, при высокой степени характеристического уравнения, что, как правило, типично для сложных электрических систем, отыскание его

корней является трудоёмкой операцией, поэтому её обычно заменяют операцией отыскания закономерностей, связывающих корни с коэффициентами характеристического уравнения. Такие закономерности получили название косвенные критерии СУС. Все они делятся на алгебраические и частотные критерии (рис. 1.1).

Алгебраические критерии широко используются во многих исследованиях, посвящённых проблеме статической устойчивости. Как известно, алгебраические критерии Гурвица, Льенара-Шипара, Рауса используют связь корней и коэффициентов характеристического уравнения, т.е. позволяют оценивать устойчивость по этим коэффициентам. Эти критерии позволяют также определить число корней, расположенных в правой полуплоскости для статически неустойчивой системы.

Приведённый в [11] сравнительный анализ описанных алгебраических критериев показывает, что в критерии Гурвица с ростом порядка характеристического уравнения происходит значительное накопление ошибок округления. Это приводит к тому, что значения определителей Гурвица высокого порядка стремятся к нулю, и полученные результаты оказываются неверными. Следовательно, критерий Гурвица желательно применять для более простых схем, где он является достаточно эффективным. Критерий Рауса устойчиво работает с матрицами всех рассмотренных в [11] порядков, однако вычисления по этому критерию систем высокого порядка достаточно громоздки.

Следует относить к отдельной категории Матричный критерий СУС, который получил развитие в работах отечественных [11-17] и зарубежных учёных [18-21]. Суть его состоит в проверке принадлежности матрицы состояния энергосистемы к определённому множеству, ограниченному некоторой областью, построенной в плоскости комплексного переменного. При этом для исследования статической устойчивости энергосистем наибольшее значение имеет локализация собственных значений

относительно мнимой оси на плоскости комплексного переменного или относительно вертикальной оси, отстоящей на расстояние а от мнимой оси.

Матричный критерий практически не использовался для оценки статической устойчивости многомашинных регулируемых ЭЭС. Однако, как показали исследования [16], вычислительная эффективность матричного критерия применительно к матрицам состояния ЭЭС большой размерности достаточно высока.

Наиболее часто, для анализа устойчивости систем, наряду с алгебраическими критериями используются и частотные (Найквиста, Михайлова, метод Б-разбиения). При этом частотные критерии не только позволяют сделать вывод об устойчивости, но и построить некоторую область устойчивости в комплексной плоскости, т.е. позволяют решать задачи анализа и синтеза.

Частотные методы анализа статической устойчивости энергосистем получили развитие в работах МЭИ, ИЭИ, ЛПИ, ВЭИ, СибНИИЭ и других организациях [22-27]. Развитие работ по применению этих критериев привело к их совместному использованию, когда проводится расчёт области статической устойчивости в пространстве выделенных параметров методом Э-разбиения, а затем проверка устойчивости для области претендента осуществляется по критерию Михайлова [17].

Все рассмотренные выше критерии анализа статической устойчивости позволили разработать методики настройки средств регулирования, позволяющие обеспечить устойчивость работы сложных ЭЭС.

1.2. Обзор систем автоматического регулирования возбуждения генераторов

и методов их настройки

Основными средствами повышения запасов статической устойчивости, обеспечения отсутствия самораскачивания и улучшения демпфирования

электромеханических колебаний традиционно являются автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) синхронных генераторов.

Основы теории регулирования возбуждения в нашей стране заложили в своих работах такие крупные учёные, как A.A. Горев, П.С. Жданов, и A.C. Лебедев [28-31]. Однако крупномасштабные разработки стали выполняться, начиная с 50-х годов XX в. в связи со строительством электропередач «Куйбышев-Москва» и «Сталинград-Москва». Обеспечить их устойчивость с помощью обычных для того времени инерционных в электромагнитном отношении электромашинных возбудительных систем было невозможно. Поэтому были созданы быстродействующие ионные, а затем тиристорные системы возбуждения [2].

Интенсивность развития систем автоматического регулирования возбуждения (САРВ), включающих в себя силовой элемент (систему возбуждения - СВ) и автоматический регулятор возбуждения (АРВ), как и любых других сложных технических систем, всегда определялась общественно-политической ситуацией в стране и, в конечном счёте, количеством средств, вкладываемых в исследования, проектирование и подготовку квалифицированных кадров исследователей и инженеров [32]. В годы интенсивного развития энергетики (50 - - 80 - годы XX в.) шло строительство каскадов ГЭС на великих реках, строительство мощных тепловых и атомных электростанций. Необходимо было обеспечить передачу электроэнергии по относительно слабым высоковольтным линиям на значительные расстояния. Это и обусловило вложение очень больших средств в разработку САРВ [32]. Такая работа велась одновременно в нескольких научных учреждениях - ВНИИЭ, ВЭИ, МЭИ, ИЭМ (позднее НИИЭлектромаш), ЛПИ, НИИПТ, Электросила, СЭИ и др. Параллельно развивались теоретическая и экспериментальная базы. В результате -усилиями, в первую очередь, A.A. Горева, а затем его соратников, последователей и учеников - И.И. Соколова, В.А. Веникова, М.М. Ботвинника, О.В. Щербачёва, М.Л. Левинштейна, С.А. Совалова и др. были

разработаны теория электромеханической устойчивости синхронных и асинхронизированных электрических машин, работающих в энергосистеме, и метод сильного регулирования возбуждения, первоначально не признанный на Западе, а затем получивший там широкое распространение и названный «регулирование по производным режимных параметров» [32].

Идеи регуляторов возбуждения сильного действия (СД) были предложены доктором технических наук, профессором М.М. Ботвинником применительно к поддержанию устойчивости дальних электропередач переменного тока [33]. В настоящее время АРВ-СД применяются совместно с быстродействующими безынерционными тиристорными системами возбуждения [34], что позволяет обеспечить быстрое регулирование и поддержание напряжения на зажимах обмотки статора практически постоянным.

Первый АРВ-СД на электронных лампах был создан в конце 50-х годов XX в. для регулирования возбуждения гидрогенераторов Волжской ГЭС им. В.И. Ленина [2]. Он имел пропорционально-дифференциальный закон регулирования напряжения и использовал в качестве параметров стабилизации первую и вторую производные тока линии или среднего тока параллельно работающих генераторов. Последовавшие за этим разработки были направлены на совершенствование структуры и конструкции регуляторов, повышение надёжности их работы. Для повышения надёжности усилители на электронных лампах были заменены быстродействующими магнитными усилителями. АРВ-СД на магнитных усилителях со стабилизацией «по частоте» были внедрены на Волжской ГЭС, Братской и Асуанской ГЭС.

Сутью второй, закончившейся в начале 70-х годов, стадии развития АРВ стало создание унифицированного регулятора АРВ-СД для всех типов синхронных машин (гидро-, турбогенераторов и синхронных компенсаторов) в составе различных типов систем возбуждения (независимых, систем

самовозбуждения и бесщёточных). Серийный выпуск его продолжался до 1983 г [2].

Развитие микроэлектронной техники вызвало моральное старение регулятора АРВ-СД. Поэтому в 1977 г. был разработан унифицированный полупроводниковый регулятор возбуждения типа АРВ-СДП на базе полупроводников и интегральных микросхем [2]. Этой переходной моделью были оснащены шесть гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС, что позволило накопить опыт эксплуатации полупроводниковой аппаратуры. Затем серийный выпуск был прекращён. Последним полупроводниковым регулятором аналогового типа стал регулятор АРВ-СДП 1, которым с 1982 г. оснащались все синхронные генераторы мощностью от 63 МВт и выше [2].

Бурный прогресс в области полупроводниковой электронной техники, появление интегральных микросхем большой степени интеграции, микропроцессорных комплексов и микропроцессоров положили начало четвертой стадии развития аппаратуры, методов и средств автоматического регулирования возбуждения и привело к созданию АРВ-СДМ (микропроцессорного) [35].

За последнее десятилетие в связи с развитием микропроцессорной техники стали широко выпускаться и внедряться в производственные процессы более совершенные цифровые (микропроцессорные) автоматические регуляторы возбуждения (АРВ-М) [36,37]. Важнейшим шагом по признанию технической общественностью эффективности применения цифровых регуляторов стали их комплексные испытания на физической модели ОАО «НИИПТ» в схеме ОЭС Сибири при оснащении АРВ-М гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС [38].

Алгоритм работы АРВ-М основывается на методе сильного регулирования, только в нём, в отличие от АРВ-СД, все операции по регулированию напряжения и реактивной мощности осуществляются микропроцессорами посредством специальных программ. Это в свою очередь позволило значительно расширить объём функций, выполняемых

АРВ-М, упростить наладку, настройку и эксплуатацию систем возбуждения, уменьшить релейно-контактную аппаратуру, снизить массу, габариты и себестоимость АРВ, а также обеспечить связь с АСУ ТП высшего уровня по цифровому интерфейсу и многое другое [39].

Прогрессивным направлением, предопределившим пятую стадию развития САРВ, является микроконтроллерная реализация регулятора с интеллектуальными алгоритмами управления, использующими элементы искусственного интеллекта. В области интеллектуального управления наибольший прогресс достигнут в создании АРВ, основанных на нечёткой логике (АРВ-НЛ). Наиболее интенсивные работы по применению нечётких регуляторов для регулирования возбуждения синхронных генераторов и наиболее значительные результаты получены в зарубежных странах (особенно в Японии). При этом испытания на физических [40] и математических моделях сложных ЭЭС [41] показывают, что АРВ-НЛ обеспечивают лучшее подавление помех по сравнению с традиционными регуляторами возбуждения (АРВ-СД и АРВ-М). Исследования по созданию и применению АРВ-НЛ ведутся также и отечественными учёными, которые в своих работах [42-44] указывают на перспективность применения принципов нечёткого управления для регулирования синхронных генераторов.

В связи с тем, что в настоящее время на электростанциях ЭЭС установлены АРВ-СД и АРВ-М, то в данной работе рассматриваются именно эти регуляторы.

Параллельно развитию систем АРВ всё большее внимание уделялось разработке методов и алгоритмов их настройки. Начиная с середины 50-х годов XX в., ведутся разработки алгоритмов и программ для ЭВМ расчёта колебательной устойчивости, которые в основном базируются на частотных методах и реализуют процедуру О-разбиения в плоскости двух настроечных коэффициентов [22-27]. В течение длительного времени эти программы использовались, главным образом, для решения широкого круга вопросов, связанных с сильным регулированием в одном узле электрической системы.

При этом анализировалось влияние режима, тех или иных параметров стабилизации на области колебательной устойчивости.

На этапе развития энергосистем, когда сильное регулирование возбуждения генераторов становится преобладающим, задача координации настроек АРВ-СД параллельно работающих станций приобрела большое значение и, в первую очередь, в исследовательском аспекте. В соответствии с этим дальнейшее усовершенствование алгоритмов шло по пути рационализации представления исходных уравнений для целей совместной оптимизации параметров АРВ-СД нескольких станций [45-48]. Последняя задача решалась путём поочередного для каждой станции расчёта кривых равной степени устойчивости при р--а±]со (а?Ю), что легко реализуется в программах Б-разбиения. Для количественной оценки уровня демпфирования переходных процессов в этом случае использовалась степень устойчивости системы, которая определяется модулем вещественной части, ближайшей к мнимой оси пары сопряженных комплексных корней характеристического уравнения.

Метод Б-разбиения долгое время широко использовался на практике. Однако к 80-м годам XX в. стали заметно проявляться качественные недостатки метода, ограничивающие его применение для сложных многомашинных ЭЭС, как для анализа устойчивости, так и особенно для выбора настроек АРВ [49-51]. В этой связи рядом исследователей были предприняты попытки обойти трудности использования частотных методов, обусловленные проблемой управляемости составляющих движения, путём усовершенствования процедур оптимизации настроек АРВ-СД [52-55]. Дальнейшее развитие метода Б-разбиения для определения настроек систем АРВ привело к совместному использованию алгебраических и частотных критериев [56], а также к построению трёхмерных параметрических областей устойчивости [56, 57].

Усовершенствование частотных методов привело к разработке адаптивных алгоритмов настройки систем АРВ по экспериментальным

данным [58-60], что, по мнению автора, является наиболее перспективным направлением и требует дальнейших исследований.

В силу сложности методических и инструментальных средств решения задачи с позиций системного подхода в практике эксплуатации ЭЭС для настройки АРВ широкое распространение получил разработанный A.A. Юргановым и В. А. Кожевниковым (НИИЭлектромаш) метод последовательной настройки, основанный на замене всей внешней сети исследуемой станции эквивалентной схемой «линия - шины бесконечной мощности». Это даёт возможность использовать весь накопленный для простейших схем опыт исследований применительно к конкретным условиям [2,61]. Метод ориентирован на одну, как правило, доминирующую составляющую колебаний, связанную с рассматриваемой станцией.

Под руководством A.C. Зеккеля разработан оригинальный подход к последовательной настройке АРВ, основанный на использовании интегрального критерия полной энергии системы [54,62,63]. Метод ориентирован только на наблюдаемые составляющие движения со стороны АРВ настраиваемой станции (как правило, локальные), и за счёт применения ряда упрощающих допущений может быть использован в сочетании с промышленными программами расчёта переходных процессов для ЭЭС большой размерности.

Таким образом, делая выводы по краткому обзору развития систем АРВ и методов их настройки, можно отметить, что на протяжении многих лет рядом учёных развиваются как средства обеспечения устойчивости ЭЭС, так и алгоритмы синтеза последних. Но ни в одной работе не было предпринято попыток разработки принципов настройки систем АРВ совместно или с учётом других регуляторов, влияющих на статическую колебательную устойчивость сложных ЭЭС, к которым в первую очередь нужно отнести первичные регуляторы скорости вращения турбины.

1.3. Автоматические регуляторы частоты вращения турбин генераторов и их влияние на статическую колебательную устойчивость

Среди определяющих факторов, которые влияют на надёжность, эффективность функционирования и устойчивость работы крупного объединения синхронно работающих электростанций в ЭЭС важнейшее место занимает необходимость постоянного поддержания баланса генерируемой и потребляемой активной мощности при номинальной частоте и перетоках между энергосистемами.

По существующим правилам частота электрического тока, которая определяется частотой вращения ротора синхронного генератора, должна непрерывно поддерживаться на уровне 50 Гц с отклонением не более + 0,1 Гц. Допускается временная работа энергосистем с отклонением частоты в пределах ± 0,2 Гц [64].

Устройство, на которое возлагаются функции первичного регулирования частоты на электростанциях, называется автоматическим регулятором частоты вращения (АРЧВ) турбины. Необходимость применения такой системы обусловлена тем, что в нормальном режиме работы в ЭЭС постоянно имеют место случайные изменения нагрузки, которые должны покрываться генераторами. Доля этих возмущений, воспринимаемая каждым генератором, зависит от его электрической близости к месту возмущения, от энергии, запасённой вращающимися массами, от характеристик АРЧВ турбины и других факторов. Таким образом, строго говоря, режим работы машины никогда не является установившимся, за исключением случаев, когда она просто остановлена. Каждая машина под воздействием упомянутых случайных возмущений постоянно совершает колебания по отношению к другим машинам и ЭЭС в целом. Эти колебания отражаются на перетоках мощности по линиям электропередачи. Обычно они невелики и, следовательно, с ними можно не считаться. Но положение изменяется, когда речь идёт о межсистемных

связях, соединяющих две группы машин. Для того чтобы иметь возможность воздействовать на эти колебания, необходимо изучить реакцию отдельных элементов всей объединённой энергосистемы на малые случайные возмущения. Существенным фактором является также соотношение колебаний мощности и пропускной способности межсистемных связей. Например, колебания мощности 40 МВт на связи с пропускной способностью 400 МВт не столь опасны, как на связи с пропускной способностью 100 МВт. Частоты этих колебаний в энергосистеме влияют также на демпфирующие свойства первичных двигателей, возбудителей и т.д. [65]. Таким образом, случайные колебания мощности в ряде случаев определяют максимально допустимый режим ЭЭС с точки зрения устойчивости и пропускной способности межсистемных связей.

На протяжении долгого времени ведётся работа по разработке и внедрению автоматических устройств, избавляющих оперативный персонал от выполнения операций по поддержанию частоты на неизменном уровне (не превышающем отклонение на 0,1 Гц). Причём велась эта работа в сложных условиях, поскольку к разрабатываемым системам с самого начала предъявлялись жёсткие требования в отношении чувствительности, стабильности, надёжности, а эффективных технических средств, обеспечивающих выполнение указанных требований, тогда практически не существовало. Тем не менее, ряду организаций (Центральным лабораториям Ленэнерго в СССР, фирмам «Лидс» и «Норсруп» в США и др.) удалось разработать образцы регуляторов, пригодные для практического использования и эксплуатировавшиеся в течение некоторого времени на нескольких электростанциях [66]. Однако работа эта заняла столь большое время, что к моменту её окончания произошло качественное изменение самого объекта управления, изменившее и требования, предъявляемые к регуляторам.

Действительно, первые пригодные для практического использования электромеханические устройства регулирования частоты и активной

мощности появились уже в середине 30-х годов XX в. [67], но были несовершенны и сложны. Особенно интенсивно велась их разработка к концу 40-х и началу 50-х годов, когда были созданы электромагнитный автоматический регулятор частоты и активной мощности турбогенераторов и электрогидравлический регулятор (ЭГР) частоты вращения гидрогенераторов с устойчивым уравниванием активной нагрузки однотипных гидрогенераторов.

Период 1960 - 1965 гг. в гидротурбостроении ознаменовался практически повсеместным переходом от гидравлических систем регулирования турбин к электрогидравлическим [66]. Первые ЭГР убедительно показали свои несомненные преимущества в сравнении с гидромеханическими в части расширения функциональных возможностей и группового регулирования. Поэтому на вновь вводимых в эксплуатацию гидроагрегатах стали устанавливать исключительно электрогидравлические регуляторы [68]. Их разработка на интегральных микросхемах (ЭГР-2И) применяется на современных мощных гидроэлектростанциях [69].

С появлением на нашем рынке микроЭВМ, а затем микропроцессорных контроллеров (МПК) в фирме «ОРГРЭС» [68], ООО «Пром.Автоматика» (Санкт-Петербург) [70] были начаты исследования возможностей использования этой техники для решения задач АРЧВ.

Первый АРЧВ турбины на МПК был испытан и сдан в промышленную эксплуатацию в 1991 г. [68]. Регулятор был выполнен на контроллере Ломиконт, имевшем в сравнении с современными МПК весьма ограниченные возможности. Однако его испытания и последующая длительная эксплуатация позволили решить ряд неясных в то время вопросов, что дало возможность создания более совершенных регуляторов. Промежуточным этапом было использование контроллера Ремиконт Р-130, на базе которого был создан не только регулятор частоты вращения, но и полностью вся система управления гидроагрегатом [68].

В настоящее время фирма «ОРГРЭС» ориентирована на использование серийных микропроцессорных контроллеров, на базе которых возможно решение всех задач системы автоматического управления гидроагрегатом, включая регулирование частоты и мощности. Последней разработкой в этой области является микропроцессорный регулятор. Он выполнен на базе программно-технических средств Simatic S7 фирмы "Siemens", адаптированных к применению на ГЭС и обладающих высокими показателями надёжности [68].

В зависимости от алгоритмов функционирования, способов его формирования и технического исполнения все ЭГР делятся на два основных вида [69]:

- пропорционально-интегральный (ПИ), выполняемый на транзисторных (ЭГР прежних выпусков - на магнитных) усилителях (регуляторы типа ЭГР-1Т и ЭГР-М соответственно);

- пропорционально-интегрально-дифференциальный (ПИД) регулятор с электрической частью, выполняемой на интегральных микросхемах типа ЭГР-2И и микропроцессорный типа ЭГР-МП.

В данной работе при поиске рационального и оптимального метода настройки системы АРЧВ будут рассматриваться современные регуляторы типа ЭГР-2И и ЭГР-МП.

Традиционные методы синтеза систем АРЧВ, такие как метод с использованием функций Ляпунова интервального типа [71] и координирующее управление на основе принципа сравнения [72], так или иначе, опираются на линеаризованные на интервале исходные нелинейные модели ЭЭС. Это означает, что система управления обеспечивает выполнение целей управления и устойчивость системы только в области адекватности интервальной модели. В этих методах управление частотой вращения и активной мощностью турбогенераторов ЭЭС осуществляется только по одному каналу — воздействием на турбину, т. е. подразумевается, что управление возбуждением синхронного генератора является

неизменным. Однако исследование управляемости турбогенератора по его нелинейной модели с помощью условия общности положения показало [73], что использование двухканального согласованного управления турбогенератором, работающим на энергосистему большой мощности, позволяет существенно повысить динамические свойства ЭЭС и расширить область устойчивости.

Взаимодействие каналов управления генератором и турбиной очевидно и особенно проявляется в пиковых и аварийных ситуациях ЭЭС. До сих пор системы АРВ и АРЧВ рассматривались при их настройке как не связанные. Хотя с другой стороны ещё более 20 лет назад в своих работах профессор В. А. Веников указывал на необходимость именно взаимосвязанного управления: «...аварийное регулирование турбин даёт существенный эффект лишь в том случае, если оно осуществляется в тесной взаимосвязи с регулированием возбуждения турбогенератора. Поэтому необходимо одновременное согласование управления возбуждением турбогенератора и механической мощностью его турбины от одного комплексного управляющего устройства» [74]. Исходя из этого, следует пересмотреть подходы к настройке систем АРЧВ и связанных с ними АРВ.

Внедряемые в настоящее время на гидроэлектростанциях групповые регуляторы активной и реактивной мощности (ГРАРМ), осуществляющие одновременное воздействие на первичный двигатель и систему возбуждения через АРЧВ и АРВ, также требуют пересмотра подходов к определению оптимальной настройки таких систем.

Рост мощностей объединяемых энергосистем предъявляет всё более жёсткие требования к качеству регулирования частоты и обменной мощности. Задача стабилизации частоты и перетоков мощности по транзитным связям в настоящее время выдвигается не столько как задача повышения экономичности, сколько как способ повышения надёжности и устойчивости параллельной работы. В то же время в предельных режимах сложных ЭЭС наблюдается взаимное влияние настроек регуляторов

отдельных энергообъектов, что приводит к необходимости их совместного скоординированного синтеза [75]. При этом большое значение имеет способ математического описания элементов ЭЭС с учётом взаимосвязи систем АРВ и АРЧВ генераторов электростанций для повышения статической устойчивости сложных энергообъединений.

Далее приводится краткий обзор методов математического описания элементов ЭЭС и особенно генераторов электростанций.

1.4. Математическое моделирование элементов ЭЭС при решении задач обеспечения статической устойчивости

Математическое моделирование является основным формализованным средством анализа функционирования и управления режимами электроэнергетических систем. Основу математического моделирования всей ЭЭС составляет взаимосвязанная совокупность отдельных математических моделей, адекватно отражающих конкретные исследуемые процессы в энергосистемах.

Вопросами математического моделирования процессов в энергосистемах посвящены многочисленные труды отечественных и зарубежных учёных. Фундаментальный вклад в эту проблему в нашей стране внесли С.А. Лебедев, П.С., Жданов, A.A. Горев [7,29-31]. Вопросы построения моделей для ЭЭС на основе уравнений Парка-Горева были наиболее полно рассмотрены C.B. Страховым [76]. В работах С.А. Лебедева, П.С. Жданова, A.A. Горева, В.А. Веникова, С.А. Ульянова, H.H. Щедрина [3,7,29-31,77,78] был предложен, обоснован и использован ряд упрощённых моделей, построенных применительно к решению различных задач на основе пренебрежения по сравнению с полной моделью теми или иными факторами, оказывающими несущественное влияние на исследуемые процессы, а именно:

- электромагнитной инерцией и частотными зависимостями статорных цепей;

- регулированием и саморегулированием первичных двигателей по скорости;

- частотными зависимостями нагрузки;

- влиянием демпферных контуров генераторов.

В последующем был предложен ряд модификаций математических моделей энергосистем [79-83].

Даже после принятых упрощений высокая размерность и сложность используемых моделей современных ЭЭС являются одним из основных факторов, затрудняющих решение задач статической устойчивости. В связи с этим большое число работ посвящено исследованию особенностей математического описания и эквивалентированию отдельных частей системы [3,85-89]. Однако использование упрощённого моделирования и традиционного эквивалентирования может приводить к значительным ошибкам при оценке опасности общесистемных колебаний [90-92], что диктует необходимость разработки более полных моделей ЭЭС.

Уравнения полной математической модели в общем случае включают уравнения переходных процессов синхронных и асинхронных машин, уравнения законов Ома и Кирхгофа для электрической сети, уравнения различных систем регулирования [84]. В то же время, применение этих традиционных моделей для обоснованного выбора эксплуатационных настроек АРВ-СД весьма затруднительно. Трудности связаны, в первую очередь, с тем, что решение задачи оптимизации настроек регуляторов (АРВ, АРЧВ) требует значительного объема расчётов. Для сложных систем большая размерность задачи (порядка сотни для схемы, включающей 7-8 эквивалентных генераторов) делает проблематичным её оперативное решение даже при использовании мощной вычислительной базы.

Начиная с 70-х годов XX в., исследования были направлены на разработку подходов к решению практической задачи поддержания и

повышения устойчивости ЭЭС, при которых математическое описание энергосистемы формируется на базе экспериментальных данных [2,55,5861,93-95]. Существующая взаимосвязь между частотными характеристиками (ЧХ) и динамическими свойствами энергосистем, традиционное широкое использование для анализа устойчивости частотных методов, а также относительная простота экспериментального получения ЧХ предопределили преимущественное использование частотных характеристик для целей практической настройки и самонастройки регуляторов возбуждения, что явилось одним из перспективных направлений повышения адекватности математической базы и развития методов адаптации АРВ. Идеи самонастройки параметров АРВ широко начали развиваться в те же 70-е годы XX в. [59,93,96,97]. Однако, несмотря на актуальность проблемы, до настоящего времени не существует общей точки зрения на принципы построения самонастраивающихся регуляторов.

Необходимо также отметить, что используемые подходы для синтеза экспериментальных моделей не всегда учитывают особенности идентификации функционирующих объектов, замкнутых по каналам стабилизации [54,55,63]. Если ЭЭС идентифицируется по частям, то не учитывается взаимосвязь подсистем в момент эксперимента [75]. В связи с этим необходима разработка новых методов и подходов при идентификации сложных, многосвязных и многомерных систем, каковыми являются современные ЭЭС.

Решение проблемы создания адекватных математических моделей, методов и алгоритмов координации настроек регуляторов сложных ЭЭС прежде всего ориентировано на применение современных средств математики и вычислительной техники. В частности, огромными ресурсами для проведения виртуальных экспериментов обладает программная среда разработки и моделирования МАТЬАВ. Библиотека блоков 81тРо\¥ег8у81ет8, входящая в среду МАТЬАВ, является одной из множества дополнительных библиотек ЗнпиНпк. Несомненным достоинством

ЗтРошегЗз^етз является то, что сложные электротехнические системы можно моделировать, сочетая методы имитационного и структурного моделирования [98]. Например, силовую часть электротехнических элементов можно выполнить непосредственно с помощью блоков 81тРо¥/ег8у81егш, использующих матричную форму записи операторных уравнений полной модели Парка-Горева, а систему управления - с помощью блоков БтиНпк, позволяющих создавать модели регуляторов любой сложности и модификации.

Работа автора по получению наиболее полных математических моделей элементов ЭЭС направлена на использование наиболее перспективных методов идентификации с учётом многосвязности и многомерности современной регулируемой ЭЭС для обеспечения обоснованного выбора стабилизирующих воздействий систем АРВ и АРЧВ с использованием современных средств программной разработки и моделирования МАТЬАВ.

1.5. Моделирование элементов ЭЭС и их регуляторов в МАТЬАВ для проведения исследовательских экспериментов

Широкое применение ЭВМ в математическом моделировании, достаточно мощные теоретическая и экспериментальная базы позволяют говорить о вычислительном эксперименте как о новой технологии и методологии в научных и прикладных исследованиях.

Именно математическое моделирование и проведение виртуальных экспериментов по исследованию устойчивости ЭЭС на ЭВМ стало привлекательным для учёных. Математические виртуальные модели отличаются простотой в использовании и проведении экспериментов без страха и риска получения серьёзных аварий. Эти соображения, а также несомненная экономия средств при использовании современных систем математического моделирования по сравнению с созданием физических

аналогов привели в настоящее время к бурному развитию математических моделей. Создаются пакеты прикладных программ и целые системы моделирования.

В частности, как отмечалось ранее, огромными ресурсами для проведения виртуальных экспериментов обладает программная среда разработки и моделирования МАТЬАВ, позволяющая создавать свои собственные математические модели для исследования и включать их в общую систему. Так, автором были созданы модели различных ЭЭС, систем АРВ, АРЧВ и автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ), описание которых приводится ниже.

Модель тиристорной системы возбуждения создавалась на основе уравнений, описывающих тиристорный преобразователь и входной усилитель [2, 65].

Наиболее важными параметрами при моделировании и анализе быстродействия систем возбуждения являются номинальное напряжение и потолочное значение напряжения возбуждения. Для тиристорных систем возбуждения потолочное напряжение лежит в диапазоне 2-4,5 номинального [65].

В качестве усилительной схемы в системе возбуждения могут служить электромашинный вращающийся усилитель, магнитный усилитель или электронный усилитель. В любом случае можно принять допущение о линейной характеристике этого усилителя с коэффициентом усиления КА и постоянной времени ТА [65].

Тиристорный возбудитель моделируется, как правило, апериодическим звеном первого порядка с коэффициентом КЕ и постоянной времени ТЕ, блоком ограничения напряжения.

На рис. 1.3 показана структурная схема тиристорной системы возбуждения, составленная на основе уравнений тиристорного преобразователя и усилителя.

С 1

Va re

1

F1 Ta.s+1 Р1 Те.г+Ке

Amplifier

Exciter

limit

Рис. 1.3. Структурная схема модели тиристорной системы возбуждения в MATLAB:

Vare - сигнал, поступающий от АРВ; Vf - сигнал, поступающий на обмотку возбуждения генератора; Amplifier - усилитель; Exciter - тиристорный возбудитель;

limit - блок ограничения напряжения.

Ниже приведены некоторые параметры по тиристорным системам возбуждения [65]:

Ка=300н-400; Та=0.00и0.01; Ке=-0.17+1;Те=0.025 + 0.5;

Шт1п/шах= ± 2 -г- ±4.5 - потолочное значение напряжения возбуждения. Модели АРВ, воздействующие на тиристорную систему возбуждения, созданы двух типов: аналоговые (полупроводниковые) и цифровые.

о>

dvv

0 535 1 s

0.037s+1 0.0047S+1 2.24S+1

"И №

0 4s 0.2s+1 1

0.02S+1

0 03s

0 03s+1

0.0534s 5 1 J

0 094S+1 0012S+1 0.024S+1 4

Рис. 1.4. Структурная схема модели АРВ-СДП в MATLAB: dw - отклонение частоты; Ug - напряжение генератора; SetUg - уставка по напряжению; If - ток возбуждения; Setlf - уставка по току возбуждения; Sum -сумматор; Uaer - выходной сигнал регулятора.

Структура модели аналогового АРВ-СДП, представленная на рис. 1.4, содержит совокупность передаточных функций соответствующих узлов и блоков реального устройства [2]. Исследуемые электромеханические колебания в ЭЭС, как известно, находятся в диапазоне от 0 до 5 Гц. В связи с

этим в разработанной модели АРВ-СДП не учитываются звенья запаздывания.

Представленная модель АРВ-СДП состоит из каналов регулирования по частоте, по напряжению и по току. Канал частоты состоит из блока частоты и защиты (БЧЗ), дифференциатора канала частоты (ДЧ), коэффициентов усиления регулятора возбуждения по отклонению и первой производной частоты (К()м К](0). БЧЗ формирует стабилизирующие сигналы отклонения частоты напряжения генератора от установившегося значения и её первой производной. Передаточная функция БЧЗ имеет вид:

ш , , _0-5355_

УУ™ (5) =-•

БЧ3 (0.0375 + 1X2.245+ 1X0.00475 + 1)

Передаточная функция дифференциатора канала частоты:

1^) =--.

дч (0.25 + 1X0.025 + 1)

Канал по напряжению состоит из блока напряжения (БН), дифференциатора канала напряжения (ДН), коэффициентов усиления регулятора возбуждения по отклонению и первой производной напряжения (Кои, К1и). БН формирует аналоговые сигналы, пропорциональные отклонению напряжения статора от заданного значения и первой производной напряжения статора. Передаточная функция БН имеет вид:

= - 20

К 7л

- + -

(75 + 1) ^0.0115 + 1 0.065 Параметры передаточной функции БН зависят от положения переключателя коэффициента усиления канала напряжения. Например, при К = 1 Т = 0.132 [2].

Передаточная функция дифференциатора канала напряжения:

^пн (я) =-Т •

Д (0.035 + 1)2

Блок токов (БТ) вырабатывает напряжения, пропорциональные токам ротора и статора, которые затем используются для ограничения перегрузок.

Кроме того, БТ формирует сигнал стабилизации по производной тока ротора.

Передаточная функция БТ имеет вид:

тд/ , , _0-282^_

УУкт (■?) =-•

(0.0945+ 1)(0.0125 +1)(0.0245 + 1) В результате на выходе модели АРВ-СДП формируется сигнал:

иАЕК = А и 8 [Швн (5) • (К0и + Кы ■ У/дн (5))] - ЛсоК¥3(5) • + Кш ■ \¥дч (5))] + + ЫгКш-\Убт(5),

где коэффициенты стабилизации К0и, Кы, К0оь Кщ имеют размерность

[В/В]. Они линейно зависят от переключателей коэффициентов усиления каналов регулирования. При положении переключателей, соответствующих 10 делениям шкалы (максимальное значение), коэффициенты равны 1 [2].

Разработанная модель цифрового (микропроцессорного) АРВ-М [99], структурная схема которой представлена на рис. 1.5, также содержит совокупность передаточных функций соответствующих узлов и блоков реального устройства [39].

•1 у и9

С1>

I»

( 3 )-

>. кии

ЗеШд

0.025

0.065+1

0.025

0.155+1

25

25+1

0.055

0.055+1

Ига ~>-

Г

1 ь,

0.025+1

Рис. 1.5. Структурная схема модели АРВ-М в МАТЬАВ: dw - отклонение частоты; Ug - напряжение генератора; БеИ^ - уставка по напряжению; И - ток возбуждения; Шег - выходной сигнал регулятора.

В соответствии со структурной схемой аппаратных средств функции регулирования возбуждения генератора осуществляются при подаче в АРВ-

М режимных параметров: напряжения генератора тока возбуждения генератора К, частоты напряжения генератора ш. Основным назначением регулятора является поддержание напряжения на шинах электростанции в соответствии с заданной уставкой, заданной точностью и статизмом по реактивному току статора. В АРВ-М применяется ПИД закон регулирования напряжения. Поэтому при установившемся режиме напряжение в заданной точке регулирования поддерживается неизменным, равным заданной уставке.

Канал по напряжению состоит из блока, определяющего отклонение напряжение генератора от заданной уставки БеИ^, дифференциатора канала напряжения с передаточной функцией 0,028/(0,068+1), коэффициентов усиления по отклонению и первой производной напряжения (К0и, Ки1).

Для стабилизации внутреннего движения применяется особенно эффективная в режиме недовозбуждения обратная связь по производной тока ротора, определяемая с помощью дифференциатора с передаточной функцией 0,028/(0,158+1).

Для повышения пределов устойчивости, демпфирования послеаварийных колебаний применяются стабилизирующие каналы по отклонению и производной частоты (системный стабилизатор), настройка которых осуществляется соответствующими коэффициентами усиления Кы).

Все сигналы с описанных каналов суммируются и поступают на общий канал с ПИ-законом регулирования, постоянная времени (коэффициент усиления) которого зависит от частоты электромеханических колебаний в системе. При малых частотах (установившийся режим, режим изменения уставки и т.д.) коэффициент усиления общего канала близок к бесконечности и напряжение в точке регулирования поддерживается астатически. При возникновении электромеханических колебаний с частотой 0,3-2 Гц коэффициент усиления общего канала плавно уменьшается до единицы и суммарный коэффициент разомкнутой системы регулирования становится равным выбранному коэффициенту усиления канала по отклонению

41

rof

напряжения К0и. Таким образом, формируется сигнал по изменению напряжения возбуждения генератора.

Все модели позволяют изменять коэффициенты усиления каналов стабилизации через специальное окно задания параметров (рис. 1.6).

■ ruii'-ihii iibt^ 'r'tU Liiiiïiï!^: ;]'.£

Set voltage Us [p.u.]

Set current If [p.u.] 1.2

Factor gain of voilage change KOu (p.u.]

Factor gain of voltage derive K1u [p.u.] I

Factor gain of current derive K1if [p.u.] 0

Factor gain of frequency change KOw [p.u ] 0.40851

Factor gain of frequency derive K1w [p.u.]

0

Factor gain of voltage block K [p.u.] 1

Time constant of voltage block T [s] 0.132

a)

Help

f jjjj^ijyjiilibtj^ürüijiyiaj'j;: Jny.îli

Set voltaae Us [p.u.]

Factor gain of voltage change KOu [p.u.]

50

Factor gain of voltage derive K1u [p.u.] 10

Factor gain of current derive K1 if [p.u.] 0

Factor gain of frequency change K0w [p.u.] 50

Factor gain of frequency derive K.1 w [p.u.] 5

Time constant of integrator Ts [s] 0.5

Help

6)

Рис. 1.6. Окна задания параметров моделей АРВ: а) для АРВ-СДП; б) для АРВ-М

Для апробации блоков АРВ в MATLAB с помощью пакета SimPowerSystems была создана модель простейшей ЭЭС [100]. Модель представляет собой генератор (Synchronous Machine), связанный через трансформатор и линию электропередачи (Line) с системой бесконечной мощности (Sistem) (рис. 1.7).

Все необходимые параметры генератора снимаются с помощью специального блока и подаются на входы блока АРВ (AARE), на выходе которого формируется сигнал, являющийся входным параметром тиристорной системы возбуждения (Excitation System) синхронного генератора (рис. 1.7). Таким образом, осуществляется обратная связь синхронного генератора с блоком АРВ.

ВГбЗкёГ

Рис. 1.7. Модель ЭЭС в MATLAB для испытания блоков АРВ

Все значения переменных в модели для удобства анализа измеряются в относительных единицах, а угол нагрузки 5 в электрических градусах. Генератор в модели работает с заданной нагрузкой Loadl и Load2. Кроме этого имеется нагрузка (Load3), которая подключается через трёхфазный выключатель (Breaker) в определённое время для внесения возмущений в систему. Изменения частоты вращения ротора и напряжения генератора фиксируются с помощью осциллографов (Scopel и Scope2).

При возникновении небаланса генерируемой и потребляемой мощности в ЭЭС частоты вращения всех агрегатов будут изменяться и вступят в действие автоматические регуляторы частоты вращения, т.е. первичные регуляторы. В результате их воздействия новому значению частоты будут соответствовать новые значения мощностей агрегатов, что приведёт к работе автоматических регуляторов мощности (АРМ), т.е. вторичному регулированию. Поэтому при исследовании колебаний частоты и мощности возникает необходимость более детального моделирования гидроэлектростанций (ГЭС), которые являются ведущими по частоте в ЭЭС.

Таким образом, при изучении вопросов устойчивости сложных ЭЭС встаёт вопрос о разработке модели гидравлической турбины с АРЧВ и модели АРМ.

Модель гидравлической турбины с регулятором частоты вращения, структурная схема которой показана на рис. 1.8, была создана в МАТЬАВ с помощью пакета БшшНпк [101].

р 3 ГР М е ch з n ism of со ntrc!

afthe Turbine

Рис. 1.8. Структурная схема модели гидравлической турбины с АРЧВ в MATLAB

Модель состоит из механизма управления турбиной (Mechanism of control of the Turbine), на вход которого можно подавать либо постоянное значение (уставку) механической мощности, либо сигнал от АРМ. Затем сигнал проходит на главный сервомотор (Servomotor), структурная схема которого показана на рис. 1.9.

Ti.s

( -1 V

+ 1

Тс.г+1

Заключение диссертации по теме «Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (по отраслям)», Булатов, Юрий Николаевич

8. Основные результаты использованы на Братской ГЭС в виде программного комплекса для идентификации ЭЭС и поиска оптимальных настроек систем АРВ и АРЧВ, а также в виде моделей систем регулирования возбуждения, частоты и активной мощности синхронных генераторов для выработки правил и рекомендаций по настройкам современных систем возбуждения.

149

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе проведённых исследований решена актуальная задача повышения статической устойчивости ЭЭС за счёт согласования настроек систем АРВ и АРЧВ генераторов электростанций. При этом получены следующие результаты:

1. Установлено, что учёт взаимосвязанной работы систем АРВ и АРЧВ генераторов электростанции при их настройке, позволяет значительно повысить запас статической устойчивости ЭЭС.

2. Разработаны модели отечественных систем автоматического регулирования возбуждения, частоты и активной мощности синхронных генераторов, позволяющие детально изучать электромеханические переходные процессы при имитационном моделировании функционирования ЭЭС России.

3. Разработан алгоритм поиска оптимальных настроек параметров стабилизации АРВ и АРЧВ генераторов электростанций, основанный на использовании процедуры адаптивного генетического алгоритма. Проведённые исследования показывают эффективность разработанного алгоритма.

4. Предложено новое структурно-аналитическое описание системы «АРЧВ-турбина-АРВ-генератор» на основе собственных и взаимных комплексных передаточных функций каналов регулирования АРВ и АРЧВ, обеспечивающее учёт связей отдельных подсистем.

5. Разработана методика пассивной непараметрической идентификации системы «турбина-генератор» в условиях эксплуатации, использующая в качестве входных тестовых сигналов шумы системы в диапазоне частот собственных колебаний, с применением технологии вейвлет-преобразования и цифровой обработки сигналов.

6. Разработана новая методика оптимизации настроек систем АРВ и АРЧВ группы генераторов электростанции, отличающаяся от известных методик учётом их взаимосвязанности.

7. Разработан программный комплекс, позволяющий решать задачи идентификации энергосистем, оптимизации коэффициентов стабилизации систем АРВ и АРЧВ генераторов электростанций и анализа устойчивости ЭЭС.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Булатов, Юрий Николаевич, 2012 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Маркович И.М. Режимы энергетических систем, изд. 3-е, переработанное и дополненное. М. - Л., Госэнергоиздат, 1963. - 360 с. с черт.

2. Юрганов A.A., Кожевников В.А. Регулирование возбуждения синхронных генераторов. - СПб.: Наука, 1996. - 138 с.

3. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учеб. для электроэнергет. спец. вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. шк., 1985. - 536 е., ил.

4. Ушаков Е.И. Статическая устойчивость электрических систем. Новосибирск: Наука, 1988. - 273 с.

5. Устойчивость электрических систем. Учебное пособие / Т.Я. Окуловская, М.В. Павлова, Т.Ю. Паниковская, В.А. Смирнов. - Екатеринбург: УГТУ, 2001.- 60 с.

6. Куликов Ю.А. Переходные процессы в электрических системах: Учеб. пособие. - Новосибирск: НГТУ, Мир: ООО «Издательство ACT», 2003. -283 с.

7. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем / Под ред. Л.А. Жукова. - М.: Энергия, 1979. - 456 е., ил.

8. Методические указания по устойчивости энергосистем: C0-153-34.20.576-2003. - Утверждено приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. №277.

9. Гуревич Ю.Е., Кучеров Ю.Н., Хвощинская З.Г. О концепции совершенствования нормативов устойчивости энергосистем в новых условиях // Электричество. - 2004. - №11. - С. 63-69.

10.Методические указания по определению устойчивости энергосистем. Часть 1: РД 34.20.577. - Утверждены заместителем начальника Главного технического управления по эксплуатации энергосистем K.M. Антиповым 24 марта 1977 г.

П.Филиппова Н.Г., Тузлукова Е.В. Модальный анализ устойчивости энергосистем: критерии статической устойчивости и локализации собственных значений // Электричество. - 2004. - №11. - С. 2-15.

12. Груздев И.А., Устинов С.М., Шевяков В.В. Анализ и управление собственными динамическими свойствами электроэнергетических систем // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. - 1988. - №6. - С. 28-36.

13. Груздев И.А., Масленников В.А., Устинов С.М. Исследование собственных динамических свойств протяженных электроэнергетических объединений // Изв.РАН. Энергетика. - 1993. - №1. - С. 102-114.

14. Бушуев В.В., Лизалек Н.Н., Новиков Н.Л. Динамические свойства энергосистем. - М.: Энергоатомиздат, 1995. - 320с., ил.

15. Литкенс И.В., Филинская Н.Г. Анализ и улучшение динамических свойств объединенных энергосистем // Электричество. - 1991. - №12. -С. 1-9.

16. Филиппова Н.Г. Развитие и совершенствование методов анализа статической устойчивости и синтеза динамических свойств объединённых энергосистем // Электричество. - 2007. - №9. - С. 26-33.

17. Баринов В.А., Мамиконяц Л.Г., Строев В.А. Развитие математических моделей и методов для решения задач управления режимами работы и развития энергосистем // Электричество. - 2005. - №7. - С. 8-21.

18. Уилкинсон Дж. Алгебраическая проблема собственных значений. - М: Наука. 1970.-564с.

19. Писсанецки С. Технология разреженных матриц. - М.: Мир, 1988. - 410с.

20. D.M.Lam, H.Yee, and B.Campbell, "An efficient improvement of the AESOPS algorithm for power system eigenvalue calculation", IEEE Trans, on Power Systems, vol.9, no.4, November 1994, pp.1880-1885.

21. N.Martins, H.J.C.P.Pinto, and L.T.G.Lima, "Efficient method for finding transfer function zeros of power systems", IEEE Trans, on Power Systems, vol.7, no. 3, August 1992, pp.1350-1361.

22. Литкенс И.В., Гамазин С.И., Джанардан Н.Д. Анализ статической устойчивости сложных электросистем на ЭЦВМ средней мощности // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. - 1964. - №6. - С. 701-712.

23. Горюнов Ю.П., Щербачев О.В. Программа для расчета статической устойчивости сложных электрических систем / Труды ЛПИ. - 1967. - №291. -С. 98-103.

24. Лукашов Э.С., Бушуев В.В. О структурных схемах и частотных характеристиках электрических систем // Изв.СО АН СССР: серия техн. наук.

- 1968.-№8.-С. 3-10.

25. Веников В.А., Васин В.П. Анализ статической устойчивости сложных электрических систем и частотные методы / Тр.Сиб. НИИЭ, - Новосибирск, 1972. - вып.21. - С. 3-8.

26. Карасев Е.Д. К анализу статической устойчивости электрических систем по критерию Михайлова // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. - 1981. -№3. - С.47-54.

27. Строев В.А., Карасев Е.Д. Вопросы построения рационального алгоритма расчета областей статической устойчивости электроэнергетических систем // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. - 1979. - №3. - С. 37-45.

28. Горев A.A. Введение в теорию устойчивости параллельной работы электрических станций. - 41. - Л.: 1936. - 196с.

29. Горев A.A. Переходные процессы синхронной машины. - М.: ГЭИ, 1950.

- 552 с.

30. Лебедев С.А., Жданов П.С, Городской Д.А., Кантор P.M. Устойчивость электрических систем. - М.: ГЭИ, 1940. - 304 с.

31. Жданов П.С. Устойчивость электрических систем. - М.: ГЭИ, 1948. -399 с.

32. Кичаев В.В., Юрганов A.A. Современное состояние проблемы регулирования возбуждения синхронных машин. - «Современные системы возбуждения для нового строительства и реконструкции электростанций. Опыт наладки и эксплуатации систем возбуждения нового поколения».

Материалы международной научно-технической конференции. - Санкт-Петербург.: Изд-во ПЭИПК, 2004. - 380 с.

33. Барзам А.Б. Системная автоматика. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 446 е.: ил.

34. Овчаренко Н.И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем: Учебник для вузов / Под ред. А.Ф. Дьякова. -М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. - 504 е.: ил.

35. Микропроцессорный унифицированный автоматический регулятор возбуждения сильного действия АРВ-СДМ / Б.И. Аккерман, Е.А. Бушмарина, В.В. Долгов и др. // Автоматическое регулирование и управление в энергосистемах: Тр. ВЭИ. М.: Энергоатомиздат, 1983. С. 3-12.

36. Логинов А.Г., Фадеев A.B. Микропроцессорный автоматический регулятор типа АРВ-М для систем возбуждения АО «Электросила» // Электротехника. - 2001. - №4. - С. 66-70.

37. Разработка и внедрение новых автоматических регуляторов возбуждения / МЛ. Богачков, В.В. Кичаев, В.А. Кожевников, A.A. Юрганов и др. // Тр. техн. семинара «Современные решения в разработке оборудования, проектирования и эксплуатации электрической части тепловых и гидравлических станций. 4.1. Генераторы и системы возбуждения. М.: АО «Фирма ОРГРЭС», 2001. - С. 75-86.

38. Логинов А.Г. Состояние и перспективы разработки и производства систем возбуждения в филиале ОАО «Силовые машины» «Электросила». -Материалы международной научно-технической конференции. Санкт-Петербург.: Изд-во ПЭИПК, 2004. - 380 с.

39. Методические указания по техническому обслуживанию микропроцессорных АРВ и систем управления силовых преобразователей систем возбуждения генераторов: СО 34.45.629-2002. - Утверждено Департаментом научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России». Введено в действие с 1 сентября 2003 г.

40. Hiyama Т., Tomsovic К., Anami E., Yamashiro S., Yamagishi M„ Shimizu M. Experimental Studies on Fuzzy Logic Stabilization Control for Energy Capacitor System. - Proc. of International Conference on Intelligent System Application to Power Systems (ISAP'2001). - Hungary, Budapest, June 17 - 21, 2001.

41. Dan A. M., Raisz D. An adaptive fuzzy controller for a continuously switched VAr compensator on a high voltage network. - Proc. of International Conference on Intelligent System Application to Power Systems (ISAP'2001). - Hungary, Budapest, June 17-21, 2001.

42. Борцов Ю.А., Приходько И.А., Юрганов A.A. Экспериментальное исследование нечёткого стабилизатора возбуждения синхронного генератора // Электротехника. - 1999. - №3. - С. 1-5.

43. Воропай Н.И., Этингов П.В. Развитие методов адаптации нечётких АРВ для повышения динамической устойчивости сложных электроэнергетических систем // Электричество. - 2003. — №11. — С. 2-10.

44. Борцов Ю.А., Бурмистров А.А., Логинов А.Г. и др. Робастные регуляторы возбуждения мощных синхронных генераторов // Электричество. - 2003. -№7. - С. 29-36.

45. Горюнов Ю.П., Левинштейн М.В., Щербачев О.В., Методика определения оптимальных параметров регулирования в сложных линеаризованных системах с несколькими регулируемыми объектами / Тр. Ленингр. политехи, ин-та, 1968. -№293. - С. 67-70.

46. Комплексная программа для исследования на ЦВМ устойчивости линейных систем частотными методами /О.В. Щербачев, Ю.П. Горюнов, В.Н. Кондрашкин, A.M. Эль-Шаркави . // Изв. Вузов СССР; Энергетика, 1976. - №8. - С.19-25.

47. Горюнов Ю.П. Комплекс программ для исследования статической устойчивости по самораскачиванию сложных электрических систем / В кн.: Тез. докл. Всесоюзн. научн. конф. "Моделирование электроэнергетических систем". - Баку. 1982. - С.221-222.

48. Алгоритм численной оптимизации параметров АРВ генераторов сложной электроэнергетической системы / Г.Н. Жененко, В.Ф. Заугольников, Б.Г. Ладвищинко, Л.А. Терешко, P.A. Темирбулатов / Тр. Ленингр. Политехи, инта, 1982.-№385.-С. 16-21.

49. Груздев И.А., Екимова М.М. Основные задачи исследования сильного регулирования возбуждения генераторов сложных электроэнергетических систем / В кн. Труды ЛПИ. - 1982. - №385. - С. 3-12.

50. Груздев И.А., Екимова М.М., Рагозин A.A. Математическое моделирование электроэнергетических систем для решения общей задачи статической устойчивости // Вопросы устойчивости сложных электрических систем: сб. научн. тр. ин-та Энергосетьпроект. - М.: 1985. - С. 30-36.

51. Симеонова К.Ж., Строев В.А., Вопросы выбора параметров АРВ в сложных электроэнергетических системах // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. - 1987. - №5. - С. 61-71.

52. Жененко Г.Н., Заугольников В.Ф., Ладвищенко Б.Г., Терешко Л.А., Темирбулатов P.A. Алгоритм численной оптимизации параметров АРВ генераторов сложной электроэнергетической системы / В кн. Труды ЛПИ. 1982.-№385.-С. 16-21.

53. Груздев И.А., Устинов С.М., Ладвищенко Б.Г., Юрганов A.A. Координация настроек АРВ-СД генераторов сложных электроэнергетических систем // Вопросы устойчивости сложных электрических систем: сб. научн. тр. ин-та Энергосеть-проект. - М.: 1985. - С. 205-213.

54. Зеккель A.C. Оценка качества регулирования и методика настройки стабилизации АРВ генераторов // Электричество. - 1988. - №5. - С.15-21.

55. Зеккель A.C., Есипович А.Х. Расчет колебательной устойчивости энергосистем и оптимизация настроек АРВ генераторов / Методы и программное обеспечение для расчетов колебательной устойчивости энергосистем (ФЭО). - Л.: 1991. - С. 36-43.

56. Дойников А.Н., Косинцева Е.В. Синтез системы автоматического управления с использованием кривых Д-разбиения: Труды Братского

государственного университета: Серия: Естественные и инженерные науки -развитию регионов Сибири. - В 2 т. - Т. 1. - Братск: БрГУ, 2008. - 229 с.

57. Игнатьев И.В., Пьянников Е.Д. Методика построения трехмерной параметрической области D-разбиения: Труды Братского государственного университета: Серия: Естественные и инженерные науки - развитию регионов Сибири. - В 2 т. - Т. 1. - Братск: БрГУ, 2008. - 229 с.

58. Дойников А.Н., Игнатьев И.В. Алгоритм оперативного выбора настроек АРВ сильного действия / В кн. Труды ЛПИ. 1984. - №399. - С. 27-31.

59. Горюнов Ю.П., Кукар О.Б., Пратусевич В.Я., Рагозин A.A. Комплекс программ для исследования возмущенного движения сложных ЭЭС и алгоритмов адаптации регуляторов возбуждения / В кн. Труды ЛПИ. 1988. -№427.-С. 16-25.

60. Груздев И.А., Екимова М.М., Дойников А.Н., Игнатьев И.В. Методика координации настроек АРВ-СД в энергосистемах на основе экспериментальных данных / В кн. Труды ЛПИ. 1988. - №427. - С. 55-61.

61. Юрганов A.A. Методы и средства автоматического регулирования возбуждения турбо- и гидрогенераторов / Творческое наследие академика М.П. Костенко и его значение для современного и перспективного электромашиностроения. СПб.: Наука, 1992. - С. 132-158.

62. Гольдштейн И.М., Зеккель A.C., Муратаев A.A., Черкасский A.B. Методика экспериментального определения областей колебательной устойчивости и кривых равного качества регулирования / В кн. Труды ЛПИ. 1984.-№399.-С. 32-36.

63. Гольдштейн И.М., Есипович А.Х., Зеккель A.C., Черкасский A.B. Алгоритм и программа для оценки эффективности управления возбуждением генераторов энергообъединения / Сб. науч. тр. НИИПТ. - Л.: Энергоатомиздат, 1987. - С. 99-105.

64. ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. - М.: Изд-во стандартов, 1998. - 37 с.

65. Андерсон П., Фуад А. Управление энергосистемами и устойчивость / пер. с англ. под ред. Я.Н. Лугинского. - М.: Энергия, 1980. - 568 е., ил.

66. Электрические системы: Автоматизированные системы управления режимами энергосистем. Учебник для вузов / В.А. Богданов, В.А. Веников, Я.Н. Лугинский, Г.А. Черня; Под ред. В.А. Веникова. - М.: Высш. школа, 1979.-447 е., ил.

67. Соловьев И.И. Автоматизация энергетических систем. - М.: Госэнергоиздат, 1950.

68. Григорьев О.Г., Киселёв Г.С., Корнев В.Е. Опыт модернизации регуляторов гидротурбин // Электрические станции. - 2008. - №4.

69. Автоматика энергосистем: учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. / Н.И. Овчаренко; под ред. чл.-кор. РАН, докт. техн. наук, проф. А.Ф. Дьякова.

- М.: Издательский дом МЭИ, 2007. - 476 е.: ил.

70. Ларионова В.В. Системы регулирования в энергетике - подходы и решение // Автоматизация в промышленности. - 2004. - №4. - С. 15-19.

71. Козлов В.Н. Управление энергетическими системами. Электромеханические процессы. - СПб.: Изд-во СПбГТУ, 2000.

72. Козлов В.Н., Шашихин В.Н. Синтез координирующего робастного управления взаимосвязанными синхронными генераторами // Электричество.

- 2000. - №9. - С. 20-26.

73. Колесников A.A., Беляев В.Е., Попов А.Н. Свойства управляемости нелинейных электроприводов и турбогенераторов // Синтез алгоритмов сложных систем: Межведомственный тематический научный сборник. - М.: Таганрог, 1997. Вып. 9. С. 147-180.

74. Веников В.А., Зуев Э.Н., Портной М.Г. и др. Электрические системы: Управление переходными режимами электроэнергетических систем: Учебник. - М.: Высш. школа, 1982. - 247 с.

75. Бушу ев В.В. Динамические свойства электроэнергетических систем. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 120 е.: ил.

76. Страхов C.B. Переходные процессы в электрических цепях, содержащих машины переменного тока. - М.; JL: Госэнергоиздат, 1960.

77. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы. - М.: Энергия, 1970.-704 с.

78. Щедрин H.H. Упрощение электрических систем при моделировании. -М.; Л.: Энергия, 1966.

79. Азарьев Д.И. Математическое моделирование электрических систем. -М.; Л.: Госэнергоиздат, 1962.

80. Воропай H.H. Упрощение математических моделей динамики электроэнергетических систем. - Новосибирск: Наука, 1981.

81. Гусейнов Ф.Г. Упрощение расчётных схем электрических систем. - М.: Энергия, 1978.

82. Стернинсон Л.Д. Переходные процессы при регулировании частоты и мощности в энергосистемах. - М.: Энергия, 1975.

83. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: методы анализа и управления. -М.: Энергоатомиздат, 1990.

84. Баринов В.А., Мамиконянц Л.Г., Строев В.А. Развитие математических моделей и методов для решения задач управления режимами работы и развития энергосистем // Электричество. - 2005. - №7. - С. 8-21.

85. Димо П. Узловой анализ электрических систем / Пер. под ред. В.А. Веникова. - М.: Мир, 1973. - 170 с.

86. Гусейнов Ф.Г. Упрощение расчетных схем электрических систем. - М.: Энергия, 1978.- 184 с.

87. Качанова H.A., Шелухин H.H. Эквивалентирование схем и режимов электроэнергетических систем // Электричество. - 1980. - №12. - С. 9-14.

88. Фролов В.И. Упрощение схем электрических сетей энергосистем для расчета установившихся режимов с локальными возмущениями // Изв.АН СССР. Энергетика и транспорт. - 1991. - №4. - С. 80-92.

89. Смирнов К.А. Эквивалентирование сложных электроэнергетических систем при заданных мощностях узлов // Электричество. - 1993. - №12. -С. 10-15.

90. Масленников В.А. Управление собственными динамическими свойствами крупных энергообъединений и дальних передач / Автореф. дисс. докт. техн. наук. - С-Петербург.: - 1998.

91. Груздев И.А., Устинов С.М. Методика эквивалентирования при поиске оптимальных настроек регуляторов возбуждения // Изв. АН СССР: Энергетика и транспорт. - 1987. - С. 38-43.

92. Устинов С.М. Метод упрощения математических моделей для управления демпферными свойствами электроэнергетических систем // Изв. РАН. Энергетика. - 1992. - №2. - С. 44-51.

93. Дойников А.Н. Анализ основных процедур адаптивного регулирования возбуждения генераторов / Тр. ЛПИ. - 1982. - №385. - С. 28-32.

94. Дойников А.Н. Эквивалентирование и идентификация электрических систем для повышения эффективности сильного регулирования возбуждения генераторов / Материалы V Всероссийской науч.-техн. конф. «Энергетика: экология, надежность, безопасность» - Томск: Изд-во ТПУ, 1999. - С. 61-62.

95. Дойников А.Н., Екимова М.М., Игнатьев И.В., Кукар О.Б. Особенности обработки реального сигнала при оперативном выборе настроек АРВ-СД генераторов / Тр. ЛПИ - Л.: 1986. - №421. - С. 32-41.

96. Литкенс И.В., Горский Ю.М. К вопросу об использовании принципов адаптации в АРВ синхронных машин // Изв. АН СССР: Энергетика и транспорт. - 1974. - №4. - С. 45-55.

97. Екимова М.М., Дойников А.Н., Игнатьев И.В., Юрганов A.A. Адаптация настроек АРВ-СД с использованием математических моделей, синтезированных по экспериментальным частотным характеристиками энергосистемы // Вопросы устойчивости сложных электрических систем: сб. научн. тр. ин-та Энергосетьпроект. - М.: 1985. - С. 172-204.

98. Черных И.В. Моделирование электротехнических устройств в MATLAB, SimPowerSystems и Simulink. - М.: ДМК Пресс; СПб.: Питер, 2008. - 288 с.

99. Булатов Ю.Н., Попик В.А. Разработка модели микропроцессорного автоматического регулятора возбуждения в среде MATLAB и оптимизация его настроек // Труды Братского государственного университета: Сер.: Естественные и инженерные науки - развитию регионов Сибири: в 2 т. - Т.2. - Братск: Изд-во БрГУ, 2011. - С. 3-8.

100. Ю.Н. Булатов, И.В. Игнатьев Моделирование автоматических регуляторов возбуждения генераторов электрических станций в среде MATLAB // Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ: межвуз. темат. сб. тр. Вып. 14 / СПбГАСУ. - СПб., 2008.-С. 18-24.

101. Ю.Н. Булатов, И.В. Игнатьев Моделирование гидротурбин и автоматических регуляторов частоты и активной мощности в среде MATLAB // Системы. Методы. Технологии. - 2009. - №4. - С. 67-70.

102. Бесекерский В.А., Попов Е.П. Теория систем автоматического управления. - изд. 4-е, перераб. и доп. - Спб.: Изд-во «Профессия», 2003, 752 с. (Серия: Специалист).

103. Кузовков Н.Т. Модальное управление и наблюдающие устройства. - М.: Машиностроение, 1976, 184 с.

104. В.В. Григорьев, Н.В. Журавлёва, Г.В. Лукьянова, К.А. Сергеев Синтез систем автоматического управления методом модального управления. - СПб: СПбГУ ИТМО, 2007. - 108 с. ил.

105. Семенов Д.С. Методика синтеза многосвязной системы управления отоплением в индивидуальном тепловом пункте // Автореф. дис. на соиск. учен, степ, канд. техн. наук. - Братск, 2008. - 21 с.

106. Рутковская Д., Пилинский М., Рутковский Л. Нейронные сети, генетические алгоритмы и нечёткие системы: Пер. с польск. И.Д. Рудинского. - М.: Горячая линия - Телеком, 2007. - 452 е.: ил.

107. Goldberg D.E. Simple genetic algorithms and the minimal deceptive problem. Genetic Algorithms and Simulated Annealing. Chapter 6. Los Altos, CA, Morgan Kauffman. 1987. P. 74-88.

108. В.П. Дьяконов, B.B. Круглов MATLAB 6.5 SP1/7/7 SP1/7 SP2 + Simulink 5/6. Инструменты искусственного интеллекта и биоинформатики. Серия «Библиотека профессионала». - М.: СОЛОН-ПРЕСС, 2006. - 456 е.: ил.

109. Ю.Н. Булатов, И.В. Игнатьев Настройка АРВ-СД генератора методом стандартных коэффициентов с применением генетического алгоритма // Труды Братского государственного университета: Серия Естественные и инженерные науки - развитию регионов Сибири. - В 2 т. - Т. 1. - Братск: БрГУ, 2008.-С. 18-24.

110. Булатов Ю.Н., Игнатьев И.В. Оптимизация коэффициентов регулирования системы АРЧМ с использованием генетического алгоритма // Современные технологии. Системный анализ. Моделирование. - 2009. -№1(21).-С. 150-153.

111. Иванов В.А., Чемоданов Б.К., Медведев B.C. Математические основы теории автоматического регулирования. Учеб. пособие для вузов. Под ред. Б.К. Чемоданова. М., Высшая школа, 1971, 808 с.

112. Игнатьев И.В. Разработка методики согласования настроек АРВ-СД в энергосистемах на основе экспериментальных данных / Автореф. дис. канд. техн. наук. - Ленинград, 1985.

113. Дьяконица С.А. Методика повышения состоятельности оценок динамической модели энергосистемы в условиях нормальной эксплуатации / Автореф. дис. канд. техн. наук. - Братск, 2002. - 22 с.

114. Ю.Н. Булатов, С.А. Дьяконица Алгоритм непараметрической идентификации ЭЭС для получения оптимальных коэффициентов стабилизации АРВ генераторов // Труды Братского государственного университета: Серия Естественные и инженерные науки - развитию регионов Сибири. - В 2 т. - Т.1. - Братск: БрГУ, 2009. - С. 7-11.

115. Дойников А.Н. Эквивалентирование и идентификация электроэнергетических систем при решении задач статической устойчивости / Автореф. дис. на соиск. учен. степ, доктора техн. наук. - Братск, 2001. - 38 с.

116. Смоленцев Н.К. Основы теории вейвлетов. Вейвлеты в MATLAB. - М.: ДМК Пресс, 2005. - 304 с.

117. Дьяконов В., Абраменкова И. MATLAB. Обработка сигналов и изображений. Специальный справочник. - СПб.: Питер, 2002. - 608 с.

118. Добеши И. Десять лекций по вейвлетам. - М.: РХД, 2001.

119. Сергиенко А.Б. Цифровая обработка сигналов: Учеб. для вузов. - СПб.: Питер, 2006.—751 с.

120. Льюнг Л. Идентификация систем. Теория для пользователя: Пер. с англ. / Под ред. Я.З. Цыпкина. - М.: Наука. Гл. ред физ.-мат. лит., 1991.-432 с.

121. Булатов Ю.Н., Игнатьев И.В. Алгоритм сглаживания эмпирической оценки комплексной передаточной функции при идентификации электроэнергетических систем // Сб. науч. трудов / Под ред. Ю.Ф. Мухопада.

- Иркутск: ИрГУПС, 2010. - Вып. 17. - С. 18-23.

122. Бокс Дж., Дженкинс Г. Анализ временных рядов: прогноз и управление.

- М.: Мир., 1974. - 200 с.

123. Ю.Н. Булатов, И.В. Игнатьев, A.B. Аксеновский Разработка модели АРВ-СДП в среде MATLAB и его настройка с помощью генетического алгоритма // Труды Братского государственного университета: Серия Естественные и инженерные науки - развитию регионов Сибири. - В 2 т. -Т.1. - Братск: БрГУ, 2010. - С. 19-25.

124. Булатов Ю.Н., Игнатьев И.В., Попик В.А. Методика выбора оптимальных настроек систем АРЧВ генераторов электростанций // Современные технологии. Системный анализ. Моделирование. - 2011. -№1(29).-С. 192-198.

125. Ю.Н. Булатов Разработка адаптивной системы автоматического регулирования возбуждения генераторов электростанций // Системные исследования в энергетике. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2009. - С. 19-24.

126. Морозовский В.Т. Многосвязные системы автоматического регулирования, М., «Энергия», 1970. - 288 с.

127. Ерофеев A.A. Теория автоматического управления: Учебник для вузов.

- 2-е изд., перераб. и доп. - СПб.: Политехника, 2005. - 302 е.: ил.

128. Ю.Н. Булатов Методика определения оптимальной настройки многосвязных систем автоматического управления // Молодежь и современные информационные технологии. Сборник трудов VII Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных с международным участием «Молодёжь и современные информационные технологии». - ч. 2. - Томск: Изд-во СПБ Графике, 2009. -С. 16-17.

129. Ю.Н. Булатов, И.В. Игнатьев Непараметрическая идентификация системы турбина-генератор в условиях эксплуатации // Сборник материалов конференции: Идентификация, измерение характеристик и имитация случайных сигналов (состояние, перспективы развития). - Новосибирск: изд-во «КАНТ», 2009. - С. 89-92.

130. Ю.Н. Булатов, И.В. Игнатьев Методика согласованной настройки систем АРВ и АРЧВ генератора // Труды Братского государственного университета: Сер.: Естественные и инженерные науки - развитию регионов Сибири: В 2 т. - Т. 1. - Братск: БрГУ, 2009. - С. 3-7.

131. Ю.Н. Булатов, И.В. Игнатьев Определение оптимальных коэффициентов стабилизации систем АРВ и АРЧВ по непараметрическим моделям турбогенераторов электростанций // Системы. Методы. Технологии.

- 2009. - №3. - С.70-74.

132. Соболев О.С. Однотипные связанные системы регулирования. - М., «Энергия», 1973.

133. Булатов Ю.Н., Игнатьев И.В. Влияние согласованной настройки систем АРВ и АРЧВ генераторов электростанций на устойчивость электроэнергетических систем // Системы. Методы. Технологии. - 2011. -№2(10).-С. 85-90.

134. Булатов Ю.Н., Игнатьев И.В. Модель электростанции в MATLAB для исследования внутригруппового движения // Моделирование и информационные технологии. - Киев: HAH Украины, 2010. - Сборник научных трудов (специальный выпуск). - Т.1. - С. 194-202.

135. Булатов Ю.Н., Игнатьев И.В., Стародубцев A.A. Методика повышения запаса устойчивости межсистемных связей электроэнергетических систем // Системы. Методы. Технологии. - 2011. - № 3(11). - С. 101-105.

136. Свидетельство об официальной регистрации в Реестре программ для ЭВМ №2010615862. Оптимизация коэффициентов стабилизации систем АРВ и АРЧВ генераторов электростанций (ARE&ARRF v. 1.00) / И.В. Игнатьев, Ю.Н. Булатов // Федеральная служба по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам. - 2010.

137. Свидетельство об официальной регистрации в Реестре программ для ЭВМ №2011615139. Нечёткая идентификация односвязных систем (FLI v. 1.00) / Ю.Н. Булатов, М.А. Приходько // Федеральная служба по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам. - 2011.

138. Булатов Ю.Н., Игнатьев И.В. Программный комплекс для идентификации электроэнергетических систем и оптимизации коэффициентов стабилизации автоматических регуляторов возбуждения // Системы. Методы. Технологии. - 2010. - №4(8). - С.106-113.

139. Ю.Н. Булатов, И.В. Игнатьев Методика оптимизации настроек систем АРВ и АРЧВ генераторов электростанции // Сборник материалов конференции «Братская ГЭС: история строительства, опыт эксплуатации, перспективы». - Братск: Изд-во БрГУ, 2011. - С. 3-8.