Исследование и разработка алгоритмов группового регулирования активной и реактивной мощности ГЭС

Казанцев Юрий Валентинович
Бесплатно
В избранное
Работа доступна по лицензии Creative Commons:«Attribution» 4.0

ВВЕДЕНИЕ ……………………………………………………………………………………………….. 6
ГЛАВА 1 ЗАДАЧИ АВТОМАТИЗАЦИИ И МОДЕЛИРОВАНИЯ
ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В КОНТЕКСТЕ РАЗВИТИЯ
СОВРЕМЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ …………………………………………. 16
1.1 Текущее состояние современной гидроэнергетики………………………………. 16
1.1.1 Управление режимом в электроэнергетических системах …………………. 17
1.1.2 Управление и автоматизация на гидроэлектростанциях ……………………. 18
1.2 Задача моделирования систем гидроагрегатов …………………………………….. 25
1.3 Задача синтеза оптимального закона управления открытием
направляющего аппарата гидроагрегата ……………………………………………….. 30
1.3.1 Критерии качества переходного процесса при регулировании активной
мощности гидроагрегатов …………………………………………………………………….. 30
1.3.2 Постановка задачи синтеза оптимального закона управления открытием
направляющего аппарата гидроагрегата ……………………………………………….. 33
1.4 Задача оптимального распределения активной мощности между
гидроагрегатами …………………………………………………………………………………… 34
1.5 Задача регулирования частоты ……………………………………………………………. 38
1.6 Задача регулирования реактивной мощности и напряжения ………………… 41
Выводы по главе 1 ……………………………………………………………………………………. 44
ГЛАВА 2 МОДЕЛИРОВАНИЕ ГИДРОАГРЕГАТОВ ……………………………….. 45
2.1 Динамические характеристики водовода и гидравлический удар …………. 45
2.1.1 Жесткий гидравлический удар …………………………………………………………. 45
2.1.2 Упругий гидравлический удар………………………………………………………….. 46
2.2 Моделирование гидравлической турбины …………………………………………… 49
2.2.1 Поворотно-лопастные турбины ………………………………………………………… 50
2.2.2 Радиально-осевые турбины ………………………………………………………………. 54
2.3 Система автоматического управления гидроагрегата …………………………… 56
2.3.1 Сервопривод направляющего аппарата …………………………………………….. 57
2.3.2 Комбинатор и сервопривод рабочего колеса …………………………………….. 60
2.3.3 Регулятор скорости ………………………………………………………………………….. 62
2.4 Уравнения движения ротора и нагрузки………………………………………………. 63
2.5 Верификация моделей гидроагрегатов ………………………………………………… 66
2.6 Общие результаты по главе 2 ……………………………………………………………… 70
Выводы по главе 2 ……………………………………………………………………………………. 71
ГЛАВА 3 РЕГУЛИРОВАНИЕ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И ЧАСТОТЫ …. 72
3.1 Задача поиска оптимального закона регулирования активной мощности 72
3.1.1 Определение оптимального закона открытия направляющего аппарата
численным методом ……………………………………………………………………………… 72
3.1.2 Получение аналитического выражения оптимального закона открытия
направляющего аппарата………………………………………………………………………. 76
3.1.3 Анализ переходных процессов при упрощенном законе открытия
направляющего аппарата………………………………………………………………………. 78
3.1.4 Вывод закона изменения открытия при ограничении скорости …………. 82
3.1.5 Анализ переходных процессов при упрощенном законе открытия с
ограничением скорости ………………………………………………………………………… 83
3.1.6 Синтез регулятора с оптимальным законом изменения открытия ……… 84
3.1.6.1 Пропорциональный задатчик скорости с ограничением …………………. 85
3.1.6.2 Алгоритм расчета скорости, обеспечивающий снижение обратного
заброса мощности ………………………………………………………………………………… 87
3.1.7 Проверка алгоритма расчета скорости, обеспечивающего снижение
обратного заброса мощности ………………………………………………………………… 90
3.2 Задача оптимального распределения активной мощности между
гидроагрегатами …………………………………………………………………………………… 94
3.2.1 Генетический алгоритм ……………………………………………………………………. 94
3.2.2 Алгоритм внутренней точки …………………………………………………………….. 96
3.2.3 Предлагаемый алгоритм оптимального распределения……………………… 99
3.2.4 Сравнение алгоритмов распределения активной мощности …………….. 102
3.3 Регулирование частоты……………………………………………………………………… 104
Выводы по главе 3 ………………………………………………………………………………….. 109
ГЛАВА 4 РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И
НАПРЯЖЕНИЯ ………………………………………………………………………………….. 110
4.1 Ограничения при регулировании реактивной мощности гидроагрегатов
…………………………………………………………………………………………………………… 110
4.1.1 Ограничение реактивной мощности по условию статической
устойчивости ……………………………………………………………………………………… 110
4.1.2 Ограничение реактивной нагрузки по полной мощности генератора.. 114
4.1.3 Аналитические ограничения на диаграмме мощностей …………………… 114
4.2 Критерий минимизации активных потерь ………………………………………….. 116
4.3 Анализ методов распределения реактивной нагрузки ………………………… 118
4.3.1 Особенности пропорционального метода распределения реактивной
нагрузки ……………………………………………………………………………………………… 118
4.3.2 Особенности распределения по условию равенства токов статоров…. 120
4.3.3 Распределение по условию равенства токов статоров с ограничениями
…………………………………………………………………………………………………………… 121
4.3.4 Равномерное распределение с ограничениями ………………………………… 123
4.4 Разработка алгоритмов распределения реактивной мощности и их
проверка в пакете MATLAB ……………………………………………………………….. 124
4.4.1 Описание алгоритма распределения по условию равенства токов
статоров с ограничениями в пакете MATLAB ……………………………………… 125
4.4.2 Описание алгоритма равномерного распределения с ограничениями в
пакете MATLAB …………………………………………………………………………………. 133
4.4.3 Результаты моделирования распределения по условию равенства токов
статоров с ограничениями …………………………………………………………………… 134
4.4.4 Результаты моделирования равномерного распределения с
ограничениями……………………………………………………………………………………. 138
4.5 Сравнение предложенных алгоритмов по результатам моделирования . 142
4.6 Экспериментальная проверка алгоритма распределения реактивной
мощности …………………………………………………………………………………………… 143
Выводы по главе 4 ………………………………………………………………………………….. 146
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ……………………………………………………………………………………… 148
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ ……………………………………………………………………… 150
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……………………………………………………………………….. 152
ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходные данные моделируемых гидростанций ………… 170
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Полная нелинейная модель гидротурбины …………………. 177
ПРИЛОЖЕНИЕ В Листинг программ в пакете MATLAB ……………………….. 178
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Листинг программ на языке C++………………………………… 189
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Свидетельства о государственной регистрации программ
для ЭВМ …………………………………………………………………………………………….. 193
ПРИЛОЖЕНИЕ Е Справки и Акты внедрения результатов диссертационной
работы ………………………………………………………………………………………………… 195

Во введении обоснована актуальность темы и дана ее общая
характеристика. Сформулированы цели работы.
Первая глава посвящена детальному описанию задач и обзору
литературы по основным тематикам диссертационного исследования.
Первой рассматриваемой задачей является исследование вопросов моделирования процессов управления гидроагрегатами с учѐтом динамических характеристик первичного движителя, сервоприводов направляющего аппарата, рабочего колеса и систем регулирования. Обзор литературы по первой задаче выявил неудовлетворительное качество широко используемых математических моделей поворотно-лопастных турбин с точки зрения моделирования динамических характеристик гидроагрегата для настройки систем регулирования и дал возможность поставить задачу
разработки универсальной модели.
Второй задачей, поставленной в главе, является анализ применяемых в
системах регулирования подходов к управлению гидроагрегатами и процессу оптимизации режимов работы ГЭС, включающему: выбор оптимального числа и состава агрегатов, определение их загрузки.
Проведенный в главе анализ работ по системам рационального управления составом гидроагрегатов, группового регулирования активной и реактивной мощности выявил ряд недостатков в используемых методах и
алгоритмах и как следствие, позволил поставить задачу их совершенствования.
Также приведен обзор международных стандартов и нормативных документов, регламентирующих основные технические требования к системам регулирования гидроэлектростанций и их участие в регулировании частоты и активной мощности.
Во второй главе представлено описание разработанной универсальной нелинейной модели гидроагрегата, которая может быть представлена в виде блок-схемы на Рисунке 1, содержащей следующие динамические элементы: водовод, турбина, ротор, электрическая нагрузка (электромагнитный момент), регулятор турбины (САУ ГА), АСУ ТП (МС ГРАРМ).
скорость, wi открытие, Si
ΔP от ЦС АРЧМ
график Ps (Δt)
Задание, Рi,Qi …
Рn,Qn
мех. момент, Tmi
напор, Hi
расход, qi
электр. момент, Tei
f
САУ ГА i
Турбина i
Водовод i
Ротор i
АСУ ТП (ГРАРМ)
Нагрузка
Рисунок 1 – Функциональная блок-схема гидроагрегата и связанных систем
Каждому динамическому элементу соответствует своя функция в численном или аналитическом виде или система уравнений.
Водовод и явление гидроудара
Основным физическим процессом, характеризующим динамическое звено водовода выступает так называемый гидравлический удар, показанный на Рисунке 2. При открытии направляющего аппарата с целью увеличения мощности турбины, происходит увеличение скорости движения воды, которое сопровождается снижением давления перед рабочим колесом и повышением давления после него. Поэтому некоторое время после начала изменения открытия агрегат выдает в сеть меньшую активную мощность, чем до начала переходного процесса. Помимо усложнения настройки систем регулирования гидротурбины данное явление характеризуется возникновением волн давления, вызывающих знакопеременные деформации
стенок водовода и других элементов проточного тракта гидроагрегата. На Рисунке 2 показана реальная осциллограмма закрытия направляющего аппарата гидроагрегата Курейской ГЭС мощностью 120 МВт и вызванный явлением гидроудара заброс мощности амплитудой 9%.
Рисунок 2 – Осциллограмма снижения мощности гидроагрегата Курейской ГЭС и явление гидроудара
В разработанной универсальной нелинейной модели гидроагрегата явление гидроудара описывается с использованием частного решения системы волновых дифференциальных уравнений водовода в виде:
1t
q (hhRq2)dtq
in T in out in ini  w0 ,
(1)
1t
 h  (q q )dth
out T in out outi l0
где T  LQn – постоянная инерции водовода; T  gFLHn – эквивалентная
w gFH l c2Q nn
постоянная времени водовода; R  K  Q2  L – коэффициент
Hn
гидравлических потерь; qin и hin – расход и напор на входе водовода; qout и hout – расход и напор на выходе водовода; qini и houti – начальные значения расхода на входе и напора на выходе турбины, о. е.; Kc – коэффициент
потерь на трение о стенки; с – скорость упругой волны; F , L – площадь сечения и длинна водовода; Hn, Qn – номинальные напор и расход
cn
соответственно.
Система (1) подходит для численного моделирования, так как не содержит алгебраических петель и дифференциальных уравнений, а также учитывает упругость и гидравлические потери.
Гидравлическая турбина
Другим, сложным с точки зрения моделирования, динамическим элементом модели гидроагрегата является гидравлическая турбина. В общем виде активная мощность гидравлической турбины вычисляется по следующей общеизвестной формуле:
P  9.81Q H  , tttt
где Qt – расход, t – КПД, Ht – напор нетто турбины.
Q’ f(n’,a,)  f(n’,a,) M’ f(n’,a,)
(2)
В случае поворотно-лопастных турбин Qt и t являются нелинейными
функциями трѐх переменных, называемыми пропеллерными характеристиками:
I 1I0i,t 2I0i,I 3I0i (3)
где nI’ – приведенная скорость вращения турбины, a0 – модельное открытие направляющего аппарата, i – угол поворота лопастей рабочего колеса. При
каждом угле поворота рабочего колеса турбина имеет уникальную пропеллерную характеристику (по сути, являясь самостоятельным типом турбины), что связано с сильным влиянием положения лопастей РК на геометрию и, как следствие, гидравлические параметры проточного тракта.
Для получения приведенных характеристик используются следующие
выражения:
 n ‘  n D 1 IH
Q’  Q (4) I D2H,
1 M’  M
I D3H 1
где D1 – наружный диаметр рабочего колеса турбины, n – скорость вращения
турбины. Пропеллерные характеристики записываются в ходе натурных испытаний прототипа модельной гидротурбины в широком диапазоне режимов работы, в том числе запрещѐнных для реальной, а значит, они содержат полную информацию о динамических и статических свойствах объекта управления. Однако при всей своей полноте пропеллерные характеристики являются многозначными нелинейными функциями с неоднообразными диапазонами аргументов (a0).
По вышеперечисленным причинам невозможно использование встроенных в программные комплексы численного моделирования интерполяционных функций. Поэтому автором диссертационного исследования была разработана программа в пакете MATLAB, позволяющая оцифровывать заданные графически пропеллерные характеристики с помощью интерполяции дугами и гладкими плоскостями и автоматически рассчитывать величины (3) для различных углов i .
САУ гидроагрегата
Наряду со значением статического напора величина гидроудара также определяется и скоростью изменения расхода, напрямую связанной со скоростью открытия направляющего аппарата. Во многих применяемых ранее методиках расчѐта переходных процессов изменение открытия
направляющего аппарата представлялась линейной функцией времени, тогда как на практике его график гораздо более сложен и определяется характеристиками и структурой системы автоматического управления турбины, величиной действующего напора. Поэтому, для точного расчѐта
переходного процесса гидроагрегата в разработанной автором нелинейной модели гидроагрегата учитываются динамические характеристики системы автоматического управления (САУ), включающей в себя регулятор турбины (РТ) и сервомоторы НА, а в случае ПЛ-турбин – комбинатор и сервомоторы рабочего колеса. На Рисунке 3 представлена блок- схема колонки регулятора ЭГР-2И с отдельным кулачковым механизмом комбинатора рабочего колеса.
Рисунок 3 – Блок-схема САУ гидроагрегата с ПЛ-гидротурбиной Каждый элемент Рисунка 3 представляет собой соответствующие
нелинейные функции в численном виде и аналитические уравнения.
Верификация моделей гидроагрегатов
Верификация нелинейной модели гидроагрегата проводилась на реальных опытных данных с гидроагрегатов РО 75/728б-510 Курейской ГЭС и ПЛ-661 Новосибирской ГЭС, сигналы открытия и угла поворота РК которых подавались на соответствующие входы моделей.
Сравнение предлагаемой нелинейной модели с линейной (5) по разнице минимальных значений соответствующих величин dmin (%), максимальных dmax (%), нормированным среднеквадратичным ошибкам NRMSE и нормированными среднеквадратичными соответствиями FIT(%) с опытными данными реальных турбин приведено в Таблице 1.
Таблица 1 – Верификация и сравнение моделей
Опыт
1 ПЛ, НГЭС, +ступень
2 ПЛ, НГЭС, -ступень
3 РО, КГЭС, останов
4 РО, КГЭС, + ступень
5 РО, КГЭС, сброс
Рис. Параметр – Pt
– Pt
5 Pt
– Pt
Модель
dmax, dmin, NRMSE, FIT, %%%%
Лин. -2.1 -1.5
Нелин. 0.3 -1.1 Лин. 5.4 4.9 Нелин. 1.6 -0.4 Лин. 2.7 28 Нелин. 4.6 -3.7 Лин. 2.9 4.3 Нелин. -0.8 3.3 Лин. 3.7 -3.6 Нелин. -1.1 -0.2
27.4 72.6
5.6 94.4 32.2 67.8 5.4 94.6 20.9 79.1 3.6 96.4 16.6 83.4 5.4 94.6 19.3 80.7 2.7 97.3
– n
Сравнение нелинейной модели производилось с использованием
линейной модели рабочей группы IEEE по первичным движителям: 12

P A 1Ts , mw
S t 10.5Tws
где Pm – относительное изменение активной мощности гидротурбины, S – относительное изменение открытия НА, At – коэффициент
пропорциональности. В Таблице 1 приняты следующие обозначения: «+ступень» – эксперимент с положительным изменением задания по активной мощности, «-ступень» – с отрицательным изменением задания, НГЭС – Новосибирская ГЭС, КГЭС – Курейская ГЭС. На Рисунке 4 представлено изменение задания мощности ПЛ-661 Новосибирской ГЭС в сторону уменьшения, при котором открытие и угол меняется в сторону закрытия.
Переходной процесс изменения мощности определяется описанным ранее явлением гидроудара с двумя ярко выраженными знакопеременными колебаниями мощности, которые с достаточной точностью передаются предлагаемой нелинейной моделью, тогда как линейная (5) характеризуется значительной NRMSE и малым нормированным среднеквадратичным соответствием, численные значение которых представлены в Таблице 1. Кроме того, широко используемая линейная модель (5) не учитывает двойное регулирование поворотно-лопастных турбин, а значит не в полной мере отражает их динамические характеристики.
Третья глава посвящена разработке алгоритмов группового и индивидуального регулирования активной мощности гидроагрегатов. В рамках главы рассмотрены следующие задачи:
1. Синтезаоптимальногозаконауправленияоткрытиемгидроагрегата; 13
(5)
Рисунок 4 – Верификация модели гидроагрегата Новосибирской ГЭС

2. Совершенствование алгоритмов распределения активной мощности между гидроагрегатами;
Задача поиска оптимального закона изменения открытия направляющего аппарата
Передаточная функция линейной модели гидроагрегата (5) может быть
представлена в виде:
WsYs 1-u0Tws  T Us 10.5uTs
операторном виде); Us – изменение открытия НА (вход); u0 – начальное открытие НА в о.е., Tw – постоянная времени водовода в секундах.
Допустим, что открытие НА – есть некоторая функция времени us (t) , такая что:
us tus0, еслиt0,
u u tu , если0tt ,
s0 s s1 con (7) us tus1, еслиt tcon.
где us1 – конечное значение открытия, tcon – время процесса регулирования. Каждой функции us t соответствует некоторая выходная функция
активной мощности yp t. Амплитуда инверсного изменения мощности (Рисунок 2), вызванного явлением гидроудара, может быть записана в виде:
 H
u miny t, еслиu u ,
s0 p s0 s1 (8)
H maxy tu , еслиu u .  p s0 s0 s1
(6)
0w
где Ys – изменение активной мощности турбины (выход системы в
Нужно определить некоторую функцию us t, для которой значение
минимально. Автором диссертационного исследования было определено,
что для обеспечения минимальной амплитуды заброса активной мощности
начало изменения управляющего воздействия должно изменяться согласно:
StS0kuetTu 1, (9)
где ku – коэффициент; S0 – начальное открытие направляющего аппарата; Tu – постоянная времени.
В определенный момент времени tнач производная S t 
значения максимально допустимой скорости Smax
должно происходить по линейному закону со скоростью Smax
достигнет , после чего изменение S t 
. Отсюда, при учете ограничения по скорости движения направляющего аппарата, функция
S t  представляется в следующем виде: StSkexptT1 если tt ,
St1 0uu нач (10) StS S tt  если ttнач;
 2 нач max нач 14

где S S k expt T 1 – значение управляющего воздействия в нач 0 u  нач u 
момент времени tнач . В качестве настроек регулятора вполне обоснованно
условия S1 tнач   Smax
Результаты сведены в Таблицу 2, а также показаны на Рисунке 5 и Рисунке 6. При наборе настроек 1 и изменении открытия НА с 80% до 40% из Рисунка 5 видно, что наблюдается меньший по амплитуде заброс мощности по сравнению с линейным законом с разницей dPmax  3.8% . Данный набор
настроек позволяет в большей степени снизить воздействие явления гидроудара (Рисунок 6) по сравнению с набором настроек 2, при незначительном увеличении суммарного времени регулирования.
использовать параметры Smax
При этом уставку ku , входящую в выражение (10), можно определить из
Таблица Номер настр.
2 – Результаты проверки настроек алгоритма
:
и tнач , физический смысл которых очевиден. ku Smax Tu etнач Tu (11)
1 2 3
Объект проверки
РО-75
Нелин. модель
РО-75
Нелин. модель
РО-75 КГЭС, ГА2 Натурные
T t T u нач u1
,с ,с ,с 5 5 3
2.5 2.8 3 2.5 2.8 5
T x , Рис. u1лин 1max
,с %/c
3 9.1 5-6
3 9.1 – 5 4.5 –
dP dH max max
,% ,%
3.8 3.3 4
3.5 1.8 2.8 –
Рисунок 5 – Переходной процесс активной 15
мощности при настройках 1

Поэтому использование набора 1 оптимально для режима регулирования по мощности, тогда как набора настроек 2 (Таблица 2) – для регулирования частоты при сопоставимом dP , но меньшим dH .
(12) где n – количество агрегатов; Q – суммарный расход воды на ГЭС; P –
активная мощность i-го агрегата; Q – расход воды i-го агрегата. Ui
 i1
HPPU1U2 Un
HPP Ui
max max
Рисунок 6 – Переходной процесс напора на входе в турбину при настройках 1
Задача совершенствования алгоритмов распределения активной мощности между гидроагрегатами
На электростанциях с однотипным оборудованием допускается считать, что энергетические характеристики гидроагрегатов одинаковы, а это значит, что при распределении нагрузки между генераторами в равных долях от задания, выполняется условие равенства КПД. На самом деле энергетические характеристики даже одинаковых агрегатов имеют различия, вследствие как перманентных несоответствий (например, конструктивных особенностей) так и причин, связанных с эксплуатацией оборудования и изменяющихся со временем (например, напор нетто агрегата, учитывающий состояние сороудерживающих решеток (СУР), кавитационный износ проточной части турбины). Равномерное распределение нагрузки между агрегатами при таких условиях ведет к перерасходу воды, а это значит, что существует возможность оптимизировать режим работы электростанции, определив такие задания мощности агрегатам, при которых суммарный расход воды будет минимальным.
Целью оптимизации распредления активной мощности между
гидроагрегатами является определение минимально возможного расхода
воды станцией (при заданной нагрузке). Таким образом целевая функция
может быть записана следующим выражением:
n
Q P ,P ,…,P  Q P min;
Ui Ui

Ui QP,
(13)
напора) i-го агрегата.
Как видно из (13), расход воды зависит от активной мощности,
вырабатываемой агрегатом, КПД в данном режиме и напора нетто. В свою очередь, напор нетто определяется расходом воды (14), a КПД зависит от мощности и напора (15).
H H k Q2; (14) net.i gr Hi Ui
Ui 9.81Ui Hnet.i
где Ui – КПД агрегата; Hnet.i – напор нетто (напор брутто за вычетом потерь
  f H ,P , Ui i net.i Ui
(15)
где Hgr – напор брутто; kHi – постоянный коэффициент потерь давления (в
действительности, коэффициент может рассматриваться постоянным в течение времени пока состояние СУР не изменилось). В итоге, расход воды через турбину может быть определен решением системы нелинейных уравнений (12)-(15).
При этом следует ввести следующие ограничения:
• суммарная активная мощность всех агрегатов должна равняться заданию мощности на станцию PS :
n
P P; (16)
S
 i1
Ui
• активная мощность каждого агрегата должна находиться в пределах индивидуальных ограничений (вводятся уставками в соответствии с ЗНР и т.п.):
Pmin P Pmax (17) Ui Ui Ui
Автором диссертационного исследования разработан алгоритм
оптимального распределения активной мощности с учѐтом (12)-(17) а также
условия равенства относительных приростов расхода воды b b …b , 12n
записанного в обратной форме:
n
i1
Очевидно, что активные мощности агрегатов в оптимальном режиме
будут равны P  P b  , где b – корень уравнения (18). oiio o
Целевая функция (12) многоэкстремальна, следовательно, для ее
решения следует использовать глобальный метод поиска. Также, натурные
характеристики гидротурбин ввиду низкого качества испытаний не всегда
являются гладкими функциями. Стоит учесть, что ввиду невозможности
аналитической записи зависимостей   f H ,P , требуется, чтобы Ui i net.i Ui
метод являлся применимым для нелинейного программирования, численным, а также подходил для поиска глобального минимума функции с учѐтом ограничений в форме неравенства (16) и равенства (17). Поэтому, для
PbP (18) is
сравнения разработанного алгоритма поиска оптимального распределения с уѐтом потерь напора в проточной части и различий в расходных характеристиках были выбраны генетический алгоритм а также алгоритм метода внутренней точки. Пример сравнения алгоритмов распределения 162 МВт активной мощности между тремя разнотипными поворотно-лопастными турбинами (2 ПЛ-661-ВБ-800, 1 ПЛ30/3295-В-800) Новосибирской ГЭС при напоре 16 метров сведены в Таблицу 3.
Таблица 3 – Результаты сравнения алгоритмов распределения
No Алгоритм
1 Равномерный
2 По равенству отн. приростов
(без учета потерь напора)
3 Генетический
4 Метод внутренней точки
5 Предлагаемый (с учетом
потерь напора)
P1 , МВт
54 45.5
44.22 43.5 45.21
P2 , P3 , МВт МВт 54 54 45.5 71
42.78 75 43.5 75 45.21 71.58
tалг ,с QHPP , м3/c
0 1434.7 0.07 1400
2.218 1380.81 0.711 1380.54 0.078 1385.20
dQHPP ,%
0 -2.42
-3.74 -3.77 -3.47
Из Таблицы 3 видно, что равномерное распределение не учитывает индивидуальные расходные характеристики и характеризуется более чем на 3% большим суммарным расходом dQHPP , однако не требует сложных
вычислений, (времени расчета tалг  0 ). Наихудший результат с точки зрения времени расчета ( tалг  2.218 с) показал генетический алгоритм, что
недопустимо для использования в МС ГРАРМ, т.к. цикл регулирования составляет 500 мс. Стоит отметить, что при распределении нагрузки между агрегатами общим количеством больше трех результат будет ещѐ хуже.
Минимальным суммарным расходом характеризуется метод внутренней точки. Однако, из Таблицы 3 видно, что один из агрегатов (ПЛ30/3295-В-800), так же как и при генетическом алгоритме получил задание равное максимальному допустимому по (17), а расчет занял на порядок большее количество времени, по сравнению с предлагаемым алгоритмом, что недопустимо для обеспечения циклов регулирования (даже в случае трех гидроагрегатов). Поэтому, предлагаемый алгоритм распределения по равенству относительных приростов расхода с учѐтом потерь напора в проточных трактах характеризуется оптимальным быстродействием и минимальным суммарным расходом воды станцией при соблюдении всех требуемых ограничений (16), (17).
Четвертая глава посвящена вопросам совершенствования управления реактивной мощностью гидроагрегатов ГЭС в групповом регулировании.
Основным критерием распределения реактивной мощности между генераторами является минимизация P – суммы n активных (джоулевых)
потерь в обмотках статора i-го генератора и обмотках i-го блочного трансформатора:
P i
n P2 n Q2
P  i R  i R min, (19)  U2 бi U2 бi
i1
где U- напряжение на шинах высокого напряжения; Rбi – суммарное
активное сопротивление i-го блока; Pi – активная мощность i-го генератора; Qi – реактивная мощность i-го генератора станции.
Условием минимума суммы нескольких переменных величин является равенство их частных производных. С учѐтом того, что частные производные
i
P  0 (для первого слагаемого в (19)) при заданных активных мощностях
n блоков, критерий минимизации активных потерь от реактивной составляющей полного тока определится как:
Q Q …Q , (20) 12n
где Q ,Q …Q – соответствующие реактивные нагрузки генераторов. 12i
Выражение (20) также является условием равномерного распределения реактивных нагрузок между группой генераторов. Стоит отметить, что наиболее широко применяемый метод распределения по равенству токов статоров по определению не соответствует критерию (20).
В ходе распределения также должны быть учтены индивидуальные ограничения гидрогенератора: по максимальному и минимальному току ротора, по току статора, по условию устойчивости параллельной работы и другие, на данный момент задаваемые только в виде диаграммы мощностей (P-Q). Основными недостатками P-Q диаграмм является ряд приближений: построение линий для одного набора параметров графическим способом, в- частности линии условия параллельной работы (статической устойчивости) для определенного напряжения, а также запас на неточность задания параметров генератора. Поэтому, автором диссертационной работы впервые было получено аналитическое выражение для поиска ограничения минимальной реактивной мощности явнополюсного генератора по условию обеспечения статической устойчивости Qmin для заданного коэффициента
запаса статической устойчивости kЗ, текущих измеряемых активной мощностиPТ инапряженияUнашинахвысокогонапряжения:
i1
P P 2
P  1  m1  ( m1 )2 0.5 P(k 1) m1 8P8P ТЗ
m2 m2 
P P 2P P  (21) 2P  1  m1  ( m1 )2 0.5   m1  ( m1 )2 0.5 0,
m2 8P 8P 8P 8P  m2 m2 m2 m2 
qmin
гдеPE UP(11)U2x иx –суммарныереактивные
m1xm2xx2d qΣ d qd
сопротивления по продольной и поперечной оси соответственно. Нулем 19

нелинейной функции (21) является значение синхронной ЭДС Eq min , соответствующее заданному коэффициенту запаса статической устойчивости

k  P  P и текущему значению активной мощности турбины P .
ЗPТ Т
С использованием следующего выражения можно найти значение угла  , соответствующее Eq min при текущей мощности:
можно получить искомую величину минимальной реактивной нагрузки по условию статической устойчивости Qmin :
PP sinP sin2 m1 m2
(22) Подставив найденные значения Eqmin и  в следующее выражение,
Qmin  EqminU cos ( 1  1 )U2 cos2 ( 1  1 )U2 xd xq xd 2 xq xd 2
(23)
Из Таблицы 4 видно, что проблема распределения реактивной мощности агрегатов гидроэлектростанции при групповом регулировании является крайне актуальной, так как каждый из существующих методов распределения реактивной мощности не в полной мере отвечает предъявляемым к нему требованиям.
Таблица 4 – Существующие методы распределения реактивной мощности
No Метод 1
2 Распространен- ность
4
По равенству Равномерный Пропорциональ-
5 Сложность расчѐта Высокая распределения
Низкая
Низкая
токов статоров
Очень высокая
Низкая
ный
Низкая
Условие
I1 I2 …In
где I1 ,I2…In –
соответствующ ие токи статора генераторов.
Q Q …Q 12n
где Q ,Q …Q – 12i
соответствующ ие реактивные нагрузки генераторов
QkP, где i Ti
P – активная Ti
мощность i-й гидротурбины, k коэффициент распределения.
Учет критерия минимизации активных потерь (20)
Средний
Максимальный
Низкий
Ограничение по статической устойчивости
Нет
Нет
Нет
Поэтому, автором диссертационной работы было показано, что метод равномерного распределения реактивной мощности является наиболее оптимальным, а также на основе него создан алгоритм равномерного
распределения, учитывающий все требуемые ограничения, а также полученное выражения для поиска минимальной реактивной мощности по условию статической устойчивости (21)-(23).
Результаты сравнения алгоритмов распределения суммарного задания реактивной мощности гидроэлектростанции по критерию минимизации активных потерь dPsum для двух распределений сведены в Таблицу 5.
Таблица 5 – Суммарные активные потери при Qsum=200 МВар (dPsum1), а также Qsum=-300 МВар (dPsum2).
Пропорциональное
По равенству токов статоров 2255.6 3511. 4
Равномерное
2199.9
dPsum1, кВт 2255.3 dPsum2, кВт 3596.2
3511.4
При распределении суммарной реактивной мощности Qsum=200 МВар наименьшими активными потерями (dPsum1) характеризуется равномерное
распределение, т.к. оно учитывает критерий минимизации активных потерь. Разница в потерях активной мощности для 5 однотипных гидроагрегатов НГЭС между предложенными вариантами в этом режиме составляет порядка 2.5%. В случае задания суммарной реактивной мощности Qsum=-300 МВар обоим предложенным алгоритмам распределения соответствуют одинаковые суммарные активные потери энергии, т.к. все блоки работают с ограничениями по статической устойчивости, а значит,
реактивная мощность распределяется неравномерно.
Прикладной задачей главы являлась реализация алгоритма на языке
программирования С++ и внедрение в существующую МС ГРАРМ, что показано на Рисунке 7.
Рисунок 7 – Основное окно графического интерфейса МС ГРАРМ при ограничении агрегата No2 по условию статической устойчивости
В режиме потребления реактивной мощности (Рисунок 7) агрегат 2 работает с ограничением по статической устойчивости, а остальные генераторы в режиме равномерного распределения.
На основании полученных в ходе длительной эксплуатации микропроцессорных систем ГРАРМ трех гидроэлектростанций с внедренным алгоритмом равномерного распределения данных можно сделать вывод, что алгоритм функционирует без ошибок и обеспечивается оптимальная минимизация активных потерь в широком диапазоне режимов работы ГЭС.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ
1. Разработана полная нелинейная динамическая модель гидроагрегата позволяющая рассчитывать его основные выходные величины (выдаваемую активную мощность, скорость вращения, и т.д.) в различных нестационарных режимах работы (в т.ч. пуске, останове и сбросе нагрузки и оценивать работу
алгоритмов и настроек систем автоматики.
2. Разработан обеспечивающий минимизацию эффекта гидроудара
алгоритм экспоненциального управления открытием направляющего аппарата, учитывающий ограничения по максимальной скорости открытия/закрытия направляющего аппарата.
3. Разработан уменьшающий суммарный расход воды станции алгоритм распределения суммарного задания станции по активной мощности, учитывающий потерю напора в проточном тракте каждого гидроагрегата, а также индивидуальные ограничения диапазонов (зон) регулирования и расходные характеристики гидроагрегатов.
4. Разработан оптимальный с точки зрения минимизации активных потерь в обмотках алгоритм распределения суммарного задания станции по реактивной мощности, включающий ограничения по полной мощности, току ротора и условие обеспечения требуемого запаса статической устойчивости.
5. Получено аналитическое уравнение ограничения минимальной реактивной мощности явнополюсного генератора по условию обеспечения статической устойчивости для заданного коэффициента запаса, текущих активной мощности и напряжения.
6. Получена общая методика настройки частотных корректоров МС ГРАРМ через параметры гидроагрегата.
7. Вышеуказанные алгоритмы и методики внедрены в МС ГРАРМ двух гидроэлектростанций.

Актуальность работы. В настоящее время возрастает значение
гидроэлектростанций не только как экологически чистого и дешевого
источника электроэнергии, но и мощного инструмента регулирования
режима работы электроэнергетических систем, в особенности при
увеличении в них доли солнечных и ветряных электростанций,
характеризуемых стохастическим характером выработки
электроэнергии[1,2].
Однако гидроэлектростанции, как маневренный источник
электроэнергии, не всегда обеспечивают качественное регулирование режима
работы электроэнергетических систем[3,4]. Так, с повсеместным внедрением
систем мониторинга переходных режимов, были выявлены колебания
активной мощности в электроэнергетических системах крупных
промышленно развитых стран, таких как Россия, Турция и Китай, вызванные
некорректной работой режимной и технологической автоматики
гидроэлектростанций — микропроцессорных систем групповых регуляторов
активной и реактивной мощности и регуляторов скорости вращения [5-10].
Групповые регуляторы осуществляют централизованное управление
активной и реактивной мощностью генераторов гидроэлектростанции как
единым агрегатом, упрощающее участие станции в общесистемном
регулировании частоты, активной, реактивной мощности и напряжения.
Групповые регуляторы функционально состоят из двух основных подсистем:
группового регулятора активной мощности и группового регулятора
реактивной мощности и напряжения Первый предназначен для
автоматического регулирования частоты и активной мощности и
осуществляет распределение суммарного задания гидроэлектростанции по
активной мощности между гидроагрегатами. Второй — для автоматического
регулирования напряжения и реактивной мощности гидроэлектростанции по
заданиям напряжения и реактивной мощности. Регуляторы скорости, в свою
очередь, выполняют функцию индивидуального управления по активной
мощности и скорости вращения отдельных гидроагрегатов, исполняя
команды групповых регуляторов.
Некорректная работа вышеуказанных микропроцессорных систем
регулирования зависит от правильности их настроек, алгоритмов и методов
регулирования. Основной проблемой настройки и синтеза алгоритмов
управления систем регулирования гидроагрегатов является учёт нелинейных
динамических характеристик его основного движителя, сервоприводов
направляющего аппарата, рабочего колеса, и моментов на валу ротора.
Нелинейность динамических характеристик основного движителя
гидроагрегата вызвана эффектом гидроудара. Этот эффект проявляется в
изменении активной мощности гидроагрегата в обратном желаемому
направлении на первоначальном этапе регулирования и в знакопеременном
изменении давления в проточном тракте, что приводит к повышенному
износу сервоприводов рабочего колеса, направляющего аппарата и водовода
гидроагрегата. То есть с точки зрения теории автоматического регулирования
гидроагрегат является неминимально-фазовой системой, которые всегда
характеризуются большой сложностью настройки и синтеза алгоритмов
систем управления.
Поэтому существующие алгоритмы управления открытием
направляющего аппарата и активной мощностью, используемые в
микропроцессорных системах управления гидроагрегатами, не в полной мере
учитывают эффект гидроудара и неминимально-фазовость, что не позволяет
снизить вышеуказанные негативные воздействия.
В наибольшей степени повышенному износу сервоприводов
подвержены гидроагрегаты, выполняющие часто изменяющиеся задания по
активной мощности от групповых регуляторов, подключенных к
централизованной системе автоматического регулирования частоты и
активной мощности. Повышенный износ элементов гидроагрегатов, в свою
очередь, вынуждает генерирующие компании осуществлять капитальный
ремонт таких гидроагрегатов раньше нормативного срока, что приводит к
дополнительным издержкам.
Также при распределении активной и реактивной мощности в системах
группового регулирования не в полной мере учтены некоторые критерии и
ограничения, в частности: минимизации потерь активной мощности, потери
напора в проточном тракте гидроагрегата, условие обеспечения статической
устойчивости гидрогенераторов в режиме недовозбуждения.
Стоит отметить, что с растущим уровнем цифровизации энергетики и,
как следствие, переходом на микропроцессорные системы управления
появилась возможность учесть вышеперечисленные особенности работы
гидроагрегатов, а также снизить их негативное влияние, тем самым повысив
качество регулирования.
Вышесказанное подчеркивает актуальность данного исследования,
направленного на совершенствование методов моделирования
гидроагрегатов, алгоритмов и методов настройки групповых регуляторов
активной и реактивной мощности и регуляторов скорости вращения.
Степень разработанности темы. Вопросам моделирования
гидравлических процессов и машин посвящены работы следующих учёных:
И.Н. Аршеневский, В.В. Берлин, Ю.С. Васильев, Н.Е. Жуковский, Н.А.
Картвелишвили, Г.И. Кривченко, М.А. Мостков, О.А. Муравьев, L. Alievi, P.
Suter, V. Striter.
В России и за рубежом значительный вклад в развитие методов и
подходов к оптимизации режимов работы ГЭС и созданию систем
регулирования гидроагрегатов внесли: Д.З. Альтерман, О.И Башнин, В.А.
Веников, В.М Горнштейн., В.Г. Журавлев, Г.С. Киселева, Ю. А Секретарев,
Т.А. Филиппова, Р.М. Эпштейн, D.J. Garcia, Q. Goor, G.L. Kusic, B.A. Liu,
S.L. Liu, J. Nanda, M.R. Piekutowski, L. Wozniak, и другие.
В работе приведен обзор международных стандартов и нормативных
документов, регламентирующих основные технические требования к
системам регулирования гидроэлектростанций и их участие в регулировании
частоты и активной мощности.
Цель диссертационной работы – исследование и разработка новых
алгоритмов группового и индивидуального управления активной и
реактивной мощностью гидроагрегатов с использованием неучтенных ранее
дополнительных критериев, ограничений и современных подходов теории
автоматического регулирования и оптимизации.
Разработанные в рамках диссертационного исследования алгоритмы
позволят повысить качество регулирования активной и реактивной мощности
гидроагрегатов, снизить потери активной мощности в обмотках
трансформаторов и статоров генераторов, суммарный расход воды, а также
негативное воздействие явления гидроудара.
Задачи, поставленные для достижения цели работы:
1. Анализ существующих подходов к моделированию
гидравлических машин, разработка и верификация полной нелинейной
динамической модели гидроагрегата как объекта управления;
2. Исследование группового и индивидуального управления
активной мощностью на гидроэлектростанциях и разработка
соответствующих алгоритмов, учитывающих нелинейные
динамические характеристики гидроагрегатов, повышающих качество
регулирования и снижающих воздействие эффекта гидроудара, а также
оптимизирующих суммарный расход воды гидроэлектростанцией;
3. Исследование группового управления реактивной мощностью на
гидроэлектростанциях и разработка алгоритма распределения
суммарного задания реактивной мощности, минимизирующего потери
активной мощности и учитывающего индивидуальные ограничения по
статической устойчивости;
4. Реализация на языке программирования С++ разработанных
алгоритмов в виде программных модулей и их внедрение в
микропроцессорные системы группового регулирования активной и
реактивной мощности гидроэлектростанций
Объект исследования – микропроцессорная система регулирования
активной и реактивной мощности гидроэлектростанции.
Предмет исследования – принципы, методы и алгоритмы группового
и индивидуального управления активной и реактивной мощностью
гидроагрегатов, а также вопросы моделирования процессов управления
гидроагрегатами.
Методы исследования – при выполнении данного диссертационного
исследования применялись как теоретические, так и экспериментальные
методы. Теоретические методы включают в себя: численные методы решения
нелинейных уравнений, эволюционные методы поиска и методы теории
автоматического регулирования. К числу экспериментальных относятся
полунатурное моделирование и проведение натурных испытаний на
гидроэлектростанциях.
Положения, выносимые на защиту:
1. Полная нелинейная динамическая модель гидроагрегата как
объекта управления, позволяющая производить расчёты его основных
выходных величин в различных нестационарных режимах, оценивать
работу алгоритмов и качество настроек систем регулирования
гидроагрегатов.
2. Алгоритм оптимального экспоненциального закона управления
открытием направляющего аппарата гидроагрегата, минимизирующий
эффект гидроудара.
3. Алгоритм распределения активной мощности, позволяющий
повысить эффективность оптимизации суммарного расхода воды
гидроэлектростанцией за счёт учёта потерь напора в проточных
трактах гидроагрегатов и различий в расходных характеристиках.
4. Алгоритм равномерного распределения реактивной мощности,
позволяющий повысить эффективность оптимизации потерь активной
мощности с учётом ограничений по статической устойчивости и
полной мощности.
Достоверность и обоснованность. Результаты диссертационной
работы получены при корректном использовании математического аппарата,
с соответствием результатов моделирования экспериментальным данным,
полученным при натурных испытаниях. Применяемые в расчетах методы
численного решения нелинейных уравнений, теории автоматического
регулирования, а также оптимизационные алгоритмы хорошо изучены и
неоднократно доказали правомерность своего использования. Основные
результаты и положения диссертационной работы докладывались и
обсуждались на различных всероссийских и международных конференциях с
привлечением, в том числе, сотрудников службы эксплуатации действующих
гидроэлектростанций, исполнительных аппаратов крупных отечественных
компаний энергетической отрасли: ПАО «РусГидро» и ЦДУ АО «СО ЕЭС».
Научная новизна:
1. Разработана полная нелинейная динамическая модель
гидроагрегата (в том числе двойного регулирования). Модель
учитывает динамические характеристики сервоприводов гидроагрегата,
комбинатора, регуляторов скорости вращения и вращающихся частей
гидроагрегата;
2. Впервые получен экспоненциальный закон управления
открытием направляющего аппарата гидроагрегата, учитывающий
ограничения по скорости движения сервоприводов и минимизирующий
воздействие гидроудара на его элементы и выдаваемую в сеть
активную мощность;
3. Получен алгоритм равномерного распределения суммарного
задания по реактивной мощности гидроэлектростанции, повышающий
эффективность минимизации активных потерь в обмотках блочного
трансформатора и статора генератора, а также учитывающий
ограничения минимальной реактивной мощности гидрогенератора по
условию обеспечения статической устойчивости для заданного
коэффициента запаса, текущих измеряемых активной мощности и
напряжения;
4. Разработан алгоритм оптимального распределения суммарной
активной мощности гидроэлектростанции с учётом потерь напора в
проточных трактах гидроагрегатов и различий в расходных
характеристиках.
Практическая ценность диссертационной работы заключается в
следующем:
1. Разработана полная нелинейная динамическая модель
гидроагрегата, которая позволяет рассчитывать его основные
выходные величины (выдаваемую активную мощность, скорость
вращения, и т.д.) в различных режимах работы, и оценивать работу
алгоритмов и настроек систем автоматики.
2. Получен алгоритм экспоненциального закона управления
открытием направляющего аппарата с учётом ограничения по
скорости, который позволяет минимизировать воздействие гидроудара,
и в том числе может применяться в регуляторах скорости турбин и
групповых регуляторах.
3. Разработан алгоритм оптимального распределения суммарного
задания по активной мощности гидроэлектростанции с учётом потерь
напора в проточных трактах гидроагрегатов и различий в расходных
характеристиках. Алгоритм позволяет снизить расход воды
гидроэлектростанцией, учитывает потерю напора в проточном тракте
(в том числе на сороудерживающих решетках) каждого гидроагрегата,
индивидуальные ограничения диапазонов регулирования, и обладает
требуемым для внедрения в микропроцессорные системы группового
регулирования быстродействием.
4. Получен алгоритм равномерного распределения суммарного
задания гидроэлектростанции по реактивной мощности, учитывающий
ограничения по полной мощности, току ротора, условие обеспечения
требуемого запаса статической устойчивости и критерий минимизации
потерь активной мощности. Полученное автором и используемое в
алгоритме распределения аналитическое выражение ограничения
минимальной реактивной мощности явнополюсного генератора по
условию обеспечения статической устойчивости, помимо внедрения в
системы группового регулирования, может применяться проектными и
исследовательскими организациями для задания ограничений режима
работы гидрогенераторов в программных комплексах расчёта режимов
работы электроэнергетических систем.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности.
Диссертационная работа соответствует следующим пунктам Паспорта
научной специальности 05.14.02 – «Электрические станции и
электроэнергетические системы»:
 п. 2 – «Разработка методов анализа режимных параметров
основного оборудования электростанций»;
 п. 6. – «Разработка методов математического и физического
моделирования в электроэнергетике»;
 п. 9. – «Разработка методов анализа и синтеза систем
автоматического регулирования, противоаварийной автоматики и
релейной защиты в электроэнергетике;
 п.13 – «Разработка методов использования ЭВМ для решения
задач в электроэнергетике».
Апробация работы. Положения диссертационной работы
докладывались и обсуждались на следующих конференциях: XII
Всероссийском студенческом научно-техническом семинаре «Энергетика:
экология, надёжность, безопасность» (г. Томск, 2010); V Всероссийской
научной конференции молодых ученых «Наука. Технологии. Инновации» (г.
Новосибирск, 2011); научной конференции молодых учёных «Дни науки
НГТУ» (г. Новосибирск, 2011); VII Всероссийской научной конференции
молодых ученых «Наука. Технологии. Инновации» (г. Новосибирск, 2013);
Первой международной научной конференции молодых учёных
«Электротехника. Энергетика. Машиностроение (ЭЭМ–2014)» (г.
Новосибирск, 2014); ХI Международном форуме по стратегическим
технологиям IFOST-2016 (г. Новосибирск, 2016); Международной научно-
технической конференции и выставке «Релейная защита и автоматика
энергосистем 2017» (г. Санкт-Петербург, 2017); ХIII Международном форуме
по стратегическим технологиям IFOST-2018 (г. Харбин, 2018); Уральской
конференции «Умные энергосистемы» USE-2020 (г. Екатеринбург, 2020), и
научных семинарах кафедры Электрических станций НГТУ (г. Новосибирск,
2021).
Личный вклад автора:
Автором совместно с руководителем выполнены постановка целей и
задач исследования. Автором самостоятельно выполнен обзор
существующих методов моделирования гидроагрегатов и систем
регулирования, разработана и верифицирована полная нелинейная
динамическая модель гидроагрегата, получено аналитическое выражение
минимальной реактивной мощности явнополюсного генератора по условию
статической устойчивости, разработан и проверен алгоритм равномерного
распределения реактивной мощности с учётом ограничений, внедрено
условие учета потерь напора в алгоритм распределения активной мощности.
Разработка программ для ЭВМ выполнена совместно с научным
руководителем.
В работах, опубликованных в соавторстве, автору принадлежит
формализация поставленных задач исследований, выбор методов их
решения, проведение исследований, анализ и обобщение результатов.
Публикации.
По теме диссертационной работы опубликовано 14 статей, в том числе:
3 статьи в рецензируемых научных изданиях, рекомендуемых ВАК РФ; 8
статей в сборниках международных и всероссийских конференций; 2 в
изданиях, индексируемых в наукометрических базах Scopus и Web of Science.
В совместных публикациях доля автора составляет не менее 70%. Также по
теме диссертационного исследования получено 2 свидетельства о
государственной регистрации программ для ЭВМ.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из
введения, 4 глав, заключения, списка сокращений, списка литературы из 172
наименований, и 6 приложений. Работа изложена на 198 страницах
машинописного текста, который поясняется 82 Рисунками и 12 Таблицами.

В рамках диссертационной работы исследованы вопросы
совершенствования управления активной и реактивной мощностью
гидроагрегатов ГЭС в групповом регулировании, под которым понимают
централизованное управлением генераторами станции как единым агрегатом,
упрощающее участие станции в общесистемном регулировании частоты и
активной мощности.
Процесс группового регулирования является крайне важной частью
управления технологическим процессом гидроэлектростанций, т.к.
охватывает их основные режимные параметры – выдаваемую суммарную
активную мощность (в рамках суточного диспетчерского графика и т.п.),
исполнение заданий от ЦС АРЧМ и частотную коррекцию, регулирование
напряжения на шинах и суммарной реактивной мощности.
Основными результатами диссертационной работы являются:
1. Разработана полная нелинейная динамическая модель
гидроагрегата позволяющая рассчитывать его основные выходные величины
(выдаваемую активную мощность, скорость вращения, и т.д.) в различных
нестационарных режимах работы (в т.ч. пуске, останове и сбросе нагрузки и
оценивать работу алгоритмов и настроек систем автоматики.
2. Разработан обеспечивающий минимизацию эффекта гидроудара
алгоритм экспоненциального управления открытием направляющего
аппарата, учитывающий ограничения по максимальной скорости
открытия/закрытия направляющего аппарата.
3. Разработан уменьшающий суммарный расход воды станции
алгоритм распределения суммарного задания станции по активной
мощности, учитывающий потерю напора в проточном тракте каждого
гидроагрегата, а также индивидуальные ограничения диапазонов (зон)
регулирования и расходные характеристики гидроагрегатов.
4. Разработан оптимальный с точки зрения минимизации активных
потерь в обмотках алгоритм распределения суммарного задания станции по
реактивной мощности, включающий ограничения по полной мощности, току
ротора и условие обеспечения требуемого запаса статической устойчивости.
5. Получено аналитическое уравнение ограничения минимальной
реактивной мощности явнополюсного генератора по условию обеспечения
статической устойчивости для заданного коэффициента запаса, текущих
активной мощности и напряжения.
6. Получена общая методика настройки частотных корректоров МС
ГРАРМ через параметры гидроагрегата.
7. Вышеуказанные алгоритмы и методики внедрены в МС ГРАРМ
двух гидроэлектростанций.
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

АОСН – автоматика ограничения снижения напряжения
АРВ – автоматическое регулирование возбуждения
АРЧМ – автоматическое регулирование частоты и мощности
АСУ – автоматизированная система управления
– автоматизированная система управления
АСУ ТП
технологическим процессом
АЧВР – автоматика частотного ввода резерва
БВУ – блок внешних устройств
ВИЭ – возобновляемые источники энергии
ГА – гидроагрегат
ГРАМ – групповой регулятор активной мощности
ГРАРМ – групповой регулятор активной и реактивной мощности
ГРНРМ – групповой регулятор реактивной мощности и напряжения
ГУВ – групповое управление возбуждением
ГЩУ – главный щит управления
ГЭС – гидроэлектростанция
ЕЭС – единая энергосистема
КАУ – контроллер агрегатного уровня
КПД – коэффициент полезного действия
ЛЭП – линия электропередачи
МС – микропроцессорная система
НА – направляющий аппарат
– Новосибирский государственный технический
НГТУ
университет
НГЭС – Новосибирская гидроэлектростанция
НПРЧ – нормированное первичное регулирование частоты
НСС – начальник смены станции
ПА – противоаварийная автоматика
ПАК РВ – программно-аппаратный комплекс реального времени
ПИД – пропорционально-интегрально-дифференциальный
ПЛ – поворотно-лопастные
ПО – программное обеспечение
ПТК – программно-технический комплекс
ПУ – пульт управления
РК – рабочее колесо
РО – радиально-осевая
РС – регулятор скорости
РТ – регулятор турбины
РУСА – рациональное управление составом агрегатов
РЧВ – регулятор частоты вращения
САОН – система автоматического отключения нагрузки
САУ – система автоматического управления
СГ – синхронный генератор
СК – синхронный компенсатор
СТС – статическое тиристорное возбуждение
СУ – система управления
СУР – сороудерживающие решетки
ТА – технологическая автоматика
УГРМ – устройство группового регулирования мощности
УКАМ – устройство коррекции активной мощности
УЛРК – управление лопастями рабочего колеса
ХХГ – холостой ход генератора
ЦР – центральный регулятор
ЦС – централизованная система
ЭВМ – электронно-вычислительная машина
ЭГР – электрогидравлический регулятор
ЭЭС – электроэнергетическая система

Заказать новую

Лучшие эксперты сервиса ждут твоего задания

от 5 000 ₽

Не подошла эта работа?
Закажи новую работу, сделанную по твоим требованиям

    Нажимая на кнопку, я соглашаюсь на обработку персональных данных и с правилами пользования Платформой

    Читать

    Публикации автора в научных журналах

    Проблемы группового регулирования активной и реактивной мощности ГЭС.
    Ю. В. Казанцев // Энергетика: экология, надѐжность, безопасность: сборник трудов 12 всероссийского студенческого научно-технического семинара. - Томск: Изд-во ТПУ, 2- С. 123-Казанцев, Ю.В. Алгоритм распределения реактивных мощностей агрегатов ГЭС при групповом регулировании / Г.В. Глазырин, Ю.В. Казанцев // Наука. Технологии. Инновации : сб. науч. тр. : в 9 ч., Новосибирск, 3–5 дек. 2010 г. – Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2– Ч. – С. 136
    Моделирование переходных процессов поворотно-лопастных гидротурбин с учетом пропеллерных режимов
    Г.В. Глазырин, Ю.В. Казанцев, Н. Н. Твердохлебов // Электротехника. Энергетика. Машиностроение (ЭЭМ–2014): сб. науч. трудов Первой междунар. науч. effect in a hydro unit / G. V. Glazyrin, Y.V. Kazantsev // Proceedings of 2016 11th IEEE International forum on strategic technology – IFOST, 2– pp. 329-DOI: 1109/IFOST.27884Hydro unit active power controller minimizing water hammer effect [Electronic resource] / Y. V. Kazantsev, G. V. Glazyrin, S. M. Shayuk, D. V. Tanfilyeva, O. V. Tanfilyev, V. A. Fyodorova // Proceedings of the 2020 Ural Smart Energy Conference (USEC) Ekaterinburg, 13–15 Nov. 2– Ekaterinburg: IEEE, 2– pp. 47-DOI: 1109/USEC5029281 23конф. молодых ученых, Новосибирск, 2-6 дек. 2В 3ч. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2– Ч. – С. 75
    Оптимизация режимов работы гидроэлектростанций методом уравнивания удельных приростов с учетом напора нетто
    Г.В. Глазырин, Ю.В. Казанцев, Н. Н. Твердохлебов // Электротехника. Энергетика. Машиностроение (ЭЭМ–2014): сб. науч. трудов Первой междунар. науч. конф. молодых ученых, Новосибирск, 2-6 дек. 2В 3ч. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2– Ч. – С. 78–Y.V. Kazantsev. The transient processes simulation of Kaplan turbine operating in propeller modes / Glazyrin G.V., Tverdokhlebov N.N., Kazantsev Y.V. // Applied Mechanics and Materials, 698, 2– pp. 655-DOI: 4028/www.scientific.net/AMM.655
    Gain-scheduling H-infinity control of hydro turbines
    G. V. Glazyrin, Y.V. Kazantsev //Proceedings of 2018 13th IEEE Internationalforum on strategic technology – IFOST, 2– pp. 945-Казанцев, Ю.В. Синтез регулятора активной мощности агрегатагидроэлектростанции, обеспечивающего минимизацию обратных забросов мощности / Г.В. Глазырин, Ю.В. Казанцев // Новое в российскойэлектроэнергетике : науч.-техн. электрон. журн., 2– No– С. 16

    Помогаем с подготовкой сопроводительных документов

    Совместно разработаем индивидуальный план и выберем тему работы Подробнее
    Помощь в подготовке к кандидатскому экзамену и допуске к нему Подробнее
    Поможем в написании научных статей для публикации в журналах ВАК Подробнее
    Структурируем работу и напишем автореферат Подробнее

    Хочешь уникальную работу?

    Больше 3 000 экспертов уже готовы начать работу над твоим проектом!

    Лидия К.
    4.5 (330 отзывов)
    Образование высшее (2009 год) педагог-психолог (УрГПУ). В 2013 году получено образование магистр психологии. Опыт преподавательской деятельности в области психологии ... Читать все
    Образование высшее (2009 год) педагог-психолог (УрГПУ). В 2013 году получено образование магистр психологии. Опыт преподавательской деятельности в области психологии и педагогики. Написание диссертаций, ВКР, курсовых и иных видов работ.
    #Кандидатские #Магистерские
    592 Выполненных работы
    Оксана М. Восточноукраинский национальный университет, студент 4 - ...
    4.9 (37 отзывов)
    Возможно выполнение работ по правоведению и политологии. Имею высшее образование менеджера ВЭД и правоведа, защитила кандидатскую и докторскую диссертации по политоло... Читать все
    Возможно выполнение работ по правоведению и политологии. Имею высшее образование менеджера ВЭД и правоведа, защитила кандидатскую и докторскую диссертации по политологии.
    #Кандидатские #Магистерские
    68 Выполненных работ
    Анна Александровна Б. Воронежский государственный университет инженерных технол...
    4.8 (30 отзывов)
    Окончила магистратуру Воронежского государственного университета в 2009 г. В 2014 г. защитила кандидатскую диссертацию. С 2010 г. преподаю в Воронежском государственно... Читать все
    Окончила магистратуру Воронежского государственного университета в 2009 г. В 2014 г. защитила кандидатскую диссертацию. С 2010 г. преподаю в Воронежском государственном университете инженерных технологий.
    #Кандидатские #Магистерские
    66 Выполненных работ
    Дарья П. кандидат наук, доцент
    4.9 (20 отзывов)
    Профессиональный журналист, филолог со стажем более 10 лет. Имею профильную диссертацию по специализации "Радиовещание". Подробно и серьезно разрабатываю темы научных... Читать все
    Профессиональный журналист, филолог со стажем более 10 лет. Имею профильную диссертацию по специализации "Радиовещание". Подробно и серьезно разрабатываю темы научных исследований, связанных с журналистикой, филологией и литературой
    #Кандидатские #Магистерские
    33 Выполненных работы
    Татьяна П. МГУ им. Ломоносова 1930, выпускник
    5 (9 отзывов)
    Журналист. Младший научный сотрудник в институте РАН. Репетитор по английскому языку (стаж 6 лет). Также знаю французский. Сейчас занимаюсь написанием диссертации по и... Читать все
    Журналист. Младший научный сотрудник в институте РАН. Репетитор по английскому языку (стаж 6 лет). Также знаю французский. Сейчас занимаюсь написанием диссертации по истории. Увлекаюсь литературой и темой космоса.
    #Кандидатские #Магистерские
    11 Выполненных работ
    Мария Б. преподаватель, кандидат наук
    5 (22 отзыва)
    Окончила специалитет по направлению "Прикладная информатика в экономике", магистратуру по направлению "Торговое дело". Защитила кандидатскую диссертацию по специальнос... Читать все
    Окончила специалитет по направлению "Прикладная информатика в экономике", магистратуру по направлению "Торговое дело". Защитила кандидатскую диссертацию по специальности "Экономика и управление народным хозяйством". Автор научных статей.
    #Кандидатские #Магистерские
    37 Выполненных работ
    Шагали Е. УрГЭУ 2007, Экономика, преподаватель
    4.4 (59 отзывов)
    Серьезно отношусь к тренировке собственного интеллекта, поэтому постоянно учусь сама и с удовольствием пишу для других. За 15 лет работы выполнила более 600 дипломов и... Читать все
    Серьезно отношусь к тренировке собственного интеллекта, поэтому постоянно учусь сама и с удовольствием пишу для других. За 15 лет работы выполнила более 600 дипломов и диссертаций, Есть любимые темы - они дешевле обойдутся, ибо в радость)
    #Кандидатские #Магистерские
    76 Выполненных работ
    Сергей Е. МГУ 2012, физический, выпускник, кандидат наук
    4.9 (5 отзывов)
    Имеется большой опыт написания творческих работ на различных порталах от эссе до кандидатских диссертаций, решения задач и выполнения лабораторных работ по любым напра... Читать все
    Имеется большой опыт написания творческих работ на различных порталах от эссе до кандидатских диссертаций, решения задач и выполнения лабораторных работ по любым направлениям физики, математики, химии и других естественных наук.
    #Кандидатские #Магистерские
    5 Выполненных работ
    Дмитрий Л. КНЭУ 2015, Экономики и управления, выпускник
    4.8 (2878 отзывов)
    Занимаю 1 место в рейтинге исполнителей по категориям работ "Научные статьи" и "Эссе". Пишу дипломные работы и магистерские диссертации.
    Занимаю 1 место в рейтинге исполнителей по категориям работ "Научные статьи" и "Эссе". Пишу дипломные работы и магистерские диссертации.
    #Кандидатские #Магистерские
    5125 Выполненных работ

    Последние выполненные заказы

    Другие учебные работы по предмету

    Оценка и обеспечение эффективности воздушных электрических сетей напряжением 20 кВ
    📅 2022год
    🏢 ФГБУН Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения Российской академии наук