Разработка метода идентификации синхронного сопротивления турбогенератора и критериев выбора состава данных синхронизированных векторных измерений
В.Р. Рафиков, И.Е. Иванов, А.Ю. Мурзин, Д.М. Дубинин
Вестник ИГЭУ, 2023 г. выпуск 5, сс. 51—61
Скачать PDF
Состояние вопроса. Для повышения надежности и экономичности функционирования электроэнергетических систем важно использовать актуальные значения параметров моделей их элементов, в частности синхронных генераторов. Технология синхронизированных векторных измерений потенциально предоставляет возможность идентифицировать фактические параметры моделей синхронных генераторов с помощью измерений в установившихся и переходных режимах электроэнергетических систем без отключения генераторов от сети и проведения специализированных испытаний.
Материалы и методы. При решении поставленных задач использованы положения теорий электрических цепей, электрических машин, оптимизации и статистики и аппарат матричной алгебры. Разработанный метод идентификации реализован в программном комплексе MATLAB. Тестирование представленного метода идентификации произведено на основании реальных данных, полученных от устройства синхронизированных векторных измерений, установленного на турбогенераторе крупной электростанции Единой энергетической системы России.
Результаты. Представлен метод определения синхронного сопротивления турбогенератора с использованием данных синхронизированных векторных измерений, измеренных в серии установившихся электроэнергетических режимов, а также рассмотрены критерии выбора состава данных, необходимых для успешной идентификации. Соответствующий алгоритм разработан и реализован в программном комплексе MATLAB. Для повышения точности решения задачи идентификации предложен метод корректировки паспортного значения величины тока возбуждения холостого хода генератора в зависимости от нагрева обмотки возбуждения. Метод успешно протестирован на основании набора данных установившихся режимов одного из турбогенераторов Единой энергетической системы России. Разработаны и проанализированы количественные критерии, определяющие набор измеренных параметров установившихся режимов, обеспечивающий наиболее точную идентификацию значения синхронного сопротивления модели турбогенератора.
Выводы. Разработанный метод позволяет успешно актуализировать синхронные параметры турбогенератора по синхронизированным векторным измерениям, зафиксированным в серии установившихся режимов электроэнергетических систем. С помощью критериев выбора состава данных синхронизированных векторных измерений представляется возможным автоматизировать процесс формирования массива данных измерений различных установившихся режимов, необходимых для последующей идентификации. Предложенные расчетные выражения для учета температуры обмотки возбуждения могут использоваться в математических моделях для идентификации переходных и сверхпереходных параметров моделей синхронных генераторов по данным синхронизированных векторных измерений в переходных режимах электроэнергетических систем.
1. SG parameters estimation based on synchrophasor data / B. Ahmadzadeh-Shooshtari, R. Torkzadeh, M. Kordi, et al. // IET Generation, Transmission & Distribution. – July 2018. – Vol. 12, No. 12. – P. 2958–2967.
2. Kyriakides E., Heydt G., Vittal V. On-line estimation of synchronous Generator parameters using a damper current observer and a graphic user interface // IEEE Transactions on Energy Conversion. – September 2004. – Vol. 19, No. 3. – P. 499–507. DOI:10.1109/TEC.2004.832057.
3. An innovative software tool suite for power plant model validation and parameter calibration using PMU measurements / Y. Li, R. Diao, R. Huang, et al. // IEEE Power & Energy Society General Meeting. – Chicago, IL, US. – 2017. – P. 1–5. DOI: 10.1109/PESGM.2017.8274654.
4. Non-invasive identification of turbo-generator parameters from actual transient network data / D. Giaouris, S. Gadoue, K. Harmer, et al. // IET Generation Transmission & Distribution 9. – 2015. – P. 1129–1136.
5. Жуков Д.А., Бердин А.С., Близнюк Д.И. Применение данных синхронизированных векторных измерений для мониторинга технического состояния гидрогенераторов // Релейщик. – 2019. – № 3. – С. 38–42.
6. Фролов М.Ю., Фишов А.Г. Идентификация электрических параметров синхронного генератора при включении в распределительную сеть // Проблемы региональной энергетики. – 2017. – № 1(33). – С. 32–39.
7. Николаева О.О., Климова Т.Г., Максимов Б.К. Актуализация параметров АРВ с использованием данных СВИ // Материалы Междунар. конф. «Релейная защита и автоматика энергосистем 2017», г. Санкт-Петербург, 2017. – СПб., 2017.
8. Online tracking of sub-transient generator model variables using dynamic phasor measurements / P. Marchi, F. Messina, L.R. Vega, C.G. Galarza // Electric Power Systems Research. – March 2020. – Vol. 180.
9. Improvements in Synchronous Generator Parameter Tuning Using PMU Data / V. Kumar, M. Nagendran, V. Pandey, et al. // 2018 20th National Power Systems Conference (NPSC). – Tiruchirappalli, India, 2018. – P. 1–5. DOI: 10.1109/NPSC.2018.8771818.
10. Model Validation Using Phasor Measurement Unit Data. North American SynchroPhasor Initiative (NASPI) Technical Report. – March 20, 2015. URL: https://www.naspi.org/sites/default/files/reference_documents/19.pdf?fileID=1416
11. EPIC 2.15 – Synchrophasor Applications for Generator Dynamic Model Validation. Electric Program Investment Charge (EPIC) Final Report. Pacific Gas and Electric Company, 2018. URL: https://www.pge.com/pge_global/common/pdfs/about-pge/environment/what-we-are-doing/electric-program-investment-charge/2018-EPIC-Annual-Report.pdf
12. Kundur P. Power System Stability and Control. – New York: McGraw-Hill, 1994.
13. Братолюбов А.А. Расчетные параметры синхронных машин: учеб. пособие / ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина». – Иваново, 2008. – 116 с.