КОНТРОЛЬ І УПРАВЛІННЯ В ЕНЕРГЕТИЦІ ТА ЕЛЕКТРОМЕХАНІЦІ УДК 621.311.001.18

В.Н. Авраменко, д.т.н.; П.А. Черненко, д.т.н.; Н.Т. Юнєєва, к.т.н.

ОЦІНКА ПОТОЧНОГО ЗАПАСУ СТАТИЧНОЇ СТІЙКОСТІ ЕНЕРГОСИСТЕМИ З ВИКОРИСТАННЯМ ОПЕРАТИВНОГО ПРОГНОЗУ ВУЗЛОВИХ НАВАНТАЖЕНЬ

Ключові слова: електроенергетична система, статична стійкість, потужність в перетині, траєкторія обважнення, прогноз вузлових навантажень

Сучасна система вимірювань параметрів режиму в енергосистемах і заснована на цих вимірах технологія управління великими енергооб'єднаннями, або WAMS / WACS технологія (Wide Area Measurement & Control System) знаходить все більш широке застосування в різних країнах: Сполучених Штатах Америки, Франції, в країнах центральної Європи, Данії, Скандинавії, Кореї, Китаї, Японії. Об'єднана енергосистема України непогано оснащена системами мікропроцесорної реєстрації параметрів електричного режиму нового покоління. Це відкриває можливості для підвищення точності та надійності визначення рівня стійкості енергосистеми в поточних режимах і за рахунок цього підвищення надійності видачі потужності з надлишкових регіонів ОЕС. Реалізація цих можливостей вимагає виконання робіт з модифікації існуючих програмних засобів моделювання ЕЕС, які використовуються для здійснення диспетчерського управління ОЕС, в напрямку використання можливостей нових технічних засобів реєстрації.

Виходячи з того, що взаємні фазні кути є системним параметром, який несе інформацію про стійкість ЕЕС, доречно використовувати їх для оперативного контролю рівня стійкості (запасу стійкості) енергосистеми. Однак розрахункові дослідження показують неможливість безпосереднього використання фазних кутів як кількісної міри рівня стійкості. Необхідне перетворення цієї вимірюваної інформації в таку, яку повинен використовувати диспетчер для забезпечення потрібного рівня стійкості енергосистеми.

З використанням імітаційного моделювання запропонована методика моніторингу поточного запасу статичної стійкості з використанням синхронізованих вимірів фаз напруги у вузлах електричної мережі, який на відміну від існуючих базується на оперативних розрахунках поточних режимів ОЕС з використанням оперативного прогнозу вузлових навантажень, для визначення граничного значення потужності в перетині в ньому використовується лінеарізація моделі ЕЕС, що дає змогу виконати обважнення за кутом і уточнювати запас статичної стійкості в перетині ЕЕС. Методика дає можливість виконати візуалізацію траєкторії обважнення на інтервалі виконання оцінювання стану комплексу КОСМОС. Запропонована методика і функції апроксимації забезпечують середньоквадратичне відхилення від точок відповідних вимірювань на рівні 0,15 -0,7% граничної потужності. Застосування для визначення функцій апроксимації залежності потужності в перетині від взаємних фазних кутів напруги комбінаторного алгоритму МГУА з використанням критерію регулярності як критерію селекції регресійних моделей дає можливість визначити оптимальну модель з середньоквадратичним відхиленням у межах 0,1% граничної потужності.

Методику реалізовано у програмі, яка забезпечує використання фазних кутів напруги в оперативному управлінні енергосистемами для забезпечення статичної стійкості ЕЕС з використанням критерію існування режиму в умовах обважнення визначених перетинів з прогнозуванням вузлових навантажень.

Список літературних джерел: 1. Авраменко В.М. Про використання синхронізованих віддалених вимірів напруги для оцінки

рівня стійкості енергосистем / В.М. Авраменко, Н.Т. Юнєєва, О.В. Сангінова // Праці ІЕД НАН України. Зб. наук. праць. – 2007. – вип. 18. – С. 47-52.

2. Авраменко В.М. Методи моделювання та програмні засоби для забезпечення надійності та живучості ОЕС України з використанням нових мікропроцесорних пристроїв керування режимами електроенергетичних систем / В.М. Авраменко, В.О. Крилов, П.О. Черненко, В.Л. Прихно, О.В. Мартинюк, Н.Т. Юнєєва // Технічна електродинаміка. – 2011. – №2. – С. 44-53.

138

УДК 621.316.7:621.317.73

О.В. Бабенко, к.т.н.; М.В. Хурцилава, студ.

КОМПЛЕКСНЕ КЕРУВАННЯ УСТАНОВКАМИ СИМЕТРУВАННЯ СТРУМУ ТА НАПРУГИ ЗА НЕСИМЕТРИЧНОГО НАВАНТАЖЕННЯ

Несиметрія напруги згідно ГОСТ 13109-97 є одним з важливих показників якості електроенергії.

В роботі ставиться завдання визначення ефективності комплексного керування компенсаційною симетрувальною установкою і симетрувальним трансформатором із схемою з’єднання обмоток «трикутник/зигзаг», з інформативними параметрами для керування – напругою вторинної обмотки трансформатора і врахуванням впливу струму несиметричного навантаження.

Умова симетрування напруги з врахуванням струмів в лінії запишеться у вигляді

0UKe3UK3 2V1j60

1V2 , (1)

де CBA1 kkk3

1K ; C

2BA2 kaakk

3

1K – комплексні коефіцієнти

передавання трансформатора, тут , , – коефіцієнти трансформації, що враховують

половину витків вторинної обмотки; ; – величини, що близькі до напруг відповідно прямої

та зворотної послідовності первинної обмотки трансформатора.

Ak

1VUBk

2VUCk

Величини та є інформативними параметрами сторони високої напруги

трансформатора, безпосереднє вимірювання яких є складним, оскільки вимагає використання вимірювальних трансформаторів напруги. Пропонується їх отримати з системи рівнянь

1VU 2VU

2Н2V1j60

1V2

1Н2V31V1j60

UUK3eUK3

UUK3UK3e

, (2)

для чого необхідно визначити напруги прямої та зворотної послідовностей (відповідно

та ) на стороні низької напруги трансформатора. В системі рівнянь (2) 1НU

2НU 1K , 2K , 3K –

комплексні коефіцієнти передавання трансформатора на момент регулювання, тут

CB2

A3 akkak3

1K .

Після здійснення симетрування напруги стає ефективним керування компенсаційної симетрувальної установки за критерієм 0Y 21 (тут 21Y – провідність несиметричного навантаження), що приєднана до сторони низької напруги симетрувального трансформатора (див. рис. 1)

LZ1 1E , 2E 1U , 2U

2 3

1I , 2I

Т2Т1

СУb Y21

Рис. 1 – Схема комплексного використання симетрувальних установок Математичне моделювання показало, що симетрувальний трансформатор, за використанням

інформативних параметрів – напруг прямої та зворотної послідовностей вторинної обмотки, забезпечує ефективне зниження несиметрії напруги в мережі споживачів. Після зниження несиметрії вторинної напруги і отримання інформації про провідність несимметричного навантаження, компенсаційна симетрувальна установка забезпечує зниження споживання рактивної потужності і втрат активної потужності в лініях і трансформаторі. В результаті забезпечується допустимий термін окупності симетрувальних установок, а комплексне їх регулювання стає ефективною енергоаудиторською рекомендацією для підвищення якісних показників роботи об’єкту симетрування.

139

УДК 681.518.25:631.1 В.М. Лисогор, д.т.н., проф.

ВИЗНАЧЕННЯ І ПРОГНОЗУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ СІЛЬСЬКОГОСПОДАРСЬКИХ ПІДПРИЄМСТВ НА ОСНОВІ МЕТОДІВ Д.Е.КНУТА

ТА ФРАКТАЛЬНИХ МНОЖИН

Запропоновані і реалізовані розрахункові та реальні ситуації з малими статистичними вибірками визначенню, оперативному, короткостроковому, середньостроковому прогнозуванню електричних навантажень сільськогосподарських підприємств на основі використання методів Д.Е.Кнута та фрактальних множин.

У публікації розглянута нова методика автоматизації підтримки прийнятих рішень (ППР) заснованих на використанні замість двоальтернативних, шести альтернативних процедур перевірки гіпотезз використанням методів Д.Е.Кнута [1], а також результатів досліджень фрактальних множин [2, 3].

Список літературних джерел: 1. Кнут Д.Э. Искусство программирования, Т.2. Получисленные методы. Пер.с англ. – М.:

«И.Д.Вильямс», 2007. – 832 с. 2. Шиян А.А., Шулле Ю.А. Метод оцінювання та ідентифікації характеристик і

високоамплітудних відхилень електричних навантажень електричних комплексів // Вісник Хмельницького національного університету. Технічні науки. – 2010. – №1. – С. 215 – 217.

3. Квєтний Р.Н. Інтерполяція самоподібними множинами. Монографія / Р.Н.Квєтний. К.Ю.Кострова, І.В.Богач. – Вінниця: Універсум–Вінниця, 2005. – 100 с. УДК519.8:631.1 В.М. Лисогор, д.т.н., проф.

ГАРАНТОВАНА ОЦІНКА БЕЗПЕРЕРВНО-ДИСКРЕТНОЇ ІДЕНТИФІКАЦІЇ ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ СІЛЬСКОГОСПОДАРСЬКИХ ПІДПРИЄМСТВ В

УМОВАХ НЕВИЗНАЧЕНОСТІ

Запропонована і розроблена сучасна прикладна математична модель отримання гарантованих оцінок по методиках Я.З.Ципкіна, В.М,Кунцевича безперервно-дискретної ідентифікації електричних навантажень сільськогосподарських підприємств, що функціонують в умовах структурної та параметричної невизначеності. безперервно-дискретну модель оцінок невязок можна представити так

ε[z(t),c] = y(t) – ŷ(t)-безперервне представлення невязки; ε[z(n),c] = y(n) – ŷ(n)-дискретнепредставлення невязки.

Якість ідентифікації безперервно-дискретних моделей оцінимо відповідними функціоналами J(z(t),c)=M{F[ε(z(t),c)]}- безперервний функціонал якості; J(z(n),c)=M{F[ε(z(n),c)]}- дискретний функціонал якості;

де F(·)- функція втрат, М- символ математичного сподівання. Викладення основного результату є коректнім. Висновки відповідають постановкам задач

ідентифікації. Список літературних джерел: 1. Цыпкин Я.З. Основы информационной теории идентификации./Я.З.Цыпкин. – М.:Наука,

1984. – 320 с. 2. Кунцевич В.М. Управление в условияхнеопределенности: гарантированныерезультаты в

задачах управления и идентификации. – Киев.: Наукова думка, 2006. – 264 с. 3. Льюнг Л. Идентификация систем. Теория для пользователя: пер.санг./ Под.ред.Я.З.Цыпкина.

– М.: Наука,1991. – 432 с.

140

УДК 621.314.214 І.В. Бальзан, асп.

ВИЗНАЧЕННЯ КОЕФІЦІЄНТУ ВПЛИВУ В ЗАДАЧІ ОПТИМАЛЬНОГО РЕГУЛЮВАННЯ НАПРУГИ ТРАНСФОРМАТОРОМ З ПРИСТРОЄМ РПН

В задачі регулювання напруги за допомогою силових трансформаторів з пристроями регулювання під навантаженням (РПН) однією з вимог є підвищення якості електропостачання споживачів. Іншою, не менш важливою, є задача зменшення втрат електроенергії в силових трансформаторах кінцевих підстанцій, обумовлених підвищеними значеннями напруги на їх шинах внаслідок недотримання закону оптимального регулювання напруги та невиконання регламенту оптимальних напруг в розподільній мережі.

В роботі [1] запропоновано закон регулювання напруги, який враховує зазначені обмеження. Цей закон регулювання передбачає поєднання трансформатора з пристроєм РПН районної підстанції з трансформаторами кінцевих підстанцій в єдину систему регулювання напруги. При цьому передбачається вимірювання напруги на шинах кінцевих підстанцій та передача цієї інформації по каналах зв’язку в регулятор районної підстанції. А перемикання відгалуження пристрою РПН районної підстанції здійснюється за умови, коли більшість трансформаторів кінцевих підстанцій інформує про необхідність підвищення (зниження) напруги.

n

1jпjвj

min

гого

з.вз

з.в

н.н

1i

з.вз.нн.н

i

n

1jпjнj

min

гого

з.нз

з.н

н.н

1i

m

min2у1

KmK

;dt

dU

dt

dU

;u)t(u

;u)t(u

якщо,U

U

;u)t(uuпри,U

U

;KmK

;dt

dU

dt

dU

;u)t(u

;u)t(u

якщо,U

U

K

));I)t(I(K)U)t(U((K)t(u

(1)

Закон регулювання напруги для такої системи має вигляд (1), де Кm – коефіцієнт трансформації трансформатора з пристроєм РПН; u(t) – регулювальна дія, яка формується регулятором; uн.з, uв.з – нижня і верхня границі його зони нечутливості, які задаються з умов надійності; Uу – уставка регулятора, яка відповідає номінальній напрузі Uном на шинах підстанції; U(t) – поточне значення цієї напруги; Imin– струм, що знімається з шин підстанції в режимі мінімуму навантаження; I(t) – поточне значення цього струму; Uн.н – напруга на шинах низької сторони трансформатора; Ui – напруга, що індукується в обмотці високої напруги трансформатора при підключенні і-го відгалуження; К1 – коефіцієнт передачі блоку, що формує регулювальну дію, яка характеризує чутливість регулятора; К2 – коефіцієнт, який визначає нахил характеристики

зустрічного регулювання; з – час затримки сигналу; dt

dUог – похідна огинаючої контрольованої

напруги; Кj – ваговий коефіцієнт j-го трансформатора кінцевої підстанції; n – кількість трансформаторів кінцевих підстанцій; Кп – пороговий коефіцієнт, що задає мінімальну кількість (суму вагових коефіцієнтів) трансформаторів, по сигналах яких дозволяється перемикання; mнj, mвj – коефіцієнти, які характеризують вихід за допустиму зону напруги живлення j - го трансформатора кінцевих підстанцій в сторону її зменшення або збільшення відповідно.

141

Для реалізації зазначеного закону регулювання напруги виникає задача знаходження оптимального значення порогового коефіцієнта, яким визначається момент перемикання відгалуження трансформатора в залежності від характеру споживачів електроенергії, їх категорії, параметрів трансформаторів кінцевих підстанцій, стану розподільних мереж тощо.

В роботі пропонується математична модель для розв’язку поставленої задачі, яка основана на використанні математичного апарату теорії нечітких множин. Цією моделлю враховуються фактори впливу, які дозволяють знаходити числове значення порогового коефіцієнта для кожного конкретного фрагменту розподільної мережі.

Список літературних джерел: 1. Грабко В.В., Бальзан І.В. Регулювання напруги в електричних мережах у задачах надійності

електропостачання та енергозбереження // Технічна електродинаміка. Науково-прикладний журнал. – Київ: Національна академія наук України, 2012. №3 - С.39-40. ISSN 1607-7970, E-ISSN 2218-1903. УДК 004.414.2, 681.138.8

Б.М. Березянский, О.П. Яненко, проф.

ПРОГРАМНО-АПАРАТНИЙ КОМПЛЕКС ДОСЛІДЖЕННЯ ЯКОСТІ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ

В наш час велику роль у роботі підприємства відіграє збереження електроенергії. Основні втрати енергії на підприємстві відбуваються з таких причин [1]:

‐ зовнішній несанкціонований відбір; ‐ внутрішнє несанкціоноване використання; ‐ паразитні втрати; ‐ нерівномірний розподіл навантаження; ‐ контроль якості електроенергії. Для визначення джерела цих втрат необхідно застосовувати ряд заходів, а саме: ‐ контролювати якість електроенергії, що надходить від постачальника; ‐ контролювати розподіл та витрати електроенергії на підприємстві; ‐ відслідковувати паразитні витрати, короткі замикання тощо. Основними типами спотворення в електричних мережах є [2,3]: ‐ вищі гармоніки, частота яких кратна основній частоті; ‐ інтергармоніки –гармоніки, частота яких некратна основній частоті; ‐ коливання напруги; ‐ короткочасні провали напруги, амплітуда яких перевищує 10 % і може досягати 100 %

(перерва живлення); ‐ несиметрія напруги (у трьохфазних системах); ‐ сигнали систем управління, які передаються по дротам ліній електропередач; ‐ зміни частоти; ‐ компоненти постійного струму (різні перетворювачі). Для дослідження якості електроенергії небхідно контролювати такі параметри: ‐ усталене відхилення напруги; ‐ розмах зміни напруги; ‐ доза флікеру; ‐ коефіцієнт спотворення синусоїдальності кривої напруги; ‐ коефіцієнт n-ої гармонічної складової напруги; ‐ коефіцієнт несиметрії напруги по зворотній послідовності; ‐ коефіцієнт несиметрії напруги по нульовій послідовності; ‐ відхилення частоти; ‐ термін провалу напруги; ‐ імпульсна напруга; ‐ коефіцієнт тимчасової перенапруги.

142

Авторами запропоновано програмно-апаратний комплекс на базі нового лічильника та обчислювального пристрою з використанням сучасноо мікроконтролера STM32F100 [4] та мікросхеми ADE7880, який забезпечує реалізацію наведених вище задач.

Список літературних джерел: 1. Б.М. Березянський; Програмно-апаратний комплекс дослідження енергоспоживання

промислового підприємства/ Вісник НТУУ «КПІ». Серія «Радіотехніка. Радіоапаратобудування» – 2012. - №47 – С.149 - 157.

2. ДСТУ 3466-96 «Якість електричної енергії Терміни та визначення» 3. Конспект лекцій з курсу “Електричні системи і мережі” для студентів денної та заочної

форм навчання напрямку електротехніка / І.П. Заболотний. – Донецьк: ДонНТУ, 2002. – 123 с. 4. Березянский Б.М., Онопа С. В. Контролер для лічильника електроенергії / Радіотехнічні

поля, сигнали, апарати та системи (теорія, практика, історія, освіта). Київ, 22-29 лютого 2012р.: матеріали конференції – Київ: 2012. – 67-68c. УДК 621.316.7 М.Й. Бурбело, д.т.н., проф.; Ю.П. Войтюк, інженер; В.О. Кошкалда, асп.

КЕРУВАННЯ КОМПЕНСАЦІЙНО-СИМЕТРУВАЛЬНИМИ ПРИСТРОЯМИ ЗА БАГАТОКРАТНОЇ НЕСИМЕТРІЇ НАВАНТАЖЕНЬ І НЕСИМЕТРІЇ НАПРУГИ

ДЖЕРЕЛА ЖИВЛЕННЯ

Під багатократною несиметрією в електричних мережах розуміють наявність в мережі двох і більше несиметричних споживачів. З метою збільшення або зменшення впливу компенсаційних СП на суміжні вузли за багатократної несиметрії навантажень вектор провідностей фаз СП за багатократної несиметрії навантажень формується у такому вигляді:

1 2

12

3BC вхb b b k 2b ;

1 2 2 2

13

3CA вхb b b k b k g2 ; (1)

1 2 2 2

13

3AB вхb b b k b k 2g ,

де k2 – коефіцієнт, яким задається ступінь симетрування навантажень. Проаналізувавши заступну схему було з’ясовано, що мінімум напруги зворотної

послідовності в процесі регулювання СП буде зміщеним відносно мінімуму струму зворотної послідовності. Величина зміщення залежить від струму зворотної послідовності в суміжному вузлі, співвідношення опорів дільниці приєднання СП та головної дільниці мережі, та складової напруги зворотної послідовності напруги у вузлі Б, що зумовлена напругою зворотної послідовності джерела живлення. В момент компенсації струму зворотної послідовності у вузлі Б напруга зворотної послідовності у ньому визначається напругою зворотної послідовності джерела живлення та струмом зворотної послідовності навантаження у вузлі А.

Пропонується симетрування здійснювати в два етапи. На першому етапі використовуються умови симетрування (1) при k2=1, що забезпечують мінімум струму зворотної послідовності. На

другому етапі в умови (1) вводиться додаткова провідність 2Y

Б0

)0(Б1

)0(Б2

2222

/'

ZZ

UUYYYY

, (2)

а умови (1) після заміни 222 jbgY на 222 ''' jbgY набувають вигляду

22)0()1( ''2

3

1bkbb BCBC ;

2222)0()1( ''3''

3

1gkbkbb CACA ; (3)

143

2222)0()1( ''3''

3

1gkbkbb ABAB .

Залежності напруги і струму зворотної послідовності за незначної (K2U=0,6 %) та істотної (K2U=1,5 %) несиметрії напруги джерела живлення в процесі регулювання коефіцієнта , введеного

в (3) аналогічно в умовах (1), є схожими. Вигляд залежностей напруги і струму зворотної послідовності на другому етапі не змінюється за однакового та протилежного характеру несиметрії навантажень.

2'k

2k

Запропоновано метод керування компенсаційними СП за несиметрії напруги джерела живлення при K2U<1,0 % з використанням провідності зворотної послідовності навантаження вузла електричної мережі, в якому встановлений СП, з можливістю адаптивного задавання ступеня симетрування навантажень в залежності від взаємного характеру несиметрії напруги джерела живлення і несиметрії в суміжних вузлах мережі. УДК 621.317.73 М.Й. Бурбело, д.т.н., проф.; В.В. Гаврилюк, асп.

КОНТРОЛЬ ЕЛЕКТРИЧНИХ ПАРАМЕТРІВ АСИНХРОННИХ ЕЛЕКТРОДВИГУНІВ В ПЕРЕХІДНИХ РЕЖИМАХ З ВИКОРИСТАННЯМ МЕТОДУ

КВАЗІЗРІВНОВАЖЕННЯ

Інтенсивний розвиток сучасних засобів вимірювальної техніки не тільки стимулює до розробки нових способів та прийомів вимірювань, але й потребує перегляду традиційних методів. Одним з таких методів є метод квазізрівноваження. Даний метод базується на приведені вимірювального кола в деякий стан квазірівноваги, в якому легко отримати інформацію про один з вимірювальних параметрів. Зазначеного стану легко можна досягнути регулюванням одного або декількох параметрів вимірювального кола. Головною перевагою методу є можливість роздільного відліку вимірюваних параметрів. В режимі контролю параметри вимірювального кола мають певні конкретні значення, які не регулюються.

Зупинимось на особливостях проведення контролю параметрів АД з КЗР в перехідних режимах. В більшості випадків задачі вимірювання розглядаються в умовах проведення активного експерименту, використовуючи синусоїдну або імпульсну напругу з широким гармонічним спектром. Однак існує необхідність у здійснені вимірювань в умовах пасивного експерименту використовуючи поточні значення напруг та струмів АД. Такі вимірювання проводяться в робочому режимі АД з КЗР. Режим роботи асинхронного двигуна в перехідних режимах характеризується широким гармонічним спектром, який вимагає здійснення вимірювальних перетворень в широкій смузі частот.

Квазізрівноважене вимірювальне коло для визначення параметрів (АД) в електромеханічних перехідних режимах (під час пуску, при зміні частоти обертання ротора в частотно-керованих електроприводах) характеризується узагальненою комплексною функцією, яку в найбільш простих випадках зручно подати у такому вигляді

0

001 R

jXR(s)Z(s)W

;

0

002 G

jBG(s)Y(s)W

,

де Z(s), Y(s) – комплексні опору та провідності асинхронного двигуна як функції ковзання; – активний та реактивний опори (провідності) взірцевих елементів

вимірювального кола. В режимі контролю параметри взірцевих елементів мають певні конкретні значення, що визначені до початку проведення експерименту.

)B;(G;X;R 0000

Для визначення параметрів обмоток АД використано метод квазізрівноваження. Достатньо інформативними є колові діаграми АД, оскільки використовуючи її можна визначати електричні параметри двигуна (струми статора і ротора, активні і реактивні опори схеми заміщення АД, ковзання та ін.). Для побудови колової діаграми АД, використовуються еквівалентні параметри, які однозначно характеризують двигун під час перехідних процесів і можуть бути використані як проміжні розрахункові величини. В якості еквівалентних параметрів запропоновано використовувати

144

поточні значення складових спектрального опору та провідності. Поточні значення дійсної та уявної складових спектрального опору можуть бути визначені як відношення поточних значень активної та реактивної потужностей до квадрату діючого значення струму.

Ставиться задача аналізу можливості застосування спектральних величин і методу квазізрівноваження для контролю електричних параметрів АД під час електромеханічних перехідних процесів. УДК 621.317.7

М.Й. Бурбело, д.т.н., проф.; М.В. Никитенко, асп.

ПРИСТРОЇ ДЛЯ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ ТА СИМЕТРУВАННЯ ТРИФАЗНОЇ МЕРЕЖІ

Динамічна компенсація реактивної потужності є широко поширеною технологією взаємодії джерел і споживачів електроенергії, спрямованою на забезпечення нормальних рівнів напруги, зниження аварійності основного обладнання, підвищення надійності електропостачання споживачів. часто споживання реактивної потужності по фазах неоднакове, тому одночасно необхідно вирішувати проблему несиметрії навантажень, які спричинюють появу несиметрії напруг в електричній мережі, значення якої є нормованим згідно діючих стандартів.

Керування вказаним пристроєм, структурна схема якого подана на рис.1. здійснюється згідно з інтегральними виразами активної та реактивної потужності прямої послідовності, активної та реактивної умовних потужностей зворотної послідовності, які формуються на ковзному інтервалі часу тривалість пів періоду напруги живлення перетворювачами потужності з використанням напруг і струмів ортогональної системи координат:

t

T/2t

ββαα )dtiui(uT

3P(t) ;

t

T/2t

βααβ )dtiui(uT

3Q(t) ;

t

T/2t

ββαα2 )dtiui(uT

3(t)P ;

t

T/2t

βααβ2 )dtiui(uT

3(t)Q ,

де Т – період напруги живлення. Ортогональні напруги та струми формуються за наступними формулами

(t)u(t)u3

1(t)u CAABα ; (t)u(t)u BCβ ; (t)i(t)i Aα ; (t)i(t)i

3

1(t)i CBβ

Реактивна потужність компенсатора залежить від кута керування α тиристорів. Аналітична залежність амплітудних значень першої гармоніки струму має такий вигляд:

2απsin2αππ

(0)I(γγI m

1m .

Регулювальна характеристика реактивної потужності може бути представлена у вигляді

2απsin2αππ

0)Q(αQ(ααQ ФКУК

.

В основу роботи першого контуру керування за збуренням пристрою покладено безітераційний алгоритм керування реактивною потужністю фаз у відповідності з формулами

2BC 2QQ3

1Q ; 22CA P3QQ

3

1Q ; 22AB P3QQ

3

1Q ,

де , – активна та реактивна умовні потужності зворотної послідовності навантаження. Даний закон керування реалізується з використанням мікроконтролера.

2P 2Q

Другий контур керування за відхиленням базується на ітераційній процедурі корекції

реактивної потужності з використанням значень , , . Ортогональні напруги та

струми формуються з використанням трьох датчиків напруги мережі, трьох датчиків струму мережі, першого та другого суматорів.

АBΔQ BCΔQ CАΔQ

145

Висновки Запропоновано пристрої для компенсації реактивної потужності та несиметрії мережі.

Описаний пристрій базується на використанні активної та реактивної умовних потужностей зворотної послідовності навантаження, які можуть бути використані як інформативні параметри для визначення несиметрії мережі так і для компенсації реактивної потужності. УДК 621.311 О.Б. Бурикін, к.т.н., доц.; Ю.В. Томашевський; Ю.В. Малогулко, асп.

СТАНДАРТИЗАЦІЯ ФУНКЦІОНУВАННЯ ЛОКАЛЬНИХ ЕНЕРГОСИСТЕМ ПРИ ЇХ ІНТЕГРАЦІЇ У СИСТЕМИ ЦЕНТРАЛІЗОВАНОГО ЖИВЛЕННЯ НА БАЗІ

КОНЦЕПЦІЇ SMART GRID

Сучасні тенденції розвитку світової енергетики спрямовані на модернізацію електричних мереж. Найбільш відома концепція модернізації електричних мереж отримала назву Smart Grid [1]. Така концепція характеризується двосторонніми потоками електроенергії та інформації для створення автоматизованої, широко розгалуженої розподільної мережі.

На сьогоднішній день у багатьох країнах розроблено низку стандартів Smart Grid для засобів релейного захисту, контролю та моніторингу магістральних та розподільних мереж. Серед них особлива увага приділяється стандартам пов’язаним із приєднанням на паралельну роботу відновлювальних джерел розподіленого генерування (РДЕ) з існуючими електроенергетичними системами. Ці стандарти включають в себе загальні вимоги до РДЕ у нормальних та аварійних режимах, вимоги до показників якості напруги, відокремленої та паралельної роботи з енергосистемою, вимоги до підключення та синхронізації генераторів РДЕ, а також специфікації та вимоги до проектування, виробництва, введення в експлуатацію та періодичних випробувань.

Основним стандартом, який регламентує під’єднання на паралельну роботу РДЕ є стандарт інституту інженерів з електротехніки та електроніки (IEEE 1547) [2], який складається з таких частин: IEEE 1547.1 - 2005 (стандарт процедури відповідності випробувань приєднання РДЕ до енергосистеми), IEEE 1547.2-2008 (забезпечує більш чіткі вказівки приєднання на паралельну роботу), IEEE 1547.3.-2007 (вимоги по обміну інформацією, моніторингу та контролю РДЕ), IEEE 1547.4 (вимоги до обладнання та його експлуатації у відокремлених локальних енергосистемах з РДЕ).

З метою перевірки можливості використання досвіду зарубіжних країн достатньо порівняти технічні вимоги стандарту IEEE 1547 та діючий ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» [3] у табл.1.

Таблиця 1 – Порівняльна характеристика показників якості електричної енергії Вимоги відповідно до нормативного документу

Показник IEEE 1547 ГОСТ 13109-97

Відхилення частоти

Допустиме відхилення частоти в РДЕ не повинне перевищувати в синхронізованих системах значень від -0,2 до +0,5Гц.

Відхилення частоти в синхронізованих системах електропостачання не повинне перевищувати ± 0,2 Гц; в ізольованих системах електропостачання відхилення складає ± 1 Гц.

Відхилення напруги

Відхилення напруги на шинах РДЕ в нормальних робочих умовах не повинне перевищувати значення від -12 до +10%.

В електричних мережах низької напруги в нормальних робочих умовах одинарні швидкі зміни напруги не перевищують 5% Unom, а середньої напруги – 4%, але зміни з малою тривалістю допускаються декілька разів на день.

Отже, постає задача розробки єдиного стандарту, який буде регламентувати під’єднання на паралельну роботу РДЕ в Україні з урахуванням стратегії розвитку електричних мереж та перспектив впровадження технологій концепції Smart Grid у національну електричну мережу.

Список літературних джерел:

146

1. National Institute of Standards and Technology, Standards Identified for Inclusion in the Smart Grid Interoperability Standards Framework, Release 1.0, Sept. 2009, [Електронний ресурс]. Режим доступу: http://www.nist.gov/smartgrid/standards.html.

2. IEEE standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems, IEEE 1547, 2003.

3. ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. УДК 621.311 О.Б. Бурикін, к.т.н., доц.; В.О. Лесько, к.т.н.; В.А. Видмиш, асист.

ОЦІНКА ВЗАЄМОВПЛИВУ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ ЕНЕРГОСИСТЕМ З УРАХУВАННЯМ ЗМІННИХ ПАРАМЕТРІВ

Економічність процесу транспортування та розподілу електричної енергії в ЕЕС в певній мірі залежить від взаємовпливу режимів електричних мереж. На сьогодні розроблено низку режимних заходів, направлених на зменшення втрат електроенергії під час її транспортування і розподілу. Для оцінки ефективності проведених заходів необхідно максимально деталізувати розрахунки з визначення активних втрат у кожному елементі мережі з метою виявлення зон підвищених технічних і комерційних втрат, техніко-економічної оцінки доцільності проведення конкретних оптимізаційних заходів по їх зменшенню та ін. [1]. На сьогоднішній день, деталізація розрахунків практично нівелюється використанням спрощених методик розрахунку втрат та відсутністю точної інформації про параметри режиму ЕМ. Вирішення цієї проблеми можливе за рахунок використання нових та вдосконалених методів та алгоритмів оцінки взаємовпливу електричних мереж з урахуванням нелінійних залежностей параметрів ЕМ від параметрів її режиму та застосування сучасного вимірювального та комунікаційного обладнання.

Отримання уточненої інформації про параметри режиму ЕМ досягається за рахунок значних капіталовкладень шляхом модернізації електричних мереж. Сучасні тенденції розвитку світової енергетики спрямовані на впровадження концепції модернізації електричних мереж, яка отримала назву Smart Grid [2]. Така концепція характеризується двосторонніми потоками електроенергії та інформації для створення автоматизованої, широко розгалуженої розподільної мережі. Обмін інформацією в ній відбувається між комунікаційними доменами генерування, передачі, розподілу та споживання електроенергії, які фізично представлені системами автоматизації та управління виробництвом кожного із доменів.

Таким чином, вдосконалення електротехнічної та інформаційної бази ЕМ дозволить здійснювати оптимальне керування режимами електричних мереж з метою зменшення додаткових втрат потужності від взаємовпливу в темпі процесу, за умови використання вдосконалених методів та алгоритмів оцінки взаємовпливу, які базуються на використанні сучасного інформаційного забезпечення ЕМ.

На сьогоднішній день, найбільш точним методом визначення втрат потужності від взаємовпливу електричних мереж є метод виділення втрат потужності від взаємних і транзитних перетоків на основі формування матриці коефіцієнтів розподілу втрат потужності [3]. Можливість використання вказаного методу для оцінки взаємовпливу електричних мереж з урахуванням нелінійних залежностей параметрів ЕМ від параметрів її режиму потребує перевірки та визначення шляхів його адаптації врахуванням змінних параметрів ЕМ.

Використання уточненої математичної моделі зі змінними параметрами у якій враховуються впливові внутрішні і зовнішні фактори дозволить моделювати режими електричної системи наближені до реальних умов. Це може бути використано для підвищення точності рішень під час оптимального керування електричною системою, що в свою чергу підвищить рівень якості системи автоматизованого керування ЕМ.

Список літературних джерел: 1. Мокін Б.І., Лежнюк П.Д., Лук’яненко Ю.В. Імітаційне моделювання в оптимальному

керуванні нормальними режимами електричної системи // Вісник ВПІ. – 1995. – № 3. – С. 5–9.

147

2. National Institute of Standards and Technology, Standards Identified for Inclusion in the Smart Grid Interoperability Standards Framework, Release 1.0, Sept. 2009, [Електронний ресурс]. Режим доступу: http://www.nist.gov/smartgrid/standards.html.

3. Лежнюк П. Д. Взаємовплив електричних мереж і систем в процесі оптимального керування їх режимами / П. Д. Лежнюк, В. В. Кулик, О. Б. Бурикін: Монографія. – Вінниця: УНІВЕРСУМ-Вінниця, 2008. – 123 с. УДК 621.311

Ю.А. Веремійчук, асп.; А.І. Замулко, к.т.н., доц.

ОЦІНКА ЕФЕКТИВНОСТІ ВИКОРИСТАННЯ МЕТОДІВ УПРАВЛІННЯ ЕЛЕКТРОСПОЖИВАННЯМ В УМОВАХ НЕВИЗНАЧЕНОСТІ

Однією з важливих задач в електроенергетиці є забезпечення ефективного управління попитом на електроенергію і потужність як на національному рівні, так і на рівні електропередавальних організацій. Актуальність цієї задачі зростає в умовах ринкових перетворень в галузі, коли для вирішення поставлених завдань недостатньо використовувати лише технічні засоби, а виникає необхідність використання ринкових механізмів управління.

Мета роботи: проведення оцінки ефективності використання заходів з управління попитом на електричну енергію шляхом здійснення моделювання параметрів управління з використанням можливостей алгоритмів нечіткої логіки.

Питання управління електроспоживанням розглядалося в багатьох наукових роботах, в яких ставилася задача забезпечити ефективне електроспоживання окремої електроустановки або групи споживачів електричної енергії. На сьогоднішній день актуальним є питання проведення комплексної оцінки, від застосування основних методів управління електроспоживання, а саме структурно-технологічних, економічних, комунікативних, адміністративно-правових [1], як для окремих груп споживачів, так і для електропередавальних організацій. Проведення такої оцінки пов’язане з необхідністю моделювання можливих ситуацій з урахуванням реакції споживача на певні дії постачальника електричної енергії щодо управління електроспоживання, що в умовах невизначеності може бути здійснено з використанням апарату нечітких множин і нечіткої логіки.

Особливістю проведення такого моделювання для окремої групи споживачів електричної

енергії полягає у формуванні окремих показників Хij, i= N,1, j= iM1, , з N узагальнених методів управління по Mi факторів в кожному i-му методі, які є найважливішими для оцінки впливу на споживачів електроенергії. Щоб уникнути дублювання критеріїв з погляду їхньої значимості для аналізу, відібранні показники повинні оцінювати різні по природі сторони технічного, економічного, комунікативного, адміністративно-правого впливу на споживача. Для оцінювання та опрацювання лінгвістичних показників, які характеризують кожний із методів з погляду його впливу на споживача, сформульовано єдину шкалу з п’яти якісних термів [2]: ДН - дуже низький рівень показника Хij, Н - низький рівень показника Хij, C - середній рівень показника Хij, В - високий рівень показника Хij, ДВ – дуже високий рівень показника Хij.

Отримана інтегральна оцінка впливу методів управління на споживача реалізується на основі об’єднання часткових висновків щодо впливу окремого метода з використанням бази правил, в якій всі правила сформовані на основі експертних знань.

Висновки. Запропонований підхід дозволяє створити уніфіковану модель для проведення оцінки та аналізу можливості та ефективності використання методів управління електроспоживання для груп споживачів електричної енергії як на рівні електропередавальної організації, так і ОЕС України, а результати такого аналізу можуть стати підґрунтям для формування національної концепції управління попитом на електричну енергію та потужність.

Список літературних джерел: 1. Веремійчук Ю. А. Комплексне управління електроспоживання, засноване на

маркетингових підходах / А. І. Замулко, Ю. А. Веремійчук // IX-й Міжнародній науково-практичній конференції асп.ів, магістрів, студентів «Сучасні проблеми наукового забезпечення енергетики» - Київ. 2011 р..

148

2. Матвійчук А. В. Аналіз та прогнозування розвитку фінансово-економічних систем із використанням теорії нечіткої логіки. Монографія.-К.:Центр навчальної літератури, 2005. 206 с.

УДК 621.384.3

В.В. Грабко, д.т.н., проф.; М.О. Варавва, здоб.

ТЕПЛОВІЗІЙНЕ ДІАГНОСТУВАННЯ ОБМОТОК ТУРБОГЕНЕРАТОРІВ

До надійності роботи турбогенераторів електричних станцій ставляться особливо високі вимоги, що обумовлює в цілому надійність генерування та постачання електроенергії споживачам. Кожен турбогенератор містить різноманітні системи захисту та контролю від ненормальної роботи. Так, наприклад, теплове старіння ізоляції обмоток статора контролюється за допомогою декількох термопар, розташованих по контуру обмотки [1].

Але такий спосіб контролю має досить низьку точність та дозволяє отримати лише якісну уяву про теплове поле статора без деталізації окремих областей підвищеної температури ізоляції. Крім того, зазначена реалізація не передбачає контролю теплового стану ротора турбогенератора, що здійснити набагато складніше, враховуючи обертання ротора, як правило, зі швидкістю 3000 об/хв.

В роботі [2] запропоновані математичні моделі та засоби її реалізації, які дозволяють визначати тепловий портрет в лобових частинах працюючої електричної машини відкритого виконання. Однак турбогенератор є закритою електричною машиною з примусовим охолодженням, а тому методи, які передбачають фіксацію теплового портрета шляхом суміщення геометричних осей спеціального тепловізійного пристрою та турбогенератора з наступним скануванням теплового поля в полярній системі координат, не підходять.

Розв’язок задачі ускладнюється ще й тим, що за умови сканування лобових частин обмоток турбогенератора складно або й неможливо зробити висновок про тепловий стан ізоляції обмоток в середині кожного витка.

В роботі [2] розроблений метод, яким передбачається визначення місця можливого ослаблення ізоляції кожного провідника потужної електричної машини, розташованого в пазах металевого осердя.

Цей метод реалізуються шляхом визначення температури на кінцях кожного провідника, розташованого в пазах обмотки, з подальшим обчисленням за математичною моделлю місця можливого ушкодження ізоляції. При цьому до уваги береться те, що температура від місця можливого пошкодження ізоляції поширюється вздовж провідника за експоненціальним законом.

Але вказаний підхід неможливо застосувати, якщо кількість локалізованих місць підвищеної температури ізоляції в пазу обмотки більше одного, оскільки всі ці місця здійснюють вплив на загальну картину розподілу температури. Очевидно, що для потужних електричних машин, в яких охолодження провідників обмотки здійснюється, наприклад, за допомогою водню, картина розподілу температури вздовж провідника буде зміщеною за рахунок протікання по кожному провіднику охолоджувального агента. Це суттєво ускладнює визначення місця розташування хоча б одного локалізованого підвищення температури. А коли ізоляція обмотки в пазу має декілька ослаблених областей, обумовлених погіршенням електричної міцності ізоляції, наприклад, за рахунок часткових розрядів, визначити такі критичні місця стає ще складнішою задачею.

Щодо визначення теплового портрета ротора, що обертається, та можливих місць ушкодження ізоляції його обмоток, то, окрім викладених задач, на кінцевий потрібний результат впливає складність визначення статичного теплового портрета об’єкта - точок або областей лобових частин електричної машини з підвищеними температурами - та їх ідентифікація після зупинки турбогенератора в результаті сигналу оперативному персоналу про виникнення небезпечних або навіть передаварійних ситуацій.

В роботі пропонується метод та математична модель для визначення місць можливого ушкодження ізоляції з врахуванням наведених факторів впливу. Слід звернути увагу на особливість реалізації засобів визначення температури обмоток турбогенератора в його лобових частинах.

Список літературних джерел: 1. Турбогенераторы синхронные трехфазные серии Т мощностью 2500...12000 кВт.

Техническое описание и инструкция по эксплуатации ОВЖ 412.054 ТО М.: СПО ОРГРЭС, 1989. 2. Грабко В.В. Методи і засоби для дослідження об’єктів, що обертаються, за тепловими

полями: монографія / В.В. Грабко, В.В. Грабко – Вінниця: УНІВЕРСУМ-Вінниця, 2008. – 155 с.

149

УДК 621.316.5: 621.317.312

В.В. Грабко, д.т.н., проф.; Я.А. Вишневський, здоб.

ПІДВИЩЕННЯ НАДІЙНОСТІ РОБОТИ ВИСОКОВОЛЬТНИХ ВИМИКАЧІВ

Відомо, що надійність електропостачання суттєво залежить від надійності високовольтної комутаційної апаратури, зокрема, високовольтних вимикачів. Надійність останніх, в свою чергу, визначається надійністю роботи основних вузлів, кожен з яких має свої притаманні особливості роботи та фактори, якими визначається їх роботоздатність.

Найголовнішим фактором роботоздатності високовольтного вимикача є залишковий робочий комутаційний ресурс, який вичерпується в залежності від кількості комутацій та значень комутованого струму.

В роботах [1-3] запропоновані математичні моделі, які дозволяють визначати залишковий робочий ресурс за одним або двома параметрами впливу на середовище дугогасіння в залежності від способу гасіння електричної дуги та реалізації конструкції високовольтного вимикача. Відомий ряд пристроїв, наприклад [4, 5], які дозволяють реалізувати зазначені математичні моделі.

Але інші параметри, які характеризують надійність високовольтних вимикачів, такі як швидкість ввімкнення та вимкнення, одночасність комутації по кожній фазі, роботоздатність привода, системи керування, міцність механічної конструкції тощо в зазначених роботах не висвітлюються.

Відомими є ряд робіт [6-8], в яких частково розроблені підходи до визначення швидкісних характеристик високовольтних вимикачів.

Сучасні підходи до реалізації систем діагностування високовольтних вимикачів і, як наслідок, підвищення надійності їх роботи передбачають встановлення на об’єкті дослідження необхідної кількості різноманітних сенсорів з виведенням інформації на мікроконтролери підсистем визначення роботоздатності окремих вузлів з подальшим узагальненням інформації та виведенням її в зручній формі на комп’ютер оперативного персоналу.

В даній роботі пропонується застосувати оригінальні сенсори визначення початку руху механічних частин вимикача в моменти його ввімкнення або вимкнення із застосуванням методу обробки сигналів, яким визначається момент закінчення комутації. Такий підхід дозволяє підвищити точність визначення часу ввімкнення або вимкнення вимикача, а також підвищити точність визначення одночасності комутації по кожній фазі з формуванням рекомендацій напрямків регулювань механічних частин вимикача.

Розроблений макет пристрою на ПЛІС фірми Altera засвідчує високі технічні показники в роботі. Розроблений інтерфейс для зв’язку блока аналізу часових характеристик з комп’ютером оперативного персоналу.

Список літературних джерел: 1. Грабко В.В. Моделі та системи технічної діагностики високовольтних вимикачів :

Монографія. / В.В. Грабко, Б.І. Мокін – Вінниця: УНІВЕРСУМ-Вінниця, 1999. – 74 с. 2. Грабко В.В. До питання побудови ресурсних характеристик повітряних високовольтних

вимикачів / В.В. Грабко // Вісник ВПІ. – 2001. - №4. – С.61-65. 3. Грабко В.В. Математична модель повітряних високовольтних вимикачів у задачі їх

діагностування // Вісник Національного університету “Львівська політехніка”. Електроенергетичні та електромеханічні системи. – 2002. - № 449. – С. 72 - 75.

4. Пат. 4420 Україна, МКИ G 07 C 3 / 10, Пристрій для контролю ресурсу повітряних високовольтних вимикачів: Пат. 4420 Україна, МКИ G 07 C 3 / 10 / В.В. Грабко, В.В. Грабко (Україна) Держпатент. – № 20040503444; Заявл. 06.05.2004; Опубл. 17.01.2005; Бюл. № 1. – 6 с.

5. Пат. 6509 Україна, МКИ G 07 C 3 / 10, Пристрій для контролю ресурсу комутаційних апаратів: Пат. 6509 Україна, МКИ G 07 C 3 / 10 / В.В. Грабко, В.В. Грабко (Україна) Держпатент. – № 20040907467; Заявл. 13.09.2004; Опубл. 16.05.2005; Бюл. № 5. – 5 с.

6. Рубаненко А.Е. Проверка работы выключателей высокого напряжения с использованием ПЭВМ / А.Е. Рубаненко и др. // Новини енергетики. – 1999. - № 11. – С 37.–39.

7. Долгих В.В. Контроль скоростных характеристик высоковольтных выключателей емкостным методом / В.В. Долгих, Е.В. Кириевский // Электротехника - 1999. - № 12. – С. 45-49.

8. Контроль часових характеристик повітряних вимикачів високої напруги / М.А. Юхименко, О.І. Гуменюк, Ю.Л. Плюшко, [та ін.] // Энергетика и электрификация. – 2002. - № 5. – С. 39–42.

150

УДК 621.311

О.Г. Гриб, д.т.н., проф.; О.М. Довгалюк, к.т.н., доц.; В.І. Васильченко; О.Д. Светелік; А.М. Ходаківський

ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ РОБОТИ ЕНЕРГОСИСТЕМИ ПРИ ВПРОВАДЖЕННІ АСОЕ

Протягом 1992-2011 рр. в рамках програм, затверджених Урядом України, виконано роботу з розробки та впровадження автоматизованої системи обліку електричної енергії (АСОЕ) з контролем показників якості в Об’єднаній енергетичній системі (ОЕС) України.

Призначення розробленої системи – безперервний моніторинг параметрів режиму, облік електроспоживання та контроль якості електроенергії (ЯЕ), фіксація порушень припустимих значень показників якості електричної енергії (ПЯЕ) та інформування оперативного персоналу про ці порушення, а також ведення архівів досліджуваних параметрів режиму, електроспоживання та ПЯЕ для подальшого аналізу.

Розроблено наукові засади та методологію побудови трирівневої АСОЕ, яка включає центральний, регіональний та локальний рівні та відрізняється від існуючих тим, що проводить одночасне вимірювання параметрів електроспоживання та ПЯЕ, базується на вимогах міжнародних стандартів. На підставі проведених при створенні АСОЕ наукових досліджень розроблена низка нових нормативних документів та приладів для аналізу кількості та якості електричної енергії. Розроблено методи адаптації засобів вимірювання до режимів роботи електричних мереж, які дозволяють покращити метрологічні характеристики засобів вимірювання, підвищити точність та завадозахищеність вимірювань. Для дослідження роботи впровадженої системи розроблено математичну модель АСОЕ з контролем показників якості, практичне застосування якої дозволяє формувати керуючі впливи для забезпечення необхідної точності контролю параметрів режиму, ПЯЕ та електроспоживання у системах електропостачання та оптимізувати процес контролю.

Впроваджена АСОЕ з контролем ПЯЕ у повній мірі використовує існуючі канали зв’язку енергетичної компанії, здійснено її інтеграцію з розробленими раніше АСОЕ та АСДУ.

Передбачена можливість контролю параметрів електроспоживання та ПЯЕ за європейським стандартом EN 50160 з використанням відповідних засобів вимірювальної техніки у складі АСОЕ і програмного настроювання параметрів системи (зокрема, нормально й гранично припустимі значення ПЯЕ, ПЯЕ що дорозраховуються, додатково вимірювані ПЯЕ, періоди опитування та періоди архівації значень ПЯЕ). Передбачена можливість одночасного контролю частини точок обліку за ГОСТ 13109-97 і частини – за європейськими стандартами та міжнародної енергетичної комісії.

АСОЕ з контролем ПЯЕ функціонує в безперервному режимі без вимикання протягом усього строку експлуатації за винятком часу проведення регламентних робіт. В разі відмов мережевого обладнання інформація, яка призначена для передавання на вищі рівні, зберігається в енергонезалежній пам’яті елементів АСОЕ для забезпечення можливості передавання після відновлення функціонування каналів зв’язку, метрологічної перевірки засобів вимірювальної техніки.

АСОЕ з контролем ПЯЕ виконує самодіагностику технічних засобів і сповіщає експлуатуючий персонал про відхилення від нормального режиму функціонування. Програмні засоби, що забезпечують діагностику, функціонують у фоновому режимі.

Розроблена АСОЕ забезпечує структурні підрозділи енергосистеми постійною достовірною оперативною інформацією щодо обліку електроенергії, ПЯЕ та електроспоживання на всіх рівнях виробництва, передачі та споживання. Це дозволяє підвищити ефективність обліку та контролю ЯЕ, що сприяє покращенню надійності та стійкості роботи ОЕС України, зменшенню втрат електроенергії, впорядковує функціонування енергоринку України, забезпечує можливість інтеграції до Об’єднання енергосистем європейських країн (UCTE).

Підвищення ефективності роботи електричних мереж від впровадження АСОЕ з контролем показників якості підтверджено практичними розрахунками, які показали, що загальний економічний ефект від впровадження АСОЕ з контролем показників якості ДП НЕК «Укренерго» за період 2005-2011 рр. становить 738099295 грн.

Таким чином, розробка АСОЕ з контролем ПЯЕ є подальшим розвитком автоматизованих інформаційно-керуючих систем, впровадження яких вирішує важливу для електроенергетики науково-прикладну проблему поліпшення контролю параметрів режиму, ЯЕ та електроспоживання у системах електропостачання, що дозволяє оптимізувати управління їх режимами.

151

УДК 621.311

О.М. Довгалюк, к.т.н., доц.

МАТЕМАТИЧНЕ МОДЕЛЮВАННЯ АВТОМАТИЗОВАНОЇ СИСТЕМИ ОБЛІКУ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ З КОНТРОЛЕМ ПОКАЗНИКІВ ЯКОСТІ

Застосування автоматизованих систем обліку електричної енергії (АСОЕ) дозволяє отримувати повну та оперативну інформацію про параметри режиму систем електропостачання (СЕП). При проектуванні та експлуатації АСОЕ виникає ряд завдань, серед яких одним з найбільш складних і важливих є моделювання таких систем. Вирішення цього завдання, що дозволяє прогнозувати стан об'єктів енергетики, є актуальним і необхідним для вдосконалення та оптимізації функціонування АСОЕ.

Сучасні АСОЕ мають багаторівневу розподілену структуру, до їх складу входить велика кількість елементів та вузлів [1]. Ці особливості роблять АСОЕ досить складним об'єктом моделювання, основні функції якого зводяться до наступних: контроль параметрів режиму в заданих точках СЕП; аналіз електроспоживання та керування процесом розподілу електричної енергії; контроль показників якості електроенергії (ПЯЕ); оперативне відображення інформації про аварійні й позаштатні події, спрацьовування блокувань та захистів; ведення архіву інформації про роботу обладнання та режимні параметри СЕП.

Випадковий процес , який моделює стан СЕП, безпосередньому спостереженню

недоступний, у той час як існує можливість вимірювання іншого процесу , який несе інформацію про стан досліджуваної системи. Стан СЕП і процес контролю за її станом на відрізку часу [0, T] описуються системою стохастичних рівнянь

)(tП)(tК

TttdtdttПtПtdП с 0, , (1)

TttdtdttПtПtdК ср 0,00 , (2)

де – параметри СЕП; – контроль за параметрами СЕП; – матриця

параметрів СЕП, що визначаються конфігурацією системи та особливостями її окремих елементів; – матриця складу вимірювань, тобто значень контрольованих параметрів режиму СЕП

(струму , напруги і потужності );

)(tП

)(t

)(tК

S

)(tПс

)(tПср

Iс )(tUс )(tс )(t , )(0 t – вектори, що моделюють перешкоди

в СЕП та каналі вимірювання АСОЕ відповідно; )(t , )(0 t – матриці похибок СЕП та АСОЕ, що

визначають точність вимірювань. Матриці , )(tПс )(t , , )t(Пср )(0 t визначені і мають вимірні

обмежені елементи. Згідно [2] і являють собою вінеровські стандартні процеси, 0 00)( ПtП –

гауссовський вектор, , 0П 0mМ 0П 0DD . Випадкові величини , 0П і взаємно незалежні. 0Для чотирьохрівневої АСОЕ були визначені найкращі в середньоквадратичному сенсі оцінки

вектора за результатами спостережень процесу (2) на відрізку часу [0, T]. Оцінка значень ПЯЕ проводиться згідно ГОСТ 13109-97 з урахуванням отриманої оцінки параметрів режиму СЕП для моменту часу Т і формується у вигляді матриці .

)(ТП )(tК

)(ТПк

Критерій якості процесу контролю параметрів режиму та електроспоживання СЕП має вигляд , де qТПDqJ ТПD – дисперсія величини , – заданий вектор якості контролю. )(ТП q

Порівняння експериментальних даних із значеннями параметрів режиму, ПЯЕ та електроспоживання СЕП, отриманих за допомогою побудованої моделі, дозволило зробити висновок про достовірність розробленої моделі АСОЕ з контролем ПЯЕ.

Таким чином, розроблена модель АСОЕ дозволяє з необхідною точністю прогнозувати значення параметрів режиму, ПЯЕ і електроспоживання СЕП, що є подальшим розвитком математичного моделювання автоматизованих інформаційно-керуючих систем. Застосування отриманої моделі АСОЕ в подальшому дозволить оптимізувати процес контролю параметрів і управління режимами СЕП.

Список літературних джерел: 1. Ожегов А.Н. Системы АСКУЭ: Учебное пособие / А.Н. Ожегов. - Киров: Изд-во ВятГУ,

2006. - 102 с. 2. Прохоров С.А. Математическое описание и моделирование случайных процессов /

С.А. Прохоров. - Самар. гос. аэрокосм. ун-т, 2001. - 209 с.

152

УДК 621.314.1.027

А.В. Журахівський, д.т.н., проф.; Ю.А. Кенс, к.т.н., доц.; А.Я. Яцейко, к.т.н.; Р.Я. Масляк, асп.

БАГАТОФУНКЦІОНАЛЬНА СИСТЕМА ЗАХИСТУ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ 6-35 КВ ВІД ФЕРОРЕЗОНАНСНИХ ПРОЦЕСІВ

Відомо, що в Україні та країнах СНД електропостачання споживачів у більшості випадків здійснюється електромережами 6 – 10 – 35 кВ з т. зв. ізольованою нейтраллю. Ці ж мережі ще називають мережами з малими струмами замикання на землю.

Вагомим недоліком таких мереж є можливість виникнення в них ферорезонансних процесів (ФРП), що можуть призводити до пошкодження електрообладнання підстанцій. Найчастіше пошкоджуються трансформатори напруги та пристрої ОПН, схеми автоматики та релейного захисту.

Справа в тому, що більшість встановлених трансформаторів напруги у цих мережах є типів НТМИ та ЗНОМ. А як відомо, первинні обмотки цих трансформаторів з’єднують в зірку, нуль якої заземлюють, отже виходить, що мережа заземлена через велику нелінійну індуктивніть. Тому під час різних збуреннях в мережі (найчастіше після обриву «землі») у таких мережах створюється резонансний контур між нелінійною індуктивністю трансформатора та ємністю мережі, що збурює ферорезонансний процес. Ферорезонансний процес супроводжується перенапругами, та протіканням надструмів в обмотках ТН, що в свою чергу негативно впливає на ізоляцію обладнання і вона може пошкоджуватись. Враховуючи те, що більшість більшість обладнання підстанцій є досить старим і зношеним, то пошкодження обладнання відбувається навіть за незначних перенапруг, що зменшує надійність таких мереж. Тому захист цих мереж і недопущення виникнення в них ферорезонансних процесів є дуже важливим завданням.

На сьогоднішній день існують наступні способи захисту від ферорезонансних процесів: 1 – переобладнання мереж з ізольованою нейтраллю в мережі з резистивно-заземленою нейтраллю; 2 – встановлення антирерозансних та нерезонуючих трансформаторів напруги; 3 – встановлення захисних пристроїв (найефективніший пристрій «ПЗФ», який за виникнення ферорезонансу під’єднує активний опір до обмотки розімкнутого трикутника); 4 – встановлення у мережах дугогасних котушок. Але кожний з запропонованих способів має свої недоліки. Переобладнувати мережі на резистивно заземлені не завжди є технічно можливо, та й досвід експлуатації таких мереж ще дуже малий. Наші дослідження показали, що застосування антирезонансних трансформаторів напруги не завжди дієве і не виключає появу ферорезонансного процесу (хоча і знижує ймовірність його виникнення). Заміна всіх трансформаторів в мережі на нерезонуючі чи встановлення на всі існуючі ТН пристрої захисту також важко забезпечити.

Оскільки одного універсального засобу захисту від ферорезонансних процесів на сьогднішній день не існує, оскільки кожний з існуючих може викликати певні труднощі в застосуванні, нами запропонована нова багатофункціональна система захисту від ферорезонансних процесів, яка призначена для підстанцій з двома секціями шин.

Дана система аналізує сигнали з обмоток розімкнутих трикутників трансформаторів напруги, встановлених на І та ІІ секції шин. Система захисту спрацьовує за появи в обмотці розімкнутого трикутника напруги 3U0 з частотою відмінною від 50 Гц. При цьому пристрій виводить інформацію на дисплей, спрацьовує сигналізація про появу ферорезонансу і спрацювання пристрою. Спрацювання пристрою відбувається за певним алгоритмом, при цьому вмикаються(вимикаються) відповідні апарати схеми. Система захисту ТН від пошкоджень ФРП дає можливість почергово виконувати такі етапи операції (за необхідності): а) вмикати гасильний резистор в обмотку розімкненого трикутника; б) вмикати (вимикати) окремі приєднання до шин підстанції; в) вмикати (вимикати) на паралельну роботу секції (системи) шин ПС; г) вимикати (вмикати) вимикач вводу. Якщо на якомусь з етапів ФРП пропадає – наступні не виконуються. Виконання таких варіантів гасіння ФРП забезпечує ефективне гашення його та підвищує надійність роботи електромережі в цілому.

153

УДК 621.311

Д.М. Калюжний, к.т.н., доц.

АНАЛІЗ МЕТОДІВ ВИЗНАЧЕННЯ ДІЙСНОГО ЕЛЕКТРСПОЖИВАННЯ ПРИ ПОМИЛКАХ У СХЕМАХ ВКЛЮЧЕННЯ СИСТЕМ ОБЛІКУ ЕЛЕКТРИЧНОЇ

ЕНЕРГІЇ

Однією зі складових структури комерційних втрат електричної енергії (ЕЕ) є її недоврахування, викликане неправильним включенням лічильників ЕЕ [1]. При виявленні такого роду помилок, показання лічильників ЕЕ повинні бути приведені до дійсного електроспоживання з найменшою похибкою. Враховуючи, що зниження комерційних втрат ЕЕ відноситься до задачі енергозбереження в електричних мережах, питання визначення дійсного електроспоживання (ВДЕ) є актуальним.

На сьогоднішній день існує кілька підходів по ВДЕ. Перший з них полягає у ВДЕ шляхом множення показань лічильника ЕЕ на розрахунковий коефіцієнт [2]. Недоліком даного способу є залежність значення розрахункового коефіцієнта від характеру навантаження й несиметрії параметрів режиму роботи мережі. Другий підхід, викладений у пп. 6.20 Правил користування електричною енергією, передбачає ВДЕ по його середньодобовому значенню. У цьому випадку похибку ВДЕ можна оцінити середньоквадратичним відхиленням добового споживання ЕЕ. Третій підхід [3], орієнтований на використання в сучасних цифрових системах обліку ЕЕ, вимагає проведення математичних корегувань струмів і напруг, що вимірюються лічильником ЕЕ, залежно від його схеми включення. Даний спосіб ВДЕ має також недолік. Він характеризується похибкою, що має місце для випадків схем включення лічильників ЕЕ з ушкодженням або шунтуванням вторинних вимірювальних ланцюгів, величина якої визначається винятково несиметрією параметрів режиму роботи мережі [4]. Так, для трьохелементного

обліку ЕЕ, при визначенні струмів і напруг з похибками по модулю й відповідно, оцінка зверху абсолютної похибки ВДЕ буде становити:

IKI 0

*

13 UKU 0

*

13

IUUUIS KKKKKIU 2

*

0

*

0

*

2

*

0

*

113 113 , (1)

де й - модулі напруги й струму прямої послідовності; , , і - коефіцієнти несиметрії напруг і струмів по зворотній і нульовій послідовностям [5] у в.о.

1U 1I UK 2

*

UK 0

*

IK 2

*

IK 0

*

Для двоелементного обліку ЭЭ:

UIUIS KKKKIU 2

*

2

*

2

*

2

*

112 233 (2)

Проведені дослідження показали, що найменшою похибкою ВДЕ характеризується останній метод, який передбачає проведення математичних корегувань струмів та напруг, що вимірюються лічильником ЕЕ.

Список літературних джерел: 1. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях / В.Э. Воротницкий [и др.] //

Энергосбережение. – 2005. – №2. – С. 90–95. 2. Вострокнутов Н.Г. Электрические счетчики и их эксплуатация. – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1959. – 278 c. 3. Калюжный Д.М. Визначення дійсного електроспоживання при помилках у схемах включення

лічильників електричної енергії / Д.М. Калюжний // Вісник Харківського національного технічного університету сільського господарства імені Петра Василенка. Вип. 116. “Проблеми енергозабезпечення та енергозбереження в АПК України”. - Харків: ХНТУСГ. - 2011. - С. 7-9.

4. Калюжный Д.Н. Оценка погрешности определения действительного электропотребления при ошибках включения счетчиков электрической энергии с учетом ее качества / Д.М. Калюжный // Наукові праці Донецького Національного технічного університету. Серія “Електротехніка і енергетика”. - Донецьк: ДонНТУ. – 2011. Випуск 11 (186). – С. 170–173.

5. Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения: ГОСТ 13109-97 – [Действующий с 01.01.1999]. – К.: Госстандарт Украины, 1999. – 31 с. – (Национальный стандарт Украины).

154

УДК 622.012.2:621.316

І.В. Ковальова, к.т.н.; К.М. Маренич, к.т.н., доц.

КОНТРОЛЬ СТАНУ ВІДКЛЮЧЕНОЇ ОБМОТКИ ДВОШВИДКІСНОГО АСИНХРОННОГО ДВИГУНА ТА УПРАВЛІННЯ ЗАХИСНИМ ВІДКЛЮЧЕННЯМ

В гірничій промисловості широко застосовуються двошвидкісні асинхронні двигуни (АД) в складі електроприводу скребкових конвеєрів, що дозволяє отримати номінальний та знижений фіксовані рівні кутової швидкості. Однак, наявність двох відокремлених обмоток на одному магнітопроводі створює трансформаторний ефект при включенні однієї з обмоток, що призводить до виникнення небезпечних станів.

В умовах лабораторного стенда отримані діаграми зміни ЕРС АД типу ЕДКВФ-315М4 (рис. 1) у відключеній обмотці статора при електроживленні іншої. Так, при роботі двигуна з номінальною кутовою швидкістю в обмотці зниженої швидкості (ОЗШ) генерується трифазна ЕРС, яка представляється двома складовими: високочастотною з частотою f1 = 1650 Гц та амплітудою Um1 ≈ 142 В, та несучою з частотою f2 = 143 Гц та амплітудою Um2 ≈ 200 В (рис. 1а). При підключенні ОЗШ до живлячої мережі в обмотці номінальної швидкості (ОНШ) генерується ЕРС частотою f = 650 Гц (рис. 1б) [1].

Рис. 1 Осцилограми вторинних ЕРС асинхронного двигуна в обмотках зниженої (а) та номінальної швидкостей

Застосування розгалуженої мережі гнучких кабелів в умовах гірничого підприємства створює передумови для їх механічного ушкодження, що може призвести до електротравматизму людини при торканні її струмоведучих елементів. З метою дослідження впливу ЕРС у відключеній обмотці статора АД на коло витоку струму на землю розроблена та досліджена математична модель. Аналіз діаграм зміни кількості електрики в колі витоку струму дозволяє зробити висновок про небезпеку електроураження людини при торканні фази відключеної обмотки двошвидкісного АД.

Рішенням щодо усунення цього небезпечного стану може бути застосування засобу визначення інформаційного сигналу у додатковому ємнісно-резистивному приєднанні між заземленим корпусом АД та його обмоткою статора з подальшим роз’єднанням її трифазної схеми [2].

Список літературних джерел: 1. Мартынюк Л.В. Исследование возможности электропоражающего фактора отключенной

обмотки двухскоростного асинхронного двигателя при его эксплуатации в шахтной электросети/ Л.В. Мартынюк, К.Н. Маренич //Автоматизація технологічних об’єктів та процесів. Пошук молодих: ХII міжнар. наук.-техн. конф., 17-20 квітня 2012р.: зб. наук. праць. Донецьк: ДонНТУ, 2012. – С.349-351.

2. Патент на винахід 95757 (UA), МПК (2006.01) Н02Н 3/10 Н02Н 7/08 Пристрій захисту від впливу асинхронного двигуна на точку короткого замикання в кабелі живлення / К.М. Маренич, І.В. Ковальова, І.О. Лагута, С.В. Василець. а 2010 13816. Заявл. 22.11.2010. Опубл 25.08.2011. Бюл. №16.

155

УДК 621.311 В.О. Комар, к.т.н., доц.; О.В. Кузьмик, асп.

ОПТИМІЗАЦІЯ РЕЖИМІВ ЕЕС З УРАХУВАННЯМ РОЗОСЕРЕДЖЕНОГО ГЕНЕРУВАННЯ

В світі, і в Україні зокрема, продовжує стимулюватися зростання частки відновлюваних джерел енергії (ВДЕ) в загальному електроенергетичному балансі. Це призводить до переходу від централізованого електропостачання до децентралізованого, оскільки основна частина ВДЕ розташовується поряд зі споживачами. Звичайно це має як свої позитивні так і негативні наслідки для ЕЕС. До позитивних можна віднести, окрім, очевидно, зниження витрати органічного палива та впливу на оточуюче середовище, розвантаження мереж, а відповідно зменшення втрат електричної енергії, покращення якості електричної енергії, особливо, що стосується відхилень напруги. Негативні наслідки в основному зумовлені тим, що ЕЕС будувались з розрахунку на централізоване електропостачання, а тому зростання рівня розосередженого генерування призводить до погіршення стійкості роботи системи, певні проблеми під час локалізації аварій та зміни реакції ЕЕС на керувальні впливи з метою отримання оптимального режиму.

Зростання технічного і інформаційного забезпечення в ЕЕС відкриває нові можливості під час розв’язання оптимізаційних задач, які продиктовані прагненням досягнути максимального економічного ефекту від експлуатації як мережевого так і генерувального обладнання. Але використання класичних підходів без врахування особливостей ВДЕ не дозволяють отримати дійсно оптимальний режим роботи ЕЕС. Вирішити цю проблему можна шляхом врахування динамічних еквівалентів, що відображають режимні особливості роботи ВДЕ: залежність режиму роботи сонячних електричних станцій та малих ГЕС з асинхронними генераторами від режиму роботи всієї електроенергетичної системи, під час еквівалентування локальних електричних систем (ЛЕС).

Достатньо ефективною під час оптимального керування режимами ЕЕС є адаптивна системи керування регулювальними пристроями відповідно до прийнятої функції керування. Найбільш відомим напрямком адаптивних систем керування є керування з еталонною моделлю. Ефективність такого підходу може бути підвищена за рахунок уточнення еталонної моделі еквівалентами ЛЕС, які будуються з використанням ретроспективних. Схема такої адаптивної системи показана на рисунку 1.

 

Корекція законів керування

Режим ЕЕС Регулятор

u(t) = - y'(t)

Контур адаптації

Основний контур

um

ЕЕС

u

u

х

y

y'

Ретроспективні дані АСКОЕ

Контур

ретроспективних

даних

Еталонна модель ЕЕС

Еквівалентування ЛЕС

Рис.1 Адаптивна система керування

Система автоматичного керування (САК), у цьому випадку, складається з трьох контурів: основний контур; контур адаптації, контур ретроспективних даних. В цій САК закладена можливість формування бази даних, що значно спрощує задачу оптимального керування. Спрощена задача оптимізації розв’язується після розв’язання повної задачі з врахуванням еквівалентів ЛЕС і виділення визначальних параметрів х. Управління в темпі процесу здійснюється лише у основному контурі. У зовнішньому контурі уточнюється значення контрольованих параметрів для значних збурень у системі.

156

УДК 621.311.161

В.В. Кулик, к.т.н., доц.; С.Я. Вишневський, асист.

УМОВИ ОПТИМАЛЬНОСТІ НОРМАЛЬНИХ РЕЖИМІВ ЕЛЕКТРИЧНИХ СИСТЕМ З ДОВГИМИ ЛІНІЯМИ ЕЛЕКТРОПЕРЕДАЧІ

Електричні системи (ЕС), з огляду на організацію керування ними, належать до складних динамічних систем розподіленого типу. Враховуючи особливості режимного характеру ЕС та можливий економічний ефект від своєчасної реалізації їх оптимальних (за енергетичним критерієм) незалежних параметрів, очевидна доцільність застосовувати систем автоматичного керування (САК) регулювальними пристроями (РП). Визначення оптимальних параметрів станів ЕС у зовнішньому контурі керування може здійснюватися за допомогою різноманітних методів оптимізації. Але найбільш ефективне розв’язання задачі забезпечують методи, які дозволяють отримати стійкі функціональні зв’язки між параметрами спостереження та керування САК у вигляді законів оптимального керування (пропорційного, або диференційного типу). Останні мають визначатися базуючись на умовах оптимальності фізичних процесів передачі та розподілу електроенергії в ЕС.

Для формування математичних моделей нормальних та оптимальних станів ЕС, на підставі яких відтворюються нормальні режими ЕС, визначаються закони оптимального керування САК та керувальні впливи РП, традиційно використовуються підходи, що пов’язані з еквівалентуванням розподілених параметрів ліній електропередачі (ЛЕП) системоутворювальних електричних мереж у вигляді заступних схем з зосередженими параметрами. Зрозуміло, що простота таких моделей супроводжується їх обмеженою адекватністю. Для підвищення точності представлення довгих ЛЕП (довжиною більше 300 км) у вигляді зосереджених ланок використовують поправочні коефіцієнти. Однак такий підхід дозволяє врахувати не всі особливості передачі електроенергії лініями 330 кВ і вище, для яких прояв хвильових властивостей виявляється суттєвим. Якщо для моделювання усталених режимів ЕС з метою їх планування, формування ремонтних схем тощо, точності традиційних моделей цілком достатньо, то для виявлення фізичних особливостей транспортування електроенергії їх електромережами необхідно використовувати більш адекватні моделі об’єкту дослідження. Адже методичні похибки, закладені на стадії формування умов оптимальності нормальних режимів ЕС, в тому числі, для випадків паралельної роботи системоутворювальних та розподільних електромереж, будуть негативно проявлятися протягом всього часу використання отриманих, на їх підставі, законів оптимального керування САК ЕС.

Виходячи з наведеного вище, дана робота присвячена вдосконаленню математичної моделі умов оптимальності нормальних режимів електричних систем з урахуванням хвильових властивостей передачі електроенергії довгими ЛЕП, і аналізу їх адекватності з використанням результатів натурно-імітаційного моделювання діючих електричних систем.

Для моделювання процесів у електричних мережах з ЛЕП, довжина яких співмірна з довжиною хвилі робочої напруги, необхідно враховувати хвильовий характер процесу передачі електроенергії. Лінії такої довжини мають подаватися як кола з розподіленими параметрами, для яких характерна просторова неодночасність змін стану. Така властивість довгих ЛЕП, вочевидь, призводить до певних особливостей їх взаємовпливу з ЛЕП малої довжини (до 300 км), якщо вони об’єднані на паралельну роботу.

Співвідношення активних параметрів довгої електропередачі з достатньою мірою адекватності подають у вигляді пасивного чотириполюсника, параметри якого визначаються конструктивними параметрами ЛЕП. Застосувавши принцип дуальності схем було встановлено формальну подібність між параметрами заступної схеми ЛЕП з розподіленими параметрами та трансформаторної вітки з комплексним коефіцієнтом трансформації. Цей результат було використано для формулювання матричних співвідношень між параметрами нормального режиму ЕМ з довгими ЛЕП, ідентифікації структури та фізичного змісту матриць, що входять до їх складу, а також опису умов оптимальності нормального режиму у аналітичній формі.

За результатами експериментів встановлено, що для електричних мереж 330-110 кВ врахування хвильових властивостей ЛЕП не дає істотного уточнення оптимальних незалежних параметрів (у характерних режимах виявлено похибку до 2%). Разом з тим, для електромереж з лініями електропередачі 750 кВ врахування хвильових властивостей у математичних моделях нормальних режимів ЕС є необхідним.

157

УДК 621.311.161 В.В. Кулик, к.т.н., доц.; М.Ю. Гнатюк, інженер

ОЦІНЮВАННЯ НАДІЙНОСТІ ЕЛЕКТРИЧНИХ СИСТЕМ В ЗАДАЧАХ ОПТИМАЛЬНОГО КЕРУВАННЯ ЇХ РЕЖИМАМИ

Істотний вплив на техніко-економічні показники експлуатації ЕС справляє масове старіння основного обладнання. В цілому в мережах 220-750 кВ підлягає реконструкції майже 30% ліній електропередач та біля 50% електрообладнання, що встановлене на діючих електричних станціях та підстанціях зазначених класів напруги. Тому можна говорити лише про імовірність досягнення системної мети, наприклад, оптимальності процесу транспортування електроенергії мережами за критерієм мінімуму втрат з виконанням технічних обмежень.

Виходячи з цього ефективне розв’язання задачі оптимального керування нормальними режимами електричних систем (ЕС) вимагає вдосконалення принципів та підходів до зниження технологічних витрат електроенергії за рахунок наявних засобів регулювання. Проблему підвищення адекватності оптимального керування можна розглядати в двох аспектах: моделювання керованих процесів і програмно-інформаційного забезпечення. У даній роботі подано результати досліджень з вдосконалення програмних засобів оптимального керування нормальними режимами ЕС.

Задача оптимізації оперативного керування нормальними режимами ЕС може бути подана як задача мінімізації втрат потужності на окремому часовому

( , ) minP f x u (1)

за умов ( , ) 0V x u ; ;x ux u M M , де V(x, u) – рівняння зв'язку; Mх – область

допустимих значень залежних змінних x; Mu – область можливих значень незалежних змінних u (керуючі змінні).

Виходячи з поданого вище, у процесі розв’язання задач оптимального керування в ЕС обов’язково мають враховуватися збитки, пов’язані з недовідпуском електроенергії, або невідповідністю графіків її транспортування заданим згідно договору. Отже, для кожної сукупності керувальних впливів, що забезпечують наближення стану ЕС до оптимального, необхідно розглядати імовірні відмови, які призводять до втрати генераторної потужності, відключення ліній електропередачі, трансформаторних зв’язків тощо, розраховувати частоту аварійних відключень, середню тривалість простоїв та їх наслідки для ефективності експлуатації ЕС.

Методи оцінювання надійності електроустановок поділяють на логіко-ймовірностні, логіко-аналітичні, таблично-логічні, методи розрахункових груп та інші. Кожна група методів має свої переваги і недоліки і загально прийнятого методу на сьогодні не існує. Однак, для розрахунку надійності головних схем електричних станцій і підстанцій, як найбільш відповідальних електроустановок, знайшов широке застосування таблично-логічний метод. Аналіз надійності таблично-логічним методом передбачає почерговий цілеспрямований (для розрахункових аварійних ситуацій) розгляд відмов елементів електроустановки з виявленням їх наслідків в нормальному та ремонтному станах. Попри всі переваги, недоліком такого підходу є значна кількість логічних та обчислювальних операцій, складність ідентифікації частково-робочих станів та їх наслідків, тобто переліку відключених елементів та тривалості їх відключення. Тому для оцінювання надійності ЕС в цілому на підставі таблично-логічного методу було розроблено графічне середовище.

Розроблене графічне середовище забезпечує користувача сукупністю елементів інтерфейсу, що дозволяють формувати схеми ЕС, використовуючи зрозумілі образи та прийоми, відображати схеми на двох ієрархічних рівнях (укрупнене відображення електричних мереж та детальне відображення електричних станцій та підстанцій), за принципом мнемосхеми імітувати комутації обладнання (вручну, або використовуючи файли комутацій) і так далі. Але головне, що обчислювальна підсистема розробленого програмного комплексу імітуючи наслідки впровадження керувальних впливів, визначених у зовнішніми програмними засобами, дозволяє оцінити математичне очікування збитків від недовироблення енергії електричними станціями, зменшення обсягів її транспортування мережами та недовідпуску споживачам, тобто порушення відповідних договорів. Зазначені складові збитків враховуються у цільовій функції оптимізації станів ЕС (1), що робить результати оптимізації більш адекватними.

158

УДК 621.316.001 В.М. Кутін, д.т.н., проф.; О.Є. Рубаненко, к.т.н., доц.; С.В. Мисенко, інженер

ОСОБЛИВОСТІ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ТА ВИПРОБОВУВАНЬ ЕЛЕГАЗОВИХ ВИМИКАЧІВ

Високовольтні вимикачі є складним і відповідальним обладнанням електроенергетичних систем [1]. В наш час відбувається інтенсивна заміна застарілих оливних та повітряних вимикачів на елегазові. Зараз в експлуатації знаходяться елегазові вимикачі термін експлуатації яких становить понад 12 років. Кількість відмов таких вимикачів зростає. Тому актуальною є задача вдосконалення методів та засобів діагностування [1] елегазових вимикачів, серед яких є методи визначення швидкісних характеристик. Однак, різновид елегазових вимикачів дуже великий, тому використання з цією метою сенсорів лінійного чи кутового переміщення обмежено конструктивними особливостями вимикачів різних заводів виробників та відсутністю потрібних пристроїв приєднання до вимикача.

Відмови елегазових вимикачів в більшості випадків пов’язані з пошкодженням приводу та контактної системи. Менше відмов по причині відмови обігріваючого пристрою, несправності сигналізації тиску, замкнення кола приводу PLK -220, блоків вимкнення, рідко з причини деформації латунних штовхачів супроводжуючих блок-контактів. Також було зафіксовано обрив скло-епоксидної тяги на вимикачі 110 кВ, пошкодження електромагнітів вимкнення.

Для якісної оцінки технічного стану елегазових вимикачів потрібно враховувати склад елегазу [2], який в процесі експлуатації змінює свої характеристики.

Для визначення характеристик елегазу були проведені дослідження використовуючи обладнання показане на рис.1: .а – дугогасильна камера вакуумного вимикача 35 кВ, б – вакуумний насос тип-№ ВО78R06. Були отримані залежності міжконтактої ємності від відстані між контактами для елегазу (рис.1 в), повітря, вакууму та елегазу, який містить азот, вологу, механічні домішки.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 2 4 6 8 10 12 14

l, мм

С, пФ

а) б) с)

Рис 1. - Обладнання та результати досліджень Під час досліджень з’ясовано, що ємність між контактами вимикача (середовище елегаз)

при відстані між контактами 0,1 мм становить 83 пФ, що майже в 2,5 рази перевищує ємність між контактами вакуумної камери, коли дугогасильним середовищем є вакуум, та зростає, якщо в елегазі з’являється волога. Тому при визначенні швидкісних характеристик елегазових вимикачів з використанням тестового сигналу високої частоти, потрібно також враховувати властивості елегазу та їх вплив на деформацію цих характеристик.

Список літературних джерел: 1. Мокін Б.І., Грабко В.В. Моделі та системи технічної діагностики високовольтних

вимикачів. - Вінниця : УНІВЕРСУМ, 1999. -74 с. 2. Кутін В.М.. Рубаненко О.Є., Мисенко С.В. Дослідження впливу складу елегазу на струм

тестового сигналу пристрою контролю швидкісних характеристик високовольтних вимикачів//Технічна електродинаміка. - 2012. №2.-С.83-84.

159

УДК 621.311.1

М.В. Кутіна, асп.

ЕКОНОМІЧНИЙ ЕФЕКТ ВІД ЗАСТОСУВАННЯ АВТОМАТИЗОВАНОЇ СИСТЕМИ КЕРУВАННЯ АВАРІЙНИМ РЕЖИМОМ РОБОТИ ОБРИВУ ПРОВОДУ

На кафедрі електричних станцій і систем у Вінницькому національному технічному університеті розроблено автоматизовану систему керування аварійним режимом обриву проводу (АСКАРОП), яка на відміну від існуючих методів і засобів захисту від пошкоджень в повітряних розподільних мережах дозволяє швидко виявити та визначити місце обриву проводу [1, 2].

Обладнання шин підстанції 6-35кВ засобами захисту від обриву проводу та локаційного зондування дозволяє отримати декілька ефектів: підвищення рівня надійності експлуатації розподільної мережі за рахунок зменшення часу пошуку пошкодження та недовідпуску електроенергії; підвищення рівня безпеки експлуатації за рахунок зменшення часу існування поля розтікання струму в місці падіння проводу, та перенапруги; підвищення надійності функціонування споживачів за рахунок зменшення часу існування струму зворотної послідовності при обриві проводу фази і інші.

Пріоритет того чи іншого ефекту залежить від вибраного базового варіанту з яким порівнюють запропонований комплекс захисту від обриву проводу та локаційного методу пошуку (АСКАРОП).

Для визначення базових варіантів будемо вважати, що розподільна мережа оснащена чутливим пристроєм контролю ізоляції мережі відносно землі. Для пошуку місця виникнення ОЗЗ найбільш широке розповсюдження отримали пристрої, що ґрунтуються на використанні вищих гармонік в струмі нульової послідовності. До них належать такі пристрої як «Поиск-1», «Волна», «Зонд», «ВПІ-1» та інші. Досвід експлуатації цих пристроїв в основному є позитивним тому будемо розглядати їх застосування як перший базовий варіант. Недолік цих пристроїв полягає в тому, що необхідна чутливість контролю досягається лише при перехідному опорі в місці замикання, що не перевищує 100-200Ом.

Розрахунки виконані для 10 підстанцій від яких відходило 73 лінії показали, що в разі застосування АСКАРОП середнє арифметичне значення коефіцієнту ефективності по часу пошуку пошкодження становить майже 2 рази, якщо рівень сигналу вищих гармонік в струмі нульової послідовності не достатній то пошук пошкодження здійснюється методом послідовного ділення мережі і вимірювання рівня опору ізоляції відносно землі за допомогою пристрою контролю ізоляції, розташованого на шинах підстанції.

В якості критерію оптимізації процедури пошуку використовують недовідпуск електроенергії або витрати часу на пошук пошкодженої ділянки, розрахунки виконані для 10 підстанцій показали, що в даному випадку коефіцієнт ефективності по часу пошуку пошкодження становить 9,99 раз, коефіцієнт ефективності по недовідпуску електроенергії становить 2,91 раз.

Таким чином впровадження АСКАРОП крім соціального ефекту підвищення рівня безпеки експлуатації РМ дозволяє:

- в порівнянні з першим базовим варіантом в середньому знизити час пошуку місця пошкодження в 1,98 рази; підвищити коефіцієнт готовності в середньому на 0,6% знизити коефіцієнт простою в середньому на 43%, підвищити коефіцієнт технічного використання і коефіцієнт оперативної готовності в середньому на 0,7%;

- в порівнянні з другим базовим варіантом знизити недовідпуск електроенергії майже в 3 рази, річний економічний ефект від використання АСКАРОП при прийнятих умовах складає 552 грн. в рік на одну лінію.

Список літературних джерел: 1. Кутіна М.В. Визначення ознак аварійного режиму обриву проводу в повітряних лініях

електропередачі напругою 6-35кВ / М.В. Кутіна // Електромеханічні і енергозберігаючі системи. Щоквартальний науково-виробничий журнал. Кременчук. — 2011 — №2 (14) — С.145-149.

2. Кутіна М.В. Система керування аварійним режимом, спричиненим обривом проводу в розподільних мережах/ М.В. Кутіна // // Вісник Вінницького політехнічного ін-ту. – 2011. – №6 – С. 60-63.

160

УДК 681.516.77:621.314.2 Ю.О. Лебеденко, к.т.н. ПЕРСПЕКТИВИ ЗАСТОСУВАННЯ МАТРИЧНИХ ПЕРЕТВОРЮВАЧІВ ЧАСТОТИ В АВТОНОМНИХ ЕНЕРГЕТИЧНИХ СИСТЕМАХ

Особливістю автономних енергетичних систем (ЕС) є необхідність перетворення механічної енергії рушія в електричну енергію промислової частоти й напруги. Удосконалення процесів перетворення енергії є одним з напрямків підвищення ефективності генерації електричної енергії в автономних енергетичних системах [1].

Підвищення ефективності процесів керування перетворенням електричної енергії в автономних ЕС можливе за рахунок застосування сучасних структур силових перетворювачів з мікропроцесорним керуванням, які побудовані на новітній елементній базі. Це дає можливість забезпечити узгодження автономних енергоустановок зі споживачами, підвищити ефективність процесу перетворення електричної енергії, поліпшити показників її якості і збільшити інтервал наробітки на відмову електромеханічної системи автономної ЕС. В останні роки у зв'язку зі значним прогресом у створенні швидкодіючих силових напівпровідникових приладів стала можливою побудова потужних напівпровідникових перетворювачів із застосуванням сучасних топологій, зокрема матричних й гібридних структур.

Особливістю застосування перетворювачів в автономних ЕС є те, що параметри вихідних ланцюгів повинні залишатися постійними, у той же час параметри джерела первинної енергії можуть змінюватися в часі. Через те, що зв'язку між вхідними й вихідними фазами перетворювача розриваються й відновлюються залежно від алгоритму керування, МП можна розглядати як об'єкт керування зі змінною структурою. При цьому параметри споживаної та вироблюваної перетворювачем електроенергії залежать від алгоритму перемикання станів цієї системи.

Існуючі стратегії керування силовими ключами матричних перевторювачів мають певні обмеження. По-перше, керування є розімкненим, і відстежити якісні показники електроенергії, що споживається навантаженням, неможливо. По-друге, зміна параметрів вхідних кіл перетворювача, викликана, наприклад, реакцією генератора електричної енергії, також не враховується. Завдяки цим обмеженням матричні структури майже не використовуться на теперішній час для стабілізації параметрів електроенергії автономних ЕС.

Виправити цю ситуацію можна шляхом розробки та впровадження замкнених систем керування матричними перетворювачами. В якості критерію узагальненої оцінки якості їх функціонування, можна обрати коефіцієнт спотворень вхідного струму:

dtti

dttiti

BX

BXBXBX 2

2*

))((

))()(( , (1)

де - основна гармоніка фазного струму, а в якості обмежень – інтегральну оцінку відхилення вихідної напруги

)(* ti BX

t

ВИХiiВИХ dttutu0

* ))()(( , (2)

де та - дійсна та задана бажана напруги -ї вихідної фази, )(tuВИХi )(* tuВИХi i - припустиме

інтегральне відхилення вихідної напруги від бажаної. Результати досліджень довели, що запропонований метод оптимального керування трифазним

МП за критерієм мінімуму перекручувань вхідного струму при заданій вихідній напрузі, забезпечує низький рівень перекручувань струму на вході перетворювача й високочастотних складових у перетвореній напрузі при відносно простому алгоритмі керування.

Список літературних джерел: 1. Лебеденко Ю.О. Адаптивна система управління безпосереднім перетворювачем частоти з

нечітким регулятором / Ю.О. Лебеденко, Г.В. Рудакова // Інтелектуальні системи прийняття рішень та проблеми обчислювального інтелекту: Матеріали міжнародної наукової конференції. Том 2. – Євпаторія: – 2010. – С. 93–97.

161

УДК 621.311

П.Д. Лежнюк, д.т.н., проф.; В.В. Кулик, к.т.н., доц.; В.В. Тептя, інженер

ОПТИМІЗАЦІЯ РОЗПОДІЛУ НАВАНТАЖЕННЯ МІЖ ЕЛЕКТРИЧНИМИ СТАНЦІЯМИ НА ПІДСТАВІ ЦІНОВИХ ЗАЯВОК З УРАХУВАННЯМ ВТРАТ ВІД

АДРЕСНИХ ПЕРЕТОКІВ ПОТУЖНОСТІ

З 1996 року в Україні діє система оптової торгівлі електричною енергією, що організована за принципом “єдиного покупця”. Враховуючи її недоліки деякі країни Євросоюзу перейшли на аукціонний продаж електроенергії. На сьогодні це актуально і для України [1-2]. У новій схемі продажу електроенергії потужні споживачі отримують право укладати прямі двосторонні договори з електричними станціями на постачання електроенергії. Обласні енергопостачальні компанії зможуть встановлювати ціну на електроенергію і укладати прямі договори з окремими споживачами. Іншим споживачам відпускатиметься електроенергія з балансуючого ринку.

Для формування цін для таких споживачів, як і в сучасних умовах функціонування енергоринку, необхідно враховувати, що їх навантаження забезпечується сукупністю блоків електростанцій. При цьому, кожен виробник заявляє свою ціну на відпущену електроенергію певного блоку. Тому перехід до системи двосторонніх договорів пов’язаний з необхідністю визначення частки кожного джерела в покритті навантаження окремого споживача (енергопостачальної компанії), і, на цій підставі, мінімальної ціни, яку споживач повинен сплачувати за отриману електроенергію.

Іншою проблемою переходу до нових ринкових умов є сучасна практика розподілу заявленого навантаження між джерелами електроенергії, що базується на використанні цінових заявок блоків електростанцій. У розрахунку заявленої ціни для окремого блока враховують вартісні показники вироблення електроенергії, паливну складову собівартості, але не враховують витрати на транспортування електричної енергії. Це призводить до завантаження в першу чергу агрегатів з меншою питомою вартістю незалежно від їх розміщення відносно до навантажень. Наслідком такого підходу є ускладнення підтримання стійкості й економічності режимів магістральних мереж енергосистем, що проявляється у додаткових експлуатаційних витратах.

Таким чином, необхідно вдосконалювати методику формування цінових заявок, врахувавши інші складові витрат, а саме витрати на транспортування електроенергії мережами-транзитерами. Це призведе до зміни співвідношення вартості електроенергії окремих блоків для певних енергопостачальних компаній, або кінцевих споживачів, що, в свою чергу, вплине на оптимальний розподіл навантаження між електричними станціями. Крім того, врахування в критерії оптимальності зазначеної задачі складової адресних втрат в електромережах, забезпечить передумови для її розв’язання у комплексі з актуальною задачею оптимізації потоків потужності у електричних системах за мінімумом втрат електроенергії.

Транзитні втрати електроенергії у випадку електропостачання за двосторонніми договорами доцільно враховувати в ціні на електроенергію виробника. Отже, в роботі розглядається метод та алгоритм формування цінових заявок виробників та оптимізації розподілу навантажень між електростанціями, що забезпечують оптимальний потокорозподіл в електричних мережах. Ключовим тут є визначення оптимальних адресних втрат, що виконується на підставі поєднання методу коефіцієнтів розподілу втрат [3] та методу визначення оптимального струморозподілу в електромережах за заступною R-схемою.

Використання модифікованих, таким чином, цінових заявок спрощує розв’язання задачі оптимізації розподілу навантажень і забезпечує обґрунтованість та прозорість прийняття рішень, а значить узгодженість роботи окремих суб’єктів в енергоринку.

Cписок літературних джерел: 1. Правила Оптового ринку електричної енергії України. Затверджено Постанова НКРЕ

12.09.2003 N 921, Протокол Ради Оптового ринку електричної енергії України від 4 вересня 2003 р. № 14

2. Кабінет Міністрів України. Постанова від 16.11.2002 № 1789: Концепція функціонування та розвитку оптового ринку електричної енергії України

3. Лежнюк П. Д. Взаємовплив електричних мереж і систем в процесі оптимального керування їх режимами / Лежнюк П. Д., Кулик В. В., Бурикін О. Б. Монографія. – Вінниця: УНІВЕРСУМ-Вінниця, 2008. – 123 с.

162

УДК 621.311.161 П.Д. Лежнюк, д. т.н., проф.; В.В. Нетребський, асист.

ПРИНЦИП НАЙМЕНШОЇ ДІЇ В МОДЕЛЮВАННІ ТА ОПТИМІЗАЦІЇ СТАНУ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИЧНИХ СИСТЕМ

Процеси в електродинамічних системах супроводжуються внутрішнім і зовнішнім розсіюванням електроенергії, переважно у вигляді теплової енергії. Крім зменшення коефіцієнта корисної дії це призводить до ускладнення конструкції установки, тому що для створення нормальних умов її роботи необхідно відводити тепло, що виділяється. Очевидно, що виключенням є термоустановки, які призначені для перетворення електричної енергії в теплову. Проте як у першому випадку, так і в другому доцільно знати і враховувати загальні закономірності перетворення енергії (на рівні закону її збереження). Одним з підходів до дослідження цієї проблеми може бути оснований на використанні принципу найменшої дії (ПНД).

Завдяки роботам Фейнмана, Еддінгтона, Гельмгольца, Пуанкаре [1–3] ПНД як суто механічний принцип було поширено на істотно немеханічні процеси [4]. Таким чином він знайшов своє застосування для опису процесів електродинамічного, електромагнітного, теплового характеру тощо. В даній статті розглядається застосування ПНД щодо електродинамічних систем з метою забезпечення умов для їх самоорганізації або самооптимізації їх функціонування у відповідності з заданим критерієм оптимальності – втратами електроенергії.

На практиці стани ЕС можуть змінюватися. Змінюються споживання і генерування електроенергії, топологія, параметри, тощо. Відповідно повинні здійснюватися оптимізуючі впливи, які мають вводити ЕС в область оптимальності. Ця задача може бути сформульована як задача наближення поточного стану ЕС з параметрами x i u до економічного з параметрами xe i ue:

( , , ) ( , , )e eF t Fx u x u t

за умов, що

ux , DuDx ,

де x і xe – параметри стану ЕС в поточному і економічному станах; u і ue – параметри керування ЕС, зміна яких з u на ue максимально наближає стан ЕС до економічного (ідеального з позиції втрат електроенергії); Dx , Du – відповідно допустимі області параметрів стану x і параметрів керування u.

Для того, щоб наблизити (оптимізувати) втрати електроенергії в кожній точці траєкторії їх зміни до ідеально можливих, необхідно постійно в процесі експлуатації здійснювати в системі оптимізуючі дії засобами регулювання. Компенсувати додаткові втрати в ЕС можливо шляхом регулювання напруги у вузлах ЕС і введенням в контури зрівнювальних е.р.с. В такій постановці задачі керуючими змінними є е.р.с., які необхідно ввести у всі замкнені контури для реалізації оптимального струморозподілу, та навантаження джерел електроенергії.

Показано, що найменші втрати електроенергії, які можливі в ЕЕС при заданих навантаженнях у вузлах, в загальному будуть тоді, коли струморозподіл в системі буде відповідати струморозподілу, розрахованому за її заступною R-схемою. Цей висновок щодо економічного струморозподілу в ЕЕС ґрунтується на проявленні в електроенергетиці принципу найменшої дії.

Процес оптимального розподілу навантаження між електростанціями в енергосистемі можливо моделювати з використанням принципу найменшої дії. При цьому станція в моделі представляється активним опором, вартість втрат електроенергії в якому дорівнює витратам на виробництво такої ж кількості електроенергії на станції. Визначення оптимального навантаження станцій зводиться до розрахунку усталеного режиму ЕЕС за її заступною R–схемою.

Cписок літературних джерел: 1. Мякишев Г.Я. Динамические и статистические закономерности в физике / Г.Я. Мякишев.

– М.: Наука, 1973. – 272 с. 2. Вариационные принципы механики: [cб. ст. ] / [под ред. Л.С. Полака]. - М.: Гос. изд-во

физ.-мат. лит., 1959. – 932 c. 3. Фейнман Р. Фейнмановские лекции по физике. Т. 6 / Р. Фейнман, Р. Лейтон, М. Сэндс. –

М., : Мир, 1966. – 119 c.

163

УДК621.311

П.Д. Лежнюк, д.т.н., проф.; О.Є. Рубаненко, к.т.н., доц.; О.І. Казьмірук

ВРАХУВАННЯ ЗМІНИ ОПОРУ АВТОТРАНСФОРМАТОРА ПРИ ПОГІРШЕННІ СТАНУ СИСТЕМИ ОХОЛОДЖЕННЯ В ЗАДАЧАХ КЕРУВАННІ РЕЖИМАМИ ЕЕС

Відомо, що при розрахунках нормальних режимів (НР) електроенергетичних систем (ЕЕС) трансформатори задаються як вітки і характеризується активним і реактивним опором. Зміна навантажувальної здатності трансформаторів з РПН характеризується зміною активної складової його опору. Під час експлуатації стан системи охолодження погіршується – забруднюються поверхні охолоджувачів. Це призводить до зростання температури верхніх шарів масла трансформатора, що за певних умов вимагає обмеження робочого навантаження трансформатора. В розрахунках НР ЕЕС з метою зменшення загальносистемних втрат активної потужності (далі втрат) обмеження навантажувальної здатності трансформатора внаслідок погіршення його технічного стану за певних умов може призводити до зростання цих втрат. Тому, з метою ранжування трансформаторів (за їх впливом на втрати) та оптимізації вектора керувальних впливів з урахуванням поточної навантажувальної здатності трансформаторів, пропонуємо в розрахунках НР зміну навантажувальної здатності трансформатора враховувати як зміну його активного опору. Тому елементи ijz

діагональної матриці комплексних опорів віток схеми електричної мережі , які відповідають

трансформаторам, розраховуються за виразом: вz

ijijнijij xrrz , де ijz – повний опір вітки з

врахуванням зміни активного опру в залежності від зміни навантажувальної здатності трансформатора; – активний і реактивний опір вітки; ijij xr , ijнr – зміни активного опору в залежності

від зміни навантажувальної здатності трансформатора. Враховуючи трансформаторні зв’язки, розраховується струморозподіл в мережі з

врахуванням діагональної матриці модифікованих опорів за методикою описаною в [1]:

UMzI

tk1

в3

1 , де – матриця зв’язків віток у вузлах, в якій замість значень “–1” для вузлів

кінця віток з трансформаторами знаходяться їх коефіцієнти трансформації. Методом вузлових напруг

розраховується вектор напруг :

ktM

U

б

бб1-

k )3

1(3

U

UY-JYU

, (1)

де – модифікована матриця вузлових провідностей з врахуванням

коефіцієнтів трансформації без стовпців та рядків балансувальних вузлів в комплексній формі

запису;

tk1

вkk MzMY

tбk1

вk MzM бY

бU

– фрагмент матриці вузлових провідностей з стовпцями, які відповідають

балансувальним вузлам; – вектор-стовпець напруг у балансувальних вузлах (БВ); kM

–

комплексна матриця зв’язків віток у вузлах схеми, з урахуванням спряжених коефіцієнтів трансформації, що за структурою подібна до першої матриці з’єднань (без врахування БВ), але замість значень “–1” для вузлів кінця віток з трансформаторами містить їх спряжені коефіцієнти трансформації; – підматриця БВ виділена з матриці з’єднань . Після відповідних

перетворень отримаємо рівняння струморозподілу з врахуванням навантажувальної здатності трансформаторів:

M

бktM ktM

ббk3

1UDJCI . (2)

де - сумарні струми у вітках, – складова струмів у вітках схеми, що викликана вузловими струмами з врахуванням обмежень на навантажувальну здатність трансформаторів;

– складова струмів у вітках, що викликана незбалансованими коефіцієнтами трансформації у

замкнених контурах схеми ЕЕС;

I JC k

kt-1в Mz

ббUD -1

kt-1вktk )( MzMC

– модифікована матриця коефіцієнтів

струморозподілу з врахуванням трансформаторних зв’язків; ))( б-1

kt-1вkktktб

-1вб YMzMM - M(zD

–

164

модифікована матриця, яка має зміст провідностей, що формують зрівнювальні струми від незбалансованих коефіцієнтів трансформації у замкнених контурах ЕЕС. Врахування значень

дозволить скорегувати значення елементів вектору керувальних впливів на РПН трансформаторів. ICписок літературних джерел: 1. Лежнюк П. Д. Взаємовплив електричних мереж і систем в процесі оптимального керування їх

режимами : моногр. / Лежнюк П. Д., Кулик В. В., Бурикін О. Б. – Вінниця : УНІВЕРСУМ-Вінниця, 2008. – 123 с.

УДК 621.311

П.Д. Лежнюк, д.т.н., проф.; Ю.В. Петрушенко, О.О. Рубаненко, к.т.н.

ФОРМУВАННЯ МНОЖИНИ ВИЗНАЧАЛЬНИХ КРИТЕРІЇВ ПОДІБНОСТІ З ЗАСТОСУВАННЯМ НЕЙРО-НЕЧІТКОГО МОДЕЛЮВАННЯ

Задача керування режимом ЕЕС може бути сформована в такому вигляді [1]: мінімізувати:

1ji

m

1i

n

1j

α

ji xaxy (1)

за умов

1k

k

jim

1mi

n

1jk

α

jik Gxaxq , p1k , ; , 0x j n1j , (2)

де - деякий узагальнений критерій оптимальності; аі, - постійні коефіцієнти; -

змінні параметри, m1 – кількість складових цільової функції (1), mk+1 – кількість складових обмежень функції прямої задачі критеріального програмування (КП) (1) – (2). Для вирішення оптимізаційної задачі пошуку мінімуму нелінійної функції вигляду (1) за умов (2) використовується критеріальний метод [1]. Відповідна їй двоїста задача може бути сформульована таким чином 1:

xy jijx

максимізувати

kio p

1k k

km

1i io

io G

ad

(3)

за умов ортогональності і нормування, які в матричній формі запису мають вигляд , bα

000111

αααααα

ααα

αααααα

αααααα

m

3

2

1

nmm1m4nm2n1n

m3m1m3

m2m1m2m22221

m1m1m1m11211

2k1kk

2k1k

2k1kk

2k1kk

...

......

......

...............

......

......

1

...

0

0

0

(4)

де - критерій подібності, а – вектор критеріїв подібності; нормовані

множники Лагранжа; – матриця показників.

i

1k

k

m

1miiok

Коли матриця α прямокутна, як показано в виразі (4), то згідно [1] дана система рівнянь має безліч розв’язків, які обмежені певною областю, і її міра складності t>0. Для розв’язування систем рівнянь типу (4) критерії подібності представляються у вигляді нечітких множин визначальних

критеріїв подібності i~ . Критерій подібності залежить від змінних цільової функції і значень

цільової функції, тобто )αу,,х,f(а jijiі , де m1,i і n1,j . Для більшості технічних задач

змінні цільової функції (1) мають чітко визначений діапазон варіювання, обумовлений технічними обмеженнями. Елементи множини визначальних критеріїв подібності визначаються за

165

формулою: , /yxn

1j

α

jji

][ imaximini . Для розрахунку значень визначальних критеріїв

подібності використовується алгоритм нечіткого висновку Мамдані. Межі зміни критеріїв подібності розраховуються, шляхом підстановки в нейро-нечітку модель максимальних і мінімальних значень змінних. Використовуючи відомі методи лінійного програмування, наприклад, метод дихотомії, метод золотої пропорції, квадратичної апроксимації та інші, розраховуються критерії подібності із заданою точністю. Цей метод передбачає визначення належності базисних критеріїв подібності до нечітких множин в залежності від нечітких множин параметрів НР ЕЕС, враховуючи експертні знання.

Cписок літературних джерел: 1. Астахов Ю.Н., Лежнюк П.Д. Применение критериального метода в электроэнергетике. -

Киев: УМК ВО. - 1989. - 137 с. УДК 621.311:681.3 О.В. Мартинюк, к.т.н.; П.О. Черненко, д.т.н.

ПОРІВНЯЛЬНІ ОЦІНКИ РЕЗУЛЬТАТІВ КОРОТКОСТРОКОВОГО ПРОГНОЗУВАННЯ СУМАРНОГО ЕЛЕКТРИЧНОГО НАВАНТАЖЕННЯ

ЕНЕРГООБ`ЄДНАННЯ ПРИ ІЄРАРХІЧНІЙ ОРГАНІЗАЦІЇ ВИРІШЕННІ ЦІЄЇ ЗАДАЧІ

До особливостей вирішення задачі короткострокового прогнозування сумарного електричного навантаження (СЕН), в порівняні із прогнозуванням на більш тривалі інтервали упередження, належить можливість більш повного врахування впливу зовнішніх факторів, що обумовлено можливістю із високою вірогідністю отримати коректні прогнозні значення зазначених факторів на потрібний інтервал упередження. факторів. До цих факторів відносяться: метеорологічні (температура повітря, хмарність, сила вітру), астрономічні (час сходу/заходу сонця, світлова тривалість доби), технологічні (режими роботи енергоємних споживачів). Це, в свою чергу, спричиняє підвищені вимоги щодо якості математичних моделей впливу зазначених факторів на електричне навантаження енергосистеми.

В даній роботі показано переваги ієрархічної трирівневої моделі сумарного електричного навантаження енергооб’єднання України для вирішення задачі короткострокового прогнозування, що пов'язані із більш коректним врахуванням впливу астрономічних і метеорологічних факторів. Додатково досліджувалося питання стосовно доцільності використання апарату штучних нейронних мереж в рамках запропонованої математичної моделі СЕН.

Розроблена ієрархічна багатофакторна модель електричного навантаження енергосистеми [1] передбачає адитивний розклад СЕН із виділенням наступних складових: базової; тижневої, що описує тижневі коливання електричного навантаження; метеорологічної, що описує вплив температури навколишнього середовища та типу погоди на СЕН; залишкової. На основі зазначеної моделі розроблено експериментальну програму ієрархічного багатофакторного прогнозування СЕН енергооб’єднання України та енергосистем, що до нього входять, на інтервал упередження від 1 до 7 діб. Програма використовує розроблену базу даних [1] та забезпечує виконання наступних розрахунків:

1. Прогнозування електричного навантаження енергооб’єднання України із використанням даних СЕН обласних, регіональних енергосистем та ОЕС (одно, двох та трирівневий прогноз).

2. Прогнозування електричного навантаження регіональних енергосистем (одно та дворівневий прогноз).

3. Прогнозування СЕН обленерго (однорівневий прогноз). При цьому, вплив метеорологічних та астрономічних факторів враховується на відповідному

ієрархічному рівні. Для забезпечення можливості прогнозування СЕН енергооб’єднання із використанням даних

обленеро (трирівневого прогнозу), в алгоритм прогнозування [1] внесені удосконалення, що пов’язані із необхідністю моделювання втрат потужності в лініях електропередач регіональних

166

енергосистем. Проведені порівняльні розрахунки прогнозів СЕН енергооб’єднання України на різні часові інтервали показали переваги трирівневого методу прогнозування як по точності, так і по стабільності отриманих результатів.

Проведено дослідження стосовно доцільності використання апарату штучних нейронних мереж в рамках запропонованої математичної моделі СЕН. При моделюванні метеорологічної складової, виділеної в рамках запропонованої моделі СЕН, за допомогою ансамблю штучних нейронних мереж (ШНМ), встановлено, що мережі типу багатошаровий персептрон (БШП) мають переваги в порівнянні із лінійними мережами. Також виявлено, що залишкові компоненти математичної моделі електричного навантаження, отримані із використанням регресійних моделей в комбінації із методом групового урахування аргументів та за допомогою ШНМ типу багатошаровий персептрон, мають близькі статистичні оцінки.

Список літературних джерел: 1. Черненко П.О., Мартинюк О.В. Багаторівневе короткострокове прогнозування сумарного

електричного навантаження енергооб єднання // Вісник Вінницького політехнічного інституту, Вінниця – 2011. – №.2. с.74 – 80. УДК 621.316.925 С.М. Мельничук, асп.; М.Й. Бурбело, д.т.н., проф.

ПУЛЬСУЮЧА ПОТУЖНІСТЬ ЯК КРИТЕРІЙ АВАРІЙНОГО РЕЖИМУ ЛІНІЙ ЗВЯЗКУ МІЖ ОЕС ТА ОБЄКТАМИ МАЛОЇ ЕНЕРГЕТИКИ (СОНЯЧНИМИ

ЕЛЕКТРОСТАНЦІЯМИ)

За останнє десятиріччя при активній державній підтримці бурхливо розвивається відновлювальна енергетика. Так, наприклад, в ФРН на початок 2011 р. 17 % електроенергії генеруються на основі відновлювальних джерел енергії. Не відстає від світових тенденцій і наша держава - введення «зеленого» тарифу стало потужним стимулом розвитку сонячної генерації в Україні. Сонячні електростанції отримали від держави в 2011 р. більше інвестицій, ніж всі обленерго разом узяті. Сонячна електростанція потужністю 105,56 МВт біля селища Перове в Криму на січень 2012 р. стала самою потужною сонячною електростанцією в світі.

Принциповим недоліком сонячних та вітрових електростанцій є нестабільність та непрогнозованість графіка видачі потужності. Підключення об’єктів малої енергетики на паралельну роботу з ЄЕС України ставить ряд нових задач в напрямку забезпечення стійкості енергосистеми та організації принципів побудови пристроїв релейного захисту та автоматики у мережах, прилеглих до вузлів підключення об’єктів малої енергетики. Сонячні батареї є джерелом струму з нелінійною вольт-амперною характеристикою, струм КЗ яких складає приблизно 110 % від номінального струму. Досить поширеною є ситуація коли при відключенні лінії зв’язку з енергосистемою виділяється енергодифіцитна частина мережі з генерацією від об’єкта малої енергетики. Для захисту лінії зв’язку між енергосистемою і об’єктом малої енергетики рекомендується використовувати два комплекти захисту, що встановлені з обох сторін лінії та які містять три види захисту [1]:

1. Захист від симетричного зниження напруги у всіх фазах; 2. Захист від підвищення напруги зворотної послідовності; 3. Подільчий захист від зниження частоти (та підвищення частоти). Причому на лінії з боку енергосистеми вибираються уставки по часу спрацювання більші на

ступінь селективності. Не важко помітити, що вищевказані захисти почнуть працювати уже після вимкнення у

основній мережі, що призводить до затягування часу вимкнення пошкодженої дільниці. Захисти мережі 6-10 кВ, як правило, виконані ненаправленими і розраховані на роботу в

розімкнутому радіальному режимі. При автономній роботі об’єктів малої енергетики також виникає ряд проблем з селективністю захистів, оскільки струм КЗ, як було вказано вище, досить мало відрізняється від номінального струму, а існуючі захисти мінімальної напруги не дають змоги визначити на якому саме з приєднань сталося замикання.

167

Одним з перспективних напрямків вирішення проблеми може бути використання величини та напрямку перетоку пульсуючої потужності. При несиметричному пошкодженні з’являються складові U2 та I2.

При ОЗЗ з’являється U2 і відповідно потужність U2 ·I1. При 2-х фазному КЗ з’являється складова потужності U1 ·I2. При аварії на лінії зв’язку чи на суміжному приєднанні напрямки пульсуючої потужності

будуть розвернуті на 180°. Висновки За результатами аналізу поведінки об’єктів малої енергетики, які працюють на паралельній

роботі з ЄЕС, при коротких замиканнях та однофазних замиканнях на землю вперше встановлено, що величина і напрямок пульсуючої потужності можуть використовуватись як інформаційні параметри для збільшення швидкодії та покращення селективності роботи пристроїв релейного захисту та автоматики ліній зв’язку та окремих споживачів.

Список літературних джерел: 1. Беляев А. В. Защита, автоматика и управление на электростанциях малой энергетики

(Часть 1). М.: НТФ «Энергопрогресс» / А. В. Беляев, 2010. - 84 с.: ил. УДК 621.311.031 В.М. Пірняк, студ.; П.Д. Лежнюк д.т.н., проф.; О.Д. Демов, к.т.н., доц.; О.В. Слободянюк, студ.

РОЗРАХУВАННЯ ЕКОНОМІЧНИХ ЕКВІВАЛЕНТІВ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ НА ОСНОВІ КОФІЦІЄНТІВ РОЗПОДІЛУ ВТРАТ

Основним інструментом стимулювання впровадження установок компенсації реактивної потужності в електричні мережі споживачів є “Методика обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами” [1]. Відповідно цієї методики мережі енергопостачальних компаній представляють еквівалентним джерелом реактивної потужності, яке характеризується економічним еквівалентом реактивної потужності (ЕЕРП).

Існує ряд методів по визначенню ЕЕРП. Недоліком цих методів є залежність величини ЕЕРП для одних вузлів від реактивних навантажень інших вузлів. Це ускладнює розрахунок ЕЕРП і відповідно плати за реактивну енергію. Вказаний недолік можна усунути при розрахунку ЕЕРП за допомогою коефіцієнтів розподілу втрат.

Відповідно вказаних коефіцієнтів втрати активної потужності, які створює реактивне навантаження i-го вузла , можна записати як: iQ

i iP T Qi , (1) де Ті – і-ий елемент матриці коефіцієнтів розподілу втрат T. Коефіцієнт показує частку втрат в мережі, зумовлену реактивним навантаженням .

Тобто по суті величина визначає величину ЕЕРП: iT iQ

iT ii DT . Відповідно матриця ЕЕРП

визначається як:

D = 11 1 1

T T Ty v vT U M R M M R M Ud , (2)

де TyU - транспонована матриця вузлових напруг мережі з вузлом балансу; M - перша

матриця з’єднань мережі з вузлом балансу; 1vR - обернена діагональна матриця активних опорів

віток; TM - транспонована матриця з’єднань мережі без вузла балансу, 1dU - обернена діагональна

матриця вузлових напруг. З формули (2) видно, що на відміну від існуючих методів, величини ЕЕРП не залежать від

реактивних навантажень вузлів. Вони визначаються параметрами мережі (топологія схеми, активні опори елементів, напруга в вузлах мережі), що відповідає фізичним умовам формування втрат

168

активної потужності від перетоків реактивної. Оскільки ці умови є прогнозованими, то це дає можливість прогнозувати і контролювати величини ЕЕРП і відповідно плату за реактивну енергію.

Таким чином існуючі методи розрахунку ЕЕРП для одних вузлів мережі енергопостачальної компанії залежать від реактивних навантажень інших вузлів, що ускладнює їх визначення і відповідно прогнозування плати за реактивну енергію. Запропонований метод розрахунку ЕЕРП базується на відомих даних про схему електропередавальної компанії та її параметри, відповідає фізичним умовам формування втрат активної потужності від перетоків реактивної і дозволяє прогнозувати величину ЕЕРП споживачами.

Список літературних джерел: 1. Методика обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між

електропередавальною організацією та її споживачами // Офіційний вісник України. – 2002. – №6. С. 25 – 31.

УДК 621.317.73

Є.В. Походило, д.т.н., проф.; М.Р. Леськів, асп.

ДОСЛІДЖЕННЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ ТА МАТЕМАТИЧНИХ МОДЕЛЕЙ СИСТЕМИ «ОБ’ЄКТ-ЕЛЕКТРОД»

Контроль якості продукції неелектричної природи базується на вимірюваннях параметрів електричної моделі, якою подається об’єкт в колі змінного струму. У даному разі електрична модель об’єкта вимірювання являє собою багатоелементний двополюсник, який характеризує фізико-хімічні властивості об’єкта контролю, поміщеного в міжелектродний простір первинного перетворювача. Багато об’єктів неелектричної природи сьогодні подають різними електричними моделями [1], однак при цьому необхідно вказувати частотний діапазон тестового сигналу, оскільки вплив кожного елемента електричної моделі на різних частотах є різним. За аналізом математичних моделей електричних схем заміщення в широкому частотному діапазоні можна визначити оптимальний діапазони частот вимірювання, у якому спрощуються вимірювання інформативних параметрів, виявляються характерні особливості залежностей складових імітансу від частоти тощо.

Авторами проаналізовано електричну модель (рис.1), якою описується контактний первинний перетворювач з об’єктом контролю (електричні параметри , ) та з урахуванням

приелектродної ємності , а також індуктивності з’єднувальної з приладом схеми. xC xG

пC L

Рис.1. Електрична модель первинного перетворювача

Для цього на основі математичної моделі, що описує імітанс багатоелементного двополюсника (електричної моделі) отримано залежності активних та реактивних складових комплексного опору (імпедансу) та провідності (адмітансу) системи «об’єкт-електрод” від частоти тестового синусоїдального сигналу з урахуванням зазначених параметрів. При цьому визначено умови, за яких проявляються характерні зміни складових імітансу, що може бути використано для дослідження рідин та сипких матеріалів.

За результатами аналізу математичних моделей також встановлено, що якщо використати зразкову міру індуктивного характеру (за умови ), то за певних умов можна застосувати

спосіб вимірювання складових, де інформативним параметром буде частота тестового сигналу. Саме за частотою тестового сигналу, прикладеного до об'єкта контролю, можна ідентифікувати продукцію, виявляти гранично-допустимі концентрації, визначати зміни фізико-хімічних параметрів тощо.

0L LL0

169

Разом з тим, зазначено, що для певної математичної моделі первинного перетворювача можна вибирати таку частоту тестового сигналу і такий інформативний параметр, де вплив приелектродної ємності на результат вимірювання буде незначним.

Також аналізуються математичні моделі щодо мінімізації впливу неінформативного імпедансу з’єднувальної схеми, а також пропонуються сформовані для цього умови.

Результати аналізу математичних моделей схеми заміщення обгрунтовують вибір необхідного засобу вимірювання параметрів імітансу, а також дають змогу удосконалення проблемноорієнтованих засобів контролю параметрів об’єктів як електричної, так і неелектричної природи.

Список літературних джерел: 1. Походило Є.В. Імітансний контроль якості: монографія / Є.В. Походило, П.Г. Столярчук. –

Львів: Видавництво Львівської політехніки, 2012.- 164 с. УДК 621.311 : 004.415.2.031: 519.683 В.Л. Прихно, к.т.н.; В.В. Трубіцин, асп.; П.О. Черненко, д.т.н.

ПРОГРАМНИЙ ІМІТАТОР СИСТЕМИ АВТОМАТИЧНОГО КЕРУВАННЯ

СТАЦІОНАРНИМ РЕЖИМОМ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИЧНОЇ СИСТЕМИ

Традиційно управління режимом ЕЕС здійснюється шляхом: зміни завантаження джерел активної і реактивної потужності; включення і відключення силового устаткування (генераторів, реакторів, синхронних компенсаторів та ін.); зміни коефіцієнтів трансформації трансформаторів з регулюванням під навантаженням.

Використання гнучких елементів електричної мережі FACTS істотно розширює можливості управління режимом ЕЕС [1]. При цьому, електрична мережа перетворюється з пасивного засобу транспорту електроенергії в активний елемент управління режимом роботи.

Найбільша ефективність роботи енергосистеми з гнучкими елементами може бути досягнута при централізованому автоматичному управлінні ЕЕС. З метою аналізу можливостей і оцінки результатів використання елементів FACTS при автоматичному управлінні стаціонарним режимом ЕЕС був розроблений програмний імітатор, перша версія якого дозволяє оперативно вирішувати технологічні задачі з нормалізації рівнів напруги, зниження струмових перевантажень, а також втрат активної потужності в електричній мережі.

Для управління режимами використовуються джерела реактивної потужності, трансформатори подовжнього і подовжньо-поперечного регулювання. Окрім цього, передбачається можливість включення і відключення реакторів і управління пристроями FACTS (керованими реакторами).

Реалізація програмного імітатора, як підсистеми ПК КОСМОС [2], забезпечує інформаційний зв'язок з ОІК ЕЕС, розв’язання вищезгаданих технологічних, а також сервісних задач засобами ПК КОСМОС.

Передбачається два варіанти програмного імітатора: в режимі реального часу і на основі ретроспективної інформації. Кожен розрахунок складається з двох етапів. На першому етапі в результаті розв’язання задачі оцінювання стану формується модель поточного або ретроспективного режиму, а на другому працює оптимізаційна процедура, яка є розвитком раніше запропонованої методики оптимізації режимів енергосистем за реактивною потужністю з вибором ефективних керуючих дій [3].

Для оцінки ефективності роботи імітатора також використовуються спеціально розроблені сервісні засоби, що дозволяють зіставляти графіки, сформовані в результаті серії розрахунків. Графіки характеризують зміну параметрів режиму за вибраний інтервал часу при функціонуванні системи автоматичного управління і без неї. При цьому можна зіставляти рівні напруги на шинах підстанцій, струмові завантаження ліній і трансформаторів, а також величини втрат активної потужності. Окрім графіків розраховуються деякі узагальнені параметри, що характеризують ефективність системи автоматичного управління (кількість режимів із зафіксованими порушеними обмеженнями за різними параметрами за заданий інтервал часу).

Список літературних джерел:

170

1. Вариводов В.Н., Коваленко Ю.А. Интеллектуальные электроэнергетические системы / Электричество –2011. – №9,. С.4–9.

2. Прихно В.Л. Программный комплекс КОСМОС оперативних расчетов режимов энергосистем на основе телеметрической информации / Праці Ін-ту електродинаміки НАНУ. Енергоефективність: зб. наук пр. – Київ ІЕД НАН України, 2000. – С.118–127.

3. Черненко П.О., Прихно В.Л., Трубіцин В.В. Оперативна оптимізація режимів енергосистем за напругами та реактивними потужностями з вибором ефективних керувальних впливів / Вісник Вінницького політехнічного інституту – 2011.– №6, С.85–90.

УДК 621.22

С.В. Репінський, к.т.н., ст. викл.; Д.О. Лозінський, к.т.н., ст.викл.; М.П. Кучеренко, студ.; О.О. Ланова, студ.

МАТЕМАТИЧНА МОДЕЛЬ ПРОПОРЦІЙНОЇ ЕЛЕКТРОГІДРАВЛІЧНОЇ СИСТЕМИ КЕРУВАННЯ РЕГУЛЬОВАНИМ НАСОСОМ

Розвиток гідроприводів мобільних машин характеризується стійкою тенденцією переходу до електрогідравлічних систем керування робочого об’єму регульованих насосів. Ця тенденція пояснюється прагненням розробників і споживачів гідроустаткування до забезпечення високої надійності та швидкодії, реалізації режимів енергозбереження і створення “інтелектуальних” систем з розширеними функціональними можливостями.

При проектуванні та розробці електрогідравлічних систем керування регульованих насосів на передній план висувається необхідність визначення впливу різних параметрів системи керування і регульованого насоса на характеристики насоса. Дану задачу можна вирішити шляхом математичного моделювання.

На рисунку 1 представлений аксіально-поршневий регульований насос з пропорційною електрогідравлічною системою керування робочого об’єму, яка забезпечує роботу насоса в режимі постійної подачі.

Рис. 1. Схема гідравлічного контуру регульованого насоса, який оснащений системою електрогідравлічного

керування Регулювання робочого об’єму здійснюється пропорційним направляючим

гідророзподільником без зворотного зв’язку. Індукційний датчик положення контролює поточну величину робочого об’єму (кут нахилу планшайби насоса) і повертає виміряний сигнал в електронний блок керування. Електронна схема цього блоку порівнює сигнал зворотного зв’язку з сигналом керування і приводить в дію пропорційний електромагнітний клапан для узгодження обох сигналів.

Створено математичну модель запропонованої пропорційної електрогідравлічної системи керування аксіально-поршневого регульованого насоса. Розв’язання системи рівнянь математичної моделі виконується за допомогою програмного пакета MatLab Simulink. Математичне моделювання процесів у системі керування регульованого насоса дозволяє визначити параметри системи керування, що впливають на її статичні, динамічні та енергетичні характеристики.

Список літературних джерел.

171

1. Свешников В. К. Аксиально-поршневые насосы в современных гидроприводах / В. К. Свешников // Гидравлика и пневматика: Информационно-технический журнал. – 2005. – № 18. – С. 8–12.

2. Франц Вайнгартен Аксиально-поршневые насосы / Франц Вайнгартен // Гидравлика и пневматика: Информационно-технический журнал. – 2004. – № 15. – С. 10–14.

3. Абдрахманов А. Ш. Становление отечественной гидравлики с электроуправлением / А. Ш. Абдрахманов, П. Д. Кукиев // Гидравлика, пневматика, приводы: Информационно-технический журнал. – 2011. – № 1(15). – С. 9.

4. Бурєнніков Ю. А. Оптимізація конструктивних параметрів комбінованого регулятора подачі аксіально-поршневого регульованого насоса / Ю. А. Бурєнніков, Л. Г. Козлов, С. В. Репінський, О. В. Поліщук // Промислова гідравліка і пневматика. – 2012. – № 1(35). – С. 73–77. УДК 621.316

О.Є. Рубаненко, к.т.н., доц.

ВРАХУВАННЯ ТЕХНІЧНОГО СТАНУ ТА РОБОЧИХ СТРУМІВ ПІД ЧАС КЕРУВАННЯ НОРМАЛЬНИМИ РЕЖИМАМИ ЕЕС

На досягнутому рівні розвитку електроенергетичної галузі особливо актуальною є задача автоматизації керування режимами роботи електроенергетичних систем (ЕЕС) на основі використання сучасних наукових методів і засобів керування. Автоматизація оперативно-диспетчерського управління режимами є не лише умовою нормального функціонування потужного електроенергетичного об’єднання, а і необхідною умовою подальшого його розвитку. Підвищення ефективності оптимального керування нормальними режимами електроенергетичних систем вимагає розв’язування оптимізаційних задач великої розмірності, що можливо за умов використання засобів нейро-нечіткого моделювання.

Оптимізація нормальних режимів роботи ЕЕС здійснюється за умови мінімуму цільової функції, в якості якої приймаються сумарні втрати активної потужності в ЕС [1, 2], тобто

P=f(x,u)min, де х - параметри режиму ЕЕС; u - параметри регулюючих пристроїв (коефіцієнти

трансформації трансформаторів, автотрансформаторів і вольто-додаткових трансформаторів, навантаження джерел реактивної потужності).

Для підвищення ефективності використання трансформаторів з РПН в ЕЕС при формуванні керуючих впливів необхідно також враховувати їх технічний стан та залишковий ресурс. З врахуванням сказаного, в задачі оптимізації режиму ЕЕС може бути встановлено такий критерій оптимальності [2]:

q

1ii,21 PPPF ,

де P1 - сумарні втрати активної потужності в ЕЕС; P2 - втрати, що вводяться для врахування залишкового ресурсу трансформаторів та вартості перемикань с огляду на наближення терміну капітального ремонту; q - кількість трансформаторів, які регулюються.

Необхідність врахування P2 зумовлена тим, що близько 65% силових трансформаторів в Україні, Росії, в мережах США пропрацювали понад 25 років [3].

Для оптимізації місця і кількості керуючих впливів, необхідно використовувати узагальнений показник (коефіцієнт залишкового ресурсу трансформатора), який би враховував зміну всіх контрольованих параметрів. Порівняльний аналіз такого показника для різних, задіяних в процесі керування нормальними режимами трансформаторів, дозволить вибрати кращу сукупність трансформаторів, зменшити їх пошкоджуваність та витрати на ремонт. Задача ускладнюється тим, що частина з діагностичних параметрів контролюється безперервно, а інші параметри визначаються періодично. Таким чином, вихідна інформація для розрахунку коефіцієнта залишкового ресурсу (kрес) є неповною, а пораховане значення kрес – прогнозованим.

Методи нечіткого моделювання у поєднанні з методами критеріального програмування можуть бути використанні для інформаційної підтримки прийняття рішень персоналом під час

172

оперативного керування режимами при неповноті вхідних даних. Cписок літературних джерел: 1. Астахов Ю.Н., Лежнюк П.Д. Применение критериального метода в электроэнергетике. К.:

УМК ВО, 1989. – 137 с. 2. Астахов Ю.Н., Лежнюк П.Д. Применение теории подобия в задачах управления

нормальными режимами электроэнергетических систем // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. –1990. – №5. – С.3–11.

3. Алексеев Б.А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов. – М.: НЦ ЭНАС, 2002. – 216 с.

УДК 621.313.10

А.Е. Савенко, асп.

ИССЛЕДОВАНИЕ СУДОВОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ ПАРОМА “ЕЙСК”

Автомобильный паром “Ейск” осуществляет грузопассажирские перевозки между порт Крым и порт Кавказ. Это достаточно современное судно с гребной электрической установкой на основе двух двигателей постоянного тока МП2-М-630-152-8-М3. Основными источниками электрической энергии на судне являются три синхронных генератора переменного тока 6VD26/20-AL-2, которые работают в параллельном режиме. Гребные двигатели получают питание от шин главного распределительного щита через тиристорные преобразователи. К наиболее мощным потребителям можно также отнести бортовое подруливающее устройство, имеющее винт регулируемого шага, с приводом от асинхронного двигателя с фазным ротором мощностью 135кВт. Дизеля, приводящие во вращение роторы генераторов, оборудованы механическими регуляторами частоты вращения РН-30, а сами генераторы имеют регуляторы напряжения.

Во время хода судна через Керченский пролив вахтенная служба, находящаяся в центральном посту управления, наблюдает колебания в широком диапозоне стрелок амперметров и ваттметров установленных на генераторных секциях главного распределительного щита. Это явление говорит о существовании обменных колебаний мощности между синхронными генераторами во время их параллельной работы, что нарушает устойчивую работу судовой электроэнергетической установки и может привести к обесточиванию всего судна[1,2]. Данная ситуация является аварийной, а значит недопустимой для пассажирского судна[3].

Для изучения работы судовой электростанции разработана ее математическая модель. Синхронные генераторы описаны с помощью уравнений Парка-Горева[4], остальные элементы системы включены в математическую модель в виде их дифференциальных и алгебраических уравнений. Вследствие того, что регуляторам частоты вращения и напряжения присущи явления “люфт”, то в их уравнения введены зоны нечувствительности. В составленную систему уравнений внесены числовые значения параметров всех элементов судовой электроэнергетической системы парома. Исследование характера изменения огибающих токов генераторов показало существование обменных колебаний мощности между генераторами, причем их величина очень сильно зависит от величины зоны нечувствительности.

Для подтверждения правильности модели проведены пассивные экспериментальные исследования при работе электростанции парома во время различных режимов его работы. Контрольно-измерительный комплекс на основе цифрового двухканального осциллографа и компьютера зафиксировал большое количество осциллограмм токов генераторов, их фазных напряжений и мощностей[5]. Полученные результаты подтвердили существование обменных колебаний мощности и с достаточной степенью точности совпали с результатами полученными на математической модели.

Cписок литературных источников: 1. Конкс Г. А. Мировое судовое дизелестроение. Концепции конструирования, анализ

международного опыта / Г. А.Конкс, В. А.Лашко. – М.: Машиностроение, 2005 г.-512 c. 2. Болотин Б. И. Инженерные методы расчетов устойчивости судовых автоматизированных

систем / Б. И. Болотин, В. Л. Вайнер. – Л.: Судостроение, 1974. -332 с.

173

3. Вишневский Л. В. Управление параллельной работой современных судовых многогенераторных электростанций. / Л. В. Вишневский, И. П. Козырев, А. Е. Савенко // - Судовые энергетические установки. -2007. – Вып. 19. – С. 87- 91 .

4. Вишневский Л. В. Моделирование судовых многогенераторных установок. / Л. В.Вишневский, А. Е. Савенко //Автоматика 2008: материалы 15 международной

конференции по автоматическому управлению.- С 93- 95. 5. Савенко А. Е. Теоретичне та експериментальне дослідження роботи багатогенераторної

суднової електроенергетичної системи. – Вістник Вінницького політехнічного інституту.-2011.-Вып. 3. – с. 58-62.

УДК 681.513.2

Н.В. Смирнова, к.т.н.; В.В. Смирнов, к.т.н., доц.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЛАСТЕЙ НЕЛИНЕЙНОСТИ ВОЛЬТ-АМПЕРНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ДУГИ

Размерная обработка дугой (РОД) является процессом, основанным на использовании электрической дуги, в котором обработка деталей осуществляется в поперечном потоке жидкости – диэлектрика с использованием источника питания с падающей внешней вольт-амперной характеристикой (ВАХ) [1].

С целью обеспечения стабильности режима горения дуги в процессе РОД необходимо определить линейные и нелинейные участки ВАХ дуги для последующего выбора соответствующего алгоритма управления. Эта задача решена путем установления взаимозависимости между током Iд и напряжением дуги Uд при перемещении электрода-инструмента в пределах допустимых значений межэлектродного промежутка (МЭП).

Определение искомых участков ВАХ дуги осуществлялось на основании результатов курсорных измерений [2] тока Iд и напряжения дуги Uд в процессе перемещении электрода-инструмента от минимального значения (короткое замыкание) до максимального (обрыв дуги) путем измерения мгновенных значений сигналов тока и напряжения дуги в моменты времени t1 и t2. Для каждого измерения были определены взаимные коэффициенты kI и ku как отношение значений тока Iд и напряжения дуги Uд, необходимые для определения линейных и нелинейных участков ВАХ дуги. Значение коэффициента нелинейности ks определяется выражением:

I

us k

kk , (1)

где )2

)1

t(д

t(дu U

Uk ,

)2

)1

t(д

t(дI I

Ik - отношение значений напряжения Uд и тока дуги Iд измеренных

в момент времени t1 к значениям напряжения Uд и тока дуги Iд измеренных в момент времени t2 [3]. В соответствии с выражением (1), изменение напряжения дуги Uд на величину ΔU приводит к

пропорциональному изменению тока дуги на величину ΔI, и соблюдению равенства: ku = kI и ks = 1. Отсюда следует, что всякое нарушение этой пропорциональной зависимости является нарушением линейности ВАХ дуги. То есть, неравенство: ks < 1 соответствует области изгиба характеристики при минимальном токе дуги и началу развития процесса обрыва дуги, а неравенство: ks > 1 соответствует области изгиба характеристики на участке, формируемом внешней ВАХ источника питания при максимальном токе дуги и началу развития процесса короткого замыкания. Равенство ks = 1 соответствует линейному участку динамической ВАХ дуги.

Таким образом, установлено, что ВАХ дуги имеет вид S-образной кривой при изменении МЭП от минимального до максимального значения при использовании источника питания с падающей внешней ВАХ. Определены линейные и нелинейные участки ВАХ дуги, а также границы области, в которой процесс горения дуги является управляемым.

Cписок літературних джерел: 1. Носуленко В.И. Розмірна обробка металів єлектричною дугою. Автореф. дис. д-ра техн.

наук: 05.03.07 / Кировоградський гос. техн. ун-т – К., 1999.- 36 с.

174

2. Сидоренко В. В. Программная система для исследования сигналов и обработки данных вычислительных экспериментов / В. В. Сидоренко, Н. В. Смирнова, В. В. Смирнов // Матеріали 12 Міжнародної науково-технічної конференції SAIT 2010 ["Системний аналіз та інформаційні технології"], (Київ, 25-29 травня 2010 р.). – К.: УНК "IПСА" НТУУ "КПI", 2010. – С. 488.

3. Смирнова Н.В. Автоматизированная система управления процессом размерной обработки деталей электрической дугой. Автореф. дис. канд. техн. наук: 05.13.07 / Кировоградський нац. техн. ун-т – К., 2012.- 20 с. УДК 621.313.2

А.С. Тютюнник, студ.

ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ ВЫРАВНИВАНИЯ НАГРУЗОК В МНОГОДВИГАТЕЛЬНОМ ПРИВОДЕ ПЕРЕДВИЖНОГО РОЛЬГАНГА

Передвижной рольганг – это телега для перевозки труб различного диаметра по территории цеха по железнодорожной колее, которая приводится в движение при помощи четырёх двигателей постоянного тока мощность 47кВт на каждую колёсную пару. Масса пустой телеги 30 тонн, с трубами 46 тонн.

Без системы выравнивания нагрузки между четырьмя двигателями возникает ситуация, когда один двигатель работает с большой нагруженностью, чем другой, второй двигатель вообще может работать в генераторном режиме. Данный режим возникает из-за разницы параметров двигателей, если номинальный крутящий момент или номинальная частота оборотов хотя бы одного двигателя в многодвигательном приводе будет отличаться, то весь привод уже не будет нормально работать. В рольганге из-за большой массы разница токов якоря может составлять десятки ампер, что приводит к чрезмерному износу двигателей. Существует несколько методов выравнивания нагрузки.

Наиболее простым способом выравнивания нагрузок в многодвигательном приводе является последовательное соединение якорей двигателей, что позволяет получить одинаковый ток на всех якорях двигателей [1] . Это допустимо при достаточно жёсткой механической связи, кроме того изоляция должна быть выполнена на повышенное напряжение тиристорного преобразователя (ТП) и протекающий ток будет 800А.

Для многодвигательных электроприводов с постоянным магнитным потоком двигателей при параллельном соединении их якорей и жёсткой механической связи между двигателями применяют внешний регулятор напряжения, а токовая обратная связь формируется по току ТП. Токи отдельных двигателей выравнивают подбором добавочных резисторов в цепи обмоток возбуждения. Но данный метод не подходит, т.к. все двигатели в нашем объекте работают от индивидуальных ТП[1].

Следующий метод основан на том, что от преобразователей берутся фактические моменты M1 и M2. Вычисляется разница M1-M2. Эта разница, помноженная на некоторый коэффициент K, вычитается из задания тока (момента) первого преобразователя и прибавляется к заданию тока (момента) второго преобразователя. Принцип действия: 1. если M1=M2, то K*(M1-M2)=0.(К заданию скоростей ничего не прибавляется и не отнимается); 2. если M1>M2, то K*(M1-M2)>0,(Задание на момент M1зад падает, а M2зад увеличивается); 3. При M1<M2 все происходит наоборот. Коэффициент K регулирует эффективность уравнивания моментов. Часто применяют и ПИ-регулятор, вместо просто пропорционального. Похожим является метод выравнивания нагрузки при помощи воздействия на обмотки возбуждения двигателей, также берутся сигналы токов якоря и находится разница, но эта разница подаётся на логическое переключающее устройство, которое уже выбирает, в зависимости от знака разницы токов, какую катушку подмагничивать. Для управления магнитным потоком катушек возбуждения используют регуляторы потоков и обратные связи по току катушек возбуждения [1] или используют вентильные инверсные преобразователи [2], которые имеют ряд преимуществ. При данной схеме выравнивания важно исключить перевозбуждение двигателя, т.е. не выходить за границу номинального магнитного потока возбуждения двигателя.

Метод выравнивания нагрузки за счёт воздействия на поток возбуждения двигателя был промоделирован в среде Matlab. В результате чего он был проверен и показал хорошие результаты

Cписок літературних джерел:

175

1. Перельмутер В. М Сидоренко В. А. Системы управления тиристорными электроприводами постоянного тока.— М.: Энергоатомиздат, 1988.—304 с, ил.

2. Теория электропривода и промышленной электроники [Электронный ресурс] — Электрон. дан. — Режим доступа: http://elektroprivod.org.ua, свободный. — Загл. с экрана. — Яз. рус. УДК 621.311

М.І. Цибульський, асист.

КОМП’ЮТЕРНА SIMULINK-МОДЕЛЬ РОЗПОДІЛЬЧИХ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖ 10 ТА 0,4 КВ З КЕРОВАНОЮ КОНДЕНСАТОРНОЮ КОМПЕНСУЮЧОЮ УСТАНОВКОЮ

В сучасному світі все більше уваги приділяється питанням енергозбереження. В електроенергетиці одним з основних напрямків зменшення втрат енергії є компенсація реактивної потужності, найбільш поширеним засобом якої в мережах 10 та 0,4 кВ в силу цілого ряду переваг є компенсуючі установки на основі конденсаторних батарей. Одним з основних недоліків цих пристроїв є квадратична залежність генерованої реактивної потужності від прикладеної напруги. На напругу мережі, в свою чергу, впливають джерело живлення, ввімкнена потужність конденсаторної компенсуючої установки (ККУ) та регулюючий ефект навантаження. Крім того, при наявності несиметрії напруг в мережі, потужність конденсаторів з однаковою ємністю на різних лінійних напругах різнитиметься. Отже для керованих ККУ підвищити ефективність їх роботи можна шляхом врахування такої взаємозалежності потужності від напруги в алгоритмах керування.

В попередніх роботах були розроблені математичні моделі та програми роботи ККУ з урахуванням вищеозначених факторів. Для експериментального підтвердження отриманих результатів розглядалася можливість проведення натурного експерименту в реальній системі електропостачання, дослідження на фізичній або на комп’ютерній моделі. Для першого варіанту характерні наступні недоліки: складність отримання доступу до об’єкту, неможливість дослідження за всіх можливих параметрів режиму, необхідність наявності апаратно-реалізованого регулятора та компенсаційної установки, яка буде працювати з ним. У випадку експерименту на фізичній моделі складності ті ж самі, за виключенням можливості моделювання різних параметрів режиму електросистеми. Як найбільш прийнятним варіантом обрано варіант дослідження на комп’ютерній моделі, до якої висувалися наступні вимоги:

- адекватність елементів та моделі в цілому фізичним електротехнічним об’єктам; - можливість імітації динамічних режимів, пофазної зміни напруг, потужності; - можливість моделювання статичних характеристик навантаження. Згідно означених вимог була побудована комп’ютерна модель розподільчої мережі 10 та

0,4 кВ, ККУ і її системи керування. В якості середовища моделювання була обрана прикладна програма Simulink з пакету MATLAB та її бібліотека SimPowerSystem. Крім наявності моделей основних електротехнічних пристроїв її великою перевагою є можливість моделювання електричних систем поєднуючи методи імітаційного та структурного моделювання. Так, силова частина електричної системи була виконана з використанням імітаційних блоків SimPowerSystem, а система керування ККУ – з допомогою звичайних блоків Simulink, що лише відображають алгоритм її роботи, а не електричну схему. Такий підхід значно спрощує всю модель.

Модель ділянки електричної розподільчої мережі складається з ряду підсистем, кожна з яких відтворює певний її елемент: джерело електроенергії, живляча кабельна лінія, трансформатор, трифазне навантаження. В якості джерела живлення вибраний елемент “Three-Phase Programmable Voltage Source”, що дозволяє задати вихідну напругу у вигляді симетричних складових та гармонік, а також закон, за яким вона змінюватиметься. Трифазне симетричне навантаження на напрузі 0,4 кВ представлене елементом бібліотеки SimPowerSystem – “Three-Phase Dynamic Load” і задане початковими активною та реактивною потужністю і параметрами, що визначають характер кривих статичних характеристик. Зміною величин напруги та навантаження також можна керувати за допомогою зовнішнього сигналу, завдяки чому можливо дослідити роботу системи в усіх потрібних режимах. Трифазна симетрична ККУ представлена у вигляді трифазного ємнісного навантаження, з’єднаного за схемою «трикутник», трифазного керованого вимикача та системи керування, яка, відповідно розробленим алгоритмам, подає сигнал на включення (відключення) певних потужностей

176

ККУ. Те ж саме, але з можливістю пофазного керування, присутнє у комп’ютерній моделі ККУ несиметричного виконання. Крім того, в моделі присутні показуючі пристрої, що відображають контрольовані параметри системи та установок – лінійні та фазні напруги, активні та реактивні потужності. Розроблена комп’ютерна модель дозволила підтвердити необхідність врахування взаємного впливу напруги мережі, генерованої реактивної потужності та регулювального ефекту навантаження в процесі керування компенсуючою установкою.

УДК 338.246.025:621.311 Ю.В. Чернецька, асп.; А.І. Замулко, к.т.н., доц.

РЕЙТИНГОВЕ ОЦІНЮВАННЯ В ЗАДАЧАХ УПРАВЛІННЯ РОЗВИТКОМ РОЗПОДІЛЬНИХ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ

В умовах зношеності основних фондів, зміни структури та зростання обсягів електроспоживання необхідно забезпечити перспективний розвиток розподільних електричних мереж України. Управління таким складним процесом потребує постійного оцінювання якості управлінських рішень з питань реконструкції й модернізації існуючих та будівництва нових об’єктів електричних мереж, особливо враховуючи обмежені обсяги фінансування галузі та поглиблення приватизаційних процесів у сфері розподілу електроенергії.

Для аналізу та оцінювання ефективності функціонування компаній-власників електричних мереж використовується такий маркетинговий інструментарій, як рейтингова оцінка [1]. У даному дослідженні запропоновано дворівневу систему рейтингового оцінювання діяльності електропередавальних організацій України з використанням концепції бенчмаркінгу. Нижній рівень оцінювання: визначення в межах окремої електропередавальної організації рейтингу районів електричних мереж; верхній рівень – встановлення рейтингу самих електропередавальних організацій, що працюють на Оптовому ринку електроенергії.

Основна мета застосування рейтингового оцінювання - підготовка пропозицій для прийняття управлінських рішень щодо планування і прогнозування розвитку розподільних електричних мереж. Відповідно до мети було визначено основні завдання системи рейтингового оцінювання:

1) оцінити рівень ефективності роботи електропередавальних організацій: за обраними критеріями визначають сильні та слабкі сторони кожного учасника рейтингового оцінювання;

2) прослідкувати загальні тенденції: визначення рейтингу проводиться періодично для відстеження динаміки показників;

3) сприяти розвитку конкуренції між учасниками оцінювання: орієнтація на кращих за принципами бенчмаркінгу дозволяє підвищити ефективність роботи усіх учасників оцінювання;

4) впровадити систему стимулюючого регулювання: результати рейтингового оцінювання можуть бути використані як основа для призначення матеріальних заохочень чи штрафів.

Важливим етапом дослідження стала розробка системи критеріїв рейтингового оцінювання, які було класифіковано з виділенням трьох груп:

- показники, які характеризують фінансово-економічний стан електропередавальної організації на енергетичному ринку;

- показники, які характеризують технічний стан основних фондів компанії; - показники, які характеризують якість надання послуг електропередавальною організацією. Оскільки не всі показники однаково характеризують ефективність функціонування

електропередавальної організації щодо розвитку мереж, кожному критерію рейтингової оцінки було присвоєно ваговий коефіцієнт.

У ході дослідження було розглянуто різні способи визначення рейтингу електропередавальних організацій, а саме: шляхом узагальнення нормалізованих показників, за допомогою бальної оцінки та з використанням методів голосування (правила Борда, Кондорсе, Копленда). Визначено переваги і недоліки кожного із зазначених способів та розроблено рекомендації щодо вибору доцільного варіанта розрахунку.

Розрахунки проводились для 30 основних електропередавальних організацій України. У якості вихідних даних було використано дані річної статистичної звітності компаній за 2009-2011 роки.

177

Аналіз результатів дослідження дозволяє стверджувати, що використання системи рейтингового оцінювання діяльності електропередавальних організацій дозволить підвищити ефективність управлінських рішень щодо розвитку розподільних електричних мереж.

Cписок літературних джерел: 1. Гасанов Г. Б. Рейтинговая оценка и регулирование деятельности распределительных

электрических сетей в условиях нечеткости : монография / Г. Б. Гасанов. – Львов: Издательство Национального университета «Львивська политехника», 2006. - 138 с.

УДК 519.2:621.311 Ю.А. Шуллє, асист.

ПРОГНОЗУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ПРОМИСЛОВИХ ПІДПРИЄМСТВ З ВРАХУВАННЯМ ФРАКТАЛЬНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ ЧАСОВОГО

РЯДУ СПОСТЕРЕЖЕНЬ

В сучасних умовах ринкової економіки ефективне використання електричної енергії на промислових підприємствах складає одну з найважливіших проблем електроенергетики України. Це обумовлено зростанням цін на електроенергію і зростанням її долі в собівартості продукції, яка для енергоємних підприємств досить висока і може досягати 60% і більше. Напрямком, що дозволяє скоротити витрати, є прогнозування енергоспоживання промислових підприємств, яке допомагає уточнювати графіки навантаження електромережі в різні часові інтервали, ефективно планувати та нормувати споживання електричної енергії, забезпечити ефективне використання різнотипного технологічного устаткування.

Графік навантаження електричної мережі кожного підприємства формується під впливом великої кількості різних факторів, повний облік яких неможливий, а отже в умовах енергетичного ринку важливе значення для промислових підприємств має створення системи прогнозування погодинного споживання електричної енергії на добу, що дозволяє мінімізувати відхилення споживаної від заявленої на ринку на добу вперед потужності. Тому актуальність даної задачі тільки зростає.

Спектр методик прогнозування витрат електроенергії досить широкий. Однак все більшого поширення набувають інтелектуальні інформаційні технології, що пов'язані з використанням штучних нейронних мереж, які дозволяють відтворювати складні залежності, які супроводжуються погано формалізованим завданням. Пропонується використовувати показник Херста для прогнозу значень електричних навантажень у поєднанні з нейронними мережами. Показник Херста дозволяє визначити хаотичність або стохастичність аналізованого процесу. Цей показник має широке застосування в аналізі часових рядів завдяки своїй чудовій стійкості. Він містить мінімальні припущення про систему, що вивчається, і може класифікувати часові ряди. Також він може відрізнити випадковий ряд від невипадкового, навіть якщо випадковий ряд не нормально розподілений. Херст ввів безрозмірне відношення за допомогою ділення розмаху R на стандартне відхилення спостережень S. Цей спосіб аналізу став називатись методом нормованого розмаху (R/S-аналізу). Херст показав, що більшість природних явищ підкорюються «зміщеному випадковому блуканню» - тренду з шумом. Величина коефіцієнта H характеризує відношення сили тренда (детермінований фактор) до рівня шуму (випадковий фактор). Сила тренда і рівень шуму можуть бути оцінені тим, як змінюється нормований розмах з часом, або, іншими словами, на скільки величина Н перевершує 0,5. У класичному вигляді цей показник може бути отриманий із

співвідношення HR S N , R – максимальний розмах досліджуваної величини; S – її

середньоквадратичне відхилення; N – час досліджень (або об’єм вибірки), – деяка постійна; H – показник Херста [1,2].

При дослідженні графіків навантажень промислових підприємств було здійснено фрактальний аналіз, який показав наявність короткострокової і довгострокової пам’яті даних стохастичних процесів. Часовий інтервал, на якому простежується довгострокова залежність лежить у діапазоні від тижня до року. Таким чином, прийнявши до уваги отримані результати запропоновано при прогнозуванні зважати на довгострокову та короткострокову пам'ять, при цьому оцінивши показник Херста робити прогноз, яке буде подальше споживання електроенергії, з уточненням за допомогою нейронних мереж [3].

178

Список літературних джерел: 1. Федер Е. Фракталы. Пер. с англ. - М.: Мир, 1991.- 254 с. 2. Петерс Э. Фрактальный анализ финансовых рынков: применение теории хаоса в

инвестициях и экономике. - М.: Интернет-трейдинг, 2004. - 304 с. 3. Шуллє Ю.А. Прогнозування електричних навантажень з використанням R/S- аналізу

часових рядів / Вісник Вінницького політехнічного інституту. 2011. №6 – С.53-56

КОНТРОЛЬ І УПРАВЛІННЯ В МЕХАНІЦІ, ГІДРАВЛІЦІ, ТРАНСПОРТІ, ГІРНИЧІЙ СПРАВІ ТА ІНШЕ

UDC 629.7.072.1

D. Kucherov, Ph.D., senior scientist, A. Kozub, Ph.D., senior scientist

PATH PLANNING UNMANNED AERIAL VEHICLES IN COMPLEX FLIGHT CONDITIONS

The problem of the path planning unmanned aerial vehicles (UAVs) is well known and remains a subject of current research in recent years in connection with the planning of the trajectories of multiple UAVs.

The requirements for decision of this problem includes the safety of flying in difficult conditions, the minimum time of arrival at destination, precision castings path, smooth curve path [1-3]. Flying UAVs to be controlled on-board control system in real time, with the path planning algorithm should be able to change the path during the flight.

Under the conditions of the problem is a trajectory of a curve joining two fixed points: the beginning of the path and destination. There are different approaches to the construction of the curve. For example, an approach based on the construction of curves of minimal length (Dubins curves) [1], which construct a pair of circular arcs and tangents linear section connecting them. As the path chosen is the curve which has minimal length. Option of constructing a trajectory based on the optimization of risk perceived threats, it is proposed in [2]. The trajectory is determined by the specified intermediate points that are interpolated by Lagrange polynomials. The solution requires knowledge of the distribution of risk and its derivatives, which is not always possible.

The planning method based on the construction of Voronoi diagrams, it is proposed in [3]. Lots UAV path between adjacent points whose coordinates depend on the relative positions of the sources of threats, determine the trajectory of the UAV on the ground. This trajectory is determined by solving a system of differential equations for the spring-mass-system. The method requires a certain spatial arrangement of the sources of threats, which is routed for UAVs between the treats.

An alternative to consider is a approach in which the path of the UAV s(t) is constructed as a Bezier curve control points pk = (xk, yk), where k = 1, 2, 3, 0 <t <1, in accordance with the expression

3

0

)()1()!(!

!)(

k

knkk tt

knk

npts

The report proposes an approach to the construction of the trajectories of the minimum length of the path in the UAV constraints on the curvature based on Bezier curves.

List of references 1. Dubins L.E. On curves of minimal lengthwith a constrainton overage curvature, and with

prescribed initial and terminal positions and tangents / Dubins L.E. // AM. J. Math. – 1957. - 79. – P. 497-516.

2. Степанян К.В. Планирование траектории БПЛА в сложных условиях при наличии угроз / Степанян К.В., Миллер А.Б., Миллер Б.М. // Материалы 33-й конференции молодых учених и специалистов ИППИ РАН «Информационные технологи и системы» (ИТИС”10) 20-24 сентября 2010, Россия, Геленджик, с.263-268. [Electronic resource]. – Access mode: http://www.itas2010.ittp.ru/pdf/1569326822903.pdf.

3. Bortoff S.A. Path Planning for UAVs / Bortoff S.A. // Proceedings of the American Control Conference, June 2000, Chicago, Illinois, p. 364-368.

179