3tom220

3tom220



7. SYSTEMY ELEKTROENERGETYCZNE 442

Z praw obwodu elektrycznego i przyjętej hipotezy o strukturze sieci wynika postać matematyczna wektora nieliniowych zależności h pomiędzy wektorem stanu x i wektorem wielkości mierzonych y, y = h(x). Pierwszym założeniem dotyczącym błędów pomiarowych jest ich addytywny charakter: z = y + K gdzie r — jest m-wymiarowym wektorem błędów.

Dane telemetryczne i telesygnalizacyjne są obarczone błędami wynikającymi z metodyki pomiaru i przesyłu informacji. Rozróżnia się przy tym błędy dwojakiego rodzaju:

—    małe, uzasadnione dokładnością stosowanych urządzeń pomiarowych i transmisyjnych;

—    nadmierne błędy grube, powodowane zakłóceniami w pracy tych urządzeń.

Dla pierwszego typu błędów przyjmuje się model probabilistyczny, w którym wektor yjest realizacją procesu losowego, podlegającego rozkładowi normalnemu N (0, R). Przyjęcie, że wartość oczekiwana E, będąca podstawą do konstrukcji testów wykrywających grube błędy wśród danych pomiarowych, jest równa zeru, E(v) = 0, stanowi drugie istotne założenie dotyczące modelu błędów. Zakłada się, że macierz kowariancji R = E(rvT) jest macierzą diagonalną.

Podstawą każdej estymacji jest przyjęcie kryterium wyznaczania estymaty i rozpatrywanego wektora x. W statycznej estymacji wektora stanu systemu elektroenergetycznego jest wyznaczane takie oszacowanie x wektora stanu, które minimalizuje funkcję ryzyka J(x) w postaci

J(x) = vTR~'v = [z-A(x)]T/r‘ [z-A(*)]    (7.28)

Postać funkcji J(x) wynika bezpośrednio z estymatora największej wiarygodności, lecz może być również wynikiem odpowiednio sformułowanego zadania minimum sumy ważonej kwadratów. Jeśli x oznacza wektor minimalizujący funkcję J(x) (7.28) przy założeniu, że x istnieje, to x spełnia równanie

VJ(*)L_< = ff(i)R-'[_Z-h{x)-\ = 0    (7.29)

gdzie: V7(x) — gradient funkcji J(x) wg zależności (7.28); H(x) — macierz Jacobiego funkcji h(x).

Rozwiązanie iteracyjne nieliniowego układu równań (7.29) jest najbardziej pracochłonnym etapem obliczeń estymacji wektora stanu. Najogólniej iteracje można przedstawić w postaci wielokrotnego rozwiązywania równania różnicowego

= - W'™\J(ćkr)    (7.30)

gdzie: k — numer iteracji, hAk'1 — macierz wzmocnienia.

Warunkiem koniecznym zbieżności takiego procesu iteracyjnego jest, aby macierz wzmocnienia była dodatnio określona. Kontrola tego warunku jest celem testowania obserwowalności.

Istnieje wiele metod numerycznych wyznaczania macierzy wzmocnienia, z których najczęściej jest stosowana metoda Newtona-Raphsona. W metodzie tej macierz wzmocnienia jest odwrotnością hesjanu funkcji J(x), lecz zazwyczaj przyjmuje się dodatkowe uproszczenie i odrzuca człon nieliniowy hesjanu. Wtedy macierz wzmocnienia ma postać

= lHT(x‘kt)R-'H(x,kt)] ■'    (7.31)

W praktycznych rozwiązaniach procesu iteracyjnego, sformułowanego w podany wyżej sposób, stosuje się różnorodne techniki numeryczne w celu upraszczania i przyspieszania obliczeń.

Test obserwowalności powinien dać odpowiedź na pytanie, czy aktualnie dostępny zbiór danych telemetrycznych jest wystarczający pod względem liczby i rozmieszczenia punktów pomiarów do skutecznego obliczania estymaty stanu systemu. W ścisłym sensie matematycznym odpowiada to analizie macierzy wzmocnienia fF®. Ponieważ konstrukcja macierzy wzmocnienia (7.31) zapewnia jej dodatnią określoność, więc problem obserwowalności sprowadza się do kontroli, czy rząd macierzy jest równy (2w— 1).

Analiza błędnych danych obejmuje detekcję i identyfikację grubych błędów (ang. bad dala). Test detekcji jest testem kontroli słuszności założenia o modelu błędów v. Jeżeli błędy v mają rozkład normalny o zerowej wartości oczekiwanej, to funkcja ryzyka J(x) jest statystyką o rozkładzie jrzu — (2w— 1) stopniami swobody.

Test detekcji grubych błędów polega więc na testowaniu dwóch hipotez:

ff0 — wśród danych (tj. pomiarów, konfiguracji i parametrów) nie ma błędów grubych,

H, — hipoteza H0 nie jest prawidłowa.

Obliczając estymowaną wartość funkcji ryzyka J(x) = vTR~'r, hipotezę H0 odrzuca się, gdy J(x) > y~. Prawdopodobieństwo błędów' decyzyjnych zależy od przyjętego poziomu istotności x oraz wartości błędów grubych.

Identyfikacja pomiarów obarczonych grubymi błędami jest dosyć złożona i odbywa się na podstawie analizy odpowiednio unormowanego wektora różnic r = z—h(x).

Jakość estymacji oraz skuteczność identyfikacji błędów grubych zależą od liczby i rozmieszczenia punktów pomiarów, czyli od poziomu globalnej i lokalnej redundancji. Redundancja jest to stosunek liczby pomiarów do liczby składowych wektora stanu m/{2w— 1). Ocenia się, że dla skutecznej estymacji i identyfikacji grubych błędów redundancja powinna wynosić ok. 2 [7.47],

7.3. Stany nieustalone

7.3.1. Wprowadzenie

Wśród stanów' nieustalonych w SEE rozróżnia się:

—    normalne stany nieustalone, charakteryzujące się takimi zmianami parametrów' systemu, które nie naruszają zdolności systemu do wykonania jego podstawowego zadania;

—    zakłóceniowe (awaryjne) stany nieustalone, dla których są podawane charakterystyki techniczne niezbędne do likwidacji zakłóceń i określenia warunków dalszej pracy systemu. Pozaklóceniowe stany systemu są to stany ustalone, wynikłe najczęściej na skutek zmiany

normalnej konfiguracji systemu. Praca systemu odbywa się wtedy przy nieco gorszych charakterystykach techniczno-ekonomicznych.

Wprowadzono umowne pojęcia zakłóceń małych i dużych. Zakłócenie mak jest wynikiem wymuszenia, którego wpływ na zachowanie się systemu objawia się praktycznie niezależnie od miejsca wystąpienia działania zakłócającego i jego wartości. W związku z tym systemem znajduje się w przedziale stanów bliskich do wyjściowego i może być rozpatrywany jako liniowy.

Zakłócenie duże jest wynikiem wymuszenia, którego wpływ na zachowanie się systemu istotnie zależy od czasu trwania, wartości i miejsca wystąpienia działania zakłócającego. W tym przypadku w całym przedziale badanym system powinien być rozpatrywany jako nieliniowy.

Wszystkie procesy, które mogą występować w SEE, można podzielić na cztery grupy ze względu na czas ich trwania (od mikrosekund do wielu godzin), a także ze względu na przyczyny występowania i sposoby badania. Po uwzględnieniu, że granice między tymi grupami są umowne, można je przedstawić w sposób pokazany na rys. 7.3.

Istnieje także inny podział stanów nieustalonych [7.9; 7.15] na:

—    szybkozmienne: falowe, elektromagnetyczne;

—    wolnozmienne: elektromechaniczne (np. regulacja częstotliwości), termodynamiczne (np. regulacja kotłów);

—    quasi-statyczne: procesy bilansowania obciążeń.

Opis modeli i poziomów badania stanów SEE przedstawiono na rys. 7.4.


Wyszukiwarka

Podobne podstrony:
3tom221 7. SYSTEMY ELEKTROENERGETYCZNE 444 Rys. 7.4. Modele i poziomy badania stanów SEE7.3.2. Zwarc
3tom222 7. SYSTEMY ELEKTROENERGETYCZNE .446 —    niesymetryczne, przy których symetri
3tom223 7. SYSTEMY ELEKTROENERGETYCZNE 448 Tablica 7.3. lmpedancje dodatkowe  Ą> i współczynniki
3tom224 7. SYSTEMY ELEKTROENERGETYCZNE czyli że odpowiedzią na wymuszenie (zaburzenie) jest dążenie
3tom225 7. SYSTEMY ELEKTROENERGETYCZNE 452 Współczynnik zapasu stabilności lokalnej wyraża wzór (7.4
3tom226 7. SYSTEMY ELEKTROENERGETYCZNE 454 Postępowanie przy badaniu stabilności można przedstawić
3tom227 7. SYSTEMY ELEKTROENERGETYCZNE 456 stała dla całego badanego przebiegu przejściowego, chocia
3tom228 7. SYSTEMY ELEKTROENERGETYCZNE 458 nie dotyczy ruchu wirnika, ale częstotliwości prądu mniej
3tom229 7. SYSTEMY ELEKTROENERGETYCZNE 460 Regulację pierwotną realizuje regulator prędkości obrotow
2.3. System wykorzystania energii - człon siłowni ORC elektrociepłowni Przyjęto, że medium obiegowym
Modelowanie elektrowni wiatrowej w systemie elektroenergetycznym w otoczeniu rynkowym
Modelowanie elektrowni wiatrowej w systemie elektroenergetycznym w otoczeniu rynkowym Modelowanie el
Modelowanie elektrowni wiatrowej w systemie elektroenergetycznym w otoczeniu rynkowym
Modelowanie elektrowni wiatrowej w systemie elektroenergetycznym w otoczeniu rynkowym 13 okresów
Modelowanie elektrowni wiatrowej w systemie elektroenergetycznym w otoczeniu rynkowym
Modelowanie elektrowni wiatrowej w systemie elektroenergetycznym w otoczeniu rynkowym
Modelowanie elektrowni wiatrowej w systemie elektroenergetycznym w otoczeniu rynkowym 16 MK - E MK W
Modelowanie elektrowni wiatrowej w systemie elektroenergetycznym w otoczeniu rynkowym 174. Implement
Modelowanie elektrowni wiatrowej w systemie elektroenergetycznym w otoczeniu rynkowym 18 Modelowanie

więcej podobnych podstron