диссертация в области автоматизации

так же следует отметить, что существующая противоаварийная автоматика (ПА) была выполнена и реализованна в 60-х - 70-х годах. Она (ПА) физически и морально устарела.

Например можно ограничить величину максимального отклонения частоты вэнергосистеме, например величиной 48.1 Гц (уставка), что позволяет сохранить в работе АЭС при частотных авариях.

В подтверждение моих слов достаточно вспомнить крупные аварии 2002-2007 годов: в Азербайджане, Грузии, Италии, Японии, США и Канада, Россия, Европа, Дания и Швеция, Англия (Лондон), Греция и т.д. и т.п.. В разных странах, автоматика каждый раз оказывалась не на высоте. При этом, автоматика работает так как было заданно (расчитанно), а энергосистема разваливается. Причина в том, что невозможно рассчитать ВСЕ возможные сценарии аварий. Зачем и кому нужна такая ПА, в результате работы которой все разваливается?

Новые методы, управления вообще не расчитываются, автоматика сама в реальном времени принимает решения, сколько и как воздействовать на энергосистему, что бы получить заданный закон изменения частоты. За счет этого, ПА становиться адаптивной к течению и развитию аварии.

При этом в принципе не может быть не рассчетных аварий, наоборот с установкой данной автоматики, ВСЕ аварии станут расчетными, а следовательно правильно управляемыми.

Так же удачно решена проблемма каскадных и сложных (многокаскадных) аварий в энергосистеме. У существующей АЧР-1 в случае каскадных аварий есть мертвая зона по частоте (очень хорошо видна на примере Итальянской аварии 2003 года), в новом методе - мертвой зоны нет, что существенно повышает надежность ПА.

В работе решены проблеммы перехода от существующей автоматики к новой, с помощью использования новой защитной функци - динамического торможения энергосистемы.

Предложенны методы - сверх быстрого востоновления частоты в энергосистеме с полным исключением её перерегулирования. При этом времемя восстановления частоты может быть уменьшенно до 5-10 секунд, что принципиально невозможно при существующих методах управления.

Одним словом в работе много чего нового, всего и не опишешь.

Сейчас серьезно подумываю насчет производмтва пилотного образца и запуска в производство.

CLON

Почитать можно, да вот врятли Вы что-то там поймете. Она не на русском и не английском языке. :(

Она на латышском языке (в всего мире носителей этого языка около 2-х миллионов человек). :)

CLON

PS: Есть публикации на английском.

Дело в том, что экономически не целесообразно поддерживать БОЛЬШОЙ вращающийся резерв в энергосистеме. Технически можно держать и 10% и 20% и даже 50% в резерве (если позволяют установленные можности), но кто за это ВСЕ будет платить?

Поэтому обьединяя энергосистемы в энергообьединения, удельный вес расчетной аварийной ситуации уменьшается (т.е. наибольшая мощность возможного аварийного отключения генерации к величине общей мощности энергосистемы), а следовательно появляется возможность уменьшить вращающийся резерв до 3-5%, что позволяет экономить миллиарды долларов в год. Более точно можно почитать требования УСТЕ (www.ucte.org), там приводится формула для расчета величины вращающегося резерва в зависмости от величины потребления в обьединении.

При этом следует помнить, что при частотной аварии частота может снижаться с большими скоростями (от 1-3 Гц/сек, вплоть до 4-5 Гц/сек), следовательно пустить гидро- или теплотурбины за время 2-3 сек физически не возможно (пуск гидроагрегата требует 20-40 секунд из режима синхронного компенсатора, а из состояния останова до 2-3 минут, запуск паровой турбины требует часы, газовую турбину от 20 сек до 1-2 минут ). Поэтому ЕДИНСТВЕННЫМ средством, что бы остановить аварийное снижение частоты в энергосистеме и не допустить каскадного её развится является автоматика АЧР. 

В Латвии на данный момент рекнструированны Рижской ТЭС1, а Рижской ТЕС-2 сейчас реконструируется, Кегумская ГЭС - (правый берег) реконстриурованна, Рижская ГЭС - заменнены регуляторы частоты и активной мощности, Плявинская ГЭС частично реконструированна и сейчас реконструкция продолжается. Таким образом, все станции (с блоками более 50 МВт) реконстриурованны или реконструируются. Вводятся новые блоки на Рижской ТЭС-2. Аналогичные реконструкции проводятся в Литве и Эстонии.

А АЧР остается старая, которая была простоенна в 60-х годах. При этом в Латвии происходит "дробление" энергокампании на части, в результате автоматика АЧР оказалась на "территории" местных сетей, которые слабо понимают её назначение. Есть и еще проблеммы, например с выделением ТЭС на местную нагрузку во время частотной аварии.

Кстати, то о чем Вы написали более актуально для первичного, вторичного и третичного регулирования частоты, но не для аварийного регулирования частоты в энергосистеме.

С уважением CLON

Что бы из закона управления исключить обратные связи по регулируемому параметру, достаточно его просто предсказывать, точнее предсказывать его установившееся значение. И регулировать не по текушему значению параметра, а по предсказанному.

В результате получаем принципиально новый регулятор, который не перерегулирует, т.к. предсказанная величина на 3Т-4Т опережает текущюю величину, а следовательно у регулятора достаточно времени в процессе регулирования на то ,что бы скорректировать управлеющее воздействие так, что бы подойти к заданной величине без перерегулирований. 

Так же появляется возможность подходить к заданной величине не абы как, а по заданному закону регулирования, например линейно или по экпоненте и др.

Нет, гораздо более простой математический аппарат.

Фазовая плоскость и её свойства (САУ, академик А.А.Андронов).