К проблеме идентификации неизмеряемых параметров распределительной сети по данным АСКУЭ

УДК 620.9:681.011.56

DOI: 10.14529/power190103

К ПРОБЛЕМЕ ИДЕНТИФИКАЦИИ НЕИЗМЕРЯЕМЫХ ПАРАМЕТРОВ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ ПО ДАННЫМ АСКУЭ

Т.Т. Оморов, Р.Ч. Осмонова, К.Э. Закиряев

Национальная академия наук Кыргызской Республики, г. Бишкек, Кыргызская Республика

Рассматривается распределительная электрическая сеть (РЭС) напряжением 0,4 кВ, функционирующая в несимметричном режиме. Сформулирована задача идентификации неизмеряемых параметров (токов и напряжений) межабонентских участков РЭС по данным автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ). Для решения сформулированной задачи предлагается метод, основанный на расчленении исходной структуры сети на три виртуальные подсистемы, представленные ее фазами. На основе принципа наложения получены математические соотношения, анализ которых позволил идентифицировать искомые параметры сети в явной форме. Отличительная особенность метода состоит в том, что при реализации процедуры идентификации не требуется описание ее переменных состояния в комплексной форме, что упрощает его вычислительную схему. Полученные результаты ориентированы для идентификации и мониторинга потерь электроэнергии в распределительной сети в составе АСКУЭ.

Ключевые слова: трехфазная сеть, несимметрия токов и напряжений, неизмеряемые параметры, метод идентификации.

Введение

В последние годы в целях комплексной автоматизации и информатизации распределительных электрических сетей (РЭС) широко используются автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), основанные на цифровых технологиях. Функциональная структура этих систем главным образом ориентирована для решения задач, связанных с коммерческим учетом электроэнергии [1]. Как известно, технические и программные средства АСКУЭ имеют возможность дистанционно осуществлять периодический опрос счетчиков электроэнергии, установленных у абонентов сети. При этом непосредственно измеряются и контролируются лишь действующие значения токов и напряжений, определяющих состояния нагрузок (электроприемников) РЭС, а переменные состояния межабонентских участков магистральной линии не доступны для измерения и поэтому не контролируются [2, 3]. В то же время эти переменные (токи и напряжения) распределительной сети, функционирующей в несимметричном режиме [4-6], определяют такие ее важные показатели, как потери мощности и электроэнергии в магистральной линии [7-10]. Использование известных методов и технологий для их идентификации и оперативного мониторинга электрического состояния РЭС [2, 11-15] представляет определенные трудности.

В [3, 16-19] изложены методологические основы оценки неизмеряемых параметров несимметричной трехфазной сети. При этом предварительно решается задача построения математической модели РЭС, которая базируется на комплексном представлении ее переменных, что в определенной степени

усложняет проблему нахождения искомых параметров. В данной статье предлагается метод идентификации неизмеряемых параметров межабонентских участков сети, в алгоритме которого непосредственно используются исходные данные АСКУЭ, полученные по каналам связи с абонентских счетчиков электроэнергии, что значительно упрощает процедуру идентификации искомых величин.

Постановка задачи

Рассматривается четырехпроводная РЭС напряжением 0,4 кВ, расчетная схема которой показана на рис. 1.

Обозначения имеют следующий смысл: к,у -индексные переменные, обозначающие соответственно номера фаз А, В, С (к = 1,3) и электрических контуров сети ( V = 1 ,п); Ёок — ЭДС к-й фазы; иок, !ок = Чк - мгновенные синусоидальные напряжения и токи соответственно на входах соответствующих фаз; 1ук, иук, Еук - синусоидальные мгновенные ток, напряжение и сопротивление нагрузки (электроприемника) с координатой ^,к); 1ук,гук - мгновенный ток и комплексное сопротивление ^го межабонентского участка (МАУ) к-й фазы; йук, йу - напряжения соответственно на ^м МАУ к-й фазы и нейтрального провода; -мгновенный ток и комплексное сопротивление ^го участка нейтрального провода.

Далее предполагается, что выполняются следующие условия:

1) трехфазная сеть является линейной системой;

2) фазные и нейтральные провода сети имеют разные сечения, т. е. комплексные сопротивления

Рис. 1. Расчетная схема трехфазной сети

zvk^zv (к = 1,3, v = 1,п), которые предварительно определяются и записываются в базу данных АСКУЭ;

3) в системе используются технические средства для подавления высших гармонических составляющих токов и напряжений в сети;

4) с абонентских счетчиков электроэнергии (Сч ук) в базу данных АСКУЭ по каналам связи в дискретные моменты времени t Е [t^, с шагом дискретизации At^ = — t^ (^ = 1,2,...) поступают следующие данные:

• действующие значения токов Ivk и напряжений Uvk на нагрузках сети;

• коэффициенты мощности cvk = cos yvk, определяемые фазовыми сдвигами фук между соответствующими напряжениями Uvk и токами Ivk.

Как известно, в современных АСКУЭ межабонентские комплексные токи ivk, ]v и напряжения iivk, uv не измеряются и не контролируются, что не дает возможность осуществлять оперативный мониторинг электрического состояния РЭС. В то же время на основе метода, основанного на комплексном представлении токов и напряжений в сети, можно их идентифицировать по данным АСКУЭ. При этом мгновенные синусоидальные токи Ivk и напряжения Uvk на нагрузках Zvk в установившемся режиме представляются в комплексной форме [17, 20]:

ivk = IBk+jIMk=Ivkej^,

Uvk = Кк + № = Uvkertvk, v = 17И, к = 13 , (2) где символы «в» и «м» обозначают вещественные и мнимые части соответствующих комплексных переменных; Ivk, Uvk, avk, фук — модули и фазовые сдвиги этих переменных; j2 = —1. При этом

аук = Рк + аук, Фук = Рк + Фук, фук = Фук - Яук, = 2(к - 1) П/3, где , 'фук - приращения фазовых сдвигов относительно их номинальных значений ^, обусловленные несимметрией токов и напряжений в сети. В случае, когда построена модель нагрузок в форме (1) и (2), межабонентские токи и напряжения можно оценить на основе известных законов электротехники (см. рис. 1):

1ук =1?=у01к+ЛГк) =_1укеК^к),

йук = 1укгук'У = 1>И>к = 1Д Л/ = ¿VI + *>У2 + Кз> йУ = 1у?у, ^ = 1,71. (4) Анализ соотношений (1)-(4) показывает, что для определения указанных электрических переменных необходимо, чтобы предварительно были определены фазовые сдвиги токов аук и напряжений грук на нагрузках сети, что является отдельной сложной задачей. Дальнейшие исследования показали, что использование подхода, основанного на декомпозиции исходной структуры трехфазной сети, позволяет идентифицировать модули (действующие значения) межабонентских комплексных токов 1ук, ]у и напряжений Щь, иу без предварительного построения модели несимметричной распределительной сети на основе комплексного описания ее переменных.

Задача заключается в том, чтобы на основе данных, полученных с абонентских счетчиков электроэнергии, хранящихся в базе данных АСКУЭ, идентифицировать межабонентские действующие токи 1ук, ]у и напряжения , иу несимметричной распределительной сети, недоступные для измерения и контроля.

Решение сформулированной выше задачи включает следующие основные этапы:

1. Декомпозиция задачи.

2. Оценка разностей фазовых сдвигов.

3. Идентификация действующих токов и напряжений на участках фазных проводов.

4. Идентификация действующих токов и напряжений на участках нулевого провода.

Декомпозиция задачи. По условиям задачи рассматриваемая трехфазная сеть (см. рис. 1) представляет собой линейную систему. Тогда на основе свойства линейности ее можно расчленить на три подсистемы (составные части), каждая из которых представляет собой соответствующую фазу сети при отключенном состоянии двух других фаз (рис. 2).

Эти подсистемы можно рассматривать как условно автономные структуры, на входах которых действуют ЭДС Ё01, Ё02 и Ё03, формируемые источником питания (трансформаторной подстанции) сети. При этом комплексные токи 1'ук и напряжения и'ук на нагрузках новых подсистем отличаются от прежних их значений и описываются следующими выражениями:

Кк = ,

0'ук = и'у = к = 13, где I'ук и и'ук - модули соответствующих переменных. При этом их фазовые сдвиги аук и фук сохраняются, но их значения неизвестны. Межабонентские токи I ук также отличаются от их исходных значений, которые можно представить в экспоненциальной форме:

I'V* = I'V = т, к = 13, (6) где I'ук, аук - модуль (действующее значение) и аргумент комплексного тока I'ук соответственно.

Следует отметить, что при такой декомпозиции исходной проблемы значения комплексных сопротивлений сети (Zvk, zvk, Zy) не изменяются. В частности, сопротивления нагрузок можно представить в виде

= Zvjke^v*, у = к = 13,

где Zvk, фук - модули и аргументы комплексных сопротивлений Zvk соответственно, определяемые по исходным данным задачи:

Zvk =^>Vvk = arccos Сук, Сук = cos qvk.

Основная идея декомпозиции исходной структуры трехфазной сети заключается в том, что на ее основе удается найти функциональные связи между фазовыми сдвигами avk и avk. В частности, можно численно оценить величины Qvk, определяющие их разности:

Qvk = avk - avk, v = 1~й, к = 13.

Как видно будет из дальнейшего, знание разностей вук позволяет определить оценки действующих значений lvk межабонентских токов ivk, которые недоступны для измерений и в АСКУЭ не контролируются.

Оценка разностей фазовых сдвигов. Предположим, что в момент времени t Е [t^, путем опроса счетчиков электроэнергии в базу данных АСКУЭ поступили данные измерений. Рассмотрим электрические контуры новых подсистем, полученных путем декомпозиции и представленных на рис. 3, где z^B - эквивалентные сопротивления k-й фазы, определяемые выражениями:

Lvk

= V = l,n, fc = l,3.

lfvk

zlk

U

lk

Jok

$u>ok

i' 2k Z2 k -H h

U'2k

lk

\/

lk

u'.

lk

* n-l,k i'nk Zjlk

...

Zn-I,k

i'n-l,k Unk

V

V.

nk

\/

t' 2A Z2

1 71-1,fc

—<e-

U'n-V

0nk

U'

nk

I

<-

nk

0'

U\ U'2 un

Рис. 2. Структура k-й подсистемы распределительной сети

zlk

1 1,

-•ok

©

1 Ok

U'ok

U

lk

i 2k Z2k -^H i-

i'v-1 ,k i' ... ->-

vk

zvk

lk

lk

I lk U'lk i' 2k

u

2k

Zv-l,k

V

l'v-ljk йук

u'v-l ,k

V

Z 2

~экв vk

1/-1 ,k i'vk

-

U'

vk

0'

Рис. 3. Схема k-й подсистемы с эквивалентным сопротивлением

Для этих контуров справедливы следующие балансовые соотношения для напряжений:

V'у-1,к = + ^ + У = йа = 1Д

По условиям задачи все сопротивления трехфазной сети являются известными величинами, поэтому эквивалентные сопротивления г™ можно вычислить непосредственно по заданной расчетной схеме, показанной на рис. 2. Один из возможных алгоритмов их оценки, имеющий более простую вычислительную схему, изложен в приложении 1.

Отметим, что действующие значения

0' 1к = (г2к + г2 + г2Т)1' 2к, к = 173. Полученные соотношения с учетом того, что 0'\к = 11к1' 1к, запишем в виде

1 к = (22к + г2 + 2к, к = I-,3,

что эквивалентно следующим соотношениям:

= г '2к, Й = 1Д

"2 к

где 2'2к - комплексная величина, определяемая по формуле

. „ . „экв

, _ г2к+22+г2к

^ 2к =-;-.

По условиям задачи сопротивления г2к, г2 и 21к предварительно определяются и записываются в базу данных АСКУЭ, а также представляются, например, в виде (7). Следовательно, величины 2'2к можно вычислить и представить в экспоненциальной форме:

5 2к = 22/се^, к = 13,

где 7' 2Ь - модули и аргументы 2'2к соответственно.

В результате с учетом (5), (6) и (12) соотношения (11) можно записать в следующей экспоненциальной форме:

= = 13.

1'2к

Для выполнения соотношений (13) должны соблюдаться равенства модулей и аргументов их левых и правых частей, т. е. должны выполняться следующие условия:

в2к = к = 1,3!,

I'1к = 1к1'1к, к = I.,3.

Таким образом, формулы (14) определяют значения разности фазовых сдвигов в2к по исходным данным, полученным с абонентских счетчиков электроэнергии. Здесь следует отметить, что для начальных контуров, имеющих координаты (1, к), можно получить соотношения, аналогичные условиям (14), т. е.

01 к = а1к — а1к = Х1к, к = 1Д

Для этой цели используются балансовые соотношения для напряжений (10) при V = 1. Полученный результат далее будем использовать для идентификации неизмеряемых и неконтролируемых переменных (токов и напряжений) трехфазной сети.

Идентификация действующих токов и напряжений на участках фазных проводов. Для этой цели рассмотрим контуры исходной трехфазной сети, имеющие координаты (2, к). Как видно из рис. 1, межабонентские токи 12к, протекающие во 2-м участке фазного провода сети, определяются по формулам:

Ьк = Чк — к, ^ = 1->3. Нетрудно показать, что для квадратов модулей 12к этих токов справедливы выражения:

Чк = (¿1 к — — Ьк) =

= (¿1 к — — !*1к) =

= Ьк1*1к + ЬкКк — + = I-'3,

составляющие которых можно определить по формулам:

Чк^*1к = ^1/с, Ьккк = ¡1к, Ьк! 1к + 1Л =

= кккк(еКа1к~"1к) + е"^*-^) = = ¿^(е7'1* + е"^) = 211к11к^е1к, где 11к, 11к — действующие значения токов, протекающих через соответствующие сопротивления и . В результате для справедлива следующая формула:

& = 11к + & — ^^К2* + е-^*] = = Чк + /1/с — 2ílfc^lfccosб2fc, к = 1Д Отсюда с учетом (14) получаем численные значения :

Далее последовательно рассматриваются электрические контуры с координатами (3, (4,..., (п — 1Д). На основе указанной выше вычислительной процедуры определяем действующие значения токов , 14к, ..., 1п_ 1к. При этом 1пк = 1пк. Модули соответствующих межабонентских напряжений й^ можно определить на основе закона Ома: = 1укгук, где - модуль сопротивления гук (к = 1,35, V = 3,п — 1).

Идентификация действующих токов и напряжений на участках нулевого провода. Рассмотрим исходную структуру трехфазной сети, показанную на рис. 1. Как известно, комплексный ток Jv, протекающий в v-м участке нулевого провода, определяется как сумма [20]:

jv = iv l + iv2+iv3.

где ivl, iv2, iv3 - межабонентские токи, протекающие через v-й участок фазных проводов. Для первого участка (v = 1) выражение (16) запишется в виде

А = ¿11 + ¿12 + ¿13. Для квадрата модуля J% комплексного тока ]1 справедливо выражение

/2 = (ilt + ¿12 + i13)(i11 + i12 + i13)* = = (Al + ¿12 + ¿13)(i*ll + i* 12 + i*13) =

= llll 11 + l12l 12 + l13l 13 + llll 12 + + l12l 13 + l13l 12 + llll13 + l12l 11 + l13ll:b

составляющие которого можно определить по следующим формулам:

i1:Li 11 = i12i 12 = Zl2, iisi 1з =

llll 12 + l12l 11 =

= Mi2(e-'(ail"Sl2) + е_;(Й11_Й12)) = = 2Z11Z12cos(a11 - ä12),

llll 13 + l13l 11 =

= 'n'13 (е;(Й11_"1з) + e-7(2n-2i3)) = = 2l11l13cos(a11 - a13X

l12l 13 + l13l 12 =

= ¿12^13 (ej(Sl2_Sl3) + e~j(Sl2~Sl3)) =

= 2^12^13C0S(«12 - «13).

С учетом полученных выражений квадрат модуля тока А определяется по формуле

/2 = 111 + /2^ + /2з + 2l11l12cosij1 + +2Z11Z13cos^2 + 2Z12Z13cos^3. где для разностей фазовых сдвигов введены следующие обозначения:

Vi = an — ß12, ^2 = an — ß13,

^3=«i2-«i3.

Отметим, что на основе рассмотрения новых подсистем (см. рис. 2), полученных путем декомпозиции исходной структуры трехфазной сети, можно найти численные значения г)ъ fj2, г)3 указанных выше разностей и т. е.

^1=^ ^2=^ ^3=^3.

Доказательство этого факта приведено в приложении 2.

В результате искомое действующее значение тока }г, протекающего в первом участке (v = 1) нулевого провода, определяется следующим выражением:

А = (г?1 + %2 + Чз + 2Z11Z12cos^1 +

1

+2Z12Z13cos^2 + 2Z11Z13cos^3)2.

Далее на основе изложенного выше алгоритма можно вычислить действующие значения токов /2, /з, •••, /и. Модули соответствующих межабонентских комплексных напряжений üv определяются на основе закона Ома: uv = /vzv, где zv - модуль сопротивления zv (v = 1, п).

Приложение 1. Для определения эквивалентных сопротивлений запишем выражения для комплексных мощностей Рк, потребляемых k-й фазой трехфазной сети (см. рис. 1):

Рок = Pok+jQok,k = ^,

где Рок, Qok - активные и реактивные мощности соответственно, численные значения которых можно вычислить по исходным данным задачи по формулам:

Рок = IokUok cos Фок , Qok = IokUok sin Фоfc. С другой стороны, выражения для этих мощностей можно записать в виде следующей суммы:

i-ofc = A.fc + + к = l-A

где

Г) _ „ ;2 nO _ >2 p2 _ „экв;2 rlfc — Zlfcllfc, rlfc — 2111Ь rifc — Zlfc llfc.

Таким образом, имеем

^Ofc =

Приравнивая правые части выражений (П. 1) и (П. 2), получаем

Рок +jQok = (zlfc + zl)^l к + Z1™^1 k,k = L3 Отсюда находим z™:

~экв _ Pfc+-/Qfc-(zifc+zi)'ifc f. _

Zlfc — i2 , K — 1,3.

lik

Далее для определения z|™ используются следующие выражения, определяющие балансовые соотношения для комплексных мощностей относительно контуров, имеющих координаты (2,fc):

Рок = A.fc + ^lfc + P'lk + ^2fc + +p°k+pg,k = T;3,

где составляющие суммы определяются по формулам:

Pik = zlfc^lfc, ^lfc = ^'lfc = fc/ifc,

p _ ,, /2 nO _ >2 p2 _ „экв/2 r2fc — z2fcl2fc, r2fc — Z2l2fc, r2fc _ Z2fc l2b

а мощность Pofc задается формулой (П. 1).

Таким образом, соотношение (П. 3) можно записать в виде

Po* +7'Qofc = Oifc + zi)^i!fc + (z2fc + г2Щк +

+ 7 f2 + 7эк^2 ^¿lfc'lfc ^ Z2fc l2k.

Отсюда определяем

ЭКВ _ P0fc+7'Q0fc-(zlfc+zl)ilfc-(z2fc+z2)'2fc~Zlfc/lfc

Z2fc ,2 . ik

Аналогичным образом можно найти и другие эквивалентные сопротивления z™, определяемые выражениями:

Z3KB = £vk к =

vk ivk , , ,

Приложение 2. Рассмотрим исходную схему трехфазной сети (см. рис. 1) и контуры, имеющие координаты (1, к). Для этих контуров балансовые соотношения для напряжений имеют вид

Uok = и1к +щ + Ulk, к = 1,3,

которые представим в виде

% = Uok - Ulk - й1к,к = 1.,3. Правые части последних соотношений запишем через соответствующие токи и сопротивления:

= ¿lfczO™ — hkZik - hkzlk =

= ¿lfc

где z™ - эквивалентное сопротивление k-й фазы, определяемое по формуле

Z^B = к = 13,

0к Ilk , , '

где Рок - комплексная мощность, потребляемая k-й фазой трехфазной сети, определяемая по формуле (П. 1). С учетом (1) и (3) соотношения (П. 5) имеют вид

% = -zlfc) -

-IlkZlkej(ti+aЧ к = 13. С учетом (15) получаем

Щ = ^е^^^Т - Zlfc) -

что эквивалентно следующим соотношениям:

% = [*ifc» - zifc V* - Wi^^^e^, к = 1,3.

Введем обозначения

=J[ifc(zoT - Zlfc) - 11кг1ке^]е^'к, к = 1,3.

Отметим, что значения Flfc можно вычислить и представить в экспоненциальной форме

Fik = Fikej^, к = 13,

где Flk, fifc - модуль и аргумент комплексной величины Flk соответственно, которые являются известными величинами.

В результате соотношения (П. 6) с учетом (П. 7) имеют вид

щ = Flke>SikeJZik, к = ЦД

Теперь соотношения (П. 8) запишем для каждой фазы (к = 1,3):

Щ = F11ej^11ej&11, = F12ej^12ej&12, = F13e'^13e'&13. Путем деления соответствующих левых и правых частей первого уравнения на соответствующие части второго и третьего уравнений, а также второго уравнения на третье получаем следующие равенства:

Fllei(Sn- -fi2)eV'(aiii- -812) = 1,

F12

FlleJ((ir -fi3)ev'(aiii- -Й13) = 1,

fi3

Fl2e7'(fi2 -fl3)e7(Sl2- -Й1з) = 1,

fi3

которые эквивалентны соотношениям:

fiie7'(Sii-Si2) = F12ej(t i2-in),

fiie7

F12e^'(S i2"si3) = f13e;'(ii3-ii2).

Для выполнения системы соотношений (П. 9) должны соблюдаться равенства модулей и аргументов их левых и правых частей, т. е., в частности, должны выполняться следующие условия:

a11 — a12 = f12 — fn,

«il — «is = fis — fii,

«12 — «13 = fl3 — fl2.

С учетом обозначений (17) получаем, что численные значения разностей fj1, fj2, г)3 фазовых сдвигов определяются по формулам:

Vi = fl2 — fii, V2 = fl3 — fii, V3 = fl3 — fl2,

где величины fn, f12 и f13 являются известными, что подтверждает справедливость соотношений (18).

Выводы

Предложен новый метод идентификации не-измеряемых параметров (токов и напряжений), определяющих электрические состояния межабонентских участков трехфазной распределительной сети, функционирующей в условиях несимметрии токов и напряжений. Считается, что трехфазная сеть относится к классу линейных систем, что дало возможность ее исследовать как систему, состоящую из трех условно автономных подсистем. В качестве последних рассматриваются ее электрические фазы, на входы которых поступают воздействия в виде отдельных ЭДС, формируемых источником питания сети. Отличительная особенность предложенного метода состоит в том, что реализация процедуры идентификации осуществляется непосредственно по исходным данным АСКУЭ, полученным с абонентских счетчиков электроэнергии по каналам связи. При этом не требуется построение математической модели трехфазной сети, основанной на представлении токов и напряжений в комплексной форме, что упрощает вычислительную схему метода. Полученные результаты ориентированы для создания специального программного обеспечения подсистемы идентификации и оперативного мониторинга потерь электроэнергии в распределительной сети в составе АСКУЭ.

Литература

1. Якушев, К.В. Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии для розничного рынка /К.В. Якушев //Информатизация и системы управления в промышленности. - 2009. -№ 3.

2. Сапронов, А.А. Оперативное выявление неконтролируемого потребления электроэнергии в электрических сетях напряжением до 1 кВ / А.А. Сапронов, С.Л. Кужеков, В.Г. Тынянский //Изв. вузов. Электромеханика. - 2004. - № 1. - С. 55-58.

3. Оморов, Т.Т. Метод идентификации неиз-меряемых параметров распределительной электрической сети в системах автоматизации контроля и учета электроэнергии / Т.Т. Оморов // Электротехника. - 2018. - № 3. - С. 18-21. DOI: 10.3103/s1068371218030124

4. Киселев, М.Г. Симметрирование токов в сетях электроснабжения силовым электрическим регулятором неактивной мощности / М.Г. Киселев, М.Г. Лепанов // Электротехника. - 2018. -№ 11. - С. 63-70.

5. Пономаренко, О.И. Влияние несимметричных режимов на потери мощности в электрических сетях распределенных систем электроснабжения / О.И. Пономаренко, И.Х. Холиддинов // Энергетик. - 2015. - № 12. - С. 6-8.

6. Косоухов, Ф.Д. Снижение потерь от несимметрии токов и повышение качества электрической энергии в сетях 0,38 кВ с коммунально-бытовыми нагрузками / Ф.Д. Косоухов, Н.В. Васильев, А.О. Филиппов // Электротехника. - 2014. -№ 6. - С. 8-12.

7. Авербух, М.А. О потерях электроэнергии в системах электроснабжения индивидуального жилищного строительства / М.А. Авербух, Е.В. Жилин // Энергетик. - 2016. - № 6. - С. 54-56.

8. Черемисин, Н.М. Расчёт потерь электроэнергии в реальном времени в электрических сетях 0,38 кв с использованием АСКУЭ и PLC-технологий / Н.М. Черемисин, А.А. Мирошник // Электрические станции. - 2010. - № 12. - С. 30-34.

9. Косоухов, Ф.Д. Методика расчета потерь электроэнергии в сельских сетях 0,38 кВ при распределённой несимметричной нагрузке / Ф.Д. Косоухов, А.Г. Гущинский, М.В. Коломыцев // Известия Санкт-Петербургского государственного аграрного университета. - 2012. - № 27. - С. 312320.

10. Дед, А.В. Определение потерь мощности в распределительных сетях с учетом влияния несимметричной нагрузки / А.В. Дед // Омский научный вестник. - 2009. - № 2 (80). - С. 167-170.

11. Моделирование сельских распределительных электрических сетей 10/0,4 кВ / С.В. Кочер-гин, А.В. Кобелев, Н.А. Хребтов и др. // Fractal simulation. - 2013. - № 1. - C. 5-13.

12. Зеленский, Е.Г. Идентификация параметров распределительных сетей по синхронизиро-

ванным измерениям токов и напряжений / Е.Г. Зеленский, Ю.Г. Кононов, И.И. Левченко // Электротехника. - 2016. - №7. - С. 3-8. DOI: 10.3103/s10683 71216070129

13. Quality monitoring of electrical power to evaluate the operational reliability of power equipment and active-adaptive voltage control in distribution power grids / A.S. Vanin, A.V. Valyanski, R.R. Nasyrov, V.N. Tul'skii //Russian Electrical Engineering. - 2016. - Vol. 87, no. 8. - P. 452-456. DOI: 10.3103/s10683 71216080101

14. A method for development of software packages for mathematical simulation of electric power systems / B.V. Kavalerov, A.B. Petrochenkov, K.A. Odin, V.A. Tarasov // Russian Electrical Engineering. - 2015. - Vol. 8, no. 6. - P. 331-338. DOI: 10.3103/s10683 71215060085

15. Степанов, А.С. Идентификация параметров моделей элементов электрических сетей на основе теоремы Теллегена /А.С. Степанов, С.А. Степанов, С.С. Костюкова // Электротехника. - 2016. -№ 7. - C. 8-11. DOI: 10.3103/s1068371216070105

16. Оморов, Т.Т. К проблеме моделирования несимметричных распределительных электрических сетей в составе АСКУЭ / Т.Т. Оморов, Б.К. Такырбашев, Р. Ч. Осмонова // Вестник Южно-Уральского государственного университета. Серия «Энергетика». - 2017. - Т. 17, № 1. - С. 21-28. DOI: 10.14529/power170103

17. Оморов, Т. Т. К проблеме оптимизации несимметричных режимов работы распределительных сетей / Т. Т. Оморов, Б.К. Такырбашев // Приборы и системы: Управление, контроль, диагностика. - 2016. - № 6. - С. 11-15.

18. Оморов, Т.Т. Диагностика состояний электрических линий распределительных сетей в составе АСКУЭ / Т.Т. Оморов, Б.К. Такырбашев // Контроль. Диагностика. - 2017. - № 5. - С. 44-48. DOI: 10.14489/td.2017.05.pp. 044-048

19. Идентификация утечек тока в распределительных сетях по данным АСКУЭ / Т. Т. Оморов, Б.К. Такырбашев, Р. Ч. Осмонова, Т.Ж. Койбагаров // Вестник Южно-Уральского государственного университета. Серия «Энергетика». - 2018. -Т. 18, № 2. - С. 48-54. DOI: 10.14529/power180206

20. Демирчян, К.С. Теоретические основы электротехники / К.С. Демирчян, Л.Р. Нейман, А.В. Коровкин. - СПб.: Питер, 2009. - Т. 1. - 512 с.

Оморов Туратбек Турсунбекович, д-р техн. наук, член-корреспондент, заведующий лабораторией «Адаптивные и интеллектуальные системы», Национальная академия наук Кыргызской Республики, г. Бишкек, Кыргызская Республика; omorovtt@mail.ru.

Осмонова Рима Чынарбековна, м.н.с., лаборатория «Адаптивные и интеллектуальные системы», Национальная академия наук Кыргызской Республики, г. Бишкек, Кыргызская Республика; r.osmonova@mail.ru.

Закиряев Кубанычбек Эсейович, соискатель, лаборатория «Адаптивные и интеллектуальные системы», Национальная академия наук Кыргызской Республики, г. Бишкек, Кыргызская Республика; kubz1@mail.ru.

Поступила в редакцию 10 января 2019 г.

DOI: 10.14529/power190103

ON THREE PHASE DISTRIBUTION ELECTRIC NETWORK UNMEASURED PARAMETERS IDENTIFICATION BASED ON AMRCS DATA

T.T. Omorov, omorovtt@mail.ru, R.Ch. Osmonova, r.osmonova@mail.ru, K.E. Zakiryaev, kubz1@mail.ru

National Academy of Science of the Kyrgyz Republic, Bishkek, Kyrgyz Republic

The paper considers electrical network (DEN) of 0,4 kV functioning in the asymmetrical mode. The task to identify unmeasured parameters (currents and voltages) of DEN interpersonal sections using the data of automated meter reading and control system (AMRCS) is set. The paper suggests a method based on the division of the initial network structure into three virtual subsystems represented by the network phases to solve the set problem. Tthe principle of superposition allowed obtaining mathematical relations, the analysis of which explicitly identified the desired parameters network. The peculiarity of the method is that the implementation of the network power losses identifying procedure does not require a complex description of its state variables, which simplifies its computational scheme. The obtained results shall be applicable to create an algorithmic and special software for the subsystem of the distribution network electric power losses operational monitoring as part of AMRCS.

Keywords: three phase network, asymmetrical currents and voltages, unmeasured parameters, identification method.

References

1. Yakushev K.V. [Automated Commercial Electricity Metering System for Retail Market]. Informatizaciya i sistemy upravleniya vpromyshlennosti [Informatization and Control Systems in Industry], 2009, no. 3.

2. Sapronov A.A., Kuzhekov S.L., Tynyanskiy V.G. [Expeditious Identification of Uncontrollable Electricity Consumption in Electric Networks up to 1 kV]. Izvestija vuzov. Jelektromehanika [News of Higher Education Institutions. Electromecanics], 2004, no. 1, pp. 55-58.

3. Omorov T.T., Takyrbashev B.K. [A Method for Identification of Nonmeasurable Parameters of a Distribution Electric Grid in Systems of Automation of Control and Accounting of Electric Power]. Russian Electrical Engineering,, 2018, vol. 89, no. 3, pp. 152-155. (in Russ.) DOI: 10.3103/s1068371218030124

4. Kiselev M.G., Lepanov M.G. [Balancing Currents in Power Supply Networks with a Power Electric Regulator of Inactive Power]. Russian Electrical Engineering, 2018, no. 11, pp. 63-70.

5. Ponomarenko O.I., Holiddinov I.I. [Influence of the Asymmetrical Modes on Losses of Power in Electrical Networks of the Distributed Systems of Power Supply]. Energetik, 2015, no. 12, pp. 6-8.

6. Kosouhov F.D., Vasil'ev N.V., Filippov A.O. [Decrease in Losses from Asymmetry of Currents and Improvement of Quality of Electric energy in Networks of 0,38 kV with Household Loadings]. Russian Electrical Engineering, 2014, no. 6, pp. 8-12.

7. Averbuh M.A., ZHilin E.V. [About Losses of the Electric Power in Systems of Power Supply of Individual Housing Construction]. Energetik, 2016, no. 6, pp. 54-57.

8. Cheremisin N.M., Miroshnik A.A. [Calculation of Electricity Losses in Real Time in Electrical Networks of 0.38 kV Using AMR and PLC-Technologies]. Elektricheskie stantsii [Power Stations], 2010, no. 12, pp. 30-34.

9. Kosoukhov F.D., Vasil'ev N.V., Filippov A.O. [Decrease in Losses from Asymmetry of Currents and Improvement of Quality of Electric Energy in Networks of 0,38 kV with Household Loadings]. Russian Electrical Engineering, 2014, no. 6, pp. 8-12.

10. Ded A.V. [Determination of Power Losses in Distribution Networks Taking into Account the Influence of Asymmetric Load]. Omskiy nauchnyy vestnik [Omsk Scientific Herald], 2009, no. 2

11. Kochergin S.V., Kobelev A.V., KHrebtov N.A., Kitashin P.A., Terekhov K.I. [Modeling of Rural Distributive Electric Networks 10/0,4 of kV]. Fractal Simulation Publ., 2013, no. 1.

12. Zelenskiy E.G., Kononov Yu.G., Levchenko I.I. [Identification of the Parameters of Distribution Networks by Synchronized Current and Voltage Measurements]. Russian Electrical Engineering, 2016, vol. 87, no. 7, pp. 363-368. (in Russ.) DOI: 10.3103/s1068371216070129

13. Vanin A.S., Valyanski A.V., Nasyrov R.R., Tul'skii V.N. Quality Monitoring of Electrical Power to Evaluate the Operational Reliability of Power Equipment and Active-Adaptive Voltage Control in Distribution Power Grids. Russian Electrical Engineering, 2016, vol. 87, no. 8, pp. 452-456. DOI: 10.3103/s1068371216080101

14. Kavalerov B.V., Petrochenkov A.B., Odin K.A., Tarasov V.A. A Method for Development of Software Packages for Mathematical Simulation of Electric Power Systems. Russian Electrical Engineering, 2015, vol. 86, no. 6, pp. 331-338. DOI: 10.3103/s1068371215060085

15. Stepanov A.S., Stepanov S.A., Kostyukova S.S. Identification of Parameters of Models of Electric Network Elements on the Basis of Tellegen's Theorem. Russian Electrical Engineering, 2016, vol. 87, no. 7, pp. 369372. (in Russ.) DOI: 10.3103/s1068371216070105

16. Omorov T.T., Takyrbashev B.K., Osmonova R.Ch. [On Modelling Unbalanced Distributive Networks Incorporated in ASCAE]. Bulletin of South Ural State University. Ser. Power Engineering, 2017, no. 1, pp. 21-28. (in Russ.) DOI: 10.14529/power170103

17. Omorov T.T., Takyrbashev B.K. [To a Problem of Optimization of Asymmetrical Working Hours of Distributive Networks]. Devices and systems: Management, Control, Diagnostics, 2016, no. 6, pp. 11-15.

18. Omorov T.T., Takyrbashev B.K. [Diagnostics of Conditions of Distributive Networks Electric Lines as a Part of ACSKAE]. Kontrol'. Diagnostika [Control. Diagnostics], 2017, no. 5, pp. 44-48. (in Russ.) DOI: 10.14489/td.2017.05.pp.044-048

19. Omorov T.T., Takyrbashev B.K., Osmonova R.Ch., Koibagarov T.Zh. [Identification of Current Leakage in Distribution Networks Based on Automated Meter Reading and Control System (AMR)]. Bulletin of South Ural State University. Ser. Power Engineering, 2018, vol.18, no. 2, pp. 48-54. (in Russ.) DOI: 10.14529/power180206

20. Demirchyan K.S., Neyman L.R., Korovkin A.V. Teoreticheskie osnovy elektrotekhniki [Theoretical Foundations of Electrical Engineering]. Vol. 1. Saint Petersburg, Piter Publ., 2009. 512 p.

Received 10 January 2019

ОБРАЗЕЦ ЦИТИРОВАНИЯ

FOR CITATION

Оморов, Т.Т. К проблеме идентификации неизме-ряемых параметров распределительной сети по данным АСКУЭ / Т.Т. Оморов, Р.Ч. Осмонова, К.Э. Закиряев // Вестник ЮУрГУ. Серия «Энергетика». - 2019. -Т. 19, № 1. - С. 26-34. DOI: 10Л4529/power190103

Omorov T.T., Osmonova R.Ch., Zakiryaev K.E. On Three Phase Distribution Electric Network Unmeasured Parameters Identification Based on AMRCS Data. Bulletin of the South Ural State University. Ser. Power Engineering, 2019, vol. 19, no. 1, pp. 26-34. (in Russ.) DOI: 10.14529/power190103