36
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
Координированное
управление напряжением
и реактивной мощностью в сетях
с ветроэнергетическими станциями
УДК 621.316.72
Темпы
развития
ветроэнергетики
в
России
в
последние
годы
продолжают
набирать
обороты
.
Подобная
тенденция
является
существенным
вызовом
для
существующей
сетевой
инфраструктуры
.
Магистральные
сети
России
имеют
ряд
отличительных
особенностей
,
в
частности
,
им
присуща
значительная
протяженность
воздушных
линий
(
ВЛ
)
и
большие
объемы
межсистемных
перетоков
мощности
,
а
также
слабая
загруженность
ВЛ
в
некоторых
режимах
.
Управление
напряжением
и
реактивной
мощностью
электроэнергетической
системы
(
ЭЭС
)
является
крайне
важной
задачей
для
обеспечения
экономичной
и
надежной
работы
оборудования
.
В
данной
статье
рассмотрен
эффект
от
автоматического
координированного
управления
напряжением
и
реактивной
мощностью
участка
ЭЭС
,
содержащего
ветроферму
(
ВФ
)
и
статические
компенсаторы
реактивной
мощности
(
СТК
),
с
представлением
данной
задачи
в
виде
проблемы
оптимального
распределения
реактивной
мощности
.
Оценено
влияние
увеличения
протяженности
линий
рассматриваемого
участка
ЭЭС
на
эффект
от
оптимизации
.
Закутский
В
.
И
.,
аспирант кафедры ЭЭС
ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ»
Гаджиев
М
.
Г
.,
к.т.н., заведующий НИЛ АРС
ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ»
Ключевые
слова
:
управление напряжением,
возобновляемые источники
энергии, ветроэнергетическая
станция (ВЭС), ветроферма
(ВФ), оптимизация,
регулирование, компенсация
реактивной мощности,
магистральные сети,
электроэнергетическая
система
Т
емпы развития ветроэнергетики в России в последние годы продол-
жают набирать обороты. По результатам 2020 года, несмотря на сни-
жение спроса на нефть, газ и уголь на фоне пандемии, отрасль возоб-
новляемых источников энергии (ВИЭ) устанавливала рекорды роста.
Согласно информационному бюллетеню Ассоциации развития возоб-
новляемой энергетики (АРВЭ) [1], за 2020 год выработка электроэнергии
из ВИЭ выросла вдвое и составила 3,4 млрд кВт∙ч (0,3% от совокупного
потребления электроэнергии в России). В целом за 2020 год было введе-
но в эксплуатацию 844 МВт ветроэлектростанций/ветроферм (ВЭС/ВФ),
330 МВт солнечных электростанций (СЭС) и 21 МВт малых ГЭС — суммарно
1195 МВт, что в два раза больше чем в 2019 году. Таким образом, впервые
объем ввода генерации на базе ВИЭ превысил 1 ГВт. За первое полугодие
2021 года было построено 1159 МВт ВЭС, 1483 СЭС и 21 малых гидро-
электростанций. Доля ВИЭ в суммарной установленной мощности электро-
станций России достигла 1,3%.
В частности, в марте 2020 года Адыгейская ВЭС установленной мощностью
150 МВт, являющаяся первой ВЭС Росатома, начала поставлять электроэнергию
на оптовый рынок. Также Росатом в лице АО «НоваВинд» в декабре 2020 года
в Ставропольском крае ввел в эксплуатацию Кочубеевскую ВЭС — крупнейшую
ВЭС России на данный момент, имеющую установленную мощность 210 МВт.
В 2021 году были введены в эксплуатацию Кармалиновская ВЭС (Ставрополь-
ский край) и Марченковская ВЭС (Ростовская область), имеющие установлен-
ную мощность 60 и 120 МВт соответственно [2]. Помимо Росатома, существует и
множество других компаний, активно инвестирующих в строительство объектов
ветроэнергетики преимущественно на юге России.
Тенденция к увеличению как общего объема генерации электроэнергии на
базе ВИЭ, так и установленной мощности отдельных электростанций является
существенным вызовом для существующей сетевой инфраструктуры. Учиты-
вая стохастический характер генерации электроэнергии на базе ВИЭ и свя-
занные с этим проблемы, электроэнергетическая система (ЭЭС) все так же
должна быть способна обеспечивать надежное и экономическое снабжение
потребителей.
37
Магистральные сети Рос-
сии имеют ряд отличитель-
ных особенностей, в част-
ности, им присуща значи-
тельная протяженность воз-
душных линий (ВЛ) и боль-
шие объемы межсистемных
перетоков мощности. За-
частую временные измене-
ния нагрузок (как сезонные,
так и суточные) приводят
к уменьшению перетоков
мощности между подсисте-
мами, что ведет за собой
уменьшение загрузки ВЛ и повышение генерации
реактивной мощности. Как следствие — увеличи-
ваются потери активной мощности [3].
Увеличение доли ВИЭ в суммарной генерации
способно лишь усугубить существующие проб-
лемы.
Существующая практика регулирования на-
пряжения в магистральных сетях посредством
формирования графиков напряжения в контроль-
ных пунктах на месяц или квартал вперед для
обеспечения нормативных коэффициентов за-
паса статической устойчивости не является опти-
мальной при оперативном управлении режимом.
При подобном подходе не могут быть корректно
учтены все установившиеся режимы, которые
будут иметь место в период действия графиков
с учетом возможных отклонений уровней потреб-
ления/генерации от планируемых [4].
Однако при надлежащем координированном
управлении резервами реактивной мощности
ЭЭС в режиме реального времени возможно
избежать вышеупомянутых негативных эф-
фектов.
В зарубежной литературе задача оптималь-
ного распределения реактивной мощности име-
ет различные формулировки и методы решения
и встречается под названиями Reactive Optimal
Power Flow (ROPF) или Optimal Reactive Power
Dispatch (ORPD) [5–8]. В последние годы актив-
но исследуется применение подобного рода ал-
горитмов для оптимизации профиля напряжений
и перетоков реактивной мощности в ЭЭС с инте-
грацией генерации на базе ВИЭ [9, 10], в том чис-
ле и в отечественной литературе [11]. Большое
внимание уделяется проблеме поиска методов
решения для улучшения сходимости.
В данной статье рассмотрен подход к при-
менению алгоритмов оптимизации напряжения
и реактивной мощности для участков ЭЭС, со-
держащих генерацию на базе ВИЭ и статические
компенсаторы реактивной мощности (СКРМ или
FACTS — Flexible Alternating Current Transmission
System), при представлении проблемы в виде за-
дачи оптимального распределения реактивной
мощности. Проведены расчеты и оценен эффект
от оптимизации при увеличенной протяженности
линий электропередачи, что характерно для оте-
чественных магистральных сетей.
ВОЗМОЖНОСТИ
ГЕНЕРАЦИИ
РЕАКТИВНОЙ
МОЩНОСТИ
ВЕТРОТУРБИНАМИ
Современные ветротурбины благодаря возможно-
стям силовых преобразователей способны регули-
ровать генерируемую активную и реактивную мощ-
ность независимо друг от друга.
Одним из наиболее распространенных типов вет-
ротурбин считается ветротурбина с асинхронным
генератором двойного питания (DFIG — Doubly Fed
Induction Generator), конструктивной особенностью
которой является наличие преобразователя, подклю-
ченного к ротору генератора, в то время как статор
подключен напрямую к ЭЭС (рисунок 1). Данный тип
ветротурбин позволяет использовать преобразовате-
ли относительно небольшой мощности в сравнении
с мощностью ветротурбины, так как только часть об-
щей мощности проходит через преобразователь [12].
PQ
-диаграмма генератора данного типа может
быть описана сигмоидальной функцией [13]:
q
g
+
= 1 / (1 +
e
–
a
g
·
p
g
) – 0,5,
(1)
где
q
g
+
— предел генерации реактивной мощности, от-
несенный к установленной мощности ветрогенерато-
ра, о.е.;
a
g
— произвольный коэффициент, выбирае-
мый из условия соответствия формы
PQ
-диаграммы
реальным пределам генерации/потребления мощно-
сти конкретного ветрогенератора.
В данной работе
a
g
принимается равным 25,
а
q
g
–
— предел потребления реактивной мощности —
равен
q
g
+
с обратным знаком. Таким образом
PQ
-
диаграмма, рассматриваемая в данной работе, при-
нимает представленный на рисунке 2 вид.
Рис
. 1.
Ветротурбина
с
асинхронным
генератором
двойного
питания
Рис
. 2. PQ-
диаграмма
генератора
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
p
g
, о.е
p
g
, макс
, о.е
q
g
, мин
, о.е
q
g
, о.е
–0,5
0
0,5
№
6 (69) 2021
Звено постоянного тока
Сетевой
преобразователь
Роторный
преобразователь
Редуктор
Турбина
Ротор
Сеть
38
УЧАСТИЕ
ВЕТРОСТАНЦИЙ
В
УПРАВЛЕНИИ
РЕАКТИВНОЙ
МОЩНОСТЬЮ
И
НАПРЯЖЕНИЕМ
ЭЭС
Осуществлять управление реактивной мощностью
и напряжением крайне важно в областях ЭЭС с раз-
несенными на большие расстояния электростанци-
ями и слабыми связями между ними. Для надежной
эксплуатации энергосистем системные операторы
(СО) различных государств нормируют участие круп-
ных ветростанций в регулировании реактивной мощ-
ности и напряжения в точке присоединения.
В Дании система управления ветростанцией обя-
зана [14]:
– обеспечивать заданный уровень генерации/по-
требления реактивной мощности в точке присо-
единения;
– обеспечивать заданный уровень напряжения
в точке присоединения посредством генерации/
потребления реактивной мощности.
В Китае помимо прочих требований СО устанав-
ливает обязательство ветростанций компенсировать
значения потерь в линиях от выдаваемой в сеть мощ-
ности, а также компенсировать значения потерь от
зарядной мощности линий в случае их недостаточ-
ной загруженности вследствие падения генерации
активной мощности ВФ. Данные требования край-
не важны для ЭЭС Китая, так как там наблюдаются
значительные перетоки мощности с севера и запада
страны, где расположены основные ветростанции,
на юг и восток, где сосредоточены центры энергопо-
требления [14].
В отечественной энергосистеме активно внедря-
ются системы дистанционного управления активной
и реактивной мощностью ВФ из диспетчерского цен-
тра СО, что является хорошей почвой для внедрения
интеллектуальных алгоритмов управления [15].
С учетом особенностей магистральных сетей
и динамики развития отрасли ВИЭ в России, в част-
ности ветроэнергетики, участие ВФ в координиро-
ванном управлении напряжением и реактивной
мощностью наряду со статическими компенсато-
рами реактивной мощности (статическими тири-
сторными компенсаторами (СТК), управляемы-
ми шунтирующими реакторами (УШР) и другими
устройствами компенсации реактивной мощности
в ЭЭС) выглядит логичным решением с точки зре-
ния повышения экономичности и надежности рабо-
ты ЭЭС.
РЕШЕНИЕ
ЗАДАЧИ
ОПТИМИЗАЦИИ
ПРИ
УПРАВЛЕНИИ
НАПРЯЖЕНИЕМ
И
РЕАКТИВНОЙ
МОЩНОСТЬЮ
В общем виде задача оптимизации может быть опре-
делена в виде задачи оптимального перетока мощ-
ности (OPF — Optimal Power Flow) [16]:
min
f
(
x
)
(2)
x
при условии
g
(
x
) = 0,
h
(
x
) ≤ 0,
x
max
≤
x
≤
x
min
,
(3)
где
f
(
x
) — целевая функция;
g
(
x
) — ограничения ра-
венства — уравнения баланса мощностей;
h
(
x
) —
ограничения неравенства — ограничения перетоков
мощностей по линиям;
x
min
,
x
max
— дополнительные
ограничения (модули и углы напряжений в узлах,
инъекции мощностей).
Вектор оптимизации
x
состоит из
— вектора
углов напряжений в узлах,
V
m
— вектора модулей
напряжений и
P
g
,
Q
g
— векторов инъекций активной
и реактивной мощности:
x
=
.
(4)
V
m
Q
g
P
g
Традиционно для комплексной оптимизации ре-
жимов ЭЭС используется целевая функция сумм
инъекций активной и реактивной мощности вида [16]:
f
(
P
g
,
Q
g
) =
n
g
i
= 1
f
P
i
(
p
g
i
) +
n
g
i
= 1
f
Q
i
(
q
g
i
),
(5)
где
f
P
i
(
p
g
i
) и
f
Q
i
(
q
g
i
) — полиномиальные либо линейные
функции стоимости генерации активной и реактив-
ной мощности, зависящие от объема генерации
p
g
i
и
q
g
i
для каждого генератора
i
соответственно.
Однако для целей оптимизации режима по реак-
тивной мощности слагаемое сумм инъекций актив-
ной мощности генераторов целесообразно заменить
на сумму потерь активной мощности в линиях элек-
тропередачи:
n
l
k
= 1
g
k
· (
V
i
2
+
V
j
2
– 2 ·
V
i
·
V
j
·
cos
ij
),
(6)
где
g
k
— проводимость ветви
k
между узлами
i
и
j
;
V
i
и
V
j
— модули напряжений в узлах
i
и
j
соответ-
ственно;
ij
— угол между векторами напряжений уз-
лов
i
и
j
.
Таким образом, целевая функция представляет
собой сумму стоимости инъекции реактивных мощ-
ностей генераторов/СКРМ и сумму потерь активной
мощности в линиях:
f
(
Q
g
)
=
n
g
i
= 1
f
Q
i
(
q
g
i
)
+
n
l
k
= 1
g
k
·
(
V
i
2
+
V
j
2
–
2
·
V
i
·
V
j
·
cos
ij
). (7)
Решение задачи оптимального распределения
реактивной мощности является сложной нелиней-
ной, невыпуклой и многоцелевой оптимизацион-
ной проблемой. По мере того как усложняется ЭЭС
и увеличивается количество контролируемых пере-
менных в ходе оптимизационных расчетов, возрас-
тает потребность в более совершенных методах ре-
шения с целью улучшения сходимости. Однако при
локальных расчетах в областях ЭЭС с СКРМ и гене-
рацией на базе ВИЭ проблема сходимости не явля-
ется столь критичной.
Данная задача может быть решена методом вну-
тренней точки.
Метод внутренней точки решает задачу миними-
зации целевой функции [17]:
min
f
(
X
)
(8)
X
при условии
G
(
X
) = 0,
H
(
X
) ≤ 0.
(9)
Ограничения
G
(
X
) и
H
(
X
) также учитывают ограни-
чение
x
min
<
x
<
x
min
.
Сущность метода состоит в преобразовании
n
ограничений неравенств в ограничения равенства
посредством внедрения барьерной функции и век-
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
39
тора положительно определенных вспомогательных
переменных [17]:
min
[
f
(
X
) –
·
m
k
= 1
ln
(
Z
m
)]
(10)
X
при условии
G
(
X
) = 0,
H
(
X
) +
Z
= 0,
Z
> 0.
(11)
Для заданного параметра неоднородности
Ла-
гранжиан определяется как:
L
(
X
,
Z
,
,
) =
f
(
X
) +
T
G
(
X
) +
T
(
H
(
X
) +
Z
) –
·
m
k
= 1
ln
(
Z
m
).
(12)
В первом приближении оптимум удовлетворяет
условию равенства нулю частных производных Ла-
гранжиана:
F
(
X
,
Z
,
,
) = 0,
Z
> 0,
> 0,
(13)
где
F
(
X
,
Z
,
,
) =
L
X
T
=
fx
T
+
Gx
T
+
Hx
T
.
(14)
Z
–
e
Z
–
e
G
(
X
)
G
(
X
)
H
(
X
) +
Z
H
(
X
) +
Z
Первое приближение может быть найдено с по-
мощью метода Ньютона. Расчет методом Ньютона
на каждом шаге может быть записан в виде:
[
F
X
F
Z
F
F
]
X
= –
F
(
X
,
Z
,
,
),
(15)
Z
L
XX
0
G
X
T
H
X
T
X
= –
L
X
T
.
(16)
0
0
Z
Z
–
e
G
X
0 0 0
G
(
X
)
H
X
I
0 0
H
(
X
) +
Z
РЕЗУЛЬТАТЫ
РАСЧЕТА
В качестве результатов представлены данные рас-
четов режимов ЭЭС в программном комплексе
MATLAB, полученные путем поиска на каждом шаге
расчета минимума целевой функции (7) с помощью
метода внутренней точки (8–16): при координирован-
ном управлении напряжением и реактивной мощно-
стью с помощью только СТК, установленных в сети,
и при координированном управлении совместно
с ветрофермой.
Для расчетов использовалась модификация стан-
дартной тестовой схемы IEEE 9 bus [18, 19], которая
представлена на рисунке 3.
Номинальное напряжение системы — 230 кВ, за
исключением узлов: 1 (16,5 кВ), 2 (18 кВ), 3 (13,8 кВ)
и 10 (18 кВ). Ветви 2–7, 3–9, 10–6 и 1–4 представля-
ют собой трансформаторы. СТК в узле 6 подключен
к сети с помощью трансформатора 10–6, аналогич-
ного 2–7.
Нагрузки узлов составляют: 75 МВт и 25 Мвар
(узел 5), 90 МВт и 30 Мвар (узел 6), 50 МВт и 25 Мвар
(узел 7), 100 МВт и 35 Мвар (узел 8).
Пределы генерации/потребления реактивной
мощности СТК равны 45/–55 Мвар, что соответству-
ет УШР 100 Мвар, включенному параллельно с не-
регулируемой батареей статических конденсаторов
(БСК) 45 Мвар. ШБМ (узел 1) принимает участие
в балансировании активной мощности в пределах
от 10 до 250 МВт при отсутствии участия в управ-
лении реактивной мощностью. Стоимость генера-
ции реактивной мощности ВФ и СТК принимается
равной. Максимальный уровень напряжения в уз-
лах ограничивается величиной 1,05 о.е., минималь-
ный — 0,95 о.е.
С целью упрощения ветроферма представляет-
ся условным эквивалентным генератором. Поэтому
в исследовании не рассматривается внутреннее
устройство ВФ, в том числе распределение нагру-
зок между ветротурбинами, внутренние режимы
напряжений и вопросы релейной защиты. Установ-
ленная мощность ВФ принимается равной 100 МВт,
пределы генерации/потребления реактивной мощ-
ности определяются в соответствии с характери-
стикой (рисунок 2).
В качестве сценария расчетов используется по-
шаговое снижение нагрузки ветростанции по 2 МВт,
начиная с 98 МВт до 80 МВт, что моделирует воз-
можное поведение ВФ при падении скорости ветра.
На каждом шаге замеряются суммарные активные
потери в сети, суммарная генерация реактивной
мощности и суммарная зарядная мощность ВЛ.
Подобным образом проводятся три независимых
эксперимента при условии протяженности линий из
оригинальной модели и при увеличенных длинах
линий на 15 и 35%, что достигается соответству-
ющим изменением их параметров. Данные опыты
позволяют оценить влияние длины линий, прибли-
женно моделируя протяженные отечественные ма-
гистральные сети.
Результаты расчетов представлены в виде гра-
фиков зависимости параметров режима от значений
генерации активной мощности ВФ с участием и без
участия ВФ в управлении реактивной мощностью
(рисунки 4–6).
Как видно из результатов расчетов, имеется раз-
ница ∆
P
пот
между потерями активной мощности без
и с участием ВФ в управлении напряжением и реак-
тивной мощностью ЭЭС. Причем чем больше длина
ВЛ, тем существеннее эта разница: средние значе-
ния различий потерь в схемах с параметрами ли-
ний из оригинальной модели, с увеличением длины
на 15% и с увеличением длины на 35% составляют
соответственно 0,0290, 0,1657 и 0,4007 МВт (рису-
нок 4). С учетом того что значения потерь в рассмат-
риваемых режимах лежат в пределах от 4 до 7 МВт,
данная разница является существенной.
Рис
. 3.
Модифицированная
схема
IEEE 9 bus
СТК
45/–55 Мвар
50 МВт
25 Мвар
100 МВт
35 Мвар
75 МВт
25 Мвар
90 МВт
30 Мвар
Ветро-
ферма
10
6
1
4
5
2
7
8
9
3
СТК
45/–55 Мвар
№
6 (69) 2021
40
При уменьшении генерации активной мощно-
сти ВФ происходит увеличение перетока активной
мощности от ШБМ, что приводит к увеличению на-
грузочных потерь из-за перераспределения нагру-
зок линий в рассматриваемой модели ЭЭС.
При участии ВФ в управлении напряжением и ре-
активной мощностью происходит перераспределе-
ние нагрузок между двумя СТК и ВФ таким образом,
что суммарная генерация реактивной мощности
уменьшается, а в сети устанавливается новый бо-
лее экономичный режим — новый баланс между
генерацией/потреблением и потерями реактивной
мощности.
Таким образом, увеличение количества устройств,
вовлеченных в управление реактивной мощностью,
приводит к увеличению управляемости ЭЭС и, со-
ответственно, к более оптимальному управлению
с учетом всех установленных ограничений. Эффект
от оптимизации режима по реактивной мощности
тем больше, чем более удалены источники генера-
ции, нагрузки и компенсирующие устройства друг
от друга, и, соответственно, чем больше протяжен-
ность линий рассматриваемого участка ЭЭС.
ВЫВОДЫ
В данной работе рассмотрен эффект от участия
ВФ в совместном с СТК управлении напряжением
и реактивной мощностью участка ЭЭС при изме-
нении генерации активной мощности ВФ и уве-
личении протяженности линий электропередачи
с представлением данной задачи в виде пробле-
мы оптимального распределения реактивной
мощности.
В соответствии с результатами расчетов важно
отметить, что эффект, выражающийся в сниже-
нии потерь активной мощности, тем существен-
нее, чем больше протяженность ВЛ. Поэтому осо-
бенно важно организовывать координированное
зональное управление реактивной мощностью
в автоматическом режиме там, где преоблада-
ет разнесенная по территории генерация на базе
ВИЭ и, соответственно, имеются протяженные ВЛ.
Это позволит оперативно реагировать на измене-
ния режимов работы ВИЭ, организуя оптимальный
с точки зрения экономичности ЭЭС баланс реак-
тивной мощности.
При увеличении вовлеченных в управление ре-
активной мощностью устройств происходит уве-
личение управляемости энергосистемы и появле-
ние возможностей более тонкого управления ЭЭС
с точки зрения оптимизации балансов реактивной
мощности. Данный подход позволяет сгладить
негативное воздействие ВИЭ на ЭЭС, вызванное
присущей генерации электроэнергии на станциях
на базе ВИЭ стохастичностью.
Задача оптимизации, определенная в виде за-
дачи оптимального распределения реактивной
мощности, может быть реализована в составе
сис темы зонального (локального) автоматическо-
го управления напряжением и реактивной мощно-
стью в областях ЭЭС с повышенной интеграцией
ВИЭ.
Рис
. 4.
Суммарные
активные
потери
для
различных
сценариев
Рис
. 5.
Суммарная
генерация
реактивной
мощности
для
различных
сценариев
Рис
. 6.
Суммарная
зарядная
мощность
ВЛ
8
7,5
7
6,5
6
5,5
5
4,5
50
40
30
20
10
0
–10
200
190
180
170
160
150
140
P
по
т
, МВ
т
Q
ге
н
, М
авр
Q
с
, М
авр
P
пот
, 1,35
Q
ген
, 1,0
Q
ген
, 1,15
Q
ген
, 1,35
P
пот
, 1,15
P
пот
, 1,0
P
вф
, МВт
P
вф
, МВт
P
вф
, МВт
Обозначения на рисунках 4–6:
98
98
98
96
96
96
94
94
94
92
92
92
90
90
90
88
88
88
86
86
86
84
84
84
82
82
82
80
80
80
— без участия ВФ
— с участием ВФ
— без участия ВФ +
L
ВЛ + 15%
— с участием ВФ +
L
ВЛ + 15%
— без участия ВФ +
L
ВЛ + 35%
— с участием ВФ +
L
ВЛ + 35%
ЛИТЕРАТУРА / REFERENCES
1. Рынок возобновляемой энергетики России: текущий
статус и перспективы развития. Ассоциация развития
возобновляемой энергетики (АРВЭ). URL: https://rreda.
ru/information-bulletin-july2021.
Renewable energy market of Russia: actual status and
future development. Russia Renewable Energy Develop-
ment Association (RREDA).URL: https://rreda.ru/informa-
tion-bulletin-july2021.
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
41
2. Госкорпорация «Росатом» Ветро-
энергетика. URL: https://rosatom.ru/
production/vetroenergetika/.
State Atomic Energy Corporation
Rosatom Wind Energy. URL: https://
rosatom.ru/production/vetroenerge-
tika/.
3. Закутский В.И., Гаджиев М.Г. К во-
просу актуальности и необходимо-
сти автоматического координиро-
ванного управления напряжением
в магистральных сетях // ЭЛЕКТРО-
ЭНЕРГИЯ. Передача и распреде-
ление, 2020, № 6(63). С. 28–33.
Zakutskiy V.I., Gadzhiyev M.G. About
signifi cance and the need of auto-
matic coordinated voltage control in
transmission systems // ELECTRIC
POWER. Transmission & Distribu-
tion, 2020, no. 6(63), pp. 28–33.
(In Russian)
4. Воронин В., Гаджиев М., Шамонов Р.
Направления развития системы
регулирования напряжением и ре-
активной мощности в ЕНЭС //
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ.
Передача
и распределение, 2012, № 2(11).
С. 40–47.
Voronin V., Gadzhiyev M., Shamonov
R. Development trends for voltage
and reactive power regulating sys-
tem in Unifi ed National Power Grid //
ELECTRIC POWER. Transmission &
Distribution, 2012, no. 2(11), pp. 40–
47. (In Russian)
5. De Sousa V.A., Da Costa G.R.M. Op-
timal Reactive Dispatch Problem via
Improved Newton Approach. Electric
Power Components and Systems,
2007, 35:3, pp. 319-336.
6. Lashkar Ara A., Kazemi A., Gahra-
mani S., Behshad M. Optimal reac-
tive power fl ow using multi-objective
mathematical programming. Sci-
entia Iranica, 2012, vol. 19, no. 6,
pp. 1829-1836.
7. Shaheen A.M., El-Sehiemy R.A.,
Farrag S.M. Integrated Strategies of
Backtracking Search Optimizer for
Solving Reactive Power Dispatch
Problem. IEEE Systems Journal,
March 2018, vol. 12, iss.1. URL:
https://www.researchgate.net/publi-
cation/304159551.
8. Saddique M.Sh., Bhatti A.R., Ha-
roon Sh.S., Sattar M.K., Amin S.,
Sajjad I.A., Ul Haq S.S., Awan A.B.,
Rasheed N. Solution to optimal reac-
tive power dispatch in transmission
system using meta-heuristic tech-
niques — Status and technological
review. Electric Power Systems Re-
search, 2020, vol.178 p. 106031.
9. Hosny M.H., Kamel S., El-Dabah M.A.,
Khurshaid T., Dominguez-Garcia J.L.
Optimal Reactive Power Dispatch
With Time-Varying Demand and Re-
newable Energy Uncertainty Using
Rao-3 Algorithm. IEEE Access, 2021,
vol. 9. URL: https://www.research-
gate.net/publication/348996476.
10. Sarkar Md. N.I., Meegahapola L.G.,
Datta M. Optimal Reactive Power
Dispatch Considering Reactive Pow-
er Support from Renewable Energy
Generators. 2019 IEEE International
Conference on Industrial Technology
(ICIT), Melbourne, Australia, 2019.
URL: https://www.researchgate.net/
publication/334244560.
11. Ahmed M.K., Osman M.H., Korov-
kin N.V. Optimal reactive power dis-
patch in power system comprising
renewable energy sources by means
of a multi-objective particle swarm
algorithm // Материаловедение.
Энергетика, 2021, т. 27, № 1.
С. 5–20.
12. Engelhardt S., Erlich I., Feltes Ch.,
Kretschmann J., Shewarega F. Re-
active Power Capability of Wind Tur-
bines Based on Doubly Fed Induc-
tion Generators. IEEE Transactions
on Energy Conversion, March 2011,
vol. 26, no. 1, pp. 364-372.
13. Cuff e P., Smith P., Keane A. Capa-
bility Chart for Distributed Reactive
Power Resources. IEEE Transac-
tions on Power Systems, January
2014, vol. 29, no. 1, pp.15-22.
14. Basit A., Ansa D., Margaris I.D. A Re-
view of Grid Requirements for Wind
Farm in Denmark and China. China
wind power 2012, Beijing, China.
URL: https://www.researchgate.net/
publication/261133170.
15. На Марченковской ВЭС осуществ-
лен проект дистанционного управ-
ления активной и реактивной мощ-
ностью ветровой электростанции.
URL: https://www.so-ups.ru/odu-south/
news/odu-south-news-view/news/
16378/.
Remote control of WPP active and
reactive power has been implement-
ed in Marchenkovskaya WPP. URL:
https://www.so-ups.ru/odu-south/
news/odu-south-news-view/news/
16378/.
16. Zimmerman R.D., Murillo-Sanchez C.
MATPOWER. User’s Manual. URL:
https://matpower.org/doc/manuals/.
17. MIPS 1.4 User's Manual. URL:
https://matpower.org/docs/MIPS-
manual-1.4.pdf.
18. WSCC 9-Bus System. URL: https://
harryskon.wordpress.com/2016/
02/28/wscc-9-bus-system/.
19. Anderson P.M., Fouad, A.A. Power
System Control and Stability, 2nd ed.
New York: IEEE Press, 2003. URL:
https://www.researchgate.net/publi-
cation/322024244.
Хренников А.Ю.
Техническая
диагностика
и
аварийность
электрооборудования
Книгу
можно
приобрести
в
интернет
-
магазине
электронных
книг
«
ЛитРес
»
в
разделе
«
Техническая
литература
»
Учебно-методическое пособие. ЛИТРЕС, 2021. 230 стр., 154 ил.
Представлен
анализ
методов
диагностики
состояния
электрооборудования
для
выявления
дефектов
и
повреждений
в
процессе
эксплуатации
.
Эффективность
применения
методов
диагностики
сопрово
-
ждается
примерами
обнаружения
дефектов
и
повреждений
конкретного
оборудования
:
силовых
транс
-
форматоров
,
реакторов
,
трансформаторов
тока
и
напряжения
,
разъединителей
,
турбогенераторов
,
ОПН
и
т
.
д
.
Приведены
примеры
повреждений
и
расследования
технологических
нарушений
.
Рассмотрены
вопросы
электродинамических
испытаний
силовых
трансформаторов
на
стойкость
к
токам
КЗ
,
которые
служат
инструментом
для
повышения
надежности
их
конструкции
.
Предназначено
для
руководителей
и
специалистов
технических
служб
предприятий
электрических
и
распределительных
сетей
,
стан
-
ций
,
подразделений
технической
инспекции
(
ТИ
)
и
служб
охраны
труда
и
надежности
филиалов
МЭС
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
»
и
ПАО
«
Россети
»,
слушателей
курсов
повышения
квалификации
,
а
также
для
аспиран
-
тов
,
магистрантов
и
студентов
электроэнергетических
специальностей
.
№
6 (69) 2021
Оригинал статьи: Координированное управление напряжением и реактивной мощностью в сетях с ветроэнергетическими станциями
Темпы развития ветроэнергетики в России в последние годы продолжают набирать обороты. Подобная тенденция является существенным вызовом для существующей сетевой инфраструктуры. Магистральные сети России имеют ряд отличительных особенностей, в частности, им присуща значительная протяженность воздушных линий (ВЛ) и большие объемы межсистемных перетоков мощности, а также слабая загруженность ВЛ в некоторых режимах. Управление напряжением и реактивной мощностью электроэнергетической системы (ЭЭС) является крайне важной задачей для обеспечения экономичной и надежной работы оборудования. В данной статье рассмотрен эффект от автоматического координированного управления напряжением и реактивной мощностью участка ЭЭС, содержащего ветроферму (ВФ) и статические компенсаторы реактивной мощности (СТК), с представлением данной задачи в виде проблемы оптимального распределения реактивной мощности. Оценено влияние увеличения протяженности линий рассматриваемого участка ЭЭС на эффект от оптимизации.
