44
Распределенный расчет
установившихся режимов
электрических сетей
УДК 621.311.1:621.316
Волкова
Т
.
А
.,
начальник отдела
электрических режимов
ЦДС ЦУС АО «Россети
Тюмень»
Лыкин
А
.
В
.,
к.т.н., доцент кафедры
АЭЭС НГТУ
Фишов
А
.
Г
.,
д.т.н., профессор
кафедры АЭЭС НГТУ
Энхсайхан
Э
.,
аспирант кафедры
АЭЭС НГТУ
Ставится
и
формулируется
задача
децентрализованного
расчета
установившегося
режима
для
электрических
сетей
с
распределенной
генерацией
,
включающих
локальные
систе
-
мы
электроснабжения
Minigrid.
Расчет
режима
электрической
сети
Minigrid
производится
с
учетом
синхронизированных
векторных
измерений
напряжений
и
токов
в
ее
схеме
выдачи
мощности
.
Полный
расчет
режима
производится
в
два
этапа
:
на
уровне
Minigrid
и
в
центре
управления
сетью
.
По
синхрони
-
зированным
векторным
измерениям
в
каждой
Minigrid
иден
-
тифицируются
параметры
сети
,
определяются
все
режимные
параметры
,
в
том
числе
для
узлов
примыкания
к
внешней
сети
.
Значения
полученных
векторов
напряжений
и
мощно
-
стей
в
узлах
примыкания
Minigrid
к
внешней
сети
передают
-
ся
на
верхний
уровень
,
и
с
использованием
моделей
узлов
примыкания
Minigrid
по
применяемым
программно
-
вычисли
-
тельным
комплексам
рассчитывается
установившийся
режим
полной
схемы
электрической
сети
с
учетом
всех
Minigrid,
работающих
в
общей
сети
.
Ключевые
слова
:
электрические сети, рас-
пределенная генерация,
Minigrid, установившие-
ся режимы, синхрони-
зированные векторные
измерения, идентифи-
кация параметров сети
ВВЕДЕНИЕ
Децентрализация производства электроэнергии,
являющаяся одной из основных тенденций и стра-
тегий развития электроэнергетики, приводит к ради-
кальному изменению структуры и режимов распре-
делительных электрических сетей 110 кВ и ниже.
Из пассивных систем передачи и распределения
электроэнергии они превращаются в энергосисте-
мы с множеством интегрированных источников
электроэнергии и локальных систем энергоснабже-
ния (Minigrid), причем в большинстве случаев рабо-
тающие в сети электростанции и Minigrid принад-
лежат разным собственникам и участвуют в общем
электрическом режиме со своими целями и интере-
сами. В технологическом плане за этим стоят неза-
висимые системы управления, а общее управление
режимом электрической сети становится децентра-
лизованным и по типу «мультиагентным», то есть
обладающим некоторым множеством достаточно
независимых, но скоординированных общими пра-
вилами центров управления.
Важно отметить, что создаваемые современные
Minigrid по отношению к существующим электриче-
ским сетям, как правило, имеют существенное пре-
восходство в части наблюдаемости и управляемости
своих контролируемых районов электрических сетей.
Отмеченная трансформация электрических сетей
в части структуры и управления не исключает необ-
ходимости расчета и анализа общего электрического
режима для выбора оборудования, настройки РЗА,
определения сетевых ограничений, эффективного
у
п
р
а
в
л
е
н
и
е
с
е
т
я
м
и
управление сетями
45
использования резервов и т.д., в том числе online.
Очевидно, что такой расчет режимов должен выпол-
няться совместно всеми распределенными центрами
управления, опираясь на имеющиеся у них системы
сбора и обработки данных. Более конкретно можно
говорить о распределенном расчете режима на ос-
нове систем управления распределенных по сети
электростанций малой мощности, Minigrid и центра
управления сетями.
ИНФОРМАЦИОННЫЕ
ПРЕДПОСЫЛКИ
РАСПРЕДЕЛЕННОГО
РАСЧЕТА
РЕЖИМА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Одна из предпосылок уже была названа — нали-
чие собственных систем сбора и обработки данных
в пределах своей зоны контроля сети у каждой элек-
тростанции и Minigrid.
Второй, не менее важной, предпосылкой являет-
ся использование современных синхронизирован-
ных векторных измерений в контрольных зонах сети
электростанций и Minigrid.
Третьей предпосылкой является частичное ис-
пользование синхронизированных измерений в об-
щей сети, контролируемой ЦУС.
Наличие контролируемых векторных измерений
в каждой из частей сети позволяет «привязать» все
фрагментарные расчеты режима к общему вектор-
ному базису, что обеспечивает их «независимость»
и возможность декомпозиции расчета.
ОСОБЕННОСТИ
ИНФОРМАЦИОННОГО
ОБЕСПЕЧЕНИЯ
РАСПРЕДЕЛЕННОГО
РАСЧЕТА
РЕЖИМА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
1.
Информационное
обеспечение
расчета
режима
в
контролируемой
Minigrid
части
электрической
сети
Рассмотрим эти особенности на характерном
примере сети Minigrid, схема которой представлена
на рисунке 1.
Схема содержит многоагрегатную электростан-
цию малой мощности (ЭС), удаленный распредели-
тельный пункт (РП), линии схемы выдачи мощности
во внутреннюю и внешнюю распределительную сеть
(
L
1
,
L
2
,
L
3
и
L
4
) и фидеров нагрузки, запитанных от
шин ЭС и РП. Сечения
S
1
и
S
2
представляют возмож-
ности для отделения от внешней сети в разных опе-
ративных и аварийных ситуациях [1].
Данные о режиме собираются от трех информа-
ционных подсистем: оперативных информационных
комплексов (ОИК), синхронизированных векторных
измерений в схеме выдачи мощности Minigrid с дву-
мя точками сбора данных (ЭС и РП) и системы уче-
та потребления и выдачи/потребления мощности по
связям с внешней электрической сетью.
Следует отметить, что необходимость в системе
векторных измерений прежде всего обусловлена
технологическими задачами, а именно системной
синхронизаций генераторов, частей схемы Minigrid
и внешней сети при различ-
ных вариантах ее разделе-
ния [2]. Это является альтер-
нативным и современным
решением задачи синхрони-
зации генераторов и частей
сети по многочисленным се-
чениям вместо размещения
синхронизаторов на каждом
из выключателей.
2.
Информационное
обес
-
печение
распределен
-
ного
расчета
режима
электрической
сети
,
контролируемой
ЦУС
Информационное обеспе-
чение задачи расчета режи-
ма в сети, контролируемой
ЦУС, традиционно осущест-
вляют оперативные инфор-
мационные комплексы ЦУС,
системы технического и ком-
мерческого учета электро-
энергии, контрольные заме-
ры. Данью времени является
появление синхронизирован-
ных векторных измерений
на наиболее ответственных
подстанциях. Применитель-
но к рассматриваемой в на-
стоящей статье задаче это
имеет существенное зна-
ЭС
РП
1
L
2
L
3
L
4
L
*
*
*
*
2
S
1
S
*
*
*
*
1
U
2
U
*
*
Рис
. 1.
Схема
Minigrid
с
внешними
связями
(* —
синхронизированые
измерения
на
-
пряжений
в
узлах
,
↑
—
синхронизированные
векторные
измерения
токов
в
ветвях
)
№
1 (58) 2020
46
чение, так как наличие даже одного векторного из-
мерения в сети позволяет привязать всю векторную
систему сети к единому векторному базису.
ЦЕНТРАЛИЗОВАННЫЙ
РАСЧЕТ
УСТАНОВИВШЕГОСЯ
РЕЖИМА
Вопросам математического моделирования электри-
ческих сетей, генераторов и нагрузок, формирования
уравнений установившегося режима и совершен-
ствованию методов их решения посвящено большое
число исследований как в России, так и за рубежом.
Обзоры способов расчета и перечни публикаций по
установившимся режимам можно найти, например,
в [3–6].
Расчеты проводят, планируя режимы на оператив-
ном уровне (online) или разрабатывая мероприятия
по энергосбережению или реконструкции (offl ine),
а расчетные схемы включают от нескольких десятков
до сотен узлов. Электрические нагрузки, как правило,
задаются активной и реактивной мощностью или их
статическими характеристиками. В том случае, ког-
да в узле есть регулируемая реактивная мощность,
фиксируется желаемый уровень напряжения, а реак-
тивная мощность подлежит определению. Базисный
и балансирующий узлы обычно совмещают, и такой
узел является единственным. Схема электрической
сети высокого и среднего напряжения рассчитывает-
ся целиком или с разделением на высоковольтную
часть и распределительную сеть среднего напряже-
ния. Такой расчет является централизованным.
ОСОБЕННОСТИ
МАТЕМАТИЧЕСКОЙ
МОДЕЛИ
И
РАСЧЕТА
УСТАНОВИВШЕГОСЯ
РЕЖИМА
В
СЕТИ
MINIGRID
Расчеты установившихся режимов в электрической
сети Minigrid позволяют:
– проверять допустимость текущих режимных
параметров;
– управлять потоками мощности и потерями во
внешней сети;
– выполнять анализ планируемых нормальных
и послеаварийных режимов;
– проводить идентификацию параметров моделей
Minigrid для их актуализации.
Расчет установившегося режима сети Minigrid за-
ключается в определении параметров режима, не из-
меряемых системами сбора данных, включая потоки
и потери мощности.
В силу независимости управления режимом
Minigrid, наличия у него контролируемого района,
синхронизированных векторных измерений и соб-
ственного моделирующего комплекса, расчеты УР
в контролируемых ими зонах проводятся независи-
мо для каждой Minigrid с учетом синхронизирован-
ных векторных измерений (СВИ) и, соответственно,
с привязкой векторов напряжения и токов к единой
системе координат. Результаты расчетов в полном
объеме или только необходимые для использования
на верхнем уровне передаются в ЦУС.
Поскольку в Minigrid производятся векторные из-
мерения напряжений узлов и токов в ветвях схемы
выдачи мощности, предпочтительно использовать
для расчета не систему уравнений баланса токов
или мощностей в узлах электрической сети, а систе-
му уравнений ветвей, в которой для каждой ветви,
представленной схемой замещения, записывается
уравнение для векторов токов и напряжений. Вет-
вями являются ЛЭП, силовые трансформаторы, вы-
ключатели и другие элементы электрической сети,
такие как токоограничивающие реакторы и устрой-
ства продольной компенсации и токоограничения.
Балансовые уравнения используются для оценки
точности расчета или определения тока в каком-либо
присоединении, если известны токи во всех осталь-
ных присоединениях. Такой же подход изложен в [8].
Для получения уравнений ветвей схемы электри-
ческой сети рассмотрим П-образную схему замеще-
ния ЛЭП (рисунок 2).
Пренебрегая несимметрией параметров фаз
и режимных параметров, представим модель ЛЭП
в однолинейном изображении.
По схеме рисунка 2 на основе законов Ома и Кирх-
гофа можно записать для действующих значений то-
ков и напряжений следующие два уравнения [7]:
U
i
–
U
j
=
Z
(
I
i
–
I
Y
1
) =
Z
(
I
i
–
Y
1
U
i
),
(1)
I
i
–
I
j
=
I
Y
1
+
I
Y
2
=
Y
1
U
i
+
Y
2
U
i
,
(2)
где
Z
,
Y
1
,
Y
2
— параметры П-образной схемы заме-
щения (продольное сопротивление
Z
, поперечные
проводимости
Y
1
и
Y
2
);
U
i
и
U
j
— векторы напряже-
ний в начальном
i
и конечном
j
узлах, примыкающих
к ЛЭП;
I
i
и
I
j
— векторы токов в начале и конце ЛЭП.
В случае неучета поперечных проводимостей
Y
1
и
Y
2
(емкостных проводимостей ЛЭП) остается одно
уравнение:
U
i
–
U
j
=
Z
I
i
.
(3)
В каждом уравнении может быть только одно не-
известное — векторы
U
i
или
U
j
или
I
i
или
I
j
, причем
последовательность вычислений имеет значение.
Для схем замещения силового трансформатора,
реактора, выключателя и др. получаются подобные
или более простые уравнения.
Параметры для П-образной схемы замещения
трансформатора определяются по выражениям:
Z
=
k
T
Z
T
,
1
1
Y
1
=
Y
+ — (1 – —),
(4)
Z
T
k
T
1
1
Y
2
= — (— – 1),
k
T
Z
T
k
T
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
Z
Y
1
Y
2
i
I
j
I
i
j
i
U
j
U
1
Y
I
2
Y
I
Рис
. 2.
П
-
образная
схема
замещения
ЛЭП
47
где
k
T
— коэффициент трансформации трансформа-
тора, Ом;
Z
T
— сопротивление обмоток трансформа-
тора, Ом;
Y
— проводимость холостого хода транс-
форматора, См.
Как правило, можно рассматривать два случая
расчета недостающих параметров режима.
Заданы напряжение и ток в начале ветви, необ-
ходимо определить напряжение и ток в конце ветви:
U
j
= (1 +
Z
Y
1
)
U
i
–
Z
I
i
,
I
j
= – (
Y
1
+
Y
1
Z
Y
2
+
Y
2
)
U
i
+ (1 +
Z
Y
2
)
I
i
.
(5)
Для известного тока и напряжения в конце линии
необходимо определить напряжение и ток в начале:
U
i
= (1 +
Z
Y
2
)
U
j
+
Z
I
j
,
I
i
= (
Y
1
+
Y
1
Z
Y
2
+
Y
2
)
U
j
+ (1 +
Z
Y
1
)
I
j
.
(6)
По известным векторам напряжений и токов опре-
деляются остальные параметры установившегося
режима, включая мощность по установленным сече-
ниям, потери мощности, а также векторы напряже-
ний и мощности в узлах примыкания к внешней сети.
При расчете режима в сети Minigrid полезна
идентификация параметров схем замещения элек-
трической сети по высокоточным данным синхрони-
зированных векторных измерений для уточнения ак-
тивных и реактивных сопротивлений из-за наличия
неопределенности в задании паспортных и справоч-
ных данных, длин и геометрии расположения прово-
дов ВЛ, неучета провисания проводов ВЛ, влияния
температуры и других факторов.
В соответствии с [8] на основе уравнений (1) и (2)
по векторным измерениям может производиться
идентификация параметров схемы замещения ЛЭП:
|
U
i
|
2
– |
U
j
|
2
Z
= —,
I
i
U
j
+
I
j
U
i
2(
I
i
–
I
2
)
Y
1
=
Y
2
= —.
U
i
+
U
j
Аналогичным образом можно определить пара-
метры схемы замещения силового трансформатора
и реактора.
ДВУХЭТАПНЫЙ
АЛГОРИТМ
РАСЧЕТА
(
ДОРАСЧЕТА
)
РЕЖИМА
СЕТЕЙ
MINIGRID
И
ПОЛНОЙ
СХЕМЫ
СЕТИ
Последовательность дорасчета параметров режима
сети Minigrid:
– получение данных от информационных подси-
стем (коммутационное состояние выключателей,
измерения векторов напряжений генераторных
шин электростанции (и РП при наличии) и токов
в схеме выдачи мощности, потребляемая нагруз-
ками отходящих фидеров от шин электростанции
и РП активная и реактивная мощности;
– дорасчет потоков мощности в схеме выдачи мощ-
ности;
– дорасчет напряжений в узлах примыкания и пото-
ков мощности к узлам примыкания (во внешнюю
электрическую сеть).
Для расчета установившегося режима полной
схемы электрической сети возможно использова-
ние различных существующих программно-вычис-
лительных комплексов расчета и анализа режимов
электрических систем и сетей без какой-либо моди-
фикации.
ТЕСТОВЫЙ
ПРИМЕР
ДВУХЭТАПНОГО
РАСПРЕДЕЛЕННОГО
РАСЧЕТА
УСТАНОВИВШЕГОСЯ
РЕЖИМА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
С
MINIGRID
На примере схемы электрической сети, имеющей
в своем составе одну Minigrid (рисунок 3), рассмотрим
выполнение описанного выше двухэтапного распре-
деленного расчета режима электрической сети.
Часть схемы с генерацией небольшой мощности,
включающая узлы с 1 по 4, является сетью Minigrid.
СВИ напряжений генераторных узлов и токов в вет-
вях схемы выдачи мощности
получаются локальной си-
стемой синхронизированных
с глобальной навигационной
системой измерений [9].
Результаты расчета для
узлов примыкания (узлы
с номерами 5 и 6) переда-
ются в ЦУС и используются
в расчетной модели полной
сети. В эту модель не вклю-
чаются элементы расчетной
схемы Minigrid, а в узлах при-
мыкания задаются векторы
напряжений и мощности, по-
лученные в локальном рас-
чете. Однако по условиям
расчета установившегося ре-
жима для этих узлов должны
быть получены мощности из
расчета полной схемы. По-
этому в расчетной модели
узлы примыкания должны
110 кВ
10 кВ
Minigrid
2
1
3
4
5
6
БУ
100
50
61
51
7
8
62
54
200
55
56
521
621
Рис
. 3.
Схема
электрической
сети
с
Minigrid
№
1 (58) 2020
48
Табл. 1. Результаты по узлам Minigrid
Номер
узла
Признак
U
, кВ
U
, град
1
1
10,354
–1,421
2
1
10,288
–1,821
3
1
10,284
–1,547
4
1
10,231
–1,919
5
1
10,277
–1,524
6
1
10,225
–1,996
Табл. 2. Результаты расчетов токов по ветвям Minigrid
Начало Конец
Ток
I
ij
, кА
Фаза тока
I
ij
, град
Ток
I
ji
, кА
Фаза тока
I
ji
, град
1
3
0,155
–27,062
0,155
–27,062
2
4
0,125
–28,386
0,125
–28,386
3
5
0,017
–74,811
0,017
–74,811
4
6
0,030
21,171
0,030
21,171
Табл. 4. Параметры режима в узлах примыкания Minigrid к внешней сети
Номер
Векторы напряжений
Расчет Minigrid
Расчет по RastrWin3
Небаланс
U
, кВ
U
, град
P
, МВт
Q
, Мвар
P
, МВт
Q
, Мвар
P
, МВт
Q
, Мвар
5
10,28
–1,56866
0,286
0,086
0,285471
0,086221
0,000529
–0,00022
6
10,22488
–1,99642
0,489
–0,209
0,489982
–0,20944
–0,00098
0,00044
Табл. 3. Потокораспределение мощностей в ветвях Minigrid
(положительное направление — от начала к концу)
Начало Конец
P
ij
, МВт
Q
ij
, Мвар
P
ji
, МВт
Q
ji
, Мвар Потери
P
, МВт
1
3
2,500
1,200
2,486
1,186
0,014
2
4
2,000
1,000
1,991
0,991
0,009
3
5
0,086
0,286
0,086
0,286
0,000
4
6
0,490
–0,209
0,489
–0,209
0,001
Суммарные потери в Minigrid
0,025
моделироваться заданными вектора-
ми напряжений, а полученные из рас-
чета полной схемы узловые мощности
должны совпасть с мощностями, полу-
ченными в локальном расчете. Такие
узлы по определению являются базис-
ными балансирующими узлами. Таким
образом, в расчетной модели полной
сети будет несколько балансирующих
базисных узлов.
В систему уравнений установившегося режима
(уравнений узловых напряжений) в программе рас-
чета для таких узлов уравнения не включаются и их
мощности дорассчитываются после решения систе-
мы уравнений установившегося режима.
Численные
результаты
примера
Имитация измерения векторов напряжений путем
расчета режима полной схемы дала следующие зна-
чения векторов напряжений в генераторных узлах
Minigrid и узлах примыкания:
узел 1
U
1
= 10,35437 кВ,
1
= –1,42104 град;
узел 2
U
2
= 10,28819 кВ,
2
= –1,82066 град;
узел 5
U
5
= 10,27657 кВ,
5
= –1,56863 град;
узел 6
U
6
= 10,22488 кВ,
6
= –1,99641 град.
По программе дорасчета параметров установив-
шегося режима Minigrid получены параметры режи-
ма (таблицы 1–3).
По ПВК RastrWin3 при моделировании узлов при-
мыкания как базисных балансирующих узлов со зна-
чениями, полученными в расчет установившегося
режима Minigrid (таблица 1), получен расчет полной
схемы. В таблице 4 сведены результаты, полученные
в узлах примыкания Minigrid.
Небалансы мощности в узлах примыкания не
превышают 1 кВт (квар).
В реальных условиях следует ожидать больше-
го небаланса, так как значения истинных параме-
тров сети не совпадают с используемыми в рас-
четах, а также наличия некоторой несимметрии
режима сети.
Погрешности в данных, используемых в расчете
установившегося режима полной схемы, влияют на
небалансы мощности в узлах примыкания Minigrid
к внешней сети. Эти небалансы являются своего
рода индикаторами точности расчета текущего уста-
новившегося режима. Снизить небалансы мощности
можно с помощью идентификации параметров сети
как на уровне Minigrid, так и полной сети.
ВЫВОДЫ
1. Предложена новая постановка задачи расчета
установившегося режима электрической сети
с Minigrid, использующими синхронизированные
векторные измерения. Расчет полной сети вы-
полняется децентрализованно. В сети каждой
Minigrid производится дорасчет параметров ре-
жима с получением напряжений и мощностей
в узлах примыкания к внешней сети. В расчете
установившегося режима полной сети Minigrid
учитываются полученные параметры узлов при-
мыкания.
2. Представлены алгоритм и математическая мо-
дель расчета установившегося режима электри-
ческой сети Minigrid. Моделью режима Minigrid
являются уравнения для ветвей электрической
сети, моделями Minigrid в расчете полной сети яв-
ляются уравнения для базисного балансирующе-
го узла.
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
49
ЛИТЕРАТУРА
1. Фишов А.Г., Марченко А.И., Му-
катов Б.Б. Способ противоава-
рийного управления режимом па-
раллельной работы синхронных
генераторов в электрических се-
тях. Патент РФ № 2662728. Опубл.
БИ № 22, 30.07.2018.
2. Фишов А.Г., Армеев Д.В., Сердю-
ков О.В. Способ синхронизации
частей электрической сети. Патент
РФ № 2686079. Опубл. БИ № 12,
24.04.2019.
3. Жуков Л.А., Стратан И.П. Устано-
вившиеся режимы сложных элек-
трических сетей и систем: методы
расчетов. М.: Энергия, 1979. 416 с.
4. Идельчик В.И. Расчеты установив-
шихся режимов электрических си-
стем. Под ред. В.А. Веникова. М.:
Энергия, 1977. 192 с.
5. Wang X.F., Song Y., Irving M. Mod-
ern power systems analysis. New
York: Springer; 2008, 569 р.
6. Murthy P.S.R. Power System Analy-
sis. India: BS Publications, 2007,
483 р.
7. Moxley R., Rzepka G., Ersonmez E.,
Flerchinger B. Applying All the Avail-
able Synchrophasor Information. Ac-
tual Trends in Development of Power
System Protection and Automation
30 May – 3 June 2011, Saint Peters-
burg.
8. Стычинский З.А., Степанов В.С.,
Солонина Н.Н., Суслов К.В., Бель-
чев И.В. Применение векторных
технологий в интеллектуальных
энергосистемах // Вестник ИрГТУ,
2012, № 12(71). С. 210–216.
9. Shi D., Tylavsky D.J., Koellner K.M.,
Logic N., Wheeler D.E. Transmis-
sion line parameter identifi cation us-
ing PMU measurements. European
Transactions on Electrical Power,
2011, vol. 21, no. 4, pp. 1574–1588.
10. Zhao X., Zhou H., Shi D., Zhao H.,
Jing Ch., Jones Ch. On-Line PMU-
Based Transmission Line Parameter
Identifi cation CSEE. Journal of pow-
er and energy systems, June 2015,
vol. 1, no. 2, pp. 68–74.
11. СТО
59012820.29.020.011-2016.
СО «Релейная защита и автомати-
ка. Устройства синхронизирован-
ных векторных измерений. Нормы
и требования. АО «Системный
оператор Единой энергетической
системы», 2016. 37 с.
REFERENCES
1. Fishov A.G., Marchenko A.I., Muka-
tov B.B.
Sposob protivoavariynogo
upravleniya rezhimom parallel'noy
ra boty sinkhronnykh generatorov
v elektricheskikh setyakh
[Method
of anti-emergency control of par-
allel operation of sycnhronous
generators in electrical networks].
Patent RF № 2662728, № 22,
30.07.2018.
2. Fishov A.G., Armeev D.V., Serdyu-
kov O.V.
Sposob sinkhronizatsii
chastey elektricheskoy seti
[Method
of synchronization of electrical net-
work parts]. Patent RF № 2686079,
№12, 24.04.2019.
3. Zhukov L.A., Stratan I.P. Estab-
lished modes of complex electrical
networks and systems: calculation
methods. Moscow, Energiya Publ.,
1979. 416 p. (In Russian)
4. Idel'chik V.I. Calculations of estab-
lished modes of electrical systems.
Under edition of Venikov V.A. Mos-
cow, Energiya Publ., 1977. 192 p. (In
Russian)
5. Wang X.F., Song Y., Irving M. Modern
power systems analysis. New York:
Springer; 2008, 569 р.
6. Murthy P.S.R. Power System Analy-
sis. India: BS Publications, 2007,
483 р.
7. Moxley R., Rzepka G., Ersonmez E.,
Flerchinger B. Applying All the Avail-
able Synchrophasor Information. Ac-
tual Trends in Development of Power
System Protection and Automation
30 May – 3 June 2011, St Petersburg.
8. Stychinskiy Z.A., Stepanov V.S., So-
lo nina N.N., Suslov K.V., Bel'chev I.V.
Application of phasor meaurement
technologies in intelligent power sys-
tems //
Vestnik IrGTU
[News of Irkutsk
National Research Technical Univer-
sity], 2012, № 12(71), pp. 210–216.
9. Shi D., Tylavsky D.J., Koellner K.M.,
Logic N., Wheeler D.E. Transmis-
sion line parameter identifi cation us-
ing PMU measurements. European
Transactions on Electrical Power,
2011, vol. 21, no. 4, pp. 1574–1588.
10. Zhao X., Zhou H., Shi D., Zhao H.,
Jing Ch., Jones Ch. On-Line PMU-
Based Transmission Line Parameter
Identifi cation CSEE. Journal of pow-
er and energy systems, June 2015,
vol. 1, no. 2, pp. 68–74.
11. Company Standard STO 59012820.
29.020.011-2016. "Relay protection
and automation. Phasor measure-
ment units. Norms and requirements.
JSC "System Operator of UPS",
2016. 37 p. (In Russian)
Санкт-Петербургское
научно-производственное
объединение
АО «Полимер-Аппарат»
разрабатывает и производит
www.polymer-apparat.ru
тел./факс: (812) 331-40-40
(многоканальный)
Для любого класса
напряжений от 0,22 кВ до 750 кВ
Гарантия до 10 лет
Срок службы 30 лет
Для комплектации ограничителей
используются варисторы
различных диаметров и толщин
производства фирмы
EPCOS (Германия)
Возможно изготовление ОПН
с любым наибольшим
длительно допустимым
рабочим напряжением
Вся продукция прошла
полный комплекс испытаний
в лабораториях ОАО «НИЦ ВВА»,
ОАО «НИИПТ», ОАО «НИИВА»
НЕЛИНЕЙНЫЕ
ОГРАНИЧИТЕЛИ
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
(
ОПН
)
научно-производственное объединение
АО «Полимер-Аппарат»
На прав
ах рек
ламы
№
1 (58) 2020
Оригинал статьи: Распределенный расчет установившихся режимов электрических сетей
Ставится и формулируется задача децентрализованного расчета установившегося режима для электрических сетей с распределенной генерацией, включающих локальные системы электроснабжения Minigrid. Расчет режима электрической сети Minigrid производится с учетом синхронизированных векторных измерений напряжений и токов в ее схеме выдачи мощности. Полный расчет режима производится в два этапа: на уровне Minigrid и в центре управления сетью. По синхронизированным векторным измерениям в каждой Minigrid идентифицируются параметры сети, определяются все режимные параметры, в том числе для узлов примыкания к внешней сети. Значения полученных векторов напряжений и мощностей в узлах примыкания Minigrid к внешней сети передаются на верхний уровень, и с использованием моделей узлов примыкания Minigrid по применяемым программно-вычислительным комплексам рассчитывается установившийся режим полной схемы электрической сети с учетом всех Minigrid, работающих в общей сети.
