Распределенный расчет установившихся режимов электрических сетей

Page 1
background image

Page 2
background image

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


Page 3
background image

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


Page 4
background image

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

 

Y

1

 = 

Y

 + — (1 – —), 

(4)

 

Z

T

 

k

T

 

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


Page 5
background image

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


Page 6
background image

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


Page 7
background image

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


Читать онлайн

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.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 2(71), март-апрель 2022

Повышение эффективности производственной деятельности в Группе «Россети»

Интервью Управление сетями / Развитие сетей Управление производственными активами / Техническое обслуживание и ремонты / Подготовка к ОЗП Охрана труда / Производственный травматизм
Интервью с Первым заместителем Генерального директора — Главным инженером ПАО «Россети» А.В. Майоровым
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 2(71), март-апрель 2022

Совершенствование процесса технологического присоединения энергопринимающих устройств заявителей в границах СНТ. Опыт ПАО «Россети Московский регион»

Управление сетями / Развитие сетей
ПАО «Россети Московский регион»
Спецвыпуск «Россети» № 1(24), март 2022

Передовые технологии группы компаний «Россети»

Управление сетями / Развитие сетей Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Григорий Гладковский, Дмитрий Капустин (ПАО «Россети»), Эльдар Магадеев (НТС «Россети» / «Россети ФСК ЕЭС»)
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Повышение эффективности почасового прогнозирования электропотребления с помощью моделей машинного обучения на примере Иркутской энергосистемы. Часть 2

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Томин Н.В. Корнилов В.Н. Курбацкий В.Г.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»