Методика кластерного зонирования электроэнергетических систем по коэффициенту чувствительности напряжений в узлах

Библиографический список

1. Закарюкин В.П., Крюков А.В. Сложнонесимметричные режимы электрических систем. Иркутск, 2005. 273 с.

2. Закарюкин В.П., Крюков А.В. Методы совместного моделирования систем тягового и внешнего электроснабжения железных дорог переменного тока. Иркутск: Изд-во ИрГУПС, 2011. 160 с.

3. Крюков А.В., Закарюкин В.П., Арсентьев М.О. Использование технологий распределенной генерации на железнодорожном транспорте // Современные технологии. Системный анализ. Моделирование. 2008. № 3. С. 81-87.

4. Закарюкин В.П., Крюков А.В., Соколов В.Ю. Системный подход к моделированию многоамперных шинопроводов // Современные технологии. Системный анализ. Моделирование. 2008. № 4. С. 68-72.

5. Закарюкин В.П., Крюков А.В., Соколов В.Ю. Моделирование многоамперных шинопроводов // Проблемы энергетики. 2009. № 3-4. С. 65-73.

6. Закарюкин В.П., Крюков А.В, Шульгин М.С. Параметрическая идентификация линий электропередачи и трансформаторов. Иркутск: Изд-во ИрГУПС, 2012. 96 с.

7. Крюков А.В., Закарюкин В.П., Арсентьев М.О. Применение технологий распределенной генерации для электроснабжения нетяговых потребителей железных дорог // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2009. № 1 (37). С. 190-195.

8. Крюков А.В., Закарюкин В.П., Буякова Н.В. Расчет электромагнитных полей, создаваемых тяговыми сетями электрифицированных железных дорог // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2011. № 1 (48). С. 148-152.

9. Шульгин М.С., Крюков А.В., Закарюкин В.П. Параметрическая идентификация линий электропередачи на основе фазных координат // Современные технологии. Системный анализ. Моделирование. 2011. № 1. С. 140-147.

10. Бардушко В.Д., Закарюкин В.П., Крюков А.В. Режимы работы системы тягового электроснабжения напряжением 94 кВ с симметрирующими трансформаторами // Вестник научно-исследовательского института железнодорожного транспорта. 2005. № 3. С. 44-47.

11. Закарюкин В.П., Крюков А.В. Моделирование многообмоточных трансформаторов в фазных координатах // Электротехника. 2008. № 5. С. 56-60.

12. Закарюкин В.П., Крюков А.В., Ле Конг Зань. Математические модели узлов нагрузки электроэнергетических систем, построенные на основе фазных координат. Иркутск: Изд-во ИрГУПС, 2013. 176 с.

13. Гамазин С.И., Старцев В.А., Цырук С.А. Переходные процессы в системах промышленного электроснабжения, обусловленные электродвигательной нагрузкой. М.: Изд-во МЭИ, 1997. 424 с.

14. Макеев М.С., Кувшинов А.А. Алгоритм расчета параметров схемы замещения асинхронного двигателя по каталожным данным // Вектор науки ТГУ. 2013. № 1 (23). С. 108112.

15. Мощинский Ю.А., Беспалов В. Я., Кирякин А.А. Определение параметров схемы замещения асинхронной машины по каталожным данным // Электричество. 1998. № 4. С. 3842.

16. Здор И.Е., Мосьпан В.А., Родькин Д.И. Анализ методов диагностики асинхронных короткозамкнутых двигателей // Проблемы создания новых машин и технологий. 1998. Вып. 2.

17. Кравчик А.Э., Шлаф М.М., Афонин В.И., Соболенская Е.А. Асинхронные двигатели серии 4А: справочник. М.: Энергоиздат, 1982. 504 с.

18. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Хачатрян Э.А. Устойчивость нагрузки электрических систем. М.: Энергоиздат, 1981. 208 с.

УДК 621.311

МЕТОДИКА КЛАСТЕРНОГО ЗОНИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ ПО КОЭФФИЦИЕНТУ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ НАПРЯЖЕНИЙ В УЗЛАХ

© Н.В. Савина1, А.А. Казакул2, С.В. Тагиров3

1,2Амурский государственный университет, 675027, Россия, г. Благовещенск, Игнатьевское шоссе, 21. 2,3ОАО «Дальневосточная распределительная сетевая компания», 675000, Россия, г. Благовещенск, ул. Шевченко, 28.

Предложен метод кластерного зонирования электроэнергетической системы по коэффициенту чувствительности напряжений, представлен алгоритм его реализации. Применение новой технологии позволяет выделить кластеры электрической сети по уровням воздействия регуляторов и определить устройства, управляющие воздействия которых необходимо согласовывать при настройке. Алгоритм кластерного зонирования реализован в VBScript для моделей в RastrWin. Ил. 6. Табл. 1. Библиогр. 6 назв.

Ключевые слова: чувствительность; напряжение; реактивная мощность; кластерное зонирование.

1Савина Наталья Викторовна, доктор технических наук, профессор, проректор, тел.: 4162394512, e-mail: power@amursu.ru Savina Natalya, Doctor of technical sciences, Professor, Vice-Rector, tel.: 4162394512, e-mail: power@amursu.ru

2Казакул Алексей Александрович, кандидат технических наук, инженер 1 кат. ОАО «ДРСК», доцент кафедры энергетики Амурского государственного университета, тел.: 4162397112, e-mail: 0311343@mail.ru

Kazakul Aleksei, Candidate of technical sciences, 1st category Engineer of Far-Eastern Distribution Company, Associate Professor of the Department of Power Engineering of Amur State University, tel.: 4162397112, e-mail: 0311343@mail.ru

3Тагиров Станислав Владимирович, инженер, тел.: 4162399375, e-mail: reg@amur.drsk.ru Tagirov Stanislav, Engineer, tel.: 4162399375, e-mail: reg@amur.drsk.ru

ELECTRIC POWER SYSTEM CLUSTER ZONING METHODS BASED ON NODE VOLTAGE SENSITIVITY INDEX N.V.Savina, A.A. Kazakul, S.V. Tagirov

Amur State University,

21 Ignatievskoe Shosse, Blagoveshchensk, 675027, Russia. Far-Eastern Distribution Company JSC, 28 Shevchenko St, Blagoveshchensk, 675000, Russia.

The paper introduces a method of electric power system cluster zoning by a voltage sensitivity index and its implementation algorithm. Application of the proposed technology allows to distinguish power grid clusters by the levels of regulator effect and identify the devices, whose controlling actions should be coordinated under setting up. The algorithm of cluster zoning is implemented in VBScript for RastrWin models. 6 figures. 1 table. 6 sources.

Key words: sensitivity; voltage; reactive power; cluster zoning.

В России наблюдается тенденция постепенного перехода современной электроэнергетической системы (ЭЭС) к интеллектуальной. Ее отличительная особенность - наличие высокоинтегрированных системообразующих и распределительных электрических сетей нового поколения, то есть сетей с активно-адаптивным управлением (Smart Grid) [6].

Первый этап перехода предполагает формирование энергокластеров, на которых будут отрабатываться принципы активно-адаптивного управления параметрами электроэнергетических режимов. В соответствии с концепцией интеллектуальной электроэнергетической системы России с активно-адаптивной сетью [2], энергетический кластер - это энергорайон, имеющий характерные для участка сети проблемы, связанные, например, с недостаточной пропускной способностью, необходимостью поддержания напряжения, повышения качества электроэнергии и т.д., в который внедряется комплекс инновационных решений и технологий для их последующей отработки в целях достижения наибольшего комплексного положительного эффекта. При том условное выделение энергетического кластера не ограждает его от воздействия остальной части энергосистемы. Выделение энергетических кластеров без их интеграции в современное централизованное управление не позволит получить оптимальный эффект при управлении энергосистемой в целом, так как воздействия разных управляющих устройств могут оказаться несогласованными и противоречащими друг другу. Следовательно, необходим механизм, позволяющий объединить централизованную и локальные системы управления (внутри энергокластера) в единый управляющий комплекс.

В связи с большим количеством устройств регулирования и сложностью взаимного влияния их друг на друга возникает проблема определения и устройств, и элементов их управления, которые целесообразно согласовать между собой. Поэтому прежде всего нужна методика выделения зон влияния регулирующего устройства, приемлемая не только для проблемных участков сети, но и для всей остальной ЭЭС.

Авторской целью является разработка метода и алгоритма кластерного зонирования ЭЭС для согласования управляющих воздействий централизованных систем по управлению электрическими режимами и системами управления энергетическими кластерами. Для ее реализации решены следующие задачи:

• определены параметры электрической сети или электрических режимов, по которым целесообразно осуществить кластерное зонирование ЭЭС;

• разработаны методики и алгоритм кластерного зонирования ЭЭС, которые позволяют выделить границы относительно независимых зон в энергосистеме с несколькими устройствами регулирования.

Выделение подсистем ЭЭС можно осуществлять на основании схемной или режимной информации. Схемное деление допустимо выполнять только для несложных «тупиковых» участков сети, а для замкнутых и сложнозамкнутых сетей необходимо использовать режимные параметры, через которые оценивается влияние каждого управляющего устройства на параметры режима рассматриваемого участка сети.

В качестве параметров для выделения кластеров в сети рассмотрены частота напряжения, потоки активной или реактивной мощности, токовая загрузка элементов сети и уровни напряжений в узлах.

Показателем баланса активной мощности является постоянство частоты в системе, которая поддерживается с помощью систем автоматического регулирования частоты и активной мощности на электрических станциях и посредством автоматики электрических сетей. При этом распределение активных мощностей между станциями определяется либо конкурентным отбором (в условиях ценовых зон), либо оптимизацией по расходу топлива (в неценовых зонах) с учетом общеизвестных ограничений. Кроме того, для регулирования частоты выделяются не все, а только наиболее крупные и маневренные станции, поэтому частота для оценки эффективности управляющих воздействий и выделения кластеров не подходит.

Загрузка элементов сети по активной и реактивной мощности, следовательно, и по току, подразумевает выделение проблемных участков сети - энергокластеров, соответствующих формулировке, приведенной выше. Однако установление границ кластеров по уровню управляющих воздействий по данным параметрам не рационально, так как выделяются только перегруженные участки системы, по своей физической сути не являющиеся энергокластерами. Более того, величины и размеры перетоков активной и реактивной мощностей могут существенно изменяться в течение суток, поэтому выделение энергокластеров на основе этих параметров для управления нецелесообразно.

Показателем обеспечения баланса реактивной мощности является уровень напряжения в узлах сети,

соответствующий условиям надежности электроснабжения, качества электроэнергии и условиям устойчивости. Уровни напряжения в узлах нормируются и могут изменяться как за счет регулирования на электрических станциях, так и за счет управляющих воздействий дополнительных компенсирующих устройств и устройств регулирования напряжения трансформаторов. Они воздействуют не на всю ЭЭС, а на некоторый ее участок, что обусловлено неоднородностью электрической сети. Этот обособленный участок по своим физическим свойствам и является энергетическим кластером. Используя уровни напряжения в узлах, не слишком трудно определять его границы. Управляя уровнями напряжения в узлах сети, можно распоряжаться и перетоками реактивной мощности, и пропускной способностью элементов сети.

В настоящее время задача регулирования напряжения в энергосистемах заключается в поддержании напряжений в контрольных точках сети (в соблюдении графиков напряжения). С учетом постоянного изменения нагрузки, регулирование напряжения осуществляется непрерывно во всех узлах сети. Эффективность регулирования напряжения каждым устройством характеризуется изменением величины напряжения на 1 МВАр мощности (кВ/МВАр) как для генераторов и компенсирующих устройств с плавным регулированием, так и устройств с дискретным регулированием по принципу «включено/выключено», или величиной изменения напряжения на 1 ступень для устройств РПН трансформаторов (кВ/ступень). Эффективность управления определяется именно для узла, в котором установлено такое устройство. При современных принципах управления потоками реактивной мощности и уровнями напряжений подобный подход вполне оправдал себя в России и закреплен рядом нормативно-технических документов [4; 5].

Таким образом, напряжения или их изменения в узлах ЭЭС - как некоторые распределенные показатели - можно использовать в качестве меры воздействия различных устройств регулирования напряжения.

Для определения зон влияния различных устройств регулирования напряжения предлагается методика кластерного зонирования ЭЭС по коэффициенту чувствительности напряжений в узлах.

На основании подхода по оценке чувствительности системы, заключающегося в определении отношения приращения целевой функции к приращению параметра, предлагается использовать для зонирования ЭЭС отношение разности напряжений в узлах к приращению напряжения в узле, рассматриваемом в качестве регулятора [ 1].

У"™ _ иф

K

Ui

1¡исх _ I ф

иГен иГен

I I исх

где у - напряжение в исходном режиме в 1-м узле,

не являющимся регулирующим; - напряжение в ¡-м узле, не являющимся регулирующим, после задан-

ного изменения напряжения в регулирующем узле; I I исх

иген - напряжение в исходном режиме в регулирующем (генераторном) узле; U^eH - фактическое

напряжение в регулирующем (генераторном) узле после заданного изменения.

При использовании данного коэффициента первоначально выбираются устройства регулирования напряжения и их возможности по выдаче (потреблению) реактивной мощности и группируются по диапазонам изменения напряжения в узлах (в процентах).

Далее выполнятся расчет коэффициентов чувствительности по формуле (1) для всех узлов системы при последовательном изменении напряжении в каждом регулирующем узле с учетом ограничений по выработке или потреблению реактивной мощности конкретного устройства. Изменение напряжения выполняется от 1 до 5% с шагом в 1%. Указанный диапазон принят с учетом наибольшего рабочего напряжения сети и возможностей регулирования напряжения генераторами в пределах ±5%.

Выбираются коэффициенты чувствительности, по которым целесообразно осуществлять кластерное зонирование системы. Вся рассматриваемая часть системы делится по зонам с одинаковым коэффициентом чувствительности. Чем выше выбранный коэффициент чувствительности, тем меньше зона влияния каждого устройства.

По величине коэффициентов чувствительности определяются зоны влияния устройства для выбранного уровня чувствительности. Если рассчитанный коэффициент чувствительности напряжения в узле больше заданного, то узел попадает в кластер, если меньше, то нет. На расчетной модели сети узлы, попавшие в кластер, выделяются цветом.

При пересечении областей кластеров (зон регулирования различных устройств) при одинаковых коэффициентах чувствительности необходимо выполнять согласование управляющих воздействий регулирующих устройств, тем самым определяя иерархию управления ими.

Для автоматического определения коэффициентов чувствительности и выделения узлов на графической схеме расчета режима написана макропрограмма на VBScript, работающая в программе для расчета режимов RastrWin по алгоритму, представленному на рис. 1. Здесь Киз - заданный коэффициент чувствительности по напряжению, KUi - рассчитываемый коэффициент чувствительности для i-го узла (каждого узла схемы, в котором изменяется напряжение).

Используя данный алгоритм, на графической схеме электрической сети в RastrWin автоматически выделяются узлы, коэффициенты чувствительности которых соответствуют заданным условиям. При этом сами условия могут быть в виде одинарного или двойного неравенств в зависимости от поставленной цели управления режимом.

Оценка правильности полученных результатов осуществляется путем выполнения серии расчетов электрических режимов для нормальной схемы сети и

для ряда ремонтных схем.

Как иллюстрацию предложенного подхода в качестве тестовой схемы целесообразно рассмотреть относительно не сложную ЭЭС, снабженную несколькими устройствами регулирования напряжения. Идеально для этого подходят изолированные ЭЭС Дальнего Востока. Выделение зон чувствительности по напряжению показано на примере Магаданэнерго, которая является крупнейшей изолированной ЭЭС Дальнего Востока по установленной мощности электрических станций и имеет в своем составе две ГЭС. Кроме того, на одной из подстанций здесь в ближайшей перспективе будет установлено устройство плавного регулирования напряжения - источник реактивной мощности (ИРМ) 110 кВ для регулирования напряжения в нормальных и послеаварийных режимах. Сеть 110 кВ Магаданэнерго, в которой планируется установка этого источника, полностью подходит под определение энергокластера.

Другие изолированные ЭЭС Дальнего Востока: Камчатскэнерго, Чукотэнерго, Сахалинэнерго, Николаевский энергорайон Хабаровского края имеют меньшие установленные мощности станций и диапазоны регулирования по реактивной мощности, а некоторые из них представляют собой не связанные между собой участки с одним центром питания, выделение зон регулирования в которых не показательно.

Расчет проводился на упрощенной модели электрической сети Магаданэнерго напряжением 110-150220 кВ на перспективу 2015 года. Эквивалент электрической сети Магаданэнерго включает в себя 40 узлов, 48 ветвей, три электрических станции (Колымская ГЭС, Усть-Среднеканская ГЭС и Аркагалинская ГРЭС) и ИРМ 110 кВ на ПС 110 кВ Технологическая. Аркагалинская ГРЭС - неэкономичная, поэтому для регулирования напряжения в нормальных режимах не применяется. Усть-Среднеканская ГЭС - балансирующая станция по напряжению. Таким образом, в качестве устройств регулирования, для которых выполняется выделение кластеров, рассматриваются Колымская ГЭС и ИРМ 110 кВ ПС Технологическая.

Расчеты, выполненные на тестовой схеме, показали, что границы кластерной зоны не зависят от выбранного процента изменения напряжения на регулирующем устройстве, что подтверждает целесообразность применения данной методики для регулирования напряжения в узлах сети. Полученный вывод подтверждают диаграммы, приведенные на рис. 2 и 3, которые построены по результатам серии расчетов режимов при изменении напряжений в регулирующих узлах в диапазоне от 1 до 5%. Высота столбцов при одном коэффициенте чувствительности на гистограммах одинакова.

Начало

Ввод исходных данных, Ки

' Расчет влияния изменения напряжения в схеме при изменении напряжения на регулирующем устройстве, расчет Кш/

Рис. 1. Алгоритм кластерного зонирования ЭЭС по коэффициенту чувствительности напряжений в узлах

Рис. 2. Доля узлов схемы Магаданэнерго, в которой значения коэффициентов чувствительности (KU) превышают заданные при изменении напряжения на Колымской ГЭС от 1 до 5%

Рис. 3. Доля узлов схемы Магаданэнерго, в которой значения коэффициентов чувствительности (KU) превышают заданные при изменении напряжения на ПС Технологическая от 1 до 5%

Признаком выделения энергетического кластера ния напряжения, Этот признак и определяет порого-

является сумма процентов, равная 100, попадания вый коэффициент чувствительности, что показано в

узлов схемы в зоны регулирования устройств, уста- таблице. новленных в рассматриваемых центрах регулирова-

Выбор порогового уровня коэффициента чувствительности, определяющего границы кластера

Центр управления напряжением Процент охвата узлов схемы при коэффициенте чувствительности, выше заданного

ки>о,1 ки>0,2 ки>0,з ки>0,4 ки>0,5 ки>0,6 ки>0,7 ки>0,8 ки>0,9 ки>1

ПС Технологическая 60,00 52,50 37,50 32,50 22,50 22,50 17,50 15,00 12,50 5,00

Колымская ГЭС 72,50 65,00 62,50 50,00 45,00 42,50 37,50 35,00 27,50 0,00

Признак выделения кластера 132,50 117,50 100,00 82,50 67,50 65,00 55,00 50,00 40,00 5,00

На основании таблицы для выделения зон влияния (кластеров) в сети Магаданэнерго принят коэффициент чувствительности, равный 0,3.

Зоны влияния регуляторов, определенные по выбранному коэффициенту чувствительности, показаны на рис. 4 и 5 для регулирующих устройств Колымской ГЭС и ИРМ ПС Технологическая, соответственно.

Как видно из рис., зона регулирования Колымской ГЭС охватывает большую часть эквивалентной схемы ввиду выполнения регулирования в сети 220 кВ. ИРМ на ПС Технологическая оказывает влияние на близлежащие ПС 110, 150 и 220 кВ и шины 220 кВ Аркага-линской ГРЭС.

На основе принятого в условиях эксплуатации описания эффективности устройств регулирования напряжения определено, что для рассматриваемой эквивалентной схемы эффективность регулирования напряжения на шинах Колымской ГЭС составляет 0,2 кВ/МВАр, а эффективность регулирования напряжения с помощью ИРМ 110 кВ на ПС Технологическая -2,5 кВ/МВАр.

Сопоставляя полученные результаты, видно, что традиционный подход не позволяет обеспечить оптимальную эффективность устройств регулирования, так как при большей абсолютной эффективности устройство регулирования напряжения (кВ/МВАр) ИРМ на ПС Технологическая имеет меньший радиус

регулирования (зону влияния). При этом в сети 110220 кВ встречаются узлы с аналогичной чувствительностью к изменениям напряжения на шинах Колымской ГЭС и ПС Технологическая.

В авторском подходе этот недостаток отсутствует, что доказывает преимущество предлагаемого метода по сравнению с традиционным. Исходя из кластерного деления, зоны влияния ИРМ на ПС Технологическая целесообразно согласовывать с регуляторами Колымской ГЭС.

Выбор балансирующего узла при расчетах режимов не влияет на полученные результаты исследования.

Границы кластеров по нормальному режиму должны быть проверены по ремонтным режимам. Расчеты коэффициентов чувствительности по напряжению, в режимах, где обеспечивается статическая устойчивость системы, подтверждают полученные зоны для регуляторов, установленных как на Колымской ГЭС, так и на ПС Технологическая. Иная ситуация наблюдается при нарушении устойчивости системы. Например, при отключении ВЛ 220 кВ Колымская ГЭС - Оротукан регуляторы не могут обеспечить требуемые уровни напряжений из-за того, что перетоки активной мощности, при практическом отсутствии реактивной, превышают пропускную способность оставшихся в работе линий.

Рис. 4. Зона влияния устройства регулирования напряжения Колымской ГЭС при Ки>0.3

Рис. 5. Зона влияния устройства регулирования напряжения ПС Технологическая при Ки>0.3

Для подтверждения сделанного вывода в расчетную схему сети была добавлена вторая ЛЭП 220 кВ от ПС Оротукан до ПС Усть-Омчуг. При таком усилении схемы чувствительность узлов сохраняется аналогично нормальному режиму, а зоны влияния практически совпадают (рис. 6). В данной ремонтной схеме область влияния Колымской ГЭС не охватывает только один узел, который входил в зону управления нормального режима, - шины 110 кВ ПС Усть-Омчуг.

ности, а не просто определяет проблемные участки ЭЭС.

Метод кластерного зонирования выявляет участки ЭЭС, воздействия на которые отвечают заданным требованиям по чувствительности.

Реализованный алгоритм кластерного зонирования автоматически обозначает на моделях расчетных схем для RastrWin узлы с требуемым коэффициентом чувствительности.

Рис. 6. Зона влияния устройства регулирования напряжения Колымской ГЭС при Ки>0.3 в ремонтном режиме при включении в модель второй ЛЭП 220 кВ Оротукан-Усть-Омчуг

Выводы. Предложенный метод кластерного зонирования, в отличие от традиционного подхода к регулированию напряжения в сети, выделяет и согласовывает зоны управления всех регулирующих устройств по заданным коэффициентам чувствитель-

Исходя из результатов, полученных при зонировании, следует, что выделение зон энергокластеров необходимо проводить только при сохранении статической устойчивости системы.

Статья поступила 30.04.2014 г.

Библиографический список

1. Дончев А. Системы оптимального управления. Возмущения, приближения и анализ чувствительности. М.: Мир, 1987. 156 с.

2. Фортов В.Е., Макаров А.А. Концепция интеллектуальной электроэнергетической системы России с активно-адаптивной сетью. М.: Наука, 2012.

3. Дорофеев И.Н. Пилотный проект активно-адаптивной сети кластера «Эльгауголь» - задачи создания и основные технические решения // Релейная защита и автоматизация. 2011. № 3. С 66-73.

4. Правила оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. Утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации 27 декабря 2004 г. № 854.

5. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. РД 34.20.501-95. Утверждены президентом РАО "ЕЭС России" 24 августа 1995 г.

6. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р.

УДК 621.311.001

ПРИМЕНЕНИЕ РАСПРЕДЕЛЕННОГО МОНИТОРИНГА КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В MICROGRID

© К.В. Суслов1, Н.Н. Солонина2, А.С. Смирнов3, З.В. Солонина4

Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.

В интеллектуальных электрических системах широкое использование элементов силовой электроники приводит к появлению высших гармоник тока и напряжения, причем применение силовой электроники будет в перспективе возрастать. В связи с этим оценка влияния отдельных объектов на качество электрической энергии является актуальной задачей. Авторами, для осуществления непрерывного контроля уровня высших гармоник в различных сечениях энергосистемы предлагается распределенная система мониторинга качества за счет использования имеющейся инфраструктуры PMU. Ил. 3. Библиогр. 17 назв.

Ключевые слова: Smart Grid; Microgrid; качество электрической энергии; высшие гармоники напряжения и тока; распределенный мониторинг качества электроэнергии; PMU.

APPLICATION OF DISTRIBUTED POWER QUALITY MONITORING IN MICROGRID K.V. Suslov, N.N. Solonina, A.S. Smirnov, Z.V. Solonina

Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.

The growing use of the elements of power electronics in intelligent electric power systems leads to the occurrence of higher harmonics of voltage and currents. Therefore, the assessment of the effect of specific facilities on power quality is a relevant problem. To perform continuous control of the level of higher harmonics in different cutsets of the electric power system the authors propose a distributed power quality monitoring system based on the use of available PMU infrastructure.

3 figures. 17 sources.

Key words: Smart Grid; Microgrid; power quality; higher harmonics of voltage and current; distributed power quality monitoring; phasor measurement units.

Введение. В настоящее время в связи с глобальным дефицитом энергоносителей на первое место выдвигается задача более эффективного использова-

ния существующих генерирующих мощностей и линий электропередачи. При этом имеет место известное противоречие: результативность работы постоянно

1Суслов Константин Витальевич, кандидат технических наук, доцент кафедры электроснабжения и электротехники, тел.: 89148704673, e-mail: souslov@istu.edu

Suslov Konstantin, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Power Supply and Electrical Engineering, tel.: 89148704673, e-mail: souslov@istu.edu

2Солонина Нафиса Назиповна, кандидат технических наук, доцент кафедры электроснабжения и электротехники, тел.: 89500846006, e-mail: otep@istu.edu

Solonina Nafisa, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Power Supply and Electrical Engineering, tel.: 89500846006, e-mail: otep@istu.edu

3Смирнов Анатолий Серафимович, кандидат технических наук, доцент кафедры электроснабжения и электротехники, тел.: 89027673385, e-mail: otep@istu.edu

Smirnov Anatoly, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Power Supply and Electrical Engineering, tel.: 89027673385, e-mail: otep@istu.edu

4Солонина Зоя Валерьевна, кандидат технических наук, доцент кафедры электроснабжения и электротехники, тел.: 89500846006, e-mail: v40@istu.edu

Solonina Zoya, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Power Supply and Electrical Engineering, tel.: 89500846006, e-mail: v40@istu.edu