Тема: Оценка влияния солнечных электростанций на статическую и...

Задачи
1. Анализ проблемы статической и динамической устойчивости (СУ и ДУ)
современных электроэнергетических систем (ЭЭС).
2. Анализ новых проблем, которые возникают с СУ и ДУ при внедрении
солнечных электростанций в ЭЭС.
3. Математическое моделирования фотоэлектрических установок в составе
ЭЭС реальной размерности. Описание существующих моделей и подходов, а
также их преимуществ и недостатков.

Содержание

Задачи 2
Анализ проблемы статической и динамической устойчивости (СУ и ДУ)
современных электроэнергетических систем (ЭЭС) 4
Анализ новых проблем, которые возникают с СУ и ДУ при внедрении
солнечных электростанций в ЭЭС 11
Математическое моделирования фотоэлектрических установок в составе
ЭЭС реальной размерности. Описание существующих моделей и подходов, а
также их преимуществ и недостатков. 29
Список использованных источников 40
Анализ проблемы статической и динамической устойчивости (СУ
и ДУ) современных электроэнергетических систем (ЭЭС)
Запас статической устойчивости нормального установившегося режима
определяется по сечению, опасному с точки зрения нарушения статической
устойчивости в послеаварийном режиме. Таким сечением является
совокупность электрических связей, например воздушных линий
электропередачи (ВЛ) связывающих две энергосистемы, энергорайона,
электростанции и т.д., по которым возможно нарушение статической
устойчивости из-за их перегрузки в послеаварийном режиме. Такая
перегрузка, в свою очередь, может быть вызвана, аварийным отключением
одной из ВЛ входящих в контролируемое сечение, отключением генерации в
приемной части энергосистемы и т.д.
Коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по
активной мощности в сечении рK

вычисляется по формуле:

прнк
р

пр
()
,РРР
K

Р


где прР
– предельный по апериодической статической устойчивости

переток активной мощности в рассматриваемом сечении;
Р – переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р >0;
нкР – амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в этом
сечении.
Динамическая устойчивость энергосистемы – это способность ЭЭС
восстанавливать своё исходное состояние после значительных возмущений.
К таким возмущениям, прежде всего, относятся: различные виды коротких
замыканий, несинхронные включения генераторов на параллельную работу с
сетью, аварийные отключения генерирующих агрегатов большой мощности и
т.д.
Все перечисленные виды возмущений в ЭЭС могут привести к
нарушению динамической устойчивости синхронных машин, следствием
чего является переход последних в асинхронный режим. Оценка
возможности перехода синхронных машин в асинхронный режим при
возникновении нормативных возмущений в ЭЭС является важнейшей
задачей, которая позволяет осуществить выбор соответствующих способов и
средств, позволяющих обеспечить динамическую устойчивость в подобных
аварийных ситуациях, тем самым минимизировав их последствия.

Современная тенденция к стремительному развитию
электроэнергетической отрасли приводит к возрастанию необходимости
изучения влияния различных факторов на устойчивость и надежность работы
существующих энергосистем. Увеличение спроса на энергию, рост населения
и экономики, а также многие другие значимые факторы задают
определенный вектор для будущих исследований.
Динамическая устойчивость определяет поведение электрической
системы после внезапных и резких изменений параметров режима или при
авариях в системе (коротких замыканиях, отключений генераторов, линий
или трансформаторов). Таким образом, основными задачами анализа
динамической устойчивости электроэнергетических систем являются оценка
характера переходного процесса при сильных возмущениях, установление
критических параметров при изменении режима, а также расчет значений
существенных параметров режима при переходе из одного состояния в
другое.
Для анализа динамической устойчивости могут быть использованы
различные методы. В частности, метод площадей, используемый для
определения предельных значений угла и времени отключений КЗ, метод
последовательных интервалов, применяемый для качественной оценки
характера переходного процесса по изменению угла во времени. В общем
случае энергосистема моделируется системой дифференциальных уравнений,
которые решаются различными численными методами.
Основными мерами по повышению динамической устойчивости
являются: снижение длительности КЗ за счет применения
быстродействующих защит; форсировка возбуждения, действие которой
заключается в увеличении ЭДС генераторов и напряжения на шинах
электростанции, что приводит к уменьшению сброса электрической
мощности; автоматическое повторное включение (АПВ) линий
электропередачи, если время бестоковой паузы АПВ меньше времени, за
которое угол достигает критического значения; а также применение других
средств противоаварийной автоматики и быстродействующих систем
возбуждения генераторов электростанций.
Очевидно, что с развитием электроэнергетических систем,
совершенствуются существующие и создаются новые средства повышения и
методы анализа динамической устойчивости.
Предполагается, что с увеличением доли возобновляемых источников
энергии в распределительные сети будут внедрены многочисленные
установки распределенной генерации. В связи с этим предлагается
улучшенный метод эквивалентирования сети в установившемся режиме для
определения динамической устойчивости распределительной системы или
микросети с несколькими асинхронными генераторами. Метод основан на
анализе характеристик динамической устойчивости и параметров
распределительной сети.
Существует также метод стохастического анализа динамической
устойчивости каскадных аварий в электрических сетях. Подход данного
метода основан на эквивалентировании крупномасштабных электросетей с
использованием небольшого количества совокупных переменных состояния
при моделировании динамики системы с помощью непрерывных цепей
Маркова.
Известно, что микросеть играет важную роль в эффективном
использовании возобновляемых источников энергии и устойчивой работе
традиционной энергосистемы.
Традиционный анализ устойчивости энергосистемы на основе
нескольких схемно-режимных ситуаций не может предсказать все рабочие
состояния и, следовательно, не гарантирует ни достаточного запаса
устойчивости, ни экономичной работы энергосистемы. На основе метода
трендового анализа, который используется в экономике, вводится понятие и
методика «трендового анализа устойчивости» энергосистем. Этот метод
использует прогноз профиля нагрузки и вероятность возникновения
непредвиденных ситуаций, а также определяет тенденцию устойчивости
системы на последующем временном интервале.

В отличие от динамической устойчивости, статическая устойчивость
определяет поведение электрической системы при малых возмущениях и
медленных изменениях параметров режима. Известно, что общий метод
анализа статической устойчивости заключается в составлении системы
дифференциальных уравнений движения энергосистемы, линеаризации этих
уравнений и формировании системы линейных уравнений. Для исследования
устойчивости установившегося режима обычно используют алгебраические
критерии устойчивости. Для выбора значений настроечных параметров
автоматических регуляторов, при которых система устойчива, применяют
частотные методы (метод D-разбиения, критерий Михайлова).
В настоящее время основным мероприятием по обеспечению
статической устойчивости ЭЭС является использование автоматических
регуляторов возбуждения (АРВ) генераторов электростанций. Кроме того, в
качестве средств повышения статической устойчивости могут также
применяться отключение или управление реакторами (если такая
возможность имеется), принудительная кратковременная форсировка
возбуждения генераторов и форсировка продольной компенсации,
снижающей суммарное реактивное сопротивление.
Таким образом, в связи с тенденциями в развитии электроэнергетики,
актуальными являются задачи разработки методов для анализа статической
устойчивости электроэнергетических систем, а также определения
эффективных средств повышения статической устойчивости
электроэнергетических систем.

В настоящее время основополагающим документом, на основе
которого ведутся расчеты МДП и АДП, являются «Методические указания
по устойчивости энергосистем», утвержденные приказом Министерства
энергетики от 03 августа 2018 года № 630.
Методические указания по устойчивости устанавливают требования к
устойчивости Единой энергетической системы России, параметрам
электроэнергетического режима и их значениям, обеспечивающим
выполнение требований к устойчивости электроэнергетических систем.
До марта 2019 года действующими были «Методические указания по
устойчивости энергосистем», утвержденные Приказом Министерства
энергетики Российской Федерации от 30.06.2003 № 277. Основой
методических указаний по устойчивости энергосистем от 2003 г. являются
Руководящие указания по устойчивости энергосистем 1984 года. Был еще
промежуточный вариант Руководящих указаний 1994 г. Все эти документы
регламентируют требования по условиям устойчивости для нормальных и
послеаварийных режимов энергосистем. Требования включают нормируемые
минимальные запасы статической устойчивости по активной мощности и
напряжению, учет нерегулярных колебаний мощности и перечень расчетных
возмущений, при которых должна обеспечиваться динамическая
устойчивость энергосистем.
В основу всех указанных документов положен сформулированный в
первом из них принцип, в соответствии с которым требования к обеспечению
устойчивости в более длительных режимах должны быть выше, чем в
кратковременных. Задача данной работы обозначить основные отличия
«новых» и «старых» методических указаний, а также оценить влияние
выхода методических указаний от 03 августа 2018 года на величину МДП и
АДП.
Один из пунктов методических указаний гласит, что при проведении
расчетов режимов и устойчивости с целью проверки выполнения требований
к устойчивости энергосистемы, определения МДП и АДП в контролируемых
сечениях должны учитываться нормативные возмущения.
В связи с выходом новых методических указаний видоизменился
состав нормативных возмущений, а также в некоторых случаях изменились
группы нормативных возмущений. Нормативные возмущения, связанные с
короткими замыканиями на сетевых элементах (кроме систем(секций)шин)
переменного тока, подверглись следующим основным изменениям.
Во-первых, исключены как наименее тяжелые возмущения, связанные
с отключением сетевого элемента при КЗ с успешным АПВ.
Во-вторых, исключены из перечня расчетных возмущений такие редкие
события как сочетание многофазных КЗ в линиях высших классов
напряжения с отказом выключателя и действием УРОВ. Рассматриваются
лишь наиболее часто возникающие однофазные КЗ.
В-третьих, исключено такое понятие как «общий коридор». Это
связано с тем, что нет четкого определения этого понятия, и этот факт вносил
некоторую неопределенность при расчетах.
В нормативных возмущениях, связанных с короткими замыканиями на
системах (секциях) шин электростанций и подстанций исключено понятие
«разрыв связей» и изменены группы нормативных возмущений. Кроме того,
установлено правило учета отключения одной СШ.
В нормативные возмущения, связанные с аварийным небалансом
активной мощности, добавлен учет снижения активной мощности солнечных
и ветровых электростанций. Данные возмущения отнесены ко II группе
нормативных возмущений.
Одним из изменений в нормативных возмущениях является добавление
отключения вставок постоянного тока ЛЭП постоянного тока. Это
обусловлено возможностью появления в ближайшей перспективе в составе
ЕЭС России элементов постоянного тока. При этом учитывается и
разнотипность этих устройств.
Внесены изменения, связанные с небалансом активной мощности.
Исключены возмущения, связанные с отключением генерации,
подключенной к системе шин.
Кроме того, в методических указаниях 2018 года учтены возмущения,
связанные со снижением мощности солнечных и ветровых электростанций.

Анализ новых проблем, которые возникают с СУ и ДУ при
внедрении солнечных электростанций в ЭЭС
Общемировой вектор развития электроэнергетической отрасли
характеризуется интеграцией в энергосистемы новых генерирующих
мощностей на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ): энергии
солнца, ветра, вод, геотермальной энергии и др.
Стремительное внедрение объектов генерации на основе ВИЭ
(объектов ВИЭ) обусловлено развитием энергосберегающих технологий,
оптимизацией энергетической инфраструктуры с новыми системами
накопления электрической энергии, требованием стран к обеспечению
энергетической безопасности за счет снижения зависимости от истощаемого
углеводородного сырья, а также климатическими и экологическими
проблемами. Установленная мощность объектов ВИЭ в мире на начало 2020
года составляет 2 537 ГВт, а их доля в общем объеме производства
электроэнергии – 26% с целевым показателем 86% к 2050 году.
Достижение поставленной цели реализуется, в частности, за счет
установки солнечных электростанций (СЭС), работающих на основе
фотоэлектрического преобразования солнечной энергии. Например, в России
по результатам отборов проектов по программе поддержки объектов ВИЭ за
период с 2013 по 2019 год отобрано 232 проекта мощностью 5,4 ГВт, из
которых 5,34 ГВт приходится на СЭС и ВЭС.
В России доля ветровых и солнечных электростанций (ВЭС и СЭС) в
общем производстве электроэнергии за 2019 год составила 0,15%, однако в
отдельных южных регионах страны этот показатель значительно выше
(достигает 9%). При растущей доле возобновляемых источников энергии
(ВИЭ) в балансе производства электроэнергии отдельных
электроэнергетических систем (ЭЭС) они начинают оказывать все большее
влияние на переток активной мощности по линиям электропередачи (ЛЭП).
Это обусловлено тем, что режим работы ВИЭ целиком зависит от
метеорологических условий и, как следствие, имеет стохастический характер
выработки электроэнергии, из чего вытекает необходимость при проведении
расчетов электроэнергетических режимов и статической устойчивости ЭЭС
учитывать изменение (снижение) активной мощности ВИЭ (в частности
СЭС), расположенных за контролируемыми сечениями.

Интеграция в ЭЭС объектов ВИЭ становится заметной при их доле в
годовом производстве электроэнергии 5-10%. При такой доле рекомендуется
системным операторам ЭЭС реализовывать следующие мероприятия:
- контроль локализации объектов ВИЭ на территории за счет анализа
системных эффектов от внедрения;
- участие объектов ВИЭ в управлении режимом ЭЭС;
- прогнозирование мощности объектов ВИЭ и использование этих
прогнозов при краткосрочном планировании на этапе выбора состава
включенного генерирующего оборудования (ВСВГО) и при расчетах
перетоков активной мощности в сечениях.

При растущей доле ВИЭ в балансе производства электроэнергии
отдельных ЭСС они начинают оказывать все большее влияние на перетоки
активной мощности по линиям электропередачи (ЛЭП).
Обеспечение запасов устойчивости по активной мощности
осуществляется за счет непревышения максимально допустимого перетока
активной мощности (МДП) в контролируемом сечении на этапах
планирования и управления режимом.
Выработка электроэнергии от СЭС, имеющая стохастический характер,
оказывает влияние на загрузку смежных ЛЭП. К примеру, при снижении
активной мощности на СЭС происходит наброс мощности на ЛЭП на прием
в узел (увеличивается дефицит узла). При этом, данные ЛЭП могут входить в
сечения, для которых выполняется расчет и ведется контроль МДП, из чего
вытекает необходимость учитывать снижение активной мощности СЭС,
расположенных за контролируемыми сечениями, при проведении расчетов
электроэнергетических режимов и статической устойчивости ЭЭС.
При проведении расчетов электроэнергетических режимов и
статической устойчивости ЭЭС в качестве нормативного возмущения должен
учитываться аварийный небаланс активной мощности, связанный со
снижением активной мощности СЭС в течение 10 минут и определенный на
основании статистической информации.

В условиях интенсивного научно-технического прогресса в
информационном обществе стало важным удовлетворение потребителей
качественной электроэнергией. К факторам, влияющим на качество
электроэнергии, относятся уровни компенсации реактивной мощности и
гармоники в сети.
Активная мощность (мощность, переданная в нагрузку) равна
произведению действующих значений тока и напряжения на косинус угла
сдвига фаз между ними – cos (φ).
Реактивная мощность (приводящая к потерям на нагрев и излучение)
равна произведению значение тока и напряжения на синус угла φ. Она всегда
присутствует в системе производства, передачи, распределения
электроэнергии и расходуется для преодоления индуктивного сопротивления
(для создания магнитного поля в трансформаторе) и емкостного
сопротивления (создания электрического поля конденсатора).
Однако в результате непостоянства нагрузок, подключенных к сети,
величина реактивной мощности постоянно изменяется в сторону увеличения
или уменьшения. К специфическим причинам потерь и снижения качества
электроэнергии на солнечных электростанциях, например, размещенных в
жарко-пустынных районах, можно отнести:
• при пыльных бурях с резкими порывами ветра интенсивность
солнечной радиации у поверхности панелей резко уменьшается, что может
стать причиной уменьшения напряжения. В результате этого в сети будут
возникать колебания значения реактивной мощности: большей или меньшей
необходимой величины;
• следствием сильных продолжительных ветров является высокая
запыленность воздуха. Пыль, оседающая на солнечные панели, загрязняет их.
Это, естественно, приведет к уменьшению проникновения солнечной
радиации к панелям и их коэффициента полезного действия. Утренняя роса,
являющаяся следствием резких суточных перепадов температуры воздуха (до
40 °С), может способствовать накоплению загрязнений на поверхности
панелей.
Наличие реактивной мощности в электросистеме негативно влияет на
надежность и долговечность оборудования, уменьшает срок службы силовых
трансформаторов, увеличивает нагрузки на провода и кабели, приводит к
необходимости увеличения сечения кабелей, ухудшение качества
электроэнергии приводит к увеличению уровня потребления электроэнергии.
На этой основе можно констатировать, что переток реактивной
мощности от источника генерации к потребителю крайне нежелателен. Этим
обосновывается необходимость качественной компенсации реактивной
мощности. Традиционно с начала 70-х годов используются тиристорные
конденсаторы реактивной мощности. В их основе тиристорно или
механически переключаемые конденсаторы и тиристорно управляемые
реакторы.
В последние годы вследствие развития тиристоров (GTO) и
транзисторов (JGBT) был разработан новый статический компенсатор.
Работа данного устройства похожа на работу вращающегося синхронного
компенсатора, но без большого времени реакции и механической инерции.
Поэтому он стал называться статический синхронный компенсатор
(STATCON), который в настоящее время известен как статический
компенсатор СТАТКОМ. Он предназначен для регулирования реактивной
мощности в диапазоне плюс – минус 100 %. СТАТКОМ представляет собой
управляемый инвертор напряжения (УИН) с внутренним сопротивлением,
близким к нулю. Его подключение к сети производится через линейный
реактор, обеспечивающий преобразование разности напряжений сети и
СТАТКОМ в выходной ток СТАТКОМ, то есть преобразование источника
напряжения в источник тока.
Эти компенсирующие устройства позволяют за десятки миллисекунд
осуществлять как подключение, так и отключение части своей мощности,
СТАТКОМ позволяет как потреблять, так и генерировать реактивную
мощность до нескольких МВар не более чем за 0,1с.
СТАТКОМ имеет неоспоримые преимущества перед обычными
статическими тиристорными компенсаторами.
При соответствующем алгоритме управления СТАТКОМ может
работать в различных режимах, обеспечивающих повышение качества
электроэнергии в точке его подключения. Возможна реализация режимов
генерации и потребления реактивной мощности, поддержания напряжения и
поддержания устойчивости электропередачи, активного фильтра для
подавления гармонических составляющих токов нагрузки.
В природно-климатических условиях жарко-пустынных местностей для
обеспечения качества вырабатываемой электроэнергии и сведения потерь к
минимуму на солнечных электростанциях целесообразным является
использование статических компенсаторов СТАТКОМ. Они способны
гарантированно управлять величиной напряжения и полностью
компенсировать избыточную реактивную мощность.

Принятый в декабре 2019 г. Государственной думой РФ Федеральный
закон № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» [1] упрощает возможность
подключения солнечной электростанции (СЭС) индивидуального
потребителя к общей распределительной сети электрической системы.
При таком подключении потребитель может выступать в качестве
просьюмера. Для просьюмера инвертор его СЭС может работать как в
режиме потребления электрической энергии из сети, так и в режиме передача
избытков этой энергии в сеть. С развитием возобновляемой энергетики
количество просьюметров будет расти, при этом будет расширяться
возможность обмениваться электроэнергией индивидуальных СЭС между
собой. Например, в Австралии для организации такого процесса создана
энергосбытовая компания Power Ledger [3] которая имеет доступ как
инфраструктурам СЭС отдельных потребителей, так и параметрам их
установившихся режимов в составе распределительной сети.
Вместе с тем, появление в распределительной сети большого
количества автономных СЭС с их активными электротехническими
устройствами делает эти станции источниками возмущений и
неустойчивостей установившихся режимов в сети. Поэтому в ПАО
«Россести» поставлена задача создания специального контроллера, который
будет регулировать электрические параметры установившихся режимов
отдельных СЭС, не допуская выхода их за границу статической
устойчивости. При успешной реализации проекта для распределительной
сети 0,4 кВ его предполагается адаптировать и для сетей до 35 кВ, с более
мощными СЭС.
Очевидно, что математическая модель, реализованная в таком
контроллере, должна обеспечивать расчет установившегося режима каждой
СЭС в реальном масштабе времени, используя элементы инфраструктуры
сети и, данные телеизмерений режимных параметров СЭС, выступающих в
качестве исходных приближений. На основе результатов такого расчета
можно не допускать нарушения статической устойчивости режима СЭС.

По мере роста мощностей солнечных электростанции (СЭС) возникает
вопрос параллельной работы с энергосистемой (ЭС), так как при больших
мощностях СЭС нецелесообразно применение аккумуляторных батарей.
Использование СЭС при параллельной работе с ЭС позволяет повысить
надежность в электроснабжении потребителей. При параллельной работе
энергия постоянного тока, выработанная фотоэлектрическим модулем
(ФЭМ), преобразуется в трехфазный переменный ток и генерируется в ЭС.
ЭС может принимать выработанную СЭС мощность и компенсировать ее
работу при отсутствии солнечного излучения. Однако параллельная работа
СЭС с ЭС усложняет работы электроэнергетической системы (ЭЭС) в целом,
так как мощность и напряжение СЭС зависят от климатических факторов, и
они могут меняться в зависимости от погодных условий. Например, при
появлении облачности уменьшается уровень солнечной инсоляции и,
соответственно, выходная мощность и напряжение СЭС, что может привести
к падению напряжения в ЭС и потери устойчивости в переходных процессах.
Для исследования параллельной работы СФЭС с сетью применяется
имитационная модель в среде Simulink, на основе структурной схемы (рис.1)
и дифференциальных уравнений, которые описывают электромагнитные
процессы в СЭС.

Рис. 1. Структурная схема СЭС

Основным компонентом СЭС являются преобразователи. Каждый
преобразователь имеет в своем составе повышающий преобразователь
напряжения (DC/DC –конвертер) от 200 до 700В, трехфазный инвертор,
выполненный на основе IGBT-модулей по трехфазной мостовой схеме,
пропорционально-интегральные регуляторы тока и напряжения (ПИ). Время
открытия и закрытия IGBT-модулей составляет несколько миллисекунд, что
позволяет эффективно использовать принцип широтно-импульсной
модуляции для получения синусоидальных напряжений на выходе
инвертора.
В составе преобразователя трехфазные инверторы выполняют
следующие основные задачи:
-преобразование постоянного напряжения в переменную с частотой
объединенной энергосистемы (ОЭС);
-синхронизация частоты напряжения и тока с ОЭС;
-стабилизация выходного напряжения;
-ограничение тока во время перегрузок и к.з.
Преобразовательные установки, как известно, являются источником
высших гармоник. Коммутация тиристоров и транзисторов искажает форму
кривых токов и напряжений в примыкающей сети переменного тока, которая
приводит к появлению высших гармоник в сети. Фильтры высших гармоник
используются, чтобы ограничить зоны циркуляции высших гармоник
пределами подстанций, исключить неблагоприятное воздействие высших
гармоник на электрооборудование примыкающих систем, а также исключить
радиопомехи по линиям связи. На фильтры высших гармоник возлагается
еще одна задача, а именно–генерировать реактивную мощность в сети.
Фильтры в своем составе имеют высоковольтные конденсаторные батареи,
которые на основной частоте напряжения генерируют реактивную мощность.
Необходимость генерации реактивной мощности на преобразовательной
подстанции обусловлена тем, что инверторы при преобразовании
электрической энергии потребляют значительную реактивную мощность из
сети.

Исследование и анализ переходных процессов в системе управления
выходными параметрами СЭС при параллельной работы с ОЭС
производится на основе анализа электромагнитных переходных процессов на
инверторе. В настоящее время существуют две наиболее распространенные
системы управления инвертором напряжения:
• векторная система управления на основе линейных регуляторов.
• векторная система управления на основе гистерезисных регуляторов.
Векторные системы управления основаны на модели обобщенного
вектора на комплексной плоскости, которая строится путем перехода из
трехфазной системы в двухфазную систему координат. Прямой и обратный
переход из трехфазной системы координат к двухфазной вращающей системе
координат производится следующим образом

где – вектор нулевой составляющей.
Структурная схема векторной системы автоматического регулирования
выходными параметрами СЭС представлена на рисунке 2.
Векторная система автоматического регулирования выходными
параметрами СЭС с линейными регуляторами состоит по принципу
подчинённого регулирования координат. Система автоматического
регулирования является двухконтурной, внешний контур которой отвечает за
регулирование выходного напряжения, а внутренний контур для
регулирования выходного тока СЭС. Контуры регулирования используют
проекции векторов на ортогональные оси, вращающиеся с частотой сети.
Рис. 2. Структурная схема векторной системы управления инвертором СЭС.
Блок синхронизации представляет собой систему фазовой
автоподстройки частоты (ФАЧ (Phase Locked Loop(PLL))), которая
вычисляет частоту сети fc, полученных с блока датчиков фазных напряжений
и производит синхронизацию по частоте, напряжению и углу с ЭС. На
сегодняшний день ведущим производителем сетевых инверторов, в которых
реализован алгоритм PLL, является концерн ABB. По информации ABB эти
системы обеспечивают высокое быстродействие и точность поддержания
частоты на уровне 0,01 % от номинального значения с использованием
датчиков фазного напряжения прямой последовательности. Структурная
схема ФАЧ, в котором применяется метод синхронной системы координат
(Synchronous Reference Frame PLL) представлена на рис.3.

Модельное исследование электромагнитных переходных процессов в
системе управления выходными параметрами СЭС при параллельной работе
СЭС.
Имитационная модель САР с выходными параметрами СЭС при
параллельной работе с ЭС, созданная на основе программного комплекса
MatLab/Simulink, представлена на рисунке 4. Основные узлы модели: СЭС,
IGBT инвертор, блок регуляторов, БШИМ, повышающий трансформатор,
измеритель- ный блок и ЭС. Исследование динамических режимов
параллельной работы СЭС и ЭС проводились с учетом оптимизированной
структуры контуров регулирования.

Рис. 3. Структурная схема ФАЧ (PLL).

Рис. 4. Имитационная модель САР с выходными параметрами СЭС при

параллельной работе с ЭС в среде Matlab/Simulink.
Для исследования электромагнитных переходных процессов (ЭМПП)
выходными параметрами СЭС при параллельной работе с ЭС разработана
компьютерная модель в ПК MatLab с применением Simulink и Power System
Blockset, которая позволяет смоделировать ЭМПП параллельной работы СЭС
и ЭС. При построении компьютерной модели системы построены
структурные схемы подключения инвертора.
Анализ переходных процессов показывает, что наличие ПИ
регуляторов тока и напряжения в системе управления инвертора
обеспечивает высокую надежность и быстродействие при эксплуатации в
условиях нормальных и аварийных режимов.

Главная особенность ВИЭ, в частности солнечных электрических
станций, заключается в способе их подключения к электрической сети, а
именно посредством конверторных систем (рисунок 5). Элементной базой
этих конверторных систем являются управляемые устройства силовой
электроники, которые в отличие от привычных генераторов, реализуемых в
виде синхронных (или подобных им вращающихся) электрических машин, не
обладают инерцией вращающейся массы. В свою очередь
ветроэлектрические установки (ВЭУ), оборудованные асинхронным
генератором двойного питания, также присоединяются к внешней сети
посредством преобразователей мощности на базе силовой электроники со
сложной системой управления, которые определяют независимость работы
вращающейся машины от внешней сети.
В итоге подключение объектов ВИЭ посредством конверторных систем
приводит к уменьшению запаса кинетической энергии вращающихся масс
энергосистемы и изменению динамических характеристик в целом.
Нормативно-правовая база различных стран в отношении подключения
объектов генерации на параллельную работу с ЭЭС закреплена в документах
Grid Codes, основными аспектами которых являются поддержание
напряжения на шинах станций, требования к устойчивости при переходных
процессах, регулирование активной мощности и частоты, требования к
качеству электрической энергии. В документах Grid Codes также
сформулированы требования в части влияния ВЭС и СЭС на устойчивость и
надежность функционирования ЭЭС, на качество регулирования параметров
электрического режима в точке их подключения, на уровень токов короткого
замыкания (КЗ), в том числе требования к основному оборудованию и
системам регулирования ВЭУ и солнечных СЭУ.

Рис. 5. Упрощенная схема конверторной системы
За последние годы в России уже реализован целый ряд проектов по
вводу СЭС и ВЭС. В качестве примера рассмотрим СЭС мощностью 15 МВт
в Забайкальском крае.
Для исследования влияния СЭС на протекание переходных процессов
при аварийных возмущениях в ЭЭС в ПВК EUROSTAG была сформирована
математическая модель СЭС и прилегающей энергосистемы. Достоинства
ПВК EUROSTAG заключаются в большом спектре решаемых задач, развитой
математической модели, поддержке большого количества типовых сетевых
элементов, а также в возможности создания моделей регуляторов или
нетиповой автоматики, что необходимо при анализе поведения
энергосистемы при различных аварийных возмущениях. В расчетной модели
источники солнечной энергии подробно смоделированы с детальным
представлением инверторов напряжения с широтно-импульсной модуляцией.
Каждый инвертор включает систему управления с контролем напряжения в
месте их подключения.
Рис. 6. Схема подключения СЭС установленной мощностью 15 МВт

Рис. 7. Схема внешней сети и подключения СЭС

Для оценки влияния ввода СЭС на режимы работы энергорайона в
работе были проведены расчеты III группы нормативных возмущений для
двух случаев: без учета работы СЭС и при параллельной работе СЭС с
энергосистемой. В качестве нормативного возмущения III группы выступает
отключение ВЛ 110 кВ действием УРОВ при трехфазном КЗ с отказом
одного выключателя, нормативного возмущения II группы — отключение ВЛ
110 кВ основными защитами при трехфазном КЗ вблизи шин ПС с
успешным/неуспешным ТАПВ.
Расчетная модель соответствует режиму летнего максимума нагрузки,
при этом выдаваемая в сеть мощность СЭС равна 12 МВт. В результате
отказа одного из выключателей на поврежденной ВЛ (вблизи ПС № 2)
действием УРОВ происходит отключение КЗ, поврежденной ВЛ и
соответствующей СШ.
Анализ результатов показывает, что нарушения динамической
устойчивости в случае работы энергосистемы без СЭС после возникновения
КЗ и отключения ВЛ 110 кВ действием защит не происходит.
При работе СЭС происходит нарушение устойчивости одного из
генераторов смежных станций энергорайона. Это означает, что установка
СЭС существенно изменяет динамические характеристики энергорайона и
требует перенастройки устройств противоаварийной автоматики. В данном
случае необходима работа автоматики ОГ, что приведет к дополнительному
дефициту мощности и загрузке межсистемной связи.
Нарушения динамической устойчивости в исследуемой энергосистеме
при возникновении рассмотренной аварии II группы нормативных
возмущений не происходит.
При восстановлении параллельной работы СЭС с энергосистемой
происходит скачкообразное повышение напряжения в месте подключения
инверторных групп через повышающий трансформатор.
Таким образом, результаты расчетов динамической устойчивости
показывают, что строительство нового объекта ВИЭ существенно изменяет
динамические характеристики энергорайона и приводит к нарушению
устойчивости генерирующих агрегатов смежных станций. Это позволяет
сделать вывод о необходимости проведения подобного рода исследований
при проектировании.
В качестве дополнительного требования при проектировании и
выполнении расчетов электрических режимов, статической и динамической
устойчивости должно выступать требование о сохранении динамической
устойчивости смежных станций при вводе объекта ВИЭ. Для этого
необходимо учитывать:
• в установившемся режиме:
– минимально и максимально допустимые зоны работы СЭС/ ВЭС при
различных диапазонах отклонения частоты в энергосистеме;
– минимально и максимально допустимые зоны работы СЭС/ ВЭС при
различных диапазонах отклонения напряжения в энергосистеме;
– требования к регулированию активной и реактивной мощности;
– требования по участию в регулировании частоты;
• в режиме короткого замыкания:
– реакция силового оборудования на типовые возмущения в
энергосистеме, сопровождающиеся кратковременными снижениями
напряжения;
– участие в регулировании частоты.
При разработке соответствующих требований к работе генерирующего
оборудования на базе ВИЭ в составе ЕЭС России, а также при оценке
влияния вновь вводимого объекта необходимо опираться как на
методические указания по устойчивости, так и на требования
международных стандартов, настройки защиты оборудования конкретного
производителя. В зарубежных сетевых кодексах требования к реакции
объектов генерации ВИЭ на типовые возмущения в энергосистеме
заключаются в способности поддержания непрерывного электроснабжения
при возмущениях во внешней сети Fault Ride-Through (FRT) или провалах
напряжения — Low Voltage Ride-Through (LVRT).
Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического
режима должны быть определены технические решения по устройствам
противоаварийной автоматики (ПА) с соответствующим обоснованием
объемов управляющих воздействий. При нарушении устойчивости
необходима разработка технических требований по модернизации
существующей ПА или установке новой, структура которой должна
определяться с учетом особенностей выработки электрической энергии от
станций на базе ВИЭ.
Кроме того, с целью повышения надежности работы ЭЭС крупные
СЭС и ВЭС могут участвовать в регулировании режимных параметров, что
представляется возможным благодаря современным устройствам силовой
электроники, оснащенным средствами автоматического управления. Для
достижения требуемой точности на СЭС и ВЭС должны быть предусмотрены
специализированные системы группового управления, решающие задачи
ввода режима в допустимую область с учетом индивидуальных ограничений
по длительно допустимым нагрузкам инверторов и зоны нежелательной
работы в соответствии с документацией завода-изготовителя. Система
группового управления на СЭС и ВЭС с целью регулирования активной
мощностью и частотой, реактивной мощностью и напряжением должна
осуществлять выдачу частных управляющих воздействий контроллерам
СЭУ/ВЭУ.

Регулирование частоты и мощности, а также поддержание
работоспособности энергосистем определяются составом оборудования,
входящим в эту энергосистему. В традиционной энергосистеме таким
оборудованием являются генераторы, а в энергосистемах, включающих в
себя ВИЭ, данная функция возлагается ещё и на силовую
преобразовательную технику в совокупности с системами накопления
энергии. Основная проблема в таких сетях — быстрая реакция силовой
преобразовательной техники на изменяющиеся условия. Чрезмерное
быстродействие контроллеров может приводить к неустойчивости всей
энергосистемы.
Инерция является основным источником устойчивости электрической
системы в отношении регулирования частоты, отклонения которой
происходят при нарушении баланса между нагрузкой и генерацией. Как
правило, синхронные генераторы, принцип работы которых подразумевает
наличие массивных вращающихся с большой скоростью элементов, являются
основным источником инерции. Они играют важную роль в ограничении
скорости изменения частоты при небалансах активной мощности и
обеспечивают естественный отклик на колебания частоты в энергосистеме.
Внезапно возникший дефицит мощности компенсируется кинетической
энергией, запасенной во вращающей массе роторов синхронных генераторов
и высвобождаемой при отклонении частоты.
Анализируется отклонение частоты генератора в двухмашинной
системе с солнечной электростанцией в MATLAB/Simulink (рис. 8), по
сравнению с трехмашинной системой, в которой присутствует три
стандартных синхронных генератора.

Рис. 8. Модель энергосистемы с солнечной электростанцией в

MATLAB/Simulink

Замена генератора на солнечную электростанцию схожей мощности
привела к снижению инерционности энергосистемы – это можно определить
по увеличению скорости изменения частоты и отклонению частоты на
первом колебании. В рассмотренной модели отклонение частоты
увеличилось на 0,33 Гц.
Математическое моделирования фотоэлектрических установок в
составе ЭЭС реальной размерности. Описание существующих моделей и
подходов, а также их преимуществ и недостатков.
Для адекватного моделирования ЭЭС с ВИЭ, помимо полной и
достоверной модели ЭЭС, необходимо использовать достаточно подробную
математическую модель СЭС. Несмотря на развитость математических
моделей СЭС, в большинстве исследований используются простейшие
модели в силу их простоты и удобства, что в целом допустимо с точки зрения
исследования режимов работы солнечных панелей (СП) и определения
зависимостей выходных параметров от изменения температуры и
освещенности. Однако при моделировании СЭС больших мощностей
применение подобных моделей является причиной получения результатов,
отличающихся от натурных данных. Помимо этого, использование полных и
достоверных математических моделей СЭС может приводить к результатам,
не соответствующим реальным в силу неизбежно присутствующего в
действительности изменения температуры и освещенности по площади СЭС
под влиянием облаков, для учета которых необходимо воспроизводить
эффект частичного затенения. Суть данного эффекта заключается в
блокировке потока энергии затененным элементом по всей цепи. Таким
образом, даже незначительное затенение одной солнечной панели СП (или
группы СП) приводит к серьезному снижению генерации электроэнергии
всей СЭС.
Кроме того, группы СП, на которые падает тень, кроме уменьшения
получаемого количества солнечной инсоляции изменяют свою температуру,
и скорость изменения зависит не только от параметров самой солнечной
батареи, но и от величины затененности. Проблема описания данного
эффекта, выбор математической модели, позволяющей наиболее адекватно
воспроизвести работу СЭС в условиях частичной затененности при полной и
достоверной модели всей ЭЭС, остается в настоящее время раскрытой не
полностью, и для ее решения предназначены исследования, результаты
которых приведены в статье.
При выборе математической модели СЭС необходимо обратить
внимание на ее способность адекватно реагировать на изменение потока
солнечной инсоляции. Следует учитывать, что анализ СЭС со сравнительно
большим числом цепочек, соединенных сложным образом, которые часто
затеняются пятнами с быстроизменяющейся формой, может быть крайне
затруднен. В этих случаях в ряде работ вводят некоторый коэффициент
затенения, определяемый как отношение выходных параметров частично
затененной СП произвольных формы и размера к гипотетическим выходным
параметрам такой же незатененной батареи, однако должной точности
данный способ обеспечить не может.
Также необходимо рассмотреть вопрос влияния локального изменения
температуры отдельных групп СП в составе СЭС под действием частичной
затененности на изменение выходных характеристик СЭС в целом.

На данный момент известно большое количество математических
моделей CП, однако рассмотрим распространенную.
Описание вольт-амперной характеристики (ВАХ) солнечного элемента
(СЭ) основано на уравнениях, описывающих физические процессы в нем.
При решении различных задач моделирования выходных характеристик СП
применяют модели ВАХ различной сложности. В рамках проводимого
исследования модель солнечной панели должна отвечать следующим
требованиям:
– достаточно точно описывать ВАХ СП в рассматриваемом диапазоне
температур и солнечной инсоляции;
– адекватно воспроизводить характеристики СП из разнообразных
полупроводниковых материалов;
– воспроизводить ВАХ и ваттвольтовую характеристику (ВВХ) СП под
влиянием частичной затененности и изменения температуры затененных
участков.
Данным требованиям отвечают 3 типа математических моделей.
1. Эквивалентная однодиодная модель (рис. 9).
Составными элементами схемы являются источник тока, диод,
шунтирующее Rш и последовательное Rп сопротивления (рис. 1). Источник
тока моделирует процесс возникновения в элементе фототока IФ под
действием солнечной инсоляции. Диод включен в прямом направлении,
параллельно источнику тока. Шунтирующие сопротивления фотоэлемента
Rш обусловлены наличием обратного сопротивления р-n-перехода и
различных проводящих пленок.
Последовательное сопротивление Rп составляют сопротивление
контактов (главным образом переходное сопротивление полупроводника) и
сопротивление самого полупроводникового материала, из которого
изготовлен фотоэлемент. На этом сопротивлении будет теряться часть
электродвижущей силы (ЭДС).

Рис. 9. Схема замещения солнечного элемента для эквивалентной

однодиодной модели

Рассмотренная модель широко используется при анализе СП, однако
реальные характеристики не всегда аппроксимируются достаточно точно, в
связи с чем были разработаны и другие модели СП. В частности, из
рассмотрения физических процессов, протекающих в СЭ, известно, что
диодная характеристика p-n-перехода описывается не одной, а двумя
экспонентами, поэтому в ряде задач используется более сложная модель СЭ.
Определенным приближением является также представление о том, что
шунтирующий ток через Rш подчиняется закону Ома. В реальных СЭ,
особенно при высокой интенсивности освещения, проявляется
распределенный характер Rп и зависимость его от IС. Модель пренебрегает
током насыщения, определяемым рекомбинацией в области объемного
заряда p-n-перехода.
2. Явная однодиодная модель (рис. 10).

Рис. 10. Схема замещения солнечного элемента для явной однодиодной

модели

Отличие данной модели от эквивалентной состоит в отсутствии
шунтирующего диода, и в некотором уточнении параметров R П и А.
Данная модель учитывает зависимость значения внутреннего
сопротивления RП и фактора идеальности А от температуры СП, поэтому ее
предпочтительнее использовать для моделирования СП, находящейся в
условиях сильных колебаний температуры.
3. Эквивалентная двухдиодная модель (рис. 11):
Рис. 11. Схема замещения солнечного элемента для двухдиодной модели
Данная модель является наиболее точной из реализованных, но и самой
требовательной к используемому для расчетов оборудованию.
Представленные двухдиодная и однодиодная модели показывают
аналогичные результаты в рамках стандартных условий, однако при
снижении уровня освещенности более точные результаты вблизи U ХХ
обеспечивает использование эквивалентной двухдиодной модели.

С целью исследования влияния частичного затенения на выходные
характеристики СЭС были реализованы описанные выше математические
модели СП (рис. 12, 13), состоящие из 4 (PV1, 2, 3, 4) солнечных панелей
Kyocera KC200GT в программном комплексе MATLAB Simulink.
С целью верификации всей модели СЭС и выбора математической
модели, наиболее точно воспроизводящей ВАХ и ВВХ СП, было выполнено
сравнение однодиодной эквивалентной, однодиодной явной и двухдиодной
эквивалентной моделей с натурными данными солнечной панели Kyocera
KC200GT.
Реализованные математические модели с разной степенью
адекватности воспроизводят ВАХ СП. ВАХ двухдиодной математической
модели практически совпадает с ВАХ СП не только в точках ХХ и КЗ, но и в
ТММ. В дальнейших исследованиях будем полагать, что двухдиодная модель
является эталонной.
Рис. 12. Схема математической модели солнечной электростанции в

MATLAB Simulink

Рис. 13. Пример реализации математической модели солнечной панели PV1,

2, 3, 4 (эквивалентная двухдиодная модель)

Было принято, что при температуре окружающей среды +35°С СП,
находящиеся под прямыми лучами солнца, разогреются до температуры
+60°С, а затененные СП, в зависимости от плотности облаков и от времени
их нахождения над отдельными участками СЭС, будут постепенно остывать.
Расчет времени остывания СП базируется на законе Ньютона-Рихмана.
Согласно исследованиям, однодиодная явная математическая модель
наименее адекватно воспроизводит зону около ТММ и точку ХХ, как и
эквивалентная одно-диодная модель, которая в свою очередь точнее
рассчитывает ТММ, приближаясь к двухдиодной. Наиболее адекватно
воспроизводят ВАХ СЭС в усло виях частичной затененности
двухдиоднаяматематическая модель и с небольшим отличием эквивалентная
однодиодная, данное отличие обусловлено наличием тока, протекающим
через неидеальный p-n-переход.
Неучет изменения температуры в условиях частичной затененности
приводит к погрешности вплоть до 18,31% при использовании однодиодной
явной модели. Отличия эквивалентной однодиодной и двухдиодной моделей
не столь значительны, однако при увеличении степени затененности СЭС
увеличивается и погрешность расчета выходной мощности при
использовании эквивалентной однодиодной модели вследствие неучета тока,
протекающего в p-n-переходе, обусловленного неидеальностью диода.
В подавляющем числе работ по моделированию выходных
характеристик СП используются все типы моделей, представленных ранее.
Их выбор зависит от поставленной задачи и необходимой точности
результата. При решении вопросов изучения частичного затенения на
единичной СП успешно применяются как однодиодные, так и двухдиодные
математические модели. Однако при моделировании мощных СЭС с целью
получения выходных характеристик необходимо учитывать не только
изменение уровня освещенности отдельных участков под действием тени от
облаков, но и соответствующее изменение их температуры, причем чем
больше площадь СЭС, тем хаотичнее распределяется затененность, к тому же
структура облаков не является однородной, что приводит к плавному
изменению светового потока и температуры СП. Учитывая вышеизложенное,
влияние изменения температуры на выходные характеристики СЭС тем
больше, чем больше площадь СЭС, что приводит к необходимости учета
изменения температуры.

Рассмотрим моделирование СЭС в специализированном программном
комплексе PSCAD.
Программный симулятор PSCAD со встроенным модулем
Electromagnetic Transients Including Direct Current (EMTDC) – это
производительный и гибкий инструмент для моделирования переходных
процессов в ЭЭС с удобным, интуитивно понятным пользовательским
интерфейсом. Посредством компонентов из пользовательской библиотеки
PSCAD можно осуществить детальную симуляцию энергооборудования,
также исследовать алгоритмы системы управления. В процессе
моделирования пользователи имеют возможность управлять режимными
параметрами ЭЭС и наблюдать за реакцией модели, пользуясь отображаемой
на экране информацией. Программа PSCAD широко применяется по всему
миру промышленными, научными, образовательными организациями для
проектирования, анализа функционирования, оптимизации и верификации
различного электротехнического оборудования.
Процесс моделирования СЭС разделен на четыре этапа,
представленных на рис. 14. Первый этап посвящен выбору параметров СЭС.

Рис. 14. Схема подключения СЭС к электрической сети
Исследованы зависимости характеристик СЭС от инсоляции и
температуры. Вольтамперная и ваттвольтная характеристики показывают
зависимости режимных параметров СЭС от температуры при постоянной
инсоляции.
На втором этапе разрабатывается повышающий DC-DC
преобразователь, который согласует выходное напряжение СЭС к
требуемому диапазону 0,4 кВ. Управление транзистором повышающего
преобразователя осуществляется посредством широтно-импульсной
модуляции. Диапазон выходного напряжения формируется
пропорционально-интегральным (ПИ) регулятором, на вход которого
подается разность текущего напряжения VPV и напряжения в точке
максимальной мощности СЭ.

Рис. 15. DC/DC преобразователь

На третьем этапе рассчитывается выходной LCL-фильтр. Фильтр
подавляет высшие гармоники и выполняет функцию развязки внешней ЭЭС
и инверторной системы. Демпфирующий резистор Rd повышает
устойчивость при колебаниях частоты.

Рис. 16. Фильтр в системе

Конечным этапом разрабатывается инвертор. В контуре управления
активной мощностью разница между напряжением СЭС dcVltg и требуемой
уставкой подается на ПИ-регулятор. Выходное значение фазы Ang будет
использовано для формирования синусоидального сигнала широтно-
импульсной модуляции (ШИМ). В контуре управления реактивной
мощностью разница между заданным значением и измерением Q подается на
ПИ-регулятор. На выходе получается значение Mag – амплитуда
синусоидального сигнала ШИМ.

Рис. 17. Регуляторы активной и реактивной мощности
Управление инвертором осуществляется посредством синусоидальной
ШИМ. Сигналы управления gt1-gt6 на рис. 18 – это импульсы включения
транзисторов. Транзисторы 1, 4 формируют напряжение фазы А; 3 и 6 – фазы
В; 5 и 2 – фазы С. Эталонные синусоидальные сигналы Vrefa,Vrefb,Vrefc с
управляемыми значениями фазы (Ang), амплитуды (Mag) и желаемой
частотой сравниваются с высокочастотным треугольным сигналом. На этом
же рисунке представлена таблица формирования импульсов включения
транзисторов. Здесь Vsin – мгновенные значения синусоидальных сигналов,
Vtr – мгновенные значения треугольного сигнала.

Рис. 18. Синусоидальная ШИМ

Применение симулятора PSCAD позволяет наглядно, информативно и
с высокой точностью исследовать сценарии функционирования СЭС.
Симулятор может применяться в перспективных проектах энергетического
развития регионов РФ.

Список использованных источников
1. Современные тенденции в исследовании устойчивости энергосистем, Е.Ю.
Кокшарова, Е.А. Плесняев, ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА ГЛАЗАМИ
МОЛОДЕЖИ – 2016, Материалы VII Международной молодёжной научно-
технической конференции. В 3 т.. 2016.
2. «Методические указания по устойчивости энергосистем», утвержденные
приказом Министерства энергетики от 3 августа 2018 года № 630.
3. Методические указания по устойчивости энергосистем. – Приказ
Минэнерго России от 30.06.2003 № 277.
4. Расчет статической и динамической устойчивости на основе методических
указаний 2018 года, Егоров А.О., Власова Ю.И., Ломовцев И.Д., Энергетика
глазами молодежи-2019, Материалы юбилейной Х Международной научно-
технической конференции, 2019.
5. Шлайфштейн В.А. Отчет по научно-исследовательской работе -
Подготовка материалов для разработки новых «Методических указаний по
устойчивости энергосистем». – Санкт-Петербург. – 2007.
6. Калентионок Е.В. Устойчивость электроэнергетических систем. – Мн.: УП
«Техноперспектива», 2008. – 350 с.
7. Устойчивость электрических систем: учебное пособие / Т.Я. Окуловская,
М.В. Павлова, Т.Ю. Паниковская, В.А. Смирнов. – Екатеринбург :
УГТУУПИ, 2007. – 60 с., 4-е изд., испр. и доп.
8. Анализ снижения активной мощности СЭС (на примере данных
энергосистемы Оренбургской области), Токарев А.И., Чунарев И.В.,
Хальясмаа А.И., Электроэнергетика глазами молодежи. Материалы XI
Международной научно-технической конференции. В 2-х томах, 2020.
9. IRENA (2019), Global energy transformation: A roadmap to 2050 (2019
edition), International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi.
10. International Energy Agency (2014), The Power of Transformation: Wind, Sun
and the Economics of Flexible Power Systems.
11. Niancheng Zhou, Peng Wang, Qianggang Wang, PohChiang Loh. Transient
stability study of distributed induction generators using an improved steady-state
equivalent circuit method // IEEE Transactions on Power Systems. – 2014. – Vol.
29(2).
12. Mahshid Rahnamay-Naeini, Zhuoyao Wang, Nasir Ghani, Andrea Mammoli,
Majeed M. Hayat. Stochastic analysis of cascading-failure dynamics in Power
Grids // IEEE Transactions on Power Systems. – 2014. – Vol. 29(4).
13. Филипинов С.П., Дильман М.Д. Возобновляемая энергетика: системные
эффекты. Управление развитием крупномасштабных систем MLSD'2019,
2019, с. 38-46.
14. Распоряжение Правительства Росссийской федерации об утверждении
Основных направлений государственной политики в сфере повышения
энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования
возобновляемых источников энергии на период до 2024 года, 2019.
15. Востребованность использования статических компенсаторов реактивной
мощности СТАТКОМ на солнечных и ветряных электростанциях,
Авлиякулова С. Н., Махмудов М. И., UNIVERSUM: Технические науки, № 8-
2 (89), август 2021.
16. Харченко Н.В. Индивидуальные солнечные установки. – М. :
Энергоатомиздат, 1991. – 208 с.
17. Контроль статической устойчивости установившегося режима сетевой
солнечной электростанции (СЭС), Аль Баирмани А.Г., Абдали Л.М.,
Якимович Б.А., Научная инициатива иностранных студентов и аспирантов.
Сборник докладов I Международной научно-практической конференции. В 2
томах. Томск, 2021.
18. Российская Федерация. Федеральный закон об электроэнергетике (с
изменениями на 27 декабря 2019 года) (редакция, действующая с 1 июля 2020
года). 227 с.
19. Электромагнитные переходные процессы в системе управления
выходными параметрами солнечной электростанции, Б. Н. Шарифов,
Политехнический вестник. Серия Инженерные исследования. №4 (48) – 2019.
20. Официальный сайт НП “Ассоциации солнечной энергетики России”.
URL. http://pvrussia.ru (дата обращения 09.01.2022).
21. Исмагилов Ф.Р., Шарифов Б.Н., Гайсин.Б.М., Терегулов Т.Р., Бабкина Н.
Л. Исследование параллельной работы солнечной электростанции с сетью.
//Вестник Уфимского государственного авиационного технического
университета 2016 – №4(74) ,–С 71-79.
22. Исследование влияния крупной СЭС на переходные процессы при
возмущениях во внешней сети, Скурихина К.А., Тягунов М.Г., Чумаченко
В.В., Субботин А.В., Электроэнергия: передача и распределение, №3(48),
2018.
23. Ярош Д.Н. Об изменении методологического подхода к разработке схемы
выдачи мощности ВЭС/СЭС / Материалы 7-го Всероссийского совещания
главных инженеров-энергетиков в рамках VIII Международной выставки по
промышленной безопасности и охране труда SAPE–2017. Сочи, 14.04.2017.
24. Schwartfeger L., Santos-Martin D. Review of Distributed Generation
Interconnection Standards. Conference & Exhibition 2014, 18–20 June, Auckland.
25. Bründlinger Roland. Grid Codes in Europe for Low and Medium Voltage.
AIT Austrian Institute of Technology 6th International Conference on Integration
of Renewable and Distributed Energy, November 18, 2014.
26. Инерционный отклик солнечных электростанций при небалансах
активной мощности во внешней электрической сети, Пасека В.А., Научно-
практический журнал «Аспирант»/6/2021.
27. Электромагнитные переходные процессы в электроэнергетических
системах: учеб. пособие / А.Н. Беляев, Г.А.Першиков, Е.Н.Попков,
С.В.Смоловик, В.С.Чудный. СПб.: Изд-во Политехн.ун-та, 2012.-149 с.
28. Исследование статической и динамической устойчивости
электроэнергетических систем: лаб. практикум/ А.Н. Беляев, И.Е.Рындинв,
В.С. Чудный.- СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2018.-58 с.
29. Kah Yung Yap, Charles R. Sarimuthu, Joanne Mun-Yee Lim «Virtual Inertia-
Based Inverters for Mitigating Frequency Instability in Grid-Connected Renewable
Energy System», Electrical and Computer Systems Engineering (ECSE), School of
Engineering, Monash University Malaysia, p. 29, 2019.
30. Моделирование автономной солнечной электростанции в среде MATLAB
SIMULINK, Ершов Р. Р.Федотов Е. А., , UNIVERSUM: Технические науки,
№ 5 (86), май 2021.
31. Бут Д.А., Накопители энергии – М.: Энергоатомиздат, 1991.
32. Воронин В.А. и др. О возможном пути развития ЕЭС России на базе
широкого использования накопителей энергии / / Электрические станции. –
2012. – № 5. – С. 14–19.
33. Повышение эффективности управления режимами электростанций
промышленного энергоузла за счет прогнозирования статической и
динамической устойчивости при изменении конфигурации сети, Газизова
О.В., Кондрашова Ю.Н., Малафеев А.В., ЭСиК. №3(32). 2016
34. Ачитаев А.А., Удалов С.Н., Юманов М.С. Повышение запаса
регулировочной способности генераторов в энергетических системах с
распределенной генерацией // Электротехника. Электротехнология.
Энергетика сборник научных трудов VII Международной научной
конференции молодых ученых / Новосибирский государственный
технический университет Межвузовский центр содействия научной и
инновационной деятельности студентов и молодых ученых Новосибирской
области. Новосибирск, 2015. С. 8-10.
35. Жданов П.С. Вопросы устойчивости энергетических систем / под ред.
Л.А. Жукова. М.: Энергия, 1979. 456 с.
36. Кимбарк Э. Синхронные машины и устойчивость электрических систем.
– М.-Л.: Госэнергоиздат, 1960. 392 с.
37. Андерсон П., Фуад А.Управление энергосистемами и устойчивость / пер.
с англ. под ред. Я.Н. Лугинского. М.: Энергия, 1980. 568 с.
38. Совалов С.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в
энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1988. 416 с.
39. Анализ статической устойчивости генераторов / А.В. Малафеев, О.В.
Газизова, А.В. Кочкина, Е.А. Гринчак // Главный энергетик. 2013. № 7. С. 17-
25.
40. Расчет динамических характеристик синхронных и асинхронных
двигателей промышленных предприятий с целью анализа устойчивости
систем электроснабжения / Игуменщев В.А., Малафеев А.В., Буланова О.В.,
Ротанова Ю.Н. // Вестник Магнитогорского государственного технического
университета им. Г.И. Носова. 2006. №2. С.71.-75.
41. Анализ режимов несимметричных коротких замыканий в сложных
системах электроснабжения с собственными электростанциями / А.В.
Малафеев, О.В. Буланова, Е.А. Панова, М.В. Григорьева // Промышленная
энергетика. 2010. №3. С.26-31.
42. Определение асинхронной мощности синхронных генераторов в расчетах
электромеханических переходных процессов при несимметричных режимах /
О.В. Буланова, А.В. Малафеев, Н.А. Николаев, Ю.Н. Ротанова, Е.А. Панова //
Электрика. 2010. №8. С. 24-26.
43. Исследование сходимости метода расчета установившихся режимов
систем электроснабжения при работе раздельно с энергосистемой / О.В.
Буланова, В.А. Игуменщев, А.В. Малафеев, Ю.Н. Ротанова //
Электротехнические системы и комплексы. 2005. №10. С.129-134.
44. Разработка методики прогнозирования отказов сложных
электротехнических систем на примере электрических систем / Ю.Н.
Кондрашова, М.М. Гладышева. Арт.А. Николаев, А.А. Николаев //
Технические науки: от теории к практике. Новосибирск: НП «СибАК», 2014.
№33. C.101-108.
45. Удалов С.Н. Приступ А.Г., Ачитаев А.А. Исследование магнитной
трансмиссии с переменным передаточным отношением в
ветроэнергетической установке в целях повышения запаса динамической
устойчивости // Известия Томского политехнического университета. 2015. Т.
326. № 10. С. 123-134.
46. Елистратов В.В. Возобновляемая энергетика. Учебное пособие. СПб.: изд.
Политехнического университета, 2011.
47. Владислав Поулек, Мартин Либра, Дмитрий Стребков, Валерий
Харченко. Фотоэлектрическое преобразование солнечной энергии. Москва-
Прага, изд. ВИЭСХ, 2013. – 324 с.
48. Kyocera KC200GT Solar Panel // SOLAR ELECTRIC SUPPLY, INC
[Электронный ресурс]. URL: https://www.solarelectricsupply.com/kyocera-
kc200gt-solar-panel-565 (Дата обращения 09.01.2022).
49. Шамис, М. А. Обновление средств имитационного моделирования
энергосистем / М. А. Шамис, Ф. А. Иванов. // ЭнергоStyle. – 2021. – № 1 (53).
50. Васильев, С. П. Исследование функционирования электростанции на базе
солнечных батарей в составе электроэнергосистемы с применением
программного комплекса PSCAD: учебное пособие для студентов,
обучающихся по направлениям 13.03.02 и 13.04.02 «Электроэнергетика и
электротехника» / С. П. Васильев. – Чебоксары: ЗАО «ЭнЛАБ», 2021.