CC BY
6
Электротехнические и информационные комплексы и системы. 2023. Т. 19, № 1. С. 14-23. ISSN 1999-5458 (print) Electrical and Data Processing Facilities and Systems. 2023. Vol. 19. No. 1. P. 14-23. ISSN 1999-5458 (print)
Научная статья УДК 621.31
doi: 10.17122/1999-5458-2023-19-1-14-23
ИССЛЕДОВАНИЕ СОВМЕСТНОЙ РАБОТЫ АВТОНОМНОЙ ГАЗОТУРБИННОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И ГЕНЕРИРУЮЩЕГО УЗЛА С ВОЗОБНОВЛЯЕМЫМИ ИСТОЧНИКАМИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Егор Евгеньевич Ревякин Egor E. Revyakin
аспирант кафедры «Электроэнергетика», Тюменский индустриальный университет, Тюмень, Россия
Валерий Валентинович Сушков Valéry V. Sushkov
доктор технических наук, профессор, профессор кафедры «Энергетика», Нижневартовский государственный университет, Нижневартовск, Россия
Рустам Нуриманович Хамитов Rustam N. Khamitov
доктор технических наук, профессор, профессор кафедры «Электрическая техника», Омский государственный технический университет, Омск, Россия; профессор кафедры «Электроэнергетика», Тюменский индустриальный университет, Тюмень, Россия
Актуальность
Политика энергоперехода подразумевает увеличение доли возобновляемых источников электроэнергии относительно классического генерирующего оборудования. Совершенно иной подход к способу генерирования электроэнергии посредством установок возобновляемой энергетики обуславливает изменение характера переходных процессов в электроэнергетических системах во время аварийных режимов. Как правило, при исследовании подобных вопросов авторы рассматривают параллельную работу возобновляемых источников с мощной электроэнергетической системой, а также не учитывают особенности работы приводных двигателей генераторов электростанций. В данной работе исследование проводится в изолированной электроэнергетической системе, где мощность возобновляемых источников сопоставима с мощностью классического генерирующего оборудования. Для получения адекватных результатов учитываются модель приводного двигателя синхронного генератора и система его управления, настроенная в соответствии с действующими требованиями и стандартами.
Ключевые слова
возобновляемые
источники
электроэнергии,
инверторный источник
напряжения,
изолированная
электроэнергетическая
система, система
управления,
газотурбинная
электростанция
© Ревякин Е. Е., Сушков В. В., Хамитов Р. Н., 2023
Цель исследования
Исследовать влияние возобновляемых источников электроэнергии на режимы работы автономной газотурбинной электростанции во время аварийных возмущений.
Методы исследования
Исследование проводится методом математического имитационного моделирования в ПК Matlab/Simulink.
Результаты
Анализ переходных процессов при различных возмущениях в исследуемой электроэнергетической системе показал, что устойчивая работа автономной электростанции возможна при установленной мощности возобновляемых источников электроэнергии, не превышающей 60 % от резерва мощности ведущего генератора электростанции.
Для цитирования: Ревякин Е. Е., Сушков В. В., Хамитов Р. Н. Исследование совместной работы автономной газотурбинной электростанции и генерирующего узла с возобновляемыми источниками электроэнергии // Электротехнические и информационные комплексы и системы. 2023. № 1. Т. 19. С. 14-23. http://dx.doi.org/10.17122/1999-5458-2023-19-1-14-23.
Original article
RESEARCH ON COOPERATIVE WORKING OF ISOLATED GAS-TURBINE POWER PLANT AND RENEWABLE ENERGY SOURCES GENERATION NODE
The relevance
The installed capacity of renewable energy sources increases annually relative to the total installed capacity. Features of work inherent in renewable energy installations modify the nature of transient processes in electric power systems during emergency modes. A number of authors, when studying the operation of renewable sources as part of the energy system, consider the parallel operation of renewable sources with a powerful electric power system, and also do not take into account the drive motors of power plant generators. In this paper, the study of transient processes is carried out in an isolated electric power system with renewable energy sources, the power of which is comparable to the power of classical generators. This work is dedicated to the study of transient processes in an isolated electric power system with renewable energy sources, the power of which is comparable to the power of classical generators. The research takes into account the model of a synchronous generator drive motor and its control system, configured in accordance with applicable requirements and standards.
Aim of research
The main aim of the research is to assess the impact of renewable energy sources on the operating modes of an isolated gas turbine power plant during emergency disturbances.
Research methods
To achieve the main aim of the research the method of the simulation mathematical modeling in Matlab/Simulink was used.
Results
During the research, a number of curves were obtained that characterize the operating modes of an isolated power system during an emergency process. The analysis of these curves has showed that the stable operation of the power plant is possible with the installed capacity of renewable energy sources not exceeding 60 % of the power reserve of the power plant's lead generator.
Ключевые слова
renewable energy sources, inverter voltage source, isolated electric power system, control system, gas-turbine power plant
For citation: Revyakin E. E., Sushkov V. V., Khamitov R. N. Issledovanie sovmestnoi raboty avtonomnoi gazoturbinnoi elektro-stantsii i generiruyushchego uzla s vozobnovlyaemymi istochnikami elektroenergii [Research on Cooperative Working of Isolated Gas-Turbine Power Plant and Renewable Energy Sources Generation Node]. Elektrotekhnicheskie i informatsionnye kom-pleksy i sistemy — Electrical and Data Processing Facilities and Systems, 2023, No. 1,Vol. 19, pp. 14-23 [in Russian]. http://dx.doi. org/10.17122/1999-5458-2023-19-1-14-23.
Введение
Продолжающаяся политика декарбонизации энергетического сектора обуславливает увеличение спроса на электроэнергию, произведённую возобновляемыми источниками электроэнергии (ВИЭ). Так, в соответствии с приказом Минэнерго России N° 146, установленная мощность ВИЭ (без учета гидроэлектростанций) будет постепенно увеличиваться с 2 % в 2022 году до 4 % в 2028 году относительно общей установленной мощности всех электростанций [1]. Ввиду этого структура электроэнергетической системы (ЭЭС) будет претерпевать трансформацию, а ВИЭ станут заметной её частью.
С ростом числа внедряемых установок ВИЭ неизбежно появление участков ЭЭС, в которых генерация электроэнергии, осуществляемая этими установками, соизмерима с генерацией, осуществляемой классическими источниками. Такими участками могут быть энергообъединения в пределах одного промышленного предприятия параллельно работающих классической электростанции малой или средней мощности с установками на базе ВИЭ.
Для сопряжения установок ВИЭ с электрической сетью используются DC/AC преобразователи на базе силовой электроники — инверторные источники напряжения (ИИН). Ряд исследований посвящен параллельной работе ИИН с ЭЭС. В работе [2] исследуется влияние объектов солнечной энергетики на устойчивость ЭЭС с учетом настройки автоматических регуляторов возбуждения генераторов, а в работе [3] рассматривается влияние объектов ВИЭ на величину
16 -
Electrical and
токов короткого замыкания в ЭЭС. В приведенных работах ИИН подключается к шинам мощной ЭЭС. В работе [4] исследуется влияние величины коэффициентов усиления регуляторов блока фазовой автоподстройки частоты (ФАПЧ) системы управления (СУ) ИИН на протекание переходных процессов (ПП) в ЭЭС. В качестве тестовой ЭЭС используется двухмашинная ЭЭС с отпайкой на ИИН, однако не уделяется внимание моделированию приводного двигателя синхронного генератора и его СУ, а также не учитывается общее первичное регулирование частоты.
В данной работе проводится исследование влияния объектов ВИЭ на протекание ПП в изолированной ЭЭС при возникновении коротких замыканий в ЭЭС. Особое внимание уделяется моделированию динамических моделей элементов ЭЭС и настройки их регуляторов с учетом действующих требований и стандартов.
Тестовая ЭЭС
Схема электроснабжения тестовой ЭЭС представлена на рисунке 1.
В данной ЭЭС три синхронных генератора автономной электростанции работают на общие шины 10,5 кВ, от которых получают питание потребители. Такие ЭЭС характерны для нефтегазовых месторождений. Для того чтобы определить влияние ВИЭ на протекание ПП в системе, один из генераторов заменяется на узел с ИИН при аналогичной нагрузке (на тестовой схеме это осуществляется путём переключения ключа из положения 1 в положение 2). Таким образом будут сравниваться ПП в ЭЭС из трёх синхронных генераторов с ПП в ЭСС из
Рисунок 1. Схема электроснабжения тестовой ЭЭС Figure 1. Test circuit of an isolated gas-turbine power plant
двух синхронных генераторов и узла с ИИН. Графики ПП получены путём математического имитационного моделирования в ПК МаЙаЬ^тиНпк.
Моделирование газотурбинной
электростанции
При проектировании систем электроснабжения объектов нефтегазовых месторождений хорошо себя зарекомендовали газотурбинные электростанции (ГТЭС). Для моделирования синхронного генератора ГТЭС используется модель синхронной машины в форме Парка [5]. В отечественной практике проектирования газотурбинных электростанций в качестве генератора обычно используются неявнополюсные турбогенераторы. Для моделирования используется генератор Т-6-2УЗ, параметры которого представлены в таблице 1.
Для учета газовой турбины существует ряд моделей [6], отличных друг от друга используемыми параметрами и степенью детализации. Моделирование турбины в данной работе выполнено в соответствии с моделью CIGRE. В модели была изменена структура регулятора канала мощности и скорости турбины с ПИ на ПИД, а также его коэффициенты усиления, так как стандартные параметры регулятора не соответствуют требованиям устойчивости. Настройка новых параметров ПИД-регулятора выполнялась из соображения соблюдения требований к качеству вырабатываемой электроэнергии ГТЭС в соответствии со стандартом [7]. Значения коэффициентов усиления ПИД-регулятора следующие: Кр = 9,6; К = 4,7; К = 11; К = 500.
Таблица 1. Параметры синхронного генератора Table 1. Synchronous generator parameters
Р , МВт ном' U , кВ ном' cos(ra ) vr ному n, об/мин х,о е. d 5 х,\ о е. d 5 х, о.е. S7
6 10,5 0,8 3000 0,119 0,172 1,71 0,112
^ °.е. ^ ое. ^ с ТЛ с ТЛ с Т (3), с a ' J, т*м2 ОКЗ
0,145 0,058 7,26 0,726 0,091 1,132 1,3 0,692
- 17
Электротехнические и информационные комплексы и системы. № 1, т. 19, 2023
В турбоагрегате данного типа используется возбудитель типа ВБД-40-30000-УХЛЗ. Это бесщеточный диодный возбудитель с вращающимся выпрямителем. В соответствии со стандартом IEEE 421.5 [8] данному типу возбудителя соответствует модель AC5A.
Модель инверторного источника напряжения. Силовая часть ИИН состоит из трёхфазного двухуровневого инвертора, источника постоянного напряжения и LC-фильтра [9]. СУ ИИН (рисунок 2) строится на основании системы дифференциальных уравнений в dq-координатах [10]:
(ьф +Ьс)^={ьф +1с)щ111д-(яф+яс%+иЛшв-иа1,
■ в=щ+вй,
3 (1)
Q{t)=-\uj>4,
где Lф — индуктивность дросселя фильтра, Гн;
Lс — индуктивность между фильтром и точкой подключения к сети, Гн;
Яф — активное сопротивление дросселя фильтра, Ом;
Яс — активное сопротивление между фильтром и точкой подключения к сети, Ом;
9 — угол напряжения, рад;
ю0 — номинальная угловая частота сетевого напряжения, рад/с;
i\dq — выходной ток ИИН, А;
UdquHe — напряжение, формируемое инвертором, В;
U — напряжение сети, В.
СУ ИИН содержит ПИ-регуляторы в контурах регулирования тока, а также систему ФАПЧ [11]. Настройка коэффициентов этих регуляторов производилась в соответствии с [12]. Согласно требованию [13], объекты ВИЭ должны принимать участие в общем первичном регули-
ровании частоты (ОПРЧ) в соответствии с выражением:
= (2)
cmJ ном
где АР — требуемая мощность, Вт;
А/— изменение частоты, Гц;
Р — номинальная мощность ИИН,
ном
Вт;
/ — номинальная частота, Гц;
^ ном
Кст — коэффициент статизма, %.
В данном исследовании для реализации ОПРЧ канал регулирования активной мощности СУ ИИН дополняется блоком, реализующим выражение (2) (рисунок 2).
В работе моделируется генерирующий узел, составленный из 27 параллельно работающих установок ИИН единичной мощностью в 140 кВт, подключенный к шинам электростанции через повышающий трансформатор ТМ-4000/10. Значения параметров единичной установки ИИН и параметров ПИ-регуляторов его СУ показаны в таблице 2.
Экспериментальная часть
Частота напряжения в изолированной ЭЭС должна поддерживаться на заданном номинальном значении в 50 Гц. Для этого один из турбоагрегатов (Г1) автономной электростанции работает в астатическом режиме регулирования частоты. Генераторы Г2 и Г3 работают в статическом режиме поддержания частоты. Для обеспечения резерва мощности генераторы работают в режиме недогрузки в диапазоне 50-75 % от номинальной мощности. Для тестовой ЭЭС принимается значение 60 %. Таким образом общая выдаваемая активная мощность электростанции составляет 10,8 МВт (3x0,6 Рномген). Эквивалентная активная мощность генерирующего узла с ИИН составляет 3,6 МВт. Роль возмущающего воздействия в изолированной энергосистеме выполняет трёхфазное
Рисунок 2. Структурная схема СУ ИИН Figure 2. Control system block diagram of VSI Таблица 2. Параметры ИИН Table 2. VSI parameters
иА, В dc5 R., Ом Ф' L., мГн С., мкФ R, Ом с" L , мГн с Kp г инв Ki инв K , % ст P , кВт ном'
1000 0,1 5,5 200 0,03 0,5 6,03 2695 4 140
короткое замыкание (КЗ) длительностью 0,4 с с последующим отключением 25 % от общей нагрузки. Рассматриваются два варианта короткого замыкания. В первом варианте моделируется удалённое КЗГ Во втором варианте моделируется КЗ2 вблизи шин электростанции. В итоге проводится моделирование двух сценариев в двух вариантах:
1) отключение 25 % нагрузки после КЗ в трёхмашинной ЭЭС;
2) отключение 25 % нагрузки после КЗ в двухмашинной ЭЭС с ИИН.
Результаты имитационного моделирования представлены на рисунках 3-5.
Анализ результатов эксперимента
Из рисунка 3 видно, что в момент КЗ резко увеличивается мощность генераторов, а со стороны узла с ИИН пик мощности отсутствует. Это свидетельствует о том, что ИИН не участвует в подпитки места КЗ. Это, в свою очередь, компенсируется генераторами Г1 и Г2, что увеличивает величину токов, протекающих в их обмотках (на рисунке 3, а пик мощности достигает 8 МВт, на рисунке 3, Ь пик мощности достигает 10 МВт). При этом в момент устранения КЗ и отключения части нагрузки мощность генераторов Г1 и Г2 снижается до отрицательного значения (рисунок 3, Ь), что может
а) трёхмашинная ЭЭС; б) двухмашинная ЭЭС с ИИН a) three generators at work; b) two generators and VSI at work Рисунок 3. Изменение мощности генераторов ЭЭС после удалённого КЗ Figure 3. Power change of generators (remote short circuit)
p,
МВт
8 7 6 5 4
3 j
Г 2<T3)
; _ \
Г1
|2- 6- -t о—Ы-1 8- 22— 26 t;"C
f, Гц 50.4
50,3
50.2
50 I
50
49.9
49.8
49.7
a/a
а) трёхмашинная ЭЭС; б) двухмашинная ЭЭС с ИИН a) three generators at work; b) two generators and VSI at work Рисунок 4. Изменение мощности генераторов после близкого КЗ Figure 4. Power change of generators (close short circuit)
f,nt
5I.fi
■ i t i1 Г1+Г2+ИИН (без ОПРЧ)
1 V ь Г1+Г2+ИИП
1
J 1
N Г1+Г2+ГЗ 1 1- - - -
51.2 50.8 50.4 50 49.6 49.2
1
1
1
Г1 J-n-1-П
I г — - —
I /
> _ _
\
Г1+Г2+ИИН
_ —1—1—1- — —
10 14 If! 22 26 t, с a/a
10 14 18 22 26 t,c
ö/b
а) удалённое КЗ; б) близкое КЗ a) remote short circuit; б) close short circuit
Рисунок 5. Изменение частоты в ЭЭС Figure 5. Frequency change in power system
вызвать ложное срабатывание защиты от обратной мощности и привести к отключению электростанции. Также, так как узел с ИИН не участвует в подпитке места КЗ, чувствительность токовых защит в распределительной сети снизится, что отрицательно скажется на селективности этих защит. Если обратиться к рисунку 5, а, на котором показаны графики изменения частоты в ЭЭС, можно отметить, что пиковое отклонение частоты от номинального значения в двухмашинной ЭЭС с узлом ИИН меньше на 0,2 Гц, чем в трёхмашинной ЭЭС. Это объясняется тем, что канал регулирования мощности СУ ИИН работает в функции слежения за частотой. Также на рисунке 5, а показан график изменения частоты в двухмашинной ЭЭС с узлом ИИН без ОПРЧ. Видно, что максимальное отклонение частоты в двухмашинной ЭЭС с ИИН без ОПРЧ больше на 0,1 Гц, чем в аналогичной ЭЭС с ИНН с ОПРЧ. Таким образом, организация ОПРЧ в СУ ИИН снижает отклонения частоты во время ПП в ЭЭС.
Иная картина складывается при рассмотрении ПП после близкого КЗ. На рисунке 4, а показаны графики мощности генераторов трёхмашинной ЭЭС при КЗ на шинах электростанции. Видно, что после устранения КЗ и отключения части нагрузки генераторы Г2 и Г3, также как и в первом варианте (рисунок 3, а), восстанавливают заданную мощность, а генератор Г1 снижает мощность на величину мощности отключенной нагрузки. Из графиков двухмашинной ЭЭС на рисунке 4, Ь видно, что при близком КЗ узел с ИИН отключается. Это происходит вследствие глубокого снижения напряжения на шинах электростанции. Дело в том, что для функционирования ИИН его СУ должна отслеживать вектор напряжения сети. При исчезновении этого вектора или его сильном искажении контур ФАПЧ перестаёт корректно
определять угол вектора напряжения сети, а ИИН отключается своими защитами. Таким образом, после отключения узла ИИН в рассматриваемой системе будет дефицит генерируемой мощности, который восполнится за счёт оставшихся работающих генераторов Г1 и Г2, что видно из рисунка 4, Ь: генератор Г2 восстанавливает установленную мощность, а генератор Г1 восполняет образовавшийся дефицит мощности. В данном случае дефицит мощности относительно несущественен, так как вместе с генерирующим узлом ИИН (3,6 МВт) также отключился узел нагрузки (2,7 МВт). Однако КЗ может произойти внутри узла ИИН, что приведёт к отключению этого узла. Тогда образовавшийся дефицит мощности в ЭЭС составит 3,6 МВт, который должен принять на себя генератор Г1. Учитывая, что до аварии генератор работал при загрузке на 60 % (3,6 МВт), то после аварии, он будет работать в максимальном режиме при 120 % загрузке. В случае, если длительность восстановления резервов мощности электростанции займёт больше времени, чем время срабатывания защиты генератора от перегрузки, то произойдёт аварийное отключение электростанции.
Из графиков частоты (рисунок 5, Ь) видно, что в двухмашинной ЭЭС с узлом ИИН восстановление частоты в область допустимых значений происходит дольше. Однако в обоих случаях частота восстанавливается благодаря правильной настройке регуляторов частоты вращения машин электростанции.
Выводы
При возникновении удалённых КЗ генерирующий узел с ИИН не участвует в подпитке места КЗ, что увеличивает токи, протекающие в генераторах ЭЭС. Также при моделировании ПП в ЭЭС с ИИН необходимо учитывать ОПРЧ со стороны ИИН, действие которого снижает
- 21
отклонения частоты от номинального значения во время переходного процесса.
При возникновении близких КЗ генерирующий узел с ИИН отключается своими защитами. Образовавшийся дефицит мощности восполняется за счёт резерва мощности оставшихся в работе генераторов изолированной ЭЭС. При этом, для устойчивой работы энергосистемы резерв мощности ведущего генератора электростанции, работающего по астатическому закону, должен составлять не менее 60 % от мощности генерирующего узла с ИИН.
Список источников
1. Приказ Минэнерго России от 28.02.2022 № 146 «Об утверждении схемы и программы развития единой энергетической системы России на 2022 — 2028 годы».
2. Круглыхин П.И., Уфа Р.А., Рудник В.Е., Васильев А.С. Оценка влияния объектов солнечной генерации на устойчивость энергорайона со слабыми связями // Интеллектуальная электротехника. 2022. № 3(19). С. 79-99.
3. Малькова Я.Ю., Уфа А.А., Суворов Н.Ю. Влияние распределенной генерации на величину токов короткого замыкания // Сборник избранных статей научной сессии ТУСУР. 2020. № 1-1. С. 119-122.
4. Рудник В.Е., Суворов А.А., Рубан Н.Ю., Андреев М.В., Бай Ю.Д. Исследование функционирования алгоритма синтетической инерции в электроэнергетических системах разной плотности // iPolytech Journal. 2022. Т. 26. № 3. С. 465-486.
5. Черных И.В. Моделирование электротехнических устройств в MATLAB, SimPowerSystems и Simulink. М.: ДМК Пресс, 2007. 288 с.
6. Technical Report PES-TR1 «Dynamic Models for Turbine-Governors in Power System Studies» // IEEE Power & Energy Society. 2013.
7. СТО 59012820.27.100.003-2012. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России. Нормы и требования [Электронный ресурс]. АО «СО ЕЭС»: [сайт] URL: https://www. soups.ru/fileadmin/files/laws/standards/sto_ frequency_2012_izm_2014.pdf 2012 (дата обращения: 03.02.2023).
8. Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies // IEEE Std 421.5-2016 (Revision IEEE Std 421.5-2005), pp. 1-207, 2016, doi: 10.1109/IEEESTD.2016.7553421.
Слабым звеном ИИН является система ФАПЧ в составе СУ, которая перестаёт функционировать при значительных провалах напряжения.
В данной работе рассматривалась классическая структура управления ИИН. Однако существует ряд работ [14], посвященных различным модификациям СУ ИИН. Поэтому в дальнейших исследованиях следует оценить влияние генерирующих узлов с ИИН на протекание ПП в изолированных ЭЭС с учетом этих систем управления.
9. Калачев Ю.Н., Александров А.Г. Преобразователи автономных источников электроэнергии. М.: ДМК Пресс, 2021. 80 с.
10. Wanlongo Ndiwulu G. Control and Stability Analysis of Islanded Microgrids Based on Inner Control Loops Approach: The Thesis for PhD Degree / Institute of Mechanics, Materials and Civil Engineering of the University of Louvain. Louvain-la-Neuve, 2020. 242 p.
11. Se-Kyo Chung. A Phase Tracking System for Three Phase Utility Interface Inverters // IEEE Transactions on Power Electronics. 2000. Vol. 15, No. 3. P. 431-438.
12. Implementation and Design of PLL and Enhanced PLL Blocks // PowerSim. 2020. URL: https://powersimtech.com/resources/tutorials/ implementation-and-design-of-pll-and-enhanced-pll-blocks/ (дата обращения: 03.02.2023).
13. Технические требования к генерирующему оборудования участников оптового рынка [Электронный ресурс]. АО «СО ЕЭС»: [сайт] URL: https://www.so-ups.ru/fileadmin/files/ company/markets/2021/tq_010121.pdf. (дата обращения: 03.02.2023).
14. Yashen Lin, Joseph Eto H., Johnson Brian B., Flicker Jack D., Lasseter Robert H., Villegas Pico Hugo N., Gab-Su Seo, Pierre Brian J., Ellis Abraham. Research Roadmap on Grid-Forming Inverters [Electronic Resource] // National Renewable Energy Laboratory — 2020. URL: https://www.nrel.gov/ docs/fy21osti/73476.pdf (accessed 01.11.2022).
References
1. PrikazMinenergo Rossii ot 28.02.2022 № 146 «Ob utverzhdenii skhemy i programmy razvitiya edinoi energeticheskoi sistemy Rossii na 2022 — 2028 gody» [Order of the Ministry of Energy of the Russian Federation 28.02.2022 No. 146 «On
Approval of the Scheme and Program for the Development of the Unified Energy System of Russia for 2022-2028»]. [in Russian].
2. Kruglykhin P.I., Ufa R.A., Rudnik V.E., Vasil'ev A.S. Otsenka vliyaniya ob"ektov solnechnoi generatsii na ustoichivost' energoraiona so slabymi svyazyami [Assessing the Impact of Solar Generation Facilities on the Stability of an Energy District with Weak Connections]. Intellektual'naya elektrotekhnika — Intelligent Electrical Engineering, 2022, No. 3 (19), pp. 79-99. [in Russian].
3. Mal'kova Ya.Yu., Ufa A.A., Suvorov N.Yu. Vliyanie raspredelennoi generatsii na velichinu tokov korotkogo zamykaniya [Influence of Distributed Generation on the Value of Short-Circuit Currents]. Sbornikizbrannykh statei nauchnoi sessii TUSUR [Collection of Selected Articles of the TUSUR Scientific Session]. 2020, No. 1-1, pp. 119122. [in Russian].
4. Rudnik V.E., Suvorov A.A., Ruban N.Yu., Andreev M.V., Bai Yu.D. Issledovanie funktsio-nirovaniya algoritma sinteticheskoi inertsii v elektroenergeticheskikh sistemakh raznoi plotnosti [Operation of Synthetic Inertia Units in Electric Power Systems of Various Densities]. iPolytech Journal, 2022, Vol. 26, No. 3, pp. 465-486. [in Russian].
5. Chernykh I.V. Modelirovanie elektrotekh-nicheskikh ustroistv v MATLAB, SimPowerSystems i Simulink [Modeling Electrical Devices in MATLAB, SimPowerSystems and Simulink]. Moscow, DMK Press, 2007. 288 p. [in Russian].
6. Technical Report PES-TR1 «Dynamic Models for Turbine-Governors in Power System Studies». IEEE Power & Energy Society, 2013.
7. STO 59012820.27.100.003-2012. Reguliro-vanie chastoty i peretokov aktivnoi moshchnosti v EES Rossii. Normy i trebovaniya [Organization Standard 59012820.27.100.003-2012. Regulation of Frequency and Active Power Flows in the UES of Russia. Norms and Requirements]. [Electronic Resource]. AO «SO EES». URL: https://www.
soups.ru/fileadmin/files/laws/standards/sto_ frequency_2012_izm_2014.pdf 2012 (accessed 03.02.2023). [in Russian].
8. Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies. IEEE Std 421.5-2016 (Revision IEEE Std 421.5-2005), pp. 1-207, 2016, doi: 10.1109/IEEESTD.2016.7553421.
9. Kalachev Yu.N., Aleksandrov A.G. Preobrazovateli avtonomnykh istochnikov elektroenergii [Converters of Autonomous Power Sources]. Moscow, DMK Press, 2021. 80 p. [in Russian].
10. Wanlongo Ndiwulu G. Control and Stability Analysis of Islanded Microgrids Based on Inner Control Loops Approach: The Thesis for PhD Degree (Institute of Mechanics, Materials and Civil Engineering of the University of Louvain). Louvain-la-Neuve, 2020. 242 p.
11. Se-Kyo Chung. A Phase Tracking System for Three Phase Utility Interface Inverters. IEEE Transactions on Power Electronics, 2000, Vol. 15, No. 3, pp. 431-438.
12. Implementation and Design of PLL and Enhanced PLL Blocks. PowerSim, 2020. URL: https://powersimtech.com/resources/tutorials/ implementation-and-design-of-pll-and-enhanced-pll-blocks/ (accessed 03.02.2023).
13. Tekhnicheskie trebovaniya k generiru-yushchemu oborudovaniya uchastnikov optovogo rynka [Technical Requirements for Generating Equipment of Major Market Participants]. [Electronic Resource]. AO «SO EES»: [website]. URL: https://www.so-ups.ru/fileadmin/files/company/ markets/2021/tq_010121.pdf. (accessed 03.02.2023). [in Russian].
14. Yashen Lin, Joseph Eto H., Johnson Brian B., Flicker Jack D., Lasseter Robert H., Villegas Pico Hugo N., Gab-Su Seo, Pierre Brian J., Ellis Abraham. Research Roadmap on Grid-Forming Inverters [Electronic Resource]. National Renewable Energy Laboratory — 2020. URL: https://www.nrel.gov/docs/fy21osti/73476.pdf (accessed 01.11.2022).
Статья поступила в редакцию 08.02.2023; одобрена после рецензирования 16.02.2023; принята к публикации 20.02.2023. The article was submitted 08.02.2023; approved after reviewing 16.02.2023; accepted for publication 20.02.2023.
