CC BY
22
Оригинальная статья / Original article УДК 621.311.001.57, 621.314
DOI: http://dx.doi.org/10.21285/1814-3520-2019-6-1175-1186
Совместимость динамических характеристик традиционной и электронной генерации в электроэнергетических системах
© М.Ю. Фролов, А.Г. Фишов, Э. Энхсайхан
Новосибирский государственный технический университет, г. Новосибирск, Россия
Резюме: Цель - показать на примере простейшей схемы, что неверный выбор законов управления инверторами может негативно сказаться на динамической устойчивости электроэнергетической системы, к которой подключена электронная генерация. В настоящее время малая генерация на основе возобновляемых источников электроэнергии получает все более широкое распространение. В подавляющем большинстве случаев она является несинхронной, однако распределительные электрические сети, объединяющие синхронную и несинхронную генерации, имеют синхронную основу, поэтому малая генерация на основе возобновляемых источников электроэнергии подключается к распределительной сети через инвертор. Данный вид генерации называют электронной. Для обеспечения динамической электромеханической совместимости электронной генерации с внешней электрической сетью предлагается формировать законы управления инверторов на основе эталонной модели, электромеханические параметры которой согласуются с данными внешней сети. Предлагается метод идентификации электромеханических параметров внешней энергосистемы для настройки эталонной модели. Представлены результаты апробации метода на примере реальной электрической сети 0,4 кВ по результатам регистограмм переходных процессов.
Ключевые слова: электронная генерация, параметрическая идентификация, динамическая электромеханическая совместимость, малая генерация, эталонная модель, инвертор
Информация о статье: Дата поступления 01 июля 2019 г.; дата принятия к печати 24 ноября 2019 г.; дата он-лайн-размещения 28 декабря 2019 г.
Для цитирования: Фролов М.Ю., Фишов А.Г., Энхсайхан Э. Совместимость динамических характеристик традиционной и электронной генерации в электроэнергетических системах. Вестник Иркутского государственного технического университета. 2019. Т. 23. № 6. С. 1175-1186. https://doi.org/10.21285/1814-3520-2019-6-1175-1186
Compatibility of traditional and electronic generation dynamic characteristics in electric power systems
Mikhail Yu. Frolov, Alexander G. Fishov, Erdenebat Enkhsaikhan
Novosibirsk State Technical University, Novosibirsk, Russia
Abstract: The purpose of the paper is using the simplest scheme to show the negative effect of the wrong choice of inverter control laws on the dynamic stability of the electric power system with connected electronic generation. Today the small-scale generation based on renewable energy sources is becoming more and more widespread. In the majority of cases, it is non-synchronous. As distribution electrical networks combining synchronous and non-synchronous generation have a synchronous basis the small-scale generation using renewable energy sources is connected to the distribution network through an inverter. This type of generation is called electronic. To ensure the dynamic electro-mechanical compatibility of electronic generation and the external electrical system it is proposed to form the invertor control laws on the basis of a reference model, the electromechanical parameters of which are consistent with the data of the external network. The identification method of electromechanical parameters of the external power system is proposed for reference model adjustment. The results of method approbation on the example of a real 0.4 kV electric network based on the transient histogram results are presented.
Keywords: electronic generation, parametric identification, dynamic electromechanical compatibility, small-scale generation, reference model, inverter
Information about the article: Received July 01, 2019; accepted for publication November 24, 2019; available online December 28, 2019.
For citation: Frolov MYu, Fishov AG, Enkhsaikhan E. Compatibility of traditional and electronic generation dynamic characteristics in electric power systems. Vestnik Irkutskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universiteta = Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2019;23(6):1175-1186. (In Russ.) https://doi.org/10.21285/1814-3520-2019-6-1175-1186
1. ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время все большее распространение получают генерирующие установки малой мощности до 25 МВт (малая генерация), которые располагаются в шаговой доступности к потребителю и присоединяются к распределительной электрической сети. Множество таких установок в общей электрической сети получило название «распределенная малая генерация» [1, 2]. В Европе и США малая генерация представлена преимущественно возобновляемыми источниками энергии (ВИЭ) [3]. В России большей популярностью пользуется синхронная малая генерация на углеводородном топливе [4, 5], однако высокий темп развития технологий, связанных с ВИЭ, делает экономически обоснованным более активное внедрение данных видов источников энергии на территории России, особенно в качестве малой генерации [6]. При автономной работе ВИЭ обычно дополняются системами накопления энергии, т.к. ее генерация имеет стохастический характер, зависящий от погодных условий. В сети переменного тока источники на основе ВИЭ и накопители энергии, как правило, включаются через инверторы и являются, в отличие от традиционных синхронных генераторов, так называемыми электронными генераторами.
Поведение электронных генераторов при электромеханических переходных процессах в электрических сетях и энергосистемах радикально отличается от поведения синхронных генераторов, обладающих значительной электромеханической инерцией, что усложняет работу автоматики и способно снижать динамическую устойчивость системы. Однако систему управления инверторами можно настроить таким образом, чтобы электронная генерация представляла собой режимный аналог обычной синхронной электромеханической генерации [7], что удобно для проектирова-
ния и эксплуатации электроэнергетических систем, т.к. это нивелирует специфические особенности влияния такой генерации на устойчивость, токи короткого замыкания, работу релейной защиты и автоматики.
Существенный плюс заключается в возможности не учитывать специфические проявления электронной генерации для анализа режимов и настройки средств релейной защиты и автоматики. Реализация подхода, связанного с приданием электронной генерации желаемых динамических характеристик, предполагает организацию внешнего контура управления инвертором, в котором задается «эталонное» поведение электронной генерации (ЭГ) в динамических режимах. Системы управления, работающие по такому принципу, называются системами управления с эталонной моделью.
Для разработки системы управления объектами электронной генерации с эталонной моделью необходимо выполнить построение данной конструкции, соответствующей внешней энергосистеме (по своим электродинамическим характеристикам), к которой она подключается, следовательно, необходимо определить параметры динамических характеристик внешней энергосистемы, после чего присвоить аналогичные данные эталонной модели. Таким методом будет достигнута динамическая электромеханическая совместимость электронной генерации с внешней энергосистемой, где под динамической электромеханической совместимостью понимается способность частей энергосистемы проявлять идентичность своего поведения при низкочастотном (электромеханическом) переходном процессе.
В статье обосновывается необходимость обеспечения динамической совместимости электронной генерации с внешней электрической сетью и предлагается метод идентификации параметров внешней электроэнергетической системы для настройки эталонной модели.
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2019;23(6):1175-1186
1176
2. ВЛИЯНИЕ ДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЭЛЕКТРОННОЙ ГЕНЕРАЦИИ НА ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИЕ ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Исследование влияния параметров эталонной модели электронной генерации было выполнено для простейшей электроэнергетической системы (ЭЭС) с электронной и синхронной генерациями (параллельно работающими) при выдаче мощности во внешнюю электрическую сеть с шинами бесконечной мощности. Схема модели в Matlab Simulink представлена на рис. 1, где электронная генерация моделируется эталонным синхронным генератором. На схеме приняты следующие обозначения: Synchronous machine - синхронная машина; Reference synchronous machine - эталонная синхронная машина; Transformer 1, 2 - трансформаторы 1 и 2; Line 1, 2, 3 - линии электропередачи 1, 2, 3; Load 1, 2 -нагрузки 1, 2; Bus source - шины бесконечной мощности; Three-Phase Fault - блок трехфазного замыкания; Measurements -измерительный блок.
В качестве возмущающего воздействия имитировалось трехфазное короткое замыкание длительностью 0,1 с.
В первом эксперименте динамические данные и загрузка (в процентном со-
отношении от номинальной) синхронной и эталонной машин были равны; во втором являлись общими параметры, загрузка отличалась на 20%; в третьем - одинаковая загрузка, различались вдвое постоянные времени инерции в четвертом - загрузка равная, разнились индуктивные сопротивления; в пятом - загрузка одинаковая, имели различия сопротивления и
На рис. 2 изображены осциллограммы угла ротора, токов синхронной и эталонной машин в соответствующих для каждой относительных номинальных единицах.
Из полученных графиков можно сделать следующие выводы:
- при равенстве загрузки и параметров синхронной машины и эталонной модели наблюдается полная динамическая совместимость, т.к. графики токов и углов абсолютно идентичны;
- различие в величине загрузки имеющихся источников генерации не сказывается существенным образом на совместимости, т.к. имеется различие частоты колебаний токов и углов машин;
- значительное различие в величине сопротивления или постоянной инерции синхронной и эталонной машин приводит к нарушению совместимости, т.к. имеется значительное различие частоты колебаний токов и углов машин;
Рис. 1. Схема для исследования влияния параметров генерации на переходный процесс Fig. 1. Diagram for studying generation parameters influence on the transition process
d
Ш Энергетика
Ü Power Engineering
Рис. 2. Осциллограммы токов статора и углов ротора синхронной и эталонной синхронной машин: a - при равенстве загрузки и параметров; b - при разнице в загрузке 20%; c - при равенстве загрузки и различии сопротивлений; d - при равенстве загрузки и различии в T; e - при равенстве загрузки
и различии сопротивлений и Tj Fig. 2. Oscillograms of stator currents and rotor angles of synchronous and reference synchronous machines: a - when loading and parameters are equal; b - when loading difference is 20%; c - when loading is equal and there is difference in resistances; d - when loading is equal and there is difference in Tj; e - when loading is equal there is difference in resistances and Tj
e
- различие в сопротивлениях и постоянных инерции одновременно может привести к наибольшему нарушению динамической электромеханической совместимости.
Стоит отметить, что одновременное различие в сопротивлении и постоянной времени может не приводить к нарушению динамической совместимости, например, если у эталонной модели разница в постоянной времени будет в большую сторону, а сопротивление - в меньшую, и наоборот.
Учитывая, что недостаточная динамическая совместимость источников усложняет выдачу адекватных управляющих воздействий автоматикой и снижает динамическую устойчивость ЭЭС, необходимо, чтобы в системе управления объектами электронной генерации была подсистема, определяющая параметры эквивалентного внешнего генератора и настраивающая в соответствии с ними параметры эталонной модели. Для достижения этой цели предлагается метод параметрической идентификации динамических параметров внешней электрической сети.
3. МЕТОД ИДЕНТИФИКАЦИИ ПАРАМЕТРОВ ВНЕШНЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ
При подключении электронной генерации к электрической сети единственными
данными, которыми можно воспользоваться для идентификации, являются осциллограммы напряжений и частоты, поэтому внешняя энергосистема замещается эквивалентным генератором (С), обладающим сопротивлением и постоянной механической инерции, к шинам которого присоединяется ЭГ через выключатель (В) и преобразователь (П) (рис. 3). Так как отсутствует возможность создавать возмущения во внешней сети, будет проводиться пассивная идентификация [8] с использованием эксплуатационных возмущений по осциллограммам режимных параметров в нормальных и аварийных режимах электрической сети.
Существует большое количество методов параметрической идентификации, однако по ряду причин они не могут быть применены в рассматриваемой задаче [920]. Предлагаемый метод идентификации эквивалентных динамических параметров электрической сети основывается на обработке осциллограмм частоты напряжения сети в точке присоединения электрической генерации к системе. Запись осциллограмм производится в режиме, предшествующем параллельной работе электронной генерации с системой, т.е. при отключенном выключателе (см. рис. 3).
Основным источником колебаний частоты сети является хаотично изменяю-
ЭГ
П
В
Рис. 3. Принципиальная схема подключения электронной генерации к электрической сети Fig. 3. Schematic diagram of electronic generation connection to the electrical network
щаяся величина нагрузки. Имеющийся при этом небаланс генерируемой и потребляемой мощности компенсируется изменением скорости вращения роторов синхронных и асинхронных машин, частоты сети. При этом возникает электромеханический переходный процесс, при котором период колебаний угла эквивалентного ротора в основном зависит от массы роторов синхронных машин, находящихся в системе. Имеющиеся автоматические регуляторы скорости и частоты также воздействуют на скорость вращения генераторов, удерживая значения частоты сети в допустимых пределах, вызывая при этом нерегулярные колебания, частота которых зависит от настройки регуляторов. Период нерегулярных колебаний в среднем на порядок больше периода электромеханических колебаний.
Основной динамический параметр, которым характеризуется внешняя энергосистема, - постоянная времени инерции эквивалентного синхронного генератора, поэтому из осциллограммы выделяется составляющая, соответствующая электромеханическим колебаниям.
Движение ротора эквивалентного синхронного генератора описывается уравнением:
dS
T
dS
о + K - = P
j dt2 d dt
P
(1)
Eq - электродвижущая сила (ЭДС) по поперечной оси; Uc - напряжение сети; 6 - угол ротора генератора между Eq и Uc; Kd - коэффициент демпфирования; РТ - мощность турбины; Рэм - электромагнитная мощность генератора; Pmax - максимальная электромагнитная мощность генератора; Xd£ - суммарное продольное сопротивление; t - время.
Для того чтобы воспользоваться уравнением (1), необходимо из осциллограммы частоты получить зависимость изменения угла ротора от времени. Для этого необходимо вычесть постоянную составляющую из осциллограммы, умножить на 2П, таким образом, получим изменение угловой частоты и проинтегрируем получившийся сигнал (рис. 4). В итоге будем иметь зависимость изменения угла от времени 6 = f(t).
Линеаризуем уравнение (1). Для этого угол 6 необходимо представить в виде двух слагаемых: 6 = 6о + Л6, где 6о - исходное значение угла и Л6 - приращение угла. Тогда d26/dt2 = d2(6o + A6)/dt2 = d2A6/dt2, т.к. производная от константы равна нулю. После аналогичных рассуждений - d6/dt = dA6/dt. Электромагнитная мощность генератора раскладывается в ряд Тейлора по приращению угла А6 в окрестности 60.
при
PmaxSlnS = PmaxSlnSl
+
1 dP 1! dt
A S + .
EUC
P = sin S = q c sin S,
эм max
X
dS
где Tj - механическая постоянная инерции;
где - электромагнитная мощ-
ность, определенная при угле 50, которая совпадает с мощностью турбины Рт;
6, град. V.
Л T ? Л г A
-2
t, С
Рис. 4. Изменение угла ротора во времени Fig. 4. Rotor angle variation in time
1 dP ^ 1! dt
AS - производная от электро-
5=sn
магнитной мощности, вычисленная при угле 50, - синхронизирующая мощность; составляющими более высокого порядка пренебрегаем. Составляющая
E U
' Pmax C0SS = ~ ~ COsS = C1
x.
1 ЛР ^
ч1! Л )
представляет собой постоянный коэффициент, поэтому правая часть уравнения (6)
принимает вид РТ -р^втЗ^-С 1АЗ
(первые два слагаемых данного выражения равны и взаимно уничтожаются). После введения оператора дифференцирования d/dt = p уравнение примет следующий вид:
Тр2 АЗ + К,рА8 + С АЗ = 0.
Решение этого уравнения:
АЗ = АеР11 + А^гр2.
Характеристическое уравнение:
TP + KdP + Cl = 0.
Корни характеристического уравне-
ния:
-Kd ±slKd - 4TjCi Pi,2 =--= a± JY
при
a = -
KdL
2T.
Y = .
C
T
1 -a2,
(2)
(3)
где С1 - синхронизирующая мощность; а - декремент затухания; у - собственная частота колебаний ротора синхронной машины.
Определить а и у можно из осцилло-
граммы (см. рис. 4), пользуясь следующими выражениями:
T=1;
7
а = Iln(A).
T A
(4)
(5)
Выразив Т из (3) получим выражение для расчета постоянной времени инерции:
t =_£_
I 2 2
1 7 + а
(6)
Сопротивление эквивалентного генератора можно найти по этому выражению:
X
d S
EqUc
P_„
(7)
4. ПРИМЕР ИДЕНТИФИКАЦИИ ПАРАМЕТРОВ ЭКВИВАЛЕНТНОГО ГЕНЕРАТОРА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ В ТОЧКЕ СЕТИ 0,4 кВ ПО РЕГИСТОГРАММАМ ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ
Для подтверждения работоспособности предложенного метода идентификации эквивалентных динамических парамет-
ров внешней электрической сети был проведен физический эксперимент, который заключался в следующем: проводилось ос-циллографирование частоты и напряжения в точке предполагаемого присоединения электронной генерации к электрической сети. На рис. 5 представлена одна из характерных осциллограмм на интервале десяти мин. Из осциллограммы можно выделить несколько составляющих. Присутствует длительно-затухающая составляющая с периодом около 2,5 мин. Очевидно, что составляющая с таким большим периодом не может быть обусловлена электромеханическими переходными процессами, т.к. они должны быть соизмеримы с постоянной механической инерции машин. Данная составляющая представляет собой нерегулярные колебания, вызванные действием регуляторов.
Также присутствует вторая колебательная составляющая с меньшим периодом, которая, судя по величине периода, обусловлена электромеханическими переходными процессами, вызванными колебаниями роторов машин вследствие постоянного изменения нагрузки. На десятиминутном промежутке вместилось 80 периодов, что соответствует среднему значению периода 7,5 с. Чтобы убедиться, что данная величина не меняется в широком диапазоне, рассмотрим три секундных интервала и определим величину периодов второй составляющей, вместившихся на каждом из интервалов.
f Гц
50.026
50.024 ft n
iM 1
50.0 22 \ \
50. J 02 w ■
50.018
j I
\ ^ IV, , V
Рис. 5. Осциллограмма частоты Fig. 5. Frequency waveform
2
3
4
5
6
7
8
9
t. мин
Как видно из табл. 1, величина периодов изменяется в небольшом диапазоне, это обусловлено в основном тем, что из-за хаотичности коммутаций в системе переходные процессы накладываются друг на друга.
Таблица 1 Периоды электромеханической составляющей процесса за три временных интервала (минуты)
Table 1
Periods of the electromechanical component of the process in three time intervals (minutes)
Первый интервал 1-2 Второй интервал 5-6 Третий интервал 7-8
0,163 0,131 0,133
0,191 0,104 0,184
0,175 0,096 0,098
0,18 0,157 0,117
0,124 0,126 0,102
0,112 0,091 0,111
- 0,101 0,119
Для определения декремента затухания необходимо перейти от осциллограммы частоты к осциллограмме угла и определить на ней участки, где процессы не накладываются друг на друга. На осцил-
лограмме имеется несколько таких участков, на рис. 6 представлен один из них.
Определив значения амплитуд и периода колебания из графика (см. рис. 4) и воспользовавшись выражениями (4), (5), получим: а = -0,295 с-1; Т = 6,6 с; Y = 0,152 с1.
Для того чтобы произвести оценочный расчет, примем, что эквивалентный генератор загружен на номинальную мощность, и данная загрузка соответствует значению коэффициента запаса статической устойчивости 20%. Коэффициент запаса Кз статической устойчивости рассчитывается по следующему выражению:
К =
P - P
max T
P
•100%
(В)
В относительных единицах (о.е.) номинальная мощность загрузки эквивалентного генератора будет равна единице (Рт = 1), тогда из (8) следует, что Ртах = 1,2. Если Рэм = Ртах^Пб, тогда
S = arcsin
r P.. Л
P
V max J
Г 1 ^
= arcsin — = 56,440;
11,2 J
C = P^ cosS = 1,2cos(56,44) = 0,663 о.е.
5. Рад *10-
Ai
A2
T
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
t. c
Рис. 6. Зависимость отклонения угла ротора от времени Fig. 6. Rotor angle deviation vs time
2
1
0
Произведя расчет по выражению (6), получим
0,663
0,1522 + 0,2952
= 6,02 с.
Таблица 2 Результаты идентификации эквивалентных параметров внешней энергосистемы
Table 2
Identification results of external power system equivalent parameters
Параметр Значение
Eq 272,15 В
Xd! 1,042 о.е.
T 6,02 с
Ö 56,44°
Измеренное значение напряжения в точке присоединения электронной генерации ис = 217,72 В, примем это значение за
базисное напряжение иб = 217,72 В. Для расчета примем, что ЭДС эквивалентного генератора на 25% (табл. 2) больше напряжений в принимающем узле, поэтому Ея = 1,25 о.е. = 272,15 В, тогда, пользуясь выражением (7), получим
XdZ =
EqUc
P
1,25-1 1,2
= 1,042 о.е.
5. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Обоснована необходимость обеспечения динамической электромеханической совместимости при подключении электронной генерации на параллельную работу с внешней электрической сетью, предложен метод ее параметрической идентификации, апробированный в ходе физического эксперимента по регистограммам переходного процесса в электрической сети напряжением 0,4 кВ.
Библиографический список
1. Воропай Н.И. Интеллектуальные электроэнергетические системы: концепция, состояние, перспективы // Автоматизация и IT в энергетике. 2011. № 3. С. 11-16.
2. Воропай Н.И. Распределенная генерация в электроэнергетических системах // Малая энергетика: труды Междунар. науч.-практ. конф. 2005. С. 9-11. [Электронный ресурс]. URL: http://www.combienergy. ru/stat/983-Raspredelennaya-generaciya-v-elektroenergeticheskih-sistemah (25.10.18).
3. Кобец Б.Б., Волкова И.О., Окороков В.Р. Smart Grid как концепция инновационного развития электроэнергетики за рубежом // Энергоэксперт. 2010. № 2. С. 52-58.
4. Фишов А.Г. Интеллектуальная электрическая сеть - революция в отношениях субъектов и управлении режимами электроэнергетических систем // Электроэнергетика глазами молодежи: сб. докл. III междунар. науч.-практ. конф.: в 2 т. (г. Екатеринбург, 2226 октября 2012 г.). Екатеринбург: УрФУ, 2012. Т. 1. С. 91-97.
5. Фишов А.Г., Калюжный Р.С. Сценарии развития региональной энергосистемы в современных условиях // Научный вестник Новосибирского государственного технического университета. 2012. № 3. С. 161-172.
6. Баринов В.А. Перспективы развития электроэнергетики России на период до 2030 г. // Кабели и провода. 2010. № 3. С. 13-20.
7. Po-Hsu Huang, Vorobev P., Hosani M.A., Kirtley J.L.,
Turitsyn K. Systematic design of virtual component method for inverter-based microgrids // IEEE Power & Energy Society General Meeting. 2017. [Электронный ресурс]. URL: https://ieeexplore.ieee.org/document/ 8274579 (25.02.2018). https://doi.org/10.1109/ PESGM.2017.8274579
8. Райбман Н.С. Что такое идентификация? М.: Наука, 1970. 118 с.
9. Жерве Г.К. Промышленные испытания электрических машин. Изд. 4-е, сокр. и перераб. Л.: Энерго-атомиздат. Ленингр. отд-ние, 1984. 408 с.
10. Кибартас В.В., Кибартене Ю.В. Метод идентификации параметров обмоток синхронных электродвигателей различных конструктивных особенностей // Вестник Павлодарского университета. 2004. № 1. С. 163-168.
11. Soliman M., Westwick D., Malik O.P. Identification of Heffron-Philips model parameters for synchronous generators operating in closed loop // IET Generation, Transmission & Distribution. 2008. Vol. 2. No. 4. P. 530-541. https://doi.org/10.1049/iet-gtd:20070405
12. Hasni M., Touhani O., Ibtiouen R., Fadel M., Caux S. Modelling and Parameter identification of synchronous machine by PWM excitation signals // IEEE International Symposium on Power Electronics, Electrical Drives, Automation and Motion (Pisa, 14-16 June 2010). Pisa, 2010. P. 442-447. https://doi.org/10.1109/SPEEDAM.2010.5545040
13. Karrari M., Malik O.P. Identification of Physical Parameters of a Synchronous Generator From Online
Measurement // IEEE Transactions on energy conversion. 2004. Vol. 19. No. 2. P. 407-415.
14. Wamkeue R., Jolette C., Mabwe A.B.M., Kamwa I. Cross-Identification of Synchronous Generator Parameters From RTDR Test Time-Domain Analytical Responses Ren'e Wamkeue, Senior Member // IEEE Transactions on energy conversion. 2011. Vol. 26. No. 3. P. 776-786. https://doi.org/10.1109/ TEC.2011.2140320
15. Zhengming Zhao, Fungshi Zheng, Jide Gao, Long-ya Xu. A Dynamic On-Line Parameter Identification and Full-scale System Experimental Verification for Large Synchronous Machines // IEEE Transactions on Energy Conversion. 1995. Vol. 10. Issue 3. P. 392-397. https://doi.org/10.1109/60.464859
16. Verbeec J., Pintelon R., Lataire P. Identification of Synchronous Machine Parameters Using a Multiple Input Multiple Output Approach // IEEE Transactions on Energy Conversion. 1999. Vol. 14. Issue 4. P. 909-917. https://doi.org/10.1109/60.815007
17. Zivanovic R. Parameter estimation by solving multi-
variate polynomial system: a synchronous machine example // Control & Automation (MED). XX Mediterranean Conference. 2012. P. 604-609. https://doi.org/10.1109/MED.2012.6265704 18. Karayaka H. B., Keyhani A., Heydt G. T., Agrawal B. L., Selin D. A. Synchronous Generator Model Identification and Parameter Estimation From Opening Data // IEEE transactions on energy conversion. 2003. Vol.
18. Issue 1. P. 121-126. https://doi.org/10.1109/TEC.2002.808347
19. Rahman K.M., Silva H. Identification of Machine Parameters of a Synchronous Motor // IEEE transitions on industry applications. 2005. Vol. 41. No. 2. P. 557565. https://doi.org/10.1109/TIA.2005.844379
20. Lixia Sun, Ping Qu, Qixin Huang, Ping Ju. Parameter Identification of Synchronous Generator by Using Ant Colony Optimization Algorithm // Published in: 2007 2nd IEEE Conference on Industrial Electronics and Applications (Harbin, 23-25 May 2007). Harbin: IEEE, 2007. P. 2834-2838. https://doi.org/ 10.1109/ICIEA.2007.4318929
References
1. Voropaj, N.I. Intelligent electric power systems: concept, state, prospects. Avtomatizaciya i IT v energetike= Automation and IT in the energy sector. 2011;3:11-16. (In Russ.)
2. Voropaj NI. Distributed generation in power systems. In: Malaya energetika: trudy Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii = Small-scale power generation: Proceedings of the International scientific and practical conference. 2005, p. 9-11. Available from: http://www.combienergy.ru/stat/983-Raspredelennaya-generaciya-v-elektroenergeticheskih-sistemah [Accessed 25th October 2018]. (In Russ.)
3. Kobec BB, Volkova IO, Okorokov VR. Smart Grid as a concept of electric power industry innovative development abroad. Energoekspert = Energy Expert. 2010;2:52-58. (In Russ.)
4. Fishov AG. Intelligent electric network is a revolution in subjects - power system mode controlrelations. El-ektroenergetika glazami molodezhi: sbornik dokladov III mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii = Electric power through the eyes of youth: Collected reports of III international scientific and practical conference 22-26 October 2012, Ekaterinburg. Ekaterinburg: Ural Federal University; 2012, vol. 1, pp. 91-97. (In Russ.)
5. Fishov AG, Kalyuzhnyj RS. Scenarios for the development of regional power in modern conditions. Nauch-nyj vestnik Novosibirskogo gosudarstvennogo tehnich-eskogo universiteta = Scientific Bulletin of NSTU. 2012;3:161-172. (In Russ.)
6. Barinov VA. Development prospects of power engineering in Russia until 2030. Kabeli i provoda = Cables and Wires. 2010;3:13-20. (In Russ.)
7. Po-Hsu Huang, Vorobev P, Hosani MA, Kirtley JL, Turitsyn K. Systematic design of virtual component method for inverter-based microgrids. IEEE Power &
Energy Society General Meeting. 2017. Available from: https://ieeexplore.ieee.org/document/8274579 [Accessed 25th February 2018]. https://doi.org/10.1109/PESGM.2017.8274579
8. Raybman NS. What is identification? Moscow: Science; 1970. 118 p. (In Russ.)
9. Zherve GK. Industrial tests of electric machines. Leningrad: Energoatomedit. Leningrad department; 1984. 408 p. (In Russ.)
10. Kibartas BB, Kibartene YuV. Method of parameter identification of synchronous motor windings of various design features. Vestnik Pavlodarskogo universiteta = Bulletin of Pavlodar state University. 2004;1:163-168. (In Russ.)
11. Soliman M, Westwick D, Malik OP. Identification of Heffron-Philips model parameters for synchronous generators operating in closed loop. IET Generation, Transmission & Distribution. 2008;2(4):530-541. https://doi.org/10.1049/iet-gtd:20070405
12. Hasni M, Touhani O, Ibtiouen R, Fadel M, Caux S. Modelling and Parameter identification of synchronous machine by PWM excitation signals. IEEE International Symposium on Power Electronics, Electrical Drives, Automation and Motion. 14-16 June 2010, Pisa. Pisa; 2010, p. 442-447. https://doi.org/10.1109/ SPEEDAM.2010.5545040
13. Karrari M, Malik OP. Identification of Physical Parameters of a Synchronous Generator From Online Measurements. IEEE Transactions on energy conversion. 2004;19(2):407-415.
14. Wamkeue R, Jolette C, Mabwe ABM, Kamwa I. Cross-Identification of Synchronous Generator Parameters From RTDR Test Time-Domain Analytical Responses Ren'e Wamkeue, Senior Member. IEEE Transactions on energy conversion. 2011;26(3):776-786. https://doi.org/10.1109/TEC.2011.2140320
15. Zhengming Zhao, Fungshi Zheng, Jide Gao, Long-ya Xu. A Dynamic On-Line Parameter Identification and Full-scale System Experimental Verification for Large Synchronous Machines. IEEE Transactions on Energy Conversion. 1995; 10(3): 392—397. https://doi.org/ 10.1109/60.464859
16. Verbeec J, Pintelon R, Lataire P. Identification of Synchronous Machine Parameters Using a Multiple Input Multiple Output Approach. IEEE Transactions on Energy Conversion. 1999;14(4):909-917. https://doi.org/10.1109/60.815007
17. Zivanovic R. Parameter estimation by solving multi-variate polynomial system: a synchronous machine example. Control & Automation (MED). XX Mediterranean Conference. 2012, р. 604-609. https://doi.org/10.1109/MED.2012.6265704
Критерии авторства
Фролов М.Ю., Фишов А.Г. Энхсайхан Э. заявляют о равном участии в получении и оформлении научных результатов и в равной мере несут ответственность за плагиат.
18. Karayaka HB, Keyhani A, Heydt GT, Agrawal BL, Selin DA. Synchronous Generator Model Identification and Parameter Estimation From Opening Data. IEEE transactions on energy conversion. 2003;18(1):121-126. https://doi.org/10.1109/TEC.2002.808347
19. Rahman KM, Silva H. Identification of Machine Parameters of a Synchronous Motor. IEEE transitions on industry applications. 2005;41(2):557-565. https://doi.org/10.1109/TIA.2005.844379
20. Lixia Sun, Ping Qu, Qixin Huang, Ping Ju. Parameter Identification of Synchronous Generator by Using Ant Colony Optimization Algorithm. Published in: 2007 2nd IEEE Conference on Industrial Electronics and Applications. 23-25 May 2007, Harbin. Harbin: IEEE; 2007. P. 2834-2838. https://doi.org/10.1109/ ICI-EA.2007.4318929
Authorship criteria
Frolov M.Yu., Fishov A.G., Enkhsaikhan E. declare equal participation in obtaining and formalization of scientific results and bear equal responsibility for plagiarism.
Конфликт интересов
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.
Все авторы прочитали и одобрили окончательный вариант рукописи.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ
Фролов Михаил Юрьевич,
кандидат технических наук, ассистент,
Новосибирский государственный университет, 630090, г. Новосибирск, просп. Карла Маркса, 20, Россия; Н e-mail: myu.frolov@gmail.com
Фишов Александр Георгиевич,
доктор технических наук,
профессор кафедры автоматизированных
электроэнергетических систем,
Новосибирский государственный университет,
630090, г. Новосибирск,
просп. Карла Маркса, 20, Россия;
e-mail: fishov@ngs.ru
Эрдэнэбат Энхсайхан,
аспирант,
Новосибирский государственный университет, 630090, г. Новосибирск, просп. Карла Маркса, 20, Россия; e-mail: enkhsaikhan@must.edu.mn
Conflict of intrests
The authors declare that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.
The final manuscript has been read and approved by all the co-authors.
INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Mikhail Yu. Frolov,
Cand. Sci. (Eng.),
Assistant Lecturer,
Novosibirsk state university,
20, K.Marx pr., Novosibirsk 630090, Russia;
H e-mail: myu.frolov@gmail.com
Alexander G. Fishov,
Dr. Sci. (Eng.),
Professor of the Department
of Automated Electric Power Systems,
Novosibirsk state university,
20, K.Marx pr., Novosibirsk 630090, Russia;
e-mail: fishov@ngs.ru
Erdenebat Enkhsaikhan,
Postgraduate Student,
Novosibirsk state university,
20, K.Marx pr., Novosibirsk 630090, Russia;
e-mail: enkhsaikhan@must.edu.mn
