ПЕРЕЙТИ К СПИСКУ СТАТЕЙ НОМЕРА
УДК 621.316.7
Шифр специальности ВАК 2.4.3
Стр. 14-22
Особенности общего первичного регулирования частоты в Норильско-Таймырской изолированной энергосистеме
Авторы: В.А. Фёдорова, аспирант, ORCID ID 0009-0005-9607-5713, win.victoria08@mail.ru, fedorova@ntcsib.ru, кафедра электрических станций, Новосибирский государственный технический университет, г. Новосибирск, РФ, инженер 1 категории отдела РЗА и АСУ ТП филиала АО «Россети Научно-технический центр» — СибНИИЭ, г. Новосибирск, РФ
В.Ф. Кириченко, аспирант, кафедра электрических станций, Новосибирский государственный технический университет, г. Новосибирск, РФ
Г.В. Глазырин, к.т.н., доцент, ORCID ID 0000-0002-1422-7869, glazyring@gmail.com, кафедра электрических станций, Новосибирский государственный технический университет, г. Новосибирск, РФ
Ключевые слова: общее первичное регулирование частоты; технологически изолированная энергосистема; математическая модель; алгоритмы; надежность энергосистемы
Статья посвящена проблеме возникновения незатухающих колебаний частоты при общем первичном регулировании частоты (ОПРЧ) в технологически изолированных энергосистемах на примере аварии в Норильско-Таймырской энергосистеме. Цель работы: разработка и количественное сравнение двух адаптивных методов ОПРЧ. Метод № 1 плавно снижает скорость набора мощности в зависимости от времени, прошедшего с начала аварии. Метод № 2 скачкообразно уменьшает скорость при обнаружении смены знака отклонения частоты — признака начала раскачивания. Математическая модель в MATLAB, верифицированная по реальным данным, показала: оба метода обеспечивают затухание колебаний, тогда как при стандартном регулировании они остаются незатухающими. Предложенные алгоритмы могут быть внедрены в существующие системы группового регулирования мощности гидроэлектростанций.
Features of general primary frequency control in isolated power systems
Authors: V.A. Fyodorova, ORCID ID 0009-0005-9607-5713, win.victoria08@mail.ru, fedorova@ntcsib.ru, PhD student Novosibirsk State Technical University (Novosibirsk, Russia); Branch of Rosseti R&D Center, JSC — SibNIIE (Novosibirsk, Russia)
V.F. Kirichenko, viktorkirichenko-v@mail.ru, PhD student Novosibirsk State Technical University (Novosibirsk, Russia)
G.V. Glazyrin, Cand. Sci. (Tech.), Associate Professor, ORCID ID 0000-0002-1422-7869, glazyring@gmail.com, Novosibirsk State Technical University (Novosibirsk, Russia)
Keywords: general primary frequency control; ultra-low frequency oscillations; isolated power systems; mathematical modeling; adaptive control; frequency stability; MATLAB simulation
The paper addresses the problem of sustained frequency oscillations during general primary frequency control (GPFC) in isolated power systems, motivated by the accident in the Norilsk-Taimyr power system. The aim is to develop and quantitatively compare two adaptive GPFC methods that suppress oscillations without changing GOST‑compliant setpoints. Method 1 smoothly reduces the active power ramp rate as a function of time elapsed since the disturbance onset. Method 2 stepwise decreases the ramp rate upon detecting a sign reversal of the frequency deviation — a clear indicator of incipient oscillation. MATLAB simulations, verified against real-world oscillograms, show that both methods force the oscillations to decay, while the standard regulation leaves them undamped. The proposed algorithms can be integrated into existing group active power regulators of hydroelectric plants.
УДК 621.311.22
Шифр специальности ВАК 2.4.3.
Стр. 24-32
Исследование аварийности конденсационных энергоблоков ОЭС Сибири и ОЭС Урала методами математического анализа
Авторы: П.Н. Евсеенко, аспирант, ORCID ID 0009-0006-5906-9610, evs_pavel@mail.ru, Новосибирский государственный технический университет, г. Новосибирск, РФ
А.И. Дворцевой, к.т.н., доцент, ORCID ID 0009-0004-3817-8813, dvorcevoj@corp.nstu.ru, Новосибирский государственный технический университет, г. Новосибирск, РФ
А.Г. Русина, д.т.н., профессор, ORCID ID 0000-0002-2591-4162, rusina@corp.nstu.ru, Новосибирский государственный технический университет, г. Новосибирск, РФ
Ключевые слова: объединенная энергосистема; конденсационный энергоблок; коэффициент аварийности энергоблока; база данных; корреляционный анализ; PCA-анализ; PLS-регрессия
В статье представлено исследование факторов, влияющих на коэффициент аварийности конденсационных энергоблоков в составе объединенных энергосистем (ОЭС) Сибири и Урала. Авторами сформирована база данных по 127 энергоблокам за 10-летний период (2008–2017 гг.), включающая технические и климатические параметры. С помощью методов математического анализа (корреляционный анализ, метод главных компонент (PCA), PLS-регрессия) выявлены ключевые детерминанты аварийности. Установлено, что средний коэффициент аварийности угольных энергоблоков в два раза превышает аналогичный показатель для газовых блоков. Выявлена взаимосвязь температурных условий региона (температуры самого теплого месяца) и типа топлива с коэффициентом аварийности. Полученные результаты исследования могут быть полезны для формирования гипотез при определении приоритетных направлений для повышения надежности генерирующего оборудования.
A study of the Siberian and Ural Unified Power Systems condensing power units’ accident rate using mathematical analysis methods
Authors: P.N. Evseenko, ORCID ID 0009-0006-5906-9610, evs_pavel@mail.ru, PhD student Novosibirsk State Technical University (Novosibirsk, Russia)
A.I. Dvortsevoy, Cand. Sci. (Tech.), Associate Professor, ORCID ID 0009-0004-3817-8813, dvorcevoj@corp.nstu.ru, Novosibirsk State Technical University (Novosibirsk, Russia)
A.G. Rusina, Dr. Sci. (Tech.), Professor, ORCID ID 0000-0002-2591-4162, rusina@corp.nstu.ru, Novosibirsk State Technical University (Novosibirsk, Russia)
Keywords: unified power system; condensing steam power unit; accident rate of the power unit; database; correlation analysis; PCA analysis; PLS regression
The article presents a study of factors influencing the reliability of condensing power units within the Siberian and Ural Unified Power Systems (UPS). The authors developed a database covering 127 power units over a 10-year period (2008–2017), including technical, economic, and climatic parameters. Using mathematical analysis methods (correlation analysis, Principal Component Analysis (PCA), and PLS regression), key determinants of the accident rate were identified. It was established that the average accident rate for coal-fired units is twice as high as for gas-fired units. A significant influence of regional temperature conditions (the warmest month’s temperature) and fuel type on reliability indicators was revealed. The results obtained can be used to improve сompetitive selection mechanism for investment projects aimed at building new generating facilities in regions with technologically essential generation.
УДК 621.311.1:621.316.1
Шифр специальности ВАК 2.4.2.
Стр. 33-45
Двухуровневая методика выбора объектов распределительной электрической сети для последующего анализа реконструкции и снятия сетевых ограничений
Автор: И.Н. Паскарь, старший преподаватель, ORCID 0000-0002-4826-4967, paskar-ivan@mail.ru, ФГБОУ ВО «Кузбасский государственный технический университет имени Т.Ф. Горбачёва», г. Кемерово, РФ
Ключевые слова: распределительная электрическая сеть; центры питания; реконструкция электрических сетей; технологическое присоединение; резерв мощности; рангово-интервальный анализ; область допустимых значений; предварительная приоритизация объектов; сетевые ограничения
Предложена двухуровневая методика выбора объектов распределительной электрической сети для последующего анализа реконструкции и снятия сетевых ограничений. Методика предназначена для предварительной приоритизации объектов на ранней стадии анализа, когда выполнение детальных режимных и технико-экономических расчетов по всей региональной совокупности объектов затруднено из-за неоднородности исходных данных и различий сетевого масштаба. Первый уровень методики связан с анализом центров питания 35 кВ и выше, второй — с локализацией объектов распределительной сети ниже 35 кВ, электрически связанных с выбранным центром питания. В качестве расчетных признаков используются средняя установленная мощность, текущий резерв, резерв технологического присоединения, относительные резервные показатели и частота дефицитных состояний. Для оценки неоднородности совокупности применяется рангово‑интервальный анализ с построением области допустимых значений, а итоговая приоритизация выполняется по сценарным индексам, учитывающим масштаб объекта, ограниченность резерва и устойчивость неблагоприятного состояния во времени. Апробация выполнена на данных электросетевого комплекса Кемеровской области — Кузбасса за 2017–2025 годы. Полученный результат рассматривается не как готовое проектное решение, а как расчетно обоснованный выбор объекта для последующей инженерной проверки, включающей анализ режимов, надежности, заявок технологического присоединения, вариантов реконструкции и технико-экономической эффективности мероприятий.
A two-level methodology for pre-design selection of technical intervention objects in a regional electric grid complex
Author: I.N. Paskar, ORCID ID 0000-0002-4826-4967, paskar-ivan@mail.ru, Senior Lecturer T.F. Gorbachev Kuzbass State Technical University (Kemerovo, Russia)
Keywords: regional electric grid complex; supply centers; technocenological analysis; rank-interval analysis; permissible value area; technological connection reserve; distributed energy resources; intelligent control
The paper proposes a two-level methodology for pre-design selection of a technical intervention object in a regional electric grid complex. The first level analyzes supply centers of 35 kV and above, while the second level localizes electrically related objects below 35 kV. The methodology uses rank-interval analysis, a permissible value area and scenario indices that account for scale, reserve limitations and persistence of deficit states. The approach is tested using data from the Kuzbass.
УДК 321.316
Шифр специальности ВАК 2.4.2.
Стр. 46-53
Определение весовых коэффициентов значимости при вычислении комплексного показателя приоритета перевода электрических сетей 6–10 кВ на режим резистивного заземления нейтрали
Авторы: Д.Б. Гвоздев1, д.т.н., профессор, gvozdev-db@fskees.ru
А.А. Королев2, korolyov-aa@fskees.ru
А.М. Григоров3, аспирант, Grigorov.andrey1@yandex.ru
Д.А. Устинов3, к.т.н., доцент, ORCID ID 0000-0002-1302-0743, Ustinov_DA@pers.spmi.ru
А.А. Пугачёв4, к.т.н., доцент, aap@energan.ru
А.Н. Назарычев3, д.т.н., профессор, ORCID ID 0000-0001-6223-4150, nazarychev_an@pers.spmi.ru
1. Филиал ПАО «Россети» — МЭС Центра, г. Москва, РФ
2. ПАО «Россети», г. Москва, РФ
3. ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II», г. Санкт-Петербург, РФ
4. ООО «Энерган», г. Санкт-Петербург, РФ
Ключевые слова: резистивное заземление нейтрали; распределительные сети; однофазное замыкание на землю; показатель приоритета; весовые коэффициенты; метод парных сравнений; шкала Саати; надежность; реконструкция сетей
В статье рассматривается проблема выбора очередности перевода подстанций электрических сетей 6–10 кВ на режим низкоомного резистивного заземления нейтрали, что позволит обеспечить надежность электроснабжения, селективность защит от однофазных замыканий на землю и снижение затрат на ремонт оборудования. Разработан подход к ранжированию списка подстанций на основе комплексного показателя приоритета, учитывающего семь единичных технико-экономических показателей, с учетом их весовых коэффициентов значимости. Для их оценки применен метод парного сравнения показателей на основе вербально-числовой шкалы Саати. Подход позволяет гибко адаптироваться к реальным условиям эксплуатации и может быть использован для приоритизации различных электросетевых объектов.
Determining the weighting factors for significance when calculating the complex priority indicator for switching 6–10 kV electrical networks to a neutral resistive grounding mode
Authors: D.B. Gvozdev, Dr. Sci. (Tech.), Professor, gvozdev-db@fskees.ru, Branch of PJSC Rosseti — Main Electric Networks of the Center (MES Center) (Moscow, Russia)
A.A. Korolev, korolyov-aa@fskees.ru, «Rosseti», PJSC (Moscow, Russia)
A.M. Grigorov, Grigorov.andrey1@yandex.ru, PhD student Saint Petersburg Mining University of Empress Catherine II (Saint Petersburg, Russia)
D.A. Ustinov, Cand. Sci. (Tech.), Associate Professor, ORCID ID 0000-0002-1302-0743, Ustinov_DA@pers.spmi.ru, Saint Petersburg Mining University of Empress Catherine II (Saint Petersburg, Russia)
A.A. Pugachev, Cand. Sci. (Tech.), Associate Professor, aap@energan.ru, Deputy General Director, LLC «Energan» (Saint Petersburg, Russia)
A.N. Nazarychev, Dr. Sci. (Tech.), Professor, ORCID ID 0000-0001-6223-4150, nazarychev_an@pers.spmi.ru, Saint Petersburg Mining University of Empress Catherine II (Saint Petersburg, Russia)
Keywords: resistive neutral grounding; distribution networks; single-phase ground fault; priority indicator; weighting factors; paired comparison method; Saaty scale; reliability; network reconstruction
It is shown that in conditions of limited investment resources, a formalized procedure for ranking substations is necessary, taking into account many technical and economic factors. To address this task, substations based on a composite priority index that incorporates seven individual technical-economic indicators, taking into account their respective significance weights. To determine the significance coefficients for each criterion, the paired comparison method based on the Saaty verbal-numerical scale is used. Mathematical expressions are provided for calculating the individual indicators and the final integral criterion. It is shown that the proposed methodology allows for flexible adaptation to the conditions of a specific enterprise and can be used to rank various objects.
УДК 621.311
Шифр специальности ВАК 2.4.5, 2.4.3
Стр. 54-67
Методический подход к определению диапазона установленной мощности ветровых и солнечных электростанций в России с учетом сетевых и режимных ограничений
Авторы: В.П. Строков, аспирант, OCRID ID 0009-0002-3959-1170, viktor.strokov.2001@mail.ru, ФГБОУ ВО «Национальный исследовательский университет «МЭИ», г. Москва, РФ
П.В. Илюшин, д.т.н., доцент, OCRID ID 0000-0002-5183-3040, ilyushin.pv@mail.ru, ФГБОУ ВО «Национальный исследовательский университет «МЭИ», г. Москва, РФ; ФГБУН «Институт энергетических исследований Российской академии наук», г. Москва, РФ
Ключевые слова: ветровая электростанция; солнечная электростанция; электрические сети; пропускная способность; технологическое присоединение; сетевое ограничение; режимное ограничение; установленная мощность; технико-экономическое обоснование
Тренд на декарбонизацию энергетики способствует массовому строительству ветровых (ВЭС) и солнечных электростанций (СЭС) в России и мире. В ряде стран существуют проблемы с технологическим присоединением (ТП) ВЭС и СЭС к электрическим сетям и их экономической эффективностью из-за сетевых и режимных ограничений. Выполнен анализ практики ввода режимных ограничений мощности ВЭС и СЭС и стоимости технологического присоединения на основе международного и отечественного опыта. Показан системный характер проблем и отсутствие комплексного подхода к учету сетевых и режимных ограничений при технико-экономическом обосновании (ТЭО) ВЭС и СЭС. Разработан методический подход, позволяющий обеспечить экономическую эффективность проектов ВЭС и СЭС в условиях ограничений пропускной способности электросетевой инфраструктуры, основанный на использовании модифицированного показателя чистой приведенной стоимости. Он позволяет определить пороговую величину, а также экономически эффективный диапазон установленной мощности ВЭС и СЭС без проведения масштабной реконструкции электрических сетей. Внедрение методического подхода на примере энергосистемы Астраханской области показало, что диапазон установленной мощности ВЭС, с учетом сетевых и режимных ограничений, составляет 10–35 МВт при оптимальной мощности ВЭС — 15 МВт. Полученные результаты могут быть использованы при обосновании установленной мощности ВЭС и СЭС в территориальных энергосистемах России.
Methodological approach to determining the range of installed capacity of wind and solar power plants in Russia, taking into account network and regime limitations
Authors: V.P. Strokov, ORCID ID 0009-0002-3959-1170, viktor.strokov.2001@mail.ru, PhD student National Research University «Moscow Power Engineering Institute» (Moscow, Russia)
P.V. Ilyushin, Dr. Sci. (Tech.), ORCID ID 0000-0002-5183-3040, ilyushin.pv@mail.ru, Energy Research Institute of the Russian Academy of Sciences (Moscow, Russia), National Research University «Moscow Power Engineering Institute» (Moscow, Russia)
Keywords: wind power plant; solar power plant; networks; transmission capacity; technological connection; network limitation; regime limitation; installed capacity; feasibility study
This article analyzes the practice of imposing restrictions on the regime limitations of WPPs and SPPs, as well as the cost of technological connection, taking into account international and national experience. The systemic nature of these challenges and the lack of a comprehensive approach to considering network and regime limitations in WPPs and SPPs feasibility studies are demonstrated. A methodological approach has been developed to ensure the economic efficiency of WPPs and SPPs projects in the face of networks infrastructure capacity constraints, based on the use of a modified net present value indicator. This approach allows for the determination of the threshold value and the economically viable range of installed capacity for WPPs and SPPs without large-scale networks reconstruction. A pilot study of the methodological approach using the Astrakhan Region power system. These results can be used to justify the installed capacity of WPPs and SPPs in Russia’s regional power systems.
УДК 621.311
Шифр специальности 2.4.3.
Стр. 68-74
Математическая постановка задачи по определению граничных условий области допустимых электроэнергетических режимов
Автор: А.А. Складчиков, к.т.н., доцент, ORCID ID 0009-0003-2989-6824, skladchikov-aa@mail.ru, Филиал ФГБОУ ВО «СамГТУ» в г. Новокуйбышевске, РФ
Ключевые слова: математическая постановка задачи; энергосистема; параметры; электроэнергетический режим; граничные условия; область допустимых режимов
Сформулированы теоретические основы математической постановки задачи по определению граничных условий области допустимых режимов энергосистем. Дано определение понятия «область допустимых электроэнергетических режимов». Перечислены исходные данные для постановки математической задачи поиска граничных условий области допустимых режимов, включая номинальные значения и диапазоны допустимых отклонений (по величине и длительности) от номинального значения в нормальном, вынужденном и послеаварийном режимах, а также состав нормативных аварийных возмущений в энергосистеме.
Приведены методы формулирования математической задачи поиска граничных условий области допустимых режимов. Сформулирована математическая задача по определению граничных условий области допустимых режимов энергосистем для нормального, вынужденного и послеаварийного режимов. Описаны математические функции зависимости параметров от изменения балансов активной и реактивной мощности, получены полиномиальные функции взаимовлияния параметров режима, в том числе при наличии устройств противоаварийной автоматики на энергообъектах. Также описаны возможности расширения граничных условий области допустимых режимов энергосистемы при их применении.
Приведен пример некорректной математической постановки задачи по определению граничных условий области допустимых режимов по параметру токовой нагрузки воздушной линии электропередачи и некорректной настройки устройства противоаварийной автоматики, что может привести к неэффективности устройства при реверсе активной мощности.
Mathematical formulation of the problem for determining the boundary conditions of the feasible power system operating regimes
Author: A.A. Skladchikov, Cand. Sci. (Tech.), Associate Professor, ORCID ID 0009-0003-2989-6824, skladchikov-aa@mail.ru, Branch of Samara State Technical University in Novokuybyshevsk (Novokuybyshevsk, Russia)
Keywords: mathematical problem formulation; power system; parameters; power system operating regime; boundary conditions; feasible regime domain
This article formulates the theoretical foundations of the mathematical formulation of the problem for determining the boundary conditions of the feasible operating regimes of power systems. The concept of the «feasible power system operating regime domain» is defined and the initial data required for the mathematical problem formulation are listed. Methods for formulating the mathematical problem of determining the boundary conditions of the feasible regime domain are presented. The mathematical problem for determining the boundary conditions of the feasible power system operating regimes is formulated for normal, forced, and post fault regimes. Mathematical functions describing the relationship between parameters and changes in active and reactive power balances are described. Polynomial functions of parameter interdependence are derived, including cases with emergency automation devices installed at power facilities. The potential to expand the boundary conditions of the feasible regime domain through the use of such devices is also discussed.
