Цифровизация электросетей
При строительстве энергообъектов «под ключ» на напряжение до 110 кВ компания «ТСН-электро» внедряет цифровые системы мониторинга и автоматизации электроснабжения. Автоматизированные системы управления разрабатываются на платформе ПО «Каскад Soft», которая является собственной запатентованной разработкой (патент).
Внедрение цифровых АСУ повышает надежность оборудования, улучшает качественные показатели технологических процессов, оптимизирует процесс эксплуатации, сокращает время поиска неисправности, а следовательно, позволяет избежать серьезных нештатных ситуаций и последствий. А так же решает, одну из главных на сегодняшний день, задач безопасности систем электроснабжения.
Уникальность системы система автоматизации на базе ПО «Каскад Soft» заключается в функции «умной» самодиагностики АВР, то есть система не только сигнализирует о неисправности, но и подсказывает – каких конкретно условий недостаточно для перехода алгоритма на следующий шаг.
Нажмите здесь, чтобы узнать подробнее об АСУ на базе ПО «Каскад Soft».
Компания «ТСН-электро», в том числе, ведет научную деятельность по развитию цифровых энергосистем. В данной статье рассмотрены задачи и требования, предъявляемые к распределительным сетям, а так же варианты их решения. В конце статьи размещен список литературы, который может быть полезен при проработке данного вопроса.
ВВЕДЕНИЕ
Традиционная структура электроэнергетических систем такова, что электроэнергия вырабатывается на крупных генерирующих станциях, передается на большие расстояния, понижается до среднего или низкого уровней и распределяется к конечным потребителям. Несколько десятилетий такая структура энергетических систем оставалась неизменной.
Однако в последние годы повышается интерес к новым энергоэффективным технологиям производства электроэнергии. В настоящее время во многих странах разработаны программы поддержки использования возобновляемых источников электроэнергии (ВИЭ) – ветровые, фотоэлектрические и другие. В России, например, это федеральный закон от 27.12.2019 N 471-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон "Об электроэнергетике" в части развития микрогенерации» [34] и постановление от 27 сентября 2018 года №1145 «О стимулировании использования возобновляемых источников энергии [27]».
Широкое распространение получают системы, в которых к распределительной сети подключены различные типы небольших источников генерации электроэнергии, более известных как распределенная генерация. По данным отчета ЕЭС выработка электроэнергии в 2019 году ветроэлектростанциями увеличилась на 47,3%, а солнечными электростанциями на 69,4% [24] по отношению к 2018 году. Положительная тенденция к дальнейшему увеличению количества возобновляемых источников электроэнергии в энергосистеме России обусловлена рядом объективных предпосылок, образовавшихся в результате развития энергетики [10; 16]:
- возрастающий дефицит сетевых и генерирующих мощностей на фоне высокого износа оборудования;
- ограниченность инвестиций, выделяемых на реконструкцию действующих объектов энергетики и строительства новых;
- необходимость обеспечения электроэнергией районов, удалённых от развитой сетевой инфраструктуры и др.
В сложившихся условиях наиболее 5 перспективным направлением развития энергосистемы России представляется переход к централизованной и распределенной энергетике [22; 26].
Интеграция распределенной генерации в электросеть приводит к значительным изменениям в распределительной сети, требующим решения целого ряда задач. Изменяются направления потоков мощности в ЛЭП, возникают режимы качаний и асинхронные режимы из-за многостороннего электропитания, изменяются уровни токов КЗ, нарушается качество электроэнергии.
Проблема построения релейной защиты, минимизирующей последствия аварийных ситуаций и повторного их возникновения, расширяется и усложняется, что требует обеспечения эффективного функционирования токовой защиты электросети в новых условиях. Принципы проектирования систем РЗА, используемые в распределительных сетях, были заложены в работах М.А. Шабада, А.И. Савастьянова, М.А. Берковича, Я.С. Гельфанда, Л.А. Плащинского и ряда других авторов. Вопросы интеграции распределенной генерации в энергосистему рассматривали Ю.Г. Шакарян, И.Н. Усачев, Н.И. Воропай, Л.С. Беляев. Различные аспекты электротехнических комплексов с распределенной генерацией также изучались в работах Б.Н. Абрамовича и О.Б. Шонина. Влияние распределенной генерации на процессы, происходящие в электросетях в большей степени изучены в работах иностранных авторов P.H. Schavemaker, A. Schweer, F. Provoost, G. Pepermans, J. Driesen, D. Haeseldonckx, R. Belmans. Однако проработанность вопросов построения релейной защиты электроэнергетических сетей с распределенной генерацией остается недостаточной: не учитывается влияние вариативности параметров генерации электроэнергии на систему защиты электротехнических комплексов; существующие алгоритмы адаптивной защиты предполагают наличие таблиц с настройками параметров релейной защиты для возможных изменений структуры сети.
1. Общая характеристика и структура электроэнергетических систем с распределенной генерацией.
Распределенная генерация – это источник электроэнергии, подключенный напрямую к распределительной сети или в непосредственной близости от потребителя. В зависимости от мощности распределенной генерации в [40] предложены следующие категории:
− микро: 20 Вт < 5 кВт;
− малые: 5 кВт < 5 МВт;
− средние: 5 МВт < 50 МВт;
− большой: 50 МВт < 300 МВт (подключен к передающей сети).
Источники альтернативной энергетики (ветровые генераторы, солнечные электростанции и т.д.), дизель генераторы или когенерационные установки на природном газе являются типичными примерами распределенной генерации в энергосистеме.
Традиционная структура электроэнергетических систем такова, что электроэнергия вырабатывается на крупных электростанциях (рисунок 1), повышается уровень напряжения и передается на большие расстояния до понизительных подстанций и далее потребителям [33].
В структуре радиальной сети каждая подстанция или потребитель соединены по одной кабельной или воздушной линии с центральной точкой электропитания. В случае повреждения воздушной или кабельной линии общее время прерывания обслуживания соответствует полному времени ремонта, что является существенным недостатком. Низкая степень надежности, которая характерна для радиальной сети, может быть значительно улучшена путем добавления аварийных связей, которые обеспечивают альтернативные маршруты для электроснабжения в случае повреждений или запланированных отключений. Частичное рассредоточение генерирующих мощностей энергосистемы связано с внедрением источников распределенной генерации электроэнергии в электрические сети, представленные на рисунке 2. В результате энергосистема приобретает новые характеристики.
Приоритетное развитие распределенной генерации на основе возобновляемых источников энергии влечет за собой изменение сектора, связанного с производством электроэнергии, описанное в зарубежных источниках [47; 59; 60; 86; 92; 136; 145]. Подобные электростанции подключаются, как правило, с помощью преобразователей частоты и инверторов, которые ограничивают токи короткого замыкания. В российской энергосистеме распределенная генерация представлена в основном дизельными, газотурбинными и газпоршневыми электростанциями. На данный момент, нефтегазовые, горные компании и другие крупные предприятия являются основными инициаторами внедрения собственных источников генерации электроэнергии. Тем не менее правительством разрабатываются специальные программы поддержки использования ВИЭ [27; 34].
2. Типы источников распределенной генерации
Все типы источников распределенной генерации используют в своем составе вращающиеся машины (асинхронные и синхронные), подключенные непосредственно в сеть или различного типа электростанции, генерирующие постоянное напряжение, которое преобразуется с помощью инвертеров. Динамические характеристики подобных генераторов оказывают значительное влияние на защиты распределительных сетей [133].
Синхронный генератор. В нормальных рабочих условиях синхронный генератор, подключенные к сети, обычно работает с синхронной скоростью ротор которого отклоняется на угол в соответствие с входной механической мощностью и выходной электрической мощностью. Выходная мощность, передаваемая в распределительную сеть, приблизительно пропорциональна квадрату напряжения [42]. Уравнение (1), преобразовывающее механическую мощность в электрическую [139], описывает динамику синхронного генератора:
Согласно приведенному выше уравнению, мгновенное отклонение между электрической или механической мощностью заставит вращение ротора генератора ускориться или замедлиться. Электрическая выходная мощность, передаваемая на нагрузку, может снизиться из-за изменения напряжения сети во время короткого замыкания. Следовательно, разница между механической входной и электрической выходной мощностью заставляет синхронный генератор ускоряться. Чем дольше остается короткое замыкание в сети, тем больше угол ротора и генератор выходит из синхронизма, вызывая отключение или нарушение его работы. Из уравнения также следует, что высокая постоянная инерции делает систему более стабильной, а поскольку синхронные генераторы низко инерционные – это делает их чувствительными к возмущениям в системе [100].
Асинхронный генератор. Электромагнитный момент Te, создаваемый внутри асинхронной машины при любой конкретной скорости, прямо пропорционален квадрату напряжения [126] и представлен в выражении (2):
Таким образом, как и в случае с синхронным генератором, электромагнитный момент уменьшается из-за возникновения провала напряжения в аварийной ситуации. С другой стороны, следующее уравнение (3) позволяет провести динамический анализ ротора [126]:
Из уравнения (3) видно, что любое уменьшение момента из-за падения напряжения в распределительной сети вызывает ускорение ротора при условии, что механический момент считается постоянным. Когда генератор пытается восстановить напряжение в системе, может возникнуть высокий пусковой ток из-за наличия магнитного поля внутри воздушного зазора. Позже это приводит к падению напряжения в точке соединения между асинхронным генератором и подстанцией, что еще больше снижает напряжение на клеммах генератора. Для асинхронного генератора становиться опасной ситуация, когда в распределительной сети возникают короткие замыкания между фазами, поскольку это приводит к максимальному перенапряжению, вызванному потокосцеплением статора [106]. Таким образом, подобные воздействия в сочетание с условиями окружающей среды могут привести к возникновению неисправностей статора асинхронной машины, таким как короткое замыкание между витками обмотки [37; 132], что в дальнейшем приводит к поломке асинхронного генератора.
Источники распределенной генерации, подключенные через инвертер к электросети. Источники распределенной генерации, вырабатывающие на выходе постоянный ток, подключаются к инвертеру для преобразования в переменный ток и далее к распределительной сети. Как правило, инверторы проектируются в зависимости от типа сети, в которой они будут работать. Во время короткого замыкания инвертер генератора электроэнергии может столкнуться с множеством видов нарушений нормальной работы. Если управление блоками распределенной генерации, спроектированное на основе преобразователя источника напряжения, зависящего от управления постоянной мощностью, то мгновенное снижение напряжения в распределительной сети увеличит ток в преобразователе, что приводит к срабатыванию устройств защиты от сверхтоков IGBT транзисторов преобразователя. Несимметричные провалы напряжения вызывают как дисбаланс тока, так и гармоники тока в сети, что также может привести к срабатыванию защиты [100]. Рассмотренные источники распределенной генерации при возникновении аварийных режимов могут не только сами перестать работать, но и приводят к переходным процессам в сети, что сказывается на качестве электроэнергии [29].
3. Особенности работы электросетей в условиях эксплуатации разных типов распределенной генерации
Интеграция источников распределенной генерации, обуславливает изменение режимов работы электросетей и характеристик установившихся режимов. Изменяются направления потоков мощности распределительной сети при изменении на автономный (островной) режим работы. Избыточная электроэнергия от распределенной генерации может передаваться в сеть энергосистемы.
По причине несбалансированной нагрузки между участками распределительной сети, величина и направление потоков мощности приобретают переменный характер:
− уровень тока короткого замыкания ниже по потоку мощности возрастает, при этом составляющая тока короткого замыкания выше по потоку уменьшается по причине добавления дополнительного источника электроэнергии. Появляется многостороннее питание точки повреждения участка электросети. Действующие значения токов короткого замыкания во время аварийного режима могут значительно изменяться из-за непосредственной близости источников генерации электроэнергии;
− возникают режимы асинхронных включений вследствие срабатывания автоматического повторного включения (АПВ) [4; 35]. Отключение короткого замыкания на смежных линиях также приводит к подобным режимам, что способствует появлению больших токов и повышенных электромагнитных моментов, влияющих на генераторы и их механическую прочность [35];
− появляется режим автономный работы в случае отделения распределительной сети от центральной энергосистемы, который в зарубежной литературе получил название «Islanding» (Островной режим) [39; 71; 97]. Данный режим может характеризоваться снижением напряжения или частоты, если распределенная генерация не обеспечивает необходимой мощностью местную нагрузку. В случае равенства генерируемой и потребляемых мощностей нагрузкой уменьшаются только токи короткого замыкания, что приведет к снижению чувствительности релейной защиты.
В распределительных сетях переменного тока блоки источников распределенной генерации, основанные на вращающихся машинах, подключаются напрямую к шине переменного тока [76] или через преобразователь частоты. Устройства хранения энергии и солнечные фотоэлектрические станции подключаются к шине переменного тока распределительной сети с помощью инверторов DC/AC. На рисунке 3 представлены классические способы подключения источников распределенной генерации с выходной мощностью генератора постоянного тока (солнечная электростанция и аккумуляторные батареи) и переменного тока (ветряная турбина).
Источники распределенной генерации имеют нелинейные и изменяющиеся характеристики, что влияет на величину вклада в ток короткого замыкания, возникающего в электросети. В работах [46; 65] доказано, что в условиях короткого замыкания максимальный вклад генератора, подключенного через инвертер, превышает номинальное значение тока в 1,5-2 раза, а для генераторов, основанных на вращающихся машинах (дизель-генератор, ветрогенератор и др.), ток короткого замыкания достигает пятикратного превышения номинального тока [46].
4. Влияние распределенной генерации на применяемые устройства защиты в электросетях
Традиционные электросети напряжением 6-10кВ, как правильно, имеют радиальную структуру с питанием от одного источника электроэнергии. Защита энергосистемы – универсальное требование для распределительных сетей, предназначенное для обнаружения неисправностей и других ненормальных условий эксплуатации, которые могут привести к потере электроснабжения и повреждению оборудования, и быстро реагирует (обычно путем размыкания выключателей для локализации неисправности) в случае обнаружения таких условий. Когда защита энергосистемы не срабатывает, это может привести к серьезным последствиям для работы электротехнических комплексов и распределительных сетей [52].
Различие между неисправностями и ненормальными условиями эксплуатации зачастую неясно. Обычно неисправности относятся к категории коротких замыканий, когда токопроводящий проводник контактирует с землей или другим проводником, или образуется разрыв токопроводящего проводника. Короткие замыкания обычно приводят к тому, что величина тока значительно превышает типичные токи нагрузки. Короткие замыкания также могут быть периодическими (например, когда проводники сталкиваются друг с другом при сильном ветре) или устойчивыми (например, когда дерево падает на линию электропередач). «Ненормальные» условия эксплуатации охватывают широкий спектр нежелательных состояний энергосистемы. В некоторых «ненормальных» условиях система защиты не должна срабатывать, например, во время запуска электродвигателя, возникает кратковременный пусковой ток, который можно принять за событие похожее на короткое замыкание. Однако другие «ненормальные» условия действительно требуют вмешательства системой защиты, например, когда часть электросети становиться изолированной и при наличии источников распределенной генерации может работать автономно.
Интеграция распределенной генерации может негативно повлиять на важные функции распределительной и передающей сети, такие как поток мощности [117], уровень токовой защиты и повреждения [141], стабильность [123], потери в сети, качество электроэнергии [29] и т.д. Помимо этих вышеупомянутых воздействий, внедрение распределенной генерации может поставить под угрозу правильную работу системы защиты от коротких замыканий. Возникают случаи несрабатывания, ложного срабатывания токовой защиты, нарушение координации между реле и устройствами повторного включения.
Чем больше относительная суммарная мощность распределенной генерации в сеть, тем сложнее моделирование и анализ поведения коротких замыканий в такой системе. Принимая во внимание расширение внедрения источников распределенной генерации, защита распределительных сетей становится важной проблемой в будущих энергосистемах.
5. Короткие замыкания в распределительных сетях
Короткое замыкание возникает при пробое изоляции вокруг проводника с током, которое может быть вызвано старением изоляции, изменением температуры в проводнике или изоляторе, атмосферными осадками, загрязнением, попаданием посторонних предметов на проводник и др. Со стороны генератора электроэнергии, короткое замыкание фактически представляет собой еще одну нагрузку на энергосистему, а величина тока короткого замыкания зависит от полного сопротивления пути замыкания и типа генераторов, подключенных к сети. В случае короткого замыкания с высоким сопротивлением возникает сложность отличить или даже не отличить его от условий работы нагрузки. Когда сопротивление короткому замыканию низкое, например, присоединение двух проводников посторонним предметом, то ток короткого замыкания будет высоким, и этот чрезмерный ток может вызвать перегрев и повреждение электрооборудования. Короткие замыкания обычно приводят к возникновению электрической дуги, ведущей к дальнейшему ухудшению изоляции и развитию повреждения, что приводит к нестабильной работе, возможным отключениям генераторов электроэнергии и общей нестабильности энергосистемы.
Короткие замыкания классифицируются в зависимости от пути проводимости, вызывающего короткое замыкание. В таблице 1 показаны различные виды коротких замыканий, возникающих в энергосистеме и вероятность возникновения.
Однофазное замыкание на землю является самым опасным и распространённым видом короткого замыкания, однако в сетях среднего напряжения, которые выполняются, как правильно, с изолированной или компенсированной нейтралью, величина тока однофазного замыкания не является приоритетной поскольку она обусловлена емкостной составляющей распределительной сети. Наиболее опасными в сетях с изолированной нейтралью являются трехфазные и двухфазные короткие замыкания, которые могут нанести вред электрооборудованию потребителя. К тому же источники распределенной генерации не вносят значительные изменения в факт обнаружения однофазных замыканий на землю [141] и традиционные системы защиты от однофазных замыканий адекватно определяют такой вид замыканий в сетях среднего напряжения с изолированной нейтралью, которые далее рассматриваются в данной работе.
6. Отключение токов короткого замыкания в энергосистеме
Обнаружение короткого замыкания обычно достигается путем измерения тока, напряжения или частоты в различных участках энергосистемы. Трансформаторы тока и напряжения понижают и преобразуют измеренные величины до уровня, который может быть обработан реле защиты [87]. Измерительные трансформаторы также выполняют защитную функцию, поскольку они электрически изолируют реле защиты от электросети и во время аварийных ситуаций чувствительные компоненты реле не повреждаются. На основе входного сигнала от трансформатора для реле защиты выбирается необходимый сценарий действий. Если реле определяет неисправность, то передается сигнал отключения на один или несколько выключателей, которые срабатывают, чтобы изолировать участок электросети, где обнаружено короткое замыкание. Современные реле защиты основаны на микропроцессорах, но все еще сконфигурированы для работы на тех же принципах, что и их старые электромеханические и электронные аналоги. Это позволяет инженерам по защите использовать современные микропроцессорные реле совместно с традиционными аналогами, особенно в сетях среднего и низкого напряжения.
Основные компоненты системы защиты показаны на рисунке 4. В зависимости от используемого реле защиты, трансформаторы тока ТТ и/или напряжения ТН будут постоянно передавать на реле измеренные значения.
Если реле обнаруживает короткое замыкание, на которое оно должно отреагировать, посылается сигнал отключения выключателю QF для изолирования поврежденного участка. Кроме того, в зависимости от характера системы защиты, реле может взаимодействовать с другими защитными устройствами для передачи измеренных данных или для записи данных о неисправностях и отправки сообщений о аварийной ситуации на участке.
7. Анализ существующего опыта решения задач релейной защиты при внедрении распределенной генерации
В соответствие с требованиями ПУЭ [28] и рекомендациями по организации релейной защиты электротехнических комплексов, получен теоретический опыт создания и эксплуатации токовой защиты в распределительных сетях промышленных предприятий и объектов горной отрасли [3; 9].
Проанализированы некоторые особенности организации токовых защит:
− для минимизации нарушений устойчивости источников распределённой генерации необходимо быстрое отключение коротких замыканий вблизи шины подстанции. В работе [3] предложено использование быстродействующих защит в прилежащей сети, таких как: дифференциальные защиты, токовые отсечки и максимальные токовые защиты;
− сложность использования логической защиты шин [3], широко используемых в распределительных сетях;
− рекомендации по обеспечению сохранения условий работы генерации электроэнергии, предложенные различными авторами, рассматривают ограниченный круг вопросов.
Следует отметить, что в настоящее время оснащение системой защит источников распределенной генерации, которые обеспечивают надежность их работы в электросети, рассматривается как достаточная мера. Однако срабатывание релейной защиты осуществляется без согласования с другими устройствами защиты прилежащей электросети [11; 12], что приводит к нежелательным отключениям источников распределенной генерации при коротких замыканиях, которые отключаются собственной защитой, а также незначительных отклонений от номинальных значений режимов работы [11].
Современная концепция совершенствования релейной защиты электротехнических комплексов и распределительных сетей, развиваемая научными школами России, сориентирована преимущественно на решение задач обнаружения сложных аварийных режимов, защиты дальнего действия и предполагает развитие простых токовых защит [5; 13; 15; 17–21; 50]. При этом приоритет отдается защите от однофазных замыканий на землю [1; 2; 25; 38], а тенденция к распределению генерации электроэнергии в непосредственной близости с потребителем, которая требует рассмотрения более широкого и сложного круга задач, практически не учитывается.
Конкретные проблемы, возникающие из-за применения традиционных схем защиты от токов короткого замыкания и относительно высокого уровня мощности источников генерации электроэнергии в распределительной электрической системе представлены в [23]. В работах [57; 58; 69] представлено использование реле дистанционной защиты для решения проблем, таких, как защита от возникновения автономного режима, переменные характеристики источников распределенной генерации энергии, временные перенапряжения и потеря чувствительности реле максимального тока на длинных фидерах. В работе приводятся реальные данные о событиях и анализ, чтобы продемонстрировать эффективность дистанционной защиты.
В работах [87; 88] рассматриваются методы повышения чувствительности релейной защиты на основе расчета симметричных компонентов для идентификации коротких замыканий в трансформаторах и предотвращения нежелательного срабатывания защиты при переходных процессах в энергосистеме за пределами защищаемой зоны. В работе [91] реализована защита распределительной сети среднего напряжения с внедренной генерацией энергии и предлагается использовать распределенные реле дистанционной защиты в некоммуникационных средах для повышения надежности, качества обслуживания и стабильности сети. Алгоритм реализует обнаружение повреждения на основе перегрузки по току с учётом значения сопротивления. Метод проверен для смешанных сетей (воздушных и кабельных линий) с различными типами заземления.
Влияние различных типов распределенной генерации, их количества и мощности, конфигурации и типа заземления трансформатора, переходных процессов с емкостной связью трансформатора напряжения, насыщения трансформатора тока и колебаний мощности описано в [112]. Кроме того, влияние источников распределенной генерации электроэнергии на настройки реле обсуждается в [61], как источников тока промежуточного или удаленного питания потребителей. По сути, основным подходом, предложенным в зарубежной литературе для преодоления неблагоприятных эффектов, связанных с распределенной генерацией электроэнергии, является изменение настроек в соответствии с моделированием и теоретическим анализом, представленным, например, в работе [116]. Кроме того, для координации с нижестоящими по потоку мощности защитными устройствами требуется устанавливать соответствующие временные интервалы.
В работе [108], также демонстрируется применение дистанционной защиты в микросети, работающей в разных режимах. В этом исследовании ошибки измерения полного сопротивления, вызванные дополнительными токами, устраняются путем введения коэффициентов токораспределения в зависимости от текущих соотношений действующей топологии. Многоточечные измерения позволяют разрабатывать совершенно новые методы защиты на основе полного сопротивления.
В работе [82] представлены дифференциальный метод и метод низкоомного сопротивления с обратно временной зависимостью. В дифференциальном методе используются каналы связи для быстрой идентификации короткого замыкания: для коротких замыканий за пределами защищаемой зоны – дифференциальное сопротивление равно нулю; для коротких замыканий в защищаемой зоне – полное сопротивление быстро возрастает. Метод также подходит для обнаружения коротких замыканий с большим полным сопротивлением.
Второй метод обеспечивает адаптивную защиту, объединяя характеристики тока обратно временной зависимости с измерениями полного сопротивления. Методы были проверены в режиме параллельной работы с сетью и автономном режиме. Подобный метод дифференциального сопротивления предлагается в [83], требуя двухсторонних несинхронизированных измерений для обнаружения коротких замыканий.
Статья [49] представляет новую схему, использующую информацию о токах, вводимых в зону для компенсации погрешностей полного сопротивления. Преимущество такого подхода заключается в том, что реле полного сопротивления не требует изменения стандартных настроек.
В трудах [70; 94; 103; 112] рассматривается токовая защита, функционирующая с помощью связи в микросетях с рассредоточенными возобновляемыми источниками. Такая ситуация сложна, поскольку требует схемы защиты, способную работать в двух режимах: с подключением к сети и автономно.
Представленная в работе [112] система защиты, основанная на компонентах прямой последовательности, использует векторные измерения. Связь используется для переключения групп настроек реле. Аналогичным образом, работа [103] представляет стратегию с использованием векторных измерений и состоит из предварительного расчета групп настроек. Их параметры и выбор определяются существующей топологией. В работе [70] представлена новая схема, использующая сигналы срабатывания и несрабатывания между двумя смежными реле для определения местоположения короткого замыкания. При этом необходима связь с низкой пропускной способностью.
Автор работы [94] разрабатывает новый адаптивный алгоритм токовой защиты, основанный на улучшенном вейвлет-алгоритме для цифровой фильтрации, который решает проблемы, связанные с алгоритмом Фурье с постоянной частотой. В статье строится модель оптимизации координации и вычисляются настройки реле с использованием алгоритма муравьиных колоний. Применение представленных новых систем и методов защиты распределительных сетей может быть ограничено короткими замыканиями с большим полным сопротивлением, которые вносят существенные ошибки в его расчет. Кроме того, в основном исследуются источники распределенной генерации, подключенные к электросети через инвертер, что подразумевает ограниченные токи короткого замыкания и незначительное влияние на измерения тока. То же самое справедливо для небольших возобновляемых источников электроэнергии.
Исследования релейной защиты в распределительных сетях не связаны с сильными токами повреждения от сетей электроэнергетических предприятий и их воздействия. Поэтому в литературе отсутствует надлежащая исследовательская работа по компенсации ошибок при измерениях полного сопротивления, вызванных высокими значениями полного сопротивления короткого замыкания, промежуточными токами и сложной топологией. Тем не менее, подавляющее большинство исследований, посвященных устранению ошибок в сокращенной зоне системы дистанционной защиты, было сделано для магистральных систем, где дистанционная защита является основным типом, а в статьях [51; 68; 73; 85; 102; 104; 107; 111; 125; 128; 146; 152] представлены разработанные для этой защиты различные методы.
Авторы предлагают адаптивные настройки [104; 107; 125], расчет полного сопротивления повреждения, расчет расстояния до повреждения, расчет сопротивления повреждения, которые могут компенсировать неблагоприятное влияние сопротивления короткого замыкания и дополнительных токов. Методы [51; 73; 85; 102] используют двухсторонние измерения в двухполюсной системе передачи постоянного напряжения.
Работа [45] описывает адаптивную схему токовой релейной защиты. Она оценивает изменение токов и использует их для перерасчета параметров. Алгоритм в [102] основан на появлении третьей гармоники из-за нелинейного характера дуги во время короткого замыкания, а в работе [73] – на фазовых координатах с учетом несбалансированных нагрузок и асимметрии линий.
На производительность описанных методов, разработанных для систем передачи электроэнергии в распределительных сетях, оказывают существенное влияние следующие факторы: активная составляющая полного сопротивления линии сравнима с реактивной; сопротивление дуги может быть выше из-за меньшего тока повреждения [44]; защищенная линия может иметь множество выходов нагрузки; сильно разветвленная и меняющаяся топология. Что касается последнего пункта, в работах [41; 121; 131] представлены методы, разработанные для систем передачи электроэнергии со сложной топологией, которые могут быть приняты для распределительных сетей.
Методы и подходы, представленные в литературе, посвященные определению неисправного фидера или секции, можно условно разделить на две группы. Первая использует период установившегося состояния сигналов неисправности, когда надежность срабатывания защиты не может быть гарантирована при замыканиях на землю с нестабильными характеристиками (прерывистый характер). Вторая – определяет информацию из переходного процесса после возникновения неисправности.
В работах [56; 67; 93; 115; 122; 124; 138; 140; 142; 151] описаны стандартные методы обнаружения неисправного фидера в распределенных сетях среднего напряжения. Подходы, представленные в трудах [124; 129], основаны на расчетах отклонений нулевой последовательности для каждого фидера и последующем сравнений для выявления фидера, где произошло короткое замыкание. Работа [124] фокусируется на обнаружении неисправностей с высоким полным сопротивлением. Однако этот подход может быть использован и для выбора фидера. В статье предлагается сравнение относительного изменения отклонения в условиях до и после короткого замыкания. Работы [124; 129] различается алгоритмами по указанию изменения отклонения в неисправном фидере.
Сложный алгоритм, включающий специальный тип математического графа, введен в работе [56]. В алгоритме используются напряжения и токи нулевой последовательности. Использование измерений фазного напряжения и тока представлено в исследование [115], в котором предлагается новый подход для расчета устойчивости к повреждениям, являющийся индикатором для каждого фидера. Эти методы являются пассивными и используют только локально доступные измерения. В отличие от активного подхода, когда в сеть вводятся дополнительные сигналы. Разработанная методология представлена в работе [151], которая предлагает наложение напряжения определенной частоты (выше основной) в нейтральной точке. Сопротивление неисправности рассчитывается для каждого фидера и фазы, использующей векторы на заданной частоте, и затем используется в процедуре идентификации неисправности.
Влияние распределенных источников генерации обсуждаются в [93; 140], где заявлена защищенность алгоритма от изменения токов. В работах [95; 120; 137; 143] обсуждаются стационарные методы в присутствии дополнительной генерации: [95] вводит оптимизацию бинарных частиц роя и генетический алгоритм, используемый для определения местоположения короткого замыкания на землю, [137] предлагает новый алгоритм на основе полного сопротивления, основанный на узловом отклонение. В матрице сети и доступных измерениях в узлах [120] используется соотношение тока обратной и прямой последовательностей при этом измерения напряжения не нужны, а в [143] предлагается новая структура защиты, в которой местоположение повреждения основано на сравнении с кластеризованной исторической или предварительно смоделированной системой.
Низкочастотные переходные процессы используются в трудах [75; 101]: в работе [101] рассматривается микросеть среднего напряжения с возобновляемыми источниками электроэнергии и определение местоположения замыкания на землю в такой системе, а в работе [75] автор предлагает коэффициенты взаимной корреляции для обнаружения неисправной линии в распределенных системах.
Применение высокочастотных переходных процессов в распределительных сетях с дополнительными источниками энергии рассмотрено в [55; 72]: алгоритм в [55] сравнивает вейвлет-коэффициенты токов в точках соединения (сборных шинах) и определяет направление токов (полярность) во время повреждения (а также расстояние до точки неисправности), [72] предлагает использовать вейвлетпреобразование для разложения токов нулевой последовательности и нейронные сети обратного распространения для извлечения характеристик неисправностей. Подводя итог, мало внимания уделялось изменению параметров источников распределенной генерации энергии в сети во время разработки алгоритмов. В работах уже было установлено, что вместо ненаправленных реле максимальной токовой защиты требуются реле, определяющие направление потока мощности [53; 54; 78; 90; 105; 109; 127; 133; 148–150]. Основная проблема ненаправленных реле токовой защиты заключается в том, что они не обеспечивают ожидаемой чувствительности и безопасности во прохождения потока мощности в обоих направлениях, вызванного источниками распределенной генерации.
В [74] предложен метод защиты от коротких замыкания, основанный на отключение генераторов в момент короткого замыкания и после срабатывания основной защиты происходит синхронизация и повторное включение генераторов. Это процедура отключения генераторов является одним из самых простых способов решения проблем, вызванных внедрением источников распределенной генерации в электросеть.
По словам автора [135], отмечены следующие преимущества:
− низкая стоимость и менее сложная стратегия защиты;
− не требуется замена использующихся устройств защиты или настроек;
− блок распределенной генерации повторно включается с синхронизацией с основной сетью.
Для получения вышеуказанных преимуществ необходимо быстрое отключение блоков распределенной генерации с помощью переключателей силовой электроники вместо автоматических выключателей [135]. Однако, отключение источников распределенной генерации не является решением для всех видов коротких замыканий. Нарушается основная цель внедрения блоков распределенной генерации в сеть, а именно возможность работы участков электросети независимо от центральной энергосистемы в случае коротких замыканий на смежных участках. Следовательно, представленная стратегия защиты противоречит назначению микросетей в автономном режиме.
В литературе существуют различные предложения от разных авторов, предлагающие стратегии и методы адаптивный системы токовой защиты в условиях увеличения относительного увеличения мощности распределённой генерации в энергосистеме. Схема адаптивной защиты, основанная на разделении существующих распределительных сетей на зоны и поддержания баланса нагрузки с применением новейших технологий для обновления параметров электросети, была предложена в [53; 89], что требует больших финансовых вложений. Различные авторы, в том числе Baran [45], Mahat [109], Chen [80] и Yasadanpanahi [147] предложили методы настройки адаптивного реле для поддержания координации защиты.
В работе [45] авторы предложили адаптивную схему, основанную на изменении настройки срабатывания максимальной токовой защиты путем оценки величины тока короткого замыкания с использованием итеративного 30 метода. В работе [109], авторы предложили адаптивный выбор соответствующих рабочих характеристик реле на основе методики оценки состояния обнаруженных поврежденных участков, а также определения величины тока короткого замыкания при подключении к сети и в автономном режиме.
Авторы в [134; 147] предложили стратегии адаптивной защиты, основанные на управлении выходным током в источниках распределенной генерации, подключенных к сети с помощью инвертора, для уменьшения вклада генератора в ток короткого замыкания тем самым обеспечивая правильную работу максимальной токовой защиты предварительными установленными настройками реле. Однако при изменении топологии сети предварительно установленные параметры реле должны быть адаптивными, чтобы предложенная стратегия была эффективной.
В работе [130] предложен другой алгоритм, основанный на динамической оценке эквивалентного сопротивления для вычисления величины тока короткого замыкания и настройки адаптивного токового реле. D.S. Kumar в своей работе [99] предложил метод, основанный на дискретном преобразовании Фурье для оценки основного вектора тока и контроллер нечеткой логики для установки настройки срабатывания реле. Предложенные методы адаптивной защиты, а также упомянутые стратегии, преимущественно основаны на измерении, либо оценке величины тока во время короткого замыкания, что предъявляет строгие требования к каналам связи для обмена информацией и установкой новых параметров. Кроме того, предлагаемые схемы защиты используются, как правило, в сетях низкого напряжения, где расстояния между объектами не значительны и временная задержка на передачу и обработку данных мала. В распределительных сетях, где расположения объектов значительно различаются, эффективность подобных систем защиты снижается.
8. Требования к системам защиты
Эффективность системы защиты в оперативной изоляции поврежденных участков энергосистемы с целью достижения минимального нарушения работы источников распределенной генерации и потребителей обычно оценивается с использованием четырех взаимосвязанных критериев – чувствительности, селективности, быстродействия и надежности [36].
Чувствительность– схема защиты должна быть способна обнаруживать наименьший ток короткого замыкания, который может возникнуть. Очень чувствительная схема защиты способна обнаруживать малые токи короткого замыкания, не принимая их за потребляемые токи нагрузкой. Реле защиты также должны быть достаточно чувствительными, чтобы обнаруживать короткие замыкания на других участках распределительной сети, чтобы иметь возможность работать в качестве резервной защиты в случае отказа основной защиты неисправного участка.
Селективность (Избирательность) – система защиты должна быть способна изолировать участок электросети, в котором произошло короткое замыкание, и сохранить работоспособность других участков. Система избирательной защиты способна изолировать все поврежденные участки электросети, чтобы минимизировать нарушение работы энергосистемы и избежать ситуаций, когда в распределительной сети нет неисправностей или повреждение выходит за рамки компетенции защиты. Обнаружение коротких замыканий обычно поддерживается посредством мониторинга тока, напряжения и частоты. Для определения некоторых условий короткого замыкания одного контролируемого параметра недостаточно для обеспечения соответствующей селективности, например, в случае резистивного заземления ток короткого замыкания может быть равный или меньший, чем ток нагрузки. Схема защиты должна различать состояния отсутствия и наличия короткого замыкания, используя альтернативные формы обнаружения повреждений, например, определение дисбаланса фаз, но это может снизить селективность.
Быстродействие– чем дольше короткое замыкание присутствует в энергосистеме, тем больше будет повреждений оборудования и тем выше вероятность того, что система станет нестабильной. Защита с нулевой задержкой времени или очень высокой скоростью срабатывания, хотя и желательна по своей природе, но может привести к увеличению количеству нежелательных срабатываний. В целом, чем быстрее срабатывание, темы выше вероятность неправильной работы, поскольку требуется определенная временная задержка для сбора достаточных данных о напряжение, токе или частоте, чтобы точнее прогнозировать наличие короткого замыкания. В распределительных сетях, где требуется согласование времени между защитными реле, время срабатывания для основной защищаемой зоны будет порядка 0,2 – 1,5 с., а для зоны, где обеспечивается резервная защита 1,5 – 2,0 с. Таким образом, быстродействие важно, но не всегда абсолютно необходимо, и не всегда практично получить высокое быстродействие без дополнительных затрат и трудностей в реализации, что может быть неоправданным. Ранние разработки реле микропроцессорного типа были медленнее, чем электромеханические аналоги. Однако современные конструкции микропроцессорных реле включают процессоры и алгоритмы, обеспечивающие рабочее быстродействие в том же диапазоне, что и другие типы реле защиты от коротких замыканий.
Надежность– оборудование защиты должно работать одинаково и последовательно при одном и том же виде, и месте короткого замыкания, чтобы можно было поддерживать координацию устройств защиты. Тем не менее, все оборудование имеет прогнозируемый уровень отказа, и для учета прогнозируемого отказа основной защиты в схемах используются резервные реле для срабатывания с задержкой по времени в случае отказа основной релейной защиты. В распределительных сетях могут использоваться две или даже три основные защиты в дополнение к другим резервным системам защиты. Таким образом крайне важно обеспечить максимальную и эффективную защиту электросети при минимальных финансовых затратах. Было бы утопично выполнить все основные требования к защите электросетей на их максимальном уровне. Однако необходимо разрабатывать новые алгоритмы по управлению параметрами защиты, которые позволять максимально использовать их как комплекс для решения задач обеспечения защиты электросети, возникающих в условиях современных энергосистем.
Литература
1. Абрамович, Б.Н. Токовая защита электрических сетей от однофазных замыканий на землю инвариантного действия [Электронный ресурс] / Б.Н. Абрамович, А.Е. Козярук, Д.Н. Пеленев. – Санкт-Петербургский горный университет, 2017. – С. 206–212. URL: https://www.elibrary.ru/item.asp?id =36507172 (дата обращения: 17.08.2020).
2. Абрамович, Б.Н. Устройство защиты электрических сетей от однофазных замыканий на землю [Электронный ресурс] / Б.Н. Абрамович, Ю.Л. Жуковский, Д.Н. Пеленев. URL: https://www.elibrary.ru/item.asp?id=37388427 (дата обращения: 17.08.2020).
3. Беляев, А.В. Защита, автоматика и управление на электростанциях малой энергетики (Часть 1) / А.В. Беляев. – 6-е изд. – М.: НТФ «Энергопрогресс», 2010. – 84 с.
4. Беркович, М.А. Автоматика энергосистем: Учеб. для техникумов / М.А. Беркович, В.А. Гладышев, В.А. Семенов. – 3-е изд. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 240 с.
5. Богдан, А. Адаптивная резервная токовая защита тупиковых линий с ответвлениями / А. Богдан, М. Клецель, К. Никитин // Электричество. – 1991. – Т. 2 – С. 51–55.
6. Вольдек, А.И. Электрические машины. Машины переменного тока: по направлению подгот. «Электротехника, электромеханика и электротехнологии» и «Электроэнергетика» / А.И. Вольдек, В.А. И. – Издательский дом «Питер», 2008. – 350 с.
7. ГОСТ 28249-93 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ, ГОСТ от 21 октября 1993 года №28249-93 [Электронный ресурс]. URL: http://docs.cntd.ru/ document/1200004630 (дата обращения: 10.12.2018).
8. ГОСТ IEC 60255-1-2014 Реле измерительные и защитное оборудование. Часть 1. Общие требования (с Поправкой), ГОСТ от 30 октября 2014 года 121 №IEC 60255-1-2014 [Электронный ресурс]. URL: http://docs.cntd.ru/document/1200114178 (дата обращения: 18.08.2020).
9. Гуревич, Ю.Е. Особенности электроснабжения, ориентированного на бесперебойную работу промышленного потребителя [Электронный ресурс] / Ю.Е. Гуревич, К.В. Кабиков. – Элекс-КМ, 205н. э. – 408 с. URL: https:// www.elibrary.ru/item.asp?id=19573782 (дата обращения: 17.08.2020).
10. Дьяков, А.Ф. Приоритеты расставлены / А.Ф. Дьяков // Электроэнергия. Передача и распределение. – 2010. – № №1 – С. 16–22.
11. Илюшин, П. Подходы к решению задач РЗА и ПА при подключении к электрической сети объектов распределенной генерации / П. Илюшин // Релейщик. – 2014. – № 4 – С. 52.
12. Илюшин, П.В. Современные подходы к ликвидации асинхронных режимов объектов распределенной генерации с учетом их конструктивных особенностей / П.В. Илюшин, П.В. Чусовитин // Релейная защита и автоматизация. – Общество с ограниченной ответственностью" Рекламноиздательский центр …, 2014. – № 4 – С. 16–23.
13. Клецель, М. Резервная защита линий, реагирующая на разность модулей токов фаз и их приращения / М. Клецель, К. Никитин // Электричество. – 1993. – Т. 10 – С. 23–26.
14. Концепция развития релейной защиты и автоматики электросетевого комплекса. Приложение №1 к протоколу Правления ПАО «Россети» от 22.06.2015 № 356пр // Релейщик. – 2015. – С. 49.
15. Лямец, Ю. Распознаваемость повреждений электропередачи. Ч. 1. Распознаваемость места повреждения / Ю. Лямец, Г. Нудельман, А. Павлов, Е. Ефимов, Я. Законьшек // Электричество. – 2001. – № 2 – С. 16–23.
16. Миролюбова, Е. Тенденции генерирующего сектора энергетики / Е. Миролюбова // Электроэнергия. Передача и распределение. – 2010. – № №2(12) – С. 12–14.
17. Нагай, В.И. Совершенствование направленных максимально-токовых защит для дальнего резервирования радиальных воздушных линий с трансформаторами на ответвлениях / В.И. Нагай, К.В. Чижов, С.В. Сарры, М.М. Котлов, Г.Г. Ольшанский // Электрические Станции. – Научнотехническая фирма «Энергопрогресс», 1998. – № 11 – С. 39–43.
18. Нагай, В.И. Защиты дальнего резервирования промежуточных подстанций радиальных воздушных линий / В.И. Нагай // Электричество. – 2002. – № 4 – С. 2–7.
19. Нагай, В.В. Оценка селекции режимов продольно-поперечной несимметрии в электрических распределительных сетях с эффективно-заземленной нейтралью / В.В. Нагай // Известия ВУЗов. Электромеханика. 2004. – № 3 – С. 51–54.
20. Нагай, В. Адаптивные измерительные органы аварийных составляющих резервных защит электрических распределительных сетей / В. Нагай, В. Нагай, И. Нагай // Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем: материалы междунар. науч.-техн. конф./Науч.-инж. инф. агенство. М. – 2009. – С. 134–140.
21. Нагай, В.И. Релейная защита ответвительных подстанций электрических сетей [Электронный ресурс] / В.И. Нагай. – Энергоатомиздат. – 312 с. URL: https://www.elibrary.ru/item.asp?id=35381506 (дата обращения: 17.08.2020).
22. Новосёлова, О. Малая генерация – путь к «интеллектуальным» энергосистемам / О. Новосёлова. – 2011. – № 5 – С. 20–21.
23. Нудельман, Г.С. Направления научных исследований в области релейной защиты и автоматики / Г.С. Нудельман, А.В. Жуков, Д.Б. Гвоздев // Релейщик. – 2014. – № №4(20) – С. 16–18.
24. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2019 году. – М.: ОАО «СО ЕЭС». – С. 36.
25. Пеленев, Д.Н. Система автоматической коррекции селективности действия защиты от однофазных замыканий на землю распределительных сетей 6-35 кВ предприятий минерально-сырьевого комплекса [Электронный ресурс] / Д.Н. Пеленев, Б.Н. Абрамович, Ю.А. Сычев // Горное оборудование и электромеханика. – Кузбасский государственный технический университет имени Т.Ф. Горбачева, 2017. – № 1 (128). URL: https://www.elibrary.ru/ item.asp?id=28383908 (дата обращения: 17.08.2020).
26. Перминов, Э.М. Возобновляемая энергетика неисчерпаема и необходима / Э.М. Перминов // Энергия единой сети. – 2010. – № №3 – С. 56–63.
27. Постановление Правительства РФ от 27.09.2018 N 1145 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам стимулирования использования возобновляемых источников энергии» [Электронный ресурс]. URL: http://www.consultant.ru/cons/cgi/ 0.6867528641118181#07852402309797871 (дата обращения: 12.07.2020).
28. Правила устройства электроустановок. – 6-е, 7-е изд. – СПб.: ДЕАН, 2015.
29. Смирнов, А.И. Мониторинг оценки показателей качества электрической энергии [Электронный ресурс] / А.И. Смирнов, Я.Э. Шклярский // Современная наука и практика. – Бельский Алексей Анатольевич, 2016. – № 8 (13). URL: https://elibrary.ru/item.asp?id=27173752 (дата обращения: 10.10.2020).
30. Смирнов, А.И. Влияние распределенной генерации на чувствительность токовой защиты [Электронный ресурс] / А.И. Смирнов // Известия Тульского Государственного Университета. Технические Науки. – Тульский государственный университет, 2020. – № 6. URL: https://elibrary.ru/item.asp? id=43145663 (дата обращения: 28.08.2020).
31. Смирнов, А.И. Структура токовой защиты распределительной сети на основе алгоритма поиска кратчайшего пути [Электронный ресурс] / А.И. Смирнов, Я.Э. Шклярский // Известия Тульского Государственного Университета. Технические Науки. – Тульский государственный университет, 2020. – № 5. URL: https://elibrary.ru/item.asp?id=42983111 (дата обращения: 28.08.2020).
32. Улахович, Д.A. Основы теории линейных электрических цепей / Д.A. Улахович. – БХВ-Петербург, 2009. – 794 с. 124
33. Файбисовича, Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей / Д.Л. Файбисовича. – 3-е изд. – М.: ЭНАС, 2009. – 392 с.
34. Федеральный закон от 27.12.2019 N 471-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон „Об электроэнергетике“ в части развития микрогенерации» - КонсультантПлюс [Электронный ресурс]. URL: http://www.consultant.ru/#048916544210471824 (дата обращения: 12.07.2020).
35. Хачатуров, А.А. Несинхронные включения и ресинхронизация в энергосистемах / А.А. Хачатуров. – Энергия, 1977. – 176 с.
36. Шабад, М.А. Максимальная токовая защита / М.А. Шабад // Энергоатомиздат. – 1991. – С. 96.
37. Шклярский, А.Я. Диагностика электродвигателей в нестационарных условиях работы [Электронный ресурс] / А.Я. Шклярский, А.И. Смирнов. – Кузбасский государственный технический университет имени Т.Ф. Горбачева, 2018. – С. 336.1-336.4. URL: https://elibrary.ru/item.asp?id=36931947 (дата обращения: 28.08.2020).
38. Шуин, В.А. Защиты от замыканий на землю в электрических сетях 6-10 кВ / В.А. Шуин, А.В. Гусенков // НТФ «Энергопресс», «Энергетик». – 2001. – С. 104.
39. Abarrategui, O. Comparative Analysis of Islanding Detection Methods in Networks with DG / O. Abarrategui, I. Zamora, M.D. Larruskain // CIRED. – 2007.
40. Ackermann, T. Interaction between distributed generation and the distribution network: operation aspects / T. Ackermann, V. Knyazkin // IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exhibition. – Yokohama: IEEE, 2002. – Vol. 2 – P. 1357–1362. DOI:10.1109/TDC.2002.1177677.
41. Al-Emadi, N.A. Synchrophasor-based backup distance protection of multi-terminal transmission lines / N.A. Al-Emadi, A. Ghorbani, H. Mehrjerdi // IET Generation, 125 Transmission & Distribution. – IET Digital Library, 2016. – Vol. 10 – № 13 – P. 3304–3313. DOI:10.1049/iet-gtd.2016.0223.
42. Anderson, P.M. Power System Control and Stability / P.M. Anderson, A.A. Fouad. – Iowa State, 1977.
43. Anderson, P.M. Power system protection / P.M. Anderson. – Wiley, 1998.
44. Andrade, V.D. Typical expected values of the fault resistance in power systems / V.D. Andrade, E. Sorrentino // 2010 IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exposition: Latin America (T&D-LA). – IEEE, 2010. – P. 602– 609. DOI:10.1109/TDC-LA.2010.5762944.
45. Baran, M. Adaptive over current protection for distribution feeders with distributed generators / M. Baran, I. El-Markabi // IEEE PES Power Systems Conference and Exposition, 2004. – IEEE, 2004. – P. 1399–1403. DOI:10.1109/PSCE.2004.1397672.
46. Barker, P.P. Determining the impact of distributed generation on power systems. I. Radial distribution systems / P.P. Barker, R.W. De Mello // 2000 Power Engineering Society Summer Meeting (Cat. No.00CH37134). – IEEE, 2000. – Vol. 3 – P. 1645–1656. DOI:10.1109/PESS.2000.868775.
47. Barnes, M. Real-World MicroGrids-An Overview / M. Barnes, J. Kondoh, H. Asano, J. Oyarzabal, G. Ventakaramanan, R. Lasseter, N. Hatziargyriou, T. Green // 2007 IEEE International Conference on System of Systems Engineering. – IEEE, 2007. – P. 1–8. DOI:10.1109/SYSOSE.2007.4304255.
48. Bauer, L. Siemens SWT-6.0-154 - 6,00 MW - Wind turbine [Электронный ресурс] / L. Bauer. URL: https://en.wind-turbine-models.com/turbines/657- siemens-swt-6.0-154 (accessed: 18.08.2020).
49. Biswas, S. A communication based infeed correction method for distance protection in distribution systems / S. Biswas, V. Centeno // 2017 North American Power Symposium. – IEEE, 2017. – P. 1–5. DOI:10.1109/NAPS.2017.8107226.
50. Bo, Z. Overcurrent Relay based Integrated Protection Scheme for Distribution Systems / Z. Bo, J. He, X. Dong, B. J Caunce, A. Klimek // 2006 International Conference on Power System Technology. – IEEE, 2006. – P. 1–6. DOI:10.1109/ICPST.2006.321440.
51. Bolandi, T.G. Impedance-Differential Protection: A New Approach to Transmission-Line Pilot Protection / T.G. Bolandi, H. Seyedi, S.M. Hashemi, P.S. Nezhad // IEEE Transactions on Power Delivery: IEEE Transactions on Power Delivery. – 2015. – Т. 30 – № 6 – С. 2510–2518. DOI:10.1109/TPWRD.2014.2387689.
52. Boljevic, S. Fault current level issues for urban distribution network with high penetration of distributed generation / S. Boljevic, M. Conlon // 2009 6th International Conference on the European Energy Market. – IEEE, 2009. – P. 1–6. DOI:10.1109/EEM.2009.5311425.
53. Brahma, S.M. Development of Adaptive Protection Scheme for Distribution Systems With High Penetration of Distributed Generation / S.M. Brahma, A.A. Girgis // IEEE Transactions on Power Delivery. – 2004. – Vol. 19 – № 1 – P. 56– 63. DOI:10.1109/TPWRD.2003.820204.
54. Casagrande, E. Data mining approach to fault detection for isolated inverter-based microgrids / E. Casagrande, W.L. Woon, H.H. Zeineldin, N.H. Kan’an // IET Generation, Transmission & Distribution. – IET Digital Library, 2013. – Vol. 7 – № 7 – P. 745–754. DOI:10.1049/iet-gtd.2012.0518.
55. Celli, G. An innovative transient-based protection scheme for mv distribution networks with distributed generation / G. Celli, F. Pilo, F. Pilo. – IET Digital Library, 2008. – P. 285–290. DOI:10.1049/cp:20080051.
56. Chen Zhongren Single-phase grounding fault identification and fault line selection for compensation grid / Chen Zhongren, Li Weibo, Huang Jian // Proceedings of The 7th International Power Electronics and Motion Control Conference: Proceedings of The 7th International Power Electronics and Motion Control Conference. – 2012. – Т. 3 – С. 2290–2293. DOI:10.1109/IPEMC.2012.6259205.
57. Chilvers, I.M. The use of 11 kV distance protection to increase generation connected to the distribution network / I.M. Chilvers // Eighth IEE International 127 Conference on Developments in Power System Protection. – IEE, 2004. – Vol. 2004 – P. 551–554. DOI:10.1049/cp:20040183.
58. Chilvers, I. Distance relaying of 11 kV circuits to increase the installed capacity of distributed generation / I. Chilvers, N. Jenkins, P. Crossley // IEE Proceedings - Generation, Transmission and Distribution. – 2005. – Vol. 152 – № 1 – P. 40. DOI:10.1049/ip-gtd:20041205.
59. Coster, E.J. Distribution grid operation including distributed generation / E.J. Coster // Eindhoven University of Technology, Netherlands. – 2010.
60. Currie, R.A.F. Fundamental research challenges for active management of distribution networks with high levels of renewable generation / R.A.F. Currie, G.W. Ault, C.E.T. Foote, G.M. Burt, J.R. McDonald // 39th International Universities Power Engineering Conference, UPEC 2004 - Conference Proceedings. – 2004.
61. Dao Van Tu Maintaining the reach of protective devices in distribution system with penetration of distributed generation / Dao Van Tu, S. Chaitusaney // The 8th Electrical Engineering/ Electronics, Computer, Telecommunications and Information Technology (ECTI) Association of Thailand - Conference 2011: The 8th Electrical Engineering/ Electronics, Computer, Telecommunications and Information Technology (ECTI) Association of Thailand - Conference 2011. – 2011. – С. 696–699. DOI:10.1109/ECTICON.2011.5947935.
62. Dewadasa, M. Line protection in inverter supplied networks / M. Dewadasa, A. Ghosh, G. Ledwich // 2008 Australasian Universities Power Engineering Conference: 2008 Australasian Universities Power Engineering Conference. – 2008. – P. 1–6.
63. Dewadasa, M. An inverse time admittance relay for fault detection in distribution networks containing DGs / M. Dewadasa, A. Ghosh, G. Ledwich // TENCON 2009 - 2009 IEEE Region 10 Conference: TENCON 2009 - 2009 IEEE Region 10 Conference. – 2009. – P. 1–6. DOI:10.1109/TENCON.2009.5396204.
64. Dewadasa, M. Protection of microgrids using differential relays / M. Dewadasa, A. Ghosh, G. Ledwich // 2011 21st Australasian Universities Power Engineering Conference, AUPEC 2011. – 2011.
65. Divya, K.C. Battery energy storage technology for power systems—An overview / K.C. Divya, J. Østergaard // Electric Power Systems Research. – 2009. – Vol. 79 – № 4 – P. 511–520. DOI:10.1016/j.epsr.2008.09.017.
66. Doyle, M.T. Reviewing the impacts of distributed generation on distribution system protection / M.T. Doyle // IEEE Power Engineering Society Summer Meeting,. – IEEE, 2002. – Vol. 1 – P. 103–105. DOI:10.1109/PESS.2002.1043186.
67. Druml, G. Fast selective earth fault localization using the new fast pulse detection method / G. Druml, C. Raunig, P. Schegner, L. Fickert. – IET Digital Library, 2013. – P. 1092–1092. DOI:10.1049/cp.2013.1068.
68. Eissa, M.M. Ground Distance Relay Compensation Based on Fault Resistance Calculation / M.M. Eissa // IEEE Transactions on Power Delivery. – 2006. – Vol. 21 – № 4 – P. 1830–1835. DOI:10.1109/TPWRD.2006.874621.
69. Ei-Tamaly, H.H. A new technique for setting calculation of digital distance relays / H.H. Ei-Tamaly, A.H.M. El-sayed // Proceedings of the 11th International Middle East Power Systems Conference, MEPCON’2006. – 2006.
70. Elkhatib, M.E. Communication-assisted impedance-based microgrid protection scheme / M.E. Elkhatib, A. Ellis // 2017 IEEE Power Energy Society General Meeting: 2017 IEEE Power Energy Society General Meeting. – 2017. – С. 1–5. DOI:10.1109/PESGM.2017.8274206.
71. Etxegarai, A. Analysis of remote islanding detection methods for distributed resources / A. Etxegarai, P. Eguía, I. Zamora // Renewable Energy and Power Quality Journal. – 2011. – P. 1142–1147. DOI:10.24084/repqj09.580.
72. Fan, Q. The Algorithm Reseach of Detecting Single-Phase-to-Ground Fault Line on Distribution Network with Distributed Generation / Q. Fan, K. Huang, Y. Xiao, M.-M. Xu, J.-G. Chen, W. Gu // 2015 International Conference on Computer Science and Applications (CSA): 2015 International Conference on Computer Science and Applications (CSA). – 2015. – С. 99–104. DOI:10.1109/CSA.2015.50.
73. Filomena, A.D. Ground Distance Relaying With Fault-Resistance Compensation for Unbalanced Systems / A.D. Filomena, R.H. Salim, M. Resener, A.S. Bretas // IEEE Transactions on Power Delivery. – 2008. – Vol. 23 – № 3 – P. 1319–1326. DOI:10.1109/TPWRD.2007.909210.
74. Funmilayo, H.B. An approach to mitigate the impact of distributed generation on the Overcurrent Protection scheme for radial feeders / H.B. Funmilayo, K.L. Butler-Purry // 2009 IEEE/PES Power Systems Conference and Exposition. – IEEE, 2009. – P. 1–11. DOI:10.1109/PSCE.2009.4840233.
75. Gao, J. Fault line detection based on cross correlation coefficient for distribution network with DG / J. Gao, Q. Cheng, X. Wang, F. Tan, Y. Zhang, D. Yu // 2016 China International Conference on Electricity Distribution (CICED). – IEEE, 2016. – P. 1–5. DOI:10.1109/CICED.2016.7576321.
76. Gilbert, M. Renewable and Efficient Electric Power Systems / M. Gilbert. – 2004. Т. 75 – С. 76.
77. Hadjsaid, N. Dispersed generation impact on distribution networks / N. Hadjsaid, J.-F. Canard, F. Dumas // IEEE Computer Applications in Power. – 1999. – Vol. 12 – № 2 – P. 22–28. DOI:10.1109/67.755642.
78. Haj-ahmed, M.A. The Influence of Inverter-Based DGs and Their Controllers on Distribution Network Protection / M.A. Haj-ahmed, M.S. Illindala // IEEE Transactions on Industry Applications: IEEE Transactions on Industry Applications. – 2014. – Т. 50 – № 4 – С. 2928–2937. DOI:10.1109/TIA.2013.2297452.
79. Haron, A.R. Coordination of Overcurrent, Directional and Differential Relays for the Protection of Microgrid System / A.R. Haron, A. Mohamed, H. Shareef // Procedia Technology. – 2013. – Vol. 11 – P. 366–373. DOI:10.1016/j.protcy.2013.12.204.
80. Hsieh, S.-C. Adaptive Relay Setting for Distribution Systems Considering Operation Scenarios of Wind Generators / S.-C. Hsieh, C.-S. Chen, C.-T. Tsai, C.- 130 T. Hsu, C.-H. Lin // IEEE Transactions on Industry Applications: IEEE Transactions on Industry Applications. – 2014. – Т. 50 – № 2 – С. 1356–1363. DOI:10.1109/TIA.2013.2274613.
81. Hu, Y. Analysis of the Shortest Repaired Path of Distribution Network Based on Dijkstra Algorithm / Y. Hu, Z. Chang, L. Sun, Y. Wang // 2009 International Conference on Energy and Environment Technology. – IEEE, 2009. – P. 73–76. DOI:10.1109/ICEET.2009.254.
82. Huang, W. An Impedance Protection Scheme for Feeders of Active Distribution Networks / W. Huang, T. Nengling, X. Zheng, C. Fan, X. Yang, B.J. Kirby // IEEE Transactions on Power Delivery. – 2014. – Vol. 29 – № 4 – P. 1591–1602. DOI:10.1109/TPWRD.2014.2322866.
83. Huang, W. Protection scheme for active distribution networks using positivesequence components / W. Huang, N. Tai, Ke Li, X. Zheng, Shi Chen // 2015 IEEE Power Energy Society General Meeting: 2015 IEEE Power Energy Society General Meeting. – 2015. – С. 1–5. DOI:10.1109/PESGM.2015.7286368.
84. Hydro-Quebec SimPowerSystem / Hydro-Quebec // Mathworks User’s Guide. – 2012.
85. Idris, M.H. Adaptive Mho type distance relaying scheme with fault resistance compensation / M.H. Idris, M.S. Ahmad, A.Z. Abdullah, S. Hardi // 2013 IEEE 7th International Power Engineering and Optimization Conference (PEOCO). – IEEE, 2013. – P. 213–217. DOI:10.1109/PEOCO.2013.6564545.
86. Imulauer, K. Market and business chances in the EU in the field of renewable energies and energi efficiency / K. Imulauer, R. Pera, S. Bartels, S. Brandes // IN℡EC 07 - 29th International Telecommunications Energy Conference. – IEEE, 2007. – P. 477–480. DOI:10.1109/INTLEC.2007.4448825.
87. Ivanchenko, D. Simulation of Interwire Short Circuits in Transformer Windings by Means of Simulink MATLAB / D. Ivanchenko, A. Smirnov // 2019 IEEE Conference of Russian Young Researchers in Electrical and Electronic Engineering (EIConRus). – IEEE, 2019. – P. 977–980. DOI:10.1109/EIConRus.2019.8657097.
88. Ivanchenko, D. Identification of interturn faults in power transformers by means of generalized symmetrical components analysis / D. Ivanchenko, A. Smirnov // E3S Web of Conferences / ed. by N. Vatin, P. Zunino, E. Vdovin. – 2019. – Vol. 140 – P. 04007. DOI:10.1051/e3sconf/201914004007.
89. Javadian, S.A.M. Implementation of a New Protection Scheme on a Real Distribution System in Presence of DG / S.A.M. Javadian, M.-R. Haghifam // 2008 Joint International Conference on Power System Technology and IEEE Power India Conference: 2008 Joint International Conference on Power System Technology and IEEE Power India Conference. – 2008. – С. 1–7. DOI:10.1109/ICPST.2008.4745215.
90. Jayawarna, N. Operating MicroGrid Energy Storage Control during Network Faults / N. Jayawarna, C. Jones, M. Barnes, N. Jenkins // 2007 IEEE International Conference on System of Systems Engineering: 2007 IEEE International Conference on System of Systems Engineering. – 2007. – С. 1–7. DOI:10.1109/SYSOSE. 2007.4304254.
91. Jecu, C. Protection scheme based on non communicating relays deployed on MV distribution grid / C. Jecu, B. Raison, R. Caire, P. Alibert, P. Deschamps, O. Chilard, S. Grenard // 2013 IEEE Grenoble Conference. – IEEE, 2013. – P. 1–6. DOI:10.1109/PTC.2013.6652310.
92. Jenkins, N. Distributed Generation / N. Jenkins, J.B. Ekanayake, G. Strbac // Electric Power Distribution Handbook, Second Edition. – CRC Press, 2014. P. 797–850. DOI:10.1201/b16747-16.
93. Jia, K. Ground Fault Location Using the Low-Voltage-Side Recorded Data in Distribution Systems / K. Jia, Z. Ren, T. Bi, Q. Yang // IEEE Transactions on Industry Applications: IEEE Transactions on Industry Applications. – 2015. – Т. 51 – № 6 – С. 4994–5001. DOI:10.1109/TIA.2015.2425358.
94. Jin, L. Fault analysis of microgrid and adaptive distance protection based on complex wavelet transform / L. Jin, M. Jiang, G. Yang // 2014 International Power Electronics and Application Conference and Exposition. – IEEE, 2014. – P. 360– 364. DOI:10.1109/PEAC.2014.7037882.
95. Jin, T. Fault location method for distribution lines with distributed generators based on a novel hybrid BPSOGA / T. Jin, H. Li // IET Generation, Transmission & Distribution. – IET Digital Library, 2016. – Vol. 10 – № 10 – P. 2454–2463. DOI:10.1049/iet-gtd.2015.1262.
96. Kauhaniemi, K. Impact of distributed generation on the protection of distribution networks / K. Kauhaniemi // Eighth IEE International Conference on Developments in Power System Protection. – IEE, 2004. – Vol. 2004 – P. 315– 318. DOI:10.1049/cp:20040126.
97. Khamis, A. A review of islanding detection techniques for renewable distributed generation systems / A. Khamis, H. Shareef, E. Bizkevelci, T. Khatib // Renewable and Sustainable Energy Reviews. – 2013. – Vol. 28 – P. 483–493. DOI:10.1016/j.rser.2013.08.025.
98. Korres, G.N. A hybrid method for observability analysis using a reduced network graph theory / G.N. Korres, P.J. Katsikas // IEEE Transactions on Power Systems. – 2003. – Vol. 18 – № 1 – P. 295–304. DOI:10.1109/TPWRS.2002.807072.
99. Kumar, D.S. A Fast and Scalable Protection Scheme for Distribution Networks With Distributed Generation / D.S. Kumar, D. Srinivasan, T. Reindl // IEEE Transactions on Power Delivery: IEEE Transactions on Power Delivery. – 2016. – Т. 31 – № 1 – С. 67–75. DOI:10.1109/TPWRD.2015.2464107.
100. Laaksonen, H. Technical solutions for low-voltage microgrid concept / H. Laaksonen. – 2011. – Т. 41 – С. 140.
101. Laaksonen, H. Enhanced MV microgrid protection scheme for detecting highimpedance faults / H. Laaksonen, P. Hovila // 2017 IEEE Manchester PowerTech: 2017 IEEE Manchester PowerTech. – 2017. – С. 1–6. DOI:10.1109/PTC.2017.7980899.
102. Lee, C.J. A New Two-Terminal Numerical Algorithm for Fault Location, Distance Protection, and Arcing Fault Recognition / C.J. Lee, J.B. Park, J.R. Shin, Z.M. Radojevie // IEEE Transactions on Power Systems. – 2006. – Vol. 21 – № 3 – P. 1460–1462. DOI:10.1109/TPWRS.2006.876646.
103. Lin, H. Distance protection for microgrids in distribution system / H. Lin, C. Liu, J.M. Guerrero, J.C. Vasquez // IECON 2015 - 41st Annual Conference of the IEEE Industrial Electronics Society. – IEEE, 2015. – P. 000731–000736. DOI:10.1109/IECON.2015.7392186.
104. Liu, Q.K. Adaptive Impedance Relay With Composite Polarizing Voltage Against Fault Resistance / Q.K. Liu, S.F. Huang, H.Z. Liu, W.S. Liu // IEEE Transactions on Power Delivery. – 2008. – Vol. 23 – № 2 – P. 586–592. DOI:10.1109/TPWRD.2007.916021.
105. Loix, T. Protection of microgrids with a high penetration of inverter-coupled energy sources / T. Loix, T. Wijnhoven, G. Deconinck // 2009 CIGRE/IEEE PES Joint Symposium Integration of Wide-Scale Renewable Resources Into the Power Delivery System: 2009 CIGRE/IEEE PES Joint Symposium Integration of WideScale Renewable Resources Into the Power Delivery System. – 2009. – С. 1–6.
106. LÓpez, J. Wind Turbines Based on Doubly Fed Induction Generator Under Asymmetrical Voltage Dips / J. LÓpez, E. GubÍa, P. Sanchis, X. Roboam, L. Marroyo // IEEE Transactions on Energy Conversion: IEEE Transactions on Energy Conversion. – 2008. – Т. 23 – № 1 – С. 321–330. DOI:10.1109/TEC.2007.914317.
107. Ma, J. Adaptive distance protection scheme with quadrilateral characteristic for extremely high-voltage/ultra-high-voltage transmission line / J. Ma, X. Xiang, P. Li, Z. Deng, J.S. Thorp // IET Generation, Transmission & Distribution. – 2017. – Vol. 11 – № 7 – P. 1624–1633. DOI:10.1049/iet-gtd.2016.0373.
108. Mahadanaarachchi, V.P. Impact of distributed generation on distance protection performance - A review / V.P. Mahadanaarachchi, R. Ramakuma // 2008 IEEE Power and Energy Society General Meeting - Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century. – IEEE, 2008. – P. 1–7. DOI:10.1109/PES.2008.4596707.
109. Mahat, P. A Simple Adaptive Overcurrent Protection of Distribution Systems With Distributed Generation / P. Mahat, Z. Chen, B. Bak-Jensen, C.L. Bak // IEEE 134 Transactions on Smart Grid: IEEE Transactions on Smart Grid. – 2011. – Т. 2 – № 3 – С. 428–437. DOI:10.1109/TSG.2011.2149550.
110. Maki, K. Effect of wind power based distributed generation on protection of distribution network / K. Maki // Eighth IEE International Conference on Developments in Power System Protection. – IEE, 2004. – Vol. 2004 – P. 327– 330. DOI:10.1049/cp:20040129.
111. Makwana, V.H. A New Digital Distance Relaying Scheme for Compensation of High-Resistance Faults on Transmission Line / V.H. Makwana, B.R. Bhalja // IEEE Transactions on Power Delivery: IEEE Transactions on Power Delivery. – 2012. – Т. 27 – № 4 – С. 2133–2140. DOI:10.1109/TPWRD.2012.2202922.
112. Mirsaeidi, S. A protection strategy for micro-grids based on positive-sequence component / S. Mirsaeidi, D. Mat Said, M.W. Mustafa, M. Hafiz Habibuddin // IET Renewable Power Generation. – 2015. – Т. 9 – № 6 – С. 600–609. DOI:10.1049/iet-rpg.2014.0255.
113. Morandi, A. Fault Current Limiter: An Enabler for Increasing Safety and Power Quality of Distribution Networks / A. Morandi // IEEE Transactions on Applied Superconductivity. – 2013. – Vol. 23 – № 6 – P. 57–64. DOI:10.1109/TASC.2013.2263464.
114. Mortazavi, H. Application of distance relay for distribution system monitoring / H. Mortazavi, H. Mehrjerdi, M. Saad, S. Lefebvre, D. Asber, L. Lenoir // 2015 IEEE Power & Energy Society General Meeting. – IEEE, 2015. – P. 1–5. DOI:10.1109/PESGM.2015.7285710.
115. Nikander, A. Identification of High-Impedance Earth Faults in Neutral Isolated or Compensated MV Networks / A. Nikander, P. Järventausta // IEEE Transactions on Power Delivery: IEEE Transactions on Power Delivery. – 2017. – Т. 32 – № 3 – С. 1187–1195. DOI:10.1109/TPWRD.2014.2346831.
116. Nikolaidis, V.C. Investigating Particularities of Infeed and Fault Resistance Effect on Distance Relays Protecting Radial Distribution Feeders With DG / V.C. Nikolaidis, A.M. Tsimtsios, A.S. Safigianni // IEEE Access. – 2018. – Vol. 6 – P. 11301–11312. DOI:10.1109/ACCESS.2018.2804046.
117. Papaefthymiou, G. Integration of stochastic generation in power systems / G. Papaefthymiou, P.H. Schavemaker, L. van der Sluis, W.L. Kling, D. Kurowicka, R.M. Cooke // International Journal of Electrical Power & Energy Systems. Series: Selection of Papers from 15th Power Systems Computation Conference, 2005. – 2006. – Vol. 28 – № 9 – P. 655–667. DOI:10.1016/j.ijepes.2006.03.004.
118. Peng, F.Z. Control and protection of power electronics interfaced distributed generation systems in a customer-driven microgrid / F.Z. Peng, Y.W. Li, L.M. Tolbert // 2009 IEEE Power & Energy Society General Meeting. – IEEE, 2009. – P. 1–8. DOI:10.1109/PES.2009.5275191.
119. Perez, S.G.A. Modeling relays for power system protection studies / S.G.A. Perez, T.S. Sidhu, M.S. Sachdev // Electrical Engineering. – 2006.
120. Petit, M. Performance of directional relays without voltage sensors: impact of distributed generation technologies / M. Petit, Trung Dung Le // 22nd International Conference and Exhibition on Electricity Distribution (CIRED 2013). – Institution of Engineering and Technology, 2013. – P. 0749–0749. DOI:10.1049/cp.2013.0910.
121. Pietramala, P.C. Distance element corrective biasing during remote infeed conditions / P.C. Pietramala, M. Alla, B.K. Johnson // 2016 North American Power Symposium (NAPS). – IEEE, 2016. – P. 1–6. DOI:10.1109/NAPS.2016.7747968.
122. Raunig, C. Mobile earth fault localization by tracing current injection / C. Raunig, L. Fickert, C. Obkircher, G. Achleitner // Proceedings of the 2010 Electric Power Quality and Supply Reliability Conference: Proceedings of the 2010 Electric Power Quality and Supply Reliability Conference. – 2010. – С. 243–246. DOI:10.1109/PQ.2010.5549991.
123. Reza, M. Stability analysis of transmission systems with high penetration of distributed generation / M. Reza. 2006.
124. Sagastabeitia, K.J. Low-current fault detection in high impedance grounded distribution networks, using residual variations of asymmetries / K.J. Sagastabeitia, I. Zamora, A.J. Mazón, Z. Aginako, G. Buigues // IET Generation, Transmission & Distribution. – IET Digital Library, 2012. – Vol. 6 – № 12 – P. 1252–1261. DOI:10.1049/iet-gtd.2012.0195.
125. Saha, M.M. Adaptive line distance protection with compensation for remote end infeed / M.M. Saha, J. Izykowski, E. Rosolowski, M. Bozek // IET 9th International Conference on Developments in Power Systems Protection (DPSP 2008). – IEE, 2008. – Vol. 2008 – P. 321–326. DOI:10.1049/cp:20080057.
126. Salman, S.K. Investigating the impact of embedded generation on relay settings of utilities electrical feeders / S.K. Salman, I.M. Rida // IEEE Transactions on Power Delivery: IEEE Transactions on Power Delivery. – 2001. – Т. 16 – № 2 – С. 246– 251. DOI:10.1109/61.915490.
127. Samantaray, S.R. Differential energy based microgrid protection against fault conditions / S.R. Samantaray, G. Joos, I. Kamwa // 2012 IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies (ISGT): 2012 IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies (ISGT). – 2012. – С. 1–7. DOI:10.1109/ISGT.2012.6175532.
128. Sarangi, S. Adaptive Direct Underreaching Transfer Trip Protection Scheme for the Three-Terminal Line / S. Sarangi, A.K. Pradhan // IEEE Transactions on Power Delivery. – 2015. – Vol. 30 – № 6 – P. 2383–2391. DOI:10.1109/TPWRD.2015.2388798.
129. Schinerl, T. A new sensitive detection algorithm for low and high impedance earth faults in compensated MV networks based on the admittance method / T. Schinerl. – IET Digital Library, 2005. – P. 1–4.
130. Shen, S. An Adaptive Protection Scheme for Distribution Systems With DGs Based on Optimized Thevenin Equivalent Parameters Estimation / S. Shen, D. Lin, H. Wang, P. Hu, K. Jiang, D. Lin, B. He // IEEE Transactions on Power Delivery. – 2017. – Vol. 32 – № 1 – P. 411–419. DOI:10.1109/TPWRD.2015.2506155.
131. Singh, M. Adaptive distance relaying scheme to tackle the under reach problem due renewable energy / M. Singh, V. Telukunta // 2014 Eighteenth National Power Systems Conference (NPSC). – IEEE, 2014. – P. 1–6. DOI:10.1109/NPSC.2014.7103785.
132. Smirnov, A.I. Diagnostics of inter-turn short-circuit in the stator winding of the induction motor / A.I. Smirnov, I.N. Voytyuk // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. – 2019. – Vol. 643 – № 1 – P. 012023. DOI:10.1088/1757-899X/643/1/012023.
133. Sortomme, E. Fault analysis and protection of a microgrid / E. Sortomme, G.J. Mapes, B.A. Foster, S.S. Venkata // 2008 40th North American Power Symposium. – IEEE, 2008. – P. 1–6. DOI:10.1109/NAPS.2008.5307360.
134. Su, C. An adaptive control strategy of converter based DG to maintain protection coordination in distribution system / C. Su, Z. Liu, Z. Chen, Y. Hu // IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies, Europe: IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies, Europe. – 2014. – С. 1–6. DOI:10.1109/ISGTEurope.2014.7028900.
135. Tailor, J.K. Restoration of fuse-recloser coordination in distribution system with high DG penetration / J.K. Tailor, A.H. Osman // 2008 IEEE Power and Energy Society General Meeting - Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century: 2008 IEEE Power and Energy Society General Meeting - Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century. – 2008. – С. 1–8. DOI:10.1109/PES.2008.4596422.
136. Thomas, H. Advancements in Distributed Generation Issues Interconnection, Modeling, and Tariffs / H. Thomas, B. Kroposki, T. Basso, B.G. Treanton // 2007 IEEE Power Engineering Society General Meeting. – IEEE, 2007. – P. 1–5. DOI:10.1109/PES.2007.385766.
137. Tian, A. A fault feature matching-based fault location for distribution network with DGs / A. Tian, W. Li, Z.K. Ruiying Liu // 2016 IEEE Industrial Electronics and Applications Conference (IEACon): 2016 IEEE Industrial Electronics and Applications Conference (IEACon). – 2016. – С. 167–172. DOI:10.1109/IEACON.2016.8067374.
138. Topolanek, D. Earth fault location based on evaluation of voltage sag at secondary side of medium voltage/low voltage transformers / D. Topolanek, M. Lehtonen, M.R. Adzman, P. Toman // Transmission Distribution IET Generation: 138 Transmission Distribution IET Generation. – 2015. – Т. 9 – № 14 – С. 2069–2077. DOI:10.1049/iet-gtd.2014.0460.
139. Turunen, S.I. Protection of Microgrids and Distributed Energy Resources based on IEC 61850 [Электронный ресурс] / S.I. Turunen. – 2016. URL: https://trepo.tuni.fi/handle/123456789/23938 (accessed: 17.08.2020).
140. Velayudham, T. Locating ground fault in distribution systems using smart meter / T. Velayudham, S. Ganesh, R. Kanimozhi // 2017 International conference of Electronics, Communication and Aerospace Technology (ICECA): 2017 International conference of Electronics, Communication and Aerospace Technology (ICECA). – 2017. – Т. 2 – С. 104–109. DOI:10.1109/ICECA.2017.8212774.
141. Vermeyen, P. Effect of Distributed Generation on Fault Detection and Ripple Control (Effect van gedistribueerde opwekking op foutdetectie en centrale afstandsbediening) / P. Vermeyen. – 2008.
142. Wang, P. Fault Location in Resonant Grounded Network by Adaptive Control of Neutral-to-Earth Complex Impedance / P. Wang, B. Chen, H. Zhou, T. Cuihua, B. Sun // IEEE Transactions on Power Delivery: IEEE Transactions on Power Delivery. – 2018. – Т. 33 – № 2 – С. 689–698. DOI:10.1109/TPWRD.2017.2716955.
143. Wang, Y. Novel Protection Scheme of Single-Phase Earth Fault for Radial Distribution Systems With Distributed Generators / Y. Wang, G. Wei, H. Yang, H. Chen, Z. Ouyang // IEEE Transactions on Power Delivery: IEEE Transactions on Power Delivery. – 2018. – Т. 33 – № 2 – С. 541–548. DOI:10.1109/TPWRD.2016.2585380.
144. Wu, C.X. The existed problems and possible solutions of micro-grid based on distributed generation / C.X. Wu, F.S. Wen, Y.L. Lou // 2008 Third International Conference on Electric Utility Deregulation and Restructuring and Power Technologies. – IEEE, 2008. – P. 2763–2768. DOI:10.1109/DRPT.2008.4523880.
145. Xu, X. Overview of the researches on Distributed Generation and microgrid / X. Xu, X. Zha // 8th International Power Engineering Conference, IPEC 2007. – 2007.
146. Xu, Z.Y. A New Fault-Impedance Algorithm for Distance Relaying on a Transmission Line / Z.Y. Xu, G. Xu, L. Ran, S. Yu, Q.X. Yang // IEEE Transactions on Power Delivery. – 2010. – Vol. 25 – № 3 – P. 1384–1392. DOI:10.1109/TPWRD.2010.2042082.
147. Yazdanpanahi, H. A New Control Strategy to Mitigate the Impact of InverterBased DGs on Protection System / H. Yazdanpanahi, Y.W. Li, W. Xu // IEEE Transactions on Smart Grid: IEEE Transactions on Smart Grid. – 2012. – Т. 3 – № 3 – С. 1427–1436. DOI:10.1109/TSG.2012.2184309.
148. Zamani, M.A. A Protection Strategy and Microprocessor-Based Relay for LowVoltage Microgrids / M.A. Zamani, T.S. Sidhu, A. Yazdani // IEEE Transactions on Power Delivery: IEEE Transactions on Power Delivery. – 2011. – Т. 26 – № 3 – С. 1873–1883. DOI:10.1109/TPWRD.2011.2120628.
149. Zamani, M.A. A Communication-Assisted Protection Strategy for Inverter-Based Medium-Voltage Microgrids / M.A. Zamani, A. Yazdani, T.S. Sidhu // IEEE Transactions on Smart Grid: IEEE Transactions on Smart Grid. – 2012. – Т. 3 – № 4 – С. 2088–2099. DOI:10.1109/TSG.2012.2211045.
150. Zamani, M.A. A communication-based strategy for protection of microgrids with looped configuration / M.A. Zamani, T.S. Sidhu, A. Yazdani // Electric Power Systems Research. – 2013. – Vol. 104 – P. 52–61. DOI:10.1016/j.epsr. 2013.06.006.
151. Zamora, I. New Method for Detecting Low Current Faults in Electrical Distribution Systems / I. Zamora, A.J. Mazon, K.J. Sagastabeitia, J.J. Zamora // IEEE Transactions on Power Delivery. – 2007. – Vol. 22 – № 4 – P. 2072–2079. DOI:10.1109/TPWRD.2007.905273.
152. Zhong, Y. A Novel Distance Protection Algorithm for the Phase-Ground Fault / Y. Zhong, X. Kang, Z. Jiao, Z. Wang, J. Suonan // IEEE Transactions on Power Delivery. – 2014. – Vol. 29 – № 4 – P. 1718–1725. DOI:10.1109/ TPWRD.2013.2286627.
#энергетика #цифровизация #распределительные сети #электроснабжение #асу #автоматизация #энергосистема
