СТУДИЈА НА РЕАЛЕН СЛУЧАЈ НА ВЛИЈАНИЕТО НА ДИСПЕРЗИРАНОТО ПРОИЗВОДСТВО ВРЗ СН ДИСТРИБУТИВНА МРЕЖА

6. СОВЕТУВАЊЕ Охрид, 4-6 октомври 2009 Методија Атанасовски Љупчо Трпезановски Технички Факултет, Битола СТУДИЈА НА РЕАЛЕН СЛУЧАЈ НА ВЛИЈАНИЕТО НА ДИСПЕРЗИРАНОТО ПРОИЗВОДСТВО ВРЗ СН ДИСТРИБУТИВНА МРЕЖА КУСА СОДРЖИНА Овој реферат има за цел да го испита влијанието на дисперзираното производство (ДП) врз СН дистрибутивна мрежа. Практично се работи за студија на реален случај од 35 kv мрежа на електродистрибутивното претпријатие во Битола. Електродистрибуција-Битола има т.н. двостепена трансформација и со оглед на тоа 35 kv мрежа е поврзана на ТС 110/35 kv/kv Битола 1. На оваа 35 kv мрежа се поврзани две мали ХЕЦ, како типични претставници на категоријата ДП. Едната мала ХЕЦ е сопственост на ЈП Стрежево и се состои од три агрегати со моќност 1 MVA, се наоѓа на браната Стрежево и е поврзана на мрежа преку ТС 0,4/35 kv/kv. Другата мала електрана е ХЕЦ Сапунчица која се состои од два агрегати со моќност од 1,6 MVA и е поврзана на мрежа преку ТС 6/35 kv/kv. Поради овие факти, оваа 35 kv мрежа е одличен реален пример за студија на влијанието на ДП врз дистрибутивната мрежа. Анализирано е влијанието на ДП врз напонскиот профил и загубите на мрежата при различни сценарија, пресметано е влијанието на ДП врз струите на куси врски, како и динамичкото однесување на генераторите при преодни процеси поради куси врски, односно ќе биде одредена транзиентната стабилност на овие генератори и критичното време на исклучување на кусите врски за да генераторите останат стабилни. На крајот на рефератот ќе бидат презентирани низа на корисни заклучоци. За моделирање и анализа на мрежата ќе биде користен софтверскиот пакет Neplan 5.2.2 (www.neplan.ch). Техничкиот Факултет-Битола поседува лиценца од овој софтвер за едукативни и истражувачки цели. Клучни зборови: Дисперзирано производство, дистрибутивна мрежа. 1 ВОВЕД Rазвојот на структурните промени во електроенергетскиот сектор и можноста за отворен пристап на трето лице на електричната мрежа, овозможи појава на независни производители на електрична енергија и т.н. дисперзирано производство (ДП). ДП во денешно време станува се поконкурентно на традиционалните големи електрични централи и порастот на неговото учество во вкупното производство на електрична енергија има значајни последици врз електроенергетскиот систем (ЕЕС). Присуството на ДП во дистрибутивните системи, радикално го менува односот кон овие системи како од технички така и од комерцијален аспект. Причина за ова е фактот дека дистрибутивните мрежи со ДП не се повеќе пасивни, со еднонасочни распределби на моќностите од повисоките кон пониските напонски нивоа, туку тие се претвораат во активни мрежи, со повеќенасочни распределби на моќностите. Сите прашања во врска со планирањето, градбата, одржувањето, како и функционирањето и стопанисувањето со дистрибутивните системи во вакви услови бараат повторно истражување. Практично вкупниот модел на дистрибутивната мрежа треба да се обнови. Функциите на следење и управување на дистрибутивната мрежа како што се: проценка на состојбатата, пресметката на распределбата на моќностите, регулација на напонот, загубите во мрежата и C6-10R 1/8

MAKO CIGRE 2009 C6-10R 2/8 нивната распределба, реконфигурацијата на мрежата, анализата на кусите врски, концептот на релејната заштита и квалитетот на електричната енергија се под значително влијание на ДП. Тоа значи дека овие функции на управувањето треба повторно да се разгледаат и при тоа да се води сметка за присуството на ДП во дистрибутивната мрежа [1]. Спротивно на ова, економското влијание на ДП врз дистрибутивната мрежа, согласно структурните промени во ЕЕС, добива многу големо значење. Ова произлегува од фактот што ДП ги менува распределбите на моќностите во мрежата, а со тоа ги менува и загубите во мрежата. Ако мал дисперзиран генератор е поврзан блиску до голем потрошувач во мрежата, тогаш загубите во мрежата ќе се намалат, бидејќи активната и реактивната моќност кои ги побарува потрошувачот ќе бидат обезбедени од генераторот. Спротивно, ако голем дисперзиран генератор е поврзан електрично далеку од потрошувачите во мрежата, тој може значително да ги зголеми загубите во дистрибутивната мрежа. Дополнителни компликаии со загубите во мрежата се јавуваат во периодите при појава на големите разлики во електричната енергија што ја произведува ДП и ја побаруваат потрошувачите во мрежата. Значи ДП ќе има значително влијание врз еден од главните оперативни трошоци на мрежата, а тоа се загубите на електрична моќност/енергија. Согласно ова за дистрибутивните мрежи со присуство на ДП се актуелизира прашањето за соодветно распределба на трошоците за загубите во мрежата, бидејќи промените во загубите во дистрибутивната мрежа ќе имаат директно влијание врз профитот на субјектите во дистрибутивнта дејност. Овој реферат има за цел да го испита влијанието на дисперзираното производство (ДП) врз СН дистрибутивна мрежа. Практично се работи за студија на реален случај од 35 kv мрежа на електродистрибутивното претпријатие во Битола. Електродистрибуција-Битола има т.н. двостепена трансформација и со оглед на тоа 35 kv мрежа е поврзана на ТС 110/35 kv/kv Битола 1. На оваа 35 kv мрежа се поврзани две мали ХЕЦ, како типични претставници на категоријата ДП. Едната мала ХЕЦ е сопственост на ЈП Стрежево и се состои од три агрегати со моќност 1 MVA, се наоѓа на браната Стрежево и е поврзана на мрежа преку ТС 0,4/35 kv/kv. Другата мала електрана е ХЕЦ Сапунчица која се состои од два агрегати со моќност од 1,6 MVA и е поврзана на мрежа преку ТС 6/35 kv/kv. Поради овие факти, оваа 35 kv мрежа е одличен реален пример за студија на влијанието на ДП врз дистрибутивната мрежа. Низа на технички фактори треба да се анализираат со цел да се утврди влијанието на ДП врз 35 kv дистрибутивна мрежа. Прво ќе биде анализиран стационарен режим со цел да се добие влијанието на ДП врз напонскиот профил на мрежата, регулацијата на напонот и загубите во мрежата и нивната распределба. Притоа ќе бидат разгледани неколку сценарија и тоа: без генератори и максимално отповарување, максимално производство и максимално опроварување, максимално производство и минимално оптоварување. Секое од овие сценарија ќе биде разгледано при различен режим на работа на генераторот, односно при генератор со контролиран напон и генератор со контролиран фактор на моќност. Потоа ќе биде разгледан стационарен режим со грешка односно пресметка на струите на куси врски, со цел да се одреди влијанито на ДП врз истите. Исто така ќе биде разгледано динамичкото однесување на генераторите при преодни процеси во мрежата поради куси врски, односно ќе биде одредена транзиентната стабилност на овие генератори и критичното време на исклучување на кусите врски за да генераторите останат стабилни. На крајот на рефератот ќе бидат презентирани низа на корисни заклучоци. За моделирање и анализа на мрежата ќе биде користен софтверскиот пакет Neplan 5.2.2 (www.neplan.ch). Техничкиот Факултет-Битола поседува лиценца од овој софтвер за едукативни и истражувачки цели. 2 МОДЕЛИРАЊЕ НА РАЗГЛЕДУВАНИОТ СЛУЧАЈ Еднофазната шема на разгледуваната 35 kv мрежа е дадена на сликата 1. Моделирањето и анализата на мрежата е извршено со софтверскиот пакет Neplan 5.2.2 [2]. За сите студии кои се анализирани во овој реферат, режимските променливи на мрежата се претставени со фазори и е користена еднофазна претстава на елементите на мрежата. Мрежата главно се напојува од 110 kv мрежа претставена со Тевененов еквивалент со моќност на трифазна куса врска 3100 MVA и односи на X/R=5 за директен редослед и X(0)/R(0)=10 за нулти редослед. Овие

MAKO CIGRE 2009 C6-10R 3/8 податоци за 110 kv мрежа не се претпоставени туку се пресметани со користење на моделот за пресметка на куси врски во македонскиот ЕЕС [4], симулирајќи куса врска на јазолот Битола 1. Постројката Битола 1 е претставена со двата трансформатори 110/36,75 kv/kv кои се претставени со Г-еквивалентната шема, земајќи ја во предвид и можноста за регулација на напонот под оптоварување. Сите дистрибутивни водови се претставени со π еквивалентната шема. При анализите на стационарен режим потрошувачите се претставени со константна моќност, додека при динамичките студии, активните моќности на потрошувачите се претставени со моделот на константна струја, а реактивните моќности на потрошувачите се претставени со моделот на константна импеданција, како што е препорачано во [5]. Слика 1. Еднополна шема на 35 kv мрежа На оваа 35 kv мрежа се поврзани две мали ХЕЦ, како типични претставници на категоријата ДП. Едната мала ХЕЦ е сопственост на ЈП Стрежево и се состои од три агрегати со моќност 1 MVA, се наоѓа на браната Стрежево и е поврзана на мрежа преку ТС 0,4/35 kv/kv. Другата мала електрана е ХЕЦ Сапучица која се состои од два агрегати со моќност од 1,6 MVA и е поврзана на мрежа преку ТС 6/35 kv/kv. Во двете електрани се применети синхрони генератори кои се практично најзастапени електрични машини во категоријата ДП. Синхроните генератори за стационарен режим се моделирани како PQ или како PV генератори. При пресметката на кусите врски генераторите се моделирани на класичен стандарден начин за овој тип на пресметки, односно за директен редослед со елекетромоторна сила во серија со соодветната субтранзиентна реактанција, а за инверзен и нулти редослед само со соодветната реактанција на генераторот за овие редоследи. При анализа на транзиентната стабилност синхроните генератори се моделирани со деталниот субтранзиентен модел за синхрони генератори, користејќи типични податоци за временските константи и реактанциите за синхроните генератори. Реактанциите на машината и нејзината инерција се сведени во единечни вредности согласно базниот напон и моќност (MVA) на машината. Бидејќи синхроните генератори поврзани на дистрибутивна мрежа работат како константни извори на активна моќност, тие не учествуваат во регулација на фреквенцијата во системот. Затоа во овој модел, механичката моќност на генераторите е сметана за константна и примарниот двигател заедно со регулаторот на брзина се занемарени. За моделирање на возбудниот систем е искористен упростениот IEEE AC4A возбуден систем [6].

MAKO CIGRE 2009 C6-10R 4/8 3 АНАЛИЗА НА СТАЦИОНАРЕН РЕЖИМ Анализата на стационарен режим е направена за испитување на влијанието на ДП врз напонскиот профил на мрежата и загубите на активна моќност во истата. Во литературата [5] се наведени критичните сценарија за испитување на влијанието на ДП врз овие режимски карактеристики на мрежата. Тие сценарија се следните: 1. Без производство и максимално оптоварување; 2. Максимално производство и максимално оптоварување; 3. Без производство и минимално оптоварување; 4. Максимално производство и минимално оптоварување. Во овој реферат се анализирани сите четири сценарија и притоа сметано е дека минималното оптоварување е 10% од максималното оптоварување. Сценаријата 2 и 4 се анализирани за два случаи и тоа: кога ДП работи во режим со контролиран фактор на моќност (PQ) и во случај кога ДП работи во режим со контролиран напон (PV). Трансформаторите 110/36,75 kv/kv работат со регулација на напонот под оптоварување. Утврден е критеруим за дозволена промена на напоните на јазлите во опсегот од 0,95 p.u. до 1,05 p.u. за било кое од разгледуваните сценарија. Во табелата 1 е даден напонскиот профил на мрежата за секое од погоре наведените сценарија. Табела 1. Пресметани напони на јазлите на мрежата во (p.u.) за различните сценарија Јазол сценарио 1 сценарио 2 сценарио 3 сценарио 4 U (p.u.) U (p.u.) U (p.u.) U (p.u.) PQ PV PQ PV без генер. генер. генер. без генер. генер. генер. БТ1 110 1 1 1 1 1 1 БТ1 35 0,9956 0,9969 0,9997 1,0011 1,0012 1,002 Кукуречани 35 0,9941 0,9968 0,9997 1,001 1,0024 1,0032 Кукуречани 10 1,0211 1,0239 1,027 1,0487 1,0502 1,0511 Брана Стрежево 35 0,9941 1,0227 1,0268 1,001 1,0282 1,0292 Брана Стрежево 0,4 0,9939 1,0255 1,035 1 1,031 1,035 Запад 35 0,9776 0,9821 0,9858 0,9992 1,0023 1,0032 Запад 10 1,0093 1,0142 1,018 1,0475 1,0507 1,0516 Сапунчица 35 0,9704 0,9816 0,9862 0,9985 1,0079 1,0087 Сапунчица 10 0,9941 1,0061 1,011 1,0459 1,0559 1,0566 Сапунчица 6 0,97 1,0078 1,025 0,998 1,0335 1,025 Термо 35 0,9601 0,9614 0,9644 0,9977 0,9977 0,9986 Термо 10 0,9874 0,9888 0,992 1,0455 1,0456 1,0465 Букри 35 0,9315 0,9328 0,9359 0,995 0,9951 0,9959 Букри 10 0,9629 0,9644 0,9676 1,0432 1,0433 1,0442 Од резултатите дадени во табелата 1, можи да се забележи дека при сценариото 4 некои од напоните на јазлите на мрежата го надминуваат горниот дозволен лимит на напонот и во двата случаи односни и кога ДП работи како PQ и како PV. Тоа се случува на 10 kv јазли на ТС 35/10 Кукуречани, Запад и Сапунчица. Исто така јазолот Букри 35 за сценаријата 1 и 2 има напон под долниот дозволен лимит. При останатите сценарија напоните на јазлите се во дефинираниот опсег. Кога се дискутира за регулацијата на напонот во стационарен режим во присуство на ДП, дефинирани се во литературата [5] неколку глобални индекси за оценка на напонската регулациона карактеристика на мрежата. Еден од тие глобални индекси покажува колку е промената на напоните на јазлите во случај на максимално и минимално оптоварување.

MAKO CIGRE 2009 C6-10R 5/8 Пожелно е промената на напоните да е што помала при промена на оптоварувањето. Равенката со која се пресметува овој индекс е: n j 100 U I 2 = U i max U i n j i= 1 каде што оптоварување додека min n j е бројот на јазлите на мрежата, U i min U i max (1) е напонот на јазолот i при максимално е напонот на јазолот i при минимално оптоварување. Во табелата 2 се дадени резултатите од пресметката на овој индекс. Може да се забележи дека користењето на генератори со контролиран напон (PV) доведува до најдобра карактеристика на напонска регулација односно најмала напонска промена при промена на оптоварувањето. Ова се должи на тоа што во овој режим на работа на генераторите ја менуваат нивната произведена реактивна моќност согласно промената на оптоварувањето во мрежата што резултира со добра напонска регулација. Од друга страна генераторите со константен фактор на моќност даваат полоша напонска регулација. Секако најлоша е ситуацијата без генератори односно тогаш е најголема напонската промена при промена на оптоварувањето. Табела 2. Индекс на напонска регулација U I 2 (%) тип на генератор U I 2 (%) PQ со константен фактор на моќност 2,95 PV со контролиран напон 2,45 без генератори 3,1 Друг фактор врз кој е испитувано влијанието на ДП во стационарен режим се загубите на активна моќност во мрежата. Овој фактор нема техничка природа туку економска. Резултатите за загубите во мрежата се дадени во табелата 3 и тоа за сите разгледувани сценарија. Од резултатите може да се забележи дека во сценаријата 1 и 2, без генератори односно со генератори (PQ или PV) и максимално оптоварување практично ДП не влијае во голема мерка на загубите во мрежата односно истите многу малку се менуваат. Додека при сценаријата 3 и 4, без генератори односно со генератори (PQ или PV) и минимално оптоварување, ДП ги зголемува загубите во мрежата. Табела 3. Загуби на активна моќност во мрежата (MW) за различните сценарија Сценарио 1 сценарио 2 Сценарио 3 сценарио 4 Δ P (MW) Δ P (MW) Δ P (MW) Δ P (MW) без генер. PQ генер. PV генер. без генер. PQ генер. PV генер. 1,46 1,5 1,47 0,16 0,36 0,34 4 ПРЕСМЕТКА НА СТРУИТЕ НА КУСИ ВРСКИ Инсталацијата на генератори во дистрибутивната мрежа може значително да ги зголеми струите на куси врски во мрежата, а тоа повлекува проверка на димензионирањето на расклопната опрема и подесувањето на релејната заштита. Затоа за анализираниот случај се пресметани струите на куси врски и тоа за подобро да се утврди влијанието на ДП, струите се пресметани за случај без и со генератори. Анализирани се трифазните и двофазните куси врски на сите јазли на мрежата. Во табелата 4 се дадени ефективните вредности на наизменичните компоненти на трифазните и двофазните струи на куси врски за случај без и со ДП. Од резултатите се гледа дека има прираст на струите на куси врски во целата мрежа, меѓутоа поизразени се кај јазлите кои се електрично поблиску до местото на приклучување на генераторите.

MAKO CIGRE 2009 C6-10R 6/8 Табела 4. Струи на куси врски во анализираната мрежа без генер. со генер. Прираст Јазол 3 ф. К.в. 2 ф. к.в. 3 ф. к.в. 2 ф. к.в. 3 ф. к.в. 2 ф. к.в. ка ка ка ка % % БТ1 110 16,27 14,09 16,4 14,2 0,8 0,8 БТ1 35 7,15 6,19 7,53 6,5 5,3 5,0 Кукуречани 35 6,2 5,37 6,53 5,63 5,3 4,8 Кукуречани 10 3,28 2,84 3,31 2,86 0,9 0,7 Брана Стрежево 35 1,38 1,2 1,54 1,32 11,6 10,0 Брана Стрежево 0,4 65,15 56,42 84,22 71,21 29,3 26,2 Запад 35 4,67 4,04 4,94 4,26 5,8 5,4 Запад 10 7,68 6,65 7,9 6,83 2,9 2,7 Сапунчица 35 2,88 2,49 3,1 2,66 7,6 6,8 Сапунчица 10 2,62 2,27 2,66 2,3 1,5 1,3 Сапунчица 6 2,1 1,82 2,8 2,38 33,3 30,8 Термо 35 4,77 4,13 4,92 4,25 3,1 2,9 Термо 10 9,01 7,8 9,2 7,94 2,1 1,8 Букри 35 1,71 1,48 1,73 1,5 1,2 1,4 Букри 10 3,27 2,83 3,3 2,85 0,9 0,7 5 ТРАНЗИЕНТНА СТАБИЛНОСТ НА ДП Во дистрибутивните мрежи за заштита од куси врски нејчесто се користат прекуструјни релеи, кои имаат две димензии на подесување: струјна и временска. Со цел да се постигне еден од основните принципи на релејната заштита, искучување на грешката со минимум исклучувања на елементи на мрежата или прекини во снабдувањето со електрична енергија, мора да биде изведена соодветна координација на релејната заштита. Меѓутоа ова може да доведе да времиња на исклучување на релеите од дистрибутивната мрежа блиску до ТС ВН/СН, да изнесуваат и до 1-1,5 секунди. Затоа кога ДП е поврзано на дистрибутивната мрежа на ТС ВН/СН, времињата на исклучување на релеите на изводите со оптоварувања од истата ТС, можат значително да ги надминат критичните времиња на исклучување кои се потребни за да се задржи стабилноста на генераторите на ДП. Ова се должи на тоа што инерционите константи на ac-генераторите е ниска, најчесто е помала од 2 секунди. Значи транзиентната стабилност може да биде голем ограничувачки фактор за моќноста која ДП може да ја испорача во системот [3]. Затоа оваа анализа се препорачува како стандардна при испитување на приклучувањето на ДП на дистрибутивната мрежа. Најдобар начин за оценка на транзиентната стабилност на генераторите е преку следење на динамичкото однесување на аголот на роторот на генераторот при симулација на трифазна куса врска во мрежата. Симулацијата е изведена за трифазна куса врска на локација F прикажана на сликата 1, односно на еден од 35 kv водови помеѓу ТС БТ1 и ТС Термо. Локацијата F се наоѓа на 20% од должината на водот, мерено од ТС БТ1. Резултатите за време на траење на струјата на куса врска од 250 ms се прикажани на сликата 2. На сликата 2(а) е прикажана промената на аголот на роторот на генераторот и напонот на генераторот Стрежево 1, додека на сликата 2(б) е прикажана промената на аголот на роторот на генераторот и напонот на генераторот Сапунчица 1. Од сликите 2(а) и 2(б) се гледа дека и за двата генератори аголот на роторот на генераторот завзема стабилна позиција после неколку осцилации откако е исклучена грешката. Од сликите 2(а) и 2(б) може да се види дека напонот на генераторите опаѓа на вредност 30% од неговиот номинален напон, но после исклучувањето на грешката напонот се враќа на својата нормална оперативна вредност. Извршени се повеќе симулации за различни времиња на траење на трифазната куса врска на локацијата F, со цел да се утврди колкаво е критичното време на исклучување (КВИ) на грешката за двата генератори. Утврдено е дека КВИ зависи од режимот во кој работи генераторот односно дали работи како PQ или PV. Во табелата 5 се дадени добиените КВИ за двата генератори.

MAKO CIGRE 2009 C6-10R 7/8 (a) (б) Слика 2. (а) Промена на аголот на роторот и напонот на генераторот Стрежево 1, (б) Промена на аголот на роторот и напонот на генераторот Сапунчица 1, при трифазна куса врска на лoкација F со траење 250 ms. Табела 5. КВИ за генераторите Стрежево 1 Сапунчица 1 PQ PV PQ PV

MAKO CIGRE 2009 C6-10R 8/8 КВИ (ms) 310 340 380 470 Различното динамичко однесување на генераторите, кога работат како PQ или како PV, се должи различниот одзив на реактивната моќност која тие ја разменуваат со мрежата при преодниот процес. Имено, реактивната моќност инјектирана од PV генераторот се зголемува за време на траењето на грешката и после нејзиното исклучување. Овој факт има позитивно влијание врз транзиентната стабилност на генераторот и неговото КВИ. Во случај на PQ генератор реактивната моќност се зголемува само за време на траење на грешката, а после нејзиното исклучување генераторот се труди да го одржи факторот на моќност еднаков на единица со што се намалува инјектираната реактивна моќност, а со тоа и неговата транзиентна стабилност. Затоа КВИ на PV генераторите е поголемо од КВИ на PQ генераторите. Меѓутоа во секој случај КВИ е доста мало во споредба со времињата на подесување на релејната заштита во ТС ВН/СН. 6 ЗАКЛУЧОК Во овој реферат беше презентирана детална студија на реален случај на влијанието на ДП врз дистрибутивната мрежа. Беше покажано дека во стационарен режим од аспект на напонската регулација во мрежата многу подобро е генераторите да работат како PV односно со контролиран напон. Исто така утврдено е дека во режимот на минимално оптоварување и максимално производтсво, ДП значително ги зголемува загубите во мрежата. Од аспект на влијанието врз струите на куси врски се покажа дека ДП ги зголемува истите, особено на местата кои се електрички поблиску до местото на инсталација на генераторите. Анализата на транзиентната стабилност покажа дека КВИ на генераторите е помало од времињата на делување на релејната заштита блиску ТС ВН/СН. Важно е да се нагласи дека, кога генераторите работат како PV имаат поголемо КВИ одколку кога работат како PQ. Со оглед на добиените резултати на овој реален случај се наметнува заклучокот дека инсталацијата на ДП во дистрибутивните мрежи треба да се изведува со опсежни студии во кои ќе бидат опфатени сите наведени аспекти во рефератот, како и многу други отворени технички и економски прашања кои се наметнуваат при инсталација на ДП. 7 ЛИТЕРАТУРА [1] Методија Б. Атанасовски. Распределба на загубите во дистрибутивни системи со дисперзирано производство на електрична енергија. магистерски труд, ЕТФ-Скопје, 2005. [2] NEPLAN User s Guide V5, BCP. www.neplan.ch. [3] Методија Атанасовски, Љупчо Трпезановски, Весна Борозан. Влијание на дисперзираното производство врз подесувањето на релејната заштита на дистрибутивните изводи, V советување на МАКО CIGRE, Книга III СТК Ц6, Охрид, 07-09 октомври 2007. [4] Христо Трајковски, Методија Атанасовски, Љупчо Трпезановски. InterPSS open-source софтвер за анализа на ЕЕС- Модел на македонскиот ЕЕС за пресметка на струи на куси врски, прифатен реферат на VI советување на МАКО CIGRE, СТК Ц4, Охрид, 2009. [5] Walmir Freitas, J.C.M. Vieira, A. Morelato, L. C. P. da Silva, V.F. da Costa, F.A.B. Lemos. Comparative Analysis Between Synchronous and Induction Machines for Distributed Generation Applications. IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 21, No.1, pp. 301-311. February 2006. [6] P. Kundur. Power System Stability and Control, EPRI Power System Engineering Series, McGraw-Hill, Inc., 1993.