О критериях оценки вариантов развития системообразующей электрической сети Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

Оригинальная статья / Original article УДК 621.316.1.001.57

http://dx.doi.org/10.21285/1814-3520-2018-2-123-130

О КРИТЕРИЯХ ОЦЕНКИ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СИСТЕМООБРАЗУЮЩЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

© Г.Г. Лачков1

Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, Российская Федерация, 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

РЕЗЮМЕ. ЦЕЛЬ. Сформулировать критерии укрупненной технико-экономической оценки вариантов развития системообразующей электрической сети. МЕТОД. В основе подхода - технико-экономическая оценка вариантов. РЕЗУЛЬТАТЫ. Сформулированы критерии укрупненной технико-экономической оценки вариантов развития системообразующей электрической сети, расчет которых осуществляется по блокам: капитальные вложения, годовые потери электроэнергии, ежегодные издержки, приведенные затраты, площадь отчуждаемой земли, расход алюминия на провода. Предусматривается расчет перечисленных показателей по варианту в целом и по отдельным составляющим сети: воздушные линии электропередачи переменного тока, электрические подстанции переменного тока, шунтирующие реакторы, источники реактивной мощности, воздушные линии электропередачи постоянного тока, преобразовательные подстанции. ВЫВОДЫ. Сформированная система критериев апробирована на практике и может быть использована для укрупненной технико-экономической оценки вариантов развития системообразующей электрической сети, определения системной эффективности новых типов электропередачи.

Ключевые слова: системообразующая электрическая сеть, вариант развития, технико-экономическая оценка, критерии.

Информация о статье. Дата поступления 13 декабря 2017 г.; дата принятия к печати 07 февраля 2018 г.; дата онлайн-размещения 27 февраля 2018 г.

Формат цитирования: Лачков Г.Г. О критериях оценки вариантов развития системообразующей электрической сети // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2018. Т. 22. № 2. С. 123-130. DOI: 10.21285/1814-3520-2018-2-123-130

ON EVALUATION CRITERIA FOR BACKBONE ELECTRICAL NETWORK DEVELOPMENT VARIANTS G.G. Lachkov

Melentiev Energy Systems Institute SB RAS,

130 Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russian Federation

ABSTRACT. The PURPOSE of the paper is to formulate the criteria for a simplified technical and economic evaluation of backbone electrical network development variants. METHOD. The approach is based on the technical and economic evaluation of variants. RESULTS. The criteria for the simplified technical and economic evaluation of development variants for the backbone electrical network have been formulated. The variants have been calculated by blocks including capital investment, annual power losses, annual costs, discounted costs, areas of alienated land, aluminum consumption for wires. The calculation of the enumerated indices is envisaged for an option as a whole and for individual network components such as overhead AC transmission lines, electrical AC substations, shunt reactors, reactive power sources, overhead DC transmission lines, transformer substations. CONCLUSIONS. The elaborated system of criteria has been tested in practice and can be applied to perform a simplified technical and economic evaluation of backbone electrical network development variants and determine system efficiency of the new types of power transmission. Keywords: backbone electrical network, development variant, technical and economic evaluation, criteria Article info. Received December 13, 2017; accepted February 07, 2018; available online February 27, 2018.

For citation: Lachkov G.G. On evaluation criteria for backbone electrical network development variants. Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2018, vol. 22, no. 2, pp. 123-130. (In Russian). DOI: 10.21285/18143520-2018-2-123-130

1

Лачков Георгий Георгиевич, кандидат технических наук, старший научный сотрудник, e-mail: g.lachkov@isem.irk.ru

Georgy G. Lachkov, Candidate of technical sciences, Senior Researcher, e-mail: g.lachkov@isem.irk.ru

Введение

Системообразующая электрическая сеть формирует Единую электроэнергетическую систему (ЕЭЭС) страны как целостный комплекс. Она включает в себя связи между объединенными электроэнергетическими системами (ОЭЭС), входящими в состав ЕЭЭС, и наиболее важные магистрали внутри отдельных ОЭЭС, загрузка которых определяется режимом работы ЕЭЭС в целом. Основными функциями системообразующей электрической сети являются: выдача в систему мощности крупнейших электростанций, осуществление дальнего транспорта электроэнергии, обеспечение совместной синхронной работы электростанций и ОЭЭС с целью извлечения максимального системного эффекта от объединения на параллельную работу [1].

Ситемообразующая электрическая сеть характеризуется крупномасштабно-стью, пространственной протяженностью, структурной неоднородностью, технологической сложностью, большой капиталоемкостью. Для решения задач ее развития [2] применяются весьма сложные, в том числе оптимизационные математические модели и компьютерные программы с использованием различных критериев. В этом направ-

лении имеются существенные наработки как за рубежом [3-8 и др.], так и в России, в частности в ИСЭМ СО РАН [9-12 и др.]. Однако в отдельных случаях, например, при оценке системной эффективности новых типов электропередач [10-14], целесообразно осуществлять укрупненную технико-экономическую оценку вариантов развития системообразующей электрической сети.

Для решения подобных задач предназначена описываемая в статье система критериев, построенная по блочному принципу и включающая в себя блоки расчета: капитальные вложения; годовые потери электроэнергии; ежегодные издержки; приведенные затраты; площадь отчуждаемой земли; расход алюминия на провода. Система критериев предусматривает расчет перечисленных показателей по варианту в целом и по отдельным составляющим сети: воздушные линии электропередачи переменного тока; электрические подстанции переменного тока; шунтирующие реакторы; источники реактивной мощности; воздушные линии электропередачи постоянного тока; преобразовательные подстанции.

Блок «Капиталовложения»

Расчет капиталовложений для варианта развития электрической сети производится по вновь вводимым элементам сети на основе удельных (на единицу длины, мощности) капиталовложений и соответствующих данных о схеме сети по приведенным ниже аналитическим выражениям (1)-(7).

Капиталовложения в воздушные линии (ВЛ) переменного тока рассчитываются по данной формуле:

кГ = £ £ВЛ = £ ^ % ^ВЛ , (1)

где К?Л - капиталовложения в новые ВЛ ьй ветви схемы сети; К™ - удельные (на единицу длины) капиталовложения в ВЛ типа

d; Ц - длина ьй ветви; у-ц - региональный коэффициент удорожания для ветви ^ учитывающий природно-климатические и экономические условия региона.

Капиталовложения в шунтирующие реакторы (ШР) определяются согласно уравнению:

кт= £ к.ШР = = £ УнЧи, (2)

где КШР - капиталовложения в новые ШР ь й ветви; Qof - удельная (на единицу длины) зарядная мощность ВЛ типа d; у2[ - коэффициент компенсации зарядной мощно-

сти ВЛ ветви I; КШР - удельные (на единицу мощности) капиталовложения в ШР типа Ь.

Капиталовложения в подстанции (ПС) переменного тока рассчитываются как:

па т в узле ]; К^™ - удельная (на единицу мощности) стоимость ИРМ типа т.

Капиталовложения в передачи постоянного тока (ППТ) определяются согласно выражению:

к]ПС = I, К]ПС = их™ + к™ + кнП/) =

Y-v -(vT? + пяв -Кяв +

¿j] ri]VLHmj 1 кот "ьт] 1 кот

+ VTP ■•ÇTP ) (3)

'Ыт] -'от 1Komli

где К^р, К^В, К^ - капиталовложения во вновь вводимые трансформаторы, ячейки выключателей и постоянную часть подстанций ]-го узла; п^, п^ - количество новых трансформаторов и ячеек выключателей типа т, вводимых в ]-м узле;

КПЧ - удельные (на единицу мощности) стоимости трансформаторов, ячеек выключателей и постоянной части подстанций типа т; - номинальная мощность трансформатора типа т; у^ -районный коэффициент удорожания для узла [

Капиталовложения в источники реактивной мощности (ИРМ) определяются следующим образом:

ц-ИРЧ _ V иИРМ _ V 1, -пИРМ-и-ИРМ 1Л\ КЕ - Ь} $ - Ь] 1\) Унт] Кот - (4)

где КИМ - капиталовложения в новые ИРМ в ]-м узле; (^И™ - мощность новых ИРМ ти-

ктп - ^КГ - Ь Ун•Ь•КТ , (5)

где К'""1- капиталовложения в новые ВЛ постоянного тока в ветви I; К™Т - удельные капиталовложения в ВЛ постоянного тока типа 1

Капиталовложения в преобразовательные подстанции (ППС) рассчитываются по формуле:

¡(™С = Y . ^ппс =

-у v .гППС.^ППС L,j Ii) JHmj aom ,

(6)

где К™С - капиталовложения в новые преобразовательные подстанции в узле ]; К™С - удельные капиталовложения в преобразовательные подстанции типа т; -мощность новой преобразовательной подстанции типа т в узле ].

Общие по варианту развития сети капиталовложения определяются в виде суммы:

К$АР = КЦЛ + КГ + К

+ кРм + кРПТ + кППС.

ШР

'ПС

(7)

Блок «Потери электроэнергии»

Расчет потерь электроэнергии осуществляется как по вновь вводимым, так и по существующим элементам соответствующего варианта развития электрической сети, уравнения (8)-(12). При этом учитываются и переменные (нагрузочные), и постоянные (на корону, холостой ход) потери.

Потери электроэнергии в ВЛ переменного тока рассчитываются по формуле:

Г оМ\2

Л^ВЛ - • С • II • ТМ +

+ д<Л0 • h ],

(8)

где рМ - максимальная передаваемая активная мощность по ветви I; и{ - номинальное напряжение ВЛ 1-й ветви; И™ - удельное активное сопротивление ВЛ типа Ь; 1{ - длина 1-й ветви; Т]М - годовое число часов максимальной нагрузки ВЛ ветви I; Л^шо- удельные потери на корону ВЛ типа 1

Потери электроэнергии в ПС переменного тока рассчитываются следующим образом:

тПС = Yj [

рТР „, рм

Чопо ■ тМ . / Г]

TP п ■

( )2 +

( сТР / +

+ 8760 • РТР -тр

• п1Р- ]

"•mi J>

кто ит]

(9)

+

то

где рТРо - удельные потери холостого хода в трансформаторах типа т; - число трансформаторов типа т на ]-й ПС; 7}М - годовое число часов максимальной нагрузки ]-й ПС; Р;М - максимальная нагрузочная мощность ]-й ПС; 5^0 - номинальная мощность трансформатора типа т.

Потери электроэнергии в ППТ определяются как:

дж

т? \2

ППТ - ъУ- • СТ • h • Т? • У£ПТ. (10)

ut

где ДИ^ППТ - суммарные годовые потери электроэнергии во всех ВЛ постоянного тока варианта схемы; рМ - максимальная передаваемая активная мощность по ветви i сети; - номинальное межполюсное напряжение ВЛ постоянного тока ьй ветви;

- удельное активное сопротивление ВЛ постоянного тока типа d; 1{ - длина ьй ветви; - годовое число часов макси-

мальной нагрузки ВЛ постоянного тока ветви ^ УмТ - коэффициент потерь электроэнергии на корону в ВЛ постоянного тока типа d.

Потери электроэнергии в ППС рассчитываются согласно выражению:

Д1К?ПС - h АР? • Т? • #ПЯС,

(11)

где ДрМ - потери мощности в ]-й ППС; 7}М -годовое число часов максимальной нагрузки ]-й ППС; рМ - максимальная нагрузка ]-й ППС; £пПтС - коэффициент потерь электроэнергии в ППС типа т.

Общие по варианту развития сети потери электроэнергии определяются в виде суммы:

Д^ВАР = Д^ВЛ + Д^ПС + +Д^ППТ + Д^ППС.

(12)

Блок «Ежегодные издержки»

Ежегодные издержки, включающие постоянную часть (издержки на амортизацию и обслуживание) и переменную часть (издержки на компенсацию потерь электроэнергии) рассчитываются как сумма по элементным группам варианта сети, уравнения (13)-(19).

Издержки по ВЛ переменного тока рассчитываются по формуле:

где аПС - коэффициент ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание для подстанционного оборудования;

КШР - суммарные капиталовложения во все ШР варианта сети.

Издержки по ПС переменного тока рассчитываются согласно выражению:

ИПС = «и

ПС • кПС + сэ • ди^

ПС

(15)

И|л = аИВл

• К,

ВЛ

+ Сэ • Д ^

ВЛ

(13)

где К^Л - суммарные капиталовложения в ВЛ переменного тока по варианту развития сети; ДИ^ВЛ - суммарные годовые потери электроэнергии в ВЛ переменного тока по

варианту развития сети; аВЛ - коэффициент ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание для ВЛ; Сэ - стоимость потерь электроэнергии.

Издержки по ШР определяются как:

мШР - „ПС . 17 И1 - аи л,

ШР

(14)

где К2ПС - суммарные капиталовложения во вновь вводимые подстанции переменного тока по варианту сети; ДИ^ПС- суммарные потери электроэнергии по всем подстанциям переменного тока варианта сети.

Издержки по ИРМ определяются следующим образом:

И

ИРМ _ „ПС

s

- аПС • К,

ИРМ

(16)

где К2ИРМ - суммарные капиталовложения во все вновь вводимые ИРМ по варианту сети.

как:

Издержки по ППТ рассчитываются

ИППТ - аИВЛ • КГТ + Сэ • Д^ППТ, (17)

где К']1ПТ - суммарные капиталовложения во все вновь вводимые ВЛ постоянного тока по варианту сети; ДИ^ППТ - суммарные потери электроэнергии по всем ВЛ постоянного тока варианта сети.

Издержки по ППС рассчитываются в соответствии с уравнением:

ИППС - аПС • КППС + С

• ДМППС,

(18)

где

К']1ПС - суммарные капиталовложения

во все вновь вводимые подстанции постоянного тока по варианту сети; ДИ^ППС - суммарные потери электроэнергии по всем подстанциям постоянного тока варианта сети.

Общие по варианту развития сети ежегодные издержки равны сумме издержек по элементным группам:

И|АР - И|Л

+ ИШР + ИПС

+и£рм

+ иППТ + иППС

(19)

Блок «Приведенные затраты»

Приведенные (к первому году расчетного периода) затраты как и ежегодные издержки рассчитываются по элементным группам варианта сети, а затем суммируются (20)-(26).

Приведенные затраты по ВЛ переменного тока определяются как:

Приведенные затраты по ИРМ определяются уравнением:

ИРМ ИРМ ИРМ

^ + И ■

(23)

Приведенные затраты по ППТ рассчитываются как:

з|л - ян • + И|л,

(20)

ЗППТ - £н • ^ППТ + И"ПТ- (24)

где Ян - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Приведенные затраты по ШР рассчитываются согласно выражению:

Приведенные затраты по ППС рассчитываются следующим образом:

З"ПС - £н • ЯГС + И"ПС. (25)

ЗШР - Ян • + ИШР ■ (21)

Приведенные затраты по ПС переменного тока рассчитываются как:

ЗПС - £н • ^ПС + ИПС.

(22)

Общие по варианту развития сети приведенные затраты равны сумме приведенных затрат по элементным группам:

ВАР ВЛ ШР ПС 3i - 3i + З! + 3i

+ З|РМ + З™Т + З™С ■ (26)

+

Блок «Площадь отчуждаемой земли»

Площадь отчуждаемой под линии электропередачи и электрические подстанции земли подсчитывается по вновь вводимым линиям и подстанциям на основе удельной (на единицу длины или мощности) площади отчуждения, а затем суммируется в целом по варианту развития сети, формулы (27)-(31).

Площадь отчуждения под ВЛ переменного тока определяются как:

= £ лВЛЧ*ВЛ, (27)

где ГВЛ - удельная площадь отчуждения ВЛ переменного тока типа б; л£ - число новых цепей ВЛ в ьй ветви; 11 - длина i-й ветви.

Площадь отчуждения под ПС переменного тока рассчитываются следующим образом:

гСС -у „ТР.гТР -гПС 'i ¿-¡I ";m Jom 'от

(28)

где ГП,ПТ - удельная площадь отчуждения ВЛ постоянного тока типа d; лППТ- число новых цепей ВЛ постоянного тока типа d в ьй ветви; 1{ - длина ьй ветви.

Площадь отчуждения под преобразовательные подстанции рассчитывается по формуле:

где гПт - удельная площадь отчуждения

ПС переменного тока типа т; л]^ - число новых трансформаторов типа т в ]-м узле; 5Тт - номинальная мощность трансформатора типа т.

Площадь отчуждения под ВЛ постоянного тока определяется выражением:

ППТ ППТ

ri - ¿i "id Ч г

ППТ

ППТ od ,

(29)

ППС ППС ППС

'i Lij rom Jm;

(30)

где Г™С - удельная площадь отчуждения преобразовательных подстанций типа т; 5™С - мощность новой преобразовательной подстанции в узле [

Общая по варианту развития сети площадь отчуждения равна сумме:

г|Ар - гвл + гпс + ГППТ + ГППС.

(31)

Блок «Расход алюминия на провода»

Расчет расходуемого на провода алюминия по варианту развития сети осуществляется по вновь вводимым линиям электропередачи на основе удельных (на единицу длины) расходов алюминия для каждого типа электропередачи.

Расход алюминия на провода воздушных линий электропередачи переменного тока рассчитываются следующим образом:

ВЛ

ВЛ

- ¿i "id Ч "od

ВЛ

(32)

где ^ВЛ - удельный расход алюминия на провода для ВЛ переменного тока типа d; л^1 - число цепей ВЛ переменного тока типа d в ьй ветви; - длина i-й ветви.

Расход алюминия на провода воздушных линий электропередачи постоян-

ного тока рассчитываются следующим образом:

= £ ^, (33)

ППТ

где - удельный расход алюминия на провода для ВЛ постоянного тока типа d; лГ - число цепей ВЛ постоянного тока типа d в i-й ветви; 11 - длина ьй ветви.

Общий по варианту развития сети расход алюминия на провода равен сумме:

ВАР ВЛ ППТ

Uv - Uv + Uv ■

(34)

Сравнение вариантов осуществляется по основному критерию - мимниму приведенных затрат (36), а также по дополнительным критериям - минимуму площади отчуждаемой земли (31) и минимуму расхода алюминия на провода (34).

Заключение

Описанные критерии прошли практическую апробацию. С их применением по заказу института «Энергосетьпроект» про-

водились расчетные исследования перспективного развития системообразующей электрической сети ЕЭЭС России, резуль-

таты которых вошли в одну из Схем развития ЕЭЭС страны.

С применением изложенных критериев можно осуществлять укрупненное технико-экономическое сравнение вариан-

тов развития системообразующей электрической сети на отдаленную перспективу, определять системную эффективность новых типов электропередачи.

Библиографический список

1. Волькенау И.М., Зейлигер А.Н., Хабачев Л.Д. Экономика формирования электроэнергетических систем. М.: Энергия, 1981. 320 с.

2. Лачков Г.Г., Ханаев В.А. Основные задачи перспективного развития системообразующей сети ЕЭЭС // Управляемые электропередачи. 1989, Вып. 2. С. 14-28.

3. Дале В.А., Кришан З.П., Паэгле О.Г. Динамическая оптимизация развития электрических сетей. Рига: Зинатне, 1990. 248 с.

4. Da Silva E.L., Gil H.A., Areiza J.M. Transmission network expansion planning under an improved genetic algorithm // IEEE Trans. on Power Systems. 2000. Vol. 15. No. 3. Р. 501-511.

5. H. Sun, D. C. Yu. A multiple-objective optimization model of transmission enhancement planning for independent transmission company, in Proc. Power Engineering Society Summer Meeting. 2000. Vol. 4. P. 2033-2038.

6. M. Oloomi Buygi, H. Modir Shanechi, and M. Sha-hidehpour. Transmission planning in deregulated environment, International Journal of Engineering, Oct. 2002. Vol. 15. No. 3. P. 249-256.

7. H. Shariati, H. Askarian Abyaneh. Transmission expansion planning considering security costs under market environment," in Proc. 2008 IEEE International Conf. on Electric Utility Deregulation and Restructuring and Power Technologies. P. 1430-1435.

8. Yoon J.-Y., Kim H.-Y., Park D.-W. Pre-feasibility study results on NEAREST between the ROK, the DPRK and the RF// Proceedings of the 6th International Conference "Asian Energy Cooperation: Forecasts and

Realities". Irkutsk, Energy Systems Institute. 2008, P. 59-67.

9. Беляев Л.С., Ким Х.-Ё., Лю Т.-Х., Подковальни-ков С.В., Юн Дж.-Ё. Комплексная оценка эффективности межгосударственных электрических связей в Северо-Восточной Азии // Электронный сборник докладов объединенного симпозиума «Энергетика России в 21 веке и Азиатская энергетическая кооперация», Иркутск, ИСЭМ СО РАН. 2010. 10 с.

10. Усов И.Ю., Попова О.М. Формирование базы данных для оптимизации структуры системообразующей электрической сети // Вестник ИрГТУ, 2013. № 1. С. 139-144.

11. Драчев П.С. Рыночная модель развития основной электрической сети // Вестник ИрГТУ, 2013. № 1. С. 125-133.

12. Воропай Н.И., Подковальников С.В., Труфанов В.В. Обоснование развития электроэнергетических систем: Методология, модели, методы, их использование. Новосибирск: Наука, 2015. 448 с.

13. Ханаев В.А., Лачков Г.Г., Воропай Н.И. и др. Системная эффективность электропередач повышенной натуральной мощности в ЕЭЭС в отдаленной перспективе // Управляемые электропередачи. 1989. Вып. 2. С. 3-12.

14. Воропай Н.И., Лачков Г.Г., Поречный О.Н. Системная эффективность и возможные масштабы применения новых средств передачи электроэнергии в ЕЭЭС в долгосрочной перспективе. В кн.: Системы энергетики: управление развитием и функционированием. Новосибирск: Наука, 1985. С. 72-73.

References

1. Vol'kenau I.M., Zejliger A.N., Habachev L.D. Jekonomika formirovanija jelek-trojenergeticheskih system [Economy of electric power system formation]. Moscow: Jenergija Publ., 1981, 320 p. (In Russian).

2. Lachkov G.G., Hanaev V.A. The main tasks of the long-term development of the system-forming network of the unified power grid. Upravjaemye jel-ektroperedachi [Controlled Power Transmission], 1989, issue 2, pp. 14-28.

3. Dale V.A., Krishan Z.P., Pajegle O.G. Dinamich-eskaja optimizacija razvitija jelektricheskih setej [Dynamic optimization of electrical network development]. Riga: Zinatne Publ., 1990, 248 p.

4. Da Silva E.L., Gil H.A., Areiza J.M. Transmission network expansion planning under an improved genetic

algorithm. IEEE Trans. on Power Systems, 2000, vol. 15. no. 3, pp. 501-511.

5. H. Sun, D. C. Yu. A multiple-objective optimization model of transmission en-hancement planning for independent transmission company, in Proc. Power Engineering Society Summer Meeting, 2000, vol. 4, pp. 2033-2038.

6. M. Oloomi Buygi, H. Modir Shanechi, and M. Sha-hidehpour. Transmission planning in deregulated environment, International Journal of Engineering, Oct. 2002, vol. 15, no. 3, pp. 249-256.

7. H. Shariati, H. Askarian Abyaneh. Transmission expansion planning considering security costs under market environment," in Proc. 2008 IEEE International Conf. on Electric Utility Deregulation and Restructuring and Power Technologies, pp. 1430-1435.

8. Yoon J.-Y., Kim H.-Y., Park D.-W. Pre-feasibility study results on NEAREST be-tween the ROK, the DPRK and the RF// Proceedings of the 6th International Conference "Asian Energy Cooperation: Forecasts and Realities". Irkutsk, Energy Systems Institute. 2008, pp. 59-67.

9. Beljaev L.S., Kim H.-Jo., Lju T.-H., Podkoval'nikov S.V., Jun Dzh.-Jo. Kompleksnaja ocenka jeffektivnosti mezhgosudarstvennyh jelektricheskih svjazej v Severo-Vostochnoj Azii [Comprehensive assessment of interstate electric connection efficiency in Northeast Asia] // Jelektronnyj sbornik dokladov ob'edinennogo simpozi-uma «Jenergetika Rossii v 21 veke i Aziatskaja jener-geticheskaja kooperacija» [Electronic Collected Papers of the Joint Symposium "Russian Power Sector in the 21st Century and the Asian Energy Cooperation"], Irkutsk, MESI SB RAS. 2010, 10 p.

10. Usov I.Ju., Popova O.M. Database formation to optimize backbone electric network structure. Vestnik Irkutskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universi-teta [Proceedings of Irkutsk State Technical University], 2013, no. 1, pp. 139-144. (In Russian).

11. Drachev P.S. Market-based transmission system development model. Vestnik Irkutskogo gosudarstven-

Критерии авторства

Лачков Г.Г. полностью подготовил рукопись и несет ответственность за плагиат.

Конфликт интересов

Автор заявляет об отсутствии конфликта интересов.

nogo tehnicheskogo universiteta [Proceedings of Irkutsk State Technical University], 2013, no. 1, pp. 125-133. (In Russian).

12. Voropaj N.I., Podkoval'nikov S.V., Trufanov V.V. Obosnovanie razvitija jelektrojenergeticheskih sistem: Metodologija, modeli, metody, ih ispol'zovanie [Substantiation of electric power system development: Methodology, models, methods and their use]. Novosibirsk: Nauka Publ., 2015, 448 p. (In Russian).

13. Hanaev V.A., Lachkov G.G., Voropaj N.I. System efficiency of increased natural power electrical transmission in the unified power grid in remote perspective. Upravljaemye jelektroperedachi [Controlled Power Transmission]. 1989, issue 2, pp. 3-12. (In Russian).

14. Voropaj N.I., Lachkov G.G., Porechnyj O.N. Sis-temnaja jeffektivnost' i voz-mozhnye masshtaby prime-nenija novyh sredstv peredachi jelektrojenergii v EJe-JeS v dolgosrochnoj perspective [Systemic efficiency and possible scale of new power transmission facilities application in the power grid in the long term.]. Sistemy jenergetiki: upravlenie razvitiem i funkcionirovaniem [Energy Systems: Development and Operation Management]. Novosibirsk: Nauka Publ., 1985, pp. 72-73. (In Russian).

Authorship criteria

Lachkov G.G. has prepared the manuscript for publication and bears the responsibility for plagiarism.

Conflict of interests

The author declares that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.