ОПТИМИЗАЦИЯ СХЕМЫ ПРИСОЕДИНЕНИЯ РАССРЕДОТОЧЕННЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ К РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ ТЕМРЮКСКОГО РАЙОНА Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

УДК 621.313

ОПТИМИЗАЦИЯ СХЕМЫ ПРИСОЕДИНЕНИЯ РАССРЕДОТОЧЕННЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ К РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ ТЕМРЮКСКОГО РАЙОНА

А.Е. Савенко1, А.Г. Рыбин2

1Керченский государственный морской технологический университет,

г. Керчь, Россия 2Таманское управление Росморпорт, г.Темрюк, Россия

Savenko-70@mail. гы

Резюме: ЦЕЛЬ. Рассмотреть вопрос использования рассредоточенных источников энергии (РИЭ) в электрических сетях Темрюкского района с целью повышения надежности и качества поставки электроэнергии потребителям. Исследовать влияние РИЭ на режимы работы распределительных электросетей, а также составляющих потерь электроэнергии, которые обусловлены работой РИЭ. МЕТОДЫ. Рассмотрен случай транспортировки электроэнергии РИЭ по магистральной электрической сети (ЭС) с тремя нагрузками, которая осуществляет распределение электроэнергии от центра питания к трансформаторным подстанциям 10/0.4 кВ. С помощью метода наложения показано, что потери мощности в ЭС после установки РИЭ могут быть представлены в виде двух составляющих: первая из которых является потерями мощности до установления РИЭ, а вторая - определяет дополнительные потери, которые предопределены их установкой. РЕЗУЛЬТАТЫ. Для определения мест присоединения РИЭ выполнен ряд имитационных расчетов на примере Славянских электрических сетей Темрюкского района. Установлено, что исходя из эквивалентных сопротивлений можно лишь подобрать совокупность узлов электрической сети, для которых присоединение РИЭ будет максимально эффективным по критерию минимума потерь мощности в заданном режиме, а также потерь электроэнергии за определенный промежуток времени. ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Используя зависимости эквивалентных сопротивлений от установленной мощности РИЭ можно определять потенциальные места присоединения РИЭ к электрическим сетям по критерию минимума дополнительных потерь мощности в них. Для определения оптимального места присоединения РИЭ с целью получения максимального эффекта от их функционирования в ЭС предложено использовать метод, который базируется на анализе чувствительности потерь мощности в ЭС.

Ключевые слова: электрические сети; генерация; эквивалентное сопротивление; энергосистема; мощность; рассредоточенные источники электроэнергии.

Для цитирования: Савенко А.Е., Рыбин А.Г. Оптимизация схемы присоединения рассредоточенных источников электроэнергии к распределительным электрическим сетям Темрюкского района // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2022. Т. 14. №1 (53). С. 76-85.

OPTIMIZATION OF THE SCHEME OF CONNECTION OF REDUCED ELECTRIC POWER SOURCES TO THE DISTRIBUTION ELECTRIC NETWORKS IN

TEMRYUK REGION

AE. Savenko1, AG. Rybin2

1 Kerch State Maritime Technological University, Kerch, Russia 2Taman Department Rosmorport, Temryuk, Russia

savenko-70@mail.ru

Abstract: THE PURPOSE. Consider the use of reduced electric power sources (REPS) in the electrical networks of the Temryuk region in order to improve the reliability and quality of electricity supply to consumers. To study the influence of REPS on the operating modes of distribution networks, as well as the components of electricity losses, which are caused by the operation of REPS. METHODS. The case of transportation of REPS electricity through the

main electrical network with three loads, which distributes electricity from the power center to transformer substations 10/0.4 kV, is considered. Using the overlay method, it is shown that power losses in electrical networks after the installation of the REPS can be represented as two components: the first of which is the power loss before the establishment of the REPS, and the second determines the additional losses that are predetermined by their installation. RESULTS. To determine the places of connection of the REPS, a number of simulation calculations were made on the example of the Slavyansk electrical networks of the Temryuk region. It is shown that, based on equivalent resistances, it is only possible to select a set of electrical network nodes for which the connection of REPS will be as efficient as possible according to the criterion of minimum power losses in a given mode, as well as power losses over a certain period of time. CONCLUSION. Using the dependences of equivalent resistances on the installed power of REPS, it is possible to determine the potential places for connection of REPS to electric networks according to the criterion of minimum additional power losses in them. To determine the optimal place for REPS connection in order to obtain the maximum effect from their functioning in power networks, it is proposed to use a method based on the analysis of the sensitivity of power losses in electrical networks.

Keywords: electric networks; generation; equivalent resistance; power system; power; reduced electric power sources.

For citation: Savenko AE., Rybin AG. Optimization of the scheme of connection of reduced electric power sources to the distribution electric networks in Temryuk region. KAZAN STATE POWER ENGINEERING UNIVERSITY BULLETIN. 2022; 14; 1(53):76-85.

Введение

Вопрос использования рассредоточенных источников энергии (РИЭ) в электрических системах с целью повышения надежности и качества поставки электроэнергии потребителям на сегодняшний день является практически малоисследованным [1-3]. Важным здесь являются исследования влияния РИЭ на режимы работы распределительных электросетей (ЭС), а также составляющих потерь электроэнергии, которые обусловлены работой РИЭ [4-8].

Исследование взаимовлияния распределительных электрических сетей и РИЭ, а также математическое моделирование потерь электроэнергии, обусловленных адресными перетоками от них до потребителя, позволит сформулировать условия оптимального взаимовлияния РИЭ и электрической сети [9-11].

Таким образом, статья посвящена решению задач по исследованию и оптимизации взаимного влияния режимов РИЭ и распределительных сетей энергосистем для случаев их параллельной работы.

Сложность задачи оценивания влияния режимов работы РИЭ на потери мощности в ЭС заключается в том, что потери мощности зависят от перетоков в ветвях схемы сети нелинейно и прямо воспользоваться методом наложения невозможно. На данный момент в инженерной практике используется ряд методов, позволяющих выполнять расчет указанной составляющей потерь как с однозначно заданной информацией, так и с вероятностно статистическим оцениванием потерь [12-13]. Однако, в замкнутых распределительных ЭС увеличивается влияние нелинейной функции потерь мощности, что может вызвать существенные ошибки вычисления дополнительных технических потерь электроэнергии в случае отклонения режима ЭС от планового.

Появление рассредоточенных источников электроэнергии в распределительных сетях за счет уменьшения нагрузки на централизованную систему электроснабжения, позволяет получить положительный эффект. Он проявляется в уменьшении потерь мощности и электроэнергии в ЭС, которыми осуществляется транспортировка мощности РИЭ, повышении качества электроэнергии, особенно уровней напряжений в электрически отдаленных узлах [14-15].

Однако это касается только случаев, когда установлена мощность РИЭ и графики их работы оказываются согласованными с уровнем локального электропотребления, конфигурацией и параметрам ЭС. Таким образом, возникает задача определения узлов присоединения и оптимизации схем выдачи мощности для рассредоточенных источников электроэнергии с заданными техническим характеристикам. В частности, определение совокупности потенциальных мест присоединения РИЭ к распределительным электрическим сетям. Рассмотрев режим работы ЭС в произвольный момент времени, по

видам мощностей нагрузки .V = /' + /01 и напряжений в узлах С/, можно определить задающие токи узлов ЭС:

(Рр ,-м.

J, =

^зй,

= I -1

и Р ; и РИЭ ;

где Рр_/, - расчетные активная и реактивная мощности нагрузки (генерирования), учитывающие собственную мощность нагрузки, а также эквивалентные мощности поперечных ветвей смежных элементов (ЛЭП, трансформаторов и тому подобное) схемы замещения ЭС;

РРИЭ_ - мощности потенциально возможных РИЭ в I -м узле.

Линейная модель нормального режима, которая получена за счет представления нагрузки и генерации узлов ЭС в виде рассчитанных задающих токов, будет вполне эквивалентна начальной нелинейной модели для данного момента времени.

Научная значимость работы заключается в анализе особенностей эксплуатации распределительных электрических сетей в условиях постепенной децентрализации электроснабжения и выявлении проблем, которые связаны с эксплуатацией рассредоточенных источников электроэнергии в электрических сетях. Выполнено исследование путей и средств повышения эффективности эксплуатации рассредоточенных источников электроэнергии и их комплексного использования для повышения качества функционирования электрических сетей энергосистем

Практическая значимость исследования состоит в том, что на основании выполненных исследований повышается эффективность функционирования рассредоточенных источников энергии Таманского управления Росморпорт в распределительных электрических сетях Темрюкского района, которая заключается в выборе оптимальных схем и параметров присоединения рассредоточенных источников энергии, автоматизации управления и оптимизации их работы в составе локальной электрической системы, что позволяет уменьшать себестоимость и увеличивать объемы производимой электроэнергии.

Методы

Рассмотрим случай транспортировки электроэнергии РИЭ по магистральной электрической сети с тремя нагрузками (рис. 1), которая осуществляет распределение электроэнергии от центра питания к трансформаторным подстанциям (ТП) 10/0.4 кВ. Нагрузки узлов ЭС задаются переменными токами определенной амплитуды и фазы. Пренебрегая мнимой составляющей падения напряжения, допустим для ЭС 10 кВ, можно перейти к аналитическим преобразованиям в отдельных составляющих задающих токов [9]. Согласно методу наложения через главный участок (0-1) электрической сети будут

протекать согласованно направленные частичные токи Д, 1-,

обусловленные

нагрузкой отдельных ТП 10/0.4 кВ и функционированием РИЭ. Таким образом, потери активной мощности в данной ЛЭП с сопротивлением Д 0 _ х равны:

др = 3 •

АР=3 •/„

Л-1 = з-/1+/2+/3

■я.

(I"+12 +13 )2 +(I+П+Ц )2 (2)

Записав токи в виде действительной и мнимой составляющих, выражение (2) приобретет вид:

ДР = 3

•[( I"+12 +13)) +(II+12+II)) ]• V,

(3)

где I' ,I" - действительные и мнимые составляющие частичных токов.

а)

и

з

б)

Рис. 1. Схема перетоков мощности в Fig. 1. Diagram of power flows in the main power магистральной электросети с РИЭ grid with a REALTOR

Если выделить из действительных составляющих токов в (3) составляющие, обусловленные функционированием РИЭ (1'РИЭ ГРИЭ 2,ГРИЭ 3,1[= ГРИЭ i и т.д.), то

AP0_ i = 3 •

(I' +1' +1' )2 + (Iр +1р +1р )2 _

у-P _1 + 1P _2 + 1P _3) + \1P _1 + 1P _2 + 1P 3 )

i2 •( I' +1' +1' )•(I' +1' +1' ) +

+

(I' +1'

+1'

риэ 2 ^-'риэ 3

А_1 (4)

Из (4) видно, что на смену потерь мощности за счет присоединения РИЭ влияет не только их текущая мощность РРИЭi (учтено соответствующее значение тока 1'РИЭ ,), но, что более важно, соотношение между активными составляющими токов нагрузки и токами, которые предопределены действием РИЭ /ряэ , (указанные токи являются сугубо

активными в предположении об отсутствии поперечной составляющей спадов напряжения в ЭС и полной компенсацией реактивной мощности в пределах балансовой принадлежности таких станций).

Исходя из (4), потери мощности в ЭС после установления РИЭ могут быть представлены в виде двух составляющих:

ДРЕ _ ИЭ =Щ+ЗРриэ (5)

первая из которых является потерями мощности в ЭС до установления РИЭ, а вторая -определяет дополнительные потери, которые предопределены их установлением [10].

Выделив последнюю составляющую из (5) и выполнив ряд преобразований, можно получить выражения, характеризующие смену потерь в ЭС от установки РИЭ в отдельных узлах ЭС:

SP.

5P,

= 3I '2

= 3I '2

2) РИЭ _ 2

I' + I'

1 РИЭ 2 ^1 риэ 3

I'

"'риэ

I'

"'риэ 1

1 +1 РИ

I'

I' _2I' I'

I' _2I'

риэ_ 2

I'

риэ 2

• R

• R

(6)

SP.

= 3I '2

3) -^РИЭ_3

I' +1' I'

риэ 3

Л (

I' _2I' I'

-*■ Dm i

• R

где 1р = (Гр [ + 1'Р 2+ Гр 3) - активная составляющая суммарного тока (без учета РИЭ),

который протекает по заданной ветви ЭС.

Обобщив выражения (6) и введя обозначения, получаем выражение для определения влияния установления РИЭ в I -м узле на потери активной мощности в к-й ветви разомкнутой ЭС произвольной конфигурации (с учетом описанных выше предположений):

"Vп I' 2 У" Г

SP (IРИЭ_/ ) = 3I

12

риэ i

j nti риэ_ i

I'

i риэ/'

i N

I'

R„

(7)

где к - номер ветви электрической сети;

Ык - множественное число узлов ЭС, которые получают питание данной ветвью.

Суммируя изменения потерь мощности во всех ветвях распределительной ЭС, по которым транспортируется мощность РИЭ, установленного в I -м узле, к основному центру питания выражение для определения влияния на потери мощности в ЭС может быть записано в таком виде:

/риэ_ , ) = у§р (1 риэ_ ,) =

= 1

= 31' '

31'

У" Г 2 У" Г

У риэ_ 1 2У ^м/ Р_'

У

i'

1риэ_1

У" Г

У щ/ риэ_ ]

К

риэ_ 1

Я

(8)

К

я

риэ_ 1

-У

2У" Г

2У 1Е Щ1 Р _ 1

I'

я

риэ_ 1

■ 3Г2 (яу (Г )-яум (Г ))

риэ_¿у у у риэ_v у vриэ_///'

где Мi - множественное число ветвей электрической сети, которые соединяют центр питания с узлом присоединения >ого РИЭ.

Из (8) видно, что изменение потерь мощности в продольной части линии электропередач от присоединения РИЭ до /'-го узла зависит не только от значения его тока, но и от расчетных значений токов мощности и токов РИЭ в других узлах, протекающих по данному участку. Это обстоятельство обязательно должно учитываться для эффективного выбора мест присоединения и графиков выдачи мощности рассредоточенных источников электроэнергии. Изменение потерь мощности в ЭС, связанное с установлением РИЭ можно охарактеризовать величиной эквивалентного совокупного сопротивления распределительной сети Я(1'РИЗ ,) на пути транзита

мощности РИЭ /'-го узла:

/?риэ /V' \=Рув(1' \—1?ум(1' V

яу (1 риэ_1 ) яу (1 риэ_1 ) яу (1риэ_1 ) ;

я ^

ЯУ

( 1РИЭ_ , )=У

= У

УIр

риэ_ 1

К,

я

пум

яу

(I' ) =

у1 риэ_ 1)

(9)

2 У1Р

Р _ 1

я

Указанное эквивалентное сопротивление содержит две составляющие: Яу (1'риэ ,) - эквивалентное активное сопротивление, которое увеличивает совокупное

сопротивление ЭС протеканию тока I РИЭ ^ и, таким образом, повышает расчетное

значение потерь в ЭС, которое вызвано присоединением РИЭ в I -ом узле;

ЯУМ (I'Риэ I) - составляющая, которая характеризует уменьшение совокупного

сопротивления ЭС и соответственно, потерь в ЭС из -за присоединения РИЭ в 1-ом узле. Указанные составляющие сопротивления могут принимать произвольные значения в зависимости от значения и направления расчетных токов нагрузки и токов РИЭ, которые протекают в ветвях ЭС и вызваны перетоками активной мощности до (от) отдельных ТП 10/0.4 кВ.

Таким образом Я-"' ф 0 (0 < < +оо) указывает на наличие положительного эффекта (уменьшение потерь мощности и электроэнергии и, опосредованно, уменьшение потери напряжения) для ЭС от присоединения РИЭ, Я " > II"' (о < II" <+оо) говорит о

росте потерь в ЭС за счет перетоков распределения мощности, либо за счет РИЭ, присоединенных к смежным узлам [9-11]. Результаты и обсуждение Для оценивания эффективности использования эквивалентных сопротивлений Яу, Яу для определения мест присоединения РИЭ был выполнен ряд имитационных

расчетов на примере Славянских электрических сетей. Результаты расчетов приведены на

80

рисунке 2. Из них видно, что для связки РИЭ - ТП 110/10 кВ «Тузла» соотношение

коэффициентов яу,яу говорит о потенциальном росте потерь мощности в ЭС после

превышения установленной мощностью РИЭ значение 400 кВт. Для альтернативной связки РИЭ - ТП 110/10 «Гора Зеленского» негативный эффект сказывается при установленной мощности генерирования РИЭ в 250 кВт. Это меньше, чем для предыдущего варианта присоединения, несмотря на то, что за счет меньшего электрического расстояния для передачи энергии РИЭ данная связка характеризуется меньшими (до двух раз) дополнительными потерями.

Таким образом, исходя из эквивалентных сопротивлений (9) можно лишь подобрать совокупность узлов электрической сети, для которых присоединение РИЭ будет максимально эффективным по критерию минимума потерь мощности в заданном режиме, а также потерь электроэнергии за определенный промежуток времени. Определяющим условием в данном случае является наличие соответствующего информационного обеспечения (достаточного для получения адекватных результатов расчета характерных режимов ЭС) и отсутствие существенных изменений в конфигурации схемы ЭС в течение определенного промежутка времени. Невозможность последнего в реальных условиях эксплуатации распределительных ЭС приводит к определенным осложнениям в методике выбора схем присоединения РИЭ и требует проведения ряда имитационных расчетов с возможными изменениями нормальной схемы ЭС.

а)

б)

Рис. 2. Зависимости эквивалентных Fig. 2. Dependences of equivalent resistances on the сопротивлений от мощности Тузлинской СЭС, power of the Tuzli SES connected to the feeder 45 TP присоединенной к фидеру 45 ТП 110/10 кВ 110/10 kV Achilleon (a) and to the feeder 5 TP Ахиллеон (а) и к фидеру 5 ТП 110/10 кВ Гора 110/10 kVMount Zelensky (b) Зеленского (б)

Исходя из приведенного выше, для выбора потенциальных мест присоединения РИЭ можно рассматривать два варианта.

Присоединение РИЭ по принципу минимального риска, когда место избирается максимально близко к шине питающей подстанции 110 (35) /10 кВ. При этом независимо от изменений нагрузки и коммутаций в электрических сетях будет обеспечено минимальное влияние РИЭ на потери электроэнергии в ЭС.

Присоединение РИЭ по принципу максимального эффекта, когда места присоединения подбираются с учетом эффекта уменьшения потерь мощности в ЭС за счет уменьшения перетоков мощности от основного центра питания к узлам нагрузки. При этом потери электроэнергии могут существенно уменьшаться, но эффект зависит от

соотношения мощности РИЭ и совокупного нагрузки ЭС, а также коммутаций в схеме электросетей.

Исходя из приведенного выше, окончательное решение относительно места присоединения и схемы выдачи мощности РИЭ следует принимать на основании анализа чувствительности потерь мощности в ЭС к изменению их параметров.

Рассмотрим задачу определения мест присоединения РИЭ по критерию минимума потерь [9-11]. От недостаточного уровня информационного обеспечения в задаче проектирования существенно осложняется определение критериев оптимальности для отдельных вариантов. Можно говорить не о детерминированных значениях критериев оптимальности, а об их интервалах неопределенности. Указанное обстоятельство может быть использовано для обоснования равной экономичности вариантов схем присоединения РИЭ, а также уменьшение капитальных затрат на их реализацию.

Следующей задачей является выбор окончательного решения путем оптимизации расчетной мощности РИЭ, которая должна максимально соответствовать установленной мощности РИЭ. Для принятия окончательного решения относительно оптимальных мощностей РИЭ целесообразно воспользоваться методом анализа чувствительности.

Используя (7) запишем выражение изменения потерь мощности в ЭС за счет присоединения РИЭ в наиболее электрически отдаленном узле (узел 3, рис. 1):

дР (I' ) = 31'

др е v риэ_з ) 3 г

2

риэ 3

I' +1'

1 риэ_1 + 1р

у

РТЯ

I'

РТЯ

l - 2 (г +1' +1' )

риэ 2 1 риэ_3 2(1 р 1 + 1-р 2 + 1-р 3 )

I'

Яо-1 +

+ 31'

I' I'

1риэ_2 1риэ_3 1'

- 2(I' 1 + Г 2 + Гр 3)

+ 3Я

г

3 "1риэ_3

I' - 2( I' + г + г )

1риэ_3 2(1p _1 + -1р _2 + -1 р _ 3)

г

Я1-2 +

Я

(10)

После несложных преобразований

Т - 21'

1риэ 1 р 1

дР (I' ) = 3Г

дР у у1 риэ_з ) 3 р

12

^ риэ 3

Я

+i риэ-2 - 2 ip-2 (ям + я-2 )+

' риэ 3

I,

риэ 3

Гшэ з - 2I' 3

+--— i я0-1 + я1-2 + я2-3

I'

риэ 3

(11)

После умножения

дРУ( V з) = 3!

:2

РИЭ 3

(^1 - 21'р_1) Я0-1 + (^2 - 21'р_2 )(Я0-1 + Я1-2 ) + + (Сэ _3 - 2IP_3 ) 1-1 + Я1-2 + Я2-

(12)

Обобщая на электрическую сеть произвольной конфигурации

8Р2( ^ к ) = 31р

2

риэ к

У (Iриэ_, - 2Гр, )У Я

1'е «к,

(13)

где Ык1 - множество совместных ветвей схемы замещения электрической сети на пути между центром питания и узлом - местом установления исследуемого РИЭ: Мы =Мк ^М1

Чувствительность составляющей потерь мощности до изменения тока (мощности)

отдельного рассредоточенного источника ГрИЭ к характеризует соответствующая

производная. Для ее определения по мощности РИЭ, которая присоединена к узлу 3 схемы (рис. 1) воспользуемся выражениями (5) и (12):

88Рх(1РИЭ_3 )

8/'

81РИЭ_3

■ = 6

211)ИЭ_1 I -^0-1 2 1 Р*ИЭ_2 1р_2 |(-Я0-1 + Я1-2 ) +

+ (1РИЭ_3 - -'р-3 )| 11 + Я1-2 + Я2

(14)

Или обобщая неразомкнутую цепь произвольной конфигурации

88Ру (/РИЭ_*)

8/'

81 риэ к

= 6 <

( /р

риэ к 1Р к

)Е Я

+ Х

!=1,

-I' -I'

2'1риэ_ i -"р _ i

X

(15)

Используя выражения (15) для всех да перспективных мест присоединения РИЭ, определенных согласно приведенного выше, может быть сформирована система линейных алгебраических уравнений: решение которой позволяет определить оптимальные расчетные мощности РИЭ для присоединения в соответствующих узлах. При этом деление системы уравнений определяется количеством определенных потенциальных мест присоединения РИЭ. По рассчитанным таким образом значениям оптимальных мощностей определяется узел ЭС с минимальным расхождением между расчетной оптимальной и установленной мощностями РИЭ.

88РЕ( I РИЭ_0 =()

8/'

риэ 1

... (16)

88ре(iриэ_т )

81'

81риэт

- т>- = 0

Исходя из приведенного выше, разработанный метод, который базируется на анализе чувствительности потерь мощности в ЭС, позволяет однозначно характеризовать целесообразность присоединения РИЭ в заданном узле, исходя из технической эффективности эксплуатации распределительных сетей, а также минимизации убытков, связанных с транспортировкой электроэнергии РИЭ Заключение

Для электрических сетей 10 кВ из-за большей чувствительности режима к изменению мощности генерирования РИЭ, особенно присоединенных в электрически отдаленных узлах, диапазон мощностей генерирования станций, который сопровождается гарантированным положительным влиянием на уровень потерь и отклонения напряжения, ограничивается значениями 100-200 кВт в зависимости от режима ЭС. Для РИЭ, установленная мощность которых превышает 100-200 кВт для ЭС 10 кВ и 500 кВт для ЭС 110 (35) кВ актуальной является задача оптимизации схем их присоединения к электросетям. Значения дополнительных потерь мощности в ЭС, обусловленных транзитными и адресными перетоками электроэнергии РИЭ могут быть определены на основании эквивалентных сопротивлений ЭС Яу, Яу.

Известные из литературы исследования электроснабжения в локальных системах посвящены в основном определению эквивалентных сопротивлений и уменьшению потерь цеховых сетей, а также повышению надежности работы автономных электротехнических комплексов. В отличии от рассмотренных в литературном обзоре результатов данное исследование заключается в использовании зависимостей эквивалентных сопротивлений ЭС Яу,Яу от установленной мощности РИЭ для

определения потенциальных мест присоединения РИЭ к электрическим сетям по критерию минимума дополнительных потерь мощности в них. Для определения оптимального места присоединения РИЭ по критериям минимальных дополнительных потерь мощности в ЭС (или максимального эффекта от их функционирования в электросетях) предложен метод, который базируется на анализе чувствительности потерь мощности в ЭС и способен однозначно характеризовать целесообразность присоединения РИЭ в приведенном узле.

Литература

1. Jiang, J., Peyghami, S., Coates, C., Blaabjerg, F. A Decentralized Reliability-Enhanced Power Sharing Strategy for PV-Based Microgrids. IEEE Transactions on Power Electronics. 2021. V. 36(6). pp.7281-7293, 9272881.

2. Савенко А.Е., Рыбин А.Г. Внедрение АСУ для повышения надежности и эффективности работы рассредоточенных источников электроэнергии в энергетическом комплексе Темрюкского района. Вестник КГЭУ.2021. Т. 1(49). С. 152-162.

3. Gracheva E. I., Alimova A.N. Calculating Methods and Comparative Analysis of Losses of Active and Electric Energy in Low Voltage Devices . International Ural Conference on Electrical Power Engineering (UralCon). 2019. pp.361-367.

4. Грачева Е.И., Алимова А.Н., Абдуллазянов Р.Э. Анализ и способы расчета потерь активной мощности и электроэнергии в низковольтных цеховых сетях. Вестник КГЭУ.2018. Т.4(40). С. 53-65.

5. Грачева Е.И., Садыков Р.Р. Исследование вероятностных характеристик систем электроснабжения // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2017. Т. 1-2. С.95-101.

6. Martinez M.S., Nozik A.J., Beard M.C. Theoretical limits of multiple exciton generation and singlet fission tandem devices for solar water splitting. Journal of Chemical Physics. 2019. V.151(11). pp.114111.

7. Sangwongwanich, A., Blaabjerg, F. Monte Carlo Simulation with Incremental Damage for Reliability. Assessment of Power Electronics IEEE Transactions on Power Electronics. 2021. V.36(7). pp. 7366-7371,9293165.

8. Banin U., Waiskopf N., Hammarstrom L., Batista V.S., Brudvig G.W. Nanotechnology for catalysis and solar energy conversion. Nanotechnology. 2020. V. 32(4). Pp. 042003.

9. Лежнюк П.Д., Нетребский В.В., Никиторович А.В. Оптимизация распределения нагрузки между рассредоточенными источниками энергии в локальной электрической системе / Техшчна електродинамжа. 2012;2:38-39.

10. Lezhniuk P., Komar V., Rubanenko O. Information Support for the Task of Estimation the Quality of Functioning of the Electricity Distribution Power Grids with Renewable Energy Source. 2020 IEEE 7th International Conference on Energy Smart Systems, ESS 2020 -Proceedings. 2020. pp.168-171, 9159965.

11. Lezhniuk P., Komar V., Kravchuk S. Regimes Balancing in the Local Electric System with Renewable Sources of Electricity. 2019 IEEE 20th International Conference on Computational Problems of Electrical Engineering. CPEE 2019, 8949118.

12. Савенко А.Е., Голубев А.Н. Обменные колебания мощности в судовых электротехнических комплексах // Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина. Иваново. 2016. 172 с.

13. Мещеряков В.Н., Черкасова В.С., Мещерякова О.В. Коррекция системы векторного управления асинхронным электроприводом. Системы управления и информационные технологии. 2015. Т.3(61). С. 36-38.

14. Абдуллазянов Э.Ю., Грачева Е.И., Горлов А.Н., Шакурова З.М., Табачникова Т.В., Валтчев С. Алгоритмы оценки эквивалентных сопротивлений внутризаводских электрических сетей. Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2021. Т. 23(4). С. 3-13.

15. Грачева Е.И., Шакурова З.М., Абдуллазянов Р.Э. Сравнительный анализ наиболее распространенных детерминированных методов определения потерь электроэнергии в цеховых сетях. Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2019;21(5):87-96.

Авторы публикации

Савенко Александр Евгеньевич - кандид. техн. наук, доцент, доцент кафедры электрооборудования судов и автоматизации производства, Керченский государственный морской технологический университет, savenko-70@mail.ru.

Рыбин Александр Геннадьевич - заместителя начальника отдела энергетики «Росморпорт» Таманское управление, a.g.rybyn.rosmorport@mail.ru.

References

1. Jiang J, Peyghami S, Coates C, Blaabjerg F. A Decentralized Reliability-Enhanced Power Sharing Strategy for PV-Based Microgrids. IEEE Transactions on Power Electronics. 2021,36(6):7281-7293, 9272881.

2. Savenko AE, Rybin AG. Implementation of automated control systems to improve reliability and the efficiency of dispersed sources of electricity in the energy complex Temryuksky region.Vestnik Kazanskogo gosudarstvennogo jenergeticheskogo universiteta. 2021;1(49):152-162.

3. Gracheva EI, Alimova AN. Calculating Methods and Comparative Analysis of Losses of Active and Electric Energy in Low Voltage Devices. International Ural Conference on Electrical Power Engineering (UralCon), 2019. 361-367.

4. Gracheva EI, Alimova AN, Abdullazjanov RJe. Analiz i sposoby rascheta poter' aktivnoj moshhnosti i jelektrojenergii v nizkovol'tnyh cehovyh setjah. Vestnik Kazanskogo gosudarstvennogo jenergeticheskogo universiteta. 2018;4(40):53-65.

5. Gracheva EI, Sadykov RR. Issledovanie veroyatnostnykh kharakteristik sistem elektrosnabzheniya. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy. Problemy energetiki. 2017;1-2;95-101.

6. Martinez MS, Beard MC. Theoretical limits of multiple exciton generation and singlet fission tandem devices for solar water splitting. Journal of Chemical Physics. 2019;151(11),n4m.

7. Sangwongwanich A, Blaabjerg F. Monte Carlo Simulation with Incremental Damage for Reliability. Assessment of Power Electronics IEEE Transactions on Power Electronics. 2021,36(7):7366-7371, 9293165.

8. Banin U, Waiskopf N, Hammarstrom L, et al. Nanotechnology for catalysis and solar energy conversion. Nanotechnology. 2020;32(4),042003.

9. Lezhnyuk PD, Netrebskiy VV, Nikitorovich AV. Optimizatsiya raspredeleniya nagruzki mezhdu rassredotochennymi istochnikami energii v lokal'noy elektricheskoy sisteme. Tekhnichna elektrodinamika. 2012,2:38-39.

10. Lezhniuk P, Komar V, Rubanenko O. Information Support for the Task of Estimation the Quality of Functioning of the Electricity Distribution Power Grids with Renewable Energy Source. 2020 IEEE 7th International Conference on Energy Smart Systems, ESS 2020 -Proceedings. 2020:168-171, 9159965.

11. Lezhniuk P, Komar V, Kravchuk S. Regimes Balancing in the Local Electric System with Renewable Sources of Electricity. 2019 IEEE 20th International Conference on Computational Problems of Electrical Engineering. CPEE 2019, 8949118.

12. Savenko AE, Golubev AN. Obmennye kolebaniya moshchnosti v sudovykh elektrotekhnicheskikh kompleksakh. Ivanovskiy gosudarstvennyy energeticheskiy universitet imeni V.I. Lenina. Ivanovo, 2016. 172 p.

13. Meshherjakov VN, Cherkasova VS, Meshherjakova OV. Korrekcija sistemy vektornogo upravlenija asinhronnym jelektroprivodom. Sistemy upravlenija i informacionnye tehnologii. 2015;3(61):36-38.

14. Abdullazyanov EYu, Gracheva EI, Gorlov AN, et al. Algorithms for estimating equivalent resistances of in-plant electrical networks. Power engineering: research, equipment, technology. 2021;23(4):3-13.

15. Gracheva EI, Shakurova ZM, Abdullazyanov RE. A comparative analysis of the most common deterministic methods for the calculation of electricity losses in industrial networks. Power engineering: research, equipment, technology. 2019;21(5):87-96.

Authors of the publication

Alexander E. Savenko - Kerch State Maritime Technological University, savenko-70@mail.ru.

Alexandr G. Rybin - Deputy Head of Energy Department of Rosmorport Taman Department, a.g.rybyn.rosmorport@mail.ru.

Получено 24.02.2022г.

Отредактировано 10.03.2022г.

Принято 22.03.2022г.