CC BY
50
Библиографический список
1. Дунаев М.П. Экспертные системы для наладки электро- системе управления электроприводом буровой установки // приводов. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2004. 138 с. Вестник Иркутского государственного технического универ-
2. Лебедев Л.С. Обзор методов поиска неисправностей в ситета. 2013. № 4. С. 156-163.
УДК 621.311
ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ ПРОГРАММНО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА ОЦЕНИВАНИЯ СОСТОЯНИЯ В ИРКУТСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
© А.В. Тихонов1
Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.
Описан процесс внедрения современных программно-вычислительных комплексов (ПВК) оценивания состояния (ОС) на примере иркутской энергосистемы (500-0,4 кВ). Рассмотрены технологические задачи, решаемые современными ПВК. Проведено сравнение ПВК АНАРЭС с другими программными комплексами. Описан модуль оценивания состояния, интегрированный в ПВК АНАРЭС. Освещены проблемы внедрения модуля ОС в энергосистемах, рассмотрены необходимые доработки ПВК. Представлены результаты внедрения ПВК оценивания в иркутской энергосистеме. Сформулированы направления развития ПВК ОС электроэнергетических систем (ЭЭС) ведущими сетевыми компаниями страны, а также определены первоочередные требования к ним. Библиогр. 22 назв.
Ключевые слова: оценивание состояния электроэнергетических систем; программно-вычислительный комплекс АНАРЭС; автоматизированная система диспетчерского управления; FACTS 1 -го поколения; перспективы развития программно-вычислительного комплекса.
EXPERIENCE OF IMPLEMENTING STATE ESTIMATION SOFTWARE PACKAGE IN IRKUTSK ELECTRIC POWER SYSTEM A.V. Tikhonov
L.A. Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, 130 Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russia.
The paper describes the implementation process of modern state estimation software packages using Irkutsk electric power system (500-0.4 kV) as an example. It examines the technological problems solved by up-to-date software packages. The software package "ANARES" is compared with other software packages. The state estimation module integrated into the software package "ANARES" is described. The study deals with the problems of introducing the state estimation module in electric power systems and considers the necessary improvements to the software package. The results of introducing the state estimation software package in Irkutsk electric power system are discussed. The development prospects of the software packages for the state estimation of electric power systems are formulated for the leading network companies of Russia, and the priority requirements are specified. 22 sources.
Key words: state estimation of electric power systems; software package "ANARES"; automated systems for dispatch control; FACTS of the 1stgeneration; development prospects of software packages.
Введение
Единая электроэнергетическая система (ЕЭС) России позволяет обеспечить рациональное использование различных энергетических ресурсов, географически и технологически неравномерно распределенных по территории страны (угольные и гидроэнергетические ресурсы, АЭС), для энергоснабжения крупных центров энергопотребления.
Современные электроэнергетические системы (ЭЭС) представляют собой сложные, многосвязные, пространственно разнесенные иерархические объекты, функционирующие в условиях изменчивости их структуры, параметров и режимов работы при многочисленных внешних и внутренних возмущениях как систематического, так и случайного характера [1]. Это определяет сложность задач управления ими. В связи
с этим еще в 1970-80-е гг. началось активное внедрение автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) в энергосистемы [2], хотя предпосылки к ее созданию были заложены значительно раньше. Другой предпосылкой к созданию АСДУ явилось бурное развитие средств вычислительной техники, особенно в 1990-е гг., и разработка методов и программных средств для оперативного управления режимами и их планирования. Именно в эти годы началось формирование иерархических телеинформационных сетей, обеспечивающих передачу телеметрической информации от энергообъектов на диспетчерские пункты энергосистем. В сочетании с диспетчерскими щитами и пультами эта сеть позволяла решать одну из важнейших задач оперативно-диспетчерского управления - визуальный контроль текущего режима
1Тихонов Александр Владимирович, аспирант, тел.: 89501161880, e-mail: tihonov_av@irkutskenergo.ru Tikhonov Alexander, Postgraduate, tel.: 89501161880, e-mail: tihonov_av@irkutskenergo.ru
и схемы коммутации электрической сети.
Иерархическая система диспетчерского управления ЕЭС России имеет четыре основные ступени: центральное диспетчерское управление ЕЭС России (ЦДУ), диспетчерские управления объединенными ЭЭС (ОДУ), региональное диспетчерское управление (РДУ) и центры управления сетями (ЦУС) региональных сетевых компаний.
Управление региональной ЭЭС представляет собой сложный комплекс, функции в котором распределены как между отдельными диспетчерскими пунктами, так и между отдельными объектами. Оперативное управление режимами региональной ЭЭС возможно только при внедрении в практику оперативно-диспетчерского управления ЭЭС такого уровня современных средств вычислительной техники и телеметрических каналов связи [3] на нижнем уровне и создании на их основе оперативно-измерительных комплексов (ОИК).
Для эффективного управления ЭЭС необходима полная и точная информация. Для фильтрации погрешностей измерений и дорасчета неизмеренных параметров используются методы оценивания состояния [4].
Рассмотрим вопросы внедрения программно-вычислительного комплекса (ПВК) оценивания состояния в иркутской энергосистеме, наметим перспективы развития ПВК оценивания состояния ЭЭС на ближайшие 5-10 лет.
Технологические задачи, решаемые современными ПВК
В России развитие АСДУ продолжается в трех основных направлениях:
• перевод АСДУ на новую платформу (вычислительная техника и стандартное программное обеспечение);
• развитие и совершенствование систем сбора и передачи данных;
• переработка на новую платформу эксплуатировавшегося ранее программного обеспечения и разработка новых функциональных задач.
Всю АСДУ ЕЭС можно разделить на три подсистемы:
1. Подсистема автоматического управления, работающая в реальном времени в автоматическом режиме без участия человека.
2. Подсистема оперативного управления режимами (ОУР), работающая в реальном времени (онлайн) с участием технологического персонала.
3. Подсистема планирования режимов, работающая вне реального времени с участием технологического персонала, которая позволяет наряду с основной функцией - анализом и планированием режимов ЕЭС - осуществлять режим расширенного реального времени - функции тренажера диспетчера.
Современные ПВК, входящие в подсистему планирования режимов, решают различные технологические задачи [5]:
• оценивание состояния ЭЭС, расчет установившегося режима (УР);
• оптимизация режима для снижения потерь активной мощности;
• расчет токов коротких замыканий (ТКЗ);
• расчет электромеханических переходных процессов, утяжеление;
• расчет показателей режимной надежности;
• расчет потерь электроэнергии, анализ экономической деятельности ЭЭС в реальных условиях;
• автоматизированная обработка контрольных замеров.
Оценка состояния (ОС) ЭЭС - это сложная задача, позволяющая рассчитать все параметры сбалансированного режима для текущего момента времени (модули и фазы узловых напряжений, перетоки активных и реактивных мощностей в линиях и другом оборудовании) по данным телеизмерений (ТИ) ряда параметров режима и телесигнализации (ТС) о положении коммутационной аппаратуры. На основе полученного режима выполняется оперативный контроль и анализ режимов, оперативный анализ надежности, корректировки режима и другие функции.
Задача оценки состояния ЭЭС может использоваться:
• в автоматизированном управлении - прямые ТИ и ТС;
• в ОУР для дорасчета неизмеряемых параметров, контроля ТИ, в режиме советчика диспетчера;
• в подсистемах вне реального времени:
- для анализа достоверности ТИ;
- для создания и накопления базы данных (БД) для расчетов УР в задачах планирования и анализа;
- в БД по расчету сбалансированных потоков энергии во всех элементах сети.
Практика показала, что в настоящее время наиболее эффективным является решение задачи ОС в комбинации с другими задачами оперативного управления, в первую очередь с задачей расчета УР.
Задача ОС состоит из следующих подзадач [6]:
• достоверизация ТС и оперативное формирование текущей расчетной схемы;
• анализ наблюдаемости текущей расчетной схемы;
• обнаружение грубых ошибок в ТИ и фильтрация случайных погрешностей ТИ, т.е. получение их оценок;
• дорасчет неизмеренных параметров режима;
• идентификация дисперсий измерений, необходимых для задания весовых коэффициентов в задаче ОС, уточнение некоторых параметров схемы замещения, например, коэффициентов трансформации;
• ведение архивов значений ТИ с признаками достоверности и их оценок;
• накопление статистики поступающих ТИ, позволяющее оценить качество системы сбора данных.
Основные проблемы, возникающие при ОС, связаны с недостаточным объемом и низким качеством информации, поступающей от системы SCADA [6, 7]. Из-за этого возникают проблемы при внедрении ПВК ОС в практику диспетчерского управления. Рассмотрим блок оценки состояния ЭЭС в составе ПВК АНАРЭС [8].
Блок оценивания состояния в ПВК АНАРЭС
Для решения задачи ОС предпочтение было отдано блоку оценивания состояния в ПВК АНАРЭС по следующим причинам:
• используемый в ОАО «СО ЕЭС» ПК Rastr, работающий в тандеме с ПК КОСМОС, не отвечает функциональности, предъявляемой к нему другими участниками рынка;
• ПВК АНАРЭС использует единую БД для решения всех входящих в него задач, выполнен на современном программном языке (С+);
• разработчики ПВК АНАРЭС динамично изменяют его под требования современного рынка и требования заказчика.
В 2000 г. была создана промышленная версия ПВК АНАРЭС. В первой половине 2002 г. в ПВК АНАРЭС помимо задач расчета и анализа установившихся режимов были включены задачи расчета переходных и аварийных режимов (токи короткого замыкания и динамика).
Комплекс выполнен по модульному принципу. Общие функции вынесены в динамические библиотеки. Любое приложение, входящее в комплекс, может вызвать любое другое приложение. При этом они могут обмениваться управляющими командами.
В ПВК АНАРЭС решаются следующие технологические задачи:
• оценивание состояния;
• расчет установившегося режима;
• оптимизация режима для снижения потерь активной мощности;
• расчет токов коротких замыканий (ТКЗ);
• расчет устойчивости ЭЭС.
Система управления базами данных (СУБД) представляет собой описательную часть табличных данных, в которой содержится информация о структуре таблиц и полей данных ПВК, а также функции по ее изменению и дополнению.
База данных ПВК АНАРЭС является надежным средством хранения технологической информации. Для защиты от ошибочных действий пользователя, а также сбоев компьютерной техники и локальной сети разработана специальная система резервирования информации.
Система отображения предназначена для работы со схемами при решении различных технологических задач. В рамках ПВК АНАРЭС она используется для отображения и анализа на схеме расчетной информации и проведения со схемы корректировок исходных данных.
Средства отображения данных и результатов, реализованные в БД и в вышеперечисленных прикладных задачах, являются инструментом, позволяющим
пользователю самостоятельно создавать выходные формы практически произвольного вида, используя при этом результаты и данные технологических программ, отображенные через стандартный интерфейс MS Office. В этом смысле ПВК АНАРЭС приобретает свойства системы программирования, а не просто прикладной системы [5, 8].
Проблемы внедрения модуля ОС в составе ПВК АНАРЭС в иркутской энергосистеме
В ОАО «ИЭСК» было проведено внедрение ПВК АНАРЭС с модулем оценивания состояния в ЭЭС областного масштаба (500-0,4 кВ), схема содержит 1138 узлов, 1328 ветвей, 1950 ТИ. Данные по неизмеряе-мым нагрузкам были определены статистически -1500 псевдо ТИ. В качестве ОИК использовался РСДУ-2, разработка ООО «ЭМА» (г. Новосибирск) [9]. Также стоит отметить, что сетевая компания, в которой проводилось внедрение, не является типичной для ЕЭС России с точки зрения организации, в компании представлены сети как основной, так и распределительной сети. Эта компания является крупнейшей частной сетевой компанией в России.
В ПВК АНАРЭС для оценки состояния использует классический метод оценки [4, 5]. Заметим, что наиболее современным и предоставляющим большие возможности является ОС по методу контрольных уравнений (КУ) (разработка ИСЭМ СО РАН) [10].
Внедрение ПВК АНАРЭС выявило ряд особенностей и определило проблемы на начальном этапе внедрения программы ОС:
• ОС ЭЭС не велось при разделении системы на несвязанные подсистемы;
• модуль проверки привязки ТИ и ТС с данными ОИК отсутствовал;
• не был предусмотрен механизм работы с недостоверными данными ТС; не было возможности блокировать недостоверный ТС;
• задание уровня суммарной нагрузки по системе было невозможным;
• структура ОИК (РСДУ-2) не позволяла вести ОС ЭЭС в темпе реального времени;
• отсутствовала слот-система;
• не было предустановленных моделей устройств FACTS 1-го поколения;
• не была задана техническая возможность моделирования устройств FACTS 2-го поколения;
• отсутствовала единая БД для УР и ОС ЭЭС.
• не было статистических нагрузок по узлам для использования в случае отсутствия реальных замеров;
• не использовались графики нагрузок, не было перехода зима/лето;
• не был предусмотрен учет фактической температуры воздуха по районам с ТИ;
• отсутствовал модуль определения графиков нагрузок по граничным ТИ энергорайонов с учетом заданных нагрузок в районе.
FACTS является одной из наиболее перспективных электросетевых технологий, суть ее состоит в том, что электрическая сеть из пассивного устройства
транспорта электроэнергии превращается в устройство, активно участвующее в управлении режимами работы электрических сетей.
К устройствам FACTS 1-го поколения (FACTS-1) относят устройства, обеспечивающие регулирование напряжения (реактивной мощности) и требуемую степень компенсации реактивной мощности в электрических сетях (статический компенсатор реактивной мощности (СТК), реактор с тиристорным управлением, стационарный последовательный конденсатор с тири-сторным управлением, фазосдвигающий трансформатор и др.).
К новейшим FACTS 2-го поколения (FACTS-2) относят устройства, обеспечивающие регулирование режимных параметров на базе полностью управляемых приборов силовой электроники (IGBT-транзисторы, IGCT-тиристоры и др.). FACTS-2 обладают новым качеством регулирования - векторным, когда регулируется не только величина, но и фаза вектора напряжения электрической сети (синхронный статический компенсатор (СТАТКОМ), объединенный регулятор потоков мощности (ОРПМ) и др.).
Отметим, что в иркутской энергосистеме достаточно широко представлены устройства FACTS 1-го поколения, а именно: батареи статических конденсаторов (БСК), шунтирующие реакторы (ШР), фильтро-компенсирующие устройства (ФКУ), устройства продольной компенсации (УПК), синхронные компенсаторы (СК) и др. На сегодняшний день для повышения надежности и ведения заданных режимов используется устройство FACTS 2-го поколения - управляемый шунтирующий реактор (УШР) на ПС «Тайшет», модель которого в ПВК АНАРЭС и в блоке ОС пока задать не представляется возможным.
Результаты внедрения ПВК АНАРЭС в иркутской энергосистеме
В ходе внедрения были внесены доработки и изменения в ПВК АНАРЭС для соответствия данного комплекса требованиям, предъявляемым к ПВК сетевой компанией. А именно:
• разработана единая база данных для ОС и УР;
• разработан функционал расчета параметров схемы замещения с высоким уровнем точности для расчета параметров ВЛ, а также расчета параметров схемы замещения трансформаторов (для ТКЗ);
• создана возможность использования статистически рассчитанных нагрузок по узлам в случае отсутствия реальных замеров, а также использования графиков нагрузок и переход нагрузок зима/лето;
• разработан учет фактической температуры по районам с ТИ;
• создана возможность использования статистически рассчитанной выработки электроэнергии по узлам в случае отсутствия реальных замеров;
• разработан механизм отбраковки недостоверных ТИ до начала оценки состояния;
• создана возможность ведения схемы коммутаций на графической схеме и передачи их в
расчетные таблицы;
• создан и доработан до требуемого уровня топологический процессор;
• создана возможность определения уровня нагрузки по системе, а также разработано меню суммарных показателей режима;
• доработан алгоритм для ОС ЭЭС при ее разделении на две и более несвязанных подсистем;
• предусмотрен механизм работы с недостоверными данными ТС;
• создана возможность выведения на графическую схему любого из параметров и т.д.
В ходе совместной работы со специалистами ЗАО «Энергетические технологии» комплекс был доработан до уровня требований компании-заказчика.
Стоит отметить, что часть проблем на этапе внедрения данного ПВК решена не была.
Часть задач не была решена в полном объеме из-за малого времени внедрения ПВК. Эти замечания будут устранены в ближайшее время. Часть замечаний требует серьезной научной и практической работы. В частности это относится к включению моделей устройств FACTS 2-го поколения в задачи ОС и расчета УР.
Однако стоит отметить, что компания-заказчик планирует доработку комплекса и построение на его основе системы управления интеллектуальной сетью, которая будет создаваться параллельно совершенствованию комплекса и внедрению технологии интеллектуальных энергосистем (ИЭС).
Перспективы развития ПВК оценивания состояния ЭЭС
Несмотря на то что с момента появления первых работ по ОС прошло уже более 40 лет, эта проблема и поныне не потеряла своей актуальности и до сих пор находится в центре внимания исследователей и практиков. Об этом свидетельствует большое число ежегодных публикаций теоретического и прикладного характера. В последние 20 лет активно развиваются исследования в области применения методов искусственного интеллекта в различных задачах электроэнергетики, в том числе и в области ОС [10-12].
В условиях современного энергетического рынка и движения в сторону перехода к ИЭС в ближайшие 510 лет от специализированных ПВК ОС потребуется следующее:
• задание предустановленных моделей FACTS 1 -го и 2-го поколения (создание модели основных устройств FACTS для задания в них только паспортных данных, а также задание возможности самостоятельного моделирования новых устройств FACTS) [13];
• использование данных автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ), связь АСКУЭ и ОС для корректировки входящих в ОС ТИ; использование данных АСКУЭ вместо данных ТИ и наоборот; построение фактических балансов электроэнергии по оцененным данным;
• создание локации энергообъектов расчетной схемы на геоинформационной системе (ГИСе) с
возможностью масштабирования и разделения по классам напряжения и по объектам;
• создание иерархической ОС ЭЭС [14-16];
• совместное использование метода взвешенных наименьших квадратов и робастных методов ОС на основе контрольных уравнений с дифференцированием результатов;
• определение нагрузок САОН и АЧР в режиме реального времени;
• использование данных измерений от системы мониторинга переходных режимов (СМПР, БМЛРТ-WAMS) [17];
• создание возможности автоматического расчета весового коэффициента для ТИ по данным контрольного замера и результатам ОС [10];
• анализ наблюдаемости сети с возможностью определения областей развития системы сбора телемеханики в автоматическом режиме;
• использование методов искусственного интеллекта в сочетании с методом достоверизации ТИ по КУ и динамическими подходами, что позволит повысить эффективность этого метода и надежность получаемого при ОС решения;
• расчет и определение «узких мест» системы в темпе реального времени для принятия оперативных решений; оптимизация текущего режима;
• построение графиков нагрузок по граничным ТИ энергорайонов с учетом заданных нагрузок в районе;
• достоверизация ТС по данным ТИ при заданной логике;
• внедрение С1М-моделей [18];
• создание топологического процессора нового уровня с учетом С1М-моделей; эквивалентирование разных нагрузок и т.д.
• создание терминальной структуры комплекса по
технологии IP VPN [19-20].
• использование для расчета системы CUDA для увеличения производительности системы [21].
В планах автора по данной проблематике - развитие методов ОС в части разработки и внедрение моделей FACTS 2-го поколения (часть представлена в работе автора [22]), а также доведение ПВК АНАРЭС до требований современного энергетического рынка.
Выводы
1. Для успешного (надежного, качественного и экономичного) функционирования ИЭС необходимо использовать широкий спектр новейших технических средств и технологий, дающих возможность придать сети активно-адаптивные качества. Управление ИЭС в темпе реального времени потребует достоверных данных ТМ. Это формирует требования к алгоритмам ОС ЭЭС и создает условия для их реализации.
2. ПВК АНАРЭС соответствует требованиям ОАО «ИЭСК» в большей степени, чем типовые комплексы, принятые в ОАО «СО ЕЭС». В ходе внедрения блока ОС в составе ПВК АНАРЭС были определены некоторые особенности и несоответствия требованиям современного рынка ПВК ОС ЭЭС.
3. Внедряемый блок ОС был доработан, в ПВК внесены некоторые коррективы. Стоит отметить, что часть требований выполнена не была. Их решение потребует серьезной научной и практической работы, так как требования не являются тривиальными.
4. В ходе работы было сформулировано видение развития ПВК ОС ЭЭС ведущими сетевыми компаниями страны, а также определены первоочередные требования к ним.
Работа выполнена при поддержке интеграционного проекта СО РАН № 01201260514.
Статья поступила 18.12.2013 г.
Библиографический список
1. Методы управления физико-техническими системами энергетики в новых условиях / Н.И. Воропай [и др]. Новосибирск: Наука, 1995. 335 с.
2. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике / В.А. Баринов [и др.]; под общ. ред. Ю.Н. Руденко, В.А. Семенова. М.: Изд-во МЭИ, 2000. 648 с.
3. Чукреев Ю.Я. Экспертные системы текущего планирования режимов региональной электроэнергетической системы. Сыктывкар, 1995. 20 с.
4. Методы решения задач реального времени в электроэнергетике / А.З. Гамм [и др.]. Новосибирск: Наука, 1991. 294 с.
5. Программно-вычислительный комплекс АНАРЭС-2000+ для расчета и анализа нормальных и аварийных режимов ЭЭС / О.Н. Шепилов [и др.] [Электронный ресурс]. URL: http://www.anares.ru/DOC/Seminar5/A5ANARES.DOC
6. Оценивание состояния в электроэнергетике / А.З. Гамм [и др.]. М.: Наука, 1983. 302 с.
7. Гамм А.З., Голуб И.И. Наблюдаемость электроэнергетических систем. М.: Наука, 1990. 200 с.
8. Программно-вычислительный комплекс АНАРЭС-2000 для расчета и анализа нормальных и аварийных режимов ЭЭС / О.Н. Шепилов [и др.] [Электронный ресурс]. URL: http://www.anares.ru/DOC/A2ANARES.DOC.
9. Калинкин С.Ю. Построение АСТУ региональной сетевой компании на основе технологии РСДУ-2 // Информатизация
и системы управления в промышленности. 2008. № 2 (18).
10. Гамм А.З., Колосок И.Н. Обнаружение грубых ошибок телеизмерений в электроэнергетических системах. Новосибирск: Наука, 2000. 152 с.
11. Новые информационные технологии в задачах оперативного управления электроэнергетическими системами / Н.А. Манов [и др.]. Екатеринбург: Изд-во УрО РАН, 2002. 205 с.
12. Do Coutto Filbo B.M., Leite do Silva A.M., Falcao D.M. Bibliography on power system state estimation (1968-1989) // IEEE Trans. On PWRS. 1990. V. 10. I. 2. P. 229-240.
13. Бауман А.П., Розанов Ю.К., Шакарян Ю.Г. Перспективы применения в ЕЭС России гибких (управляемых) систем электропередачи переменного тока // Электротехника. 2004. № 8. С. 30-36.
14. Колосок И.Н., Пальцев А.С. Двухуровневый иерархический алгоритм оценивания состояния ЭЭС и его реализация на основе мультиагентного подхода // Энергосистема: управление, конкуренция, образование: сб. докл. III Междунар. науч.-практ. конф. Екатеринбург: Изд-во УГТУ-УПИ, 2008. Т. 1. С. 354-359.
15. Кириленко А.В., Прихно В.Л., Черненко П.А. Двухуровневый программный комплекс для решения задач оперативного управления электроэнегетическими системами // Техн. електродинамка. 2008. Темат. вип. «Проблеми сучасноi електротехнки». С. 33-38.
16. Суханов О.А., Шаров Ю.В. Иерархические модели в анализе и управлении режимами электроэнергетических систем. М.: Издательский дом МЭИ, 2007. 312 с.
17. Аюев Б.И., Куликов Ю.А. Перспективные направления использования системы мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС // Энерго-info [Электронный ресурс]. URL: http://www.energo-info.ru/images/pdf/Rele/Session_4/S4-2.pdf
18. Becker D. Common information model (CIM): CIM 10 Version. Final report. EPRI, 2001.
19. Методические рекомендации по реализации информационного обмена энергообъектов с корпоративной информационной системой ОАО «Системный оператор
Единой энергетической системы» по протоколу ГОСТ Р МЭК 60870-5-104.
20. Рожков С.А. Терминальные системы для предприятий // Снежинск и наука - 2006: сб. науч. тр. Междунар. науч.-практ. конф. Снежинск: Изд-во СГФТА, 2006. С. 184-186.
21. Чернышева Л.П., Харитонов Д.П. Эффективное использование гетерогенных вычислительных систем // Вестник ИГЭУ. 2012. № 8. С. 1-5.
22. Тихонов А.В. Моделирование устройств FACTS при оценивании состояния ЭЭС // Системные исследования в энергетике: тр. конф. молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Иркутск, 2012. С. 103-108.
