CC BY
39
11. Rajashekar, B. Cascaded H-Bridge Multilevel Inverter with a New Selective Harmonic Mitigation Technique to Meet Grid Codes Under Non-Equal Dc Link Voltages with Power Quality Enhancement [Text] / B. Rajashekar, T. P. Kumar, R. Ramesh // International Journal of Innovative Research in Science, Engineering and Technology. - 2014. - Vol. 3, Issue 9. - P. 15857-15863. doi: 10.15680/ijirset.2014.0309010
12. Zahiraa, R. A Technical Survey on Control Strategies of Active Filter for Harmonic Suppression [Text] / R. Zahiraa, A. Peer Fathimab // Procedia Engineering. - 2012. - Vol. 30. - P. 686-693. doi: 10.1016/j.proeng.2012.01.915
13. Дьяконов, В. П. MATLAB 6/6.1/6.5 + Simulink 4/5. Основы применения. Полное руководство пользователя [Текст] / В. П. Дьяконов. - М.: СОЛОН-Пресс, 2002. - 768 с.
-□ □-
Представлет результати дослi-джень, пов'язаних з виршенням питать тдвищення надiйностi роботи розпо-дшьних електричних мереж в умовах використання розосередженог генера-ци. Показано, що значний економiчний ефект як для енергокомпанш, так i для потенцшних iнвесторiв, може бути отриманий при узгодженому виршенш питань забезпечення надiйностi елек-тропостачання та розробки технчних умов на пгдключення генеруючих джерел у розподшьн мережi
Ключовi слова: повтрян розподшьн мережi, розосереджена генеращя, надш-тсть електропостачання, секцiонуючi
пристрог
□-□
Представлены результаты исследований, связанных с решением вопросов повышения надежности работы распределительных электрических сетей в условиях использования распределенной генерации. Показано, что значительный экономический эффект как для энергокомпаний, так и для потенциальных инвесторов, может быть получен при согласованном решении вопросов обеспечения надежности электроснабжения и разработки технических условий на подключение генерирующих источников в распределительные сети
Ключевые слова: воздушные распределительные сети, распределенная генерация, надежность электроснабжения,
секционирующие устройства -□ □-
УДК 621.316.11
[DOI: 10.15587/1729-4061.2016.59616|
ПОДДЕРЖАНИЕ НОРМИРОВАННОЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ В УСЛОВИЯХ ПРИМЕНЕНИЯ РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИИ
Саид Банузаде Сахрагард
Ведущий инженер Iran Energy Efficiency organization (SABA) End of West Poonak Blvd, Shahrake-e-Ghods, Tehran, Iran, P.O.BOX: 14155-6338 E-mail: saeed_sahragard@yahoo.com В. А. Попов Кандидат технических наук, доцент* E-mail: tig@ukr.net В. В. Ткачен ко Кандидат технических наук, доцент* E-mail: tka-vadim@yandex.ua А. А. Журавлев Старший преподаватель* E-mail: aazhur@ukr.net Д. В. Шпак* E-mail: den_shpak.ua@mail.ru *Кафедра электроснабжения Национальный технический университет Украины «Киевский политехнический институт» пр. Победы, 37, г. Киев, Украина, 03056
1. Введение
Сегодня в электроэнергетике большинства стран мира значительно возросли объемы применения распределенной генерации на основе как возобновляемых, так и традиционных источников энергии. При этом четко прослеживается тенденция интеграции указанных источников в электрические сети. Это, в определенной мере, упрощает решение вопроса
гарантированного обеспечения потребителей требуемым объемом электроэнергии в любой момент времени (вследствие отсутствия необходимости ее аккумулирования, как было бы при использовании источников распределенной генерации в автономных режимах). Данные решения могут повысить надежность энергообеспечения объектов при соответствующем техническом оснащении электрических сетей.
©
2. Анализ литературных данных и постановка проблемы
Как показывает опыт многих стран [1], подключение источников распределенной генерации (ИРГ) к распределительным сетям может существенным образом влиять на их надежность. В частности, данный вопрос рассматривался в работе [2]. Однако применение распределенной генерации практически не оказывает влияния на надежность без применения «островного» режима («Islanding» [3-5]), т. е. возможности выделения ИРГ для работы на близкую по мощности нагрузку при потере электроснабжения от питающей подстанции основной сети. Проблемы, требующие решения в условиях применения «островного» режима, активно изучаются и рассмотрены в частности в работах [6, 7].
Активные работы в данном направлении ведутся и в Республике Иран, где помимо альтернативных источников в качестве распределенной генерации широко используются и газотурбинные установки, на долю которых сейчас уже приходится порядка 23,5 % всей вырабатываемой в стране электроэнергии [8]. Вместе с тем, электрические сети Ирана нуждаются в технической модернизации с целью соответствовать современным требованиям к надежности электроснабжения. При этом очевидно, что сама по себе распределенная генерация эту проблему не решает. В связи с этим, опираясь на опыт индустриально развитых стран, для кардинального изменения ситуации с надежностью электроснабжения правительством Ирана рассматривается возмож- вык , , я d ность ее нормирования в Q-той или иной форме.
Для достижения максимального эффекта при решении указанных вопросов кроме наличия соответствующих законодательной и нормативной баз, требуется тщательная координация проектов размещения и выбора параметров ИРГ с политикой развития электрических сетей и ее оснащения современными коммутационно-защитными аппаратами. Выполнение этих условий позволяет во многих случаях существенно сократить затраты, связанные как с реализацией выставляемых энергоснабжающими компаниями (ЭСК) технических условий на присоединение ИРГ к электрическим сетям, так и с вопросами повышения надежности электроснабжения в условиях нормирования определенных характеризующих ее показателей.
3. Цель и задачи исследования
Цель исследования - обеспечение нормируемого уровня надежности за счет скоординированного решения вопросов оптимального секционирования
распределительных сетей и учета условий работы источников распределенной генерации
Для достижения указанной цели были поставлены задачи:
- количественной оценки нормативного показателя надежности электроснабжения распределительной сети при произвольном использовании широкого спектра коммутационных аппаратов;
- выработки оптимальной стратегии использования коммутационных аппаратов для формирования «островного» режима работы распределительной сети при различных мощностях и локализациях источников распределенной генерации.
4. Решение задачи оценки затрат энергоснабжающими компаниями на формирование «острова»
Для оценки экономического эффекта от комплексного подхода к решению вопроса интеграции ИРГ в распределительные электрические сети была рассмотрена воздушная линия напряжением 20 кВ (рис. 1), с характерной для Ирана структурой и параметрами. Линия имеет следующие характеристики:
- суммарная длина 9,76 км;
- суммарная нагрузка 1369 кВт;
- в линии отсутствует точка подключения резервного питания.
25 ■<
J 0,1 J 0,2 J О,24 J 0,3 J
0,2
ЦП
63
63
25
25
26 Г
0,4
63 25
т
0,24
7 Рек) -fti—
I 0,22
25
2s
27
0,3
0,3
J 0,3 J 0,2 J 0,24 J
0,3
13
Si
■25
63
63
23_
J 0,4
0,3
100
21 2(
I 0,24
63
32 31
I 0,2
25 25
63
18
25
17
0,4
J 0,24 J 0,24 J
0,3
Рис. 1. Распределительная линия напряжением 20 кВ
Путем секционирования линии, а именно за счет установки на участках 7-8 и 13-14 автоматических секционирующих устройств (СУ) - реклоузеров, энер-госнабжающей компании удалось достичь нормированного уровня надежности электроснабжения потребителей, который можно сформулировать следующим образом - величина ожидаемого недоотпуска электроэнергии EENS (Expected Energy Not Supplied) [9] должна быть снижена не менее, чем на 35 % относительно исходной, т. е. величины недоотпуска электроэнергии, имевшей место при отсутствии в линии СУ.
Оценка величины ожидаемого недоотпуска электрической энергии производится с помощью структурно-логической матрицы [10], пример которой для линии, представленной на рис. 1, приведен в табл. 1.
Таблица 1
Структурно-логическая матрица для оценки величины EENS
Ьсл1 ЬсЛ2 Ьсл3
РсЛ1 Го+Гр 0 0
РсЛ2 Го+Гр Го+Гр 0
РСЛ3 Го+Гр Го+Гр Го+Гр
Установленные в линии (рис. 1) реклоузеры делят ее на три секции. Длина секции линии (СЛ) является суммой длин относящихся к секции участков, а нагрузка секции - суммой нагрузок узлов линии, получающих питание от данной секции. Тогда, например, для СЛ1 имеем
^л1 = Ц-1+Ц-2+^-3+Ц-4+
+L4-5+L5-6+L6-7+L6-24+L24-25+L25-26,
Рсл1=Р1+Р2+Р3+Р4+Р5+Р6+Р7+Р24+Р25+Р26.
Величина ожидаемого недоотпуска электроэнергии в линии (рис. 1) будет определяться как
3
ее^ = £ ЕЕ^сл; = zlcлlpcлl(ro + гр) + 1=1
+z(lcл1 + )Рсл2(го + гр ) +
+^сл1 + ^^сл2 + lcл3 )рсл3 (го + гр ) =
= z(гo + ^л^л^см + (lcл1 + ^л2 )рсл2 +
+(lcл1 + ^л2 + lcл3)pcл3], (1)
где z - удельный параметр потока отказов (откл./ км.год); го - время ожидания, т. е. время от момента аварийного отключения линии до приезда оперативного персонала ЭСК на подстанцию, питающую отключенную линию, или непосредственно на отключенную часть линии при наличии в линии автоматических СУ; гр - время выполнения ремонта на поврежденной секции и включения линии в работу в нормальном режиме.
Теперь предположим, что в одном из узлов линии, приведенной на рис. 1, появится ИРГ, который будет работать параллельно с сетью. Планируется с помощью реклоузеров (или реклоузера) выделить «остров» - часть линии, нагрузка потребителей которой в послеаварийных режимах может обеспечиваться ИРГ. Возникает следующая задача - оценить и минимизировать затраты ЭСК на формирование «острова» при:
- варьировании мощности и места расположения ИРГ;
- соблюдении нормированного уровня надежности электроснабжения потребителей.
При решении поставленной выше задачи принимается ряд допущений, которые можно разбить на две группы - технического и экономического характера.
Допущения технического характера включают:
1. Для поддержания требуемого уровня надежности электроснабжения при появлении в линии ИРГ могут использоваться только автоматические СУ -реклоузеры и секционалайзеры [11] (т. к. именно они позволяют значительно улучшить интегральные по-
казатели надежности по сравнению с применением СУ ручного действия [12]).
2. При оценке показателей надежности учитываются только устойчивые отказы (считаем, что неустойчивые отказы устраняются АПВ реклоузеров и выключателя в начале линии).
3. Возможные места размещения СУ - начала участков, расположенных на магистрали линии (т. е. непосредственно между узлами 0 и 23 - рис. 1).
4. Мощность ИРГ задается не детерминированной величиной, а интервальной (т. е. в виде диапазона возможных ее значений РИР", Рирг]).
5. Реклоузеры настроены на согласованную работу, что подразумевает автоматическое формирование ими «острова» в случае возникновения аварийного режима путем локализации поврежденной части линии.
6. Переключение определенной части нагрузки линии на питание от ИРГ (т. е. формирование «острова») происходит за время, условно принимаемое равным нулю.
Допущения экономического характера:
1. Базовой единицей оценки затрат является стоимость одного реклоузера Срек.
2. Изменение ожидаемой величины недоотпуска электроэнергии по ряду известных причин не подлежит объективной экономической оценке [13], помимо этого данная оценка является прогнозной величиной (а не фактической как затраты на установку СУ).
3. Затраты на перенос в другое место или установку в линии одного реклоузера (без учета стоимости его покупки) составляют 30 % от стоимости реклоузера (т. е. Спер=СуСт=0,3Срек) [14-16]. Тогда полные затраты на установку в линии одного нового реклоузера составят Срек+Суст=1,3Срек.
4. Стоимость секционалайзера составляет 20 % от стоимости реклоузера (т. е. ССек=0,2Срек) [17].
5. При удалении из линии реклоузера ЭСК получает выгоду в размере его стоимости.
6. Затратами на демонтаж реклоузера и установку секционалайзера пренебрегаем.
7. При определении итоговой экономической оценки влияния ИРГ на надежность электроснабжения затраты учитываются со знаком «-», а выгода со знаком «+».
Результаты решения задачи представлены в табл. 2.
К представленным в табл. 2 данным необходимо дать следующие комментарии:
1. Вариант 1 соответствует линии без установленных в ней СУ, а вариант 2 - линии с реклоузерами (установленными в соответствии с представленными выше условиями относительно обеспечения нормируемого уровня надежности) до возникновения вопроса о появлении ИРГ.
2. В графе «Расположение» термин «Между» обозначает установку ИРГ на СЛ, ограниченной с двух сторон реклоузерами. Например, для линии, приведенной на рис. 1, это будет один из узлов с 8 по 13 и с 27 по 30.
3. В графе «Расположение» термин «За 2-м» обозначает установку ИРГ на СЛ, находящейся за 2-м реклоу-зером. Например, для линии, представленной на рис. 1, это будет один из узлов с 14 по 23, а также 31, 32.
4. В графе «Действия по формированию острова» термины «перенос 1» и «перенос 2» обозначают соответственно необходимость переноса в новое место одного или двух реклоузеров.
Таблица 2
Результаты решения задачи оценки затрат на формирование «острова»
№ варианта Реклоузеры в начале ИРГ «Остров»
участков Рирг (кВт) Расположе- Рос (кВт) Действие по Затраты ЕЕ№ (%)
1-й 2-й тш тах ние формир.
1 нет нет 0 0 нет 0 нет нет 100
2 7-8 13-14 нет 0 нет нет 64,8
3 5-6 7-8 Между 213 перенос 1 -0,3СРЕК 71,8
4 7-8 8-9 Между 213 перенос 1 -0,3Срек 69,5
5 8-9 12-13 200 215 Между 214 перенос 2 -0,6Срек 61,8
6 9-10 14-15 Между 201 перенос 2 -0,6Срек 62,5
7 15-16 19-20 Между 214 перенос 2 -0,6Срек 66,0
8 7-8 19-20 За 2-м 201 перенос 1 -0,3Срек 55,3
9 7-8 13-14 Между 452 нет нет 55,1
10 7-8 13-14 За 2-м 465 нет нет 43,1
11 4-5 8-9 450 490 Между 489 перенос 2 -0,6Срек 67,2
12 5-6 9-10 Между 489 перенос 2 -0,6Срек 63,5
13 6-7 12-13 Между 452 перенос 2 -0,6Срек 55,4
14 7-8 12-13 За 2-м 490 перенос 1 -0,3Срек 42,7
15 7-8 8-9 За 2-м 704 перенос 1 -0,3Срек 43,2
16 7-8 19-20 Между 716 перенос 1 -0,3Срек 52,0
17 6-7 18-19 Между 678 перенос 2 -0,6Срек 53,8
18 5-6 15-16 Между 715 перенос 2 -0,6Срек 63,0
19 5-6 14-15 650 720 Между 690 перенос 2 -0,6Срек 61,7
20 4-5 12-13 Между 703 перенос 2 -0,6Срек 63,3
21 4-5 11-12 Между 678 перенос 2 -0,6Срек 63,0
22 3-4 11-12 Между 703 перенос 2 -0,6Срек 64,7
23 2-3 10-11 Между 665 перенос 2 -0,6Срек 67,6
24 1-2 9-10 Между 665 перенос 2 -0,6Срек 70,9
5. Анализ результатов решения задачи оценки и оптимизации затрат энергоснабжающей компании на поддержание нормированного уровня надежности электроснабжения потребителей в условиях применения распределенной генерации
Проанализируем полученные результаты. Как видно из табл. 2, в большинстве вариантов при появлении в линии ИРГ для формирования «острова» достаточно выполнить перенос одного или двух реклоузеров. При этом ожидаемая величина недоотпущенной электроэнергии будет на нормированном уровне (и даже несколько меньше). Интерес представляют два особых случая.
Случай первый. К нему относятся варианты 3, 4, 7, 11, 23 и 24, в которых после формирования «острова» величина EENS становится выше допустимого уровня (более 65 % от исходного значения). Очевидно, что в этом случае для уменьшения значения EENS требуется установка в линии (вне «острова») дополнительных автоматических СУ - одного или двух секционалай-зеров. Результаты такого решения приведены в табл. 3.
Приведенные в табл. 3 результаты свиделельству-ют о следующем. Отказ от применения секционалай-зеров и использование только реклоузеров приводит к увеличению в несколько (от 2,0 до 3,2) раз итоговых затрат ЭСК на формирование «острова» с обеспечением нормируемой надежности. При этом принимается, что затраты на установку одного нового реклоузера с учетом его стоимости составляют 1,3СРЕК.
Таблица 3
Результаты расчета ЕЕМЭ после размещения секционалайзеров
№ варианта реклоузеры в начале участков Секцион-ры в начале участков Итоговые затраты ЕЕ№ (%)
1-й 2-й 1-й 2-й
3 5-6 7-8 13-14 нет -0,5Срек 59,9
4 7-8 8-9 13-14 нет -0,5Срек 58,1
7 15-16 19-20 7-8 нет -0,8Срек 55,3
11 4-5 8-9 13-14 нет -0,8СРЕК 60,9
23 2-3 10-11 18-19 нет -0,8Срек 62,9
24 1-2 9-10 14-15 19-20 -1,0Срек 62,9
Следует отметить, что может возникнуть ситуация, когда нельзя использовать секционалайзеры по техническим причинам. Например, если в линии, приведенной на рис. 1, выключатель на головном участке не оборудован многократным АПВ, то в варианте 7 (табл. 3) возникает необходимость установки на участке 7-8 не секционалайзера, а реклоузера. Тогда итоговые затраты, состоящие из стоимости переноса рекло-узера с участка 13-14 на участок 15-16 и стоимости установки нового реклоузера на участке 19-20, возрастут до уровня
ситог=спер+срек+суст=
= 0,ЗСрек+Срек+0,ЗСрек=1,6Срек.
В случае установки секционалайзера за реклоузе-ром (по ходу питания) такая проблема, как правило, не возникает [18].
Случай второй. К нему относятся варианты 10, 14 и 15, в которых после формирования «острова» величина EENS становится существенно (более чем в 1,5 раза) ниже нормируемого уровня. В этих вариантах «остров» формируется одним (вторым по ходу от источника питания) реклоузером и было бы логичным ожидать, что удаление из линии первого по ходу питания реклоузера не приведет к росту величины EENS выше допустимого уровня. Как видим, это предположение подтверждается данными, приведенными в табл. 4.
Таблица 4
Результаты расчета EENS после исключения реклоузеров
№ варианта Реклоузер в начале участка Итоговая выгода EENS(%)
10 13-14 + 1,0Срек 54,5
14 12-13 +0,7Срек 53,1
15 8-9 +0,7Срек 50,0
Очевидно, что в этом случае ЭСК получает выгоду в размере стоимости удаляемого реклоузера минус (при необходимости, например варианты 14 и 15) затраты на перенос второго реклоузера на новое место.
6. Обсуждение результатов исследований решения задачи минимизации затрат энергоснабжающей компании при обеспечении нормируемого уровня надежности электроснабжения в условиях применения распределенной генерации
Важной отличительной характеристикой работы являетя то, что вопросы обеспечения надежности электроснабжения впервые предлагается решать совместно с рассмотрением технических условий подключения источников распределенной генерации к электрической сети на основе соответствующих экономических оценок. Сформулированные выводы имеют особый интерес, в первую очередь для электроэнеге-тического сектора тех стран, которые находятся на начальной стадии активного развития распределенной генерации, ставят перед собой задачи кардинального
повышения эффективности и надежности електро-снабжения. Полученные результаты не только могут использоваться самостоятельно для решения практических задач, но и являются важной составляющей для возможности в дальнейшем многокритериальной оценки эффективности применения распределенной генерации с учетом совокупности факторов технико-экономического характера.
7. Выводы
Скоординированное решение задач интеграции генерирующих источников в электрические сети и обеспечения их нормируемой надежности может дать значительную экономию средств для энергоснабжаю-щих компаний.
В результате выполненных для одной из энергокомпаний республики Иран исследований:
1. Показана возможность и эффективность использования структурно-логической матрицы для оценки интегральных показателей надежности электроснабжения при использовании широкого спектра коммутационных аппаратов и при наличии в сетях источников распределенной генерации.
2. Продемонстрировано, что объем дополнительных затрат на обеспечение технических условий интеграции средств распределенной генерации в электрические сети при соблюдении требуемого уровня надежности электроснабжения зависит от возможности реализации «островного» режима работы электрической сети, мощности ИРГ и места его подключения в линию, количества и типа уже установленных в линии СУ.
3. Доказано, что отказ от координированного решения вопросов секционирования электрических сетей в условиях интеграции в них ИРГ приводит к возрастанию затрат более чем в два раза при попытке обеспечения нормируемого уровня надежности.
Учитывая тот факт, что воздушные распределительные сети Украины, с одной стороны, по своим характеристикам в значительной мере схожи с аналогичными электрическими сетями республики Иран, а с другой стороны, полагая, что для электроэнергетики Украины актуальны вопросы повышения надежности систем электроснабжения и адаптации к появлению в их структуре ИРГ, представленные в статье результаты и выводы могут представлять интерес для энерго-снабжающих компаний Украины.
Литература
1. Reliability and Distributed Generation [Text]. - White Paper, Arthur D. Little Inc., USA, 2000. - 44 p.
2. Шон, Ф. Ч. Распределенная генерация и методы оценки надежности. Ч. 2 [Текст] / Ф. Ч. Шон // I Международная научно-практическая конференция «Технические науки - основа современной инновационной системы». - Йошкар-Ола, 2012. - С. 15-17.
3. Antikainen, J. Possibilities to Improve Reliability of Distribution Network by Intended Island Operation [Text] / J. Antikainen, S. Repo, P. Verho, P. Jarventausta // International Journal of Innovations in Energy Systems and Power.- 2009.- Vol. 4, Issue 1. - P. 22-28.
4. Funabashi, T. A review of islanding detection methods for distributed resources [Text] / T. Funabashi, K. Koyanagi, R. Yokoya-ma // IEEE Bologna Power Tech Conference Proceedings, 2003. doi: 10.1109/ptc.2003.1304617
5. El-Arroudi, K. Intelligent-based approach to islanding detection in distributed generation [Text] / K. El-Arroudi, G. Joos, I. Kamwa, D. T. McGillis // IEEE Transactions on Power Delivery. - 2007. - Vol. 22, Issue 2. - P. 828-835. doi: 10.1109/tpwrd.2007.893592
6. Бат-Ундрал, Б. Повышение надежности систем электроснабжения потребителей при использовании распределенной генерации [Текст] / Б. Бат-Ундрал // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 59.
Методические и практические проблемы надежности либерализованных систем энергетики. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2009. - С. 338-343.
7. Кириленко, О. В. Техшчш аспекти впровадження джерел розподшьно! генерацп в електричних мережах [Текст] / О. В. Кириленко, В. В. Павловський, Л. М. Лук'яненко // Техшчна електродинашка. - 2011. - № 1. - С. 46-53.
8. Мехдизадех, М. А. Перспективы использования альтернативных источников получения электрической энергии в Исламской Республике Иран [Text] / М. А. Мехдизадех, С. А. Лаптенок // Энергетика. Известия высших учебных заведений и энергетических объединений СНГ. - 2014. - № 2. - С. 51-57.
9. IEEE Std 1366-2012. IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices [Text]. - The IEEE Inc., USA, 2012. - 43 p. doi: 10.1109/ieeestd.2012.6209381
10. Зорин, В. В. Надежность систем электроснабжения [Текст] / В. В. Зорин, В. В. Тисленко, Ф. Клеппель, Г. Адлер. - Киев: Выща школа. Головное издательство, 1984. - 192 с.
11. Попов, В. А. Современные технические решения для повышения надежности функционирования воздушных линий номинальным напряжением 6,10 кВ [Текст] / В. А. Попов, В. В. Ткаченко, Ю. Д. Манойло // Промэлектро. - 2010. - № 6. -С. 28-36.
12. Попов, В. А. Особенности анализа надежности воздушных распределительных сетей с источниками распределенной генерации [Текст] / В. А. Попов, В. В. Ткаченко, Саид Банузаде Сахрагард, А. А. Журавлев // Восточно-Европейский журнал передовых технологий. - 2015. - Т. 3, № 8 (75). - С. 26-32. doi: 10.15587/1729-4061.2015.42477
13. Billinton, R. Reliability Evaluation of Power Systems [Text] / R. Billinton, R. N. Allan. - New York: Plenum Press, 1996. - 540 p. doi: 10.1007/978-1-4899-1860-4
14. Договор поставки вакуумных реклоузеров [Электронный ресурс]. - ОАО «Югорская рерриториальная энергетическая компания - Нефтеюганск», ООО «Таврида Электрик Омск», 2014. - 6 с. - Режим доступа: http://files.my-tender.ru/56/566b3d9 8def69330745b736896e7d771/?db_name=fz223_docs&name=Договор.pdf
15. Установка вакуумных реклоузеров PBA/TEL на опорах №30 и №49 по адресу: Московская обл., г.п. Мытищи, д. Погорелки. Рабочий проект. Шифр АП. 10508 [Электронный ресурс]. - ООО «Альянс-проект», 2013. - 82 с. - Режим доступа: http:// www.alltenders.ru/ckn.asp?KodKl=133900&v=v2&dob=135738317
16. Установка вакуумных реклоузеров PBA/TEL на опорах №30 и №49 по адресу: Московская обл., г.п. Мытищи, д. Погорелки. Локальный сметный расчет [Электронный ресурс]. - ООО «Альянс-проект», 2013. - Режим доступа: http://www.alltenders. ru/ckn.asp?KodKl=133900&v=v2&dob=135738350
17. Reclosers and Sectionalizers. Invitation to Bid/Quotation Summary № QB 14/15-148 [Electronic resource]. - City of Danville Purchasing Department, Danville, Virginia, USA, 2015. - Available at: http://www.danville-va.gov/DocumentCenter/View/16002
18. Farmer, D. M. Application of Sectionalizers on Distribution Systems [Text] / D. M. Farmer, K. H. Hoffman // IEEE Rural Electric Power Conference. - 2007. - P. A2-A-27. doi: 10.1109/repcon.2007.369546
