CC BY
11
© И.И. Исмоилов, Е.И. Грачева УДК 621.316.925
ЭНЕРГЕТИКА
ПОВЫШЕНИЕ УПРАВЛЯЕМОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ И УЛУЧШЕНИЕ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
И.И. Исмоилов, Е.И. Грачева
Казанский государственный энергетический университет
Резюме: ЦЕЛЬ. Определение основных факторов, влияющих на качество электроэнергии в распределительных сетях (РС) 10 и 0,4 кВ городских и промышленных потребителей. Проведение экспериментальных исследований эффективности применения различных методов определения потерь активной мощности и энергии в РС при ухудшении качества электроэнергии. Моделирование установившихся режимов РС и исследование факторов, влияющих на потери электроэнергии. МЕТОДЫ. Экспериментальное исследование отдельных участков РС городских и промышленных потребителей; имитационное моделирование режимов РС на базе прикладной программы MATLAB&Simulink и библиотеки блоков SimPowerSystems; Математические методы теории вероятностей и математической статистики. РЕЗУЛЬТАТЫ. На основе выполненного анализа систем электроснабжения городских и промышленных потребителей установлены основные факторы, влияющие на качество и потери электроэнергии в сетях. Впервые выполнены экспериментальные исследования с применением приборов контроля и измерения показателей качества электроэнергии в условиях внедрения автоматизированной билинговой системы. Проведено моделирование электрических сетей 10 кВ и 0,4 кВ Худжандских городских электрических сетей (ХГЭС) Республики Таджикистан с использованием прикладной программы MATLAB&Simulink. ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Установлено, что для повышения качества и уменьшения потерь электроэнергии в РС, наряду с регулируемой установкой компенсации реактивной мощности, необходимо внедрение элементов самоуправляемых сетей и качественное выполнение организационных и технических мероприятий.
Ключевые слова: распределительные сети; городские; промышленные; электроэнергия качество; потери; энергосбережение; компенсация реактивной мощности; компенсирующее устройство; моделирование.
Для цитирования: Исмоилов И.И., Грачева Е.И. Повышение управляемости энергетическими системами и улучшение качества электроэнергии // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2022. Т. 14. №1 (53). С. 3-12.
INCREASING THE CONTROL OF POWER SYSTEMS AND IMPROVING THE QUALITY OF ELECTRIC POWER
II. Ismoilov, EI. Gracheva
Kazan State Power Engineering University
Abstract: THE PURPOSE. Identify the disadvantages of uniform and symmetric distribution of electricity in distribution networks (RS) 10 kV urban and industrial consumers. Conduct a pilot study of the effectiveness of the use of digital metering devices and consumer electricity consumption and reactive power compensation means in the RS. METHODS. To develop a simulation model of 10 kV RS for calculating the steady state of the SES, taking into account the introduction of reactive power compensation devices, FACTS devices. Carry out the calculation of the steady state on the basis of the PC simulation model, built with the help of applied programs. The method of modeling the normal and emergency modes of the PC was used, with which these modes were simulated using the MATLAB & Simulink® application program and the SimPowerSystems block library. RESULTS. The analysis of power losses in electrical networks on one of the 10 kV outgoing lines L-Zr-5 of the Zarechnaya-110/10 kV substation of KhGES of the
Republic of Tajikistan and the provision of reactive power compensation through the introduction of modern KU on the buses of RS consumers. CONCLUSIONS. Methods for reactive power compensation and automation of construction of characteristics of electrical loads in order to control reactive power consumption and energy saving are proposed.
Keywords: Electrical load; power losses; active power losses; energy saving; reactive power compensation; compensating device.
For citation: Ismoilov II, Gracheva EI. Increasing the control of power systems and improving the quality of electric power. KAZAN STATE POWER ENGINEERING UNIVERSITY BULLETIN. 2022;14;1(53):3-12.
Введение
Передача электроэнергии (ЭЭ) конечным потребителям, отвечающей требованиям государственных стандартов, является основной задачей эксплуатации распределительных сетей (РС). Для повышения качества электроэнергии и надежности электроснабжения (ЭС) требуется минимизации потерь ЭЭ и совершенствование процессов ее передачи.
Как известно [1-5], в настоящее время широко применяются гибкие системы передачи ЭЭ с использованием устройств FACTS (Flexible Alternative Current Transmission Systems). Они позволяют обеспечивать стабильное состояние электрической системы при любых возмущениях, обусловленных режимами её работы. Такая стабильность может быть достигнута за счёт глубокого регулирования реактивной мощности (РМ) (+100 %); обеспечения быстродействии устройств защиты и автоматики, а также требуемого уровня напряжения в послеаварийном режиме; оптимизации распределения электрической нагрузки в ЛЭП различных классов напряжения и уменьшения токов КЗ.
Обеспечение необходимого качества ЭЭ в распределительных сетях, во многом, достигается при помощи таких устройств, как статические компенсаторы реактивной мощности (СТАТКОМ), асинхронизированные компенсаторы (АСК), статические тиристорные компенсаторы (СТК) и т.д. Например, использование СТАТКОМ позволяет не только регулировать напряжение на участках РС, но и увеличивает пропускную способность сетей, оптимизирует потоки мощности и улучшает форму кривой синусоидального напряжения [2].
Согласно нормативным документам*1, основными показателями качества ЭЭ являются установившееся отклонение напряжения на участках сети; размах изменения напряжения вдоль ЛЭП; доза фликера; коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения; отклонение промышленной частоты; длительность провала напряжения в течение суток; коэффициент временного перенапряжения и т.п. Стандарт регламентирует следующее: в течение 100% интервала времени (одна неделя), значение отклонения напряжения (положительного и отрицательного), в точках передачи ЭЭ потребителям, не должно превышать 10% номинального значения [3].
Восстановление необходимого уровня напряжения в сетях можно достигать путем реконструкции старых линий электропередачи, т.е. увеличением номинальных сечений проводников; строительством новых линий или подведением более высокого класса напряжения ближе к потребителю со строительством новой понижающей трансформаторной подстанции (ТП) и т.п. Эти способы требуют значительных финансовых вложений и времени для их реализации [3].
Наряду с другими способами обеспечения качества ЭЭ, такими как: коррекция коэффициента реактивной мощности; увеличение эффективности эксплуатации линий и оборудования системы электроснабжения (СЭС); стабилизация напряжения и улучшение уровня напряжения во всех узлах РС, компенсация реактивной мощности (КРМ) является одним из общепризнанных способов снижения потерь ЭЭ. Все эти методы имеют различные эксплуатационные ограничения, поэтому правильное интегрированное управление потоками РМ и уровнем напряжения в РС стало очень серьезной проблемой, требующей комплексного решения, обусловленного особенностями СЭС [4].
Известно, что РС напряжением 0,4 кВ являются последним звеном в цепи передачи и распределения ЭЭ от источника к потребителям, и они составляют около 40% от суммарной протяженности всех электрических РС. От надёжности работы РС напряжением 0,4 кВ и их загрузки зависит надёжность, качество и экономичность СЭС потребителей ЭЭ, а от точности расчётов технических потерь ЭЭ в этих сетях зависит точность выявления
1 ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
коммерческих потерь в целом. Расчёт потерь ЭЭ в сетях напряжением 0,4 кВ является одним из наиболее трудоемких расчетов. Это связано со следующими особенностями РС напряжением 0,4 кВ:
1) получение большого объема информации с низкой её достоверностью;
2) разветвленность схем РС и большая их протяженность;
3) динамика изменения параметров режима сети;
4) разнородность исполнения участков сети: трех-, четырех- и пятипроводные;
5) неравномерность загрузки отдельных фаз РС;
6) несимметрия фазных напряжений на шинах питающей трансформаторной подстанции [3].
Материалы и методы
Выбор метода расчёта потерь ЭЭ и напряжения в РС определяется, прежде всего, возможностью получения достоверной информации для его реализации и погрешностью расчета конкретного метода [4].
В настоящее время используются различные методы определения потерь активной реактивной мощности в РС напряжением 6-10/0,4 кВ. В работе [5] проведена оценка возможности обеспечения основных показателей качества ЭЭ, в частности, отклонения напряжения. В [5, 6, 7] приведены наиболее распространенные методы определении потерь мощности и энергии в РС.
Для оценки влияния качества ЭЭ на потери активной мощности РС выполнено экспериментальное исследование на отходящих линиях 10 кВ подстанции «Заречная-110/10 кВ» Худжандских городских электрических сетей (ХГЭС). В таблице 1 приведены токовые нагрузки на отдельных участках линии «Л-Зр-5» при максимуме потребления ЭЭ.
Таблица 1
Токовые нагрузки на отдельных участках линии «Л-Зр-5»_
Обозначение и участки линии Длина, км Тип провода cos9 tg9 Токовые нагрузки ,А, на стороне 10 кВ по фазам*
Л-ЗР-5 А В С
1 1,2 А-70 0,82 0,7 12,92 12,56 12,76
2 1,9 А-70 0,81 0,7 11,48 12,04 11,8
3 2,55 А-70 0,83 0,7 7,92 7,16 8,04
4 2,95 А-70 0,85 0,6 4,32 4,84 4,68
5 3,45 А-70 0,8 0,8 18,24 18 16,92
6 4,2 А-70 0,81 0,7 28,2 28,88 29,84
7 4,95 А-70 0,82 0,7 13,08 13,72 12,76
8 5,15 А-70 0,79 0,8 12,4 11,52 12,84
9 5,65 А-70 0,81 0,7 12 13,16 11,56
10 5,95 А-70 0,83 0,7 17,6 15,96 17,28
Примечание: токовые нагрузки измерены 25.08.2020 г. при максимуме потребления ЭЭ.
Участки РС ХГЭС были оснащены приборами учёта потребления ЭЭ, в частности, цифровыми интеллектуальными счётчиками фирмы HEXING серии HXE.
В работе [8] рассмотрен учёт электропотребления ЭЭ городскими потребителями на основе анализа показаний современных интеллектуальных электронных счётчиков.
Отходящая линия «Л-Зр-5» выполнена проводом марки А-70, допустимая токовая нагрузка линии составляет 265 А. В таблице 2 приведены расчетные значения коэффициента загрузки отдельных фаз линии «Л-Зр-5».
Таблица2
Коэффициент загрузки отдельных фаз линии «Л-Зр-5»_
Обозначение и участки линии Тип провода Допустимая токовая нагрузка, А Токовые нагрузкиД, на стороне 10 кВ по фазам Коэффициент загрузки отходящей линии «Л-Зр-5»
Л-ЗР-5 А В С А В С
1 А-70 265 12,92 12,56 12,76 0,049 0,047 0,048
2 А-70 265 11,48 12,04 11,8 0,043 0,045 0,045
3 А-70 265 7,92 7,16 8,04 0,030 0,027 0,030
4 А-70 265 4,32 4,84 4,68 0,016 0,018 0,018
5 А-70 265 18,24 18 16,92 0,069 0,068 0,064
6 А-70 265 28,2 28,88 29,84 0,106 0,109 0,113
7 А-70 265 13,08 13,72 12,76 0,049 0,052 0,048
8 А-70 265 12,4 11,52 12,84 0,047 0,043 0,048
9 А-70 265 12 13,16 11,56 0,045 0,050 0,044
10 А-70 265 17,6 15,96 17,28 0,066 0,060 0,065
Потери активной и реактивной мощности в фазе на отдельных участках линии могут быть определены [8]
АР = 12нагр ■ Я и АО = 12нагр • X, (1)
где /нагр - токовая нагрузка фазы, соответствующего участка сети, А;
R и X — соответственно, активное и реактивное сопротивление проводов участка линии, Ом.
Как известно, для определения потерь активной и реактивной ЭЭ в исследуемой РС требуется определение активной и реактивной составляющих сопротивления проводов линии. Результаты расчёта активного и реактивного сопротивления проводов отдельных участков линии приведены в таблице 3.
Таблица 3
Результаты расчёта активного и реактивного составляющих сопротивления участков _отходящей линии «Л-Зр-5»_
Обозначение участки линии Длина, км Тип провода Г0, Ом/км Xo, Ом/км Л=ПГ1, Ом X=x0 • ^ Ом С05ф
Л-ЗР-5
1 1,2 А-70 0,41 0,32 0,494 0,378 0,82 0,7
2 1,9 А-70 0,41 0,32 0,783 0,599 0,81 0,7
3 2,55 А-70 0,41 0,32 1,051 0,803 0,83 0,7
4 2,95 А-70 0,41 0,32 1,215 0,929 0,85 0,6
5 3,45 А-70 0,41 0,32 1,421 1,087 0,8 0,8
6 4,2 А-70 0,41 0,32 1,73 1,323 0,81 0,7
7 4,95 А-70 0,41 0,32 2,039 1,559 0,82 0,7
8 5,15 А-70 0,41 0,32 2,122 1,622 0,79 0,8
9 5,65 А-70 0,41 0,32 2,328 1,78 0,81 0,7
10 5,95 А-70 0,41 0,32 2,451 1,874 0,83 0,7
По данным таблиц 2 и 3 для исследуемой РС определим потери активной и реактивной мощности. Результаты расчётов потерь активной и реактивной мощности
показаны в таблице 4.
Таблица4
_Результаты расчёта потерь активной и реактивной мощности на отдельных участках линии_
Обозначение и участки линии АP Потери активной мощности, кВт Потери реактивной мощности, АО,, кВАр
Л-ЗР-5 кВт А В С А В С
1 125 0,083 0,078 0,080 0,076 0,072 0,074
2 125 0,103 0,113 0,109 0,150 0,165 0,158
3 125 0,066 0,054 0,068 0,128 0,105 0,132
4 125 0,023 0,028 0,027 0,051 0,064 0,060
5 125 0,473 0,461 0,407 1,248 1,215 1,074
6 125 1,376 1,443 1,541 4,419 4,635 4,948
7 125 0,349 0,384 0,332 1,320 1,453 1,256
8 125 0,326 0,282 0,350 1,284 1,109 1,377
9 125 0,335 0,403 0,311 1,448 1,742 1,344
10 125 0,759 0,624 0,732 3,454 2,840 3,329
Суммарные потери: 3,89 3,871 3,957 13,58 13,40 13,75
По данным таблицы 4 для исследуемой РС определим годовые потери активной и реактивной ЭЭ. Время использования максимальной нагрузки Т зависит от характера каждого потребителя и принимается на основании статистических данных или по справочнику. Для потребителей с трёхсменным режимом работы Т составляет от 5000 до 7500 ч. ив условиях годовой эксплуатации ЛЭП для рассматриваемых участков сети принимаем Т=5700 час. Результаты расчёта потерь активной и реактивной ЭЭ приведены в таблице 5.
Таблица 5
Результаты расчёта годовых потерь активной и реактивной ЭЭ _на отходящей линии «Л-Зр-5»_
Обозначение и участки линии Годовые потери активной ЭЭ, А\¥, кВтч Годовые потери реактивной ЭЭ, АУ, кВАрч
Л-ЗР-5 А В С А В С
1 470,41 444,56 458,83 431,59 407,88 420,97
2 588,04 646,81 621,28 854,95 940,39 903,27
3 375,63 307,00 387,10 732,12 598,35 754,47
4 129,29 162,29 151,74 291,53 365,93 342,14
5 2695,51 2625,04 2319,49 7111,70 6925,78 6119,62
6 7843,67 8226,51 8782,52 25187,33 26416,69 28202,11
7 1988,81 2188,19 1892,69 7525,61 8280,08 7161,89
8 1859,61 1605,03 1993,93 7321,10 6318,85 7849,88
9 1910,66 2297,91 1773,11 8254,79 9927,85 7660,53
10 4328,27 3559,22 4172,31 19687,33 16189,27 18977,93
Суммарные потери: 22189,91 22062,57 22552,99 77398,03 76371,06 78392,81
Расчёт суммарных годовых потерь активной и реактивной ЭЭ на отдельных участках РС «Л-Зр-5» показывает, что в фазе А, потери активной и реактивной ЭЭ составляют, соответственно, 22,2 МВт-час/год и 77,4 МВАр^час/год. Стоимость годовых потерь ЭЭ, согласно прейскуранту [9], составляет 22,66 дирам за 1 кВт^час, эквивалентно в рублях -1,636 руб. Следовательно, стоимость годовых потерь активной ЭЭ составляет 36 319,2 руб. или около 36,3 тыс.руб на одной отходящей линии. Всего на балансе ХГЭС имеется 10 электрических подстанций различных классов напряжений, с общим числом более 120 отходящих линий ЛЭП 6-10 кВ, а стоимость годовых потерь активной ЭЭ составляет более 4,4 млн.руб.
При выполнении исследований необходимо учитывать возможные погрешности расчета потерь ЭЭ в сетях. В работе [11] рассмотрены возможные погрешности расчёта потерь ЭЭ в цеховых сетях промышленных предприятий. Для кабельных линий установлено, что с увеличением температуры окружающей среды потери мощности и ЭЭ увеличиваются. В среднем, они увеличиваются на 10%. Следовательно, в расчетах потерь мощности и ЭЭ в РС требуется отражать фактор влияния температуры окружающей среды [12].
Для поддержания требуемого уровня напряжения и качества ЭЭ в РС необходимо перераспределить потоки РМ. Регулирование напряжения на участках сети осуществляется путем установки КУ. Место установки КУ определяется расчётом. По условию баланса РМ на всех участках РС, а также для поддержания требуемого уровня напряжения в сети возможно осуществить перераспределение потоков РМ. Изменяя количество источников РМ, возможно регулировать выработку РМ. Таким образом, для изменения величины потерь напряжения необходимо изменять мощность КУ [13].
РМ КУ определяется
Оку = Рн •( tgфр - tgфн ) , (2)
где tgфp и tgфн - соответственно, расчетный и нормативный коэффициент РМ.
Как известно, для уменьшения потерь ЭЭ в сетях 0,4 кВ, кроме установки КУ, необходимо рациональное распределение нагрузки между фазами и выбор оптимальной длины линии. Одним из способов повышения качества ЭЭ является установка вольтодобавочных трансформаторов. В работе [13] рассмотрены вопросы повышения качества ЭЭ в сетях низкого напряжения (НН).
Для мониторинга и контроля качества ЭЭ в низковольтных сетях могут устанавливаться приборы «Энерготестер ПКЭ». Замеры во времени производятся на отдельных участках сети и в конце линии. После чего, производится обработка результатов измерений и оцениваются соответствие требованиям ГОСТ [13].
Анализ расхода ЭЭ потребителей напряжением 0,4 кВ показал, что в современных жилых домах широко используются высокотехнологичные электробытовые приборы, такие как, стиральные машины с инверторным управлением частоты вращения, индукционные и микроволновые электроплиты и относительно мощные светодиодные лампы, что негативно влияет на форму кривой тока в сети и коэффициент мощности питающей линии. Естественный коэффициент мощности потребителей ЭЭ составляет около 0,75^0,8 и при рациональном проектировании и эксплуатации электроустановок он достигает 0,85.
Необходимо отметить, что эксплуатационным персоналом ХГЭС проводятся технические и организационные мероприятия, направленные на снижение потерь ЭЭ в РС, в частности, переход к многотарифным системам учетам расхода ЭЭ, а также регулирование графика потребления ЭЭ различными коммунально-бытовыми предприятиями.
Вопросы определения потерь ЭЭ в цеховых РС отдельных предприятий рассмотрены в работе [15]. В частности, установлено, что для промышленных предприятий характерно наличие большого числа параметров, влияющих на потери ЭЭ. Выявлено, что различие результатов определения потерь ЭЭ известными методами могут достигать >50%. Кроме того, возможные погрешности определения потерь ЭЭ методом графического интегрирования составляет 28% (основная причина недоучет нагрева проводов); по времени наибольших потерь т -39% (причина погрешности неточность определения величины наибольших потерь - т); по методу эквивалентных преобразований -46% (причина в принципе эквивалентирования); по методу 2 т -29% (причина погрешности расчётов является неточность определения АРнб и АРнм); по среднеквадратичным нагрузкам +21% (не учитываются формы графика нагрузки) и по уравнению регрессии +4% (причина погрешности в неточности определения коэффициентов полинома) [15, 16,].
В настоящей работе для исследования режимов работы РС промышленного предприятия использован метод имитационного моделирования нормальных и аварийных режимов распределительной сети ООО «Джавони», с применением КУ на стороне 0,4 кВ (рис. 1), на базе прикладной программы MATLAB&Simulink [6].
Элемент «Источник» имитирует понижающую электрическую подстанция «Заречная-110/10 кВ», ЛЭП-10 кВ - питающая линия Л-Зр-5 предприятия ООО «Джавони», где установлены два силовых трансформатора номинальной мощностью 1600 кВА. Осциллограммы токов источника трёхфазной сети приведены на рис. 2.
По рисунку видно, что из-за несимметрии нагрузок отдельных фаз на линии наблюдается несимметрия токов в фазах «В» и «С». Это связано с тем, что в этих фазах нагрузки распределены неравномерно. С целью симметрирования нагрузок в трёхфазной сети исследуемой линии «Л-Зр-5» уставлено КУ - элемент «источник коэффициента мощности» (рис. 1). Данный элемент выравнивает электрические нагрузки на рассматриваемом участке трёхфазной сети. Элемент «Синусоида выход» показывает осциллограмму («Scope 1») напряжений (рис. 2).
Рис. 2. Имитационная модель линий 0,4 кВ на Fig. 2. Simulation model of 0.4 kV lines on the
платформе MATLAB Simulink MATLAB Simulinkplatform
Рис. 1. Имитационная модель электроснабжения п отребителей промышленного предприятия ООО «Джавони» на платформе MATLAB Simulink с учётом компенсации реактивной мощности на стороне 0,4 кВ
Fig. 1. Simulation model of the power supply ofthe premises of the industrial enterprise "Javoni" LLC on the MATLAB Simulinkplatform, taking into account the compensation of reactive power on the 0.4 kV side
Протяженность рассматриваемой линии составляет 5,95 км. В имитационной модели <^соре3» показывает результаты измерения потерь мощности в фазах А, В и С (рис. 3). В имитационной модели с помощью <^соре3» получены график изменения нагрузочного тока в линии (рис. 4).
123455789 10 Участки линии распределительной сети 10 кВ
Рис. 3. Потери мощности в линии 10 кВ Fig. 3. Power losses in the 10 kV line
о -\-1-1-1-1-1-1-1-1-1-
1234567B9 10 Участки линии p а спр б делительной сети 10 кВ
Рис. 4. Нагрузочный ток в линии 10 кВ Fig. 4. Load current in the 10 kV line
По рис. 3 и 4 видно, что в фазе «В» наблюдается максимум потерь мощности, что обусловлено неравномерностью распределения электрических нагрузок отдельных фаз.
Таким образом, проведенное исследование показало, что:
- внедрение автоматизированной билинговой системы контроля и учета ЭЭ в системах электроснабжения городских и промышленных сетей позволяет повысить эффективность управляемости электрических сетей и определить основные факторы, влияющие на потери и качество ЭЭ;
- результаты анализа основных факторов, определяющих качество и потери ЭЭ в трехфазных распределительных сетях городских и промышленных потребителей, позволили установить, что существенное влияние оказывают несимметрия нагрузок отдельных фаз и относительно низкий коэффициент активной мощности, обусловленный нелинейными характеристиками потребителей ЭЭ ;
- для определения потерь мощности и ЭЭ в РС отсутствует универсальный метод, который учитывал бы все факторы, влияющие на качество ЭЭ и потери активной мощности;
- экспериментальное исследование показателей качества и потерь ЭЭ в распределительных линиях городских и промышленных сетей позволяет оценить основные факторы, влияющие на потери ЭЭ в РС. Установлено, также что на величину потерь ЭЭ влияет несимметрия нагрузок отдельных фаз, а также высшие гармоники тока, обусловленные нелинейными характеристиками однофазных и трехфазных приемников ЭЭ;
- повышения эффективности исследования для оценки качества и потерь ЭЭ в РС можно достичь путем внедрения автоматизированной билинговой системы.
Имитационное моделирование РС, в частности с помощью прикладной программы MATLAB Simulink, обладает широкими возможностями исследования РС и систем электроснабжения промышленных и городских потребителей. При этом, внедрение прикладных программ в автоматизированные системы контроля качества и потерь ЭЭ значительно повышает управляемость электрической сети и возможность исследований различных режимов работы энергосистем, в том числе, систем с распределенной генерацией.
Литература
1. Исупова А.М., Гаркушина К.М. Возможности и перспективы применения FACTS устройств в электроэнергетических системах России // В сборнике: Современные научные исследования: проблемы и перспективы. Материалы IV Международной научно-практической конференции. Под общей редакцией М.Н. Крыловой. 2019. С. 237-240.
2. Бутович В.А. Управляемые линии электропередачи переменного тока повышенной пропускной способности // Актуальные научные исследования в современном мире. 2018. №11-1(43). С. 21-23.
3. Фетисов Л.В., Роженцова Н.В., Булатов О.А. Повышение качества электрической энергии в сетях низкого напряжения // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2018. Т. 20. № 11-12. С. 99-106.
4. Давыдов Г.И., Хоютанов А.М., Васильев П.Ф., и др. Гибкие системы передачи электрической энергии на Северо-Востоке России // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2018. №5(22). С. 115-121.
5. Кожагелди Б.Ж., Минажова С.А., Кияшева А.Н. Экспериментальные исследования компенсации реактивной мощности в электрических сетях 6-10/0,4 кВ ТОО "Жамбылские электрические сети" // Вестник Казахской академии транспорта и коммуникаций им. М. Тынышпаева. 2016. №4(99):103-108.
6. Stepanov A.S., Kalina R.A., Stepanova A.A. Analysis of power and energy loss based on long line equations // Russian Electrical Engineering. 2016. №7(87): 390-394.
7. Савина Н.В., Бодруг Н.С. Оценка возможности обеспечения качества электроэнергии в части отклонения напряжения потребителями // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2018. Т. 20. № 11-12. С. 3-15.
8. Исмоилов И.И., Каландаров Х.У. Учёт расхода электроэнергии городских потребителей и их анализ // Известия Тульского государственного университета. Технические науки. 2018. №9. С. 358-365.
9. Прейскурант № 09-01-2019 Тарифы на электрическую и тепловую энергию. Душанбе, ООО «Нигор», 2019. 40 с.
10. Грачева Е.И., Алимова А.Н. Возможные погрешности расчетов потерь электроэнергии в цеховых промышленных сетях // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2018. Т. 20. № 11-12. С. 81-92.
11. Бахтеев, К.Р. Предотвращение провалов напряжения на промышленных предприятиях при помощи накопителей электроэнергии // Электроэнергетика глазами
молодежи: материалы международной научно-технической конференции. Самара, 2017. Т.1. С. 419-420.
12. Бахтеев, К.Р., Федотов А.И. Согласование и выбор накопителей электроэнергии для ограничения глубины провалов напряжения // Тинчуринские чтения: материалы докладов международной научной конференции. Казань, 2018. Т.1. С. 24-26.
13. Наумов А.А. Участие населения и приравненных к нему потребителей в регулировании графика потребления ЭЭ // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2018. Т. 20. № 9-10. С. 84-91.
14. Грачева Е.И., Ильясов И.И., Алимова А.Н. Сравнительный анализ и исследование методов расчета потерь электроэнергии в системах электроснабжения промышленных предприятий // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2018. Т. 20. № 3-4. С. 62-71.
15. Guo Xian, Guo He, Cheng Haozhong, et al. Optimal Architecture Planning of Microgrid Considering User Outage Costs. Transaction of China Electrotechnical Society, 2014. № 29 (8).P. 301-306.
16. Wang Feng, Qi Yanpeng, Fu Zhengcai, et al. Reliability Evaluation of Distribution System Based on Modified Failure Mode and Effect Analysis Method. Low Voltage Apparatus, 2013. № 1. P. 37-42.
Авторы публикации
Исмоилов Исмоилджон Ильхомович - аспирант 4-го года обучения, Казанский государственный энергетический университет.
Грачева Елена Ивановна - д-р.техн.наук., профессор кафедры электроснабжения промышленных предприятий, Казанский государственный энергетический университет.
References
1. Isupova AM, Garkushina KM. Vozmozhnosti i perspektivy primeneniya FACTS ustroistv v elektroenergeticheskikh sistemakh Rossii. V sbornike: Sovremennye nauchnye issledovaniya: problemy i perspektivy. Materialy IV Mezhdunarodnoi nauchno-prakticheskoi konferentsii. Pod obshchei redaktsiei M.N. Krylovoi. 2019. pp. 237-240.
2. Butovich VA. Upravlyaemye linii elektroperedachi peremennogo toka povyshennoi propusknoi sposobnosti. Aktual'nye nauchnye issledovaniya v sovremennom mire. 2018;11-1(43):21-23.
3. Fetisov LV, Rozhenczova NV, Bulatov OA. Povy'shenie kachestva e'lektricheskoj e'nergii v setyakh nizkogo napryazheniya. Izvestiya vyssshikh uchebnyskh zavedenij. PROBLEMS ENERGETIKI. 2018;20:(11-12):99-106. doi:10.30724/1998-9903-2018-20-11-12-99-106.
4. Davydov GI, Khoyutanov AM, Vasil'ev PF, et al. Gibkie sistemy peredachi elektricheskoi energii na Severo-Vostoke Rossii. Vestnik Irkutskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta. 2018;5(22):115-121.
5. Kozhageldi BZh, Minazhova SA, Kiyasheva AN. Eksperimental'nye issledovaniya kompensatsii reaktivnoi moshchnosti v elektricheskikh setyakh 6-10/0,4 kV TOO. Zhambylskie elektricheskie seti. Vestnik Kazakhskoi akademii transporta i kommunikatsii im. M. Tynyshpaeva. 2016. №4(99):103-108.
6. Stepanov AS, Kalina RA, Stepanova AA. Analysis of power and energy loss based on long line equations. Russian Electrical Engineering. 2016;7(87):390-394.
7. Savina NV, Bodrug NS. Oczenka vozmozhnosti obespecheniya kachestva e'lektroe'nergii v chasti otkloneniya napryazheniya potrebitelyami. Izvestiya vyssshikh uchebnyskh zavedenij. PROBLEMS ENERGETIKI. 2018;20(11-12):3-15. doi:10.30724/1998-9903-2018-20-11-12-3-15.
8. Ismoilov II, Kalandarov KhU. Uchet raskhoda elektroenergii gorodskikh potrebitelei i ikh analiz. Izvestiya Tul'skogo gosudarstvennogo universiteta. Tekhnicheskie nauki. 2018;9:358-365.
9. Preiskurant № 09-01-2019 Tarify na elektricheskuyu i teplovuyu energiyu. Dushanbe, OOO «Nigor». 2019. 40 p.
10. Gracheva EI, Alimova AN. Vozmozhny'e pogreshnosti raschetov poter' e'lektroe'nergii v czekhovy'kh promy'shlenny'kh setyakh. Izvestiya vyssshikh uchebnyskh zavedenij. PROBLEMS ENERGETIKI. 2018;20(11-12):81-92. doi:10.30724/1998-9903-2018-20-11-12-81-92.
11. Bakhteev KR. Predotvrashchenie provalov napryazheniya na promyshlennykh predpriyatiyakh pri pomoshchi nakopitelei elektroenergii. Elektroenergetika glazami molodezhi: materialy mezhdunarodnoi nauchno-tekhnicheskoi konferentsii. Samara, 2017;1:419-420.
12. Bakhteev KR, Fedotov AI. Soglasovanie i vybor nakopitelei elektroenergii dlya ogranicheniya glubiny provalov napryazheniya. Tinchurinskie chteniya: materialy dokladov mezhdunarodnoi nauchnoi konferentsii. Kazan', 2018;1:24-26.
13. Naumov AA. Uchastie naseleniya i priravnenny'kh k nemu potrebitelej v regulirovanii grafika potrebleniya E'E'. Izvestiya vyssshikh uchebnyskh zavedenij. PROBLEMS ENERGETIKI. 2018;20(9-10):84-91. doi:10.30724/1998-9903-2018- 20-9-10-84-91.
14. Gracheva EI, Il'yasov II, Alimova AN. Sravnitel'ny'j analiz i issledovanie metodov rascheta poter' e'lektroe'nergii v sistemakh e'lektrosnabzheniya promy'shlenny'kh predpriyatij. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedenij. PROBLEMS ENERGETIKI. 2018;20(3-4):62-71. doi:10.30724/1998-9903-2018-20-3-4-62-71.
15. Guo Xian, Guo He, Cheng Haozhong, et al. Optimal Architecture Planning of Microgrid Considering User Outage Costs. Transaction of China Electrotechnical Society, 2014;29 (8):301-306.
16. Wang Feng, Qi Yanpeng, Fu Zhengcai, et al. Reliability Evaluation of Distribution System Based on Modified Failure Mode and Effect Analysis Method. Low Voltage Apparatus, 2013;1:37-42.
Authors of the publication
Ismoiljon I. Ismoilov - Kazan State Power Engineering University. Elena I. Gracheva - Kazan State Power Engineering University.
Получено 21.02.2022г.
Отредактировано 10.03.2022г.
Принято 24.03.2022г.
