CC BY
52
© Н.В. Савина, К.И. Сцепуро УДК 621.316
РЕКОНФИГУРАЦИЯ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ КАК СРЕДСТВО
СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Н.В. Савина, К.И. Сцепуро
Амурский государственный университет, г. Благовещенск, Россия
kristina_stsepuro@mail. ru, nataly-savina@mail. ru
Резюме: В статье показано, как путем гибкого изменения топологии схемы распределительной электрической сети, можно обеспечить снижение потерь электроэнергии. Предлагается методика определения оптимальных узлов для ввода управляющих воздействий, направленных на реконфигурацию сети. Произведен анализ схемно-режимной ситуации и апробация предложенной методики на примере распределительной электрической сети 110 кВ Приморской энергосистемы.
Ключевые слова: реконфигурация, потери электроэнергии, распределительная электрическая сеть, линия электропередачи, коммутационный аппарат, интеллектуальная энергосистема.
RECONFIGURATION OF ELECTRIC NETWORKS SCHEME AS A MEANS REDUCTION OF ELECTRICITY LOSSES
N.V. Savina, K.I. Stsepuro
Amur State University, Blagoveshchensk, Russia
[email protected], [email protected]
Abstract: The article shows how by flexible changing the topology of the distribution network can reduce losses of electricity. A methodology for determining the optimal control nodes directed at reconfiguration the network is proposed. The analysis of the scheme-mode situation and approbation of the proposed methodology are performed on example of 110 kV distribution electrical network of the Primorskaya power system.
Keywords: reconfiguration, electricity losses, distribution electric network, power line, switching device, intelligent energy system.
Введение
Проблема потерь электроэнергии в распределительных сетях была и остается одной из наиболее сложных и актуальных задач электроэнергетики. Это обусловлено тем, что от уровня потерь электроэнергии зависит эффективность и надежность функционирования электрических сетей, тарифы на электроэнергию, прибыль сетевых компаний. Обострение данной проблемы требует поиска новых подходов для ее решения.
В тоже время не теряющей своей актуальности проблеме посвящено множество научных работ. Оценку современного состояния проблемы целесообразно провести по ключевым направлениям, связанными с ее решением:
1) минимизация потерь электроэнергии, так как именно они являются признаком неоптимальных режимов работы электрических сетей;
2) интеллектуализация распределительных электрических сетей как мощное средство снижения потерь электроэнергии (в дальнейшем потерь);
3) изменение топологической структуры электрической сети в различных схемно-режимных ситуациях.
В [1] разработан системный анализ потерь электроэнергии, который положен в основу концептуальной модели управления уровнем потерь. В данной работе рассмотрены факторы, непосредственно влияющие на уровень потерь, обобщены и систематизированы методы и способы снижения потерь электроэнергии в сетях в условиях неопределенности, в том числе в сетях с низкой наблюдаемостью.
Задача определения потерь электроэнергии также отражена в работе Ю.С.Железко1. Рассматриваются общие вопросы управления режимами работы сети, описаны методы расчета потерь в сетях и присоединенном оборудовании, а также мероприятия по их снижению.
Однако и эти, и другие работы, посвященные исследуемой проблеме, не рассматривают возможности снижения потерь, электроэнергии путем гибкого изменения топологии схемы электрической сети.
Наиболее значимой из работ, посвященных технологии Smart Grid, является [2], в которой представлены результаты исследования методов и механизмов реализации развиваемой за рубежом инновационной модели.
Ввиду того, что наблюдаются проблемы с ключевыми факторами функционирования электроэнергетических систем, к которым относятся недостаточно высокая надежность работы энергосистем, высокий уровень потерь, возникла необходимость в энергетической системе нового поколения на основе единой интеллектуальной иерархической системы управления. Внедрение концепции Smart Grid позволяет повысить эффективность оптимизации режимов, обеспечить удаленный мониторинг и управление активами в режиме реального времени, усовершенствовать процессы эксплуатации оборудования, и, как следствие, обеспечить надежность и качество электроснабжения и уменьшение системных потерь. Для этого предполагается применять автоматические переключатели, «интеллектуальные» системы контроля, оборудование для альтернативного электроснабжения, средства визуализации и т. п.
По мнению Европейской Комиссии, для Smart Grid характерны такие значимые свойства, как: гибкость, доступность, надежность и экономичность [3]. Эти общие свойства, а также функции Smart Grid представлены в обзоре современных интеллектуальных сетей
[4].
В [5] рассматриваются базовые технологии нового поколения, а также возможность постепенного внедрения в современный российский энергетический комплекс интеллектуальной электроэнергетической системы с активно-адаптивной сетью (далее ИЭС ААС), которая направлена в том числе и на снижение потерь электроэнергии.
Анализ источника показал, что внедрение ИЭС ААС базируется на применении современных средств автоматизации, позволяющих управлять, а также оценивать состояние режимов работы интеллектуальных сетей. Как один из вариантов, в достижении энергоэффективности и снижении потерь, возможно также применение технологий, основанных на явлении сверхпроводимости.
Выявлено, что ААС предполагает использование коммутационных аппаратов с высокой отключающей способностью, большим коммутационным ресурсом и исполнительные механизмы (устройства FACTS - Flexible Alternative Current Transmission System - гибкие системы передачи на переменном токе), которые позволяют изменять конфигурацию электрической сети, воздействуя на ее активные элементы.
1 Железко Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов. М.: ЭНАС, 2016. 456 с.
92
Акцентируется внимание на внедрение новых устройств продольного и поперечного регулирования для управления потокораспределением мощности и, как следствие, снижения потерь в [6-7]. Такие элементы гибких электропередач позволяют обеспечить управляемую связь с секционированными зонами сети, в т.ч. с применением АВР.
Топология интеллектуальных городских распределительных сетей, принципы её формирования, моделирование нормальных и аварийных режимов рассмотрены в [8]. Подчеркивается значимость схемных решений построения электрической сети для обеспечения надежности электроснабжения в условиях внедрения передовых технологий, позволяющих сети автоматически адаптироваться и менять свою конфигурацию в зависимости от режима и возмущений в ней. Замечено, что в своей работе автор анализирует потери электроэнергии только с точки зрения перевода распределительной сети на иное напряжение, а изменение топологии возможно лишь при реконструкции существующей сети для формирования новой сети гексагонального типа.
Изучение современного состояния проблемы позволило выявить общую идеологию концепций Smart Grid и ИЭС ААС. Обе платформы представляют качественно новый технологический уровень с использованием систем мониторинга режимов и гибкого управления ими, цель которого - обеспечить надежность и живучесть современных электроэнергетических систем. Стоит отметить, что внедрение указанных систем соответствует одной из поставленных задач «Энергетической стратегии России на период до 2030 года», утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 № 1715-р.
Вопросы поиска оптимальной режимной и схемной конфигурации сетей в условиях повышения требований к их надежности и управляемости, а также оценивания состояния режима их работы на основе потоковой модели рассмотрены в [9]. Предложен расчетный алгоритм для последовательного решения задач оценивания состояния и оптимизации режима работы сетей, но должным образом не рассматриваются вопросы снижения потерь электроэнергии.
Поиск точек оптимальных мест размыкания электрической сети приведен в [10]. Рассматриваются современные подходы к управлению режимом сложнозамкнутых распределительных сетей, разрабатываются методики, позволяющие более эффективно производить расчет точки деления сети, а также расчет потерь мощности. Подходы рассматриваются применительно к новому способу организации топологии интеллектуальных распределительных сетей, однако данное мероприятие требует больших затрат в условиях существующих сетей и целесообразно его применение лишь при построении новых. Кроме того, предлагаемые подходы ориентированы на достоверную и детерминированную информацию.
Реконфигурация схемы электрической сети как элемент Smart Grid и ИЭС ААС показана в [2-7], проблемы потерь рассматриваются в [1]. При этом идея автоматической реконфигурации схемы электрической сети по критерию минимума потерь не проработана в должной мере. Данный фактор обуславливает актуальность выбранной темы исследования, которая требует своего развития, ввиду отсутствия значительных затрат и повышения экономичности функционирования электрических сетей.
В общем случае современный подход к решению рассматриваемой проблемы основан на управлении уровнем потерь электроэнергии в распределительном сетевом комплексе, требующем разработки оптимального инструментария в условиях развития интеллектуализации.
Целью работы является схемно-режимная оптимизация распределительных электрических сетей по критерию минимума потерь электроэнергии для автоматического изменения топологической структуры сети.
Для достижения поставленной цели решаются следующие задачи:
1. Анализ схемно-режимной ситуации;
2. Разработка и реализация методики определения оптимальных узлов для ввода управляющих воздействий (далее УВ).
Анализ схемно-режимной ситуации
Целесообразность изменения конфигурации электрической сети определяется на основании рассмотрения исходной схемы и выявления ее недостатков. Для того, чтобы проанализировать схемно-режимную ситуацию необходимо провести структурный анализ подстанций (далее ПС) для определения возможности осуществления коммутаций, позволяющих гибко менять топологию сети с обеспечением требуемого уровня надежности.
Предлагается следующий порядок структурного анализа ПС:
1) определяется тип каждой ПС по способу присоединения к сети, а также тип схемы установленного распределительного устройства (далее РУ). На основании полученной информации дается заключение о возможности ввода УВ на рассматриваемых ПС;
2) проводится оценка наличия коммутационного оборудования на ПС и определяется его тип. Данный этап позволяет оценить коммутационный ресурс аппаратов;
3) оценивается быстродействие установленных коммутационных аппаратов, которое определяет возможность стремительно в режиме реального времени воздействовать на активные элементы сети;
4) определяется режим работы коммутационных аппаратов с точки зрения наличия автоматики, позволяющей осуществлять автоматические переключения для изменения конфигурации сети.
По его результатам делается заключение о наличии ПС, которые позволяют автоматически управлять конфигурацией сети, и ПС, которые необходимо оснастить соответствующим коммутационным оборудованием и средствами автоматики для возможности осуществления гибкого управления. Среди современных средств коммутации в распределительных сетях, позволяющих автоматизировано перераспределять потоки мощности, можно выделить вакуумные реклоузеры и выключатели с АВР.
Следующий этап анализа схемно-режимной ситуации заключается в анализе линий электропередачи и установившихся нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов. При анализе линий электропередачи рассматривается их протяженность, конструктивное исполнение, количество цепей. Исследование режимной ситуации включает анализ загруженности линий и трансформаторов, отклонений напряжений, структурный анализ потерь электроэнергии в соответствии с [1].
Предлагаемый методический подход показан на примере участка распределительной электрической сети напряжением 110 кВ Приморской энергосистемы, граф которой изображен на рис. 1. Выбранный участок представляет собой сложнозамкнутую сеть и характеризуется повышенным уровнем потерь электроэнергии табл. 1.
Казармы
я
Уссурийск/т
Западная
Уссурийск-2
Кожзавод —•-
Шахта-7 ^ >
Пушкинская Давыдовка
-•-тФ-
Междуречье
—•-#-
УКФ Уссурийск-1
Артемовская ТЭЦ
Рис. 1. Граф электрической сети 110 кВ
Таблица 1
Типы ПС в рассматриваемой схеме электрической сети_
Тупиковые ПС Ответвительные ПС Узловые ПС Проходные ПС
Казармы, Троица Кипарисово, Краскино, Барабаш Уссурийск-1, Раздольное-1, Западная Надеждинская/т, Раздольное-2, Уссурийск/т, Пушкинская, Междуречье, Давыдовка, Тереховка, Кожзавод, Славянка, Шахта-7, УКФ
Так как ответвительные ПС не позволяют применять гибкое управление, то на следующих этапах данные ПС не учитываются. Схемы РУПС в исследуемой сети приведены в табл. 2, типы коммутационного оборудования в табл. 3.
Таблица 2
Схемы РУ ПС в исследуемой электрической сети_
№ схемы РУ Наименование схемы РУ Наименование ПС
4Н Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии Кожзавод, Шахта-7
5Н Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии Междуречье, УКФ, Надеждинская/т, Тереховка, Пушкинская, Казармы
6Н Треугольник Раздольное-2
9 Одна рабочая секционированная выключателем система шин Давыдовка, Славянка
12 Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин Западная
13 Две рабочие системы шин Уссурийск-1
- Нетиповая Раздольное-1, Троица
Таблица 3
Тип коммутационного оборудования на ПС _
Наименование ПС Тип коммутационного аппарата Бремя отключения, с
Междуречье, Пушкинская, Казармы, УКФ БЭБ-1101У-40/2500 УХЛ1 0,03
Уссурийск/т, Кожзавод, Тереховка ВМТ-110Б-25/1250-УХЛ1 0,035
Уссурийск-1, Славянка, Шахта-7 МКП-110-М-20-630/1000-У1 0,05
Надеждинская/т, Давыдовка, Западная, Троица МКП-110-М-3,5 0,05
По данным табл. 3 видно, что большинство ПС оснащены масляными выключателями, имеющими низкий коммутационный ресурс. При этом данные выключатели уже давно выработали свой нормативный срок службы. Лишь на нескольких ПС имеются элегазовые выключатели. В данной ситуации предлагается заменить устаревшее коммутационное оборудование на новое современного типа, имеющее улучшенные характеристики, например, выключатели 3AP1DT-126 производства Siemens, LTB 145D1/B производства ABB, ВГТ-110, которые позволят применить гибкое управление
и соответственно повысить экономичность и надежность электроснабжения. Также следует оснастить выключатели АВР (Автоматический Ввод Резерва).
Проведен анализ схемно-режимной ситуации рассматриваемого участка электрической сети. В сети имеются 19 ПС с 35 силовыми трансформаторами общей установленной мощностью 715,1 МВА. Источниками питания являются ПС 220 кВ Уссурийк-2 и Артемовская ТЭЦ.
Общая протяженной линий электропередачи (далее ЛЭП) составляет 565,4 км. Большинство из них являются одноцепными, выполнены двумя и более сечениями в диапазоне 70-240 мм2. При этом ЛЭП выполнены проводами разных марок, в основном алюминиевыми со стальным сердечником марки АС, АСКП, реже проводами марки М. Наличие данных факторов негативно сказывается на работе электрической сети: увеличиваются потери в ЛЭП, снижается надежность электросетевого комплекса, растет число аварий.
По результату анализа выявлено, что нагрузочная плотность тока ЛЭП рассматриваемой схемы завышена на 33% от общего числа линий. Проблемными ЛЭП являются: «Уссурийск-2 - отпайка», «отпайка - Уссурийск/т», «отпайка - Междуречье», «АТЭЦ - Уссурийск-1», «Уссурийск/т - Надеждинская/т», «Давыдовка - Западная», «Шахта - Западная». На перечисленных ЛЭП величина нагрузочной плотности тока составляет от 1,3 А/мм2 до 3,52 А/мм2, что значительно превышает нормированные значения (согласно «Правилам устройства электроустановок, седьмое издание, утвержденным приказом Минэнерго России от 20 мая 2003 г. № 187» для неизолированных проводов с алюминиевыми жилами нормативная экономическая плотность тока составляет 1,1 А/мм2, с медными жилами - 2,1 А/мм2). Эти линии представляют собой очаг повышенных потерь, что также подтверждается структурным анализом потерь. Также 82% ЛЭП превысили свой нормативный срок службы.
Оценка оптимальности коэффициентов загрузки показала, что 15% силовых трансформаторов находятся в перегруженном состоянии, 41% недогружены, что указывает на неэкономичный режим работы. Это подтверждается значениями коэффициентов загрузки. Интервальная оценка коэффициентов загрузки недогруженных трансформаторов находится в пределах 0,21-0,41, перегруженных - в пределах 0,96-0,98, что не соответствует нормативным значениям в нормальном режиме.
Анализ отклонений напряжений позволил определить, что напряжения в узлах нагрузки не превышают допустимые пределы, определенные требованиями статической устойчивости и ГОСТ 32144-2013. Однако, на разомкнутом участке подстанций «Барабаш-Славянка-Краскино-Троица» отклонения напряжения отрицательны, что свидетельствует о повышенном уровне потерь.
Таким образом, выявлено, что рассматриваемая электрическая сеть работает в неоптимальном режиме. Применение эффективных методов выбора мест приложения УВ позволит добиться улучшения режима работы для всей сети в целом, а именно: снижения уровня потерь и повышения качества поставляемой электроэнергии при сохранении требуемого уровня надежности транспорта электроэнергии.
Методика определения оптимальных узлов для ввода УВ
Электроэнергетические системы имеют в своем составе большое количество узлов и связей между собой, поэтому для правильного выбора узлов, в которых ввод УВ даст наибольший эффект с точки зрения снижения потерь, необходима соответствующая методика.
В качестве решения данной задачи предлагается следующий алгоритм действий, выполнение которого необходимо при рассмотрении различных видов режимов:
1) в сложнозамкнутой схеме необходимо проверить точки нормального размыкания принятые при эксплуатации сети, так как ошибочно выбранная точка может привести к увеличению потерь;
2) анализируется целесообразность использования в схеме сети поперечных связей. Поперечные связи можно организовать на территориально расположенных рядом ПС параллельно проходящих ЛЭП. Акцентируется внимание на протяженных линиях, имеющих повышенный уровень потерь.
3) для оценки возможности реализации предварительно выбранных поперечных связей проверяется наличие коммутационных аппаратов на соответствующих ПС, а также их коммутационная способность и наличие автоматики по приведенному выше алгоритму;
4) исходя из собранной в ходе проведения анализа информации, выделяются возможные узлы для ввода УВ;
5) учитывая неоднородность электрических сетей, рассматриваются различные сценарии изменения топологии схемы сети по минимуму потерь с помощью соответствующих программно-аппаратных комплексов с соблюдением допустимых значений параметров режимов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей. На данном этапе предлагается использовать следующие мероприятия: перемещение точки размыкания по контуру сети, ввод поперечных связей.
6) для каждого режима выбирается оптимальный вариант конфигурации схемы электрической сети, обеспечивающий минимум суммарных потерь.
7) для выбранных оптимальных конфигураций схемы сети анализируется надежность и возможность гибкой реконфигурации путем автоматического переключения точек замыкания и размыкания сети.
Проведена апробация предложенной методики на исследуемой схеме сети. Определены возможные поперечные связи, которые выделены красным цветом на каждом графе рассматриваемых режимов, в том числе ветви, включение или отключение которых также способствует снижению потерь. Поперечные связи были выбраны между ПС параллельно проходящих ЛЭП, расположенных на небольшом расстоянии друг от друга. Соответственно, именно эти ПС нуждаются в проведении анализа в части оценки коммутационной способности установленных аппаратов.
Суммарные потери в нормальном режиме исходной схемы рассматриваемого участка электрической сети составляют 9,55 МВт. Их структура приведена в табл. 4
Таблица 4
Структура потерь в нормальном режиме исходной схемы сети_
Суммарные потери в электрической сети, МВт Нагрузочные потери Условно-постоянные потери
Потери в линиях электропередачи, МВт Потери в трансформаторах, МВт Потери на холостой ход трансформаторов, МВт
9,55 8,77 0,29 0,49
Из табл. 4 видно, что большую долю составляют потери в линиях электропередачи, а именно 92 % от общего числа потерь. Исходя из приведенной структуры сделан вывод, что соотношение между нагрузочными и условно-постоянными потерями велико. Необходима оптимизация режима.
Результаты проведенной оптимизации представлены на рис. 2-3.
Рис. 2. Возможные варианты реконфигурации схемы электрической сети в нормальном режиме
Рис. 3. Зависимость снижения потерь от различной конфигурации схемы сети в нормальном режиме
Суммарные потери в ремонтной схеме составляют 12,46 МВт. Результаты проведенной оптимизации для ремонтной схемы представлены на рис. 4-5.
Артемовская ТЭЦ
Рис. 4. Возможные варианты реконфигурации схемы электрической сети в ремонтной схеме
ПОТЕРИ, МВТ
Рис. 5. Зависимость снижения потерь от различной конфигурации схемы сети в ремонтной схеме
Суммарные потери в послеаварийном режиме составляют 26,77 МВт. Результаты проведенной оптимизации для этого режима представлены на рис. 6-7.
Артемовская ТЭЦ
Рис. 6. Возможные варианты реконфигурации схемы сети в послеаварийном режиме
15
ПОТЕРИ, МВТ
Рис. 7. Зависимость снижения потерь от различной конфигурации схемы сети в послеаварийном
режиме 99
Гибкое переключение в сети в данном случае можно проводить с помощью автоматического включения/отключения выключателей на ПС, входящих в указанные на рисунках поперечные связи и установленные в точках размыкания сети после их замены на современное оборудование.
Результаты
Результаты по оптимизации схемы электрической сети в различных режимах на основе методики определения оптимальных узлов для ввода УВ показали, что полученный эффект в части снижения потерь оказался значительным. Суммарное снижение в нормальном режиме составило 18 %, в ремонтных -17-22%, в послеаварийных - 45-52%.
Таким образом, в проведенном исследовании доказана целесообразность изменения точек размыкания сети, применения поперечных связей для минимизации потерь в схеме, определены места их установки в различных режимах рассматриваемого участка электрической сети.
Техническая реализация предлагаемого подхода в реальных условиях возможна на основе серийно-выпускаемого оборудования. Как видно из представленных результатов, уровень надежности не снижается по сравнению с исходной схемой.
Выводы
1. Исходя из проделанной работы, сделан вывод о том, что развитие технологической платформы - активно-адаптивных электрических сетей - дает новые перспективы для управления режимами работы электрических сетей посредством гибкой реконфигурации электрических сетей. Ключевым является выбор узлов для ввода УВ, что позволяет существенно снижать потери электроэнергии и одновременно повышать надежность электроснабжения потребителей.
2. Реализована идея поиска конфигурации электрической сети по критерию минимума потерь, уникальность которой доказана в ходе оценки современного состояния проблемы;
3. Применен системный подход при решении поставленной проблемы;
4. Предложена методика, позволяющая определять узлы для ввода УВ, которые позволят гибко менять топологию схемы с целью минимизации потерь электроэнергии и обеспечения надежности для всего спектра схемно-режимных ситуаций.
5. Предложенный подход опробован на участке схемы существующей электрической сети 110 кВ энергосистемы Приморского края, полученный эффект от которого подтверждает его целесообразность и эффективность.
Литература
1. Савина Н.В. Системный анализ потерь электроэнергии в электрических распределительных сетях. Новосибирск: Наука, 2008. 228 с.
2. Кобец Б.Б., Волкова И.О. Инновационное развитие электроэнергетики на базе концепции Smart Grid.M.: ИАЦ Энергия, 2010. 208 с.
3. European SmartGrids Technology Platform. Vision and Strategy for Europe's Electricity Networks of the Future. Luxembourg: Office for Official Publications of the European Communities, 2006.
4. Maria Lorena Tuballa, Michael Lochinvar Abundo. A review of the development of Smart Grid technologies. Renewable and Sustainable Energy Reviews, Elsevier, 2016. Vol. 59(C). pp. 710-725.
5. Воропай Н.И., Ефимов Д.Н., Колосок И.Н., Курбацкий В.Г. Концепция интеллектуальной электроэнергетической системы России с активно-адаптивной сетью. М.: ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС», 2012. 219 с.
6. Дорофеев В.В., Макаров А.А. Активно-адаптивная сеть - новое качество ЕЭС России // Энергоэксперт, 2009. №4. С. 28-34.
7. Голов В.П., Мартиросян А.А., Москвин И.А., Кормилицын Д.Н. Использование управляемых электропередач с регулируемой продольной компенсацией для реализации адаптивных сетей // Электротехника, 2017. №2. С. 60-66.
8. Лоскутов А.А. Разработка и исследование топологии интеллектуальных городских распределительных сетей среднего напряжения: Дис. ... канд. техн. наук. Нижний Новгород; 2015. Доступно по: http://www.dslib.net/elektrotex-kompleksy/razrabotka-i-issledovanie-topologii-intellektualnyh-gorodskih-raspredelitelnyh.html. Ссылка активна на 15 февраля 2019.
9. Мухлынин Н.Д. Управление распределительными сетями с использованием потоковой модели установившегося режима: Дис. ... канд. техн. наук. Екатеринбург; 2018. Доступно по: http://elar.urfu.ru/handle/10995/58068. Ссылка активна на 15 февраля 2019.
10. Мусаев Т.А. Повышение эффективности методов управления режимом работы системы электроснабжения городского района: Дис. ... канд. техн. наук. Чебоксары, 2015. Доступно по: https://www.chuvsu.ru/images/stories/dissovety/212.301.06/MTA/Musaev_TA-disser.pdf. Ссылка активна на 15 февраля 2019.
Авторы публикации
Савина Наталья Викторовна - докт. техн. наук, профессор, проректор по учебной работе, заведующий кафедрой энергетики Амурского государственного университета (АмГУ). Email: [email protected].
Сцепуро Кристина Игоревна - магистрант энергетического факультета Амурского государственного университета. Email: [email protected].
References
1. Savina NV. Sistemnyj analiz poter' elektroenergii v elektricheskih raspredelitel'nyh setyah. Novosibirsk: Nauka, 2008. 228 p. (In Russ).
2. Kobets BB, Volkova IO. Innovacionnoe razvitie elektroenergetiki na baze koncepcii SMART GRID. Moscow: IAC Energiya, 2010. 208 p. (In Russ).
3. European SmartGrids Technology Platform. Vision and Strategy for Europe's Electricity Networks of the Future. Luxembourg: Office for Official Publications of the European Communities, 2006.
4. Tuballa ML, Abundo ML. A review of the development of Smart Grid technologies. Renewable and Sustainable Energy Reviews; Elsevier; 2016; 59(C):710-725.
5. Voropai NI, Efimov DN, Kolosok IN, et al. Koncepciya intellektual'noj elektroenergeticheskoj sistemy Rossii s aktivno-adaptivnoj set'yu. Moscow: JSC «NTC FSC EES», 2012. 219 p. (In Russ).
6. Dorofeev VV, Makarov AA. Aktivno-adaptivnaya set' - novoe kachestvo EES Rossii. Energoekspert. 2009; 4:28-34. (In Russ).
7. Golov VP, Martirosyan AA, Moskvin IA, et al. Ispol'zovanie upravlyaemyh elektroperedach s reguliruemoj prodol'noj kompensaciej dlya realizacii adaptivnyh setej. Elektrotekhnika. 2017; 2:60-66. (In Russ).
8. Loskutov AA. Razrabotka i issledovanie topologii intellektual'nyh gorodskih raspredelitel'nyh setej srednego napryazheniya [dissertation]. Nizhny Novgorod; 2015. Available at: http://www.dslib.net/elektrotex-kompleksy/razrabotka-i-issledovanie-topologii-intellektualnyh-gorodskih-raspredelitelnyh.html. Accessed: 15 Feb 2019. (In Russ).
9. Mukhlynin ND. Upravlenie raspredelitel'nymi setyami s ispol'zovaniem potokovoj modeli ustanovivshegosya rezhima [dissertation]. Yekaterinburg; 2018. Available at: http://elar.urfu.ru/handle/10995/58068. Accessed: 15 Feb 2019. (In Russ).
10. Musaev TA. Povyshenie effektivnosti metodov upravleniya rezhimom raboty sistemy elektrosnabzheniya gorodskogo rajona. [dissertation]. Cheboksary; 2015. Accessed: 15 Feb 2019. (In Russ).
Authors of the publication Natalia V. Savina - Amur State University, Blagoveshchensk, Russia. Email: [email protected].
Kristina I. Stsepuro - Amur State University, Blagoveshchensk, Russia. Email: [email protected]. Поступила в редакцию 29 апреля 2019 г.
