CC BY
2
УДК 621.313
ВЛИЯНИЕ РАССРЕДОТОЧЕННЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА РАБОТУ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ТЕМРЮКСКОГО РАЙОНА
А.Е. Савенко1, А.Г. Рыбин2
'Керченский государственный морской технологический университет,
г. Керчь, Россия 2Таманское управление Росморпорт, г. Темрюк, Россия
Savenko-70@mail. ru
Резюме: Рассматривается возможность совместного использования рассредоточенных источников электроэнергии (РИЭ) региональной системы управления движения судов морского порта Кавказ с электрическими сетями Темрюкского района. Проведен анализ влияния рассредоточенных источников энергии «Росморпорт» Таманского управления на потери электроэнергии в электрических сетях 10 кВ Темрюкского района. Исследовано влияние режимов генерирования РИЭ на режимы электросетей Темрюкского района по реактивной мощности, влияние генерирования РИЭ на режимы электросетей при существенном превышении им смежного электропотребления. Разработана оптимальная схема присоединения РИЭ к электрическим сетям Темрюкского района.
Ключевые слова: электрические сети, генерация, электроэнергия, энергосистема, мощность, рассредоточенные источники энергии.
INFLUENCE OF DISTRIBUTED SOURCES OF ELECTRIC POWER ON THE WORK OF THE POWER SYSTEM OF THE TEMRYUKSK REGION
AE. Savenko1, AG. Rybin2
1 Kerch State Maritime Technological University, Kerch, Russia 2Tyumen State University, Tyumen, Russia
savenko-70@mail.ru
Abstract: The possibility of sharing the distributed sources of electricity (DSE) of the regional system for managing the movement of ships of the seaport of the Caucasus with the electric networks of the Temryuk district is being considered. An analysis is made of the influence of the distributed energy sources of the «Rosmorport» of the Taman Administration on the loss of electricity in 10 kV electric networks of the Temryuk region. The influence of the modes of DSE on the regimes of electric networks of the Temryuk region in terms of reactive power, the influence of the generation of DSE on the regimes of electric networks with a significant excess of the adjacent power consumption are investigated. An optimal scheme for connecting DSE to the electric networks of the Temryuk region has been developed.
Keywords: electric networks, generation, electric power, power system, power, dispersed energy sources.
Введение
В русле перехода от оптового рынка электроэнергии единого покупателя к балансирующему и к электроснабжению по двусторонним договорам в последние годы и на перспективу в Российской Федерации наблюдается тенденция перехода от чисто централизованного электроснабжения к комбинированному, когда растет количество местных источников электроэнергии. Причем доля последних в энергобалансе энергосистем возрастает.
Морской флот развивается активно вместе с ходом научно технического прогресса. Важнейшим звеном в системе обеспечения безопасности мореплавания в РФ являются береговые системы управления движением судов (СУДС). Они создаются, в первую очередь в районах и портах с интенсивным судоходством и повышенной экологической опасностью.
В настоящее время в России СУДС различных категорий функционируют в портах Архангельск, Балтийск, Ванино, Владивосток, Восточный, Калининград, Мурманск, Находка, Новороссийск, Санкт-Петербург. Они показали высокую эффективность, прежде всего, за счет повышения ритмичности работы порта, сокращения простоев, а также имеют широкие возможности по снижению аварийности и охране морской среды. По своему назначению организация и техническое оснащение системы управления движением судов могут быть различными, начиная от пассивных первичных мероприятий по упорядочению движения судов и активными системами, базирующимися на комплексе современных технических средств, включающих новейшие электронные средства наблюдения, связи и обработки информации.
На базе современных навигационных и систем радиосвязи создаются новые перспективные СУДС, дополнительно включающие в себя дифференциальные станции спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС/GPS и автоматические информационные системы (АИС). С их использованием обеспечивается метровая точность определения места судна в зоне действия (до 100 км дистанции). Благодаря этому, может достигаться высокоточная проводка судов по узким фарватерам, таким как Ленинградский и Калининградский каналы, вход в Северную Двину и Волгу в районе Астрахани. Благодаря высокоточному навигационному обеспечению может быть существенно повышена эффективность дноуглубительных и гидротехнических работ.
Один из центров управления -региональная система управления движения судов Керченского пролива (далее - РСУДС Керченского пролива), образованная на основе информационной интеграции и координированной деятельности системы управления движением судов морского порта «Порта Кавказ» (далее - РСУДС Порта Кавказ).
В состав РСУДС порта Кавказ входят: Центр СУДС порта Кавказ, автоматизированные радиотехнические посты (далее - АРТП) «Тузла», «Лада-Геленджик-Транс», «Ахиллеон», «гора Зеленского», ЗАО ЭФКО «Пищевые ингредиенты», «порт Темрюк» и радиорелейный пост «Фонталовская» [ 1-2].
Требования к радиолокационным мистемам управления движением судов, объектам инфраструктуры морского порта, необходимым для функционирования глобальной морской системы связи при бедствии и для обеспечения безопасности, объектам и средствам автоматической информационной системы, службе контроля судоходства и управления судоходством: «круглосуточная и бесперебойная работа с полным резервированием основного оборудования и бесперебойное снабжение электроэнергией».
Вместе с тем электрические сети (ЭС) энергосистем проектировались и сооружались в условиях централизованного электроснабжения, когда электроэнергия от крупных тепловых и атомных электростанций, трансформируясь, передавалась к потребителям [3,4]. Для распределительных электрических сетей (РЭС) 6 -10 кВ, которые проектировались и эксплуатируются с разомкнутыми схемами, это означает, что линии электропередачи работают в режиме с односторонним питанием, а трансформаторы являются понижающими [5]. Соответственно этому в РЭС выбирались коммутационные аппараты, средства релейной защиты и автоматики, установлены системы учета электроэнергии и тому подобное [6]. В соответствии с требованиями к надежности электроснабжения потребителей и их характеристикам была выбрана схема РЭС и выполнялись пункты секционирования, которые формировали потоки мощности в сети [7]. При этом РЭС характеризовались определенным значением потерь электроэнергии и уровнем напряжений в узлах.
С развитием в распределительных электрических сетях рассредоточенных источников электроэнергии (РИЭ) возникают новые задачи [8-9]. Это необходимость оптимизации комбинированного электроснабжения от единой энергосистемы (ЕЭС) и рассредоточенного генерирования, согласования покрытия графика нагрузки рассредоточенными источниками, которые в силу своих физических особенностей могут выдавать мощность по разным графикам, оценка влияния РИЭ на значение токов короткого замыкания и, соответственно, на работу релейной защиты и автоматики, оценка влияния на технико-экономические показатели РЭС, и тому подобное [10].
Методы
Влияние РИЭ на режимы РЭС существенно зависит от значения суммарного рассредоточенного генерирования в ней, от единичной установленной мощности РИЭ и их типа, а также от их места подключения в электрической сети (это могут быть шины низкого напряжения подстанций или ответвления линий электропередачи).
В случае реализации электроснабжения по двусторонним договорам с участием РИЭ, когда последние выдают мощность в электрическую сеть, возникает необходимость согласования работы с энергосистемой, от которой осуществляется централизованное питание.
Такой задачей, в частности, является задача получения максимальной прибыли от эксплуатации возобновляемых источников электроэнергии (ВИЭ) для их развития при условии уменьшения потерь электроэнергии и улучшения ее качества в РЭС, а также повышения надежности электроснабжения. При этом, учитывая, что электроэнергия от РИЭ передается линиями РЭС одновременно с электроэнергией из других источников, то необходимо выделять из суммарных потерь электроэнергии ту часть, которая касается транзита от РИЭ. Следовательно, нужно разработать методику определения потерь электроэнергии от транзитных потоков. Это особенно важно в условиях, когда осуществляется адресное электроснабжение и потери от транзита электроэнергии должны покрываться договорными сторонами.
Учитывая, что потери электроэнергии являются одним из важных показателей эффективности эксплуатации электрических сетей, а также отчетных показателей, процедура выдачи технических условий на подключение РИЭ в ЭС должна включать этап оценки влияния параметров и графиков выдачи мощности РИЭ на указанные потери. Результаты этих расчетов являются исходными данными для принятия решений по определению точек присоединения объектов рассредоточенного генерирования, корректировки нормальных схем и схем секционирования электросетей и тому подобное. Кроме того их целесообразно учитывать в задачах формирования диспетчерских графиков ведения режима отдельных РИЭ, а также формирования законов оптимального управления локальных САУ нижнего уровня. Для выполнения практических расчетов по исследованию влияния РИЭ на режимы работы распределительных электрических сетей использованы их опорные схемы, а также схемы присоединения указанных выше РИЭ, которые использованы и эксплуатируются в настоящее время предприятием «Росморпорт» Таманским управлением. на примере электрических сетей 10 кВ Темрюкского района. Указанные сети были избраны исходя из следующих рассуждений.
С одной стороны, они используются для выдачи мощности значительного количества разнотипных РИЭ, мощность которых соизмерима с нагрузкой ЭС. С другой стороны, в Темрюкском районе расположена площадка Славянского энергетического комплекса, введение в эксплуатацию которого требует решения задачи оптимизации схемы присоединения РИЭ к электросетям.
В случае применения асинхронных генераторов на малых электростанциях влияние таких РИЭ на режимы распределительных электрических сетей является минимально возможным из-за практически полной компенсации реактивной мощности [11]. Исходя из этого, коэффициент мощности на шинах таких станций достаточно высок (cos ф = 0,98-1). Применение преобразования энергии синхронных генераторов соответствующей мощности сопровождается значительно меньшим коэффициентом мощности (cos ф =0,8-0,85), то есть кроме активной мощности, которая является предметом договоров на поставку электроэнергии, генерируется и реактивная мощность. То же наблюдается для случая эксплуатации солнечных электростанций прямого преобразования с инверторными установками.
Таким образом, использование синхронных генераторов вместо асинхронных с компенсаторами приводит к повышению потерь электроэнергии для сети с малой электростанцией на 13,8%. Вместе с тем, функционирование малой электростанции в электрической сети в целом обеспечивает уменьшение потерь активной мощности на 32% за счет разгрузки ЛЭП 10 кВ по активной мощности и повышения уровней напряжения.
В режимах максимальных и средних нагрузок малая электростанция имеет положительное влияние. Для данных режимов наблюдается уменьшение потерь
мощности за счет разгрузки отдельных ЛЭП. Для режима минимальных нагрузок за счет генерации станцией реактивной мощности перетоки в магистральных ЛЭП увеличиваются, что приводит к увеличению потерь электроэнергии в сети. При этом, также повышается напряжение в узлах электрической сети, в соответствии со статическими характеристиками нагрузки. Это приводит к повышению потребления активной мощности в сети. В режимах максимальных нагрузок за счет компенсации не только активного, но и реактивного потребления малая электростанция с синхронными генераторами имеет на 8,3% выше эффект уменьшения потерь в сети, сопровождающийся улучшением режима напряжений. Исходя из этого можно утверждать, что работа малой электростанции с синхронными генераторами положительно влияет на режимы электрической сети 10 кВ, к которой она присоединена, учитывая тот факт, что в режимах минимальных нагрузок малые электростанции экономят свои ресурсы уменьшая или прекращая генерирование активной и, соответственно, реактивной мощности.
Результаты и обсуждение
В настоящее время, используя всестороннюю поддержку государства, в России началось стремительное развитие солнечных электростанций прямого преобразования электроэнергии. Это обусловлено установлением высокого «зеленого тарифа» для данного вида РИЭ, низкой стоимостью нулевого цикла и коротким сроком строительства, низкими эксплуатационными расходами и т.д. За счет этого электрические сети, которые были предназначены для обеспечения потребителей централизованного электроснабжения, эксплуатируются в режимах, которые совершенно не соответствуют проектным. Поэтому, для обоснования работоспособности электросетей в новых эксплуатационных условиях на примере электростанции «Тузла» было исследовано влияние такой станции на режимы ЭС при различных схемах ее присоединения. На данный момент солнечная электростанция (СЭС) выдает мощность на шины ПС «Фонталовская» по ЛЭП длиной более 11 км с незначительной смежной нагрузкой. Однако технически возможны еще 2 направления выдачи мощности: на шины ПС «Ахиллеон» ЭС «Ахилеон» (2 км) и на шины ПС «Гора Зеленского» (5 км). Результаты расчетов по определению влияния РИЭ на ЭС для различных схем присоединения показывают, что для текущей схемы выдачи мощности потери мощности в ЭС (в режиме средних нагрузок) после введения третьей очереди СЭС могут вырасти почти в 10 раз и стать соизмеримыми с генерированием электростанции «Тузла». В случае сооружения распределительного устройства на ПС «Ахиллеон» выдача мощности сопровождается значительно меньшими потерями и негативным влиянием на режим напряжений в ЭС. Таким образом, оптимизация схемы присоединения РИЭ, мощности которых существенно превышают смежное электропотребление, кроме уменьшения негативного влияния на режимы электросетей может обеспечить дополнительную прибыль от повышения количества объектов реализации электроэнергии.
Исходя из представленного выше, развитие рассредоточенных источников электроэнергии может иметь как положительное, так и негативное влияние на режимы работы электрических сетей районных энергоснабжающих компаний, которыми осуществляется транспортировка электроэнергии. Особенно чувствительными являются распределительные электросети 10 (6) кВ. В данном случае возникает конфликт интересов между эксплуатирующими организациями, решение которых требует поиска оптимальных решений на стадии получения технических условий на присоединение объектов рассредоточенного генерирования. Формирование и реализация энергетически эффективных схем присоединения РИЭ с обеспечением соответствующего бронирования способно существенно (до 10-15%) повысить объемы реализации производимой электроэнергии, а следовательно и прибыльность эксплуатации. Определение оптимальной схемы присоединения электрических станций Славянского энергетического комплекса было выполнено в два этапа: - определение оптимальных узлов присоединения электрических станций комплекса (малых электростанций и отдельных очередей СЭС) и оценки качества функционирования и обоснование необходимости бронирования схемы выдачи мощности рассредоточенных источников энергии. Для решения первой задачи был использован метод эквивалентных сопротивлений [7,8]. Для решения второй - в качестве критерия оптимальности использовался стоимостный показатель качества
© А.Е. Савенко, А.Г. Рыбин функционирования РИЭ в электросетях.
Для определения оптимального места присоединения РИЭ к электросетям был использован метод анализа эквивалентных сопротивлений ЭС. Его сущность заключается в сопоставлении зависимостей эквивалентных сопротивлений от установленных мощностей РИЭ, построенных для различных точек присоединения источников. На основании сравнения принимается решение о присоединении определенного источника [9]. Учитывая постоянное изменение расчетных условий, обусловленных присоединением РИЭ к электросетям, зависимости нуждаются в корректировке перед определением места присоединения каждого следующего источника, если необходимо оценивать вариант его функционирования в общей электросети с предыдущим. Для определения узлов присоединения рассматривались «Ахиллеон» и «Гора Зеленского». Выбор указанных сетей источником для выдачи мощности в Славянский комплекс выполнен на основании анализа ряда технико-экономических факторов, среди которых взаимное расположение ЭС и РИЭ, техническое состояние сетей, характеристики их нагрузки и прочее. На рис .1, 2 представлены зависимости эквивалентных сопротивлений, которые построены для случая присоединения РИЭ Славянского комплекса к электросетям «Ахиллеон» и отличаются перечнем предварительно присоединенных источников. Характеристики построены для режима максимальных нагрузок ЭС. Из рис. 1, 2 видно, что указанные характеристики могут иметь различный характер (растут или падают) в зависимости от присоединенной мощности РИЭ. Однако все приближаются к значению, которое соответствует суммарному активному сопротивлению электросети на пути от шин основного центра питания до узла присоединения РИЭ (в данном случае 5,2 Ом). Это подтверждает адекватность метода определения эквивалентных сопротивлений для узлов присоединения РИЭ в электрических сетях. Сопоставляя соответствующие зависимости для различных узлов присоединения, были распределены РИЭ Славянского комплекса между указанными ЭС. Узлы присоединения источников энергии определялись последовательно по убыванию установленной мощности. На рис. 3 показан пример выбора узла присоединения для 1 очереди Тузла СЭС. Были построены характеристики эквивалентных сопротивлений для случаев присоединения РИЭ к «Ахиллеон» и «Гора Зеленского». Их сравнение позволило установить границу равности по экономичности присоединения РИЭ в указанных электросетях по критерию минимума потерь электроэнергии, а также экономические диапазоны мощностей источников, которые целесообразно присоединять к «Ахиллеон» (менее 440 кВт) и «Гора Зеленского» (более 440 кВт). Поскольку установленная мощность 1 очереди СЭС (630 кВт) соответствует второму диапазону, следовательно предварительно ее целесообразно присоединить к ЭС «Гора Зеленского».
Рис. 1. Влияние генерирования ЭС «Тузла» на режимы Славянских электросетей 10 кВ, выдача мощности на шины 110/10 кВ «Гора Зеленского»:1 - изменение потерь, кВт; 2 - изменение потерь, %; 3 - минимальное напряжение, кВ; 4 - максимальное напряжение, кВ
Рис. 2. Влияние генерирования ЭС «Тузла» на режимы Славянских электросетей 10 кВ, выдача мощности на шины ПС 110/10 кВ «Ахиллеон»: 1 - изменение потерь, кВт; 2 - изменение потерь, %; 3 - минимальное напряжение, кВ; 4 - максимальное напряжение, кВ
Рис. 3. Зависимости эквивалентных сопротивлений Д|ИЭ(РРИЭ) для случая присоединения РИЭ к электрическим сетям Ф-45 ТП «Ахиллеон»
Рис. 4. Пример определения узла присоединения 1 очереди Славянской СЭС к электрическим
сетям
Учитывая, что из-за присоединения к СЭС указанных электросетей изменились расчетные условия, то необходимо откорректировать характеристику эквивалентных сопротивлений ЭС «Гора Зеленского» (рис. 1, 2), и провести дальнейший анализ. Далее предварительное оценивание узлов присоединения выполняется аналогично. Так, для определения присоединения второй очереди СЭС (установленная мощность 570 кВт), сопоставляя графики «Гора Зеленского» и «Ахиллеон» (рис. 4), было определено, что для РИЭ с установленной мощностью выше 490 кВт (предел 2) целесообразно присоединение к фидеру «Гора Зеленского». Итак, вторую очередь СЭС, учитывая необходимость уменьшения негативного влияния РИЭ на режимы электросетей и потери электроэнергии в них, целесообразно присоединить к фидеру «Гора Зеленского». После принятия решения о присоединении первой и второй очередей СЭС для определения присоединения третьей очереди (установленная мощность 500 кВт) необходимо откорректировать характеристику эквивалентного сопротивления для ЭС «Гора Зеленского». Сопоставление указанной характеристики с зависимостью ЭС «Ахиллеон» дает возможность определить мощность равноэкономичного присоединения 3 очереди СЭС к электрическим сетям (предел 3, рис.5). Она составляет около 590 кВт. Таким образом, учитывая, что третья очередь СЭС составляет мощность 500 кВт, ее целесообразно присоединить к ЭС «Ахиллеон».
Место присоединения ЭС «Тузла» определяется аналогично, сопоставляя ее
мощность с мощностью равноэкономичного присоединения (предел 4, рис. 5).
Рис. 5. Зависимости эквивалентных сопротивлений для определения схемы присоединения РИЭ
Славянского энергетического комплекса
Анализируя результаты выполненных расчетов, предложена схема присоединения РИЭ Славянского комплекса к ЭС, представленной на рис. 6. После анализа чувствительности потерь мощности в ЭС для ряда характерных режимов, определённые места присоединения приняты как окончательные. Далее на основании анализа качества функционирования РИЭ в электрических сетях обоснована необходимость резервирования схемы выдачи мощности РИЭ и установка дополнительного секционного разъединителя на распределительном устройстве Славянского энергетического комплекса.
"ГУЗЛА (ЭС) (250 кВт)
Рис.б.Схема присоединения РИЭ Славянского энергетического комплекса Заключение
Таким образом, предлагаемая схема присоединения РИЭ (рис. 6) была принята как окончательная. Результатами исследований электрических сетей с малыми электростанциями подтверждено, что значение потерь зависит от способа подключения станций и выдачи мощности. В частности, целесообразно присоединение малой электростанции непосредственно к распределительным электрическим сетям, а не к шинам питающих подстанций. Кроме минимального негативного влияния РИЭ на потери в электрических сетях они имеют ряд преимуществ. Это возможность резервирования выдачи мощности комплекса РИЭ и минимально возможное негативное влияние на режим напряжений в электрических сетях. Последнее обеспечивается присоединением наиболее мощных СЭС с переменным графиком генерирования к фидерам с низкими сопротивлением и смежной нагрузкой. Работоспособность и эффективность предложенных в статье вариантов использования рассредоточенных источников электроэнергии Таманского управления «Росморпорт» обоснованы и проверены условиями их взаимного оптимального функционирования в распределительных электрических сетях Темрюкского района.
Литература
1. Савенко А.Е., Рыбин А.Г. Автоматизация резервного электроснабжения РСУДС Керченского пролива. Материалы 4 Научно-практической конференции. «Приборостроение и автоматизированный электропривод в топливно-энергетическом комплексе и жилищно-коммунальном хозяйстве» Казанский государственный энергетический университет, 2018. Т.2. С. 288-295.
2. Савенко А.Е., Рыбин А.Г. Обеспечение гарантированного электроснабжения объекта безопасности мореплавания. Четырнадцатая всероссийская (международная) научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых ЭНЕРГИЯ-2019 г.: материалы конференции. 2019. Т.3. С.32.
3. Gracheva E. I., Alimova A.N. Calculating Methods and Comparative Analysis of Losses of Active and Electric Energy in Low Voltage Devices / International Ural Conference on Electrical Power Engineering (UralCon), 2019. pp. 361-367.
4. Грачева Е.И., Алимова А.Н., Абдуллазянов Р.Э. Анализ и способы расчета потерь активной мощности и электроэнергии в низковольтных цеховых сетях. Вестник КГЭУ 2018. № 4 (40). С.53-65.
5.Грачева Е.И., Садыков Р.Р. Исследование вероятностных характеристик систем электроснабжения // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2017. Т.19 № 1-2. С. 95-101.
6. Mahdad B., Srairiand K, Bouktir T. Optimal coordination and penetration of distributed generation with shunt facts using GA/fuzzy rules // Journal of Electrical Engineering & Technology. 2009. V. 4. № 1 .pp. 1-12.
7. Lezhnyuk P.D., Kulyk V.V., Burykin O.B. Electroenergy Systems Interference Analysis: Proceedings of the 13th International Symposium on Theoretical Electrical Engineering ["ISTET'05"], (Lviv, June 2 - 5, 2005). Lviv.:Lviv Polytechnic National University, 2005.pp. 215-218.
8. Лежнюк П.Д., Нетребский В.В., Никиторович А.В. Оптимизация распределения нагрузки между рассредоточенными источниками энергии в локальной электрической системе // Техшчна електродинамжа. 2012. № 2. С. 38-39.
9. Лежнюк П.Д., Кулик В.В., Бурыкин А.Б. Определение и анализ потерь мощности от транзитных перетоков в электрических сетях энергосистем методом линеаризации // Электрические сети и системы. 2006. №1. С. 28-32.
10. Hatta H., Uemura S and Kobayashi H. Cooperative control of distribution system with customer equipments to reduce reverse power flow from distributed generation // Proceedings of IEEE Power&Energy Society General Meeting. 2010. pp. 1-6.
11. Мещеряков В.Н., Черкасова В.С., Мещерякова О.В. Коррекция системы векторного управлениия асинхронным электроприводом. // Системы управления и информационные технологии. 2015. №3(61). C. 36-38.
Авторы публикации
Савенко Александр Евгеньевич - канд.техн. наук, доцент, доцент кафедры электрооборудования судов и автоматизации производства, Керченский государственный морской технологический университет». Email:savenko-70@mail.ru.
Рыбин Александр Геннадьевич - начальник сектора гарантированного электроснабжения «Росморпорт» Таманское управление. Email: a.g.rybyn.rosmorport@mail.ru.
References
1. Savenko AE, Rybin AG. Automation of backup power supply by the RSTCS of the Kerch Strait. Materialy 4 Nauchno-prakticheskojkonferencii. «Priborostroenie i avtomatizirovannyjj elektroprivod v toplivno-jenergeticheskom komplekse I zhilishhno-kommunal'nomhozjajstve». Kazanskij gosudarstvennyjj energeticheskij universitet, 2018. pp. 288-295.
2. Savenko AE, Rybin AG. Obespechenie garantirovannogo jelektrosnabzhenija ob#ekta bezopasnosti moreplavanija. 14vserossijskaja (mezhdunarodnaja) nauchno-tehnicheskaja konferencija studentov, aspirantov i molodyhuchenyh JeNERGIJa-2019 g.:materialy konferencii. T.3. Ivanovo, 2019. P.32
3. Gracheva EI, Alimova AN. Calculating Methods and Comparative Analysis of Losses of Active and Electric Energy in Low Voltage Devices. International Ural Conference on Electrical Power Engineering (UralCon), 2019. pp. 361-367
4. Gracheva EI, Alimova AN, Abdullazjanov RJe. Analizis posoby rascheta poter' aktivnoj moshhnosti i jelektroj energii v nizkovol'tnyh cehovyh setjah. Vestnik Kazanskogo gosudarstvennogo jenergeticheskogo universiteta. 2018;4(40):53-65.
5. Gracheva EI, Sadykov RR. Issledovanie veroyatnostnykh kharakteristik system elektrosnabzheniya. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy. Problemy energetiki. 2014;3-4:109-114.
6. Mahdad B, Srairi K and Bouktir T. Optimal coordination and penetration of distributed generation with shunt facts using GA/fuzzy rules. Journal of Electrical Engineering & Technology. 2009;4(1): 1-12.
7. Lezhnyuk PD, Kulyk VV, Burykin OB. Electroenergy Systems Interference Analysis Proceedings of the 13th International Symposium on Theoretical Electrical Engineering [«ISTET'05»], (Lviv, June 2 - 5, 2005). Lviv.:Lviv Polytechnic National University, 2005. pp. 215-218.
8. Lezhnyuk PD, Netrebskiy VV, Nikitorovich AV. Optimizatsiya raspredeleniya nagruzki mezhdu rassredotochennymi istochnikami energii v lokal'noy elektricheskoy sisteme. Tekhnichna elektrodinamika, 2012;2:38-39.
9. Lezhnjuk PD, Kulik VV, Burykin AB. Opredelenie i analiz poter' moshhnosti ot tranzitnyh peretokov v jelektricheskih setjahj energosistem metodom linearizacii. Jelektricheskie seti i sistemy. 2006;1:28-32.
10. Hatta S, Uemura H and Kobayashi H. Cooperative control of distribution system with customer equipments to reduce reverse power flow from distributed generation. Proceedings of IEEE Power&Energy Society General Meeting. 2010. pp. 1-6.
11. Meshherjakov VN, Cherkasova VS, Meshherjakova OV. Korrekcija sistemy vektornogo upravlenija asinhronnym jelektroprivodom. Sistemy upravlenija iinformacionny etehnologii. 2015;3(61): 36-38.
Authors of the publication
Alexander E. Savenko - Kerch State Maritime Technological University, Kerch, Russia. Email:savenko-70@mail.ru.
Alexander G.Rybin - Kerch State Maritime Technological University, Kerch, Russia. Email: a.g.rybyn.rosmorport@mail.ru.
Поступила в редакцию 23 апреля 2020г.
