CC BY
3
УДК 621.313
ВНЕДРЕНИЕ АСУ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ РАССРЕДОТОЧЕННЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ КОМПЛЕКСЕ ТЕМРЮКСКОГО РАЙОНА
А. Е. Савенко1, А. Г. Рыбин2
1Керченский государственный морской технологический университет,
г. Керчь, Россия
2Таман© А. Е. Савенко, А.Г. Рыбин ское управление Росморпорт, г. Темрюк, Россия
Savenko-70@mail. ru
Резюме: ЦЕЛЬ. Рассмотреть особенности электроэнергетического комплекса Темрюкского района. Оценить возможность модернизации с использованием технологии SMART Grid и организации децентрализующего управления рассредоточенными источниками электроэнергии (РИЭ) в локальных энергетических системах, обосновать методы оптимального управления РИЭ. МЕТОДЫ. Предложено применение локальной адаптивной системы автоматического управления для децентрализации функций управления в режиме реального времени в составе централизованной системы оперативного управления. Система реализует очередность реализации задач, максимальную автономность объектов управления РИЭ в нормальных режимах, иерархическую структуру управления с выделением трех уровней: первый уровень -диспетчерский центр централизованного управления; второй уровень - «опорные» управляемые РИЭ, функционально подчиняются первому уровню и осуществляют управление РИЭ третьего уровня. РЕЗУЛЬТАТЫ. Внедрена автоматизированная система управления РИЭ в электрических сетях Таманского управления ФГУП «Росморпорт». Для Славянского комплекса РИЭ определена оптимальная схема присоединения малых электростанций и трех очередей солнечных электростанций. ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Трехуровневая иерархия автоматизированной системы управления обеспечивает высокую надежность и эффективность системы и, вместе с тем, дает существенное сокращение капитальных затрат на ее разработку и внедрение. Обоснованным является оснащение Славянского комплекса РИЭ дополнительными средствами резервирования. Доказана целесообразность присоединения малой электростанции непосредственно к распределительным электрическим сетям, а не к шинам питающих подстанций.
Ключевые слова: электрические сети; генерация; электроэнергия; энергосистема; мощность; рассредоточенные источники энергии.
IMPLEMENTATION OF AUTOMATED CONTROL SYSTEMS TO IMPROVE RELIABILITY AND THE EFFICIENCY OF DISPERSED SOURCES OF ELECTRICITY IN THE ENERGY COMPLEX TEMRYUKSKY REGION
AE. Savenko1, AG. Rybin2
1 Kerch State Maritime Technological University, Kerch, Russia 2Taman Department Rosmorport, Temryuk, Russia
savenko-70@mail.ru
Abstract: THE PURPOSE. Consider the features of the electric power complex of the Temryuk region. Assess the possibility of modernization using SMART Grid technology and the organization of decentralized management of reduced electric power sources (REPS) in local energy systems, substantiate methods for optimal control of REPS. METHODS. The application of a local adaptive automatic control system for the decentralization of control functions in real time as part of a centralized operational control system is proposed. The system implements the sequence of tasks, the maximum autonomy of the control objects of the REPS in normal modes,
the hierarchical structure of control with the allocation of three levels: the first level is the dispatch center of centralized control; the second level - "reference" controlled by the REPS, functionally subordinate to the first level and control the REPS of the third level. RESULTS. The automated control system of the REPS was introduced in the electrical networks of the FSUE "Rosmorport" Taman Department. For the Slavyansky complex REPS, the optimal scheme for connecting small power plants and three stages of solar power plants has been determined. CONCLUSION. The three-level hierarchy of the automated control system ensures high reliability and efficiency of the system and, at the same time, provides a significant reduction in capital costs for its development and implementation. Equipping the Slavyansky complex of REPS with additional means of redundancy is justified. The expediency of connecting a small power plant directly to power distribution networks, and not to the buses of supplying substations, has been proven.
Keywords: electric networks; generation; electric power; power system; power; dispersed energy sources.
Введение
Модернизация современных систем электроснабжения с развитием рассредоточенных источников электроэнергии и ограничением централизованного электроснабжения тесно связана с технологиями SMART Grid [1,2]. С помощью современных информационно-коммуникационных технологий «умные» сети обеспечат информационное сообщение централизованного электроснабжения, а также потребителей электроэнергии с рассредоточенными источниками энергии РИЭ (рис. 1). Преимущества такого подхода очевидны. Поэтому целесообразно рассмотреть вопрос организации децентрализующего управления РИЭ в локальных энергетических системах и обосновать методы оптимального управления РИЭ.
Рассредоточенные источники электроэнергии (Distributed Energy Resources) [3,4] разделяются по степени влияния случайных процессов естественной среды и первичными энергоносителями на: восстанавливаемые источники с условно-управляемым генерированием (Renewable, Variable) используют восстанавливаемые ресурсы, но генерирование существенно переменно во времени (ветровые электростанции (ВЭС), солнечные электростанции (СЭС)); восстанавливаемые источники с управляемым генерированием (Renewable, Non-Variable) используют восстанавливаемые ресурсы, а генерирование постоянно в течение некоторого периода времени (малые гидроэлектростанции (МГЭС), геотермальные, биогазовые установки и тому подобное); не восстанавливаемые источники с управляемым генерированием (Non-Renewable, NonVariable) используют традиционное или смежное топливо, но обеспечивают управляемость процесса генерирования (когенерационные установки (КГУ), парогазовые и газотурбинные установки (ПГУ, ГТУ) и др.).
Обеспечение оптимальности процесса генерации, распределения, централизации функций управления (рис. 1) за счет применения локальных систем управления, преимущественно автоматических, требует создания условий управления энергетическими объектами, как в штатных ситуациях - с целью оптимизации функционирования, так и в нештатных - с целью быстрой ликвидации аварий и минимизации их последствий [5, 6].
Таким требованиям по управлению режимами локальной электрической системы наиболее соответствует адаптивное управление РИЭ с децентрализацией части функций. Схема такой адаптивной системы с эталонной моделью показана на рис. 2.
В схеме эталонная модель является частью системы управления, а согласование централизованного и децентрализованного управления осуществляется через блок корректировки законов управления, который связывает внешний и внутренний (основной) контуры управления. Основной контур образуется объектом управления и системой локального управления (рис. 2). На разных этапах внедрения SMART Grid эталонная модель системы управления выполняет различные функции. Эффективность адаптивного подхода зависит от соотношения частоты получения отзывов и скорости изменений, происходящих в объекте управления. Стабильность объекта повышает эффективность процесса адаптации. Основной сложностью применения саморегулируемых систем управления является необходимость большого объема вычислений. Однако в случае предварительной идентификации с использованием методов теории подобия этот недостаток не является определяющим для построения локальной системы управления РИЭ.
Рис. 1. Энергетические и коммуникационные связи источников энергии в SMART Grid
Fig. 1. Energy and communication links of energy sources in the SMART Grid
Функционирование локальных САУ подчиняется централизованной автоматизированной системе управления (АСУ):
и () = ~пу ),
где и - вектор управляющих влияний; у' - фрагмент вектора наблюдения у, необходимый для осуществления локального управления РИЭ; к - матрица коэффициентов пропорциональности, которые имеют физическое содержание критериев.
Рис. 2. Адаптивная система управления РИЭ с Fig. 2. Adaptive distributed energy resources эталонной моделью management system with a reference model
Следовательно, для реализации задач оперативного и автоматического управления нормальными режимами РИЭ в локальной системе возможно использование адаптивной системы управления регулирующими устройствами. Реализация приведенной концепции управления позволит разгрузить централизованный уровень управления от вычислительных операций, связанных с определением управляющих воздействий отдельных РИЭ, а также уменьшит мощность коммуникационных средств, необходимых для централизованного управления [7, 8, 9]. Для реализации двухконтурной адаптивной системы (рис. 2) условия оптимальности и сформированные на их основании законы управления РИЭ должны формироваться, опираясь на общую методологию. Эффективным путем решения проблемы формирования законов оптимального управления является применение вариационного исчисления в сочетании с критериальным методом. Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) должны работать с максимальной прибылью, создавая условия для уменьшения потерь электроэнергии в электрической сети, улучшения качества напряжения и обеспечения надежности электроснабжения.
В локальной электрической системе (ЛЭС) могут использоваться одновременно как источники рассредоточенного генерирования малые гидроэлектростанции, солнечные (СЭС) и ветровые (ВЭС) электростанции. СЭС эффективно могут использоваться только в световую часть суток, которая меняется в течение года. ВЭС на территории России в разные сезоны имеют характерные периоды с минимальным и максимальным генерированием. То есть, СЭС и ВЭС являются нестабильными источниками электроэнергии и с этим необходимо считаться, формируя график покрытия нагрузки ЛЭС [10, 11].
Для возобновляемых источников электроэнергии (ВИЭ) в ЛЭС существуют «провальные» часы в генерировании. Причем они будут существовать независимо от доли ВИЭ в ЛЭС. Эти часы должны заполняться или потреблением электроэнергии из единой электрической системы (ЕЭС) или альтернативными источниками.
Так что наиболее актуальной, учитывая специфику обеспечения их рентабельности, является задача оптимизации суточных режимов (на интервале времени [t0; tk]) управляемых ВИЭ P(t), i = 1,2...n с учетом режимов условно-управляемых источников для обеспечения максимальных поступлений от реализации их электроэнергии в условиях многоступенчатого тарифа энергорынка u(t) и технических ограничений со стороны отдельных ВИЭ [12,13].
В случае, когда в ЕЭС в качестве основного источника электроэнергии возникает по разным причинам необходимость в ограничении электроснабжения, то переходят к решению задачи оптимизации режима ВИЭ с целью уменьшения зависимости локальной электрической системы с совокупной нагрузкой Рнаг(0 от централизованного энергоснабжения. То есть ставится задача минимизации нагрузки ЛЭС в основном центре питания. При этом могут быть задействованы возможности SMART Grid технологий для контроля и регулирования потребления электроэнергии в ЛЭС. Как разновидность последней задачи может возникнуть задача потребления локальной системой с ЕЭС электроэнергии по заданному графику. В этом случае актуальной является оптимизация режимов ВИЭ с целью минимизации отклонений от централизованно заданного графика совокупного генерирования РВИЭ(0 при заданных ограничениях на первичные энергоресурсы и с учетом характеристик ВИЭ. При этом должна быть обеспечена устойчивость ЛЭС как в режиме минимальной нагрузки, так и в режиме максимальной нагрузки.
С переходом распределительных электрических сетей к комбинированному электроснабжению возникают новые задачи, одной из которых является оптимальное управление распределенными источниками электроэнергии (РИЭ) в составе локальных электрических систем [14].
Для организации согласованного управления режимами электрических сетей ЭС используют SMART Grid технологии. В электрических сетях за счет корректировки параметров локальных систем управления, самонастройки и самодиагностики (автоматических или автоматизированных) может осуществляться регулирование поставки электроэнергии в зависимости от режима ее потребления, однако лишь при условии достаточного информационного обеспечения [15, 16, 17]. С помощью современных информационно-коммуникационных технологий «интеллектуальные» сети могут обеспечивать информационное сообщение централизованного электроснабжения, а также потребителей электроэнергии с рассредоточенными источниками электроэнергии.
Адаптивные системы автоматического управления (САУ) позволяют осуществлять управление технологическими процессами в условиях неполной или несовершенной текущей информации относительно характеристик объекта управления и воздействий внешней среды, характерное для рассредоточенных источников энергии, особенно, если управление должно осуществляться в реальном времени. Наиболее известным [10-13] направлением детерминированных функционально-адаптивных, саморегулирующихся систем управления является управление с эталонной моделью. Общая схема такой адаптивной системы с эталонной моделью показана на рис. 2.
Методы
Для реализации комплекса задач оптимального управления РИЭ в распределительных сетях необходимым условием является обеспечение возможности централизованного управления объектом в реальном времени. Автоматизированная система управления (АСУ) с необходимым перечнем функций управления может быть построена как централизованная система оперативного управления с децентрализацией функций реального времени (рис. 3) за счет применения локальных САУ (в перспективе адаптивных).
Главными принципами здесь являются [12, 13]:
- всестороннее технико-экономическое обоснование последовательности разработки и реализации АСУ, что обеспечивает очередность реализации задач
автоматизированной системы управления, которая отвечает меняющимся условиям функционирования РИЭ на рынке электроэнергии;
- обеспечение максимальной автономности объектов управления (РИЭ) в нормальных (плановых) режимах их работы позволяет создать условия управляемости источников и выполнения ими возложенных функций по выработке электроэнергии, регулирования параметров распределительных электросетей и др. в течение заданного времени в случае отказа информационных и коммуникационных каналов АСУ;
- реализация иерархической структуры управления с выделением трех уровней: первый уровень - диспетчерский центр централизованного управления; второй уровень -«опорные» управляемые РИЭ, функционально подчиняются первому уровню и осуществляют управление рассредоточенными источниками третьего уровня, ретранслируя команды или корректируя наладочные параметры, поступающие из высшего уровня; третий уровень - рассредоточенные источники оснащены средствами локальной автоматизации управления с минимально необходимой интеллектуализацией и максимальной автономностью функционирования, которые выполняют команды и реализуют законы управления из высших иерархических уровней, адаптируя их к местным условиям. Такая структура позволяет уменьшить затраты на аппаратно -программную реализацию АСУ.
Рис. 3. Структурная схема АСУ рассредоточенными источниками энергии в электрических сетях
Fig. 3. Structural diagram of an automated control system for dispersed energy sources in power grids
Реализация оптимального [10-13] управления требует разработки соответствующего математического обеспечения. Наилучшие результаты можно получить, применяя автоматизированные системы управления (АСУ). Управляемость таких РИЭ обусловлена возможностью аккумулирования и управляемого использования первичного энергоносителя, не возобновляемые источники с управляемым генерированием используют традиционное или смежное топливо, но обеспечивают управляемость процесса генерирования (когенерационные установки (КГУ), парогазовые и газотурбинные установки (ПГУ, ГТУ) и др.).
Для формирования условий оптимальности функционирования РИЭ проанализированы оптимизационные задачи [12, 13], присущие эксплуатации возобновляемых источников электроэнергии в распределительных электрических системах (ЭС).
Для оптимизации функционирования РИЭ в нормальных режимах электрических систем особенно актуальными оказываются вопросы организации планирования и оперативного управления режимами работы таких станций с целью получения максимальной прибыли от их эксплуатации. Так что наиболее актуальной в настоящее время, учитывая специфику обеспечения рентабельности РИЭ, является задача оптимизации суточных режимов (на интервале времени У) управляемых источников энергии Pi(t), I = 1,2 п, с учетом режимов условно-управляемых источников для обеспечения максимальных поступлений от реализации их электроэнергии в условиях многоступенчатого тарифа энергетического рынка ц (^ и технических ограничений со стороны отдельных РИЭ:
t n
f k ц(ОЕ P(t)dt ^ max.
Jt0 ,=i
В случае управления рассредоточенными источниками электроэнергии в состояниях, связанных с локализацией нештатных ситуаций в электрической системе, целесообразно переходить к решению задачи оптимизации режима РИЭ с целью уменьшения зависимости локальной электрической системы с совокупной нагрузкой Р; (t) от централизованного энергоснабжения, то есть минимизации нагрузки локальной системы на основной центр питания:
itk
Рцп (t)dt ^ min .
с учетом балансового ограничения: РцП (t) + Е Р (t) — Рпш (t) = 0.
i=i
Для обеспечения устойчивости локальной электрической системы в периоды максимального (минимального) потребления или ограниченной пропускной способности централизованной системы электроснабжения, когда изменения параметров локального генерирования может приводить к нарушению ограничений на параметры режима ЭС, актуальна оптимизация режимов РИЭ с целью минимизации отклонений от заданного централизованно графика совокупного генерирования (t) при заданных ограничениях на первичные энергоресурсы и характеристиках РИЭ:
t 1 ( n у
12\РРИЭ (0 — Е Р (t) dt ^ min-
0 А '=1 )
При этом должна учитываться прогнозная информация о метеопараметрах, которая предоставляется соответствующей подсистемой АСУ и позволяет достаточно адекватно воспроизводить состояния условно -управляемых РИЭ на определенный период.
Результаты и обсуждение
Внедрение автоматизированной системы управления РИЭ в электрических сетях Таманского управления ФГУП «Росморпорт» предусматривает определенную последовательность реализации. На первом этапе были решены задачи автоматизации коммерческого учета электроэнергии, разработаны аппаратное и программное обеспечение для сбора и передачи данных и формирование отчетной документации в соответствии с действующими нормативными документами. На следующем этапе реализации АСУ целью ставилась автоматизация процесса производства электроэнергии и обеспечения автономности РИЭ в нормальных (плановых) режимах их работы. Решены задачи дистанционного маневрирования управляемых РИЭ (в данном случае - малых ЭС), автоматического контроля работоспособности.
Третий этап реализации АСУ рассредоточенными источниками электроэнергии предусматривал выделение из перечня РИЭ опорных электростанций - малых ЭС (МЭС), которые по территориальному расположению, установленной мощностью и квалификацией обслуживающего персонала соответствовали требованиям. На таких станциях, как «Тузла», «Фонталовская», «Гора Зеленского», «Ахиллеон» было установлено дополнительное оборудование для организации локальной автоматизированной системы управления смежными РИЭ. PLC-контроллеры таких объектов объединены в локальную сеть Ethernet, что обеспечило возможность обмена данными между ними и сервером локальной АСУ. Последний оснащен программным обеспечением, разработанным на основе SCADA-системы TRACE MODE, которое позволяет накапливать и анализировать данные собственной локальной АСУ и систем автоматического управления смежных РИЭ.
Анализ накопленных данных позволяет, учитывая закономерности изменения определяющих параметров, повышать эффективность определенных диспетчерских графиков ведения режима для отдельных управляемых РИЭ, а также управляющих воздействий для них, прогнозировать аварийные ситуации и ликвидировать их с минимальными убытками.
Предложены мероприятия, которые позволяют комплексно решать задачу повышения эффективности функционирования РИЭ в электрических сетях на стадии их проектирования и эксплуатации. Выполнен ряд практических расчетов, которые подтверждают адекватность и работоспособность предложенных мероприятий. Расчеты выполнялись, преимущественно, 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 (табл. 1), мощность которых соизмеримая с нагрузкой ЭС. С другой стороны, в Темрюкском районе расположена площадка Славянского энергетического комплекса (рис. 4), введение в эксплуатацию которого требует решения задачи оптимизации схемы присоединения РИЭ к электросетям.
Таблица 1
Рассредоточенные источники энергии, присоединенные к электрическим сетям 10 кВ Темрюкского _района_
Название комплекса рассредоточенных источников энергии МЭС СЭС
Плановая мощность, кВт Фактическая мощность, кВт Плановая мощность, кВт Фактическая мощность, кВт
«Тузла» 250 250 1700 1700
«Фонталовская» 250 250 2720 320
«Ахиллеон» 100 100 3260 1530
«ГораЗеленского» 200 200 - -
Всего: 800 800 7680 3550
Для Славянского комплекса РИЭ, определена оптимальная схема присоединения (рис. 4) малых ЭС и трех очередей СЭС с учетом чувствительности потерь мощности в ЭС, а также требований относительно надежности ее транспортировки.
Тузла ЭС
(250 к ВТ)
Рис. 4. Варианты присоединения Славянского Fig. 4. Options for connecting the Slavic complex of комплекса РИЭ к электрическим сетям distributed energy resources to power grids
Приняв стоимость недоотпущенной электроэнергии и потерь электроэнергии равной тарифу на электроэнергию РИЭ, а также не учитывая стоимость некачественной электроэнергии, которая отпускается с шин РИЭ (поскольку действующие нормативные документы на подключение к ЭС обязательно требуют установки средств для компенсации негативного влияния РИЭ на показатели качества электроэнергии), получено упрощенное выражение для вычисления стоимостного показателя качества функционирования РИЭ в электросетях:
п k = ¿тар (Wk-AWk) E*
к тар
или после приведения Пк до 1 кВтч электроэнергии, отпущенной с шин комплекса рассредоточенных источников:
п
. - b El
пит_к тар *
W,
V "к
Используя полученное выражение было оценено качество функционирования Славянского комплекса РИЭ в течении суток при наличии и отсутствии средств бронирования схемы выдачи мощности источников, а именно секционного разъединителя в схеме комплекса (рис. 4). Для разработанной схемы присоединения РИЭ к электросетям граф изменения состояний имеет вид приведенный на рис. 5, где состояние 1 -соответствует работоспособному состоянию обоих присоединений РИЭ; состояние 2 -связь РИЭ с ЭС «Гора Зеленского» отказала, связь РИЭ с ЭС «Ахиллеон» - в рабочем состоянии; состояние 3 - связь РИЭ с ЭС «Ахиллеон» отказала, связь РИЭ с ЭС «Гора Зеленского» - в рабочем состоянии; состояние 4 - обе связи отказали. Построение графа выполнено с допуском о неучёте продолжительности прекращения выдачи мощности РИЭ, связанной с коммутациями в системе.
2
2
Ц 2
Рис. 5. Граф состояний локальной Fig. 5. Graph of local power grid states
электрической системы с РИЭ with distributed energy resources
По графу составлена система уравнений, которая для данного случая выглядит:
v • p = b ,
где v-
-(Я1 + Я 2 ) Ц Я 2
1
0 1
Ц2 0
1
0
Ц2 1
Р1 0
Р2 ; ь - 0
Рз 0
Р4 1
Р
Решение системы уравнений позволяет определить вероятности состояний
системы Р;, по которым рассчитываются значения Е*. Учитывая, что информация о
интенсивности отказов элементов ЭС является приближенной, значение было рассчитано для диапазона значений от 0,1час-1 до 4 час-1. результаты представлены в табл. 2.
Таблица 2
1
4
3
Результаты расчета для схем присоединения РИЭ
Схема присоединения РИЭ •mm ,о.е. ¿1 •max ,о.е. Е *ср,о.е.
Резервированная схема присоединения РИЭ: мощность 1, 2 очередей СЭС выдается на ТП «Гора Зеленского», 3 очереди СЭС и ГЭС - на ТП «Ахиллеон»; есть возможность переключения на резервное присоединения в случае повреждения основного 0,99 0,99 0,99
НЕ резервированная схема присоединения: нет возможности переключения на резервные присоединения. Мощность 1, 2 очередей СЭС выдается на ТП «Гора Зеленского». Мощность 3 очереди СЭС выдается на ЭС ТП «Ахиллеон»
0,89 0,99 0,96
0,84 0,98 0,91
На основании определенных показателей качества функционирования с учетом «зеленого» тарифа на электроэнергии солнечных и малых электростанций было определено удельное значение стоимостного качества функционирования РИЭ, который по сути характеризует снижение тарифа на электроэнергию РИЭ из-за ненадежности схем присоединения и потерь, которые связанны с ее транспортировкой. Результаты расчета, полученные с помощью разработанной программы оптимизации схем присоединения РИЭ в распределительных электросетях, представлены в табл. 2.
Анализируя результаты расчетов, можно сделать вывод, что возможность резервирования выдачи мощности РИЭ обеспечивает, при прочих равных условиях, увеличение доходов от реализации электроэнергии в пределах 5 -15%. Таким образом, обоснованным является оснащение Славянского комплекса РИЭ дополнительными средствами резервирования.
Заключение
Таким образом, трехуровневая иерархия АСУ обеспечивает высокую надежность и эффективность системы и, вместе с тем, дает существенное сокращение капитальных затрат на ее разработку и внедрение. Учитывая динамичность и пространственную разбросанность объекта управления автоматизированная система управления требует применения натурно-имитационного моделирования состояний ЛЭС и адаптивных алгоритмов поиска оптимальных решений, прогнозирования предаварийных ситуаций. Эти задачи частично решаются разработанным на основании теоретических результатов исследований, программным обеспечением.
Результатами расчетов потерь в электрических сетях с малыми ЭС подтверждено, что их значение зависит от способа подключения станций и выдачи мощности. В частности целесообразно присоединение малой ЭС непосредственно к распределительным электрическим сетям, а не к шинам питающих подстанций.
Литература
1. Jiang, J., Peyghami, S., Coates, C., et al. A Decentralized Reliability-Enhanced Power Sharing Strategy for PV-Based Microgrids. IEEE Transactions on Power Electronics. 2021. № 36(6). С. 7281-7293.
2. Gui, Y., Blaabjerg, F., Wang, X., et al. Improved DC-Link Voltage Regulation Strategy for Grid-Connected Converters. IEEE Transactions on Industrial Electronics. 2021. № 68 (6). С. 4977-4987.
3. Савенко А.Е., Рыбин А.Г. Влияние рассредоточенных источников электроэнергии на работу энергетического комплекса Темрюкского района. Вестник КГЭУ. 2020. № 2(46). С. 36-44.
4. 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. C.361-367.
5. 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.
6. Грачева Е.И., Садыков Р.Р. Исследование вероятностных характеристик систем электроснабжения // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2017. № 1-2. С. 95-101.
7. Banin U., Waiskopf N., Hammarstrdm L., et al. Nanotechnology for catalysis and solar energy conversion. Nanotechnology. 2020. № 32(4).
8. Martinez M.S., Nozik A.J., Beard M.C. Theoretical limits of multiple exciton generation and singlet fission tandem devices for solar water splitting. Journal of Chemical Physics. 2019. ;151(П):114Ш.
9. Sangwongwanich A., Blaabjerg F. Monte Carlo. Simulation with Incremental Damage for Reliability. Assessment of Power Electronics IEEE Transactions on Power Electronics. 2021. № 36(7). С7366-7371.
10. Lezhniuk P., Komar V., Rubanenko O. Information Support for the Task of Estimation the Quality of Functioning of the Electricity Distribution Power Grids with Renewable Energy Source. 2020 IEEE 7th International Conference on Energy Smart Systems, ESS 2020. Proceedings. 2020. С. 168-171.
11. Lezhniuk P., Komar V., Kravchuk S. Regimes Balancing in the Local Electric System with Renewable Sources of Electricity. 2019 IEEE 20th International Conference on Computational Problems of Electrical Engineering. CPEE. 2019. 8949118.
12. Lezhniuk P., Komar V., Rubanenko O., et al. The sensitivity of the process of optimal decisions making in electrical networks with renewable energy sources. Przeglad Elektrotechniczny. 2020. № 96(10). С. 32-38.
13. Лежнюк П.Д., Нетребский В.В., Никиторович А.В. Оптимизация распределения нагрузки между рассредоточенными источниками энергии в локальной электрической системе / Техшчна електродинамша. 2012. № 2. С. 38-39.
14. Савенко А.Е., Голубев А.Н. Обменные колебания мощности в судовых электротехнических комплексах /Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина. Иваново. 2016. 172 с.
15. Мещеряков В.Н., Черкасова В.С., Мещерякова О.В. Коррекция системы векторного управления асинхронным электроприводом. Системы управления и информационные технологии. 2015. № 3(61). С. 36-38.
16. Грачева Е.И., Горлов А.Н., Шакурова З.М. Анализ и оценка экономии электроэнергии в системах внутризаводского электроснабжения. Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2020. № 22(2). С. 65-74.
17. Грачева Е.И., Шакурова З.М., Абдуллазянов Р.Э. Сравнительный анализ наиболее распространенных детерминированных методов определения потерь электроэнергии в цеховых сетях. Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2019. №21(5). С. 87-96.
Авторы публикации
Савенко Александр Евгеньевич - канд. техн. наук, 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. Jiang J, Peyghami S, Coates C, et al. A Decentralized Reliability-Enhanced Power Sharing Strategy for PV-Based Microgrids. IEEE Transactions on Power Electronics. 2021,36(6):7281-7293, 9272881.
2. Gui Y, Blaabjerg F, Wang X , et al. Stoustrup, J. Improved DC-Link Voltage Regulation Strategy for Grid-Connected Converters. IEEE Transactions on Industrial Electronics. 2021;68(6):4977-4987, 9080581.
3. Savenko AE, Rybin AG. Influence of distributed sources of electric power on the work of the power system of the Temryuksk region. VestnikKSREU. 2020;2(46):36-44.
4. 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. 361-367.
5. Gracheva EI, Alimova AN, Abdullazjanov RJe. Analiz i sposoby rascheta poter' aktivnoj moshhnosti i jelektrojenergii v nizkovol'tnyh cehovyh setjah. Vestnik KSREU. 2018;4(40):53-65.
6. Gracheva EI, Sadykov RR. Issledovanie veroyatnostnykh kharakteristik sistem elektrosnabzheniya. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy. Problemy energetiki. 2017;1-2;95-101.
7. Banin U, Waiskopf N, Hammarstrdm L. Batista VS., et al. Nanotechnology for catalysis and solar energy conversion. Nanotechnology. 2020;32(4),042003.
8. Martinez MS, Nozik AJ, Beard M.C. Theoretical limits of multiple exciton generation and singlet fission tandem devices for solar water splitting. Journal of Chemical Physics. 2019;151(11):114111.
9. Sangwongwanich A, Blaabjerg F. Monte Carlo. Simulation with Incremental Damage for Reliability. Assessment of Power Electronics IEEE Transactions on Power Electronics. 2021,36(7):7366-7371, 9293165.
10. Lezhniuk P, Komar V, Rubanenko O. Information Support for the Task of Estimation the Quality of Functioning of the Electricity Distribution Power Grids with Renewable Energy Source. 2020 IEEE 7th International Conference on Energy Smart Systems, ESS 2020. Proceedings. 2020:168-171, 9159965.
11. Lezhniuk P, Komar V, Kravchuk S. Regimes Balancing in the Local Electric System with Renewable Sources of Electricity. 2019 IEEE 20th International Conference on Computational Problems of Electrical Engineering. CPEE 2019, 8949118.
12. Lezhniuk P, Komar V, Rubanenko O, et al. The sensitivity of the process of optimal decisions making in electrical networks with renewable energy sources. Przeglad Elektrotechniczny. 2020;96(10);32-38.
13. Lezhnyuk PD, Netrebskiy VV, Nikitorovich AV. Optimizatsiya raspredeleniya nagruzki mezhdu rassredotochennymi istochnikami energii v lokal'noy elektricheskoy sisteme. Tekhnichna elektrodinamika. 2012,2:38-39.
14. Savenko AE, Golubev AN. Obmennye kolebaniya moshchnosti v sudovykh elektrotekhnicheskikh kompleksakh. Ivanovskiy gosudarstvennyy energeticheskiy universitet imeni V.I. Lenina. Ivanovo, 2016. 172 p.
15. Meshherjakov VN., Cherkasova VS, Meshherjakova OV. Korrekcija sistemy vektornogo upravlenija asinhronnym jelektroprivodom. Sistemy upravlenija i informacionnye tehnologii. 2015;3(61):36-38.
16. Gracheva EI, Gorlov AN, Shakurova .M. Calculation of the economy of electric energy in industrial electrical supply systems. Power engineering: research, equipment, technology. 2020;22(2):65-74.
17. Gracheva EI, Shakurova ZM, Abdullazyanov RE. A comparative analysis of the most common deterministic methods for the calculation of electricity losses in industrial networks. Power engineering: research, equipment, technology. 2019;21(5):87-96.
Authors of the publication
Alexander E. Savenko - Kerch State Maritime Technological University. Email: savenko-70@mail.ru.
Alexander G. Rybin - Rosmorport Taman Department. Email: a.g.rybyn.rosmorport@mail.ru.
Получено
Отредактировано
Принято
15 марта 2021г. 29 марта 2021г. 05 апреля 2021г.
