Russian Federation
employee
Russian Federation
employee
Russian Federation
UDK 63 Сельское хозяйство. Лесное хозяйство. Охота. Рыбное хозяйство
GRNTI 68.01 Общие вопросы сельского хозяйства
GRNTI 68.85 Механизация и электрификация сельского хозяйства
A significant disadvantage of rural distribution electric grids of 0.4 kV is the lack of the ability to operate their configuration. This disadvantage leads to a decrease in the reliability of electricity supply and significant damage to rural consumers from interruptions in electricity supply. A promising direction is the introduction of distributed generation based on renewable energy sources (RES), electricity storage devices into the structure of rural electric grids and the construction of microgrids based on them. However, the issues of building rural microgrids have not been worked out today, the search for rational options for their structure is being conducted all over the world, the development of equipment for their construction is underway. Therefore, the purpose of the research presented in the article is to determine the tasks and strategies for operating the configuration of rural microgrids containing renewable energy sources (RES) based on the use of means of partitioning and reserving the electric grid, that is, means of controlling its configuration and means of monitoring the parameters of its operation modes. As a means of partitioning and reserving the electric grid, it is proposed to use multi-contact switching systems installed at the points of branches in the grid and equipped with sensors for the parameters of the grid operating modes. The use of multi-contact switching systems allows you to implement a flexible change in the grid configuration when changing its operating modes. Power supply sources are also equipped with sensors. The data from the sensors is transmitted to the virtual power plant, which monitors the operating modes of the grid and forms commands for controlling its configuration. This allows you to monitor the operating modes of grid sections and power supply sources, identify normal, emergency and post-emergency modes and make the necessary changes to the grid configuration in a timely manner. As a strategy for the operation of an electrical grid containing renewable energy sources and configuration operating tools, a strategy is proposed that assumes the maximum use of the energy generated by renewable sources when the restrictions are met – a given level of reliability of power supply to consumers and the quality of electricity supplied to them
SMART GRID, distributed generation, intelligent electric grids, multi-contact switching systems, distribution electric grids, operating modes, power supply systems for rural consumers
Введение. Обеспечение роста и модернизация сельского хозяйства невозможно без опережающего развития энергетической инфраструктуры. Оборудование распределительных электрических сетей и сельских электрических сетей характеризуется высокой степенью физического износа, а также морально устарело [1, 2]. Уровень автоматизации и цифровизации сельских электрических сетей номинальных классов напряжения 0,4, 6, 10, 35 кВ остается по-прежнему очень низким. Схемы электроснабжения в сети номинального напряжения 0,4 кВ по большей части тупиковые радиальные, радиальные с отпайками. Основным источником электроэнергии сельских сетей 0,4 кВ служат трансформаторные пункты 10/0,4 кВ, 6/0,4 кВ, источник питания, как правило, один, сетевое резервирование отсутствует [3]. Схемы электроснабжения сельских потребителей с несколькими источниками в большинстве случаев отсутствуют [4]. Такие обстоятельства приводят к снижению надежности электроснабжения объектов сельского хозяйства, ухудшению показателей качества электрической энергии, увеличению времени восстановления электроснабжения, возникновению ущерба от недоотпуска. Так, перерывы в электроснабжении часто превышают 72 ч в год, отклонение напряжения на вводах превышает 5 % более чем в 50 % случаев измерений по обращениям потребителей [5]. Эти обстоятельства делают актуальной задачу модернизации и развития систем электроснабжения потребителей сельскохозяйственной отрасли.
Необходимость обеспечения резервирования электроснабжения и установки независимых источников электроснабжения сельских потребителей, освоения новых источников питания на основе ВИЭ обозначена в «Стратегии устойчивого развития сельских территорий Российской Федерации на период до 2030 года» [5]. Основные подходы по созданию интеллектуальных распределительных электрических сетей обозначены в концепции РАН [7] о создании интеллектуальной электроэнергетической системы с активно-адаптивной сетью. В АО «Янтарьэнерго», дочерней зависимой организации ПАО «Россети», при содействии АО «ГК «Таврида Электрик» реализован пилотный проект по созданию интеллектуальных распределительных электрических сетей [14, 15], однако он направлен на интеллектуализацию централизованного диспетчерского управления распределительными сетями номинального класса напряжения 6, 10, 35 кВ и не предусматривает создания интеллектуальных электрических сетей номинальным классом напряжения 0,4 кВ, применения интеллектуальных устройств коммутационных устройств низкого напряжения 0,4 кВ, а также внедрения ВИЭ в сетях номинальным классом напряжения 0,4 кВ. Одной из наиболее интересных зарубежных работ по созданию микросетей электроснабжения сельских потребителей, можно назвать испанский проект «Smart Rural Grid» (рис. 1) [16, 17]. Ключевая идея проекта – построение сельских электрических сетей на основе широкого распространения устройств нового поколения интеллектуальных распределительных силовых маршрутизаторов (intelligent distribution power routers) IDPR [18]. Они представляют собой двухуровневые программно-аппаратные устройства. На аппаратном уровне IDPR – устройство силовой электроники одного класса номинального напряжения с электроприемниками, сочетающее в себе функции преобразователя напряжения, фильтра гармоник, устройства компенсации реактивной мощности, накопителя электрической энергии. На программном уровне IDPR осуществляет функции мониторинга и регулирования параметров электрического режима, связи с остальными IDPR и виртуальной электростанцией VPP (virtual power plant), управления коммутационными аппаратами для изменения топологии сети, накопителями и электроприемниками.
В то же время проект «Smart Rural Grid» не предполагает использования сетевых средств секционирования и резервирования, при повреждении общей сети потребители вынуждены получать питание от генераторов, установленных непосредственно рядом с ними и рассчитанных на резервирование всех потребителей. Это приводит к значительному завышению мощности генераторов, а, соответственно – перерасходу топлива. Кроме того, требования к надёжности электроснабжения потребителей различны и обеспечение всех их собственной генерацией избыточно, поэтому проект характеризуется невысокими технико-экономическими показателями.
В рамках намеченного общероссийского курса по цифровой трансформации экономики [6], одной из наиболее перспективных концепций развития систем электроснабжения сельских потребителей служит построение интеллектуальных активно-адаптивных распределительных электрических сетей [7], в том числе микросетей (microgrids) [8, 9]. Микросети – это сети низкого класса номинального напряжения 0,4 кВ (LV) с источниками распределенной генерации (DG) на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ), накопителями (ESS), контролируемой нагрузкой (DR), которая действует как единый объект по отношению к внешней сети и обладает способностью к изменению режима работы как параллельно, так и изолированно относительно внешней электрической сети (рис. 2).
При этом применение в качестве источников электроснабжения электрогенерирующих установок на основе ВИЭ имеет ряд следующих особенностей:
неравномерная выработка электроэнергии в течение суток, месяца, года, сильная зависимость от природно-климатических факторов (скорость ветра, интенсивность солнечного излучения, сток воды), трудности оперативного планирования режима [10];
необходимость использования накопителей электрической энергии;
при параллельной работе нескольких ВИЭ и накопителей в одной микросети необходимость изменения её конфигурации для поддержания качества электрической энергии и экономичности режима микросети;
необходимость автоматической ресинхронизации генерирующих установок.
Эффективно решить задачу построения микросетей можно путем использования коммутационных устройств нового типа – мультиконтактных коммутационных систем (МКС) [11, 12, 13]. Это коммутационные аппараты с несколькими (2 и более) независимо управляемыми контактными группами. Использование МКС в электрических сетях 0,38 (0,4) кВ даёт возможность автоматически изменять конфигурацию сети при изменении ситуации или по заданию оператора. В то же время необходимо сформулировать основные задачи, стратегию и указать основные сценарии управления конфигурацией микросетей, в том числе с использованием МКС.
В некоторых работах, рассматривающих математическое моделирование микросетей с накопителями электроэнергии [24, 25, 26], предлагаются стратегии управления, направленные на оптимизацию тарификации электроэнергии. В качестве целевой предлагается функция, отражающая минимизацию затрат пользователя микросети, зависящих от стоимости и количества электроэнергии, вырабатываемой различными источниками. Однако такая стратегия не всегда применима. Например, когда в микросети имеется только один ВИЭ, а в качестве второго источника электроснабжения используется внешняя электрическая сеть, это, в большинстве случаев, будет приводить к тому, что коэффициент использования ВИЭ будет очень низким, он будет простаивать большую часть времени. Это снижает эффективность их использования. Таким образом, разработка стратегий работы микросети и управления их конфигурацией актуальная задача.
Условия, материалы и методы. Объектом исследования служили микросети сельскохозяйственных потребителей. В качестве предмета исследования были проанализированы подходы к разработке структуры микросетей для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, содержащих накопители и ВИЭ, а также стратегии управления их конфигурацией. В качестве метода исследования использован аналитический обзор отечественных и зарубежных материалов по построению интеллектуальных систем электроснабжения и управлению режимами работы ВИЭ, работающих параллельно с распределительными электрическими сетями.
Результаты и обсуждение. Ключевым отличием подходов к построению микросетей сельских потребителей «Smart Rural Grid» можно считать применение МКС (мультиконтактных коммутационных систем), оснащённых системами мониторинга, контроля, учёта и управления, позволяющих контролировать ситуации в электрической сети и управлять её конфигурацией (рис. 3). Это позволяет гибко и оперативно изменять внутреннюю конфигурацию микросети; режим работы относительно внешней сети; переходить на изолированную работу; выполнять ресинхронизацию (сегментировать сеть); широко интегрировать в системы электроснабжения несколько источников электроэнергии на основе ВИЭ [19, 20] и накопители электрической энергии; обеспечивать управление нагрузкой микросети; соединять микросети между собой;
В общем виде режимы работы микросети сельских потребителей, как и любого электросетевого объекта, можно разделить на три основные группы – нормальный; аварийный; послеаварийный. Также можно выделить параллельный и изолированный режимы работы микросети относительно внешней сети.
Рассмотрим особенности управления перечисленными режимами подробнее. В нормальном режиме все потребители сельской микросети снабжаются электрической энергией, а значения технических параметров микросети и оборудования находятся в пределах длительно допустимых значений, имеются оперативные резервы мощности в накопителях. Электроснабжение осуществляется электроэнергией, вырабатываемой генерирующими установками микросети. При этом микросеть может работать как изолированно, так и параллельно с внешней электросетью, в зависимости от проектных характеристик. Соответственно, в таком режиме задачами изменения конфигурации микросети может быть адресное осуществление заряда накопителей при избыточной выработке электроэнергии; выдачи мощности накопителями при дефиците электроэнергии в микросети; экономически целесообразное изменение состава генерирующего оборудования и потребителей; обеспечение плановых ремонтов оборудования; переход от режимов работы параллельно с внешней сетью к режимам изолированной работы; другие обоснованные задачи.
В нормальном режиме происходит набор и сброс электрической нагрузки потребителей микросети в допустимых пределах, при этом регулирование параметров режима осуществляется посредством регулирования нагрузки; изменения параметров регуляторов частоты и возбуждения на генерирующих установках (например, для газотурбинных и газопоршневых установок, подключенных к микросети); изменения параметров частоты и выходного напряжения на выпрямителях, с помощью которых подключены генерирующие установки (ветровые, солнечные) или накопители; включения и отключения устройств компенсации реактивной мощности, устанавливаемых в сети; изменения параметров электрического режима по командам оператора внешней распределительной сети; другими способами регулирования [21].
Аварийный режим микросети характеризуется параметрами, выходящими за пределы требований технических регламентов. Возникновение и длительное существование аварийного режима представляют недопустимую угрозу жизни людей, повреждения оборудования микросети и ведёт к ограничению подачи электрической энергии. При этом аварийные режимы могут возникать как во внешней, так и во внутренней сети. Они могут быть вызваны повреждениями с последующими отключениями ЛЭП и оборудования; недопустимым отклонением параметров качества электрической энергии внутри микросети, например, снижением или повышением частоты напряжения сверх длительно-допустимых значений. При этом аварийные режимы внутри микросети не должны приводить к снижению параметров надежности и устойчивости электрического режима внешней энергосистемы и к развитию в ней аварии. Возникновение аварийных режимов, регулирование нормальных режимов требует управления конфигурацией микросети, направленного на автоматическую локализацию поврежденного участка сети или оборудования; переход на резервные источники для восстановления электроснабжения; ввод резервных источников и накопителей; отключение части потребителей для ликвидации недопустимого снижения частоты электрического тока; ликвидацию перегрузок внутренних связей микросети; отключение избыточных источников и накопителей; включение дополнительных потребителей и балластных сопротивлений для ликвидации недопустимого изменения частоты электрического тока; включение и отключение устройств компенсации реактивной мощности [22, 23].
В послеаварийном режиме микросеть находится после локализации аварии до установления нормального режима. Этот режим характеризуется сниженными требованиями к параметрам, по сравнению с нормальным режимом. В послеаварийном режиме по мере восстановления параметров происходят такие изменения конфигурации микросети, направленные на создание наиболее надежной схемы электроснабжения, как включение отключенных потребителей, включение неповрежденного оборудования микросети, возврат к проектному режиму работы относительно внешней энергосистемы (параллельно или изолированно), отключение или включение накопителей, отключение резервных источников, балластных сопротивлений, устройств компенсации реактивной мощности.
С учетом перечисленных особенностей управления режимами должны быть определены стратегии, разработаны сценарии и алгоритмы управления конфигурацией микросети. Целью стратегии видится максимальное использование источников ВИЭ с сохранением качества электроэнергии по частоте и напряжению для микросети, работающей в нормальном режиме изолированно относительно внешней распределительной сети. Целевой функцией управления в этом случае будет:
КИвиэ = 1-КИцэ → maximum, (1)
где КИвиэ – коэффициент использования ВИЭ;
КИцэ – коэффициент использования централизованного электроснабжения.
Ограничениями выступают:
Тпер ≤ Тпер.доп.; (2)
Тнекач.ээ ≤ Тнекач.ээ.доп. (3)
где Тпер – время перерывов в электроснабжении потребителей, ч/год;
Тпер.доп. – допустимое значение времени перерывов в электроснабжении потребителей, ч/год;
Тнекач.ээ – время несоответствия качества электроэнергии требованиям нормативных документов, ч/год;
Тнекач.ээ.доп – допустимое время несоответствия качества электроэнергии требованиям нормативных документов, ч/год.
Такая стратегия предусматривает управление конфигурацией микросети, направленное на максимальное обеспечение использования ВИЭ для электроснабжения потребителей. Переход на параллельный режим с внешней энергосистемой предполагается при исчерпании всех внутренних средств обеспечения безотказной работы, то есть ресурсов для обеспечения надёжности электроснабжения потребителей, а также поддержания частоты и напряжения в сети. Кроме того, должны решаться и перечисленные ранее задачи управления конфигурацией, направленные на управление в различных режимах работы сети.
Стратегия, выраженная в (1), предполагает несколько возможных сценариев, направленных на выполнение ограничений, касающихся обеспечения надёжности электроснабжения потребителей (ограничение (2)), получающих питание от микросети, и на обеспечение качества поставляемой им электроэнергии (ограничение (3)).
Рассмотри пример сценария по поддержанию такого значимого показателя качества электроэнергии, как частота тока в сети. Нормальный режим микросети характеризуется тем, что электроэнергии, вырабатываемой ВИЭ, достаточно для питания потребителей, подключенных к микросети и заряда накопителя. Поэтому осуществляется заряд накопителя и электроснабжение всех потребителей от ВИЭ. При этом частота сети и напряжение в сети находятся в пределах допустимых значений. Колебания напряжения и колебания величины электрических нагрузок микросети компенсируются с помощью воздействий системы автоматического управления генерирующих установок на основе ВИЭ в пределах их регулировочного диапазона.
Вследствие воздействия внешних или внутренних факторов (изменение климатических условий, аварийные отключения и тому подобное), а также исчерпания регулировочного диапазона ВИЭ, в микросети может возникнуть дисбаланс активной мощности, который может привести к повышению или снижению частоты в зависимости от соотношения меду величиной, потребляемой и вырабатываемой активной мощностью микросети
Для предотвращения снижения частоты на первом этапе включаются накопители для покрытия возникшего дефицита активной мощности. Если частота продолжает падать, то на следующем этапе возможно два сценария Первый – синхронизация с внешней сетью для покрытия возникшего дефицита активной мощности, второй – сохранение изолированного режима работы микросети и отключение части потребителей. Также возможна комбинация этих сценариев, предусматривающая сначала отключение наименее важных потребителей микросети с сохранением изолированного режима работы, а при продолжении снижения частоты синхронизация с внешней сетью и восстановление электроснабжения всех потребителей. Сценарий должен выбираться исходя из технико-экономического обоснования. При повышении выработки мощности ВИЭ, снижении потребления микросети происходит поэтапный возврат к проектному режиму работы. Включаются отключенные ранее потребители, микросеть отключается от внешней сети, при восстановлении диапазонов регулирования накопители переводятся в режим заряда.
Для предотвращения повышения частоты на первом этапе отключается часть генерирующих установок на основе ВИЭ и, возможно, включается дополнительная нагрузка для ликвидации возникшего избытка активной мощности, например, заряд накопителей. Если частота продолжает повышаться, то на втором этапе выполняется синхронизация с внешней сетью, отключение заряда накопителей и дополнительной нагрузки (исходя из экономической целесообразности) для обеспечения выдачи избыточной активной мощности во внешнюю электрическую сеть. При снижении выработки мощности ВИЭ, повышении потребления микросети происходит поэтапный возврат к проектному режиму работы. Включаются отключенные ранее генерирующие установки, микросеть отключается от внешней сети, отключаются дополнительные нагрузки при восстановлении диапазонов регулирования, накопители переводятся в режим заряда.
При реализации стратегии управления режимами микросети с целью максимального использования ВИЭ и с поддержанием в сети необходимых уровней частоты, мероприятия по предотвращению снижения или повышения частоты не должны приводить к недопустимому снижению или повышению напряжения. Для обеспечения реализации такой стратегии управления происходит многократное изменение конфигурации как внутри микросети, так и относительно внешней электрической сети.
Дальнейшая разработка этой тематики требует создания сценариев и алгоритмов управления конфигурацией микросети для поддержания в ней других показателей качества электроэнергии, решения вопросов синхронизации ВИЭ микросети с внешней сетью, а при использовании в микросети нескольких источников генерации – синхронизации их между собой и с внешней сетью. При сегментации электрических сетей на микросети возникают и вопросы синхронизации таких микросетей между собой [27, 28]. При работе в одной микросети нескольких источников накопителей и расположения потребителей в разноудаленных от источников мест, в микросети возникают реверсивные перетоки мощности. Это может привести к необходимости применения направленных защит (с пуском или блокировкой по напряжению), интегрированных в МКС. Кроме того, при реверсивных перетоках мощности и параллельном режиме работы микросети с внешней сетью, возникают проблемы коммерческого учета электрической энергии. Таким образом, возникает необходимость использования счетчиков электрической энергии с возможностью работы в двух направлениях [29].
Выводы. Анализ существующих подходов к построению микросетей выявил их недостатки, заключающиеся, прежде всего, в недостаточном применении способов и средств сетевого резервирования и секционирования. Предлагаемые проекты практически не рассматривают сети 0,4 кВ и обладают, предположительно, невысокими технико-экономическими параметрами. Стратегии управления микросетями, содержащими ВИЭ, предполагают в качестве целевой функции управления минимизацию тарифа на электроэнергию. Это может привести к простою ВИЭ и снижению коэффициента использования их установленной мощности. Предлагается построение микросетей с применением средств гибкого изменения конфигурации – мультиконтактных коммутационных систем и средств мониторинга, контроля, учёта и управления, что позволяет регулировать параметры электрических режимов микросетей в более широком диапазоне.
Предложена стратегия управления, целевой функцией которой служит максимальное использование ресурса ВИЭ, а ограничениями – условия выполнения требований надёжности электроснабжения потребителей и качества поставляемой им электроэнергии.
Реализация микросетей требует решения ещё достаточно большого круга как теоретических, так и практических вопросов, касающихся разработки новых средств мониторинга, контроля, учёта и управления в электрических сетях, технико-экономических обоснований стратегий управления микросетями, сценариев и алгоритмов такого управления.
1. Polozhenie PAO “Rosseti” “O edinoi tekhnicheskoi politike v elektrosetevom komplekse”. [Regulations of PJSC “Rosseti”On a unified technical policy in the power grid complex”]. (Utverzhdeno sovetom Direktorov PAO “Rosseti”, protokol ot 22.02.2017 № 252). [Internet]. PAO “Rosseti”. [cited 2021, June 10]. Available from: https://www.mrsk-ural.ru/public/upload/content/files/2019/tech_policy2019.pdf.
2. Roshchin OA. [Review of power supply systems for rural consumers]. Innovatsii v sel'skom khozyaistve. 2012; 2. 2-9 p.
3. Budzko IA, Zul' NM. Elektrosnabzhenie sel'skogo khozyaistva. [Power supply of agriculture]. Moscow: ENERGOATOMIZDAT. 1990; 490 p.
4. Vinogradov AV, Seifullin AYu. [Analysis of the concepts of building power supply systems for rural consumers containing several sources of electricity]. Vestnik NGIEI. 2020; 2 (105). 32-44 p.
5. Strategiya ustoichivogo razvitiya sel'skikh territorii Rossiiskoi Federatsii na period do 2030 goda. [Strategy for sustainable development of rural areas of the Russian Federation for the period up to 2030]. Utverzhdeno rasporyazheniem pravitel'stva RF № 151-r ot 02.02.2015. [Internet]. [cited 2021, June 06]. Available from: http://government.ru/docs/16757/.
6. Ukaz Prezidenta RF ot 7 maya 2018 g. N 204 “O natsional'nykh tselyakh i strategicheskikh zadachakh razvitiya Rossiiskoi Federatsii na period do 2024 goda”. [Decree of the President of the Russian Federation of May 7, 2018 N 204 “On national goals and strategic objectives of the development of the Russian Federation for the period up to 2024”. [Internet]. [cited 2021, June 06]. Available from: https://base.garant.ru/71937200/.
7. Fortova VE, Makarova AA. Kontseptsiya intellektual'noi elektroenergeticheskoi sistemy s aktivno-adaptivnoi set'yu. [The concept of an intelligent electric power system with an active-adaptive network]. Moscow: OAO “NTTs FSK EES”. 2012. [Internet]. [cited 2021, June 06]. Available from: https://publications.hse.ru/mirror/pubs/share/folder/mfl4voxwok/direct/73743691.
8. The U.S. Department of Energy (DOE) Microgrid Workshop Report. [Internet]. [cited 2021, June 06]. Available from: https://www.energy.gov/sites/prod/files/Microgrid%20Workshop%20Report%20August%202011.pdf.
9. Microgrids at Berkly Lab. About microgrids. [Internet]. [cited 2021, June 06]. Available from: https://building-microgrid.lbl.gov/about-microgrids.
10. Shiler MV, Rublevskii EI. [MicroGrid - the answer to the new challenges of the electric power industry]. Control Engineering Rossiya. 2017; 4 (70). 80-83 p.
11. Vinogradov AV. Kontseptsiya postroeniya intellektual'nykh elektricheskikh setei na baze primeneniya mul'tikontaktnykh kommutatsionnykh sistem. Aktual'nye voprosy energetiki v APK: Materialy Vserossiiskoi nauchno-prakticheskoi konferentsii s mezhdunarodnym uchastiem. [The concept of building intelligent electrical networks based on the use of multi-contact switching systems. Topical issues of energy in the agro-industrial complex: Proceedings of all-Russian scientific and practical conference with international participation]. Blagoveshchensk: Izdatel'stvo Dal'nevostochnogo gosudarstvennogo agrarnogo universiteta. 2019; 109-115 p.
12. Vinogradov AV. [Types of multicontact switching systems]. Agrotekhnika i energoobespechenie. 2019; 2 (23). 12-26 p.
13. Vinogradov AV, Vinogradova AV, Bol'shev VE. [A method of coding situations in an electrical network containing multi-contact switching systems and renewable energy sources]. Vestnik agrarnoi nauki Dona. 2019; 2 (46); 68-76 p.
14. Poviraev E. NTI “Enerdzhinet”. Kontseptsiya proekta “Tsifrovoi RES”. Opyt realizatsii: Yantar'energo”. [Concept of the project “Digital RES”. Implementation experience: Yantarenergo]. [Internet]. [cited 2021, June 06]. Available from: https://digitalsubstation.com/wp-content/uploads/2017/11/Tavrida-Elektrik-EnergyNet-TSPS-Kontseptsiya-TSRES.pdf.
15. Tsifrovoi RES - eto real'nost'. Press-reliz PAO “Rosseti”. [Digital RES is a reality. Press release of PJSC “Rosseti”]. [Internet]. [cited 2021, June 06]. Available from: https://www.rosseti.ru/press/news/?ELEMENT_ID=28960.
16. Smart rural grid. [Internet]. [cited 2021, June 06]. Available from: https://smartruralgrid.eu/ (data obrashcheniya: 10.06.2021).
17. Boehner V, Franz P, Hanson J. Smart grids for rural conditions and e-mobility. Applying power routers, batteries and virtual power plants. C6-308. CIGRE-2016 Session Papers & Proceedings. Paris. 2016. [Internet]. [cited 2021, June 06]. Available from: https://upcommons.upc.edu/bitstream/handle/2117/98927/C6-308.pdf?sequence=1&isAllowed=y.
18. Popel' OS, Fortov VE. Vozobnovlyaemaya energetika v sovremennom mire: uchebnoe posobie. [Renewable energy in the modern world: a tutorial]. Moscow: Izdatel'skii dom MEI. 2015; 450 p.
19. Rodionov RV. Energetika: problemy nastoyashchego i vozmozhnosti budushchego. [Energy: the problems of the present and the possibilities of the future]. Moscow: OOO NTs “ENAS”. 2010; 352 p.
20. Vinogradov AV, Vinogradova AV, Seifullin AYu. [The use of multi-contact switching systems with a bridge circuit for load regulation]. Agrotekhnika i energoobespechenie. 2020; 1 (26). 39-52 p.
21. Pashajavid E., Shahnia F., Ghosh A. Overload management of autonomous microgrids // 2015 IEEE 11th International Conference on Power Electronics and Drive Systems. Sydney: NSW, 2015. P. 73-78. doi:https://doi.org/10.1109/PEDS.2015.7203515.
22. Pashajavid E, Shahnia F, Ghosh A. Overloading conditions management in remote networks by coupling neighboring microgrids. 50th International Universities Power Engineering Conference (UPEC). Stoke on Trent, 2015. [Internet]. [cited 2021, June 06]. Available from: https://ieeexplore.ieee.org/document/7339874 (data obrashcheniya: 04.06.2021). doi:https://doi.org/10.1109/UPEC.2015.7339874.
23. Butkina AA. Matematicheskoe modelirovanie i optimizatsiya rezhimov raboty mikroseti s nakopitelyami elektricheskoi energii. dis… kand. tekhn. nauk. [Mathematical modeling and optimization of operating modes of a microgrid with electric energy storage devices. Dissertation for a degree of PhD. of Technical sciences]. Saransk. 2018; 170 p.
24. Belov VF, Butkina AA, Zankin AI. [Study of the conditions for the feasibility of a power supply system with electric energy storage devices]. Fundamental'nye issledovaniya. 2017; 9-1. 19-24 p.
25. Belov VF, Butkina AA, Shamaev AV. Modifikatsiya metoda roya chastits dlya resheniya zadachi optimal'nogo upravleniya nakopitelem elektricheskoi energii v mikroseti. XIV Ogarevskie chteniya: materialy nauchnoi konferentsii. [Modification of the particle swarm method for solving the problem of optimal control of the electric energy storage unit in a microgrid. XIV Ogarevskie readings: proceedings of a scientific conference]. Ch 2: Estestvennye nauki. Saransk: Izd-vo Mordovskogo universiteta. 2017; 103-109 p.
26. Susanto J, Shahnia F, Ghosh A. Interconnected microgrids via back-to-back converters for dynamic frequency support. [Internet]. Australasian Universities Power Engineering Conference (AUPEC). Perth: WA, 2014. [cited 2021, June 06]. Available from: https://espace.curtin.edu.au/handle/20.500.11937/40897. doi:https://doi.org/10.1109/AUPEC.2014.6966616.
27. Shahnia F, Bourbour S. A practical and intelligent technique for coupling multiple neighboring microgrids at the synchronization stage. Sustainable energy, grids and networks. 2017; Vol. 11. 13-25 p.
28. Glazunova AM, Aksaeva ES. [On the reliability of measurements in an electric power system with electric energy storage devices]. Elektrichestvo. 2020; 4. 44-51 p.
