Підвищення ефективності функціонування периферійних розподільчих електричних мереж

Здор, Євгеній Валерійович

Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7120

Назва:	Підвищення ефективності функціонування периферійних розподільчих електричних мереж
Автори:	Самойлик, Олександр Васильович Здор, Євгеній Валерійович
Ключові слова:	система електропостачання;математична модель;периферійні розподільчі електричні мережі;реконфігураціїя електричних мереж;відновлювальні джерела енергії
Дата публікації:	гру-2025
Короткий огляд (реферат):	У роботі проведено аналітичний огляд тенденцій і методів розвитку периферійних ізольованих електричних мереж, а також обґрунтовано потенційні способи підвищення їх ефективності. Показано, що реконфігурація мереж є ефективним методом оптимізації функціонування периферійних розподільчих систем. Проведене моделювання демонструє доцільність децентралізованої реконфігурації та ефективність доопрацьованих алгоритмів мультиагентних систем, що базуються на локальному контролі режиму та правилах поведінки агентів, для забезпечення надійності та оптимальної роботи мереж.
URI (Уніфікований ідентифікатор ресурсу):	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7120
Розташовується у зібраннях:	141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)

Файли цього матеріалу:

Файл	Опис	Розмір	Формат
ВКРМ_Здор.pdf Restricted Access		2.96 MB	Adobe PDF	Переглянути/Відкрити Запит копії

Показати повний опис матеріалу Перегляд статистики

Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.

Extracted text

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)

«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Валентин ТКАЧЕНКО
______________________
“_____” __________2025 р.

Кваліфікаційна робота
на здобуття ступеня вищої освіти магістра

на тему:
«Підвищення ефективності функціонування периферійних
розподільчих електричних мереж»

Виконав: здобувач вищої освіти 2 курсу, групи мЕСЕ–44
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)

Здор Євгеній Валерійович ____________
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис)

Науковий керівник к.т.н., доцент Олександр САМОЙЛИК ____________
(наук. ступінь, вчене звання Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) (підпис)

Нормоконтроль к.т.н., доцент Костянтин КЛЮЧКА ____________
(наук. ступінь, вчене звання Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) (підпис)

Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань.
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)

Черкаси 2025 р.
3

РЕФЕРАТ

Повний обсяг магістерської роботи складає 95 сторінок,
17 ілюстрацій, 1 таблиця, список використаних джерел, що містить 69
найменування на 10 сторінках.
Системи електропостачання віддалених периферійних ізольованих
територій відрізняються істотними особливостями, які в більшості випадків
не дозволяють безпосередньо використовувати для обґрунтування їх
розвитку методологію, розроблену для великих електроенергетичних систем.
У зв'язку з цим, і в Україні, і за кордоном почали розроблятися нові
методичні підходи та методи оптимізації розвитку периферійних ізольованих
систем електропостачання.
В сучасних умовах, враховуючи зростаючі вимоги споживачів до
надійності електропостачання та якості електроенергії, поява в структурі
генерації джерел з нестаціонарною генерацією потужності, можливості
широкого використання накопичувачів електричної енергії, можливості
управління електроспоживання, потрібно принципова модернізація
методології та методів обґрунтування розвитку периферійних ізольованих
систем електропостачання.
Суттєвим аспектом обґрунтування підвищення ефективності
периферійних розподільчих електричних мереж є врахування чинників і
умов, що реалізують принципи, методи і засоби управління, що забезпечують
підвищення ефективності, зокрема, активністю розглянутих електромереж.
При цьому під активністю систем електропостачання розуміється їх здатність
до автоматичного самовідновлення схеми і підтримці необхідних значень
параметрів режиму дією відповідних систем управління установками
розподіленої генерації і реконфігурацією електричної мережі.
Метою роботи є підвищення ефективності периферійних
розподільчих електричних мереж.
4

Для досягнення мети в магістерській роботі вирішено наступні
завдання:
Проведено аналітичний огляд тенденцій і методів обґрунтування
розвитку периферійних ізольованих електричних мереж. Виконане
обґрунтування потенціальних методів, способів та засобів підвищення
ефективності периферійних розподільчих електричних мереж. Проведений
аналіз показав, що для підвищення ефективності функціонування
периферійних розподільчих електричних мереж може використовуватися її
реконфігурація.
Проведені дослідження моделювання реконфігурації периферійних
розподільчих електричних мереж показали ефективність децентралізованої
реконфігурації і працездатність доопрацьованих існуючих алгоритмів
мультиагентних систем, заснованих на локальності контролю режиму і
наявності правил поведінки агентів.
Ключові слова: периферійні розподільчі електричні мережі,
реконфігураціїя електричних мереж, система електропостачання,
відновлювальні джерела енергії, математична модель.

5

ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ,
СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ………………………………………………….. 7
ВСТУП………………………………………………………………………. 8
РОЗДІЛ 1
МЕТОДИЧНІ ОСНОВИ КОМПЛЕКСНОГО ОБГРУНТУВАННЯ
РОЗВИТКУ ПЕРИФЕРІЙНИХ ІЗОЛЬОВАНИХ ЕЛЕКТРИЧНИХ
МЕРЕЖ ……………………………………………………………………… 11
1.1 Тенденції та проблеми розвитку периферійних ізольованих
електричних мереж…………………………………………….… 11
1.2 Завдання комплексного обґрунтування розвитку активних
периферійних ізольованих систем
електропостачання……………………….………………………. 19
1.2.1 Ієрархічний підхід до вирішення проблеми………… 19
1.2.2 Комплексність завдання забезпечення електроенергією
споживачів………………………………………………………… 23
1.3 Методичні підходи до вирішення завдань оптимізації
структури і параметрів активних периферійних ізольованих
електричних мереж ……………………………………………… 25
1.3.1 Багатокритеріальність завдання……………………… 25
1.3.2 Підходи підвищення ефективності функціонування
периферійних розподільчих електричних мереж……………… 27
1.3.3 Технології накопичувачів електричної енергії для
периферійних розподільчих електричних мереж……………… 31
1.4 Питання управління електроспоживанням в загальній
проблемі управління режимами активних периферійних
розподільчих електричних мереж……………………………… 34
Висновки до розділу 1……………………… 40

6

РОЗДІЛ 2
ЗАСТОСУВАННЯ РЕКОНФІГУРАЦІЇ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ ДЛЯ
ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ФУНКЦІОНУВАННЯ
42
ПЕРИФЕРІЙНИХ РОЗПОДІЛЬЧИХ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ……..
2.1 Реконфігурація електричної мережі в традиційних
електроенергетичних…………………………………………….. 42
2.2 Потенціал реконфігурації електричної мережі……………… 47
2.2.1 Формалізація умов і вимог до підсистем при поділі
електричної мережі і її відновлення…………………………….. 50
2.3 Потенціал управління при реконфігурації мережі………… 52
2.3.1 Комбінаторика схем РУ – основа ре конфігурації….. 56
2.3.2 Реконфигурация для зняття перевантаження елемента. 57
2.3.3 Реконфигурация для відновлення енергосистеми…… 60
2.4 Мультиагентна реконфігурація…………………………….. 62
2.4.1 Принципи побудови і роботи мультиагентной системи. 64
2.4.2 Правила при знятті навантаження……………………. 66
2.4.3 Правила при поділі мережі…………………………… 67
2.4.4 Правила при відновленні мережі……………………… 68
Висновки до розділу 2…………………………………………… 69
РОЗДІЛ 3
ДООПРАЦЮВАННЯ МЕТОДІВ МОДЕЛЮВАННЯ
МУЛЬТИАГЕНТНОГО УПРАВЛІННЯ РЕКОНФІГУРАЦІЇЄЮ
ПЕРИФЕРІЙНИХ РОЗПОДІЛЬЧИХ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ……. 71
3.1 Метод мультиагентної реконфігурації мережі при
перевантаженні елемента ………………………………………… 72
3.2 Метод мультиагентной реконфігурації мережі для
адаптивного розподілу енергосистеми…………………………. 77
3.3. Метод мультиагентної реконфігурації периферійної
розподільчої мережі при відновленні системи…………………… 82
Висновки до розділу 3…………………………………………… 84
ВИСНОВКИ……………………………………………………………….. 85
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ……………………………….. 86

7

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ,
СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ

ВДЕ – відновлювальні джерела енергії
ЕЕС – електроенергетична система
ЕМ – електричні мережі
ЛЕП – лінії електропередачі
МАС – мультиагентна система
МГ – мала генерація
ПАУ – протиаварійне управління
ПЛ – повітряна лінія
ПРЕМ – периферійні розподільчі електричні мережі
РМ – розподільчі мережі
РМГ – розподілена мала генерація
СЕП – систем електропостачання
СШ – система шин

8

ВСТУП

Актуальність роботи. Розвиток і модернізація існуючої
централізованої системи електропостачання (СЕП) та відповідних
електричних мереж (ЕМ) на окремих периферійних територіях України є
малорентабельним.
Для таких територій характерна наявність розосереджених
споживачів, електропостачання яких може забезпечуватися тільки за
допомогою децентралізованих джерел електроенергії. Слід зазначити досить
низьку ефективність таких систем, наявність проблем, пов'язаних з
віддаленістю розглянутих територій, а також низький технічний рівень
обладнання, що характерно для давно існуючих систем радянського і
пострадянського періодів.
У той же час, внаслідок використання нових технологій у побутових і
промислових споживачів, офісних і побутових приладів на комп'ютерній
основі, істотно зростають вимоги споживачів до надійності та якості
електропостачання.
Тому своєчасним і актуальним є вдосконалення і розвиток
методології та методів обґрунтування розвитку периферійних ізольованих
електричних мереж (ПІЕМ).
Останнім часом процес розвитку електроенергетичної системи (ЕЕС),
орієнтований на використання інноваційних, в тому числі інтелектуальних
технологій і засобів.
Системи електропостачання віддалених периферійних ізольованих
територій відрізняються істотними особливостями, які в більшості випадків
не дозволяють безпосередньо використовувати для обґрунтування їх
розвитку методологію, розроблену для великих електроенергетичних систем.
У зв'язку з цим, і в Україні, і за кордоном почали розроблятися нові
методичні підходи та методи оптимізації розвитку периферійних ізольованих
систем електропостачання.
9

У сучасних умовах, враховуючи зростаючі вимоги споживачів до
надійності електропостачання та якості електроенергії, поява в структурі
генерації джерел з нестаціонарною генерацією потужності, можливості
широкого використання накопичувачів електричної енергії, можливості
управління електроспоживання, потрібно принципова модернізація
методології та методів обґрунтування розвитку периферійних ізольованих
систем електропостачання.
Актуальним новим аспектом методології обґрунтування розвитку
периферійних розподільчих електричних мереж є врахування чинників і
умов, що реалізують принципи, методи і засоби управління, що забезпечують
підвищення ефективності, зокрема, активністю розглянутих електромереж.
При цьому під активністю систем електропостачання розуміється їх здатність
до автоматичного самовідновлення схеми і підтримці необхідних значень
параметрів режиму дією відповідних систем управління установками
розподіленої генерації і реконфігурацією електричної мережі.
З урахуванням сказаного:
Об'єкт дослідження – активні ізольовані периферійні системи
електропостачання.
Предметом дослідження є методи, способи та засоби підвищення
ефективності периферійних розподільчих електричних мереж.
Метою роботи є підвищення ефективності периферійних
розподільчих електричних мереж.
Для досягнення мети в магістерській роботі вирішуються такі
завдання:
1. Аналітичний огляд тенденцій і методів обґрунтування розвитку
периферійних ізольованих електричних мереж.
2. Обґрунтування потенціальних методів, способів та засобів
підвищення ефективності периферійних розподільчих електричних мереж.
3. Дослідження моделювання реконфігурації периферійних
розподільчих електричних мереж здійсненність децентралізованої
10

реконфігурації і працездатність доопрацьованих існуючих алгоритмів
мультиагентних систем, заснованих на локальності контролю режиму і
наявності правил поведінки агентів.
Елементи наукової новизни роботи містяться у запропонованому
доопрацьованому алгоритму дій агента при реконфігурації периферійних
розподільчих електричних мереж, а саме: для зняття перевантаження
мережевого елемента і при примусовому потокорозподілу.
Методологія і методи дослідження. В роботі використані
методологія системних досліджень в енергетиці, методи математичного
моделювання систем електропостачання, методи математичного аналізу,
методи дослідження надійності, комбінаторні методи вибору раціональної
конфігурації систем.

11

РОЗДІЛ 1
МЕТОДИЧНІ ОСНОВИ КОМПЛЕКСНОГО ОБГРУНТУВАННЯ
РОЗВИТКУ ПЕРИФЕРІЙНИХ ІЗОЛЬОВАНИХ ЕЛЕКТРИЧНИХ
МЕРЕЖ

Вивчення тенденцій розвитку систем електропостачання (СЕП) та
відповідних електричних мереж на перспективу на базі визнаної у всьому
світі технології інтелектуальної електроенергетичної системи (ЕЕС) з
урахуванням можливостей управління електроспоживання і істотного
підвищення вимог споживачів до надійності електропостачання та якості
електроенергії показує актуальність надання системам електропостачання
властивості активності, що реалізується шляхом автоматизації використання
в СЕП та ЕМ засобів забезпечення необхідних рівнів надійності
електропостачання та якості електроенергії.
Для периферійних ізольованих ЕМ, віддалених від систем
централізованого електропостачання, завдання ускладнюється
використанням джерел на відновлювальних енергоресурсах
(вітроенергетичних установок та сонячних електростанцій), що мають
нестаціонарний режим видачі потужності. Для зниження цієї
нестаціонарності доцільно використовувати накопичувачі електричної
енергії.

1.1 Тенденції та проблеми розвитку периферійних ізольованих
електричних мереж

Великі ізольовані системи, як правило, за багатьма своїми
параметрами і умовами функціонування наближені до властивостей
централізованої енергосистеми. Це пов'язано з тим, що в таких системах є
великі електростанції і мережі напругою до 110-220 кВ.
12

Середні і малі системи, як правило, забезпечуються електроенергією
від невеликих джерел енергії, в тому числі від дизельних генераторів,
газопоршневих установок тощо.
У багатьох роботах [1-4] проводиться техніко-економічна оцінка
енергопостачання периферійних ізольованих споживачів. Розглядаються
питання сучасного стану розвитку електропостачання периферійних
ізольованих територій. Наводиться економічне обґрунтування ефективності
підключення споживачів до централізованого енергопостачання, або
обґрунтування використання місцевих малих джерел енергії. Таким чином,
робляться висновки про доцільність централізованого та децентралізованого
електропостачання для різних територій в залежності від тарифів на
електроенергію і вартості палива. За результатами таких техніко-
економічних розрахунків можна зробити висновок про наявність досить
великої кількості віддалених територій, електропостачання споживачів яких
необхідно здійснювати від периферійних розподільчих електричних
мереж(СЕП).
На формування, розвиток і функціонування СЕП на периферійних
ізольованих територіях істотний вплив здійснюють такі особливості [4-7]:
• території мають велику площу з досить низькою щільністю
електричних навантажень, що призводить до підвищених витрат на
централізоване електропостачання за рахунок високої вартості
транспортування електроенергії ;
• недостатня освоєність даних територій, наявність переважно
невеликих поселень, що має на увазі невисокий рівень споживання
електроенергії і не дає можливість використовувати великі джерела
генерації;
• невисокий технічний рівень енергогосподарств з високим ступенем
зносу обладнання призводить до низьких економічними характеристиками
джерел генерації;
13

• складні природно-кліматичні умови цих регіонів також призводять
до низького рівня надійності енергозабезпечення споживачів.
Як зазначено вище, для таких територій характерна наявність
розосереджених споживачів, електропостачання яких може забезпечуватися
тільки за допомогою децентралізованих джерел електроенергії. У зв'язку з
цим комплексне розвиток периферійних розподільчих електричних мереж
для віддалених територій є важливим завданням. Рішення даного завдання
дозволить забезпечити споживачів електроенергією необхідно якості і з
необхідним рівнем надійності.
Одним із шляхів поліпшення забезпечення електричною енергією
віддалених периферійних ізольованих територій є пріоритетне використання
відновлювальних і місцевих енергоресурсів. Застосування такого підходу
вимагає проведення комплексного аналізу можливостей застосування
альтернативних варіантів енергопостачання і оцінки їх техніко-економічної
ефективності.
Широке застосування відновлювальних джерел енергії (ВДЕ) є
загальносвітовою тенденцією. Ці джерела виступають в якості альтернативи
традиційним джерелам енергії. Енергетичною стратегією на період до 2030
року, передбачено заміщення 5 млн тонн умовного палива традиційних
енергоносіїв за рахунок генерації за допомогою ВДЕ. Для досягнення даної
мети необхідний комплексний підхід до аналізу наукових, економічних і
технологічних аспектів застосування таких установок.
У зв'язку зі нестаціонарністю роботи електростанцій на базі ВДЕ
таких джерел повинні бути змінені підходи до розвитку периферійних
ізольованих СЕП. Слід враховувати необхідність накопичувачів
електроенергії, управління електроспоживання і активізацію ролі споживачів
в цьому процесі, а також високі вимоги споживачів електроенергії до якості
електроенергії та надійності електропостачання (внаслідок широкого
використання сучасної побутової, офісної та промислової техніки з
застосуванням електроніки і цифрових технологій).
14

У зарубіжній літературі зустрічається різна термінологія для
визначення периферійних ізольованих систем [8-12].
Деякими дослідниками відзначається, що в периферійних ізольованих
системах не обов'язково підтримувати строгі показники якості електричної
енергії. Але дане твердження виглядає спірним.
У роботах іноземних авторів проведені дослідження для ряду
специфічних випадків периферійних ізольованих СЕП [13-19]. Відмінності в
розвитку зарубіжних і української енергосистем є досить істотними.
Такими відзнаками, перш за все, є кліматичні умови, можливість
кваліфікованого технічного обслуговування складного обладнання і систем
управління, важкодоступність територій, відмінності в нормативно-правових
та законодавчих документах, технологічні особливості виробництва у
споживачів і ін.
Природно, виникають сумніви в доцільності прямого копіювання
західних концепцій в українських умовах. Однією з важливих особливостей
українських периферійних ізольованих СЕП є те, що в них переважає
навантаження промислових підприємств, а побутова навантаження займає
значно меншу частку. У зарубіжних периферійних ізольованих СЕП
найбільшу частку займає навантаження побутових споживачів, що також
накладає свої особливості при їх розвиток і функціонування.
Основними завданнями, які стоять при обґрунтуванні розвитку
периферійних розподільчих електричних мереж є наступні [18-24]:
• вибір типу і структури джерел генерації;
• вибір конфігурації та параметрів електричної мережі;
• оцінка надійності електропостачання;
• аналіз якості електричної енергії;
• аналіз режимів роботи електричної мережі.
Умовно завдання обґрунтування розвитку та оптимізації
периферійних ізольованих ЕМ можна розглядати у вигляді такої структури,
яка представлена в табл. 1.1.
15

Таблиця 1.1
Обґрунтування розвитку периферійних ізольованих систем
електропостачання
Завдання Вимоги
• Вимоги з боку споживачів
• Наявність паливних ресурсів
• Низькі капітальні витрати
Вибір типу і структури • Низькі експлуатаційні витрати
джерел генерації • Можливості безперебійного забезпечення
паливними ресурсами
• Кліматичні умови
• Вимоги по надійності
• Економічна доцільність
Вибір конфігурації і • Географічні особливості місцевості
параметрів мережі • Вибір числа і місця установки генераторів
• Вимоги щодо надійності електропостачання
Оцінка надійності • Відповідність нормативним вимогам по
електропостачання надійності
• Відповідність нормативним документам, що
Оцінка якості
пред'являють вимоги до якості електричної
електроенергії
енергії
• Відповідність вимогам технологічного процесу
Аналіз
у споживачів
електроспоживання
• Ефективність систем управління

Таким чином, завдання обґрунтування розвитку периферійних
розподільчих електричних мереж необхідно розбити на ряд підзадач, до
кожної з яких пред'являються певні вимоги. Кожна з представлених в
табл. 1.1 підзадач має свої методи вирішення і повинна розглядати окремо.
16

Але в той же час на увазі комплексності проблеми дані підзадачі
взаємопов'язані і необхідно при їх вирішенні враховувати їх взаємний вплив.
В периферійних ізольованих СЕМ в якості основних генеруючих
потужностей можуть бути використані:
• дизель-генератори;
• міні- і мікро-ГЕС;
• системи когенерації;
• накопичувачі електричної енергії;
• електростанції на біомасі;
• вітроенергетичні установки;
• сонячні електростанції;
• міні-АЕС;
• газотурбінні установки;
• газопоршневі установки.
Умовно ізольовані системи пропонується розділити на три види [27]:
• з використання виключно одного виду джерел генерації (наприклад,
тільки дизельний генератор, тільки вітрогенератори тощо);
• комбінована (гібридна) система;
• система з використанням накопичувачів електричної енергії.
Система із застосуванням виключно дизельних генераторів має ряд
переваг, перш за все, є найбільш надійною і дозволяє легше управляти
генерацією, але має ряд недоліків, зокрема:
• висока вартість палива і складність експлуатації;
• низький ККД при зниженому навантаженні, як правило, вона
повинна бути не нижче 80 % від номінальної; при зниженні номінального
навантаження до 50 % ККД суттєво знижується [24, 27];
• складність роботи при коливаннях навантаження, що дуже
характерно для периферійних ізольованих систем (навіть установка
декількох генераторів не може повністю виключити дану проблему, що
також підвищує вартість експлуатації);
17

• екологічні проблеми.
Очевидно, що система виключно з одним видом генерації з
використанням ВДЕ також є ненадійною через мінливості кліматичних умов.
Наприклад, застосування виключно сонячних електростанцій призводить до
залежності від довжини світлового періоду доби.
Об'єднання різних типів генераторів в одну систему дозволяє зробити
її більш стійкою.
Конкурентоспроможність різних типів генеруючих установок, в тому
числі на відновлювальних енергоресурсів, залежить від конкретних умов
(кліматичні характеристики, довжини світлового дня, вартість палива тощо).
Наявність накопичувачів дозволяє в ізольованій ЕМ підвищити
надійність такої системи, а також оптимізувати роботу генеруючих джерел
[28-30]. Нестаціонарний характер генерації при використанні ВДЕ також
робить істотний вплив на вибір джерел генерації. Використання
накопичувачів електричної енергії дозволяють згладити коливання при
виробленні електроенергії за допомогою відновлювальних джерел енергії.
Склад генеруючих потужностей вибирається, виходячи зі
специфічних вимог споживачів (наприклад, бурові установки у місцях
газовидобутку) і побутових, наявності паливних ресурсів (попутний газ,
велика кількість днів сонячного сяйва, вітрові характеристики). Оскільки
ізольована система також може включати в себе активних споживачів,
накопичувачі електричної енергії, то вона може представлятися як віртуальна
електростанція. Робота віртуальної електростанції забезпечується єдиною
системою управління режимами [30]. В цьому випадку віртуальна
електростанція має, перш за все, технічне призначення (регулювання
частоти, підтримка рівня напруги, підтримання необхідного якості
електричної енергії).
В периферійних ізольованих електромережах з'явилися нові чинники,
які необхідно враховувати при розвитку таких мереж. Причому вони
18

з'явилися як з боку генеруючих джерел, так і з боку споживачів електричної
енергії.
З боку споживачів з'явилися нові побутові та промислові приймачі
електричної енергії з підвищеними вимогами до якості електроенергії та
надійності електропостачання. З боку генеруючих джерел з'явилися нові
технології генерації, в тому числі газотурбінні і газопоршневі установки,
вітроенергетичні установки, сонячні електростанції тощо, а також
накопичувачі електричної енергії.
Поява сучасних технічних можливостей, в тому числі інтелектуальних
технологій і сучасного обладнання, дає можливість реалізувати принципи
активності периферійних ізольованих електромережах. Це принципово інша
ідеологія, заснована, в тому числі, на принципах самовідновлення
("самолікування") систем електропостачання за допомогою реконфігурації і
управління розподіленої генерацією. В результаті повинна змінитися
ідеологія побудови і функціонування майбутніх систем електропостачання, в
тому числі периферійних ізольованих, як активних систем.
Реалізація активності систем має на увазі наявність сучасних
інформаційно-комунікаційних систем і систем управління.
З технічної точки зору поняття активності системи
електропостачання, з точки зору розподільної електричної мережі,
розглянуто в [31-34] на основі наявних уявлень [34]. Доцільно його уточнити
і деталізувати наступним чином. Активність системи електропостачання на
увазі використання автоматичних засобів управління конфігурацією і
параметрами системи з метою:
• раціонального забезпечення вимог економічної ефективності
нормальних, ремонтних, післяаварійних і інших режимів (наприклад,
мінімум втрат активної потужності),
• надійності електропостачання споживачів (з точки зору зменшення
дефіциту потужності і недовідпуск електроенергії споживачам в аварійних
ситуаціях),
19

• якості продукції, що поставляється споживачам електроенергії (рівні
напруг, наявність гармонік і ін.).
Зазначені автоматичні засоби управління можуть бути реалізовані на
базі комутаційних апаратів з дистанційним управлінням, а також систем
управління джерелами розподіленої генерації [35-37]. При цьому повинна
бути забезпечена координація взаємодії активної системи електропостачання
з керуванням навантаженням. Наприклад, це може здійснюватися активними
споживачами, які мають можливість управління власним електроспоживання
балансується в темпі процесу, в тому числі використовуючи диференційовані
тарифи на електроенергію або поточну її ціну на спотовому ринку
електроенергії [37].

1.2 Завдання комплексного обґрунтування розвитку активних
периферійних ізольованих систем електропостачання

1.2.1 Ієрархічний підхід до вирішення проблеми
З огляду на масштаби периферійних ізольованих систем
електропостачання, всю сукупність вимог до їх розвитку та функціонування
для забезпечення економічності, надійності електропостачання та якості
електроенергії, і, як наслідок, високу трудомісткість моделювання всього
комплексу необхідних для детального обліку чинників і умов, доцільно
розглядати ієрархічний підхід до вирішення завдань обґрунтування розвитку
цих систем, використовуючи методичні рекомендації [35-37]. На підставі
узагальнення існуючого досвіду проектування систем електропостачання з
урахуванням ідеології ієрархічного підходу загальна проблема обґрунтування
розвитку таких систем представляється у вигляді трьох послідовних етапів:
1. Обґрунтування раціональної конфігурації периферійних
електричних мереж, що визначається взаємним розташуванням і
взаємозв'язком елементів в системі.
20

2. Комплексна оптимізація структури і параметрів системи
електропостачання з урахуванням вимог до її активності, надійності
електропостачання, якості електричної енергії і економічної ефективності
прийнятих рішень.
3. Дослідження умов функціонування майбутньої системи
електропостачання на основі детального аналізу її нормальних, аварійних,
післяаварійних і інших режимів роботи. Необхідною умовою є виконання
збільшених вимог до параметрів режимів, надійності електропостачання
споживачів і якості електроенергії з урахуванням конкретних засобів і
заходів щодо забезпечення активності системи електропостачання.
Зарубіжні розробки в цьому напрямку аналізуються в огляді [37].
Розглянуто питання планування підстанцій і мережевої структури як для
нормальних режимів роботи, так і для аварійних. Математичні моделі і
методи комплексної оптимізації структури і параметрів систем
електропостачання, в тому числі з урахуванням розподіленої генерації,
розглядаються в [38-41]
З точки зору розглянутої проблеми представляє інтерес, за допомогою
яких активних засобів і заходів може бути досягнуто виконання збільшених
вимог щодо надійності електропостачання споживачів і якості електричної
енергії з урахуванням економічної ефективності функціонування
периферійних розподільчих електричних мереж.
Надійність електропостачання споживачів визначається на основі
розрахунків надійності розподільної електричної мережі шляхом визначення
її слабких місць, по відношенню до яких доцільно рекомендувати заходи
щодо підвищення надійності електричної мережі і, в кінцевому рахунку,
надійності електропостачання конкретних споживачів. В роботі [42] для цієї
мети розглядається задача розрахунку режимної надійності розподільної
електричної мережі. Властивість активності систем електропостачання в
цьому випадку досягається за рахунок координованих дій дистанційно
керованих комутаційних апаратів з метою реконфігурації електричної мережі
21

в післяаварійних станах системи, а також систем управління установками
розподіленої генерації. Стосовно до проблеми розвитку системи
електропостачання потрібно вирішувати задачу про оптимальну розстановку
таких пристроїв з урахуванням невизначеності інформації на перспективу і
множинності зовнішніх умов розвитку електричних мереж.
Якість електроенергії для систем електропостачання, що працюють
паралельно з високовольтної електроенергетичною системою, визначається
рівнями напруги у вузлах схеми, наявністю гармонік напруги і струмів, різної
за величиною (несиметричною) навантаженням по фазах трифазної системи.
Для периферійних ізольованих ПРЕМ до цього переліку додаються вимоги
до рівнів напруги і частоти.
Основні проектні завдання в цієї складовій проблеми пов'язані з
оптимізацією складу, параметрів і розміщення зазначених пристроїв
безперервного і дискретного управління для додання властивості активності
розподільної електричної мережі.
Однією з поширених завдань забезпечення економічної ефективності
функціонування пасивних (що не містять джерел) систем електропостачання
є мінімізація втрат активної потужності в розподільній електричній мережі. У
разі наявності джерел розподіленої генерації додатково може мінімізуватися
витрата палива цими установками. Зазначені завдання в великій мірі мають
експлуатаційний характер, однак вони важливі і в плані розміщення
установок розподіленої генерації і комутаційних апаратів для розмикання
кільцевої структури електричної мережі, що є завданням розвитку. При
обліку активності споживачів завдання взаємодії периферійних розподільчих
електричних мереж і споживачів повинні вирішуватися спільно. Стосовно до
розподільчої електричної мережі одним з основних засобів управління є
реконфігурація мережі з використанням дистанційно керованих
комутаційних апаратів [53-55].
При оптимізації добових графіків навантаження енергоспоживання,
зокрема за участю активних споживачів використовується самостійний
22

критерій [74]. Таким чином, загальна задача, яка координує взаємодію
системи електропостачання і споживачів, є многокритеріальною.
З урахуванням викладеного, проблему дослідження умов
функціонування майбутньої активної системи електропостачання необхідно
розглядати в складі двох взаємопов'язаних груп завдань:
• оцінка виконання збільшених вимог до параметрів режиму за
умовами надійності електропостачання споживачів і якості електричної
енергії шляхом розрахунків відповідних режимів з урахуванням їх
економічної ефективності при заданих розрахункових умовах відповідно до
діючих методичних документів (державні та галузеві стандарти, методичні
рекомендації та ін.), а також зростанням вимог споживачів;
• в разі невиконання цих вимог, що зросли до параметрів режиму
обґрунтування необхідних коштів і заходів щодо введення параметрів
режиму в допустимі межі шляхом реконфігурації схеми системи
електропостачання та управління її параметрами в розглянутих вище
аспектах; при цьому вирішуються завдання вибору складу, параметрів і місць
розміщення засобів реконфігурації і управління параметрами схеми
(комутаційних апаратів, пристроїв, що компенсують різного призначення та
ін.).
Слід наголосити на необхідності координації різних завдань
обґрунтування засобів реконфігурації ПРЕМ, їх складу, параметрів і
розстановки з урахуванням реально багатоцільового використання цих
коштів. Критерієм при цьому може бути мінімум витрат на зазначені кошти
для всієї множини можливостей їх використання. На даний момент
досліджені різні підходи до формалізації окремих завдань даної групи [48,
49]. Координаційне завдання залишається поки практично недослідженим.
Розглянемо далі ключові аспекти реалізації викладеної методології.
Як зазначено вище, обґрунтування розвитку активних СЕП необхідно
вирішувати як багатокроковому завдання.
23

На рис. 1.1 представлена загальна схема обґрунтування розвитку
активних ПРЕМ у вигляді декількох етапів.
Послідовність вирішуваних завдань відповідає викладеної вище
ідеології. Слід лише звернути увагу на логічні умови, представлені на схемі і
дозволяють повертатися до попередніх етапах для уточнення рішень.
Особливістю даної схеми є те, що процес обґрунтування розвитку, що
реалізується на базі ідеології ієрархічного підходу, дозволяє детально
враховувати різноманітні фактори і умови.

1.2.2 Комплексність завдання забезпечення електроенергією
споживачів
В основному до складу периферійних розподільчих електричних
мереж входять наступні основні типи джерел генерації [41, 42]:
1.Такі, що працюють на традиційному викопному паливі.
2.Такі, що використовують ВДЕ в якості джерела енергії.
Перші мають стаціонарним характером роботи і при нормальному
(неаварійному) режимі не впливають на стаціонарність роботи системи.
В якості других найчастіше використовуються вітроенергетичні
установки і сонячні елементи. Для даних джерел генерації характерний
нестаціонарний режим роботи, який обумовлюється нестационарністью
джерел енергії (вітру і сонця). Нестаціонарний режим роботи
вітроенергетичних установок і сонячних елементів впливає на якість
електричної енергії і на надійність електропостачання споживачів. В
основному для нівелювання впливу нестацонарністі генераторів на базі ВДЕ
на вироблення електричної енергії застосовуються накопичувачі електричної
енергії.
На рис. 1.1 за результатами проведеного аналізу актуальної технічної
літератури представлено загальну схему обґрунтування розвитку активних
периферійних розподільчих електричних мереж.
24

Рис. 1.1. Загальна схема обґрунтування розвитку активних периферійних
ізольованих систем електричних мереж

Таким чином, важливим аспектом при розгляді обґрунтування
розвитку активних периферійних розподільчих електричних мереж є
комплексний підхід до вирішення таких завдань при врахуванні вимог якості
електроенергії, надійності електропостачання та ефективності
функціонування системи електропостачання і споживачів.

25

1.3 Методичні підходи до вирішення завдань оптимізації
структури і параметрів активних периферійних ізольованих
електричних мереж

1.3.1 Багатокритеріальність завдання
Найбільш важливим моментом при плануванні розвитку
периферійних ізольованих систем є оптимізація складу генеруючих джерел.
Тип і потужність кожного з компонентів системи впливає на безперебійність
та якість електропостачання. Очевидно, що на вибір складу генерації істотно
впливають вимоги споживачів електричної енергії.
Існують різні методи оптимізації генеруючих потужностей. В
основному для цих методів використовуються такі критерії: надійність,
економічність та екологічність [40].
Надійність електропостачання та вартість виробництва електроенергії
– два основних критерії, які використовуються для системного опису
ізольованої системи. У вартість виробництва входять капітальні витрати,
експлуатаційні витрати і екологічні витрати. Частково екологічний критерій
може бути врахований в економічних витратах у вигляді оплати за
негативний вплив на навколишнє середовище.
При наявності декількох критеріїв, за допомогою яких може
здійснюватися оптимізація структури генерації периферійних ізольованих
систем, це завдання необхідно вирішувати як многокритеріальну.
В даний час існує досить велика кількість методів розв'язання
багатокритеріальних задач [43-45]. У зв'язку з лібералізацією
електроенергетики, появою сучасних периферійних ізольованих систем,
розробки і дослідження в цьому напрямку отримали значний розвиток.
В роботі [43-45] розглянуто підхід до багатокритеріального
дослідженню розвитку електроенергетичних систем. Цей підхід, базуючись
на фундаментальних положеннях теорії корисності, дозволяє об'єднати різні
методи аналізу критеріїв в процесі обґрунтування рішень за умов різних
26

уподобань. У певних випадках можливе використання методу на основі
визначення множини Парето. Він застосовується для багатокритеріальних
задач, які містять кінцеве безліч можливих рішень і мають на цій множині
набір декількох критеріїв, які потрібно мінімізувати або максимізувати.
Багатокритеріальна задача часто зводиться до однокритерійним. Цей
підхід має на увазі використання суперкритерію у вигляді скалярної функції
векторного аргументу [45]:

q0 (x)= q0 (q1(x),q2 (x),...,qp (x)) , (1.1)

де q1(x),q2 (x),...,qp (x) – критерії;
x – альтернатива з безлічі X .
Вид функції q0 залежить від вкладу кожного окремого критерію в
загальний суперкритерію. Як правило, в цьому випадку застосовуються
адитивні і мультиплікативні функції виду:

p
q0 =i qi (1.2)
i=1

p
1− q0 =(1−βi qi ), (1.3)
i=1

де i і βi – вагові коефіцієнти.
Основною складністю цього методу є визначення вагових
коефіцієнтів i або βi . Є публікації [47 ], в яких описано використання
критерію з адитивною функцією при розрахунку приведених витрат. При
розрахунках в ці витрати були включені капітальні вкладення, поточні
27

витрати і збитки від перерв електропостачання. Може бути використаний
метод послідовних поступок.
В основі такого методу лежить постулат, що, як правило, окремі
критерії нерівнозначні і їх можна ранжувати в порядку значимості. Спочатку
вибирається найважливіший критерій, а інші критерії, що залишилися,
задаються у вигляді обмежень. І за таких умов для обраного критерію
вирішується оптимізаційна задача. Потім робиться поступка по знайденому
оптимуму першого критерію і оптимізується другий критерій. І так далі
ітераційно можна отримати рішення багатокритеріальної задачі.
Але для вирішення завдання комплексного розвитку активних
периферійних розподільчих електричних мереж при використанні
перерахованих вище методів оптимізації відсутнє ефективне узгодження. У
зв'язку з цим проблема багатокритеріальної оптимізації структури і
параметрів таких систем є актуальним завданням, яка вимагає нових підходів
до свого рішення.

1.3.2 Підходи підвищення ефективності функціонування
периферійних розподільчих електричних мереж
Завдяки інтеграції генерації на базі ВДЕ і іншим факторам,
планування активної периферійної розподільчої електричної мережі істотно
відрізняється від традиційної. Принциповою відмінністю є можливість
автоматичної реконфігурації електричної мережі [48].
Реконфігурація є важливою функцією яка, дозволяє змінювати
перетоки потужності в розподільних електричних мережах шляхом зміни
стану комутаційних апаратів, при цьому не порушуючи робочих обмежень.
Реконфігурацію доцільно використовувати для зменшення втрат,
балансування навантаження і відновлення системи в разі аварійних ситуацій
[46-48].

28

Для таких цілей доцільно використовувати автоматичні комутуючі
пристрої з дистанційним управлінням. Визначення оптимальної кількості
таких пристроїв і їх оптимальне розташування є важливим завданням при
плануванні розвитку активної розподільчої мережі.
Існує досить велика кількість робіт, присвячених плануванню
оптимальної розстановки комутуючих пристроїв для можливостей
реконфігурації розподільчої мережі. Зокрема для таких цілей застосовуються
евристичний алгоритм комбінаторного пошуку, який використовується для
визначення оптимального рівня мережевої автоматизації.
Також використовується метод аналізу ієрархій [49, 59] для
визначення місць установки дистанційно керованих перемикачів в
розподільних електричних мережах. Показано вплив різних правил
розміщення комутуючих пристроїв в розподільних мережах на різні
показники надійності.
В роботі [51] пропонується автоматична процедура розрахунку,
заснована на принципі оптимальності Беллмана для визначення
оптимального числа і положення автоматичних секціонувальних
комутаційних пристроїв для радіальних електричних мереж.
Авторами [52] пропонується модифікований алгоритм
стрибкоподібного зміни жаби для оптимального розміщення ручних і
автоматичних комутуючих пристроїв в розподільних мережах.
В роботі [53] використовується генетичний алгоритм для розміщення
уставок розподіленої генерації і дистанційно керованих комутуючих
пристроїв для підвищення надійності і зниження втрат.
Для визначення місць розміщення дистанційно керованих пристроїв
комутації і установок розподіленої генерації в розподільних мережах з метою
підвищення надійності авторами роботи [54] використовується мурашиний
алгоритм.

29

В роботі [55] запропонований підхід, заснований на поділі
електричної розподільчої мережі на кілька зон. Для вирішення проблеми
реконфігурації розподільної мережі дослідники запропонували опуклу
модель змішаного цілочислового програмування, яка дозволяє сформувати
мережу з мінімальними втратами. В роботі було використано цілочисельне
лінійне програмування для вирішення задачі реконфігурації мережі та
проведено зіставлення результатів з точним розрахунком потужності.
Автором роботи застосовано цілочисельне лінійне програмування для
лінеаризованого завдання визначення падінь напруги з урахуванням законів
Кірхгофа.
В роботі [56] розглянуто імовірнісний підхід до активної розподільної
мережі з урахуванням управління попитом для звичайної неізольованою
системи. Невизначеності, пов'язані з сонячною радіацією, навантаженням і
майбутнім зростанням навантаження, моделюються функціями щільності
ймовірності.
На думку автора даної роботи, цей метод одночасно зводить до
мінімуму загальні експлуатаційні витрати і загальні втрати в лініях.
Пропонуються активні схеми управління, включаючи узгоджене управління
рівнем напруги і адаптивне управління коефіцієнтом потужності. Для
генерування функцій щільності ймовірності застосований метод
моделювання Монте-Карло, а для вирішення задачі багатокритеріальної
оптимізації застосовується метод вагових коефіцієнтів. Запропонований
метод використовується для оцінки впливу введення генерації на основі
сонячних електростанцій на розподільну мережу з точки зору впливу
технічних і економічних аспектів. Крім того, пропонований метод дозволяє
оцінити технічні і економічні наслідки при реконфігурації розподільних
мереж.

30

Далі в роботах за участю цього ж автора був розвинений даний підхід
до активних розподільних мереж, але вже з огляду на велику частку
установок розподіленої генерації на базі ВДЕ, у тому числі розглянута
модель багатоступеневого планування активної розподільної мережі, в якій
присутні накопичувачі енергії. У запропонованій моделі розглядаються як
капітальні вкладення, так і експлуатаційні витрати. Також аналізується
підвищення надійності електропостачання за рахунок використання
накопичувачів. На кожному етапі планування умови роботи діляться на
кілька типових денних сценаріїв і екстремальний сценарій (випадок пікового
навантаження), які засновані на даних прогнозу. У запропонованій моделі
оптимізуються довгострокові рішення по плануванню системи, в тому числі
за рахунок додавання елементів і реконфігурації схем, впровадження
накопичувачів електричної енергії.
У цих публікаціях представлений аналіз різних підходів до
планування розподільчих електричних мереж.
Також в роботі доведено, що використання системи накопичувачів
енергії є ефективним способом підвищення продуктивності генераторів на
базі ВДЕ, і наводяться методи оптимізації таких активних розподільних
мереж. Запропоновано двоетапний метод для планування оптимального
складу установок розподіленої генерації з урахуванням накопичувачів
електричної енергії. На першому етапі визначають місця установки і
початкову потужність установок розподіленої генерації, а на другому етапі
визначаються оптимальні можливості установки таких генераторів для
максимізації інвестиційних переваг, стабільності напруги в системі і
мінімізації втрат в лініях. На другому етапі за допомогою мурашиного
алгоритму визначаються оптимальні по Парето рішення. Потім визначаються
місця і параметри накопичувачів електричної енергії.
Запропоновані підходи в повному обсязі задовольняють вимогам до
планування розвитку периферійних ізольованих систем, особливо з
урахуванням української специфіки. Зокрема, це відноситься до деяких
31

ізольованим районам з екстремальним кліматом і конкретними
географічними умовами, де є підвищені ризики і вимоги до ПРЕМ, в тому
числі з точки зору надійності електропостачання споживачів, істотно вище.
Тому необхідно враховувати характерні особливості і практичні
потреби периферійних ізольованих районів під час процесів планування ЕМ.
У зв'язку з цим, необхідний комплексний підхід, який дозволить розвивати
активність електричної мережі, в тому числі за допомогою реконфігурації, а
також управління електроспоживання балансується. Також важливим
моментом є застосування накопичувачів електричної енергії для активних
периферійних ізольованих систем електропостачання. Тому необхідно
розробити детальні моделі, які більш застосовні до таких ізольованим
системам.

1.3.3 Технології накопичувачів електричної енергії для
периферійних розподільчих електричних мереж
У роботі [56, 57] наводиться детальний аналіз різних технологій, що
використовуються для накопичувачів електричної енергії. Представлені різні
моделі і порівняльний аналіз різних технологій.
Основними типами накопичувачів електричної енергії є :
• батареї, де в якості технології зберігання використовується
електрохімічна енергія;
• супермаховики, в яких використовується енергія електромеханічної
системи;
• надпровідні магнітні котушки - зберігання енергії у вигляді
магнітного поля;
• електричні конденсатори, в тому числі суперконденсатори;
• гідроакумулюючи станції;
• накопичувачі на основі стисненого повітря.
Найбільш поширеною з огляду на хороших технічних характеристик і
можливостей накопичення великих обсягів енергії є технологія з
32

використанням батарей різних типів. Енергія зберігається у вигляді
електрохімічної енергії в наборі з декількох осередків, з'єднаних послідовно,
або паралельно, або за змішаною схемою, для досягнення необхідного рівня
напруги і необхідної потужності. Вони можуть забезпечити більшу
потужність для системи протягом короткого часу або видачу невеликої
кількості енергії для більш тривалого інтервалу.
Велика потужність може бути досягнута шляхом підключення більшої
кількості модулів.
Супермаховик – це електромеханічна система, яка зберігає енергію в
формі кінетичної енергії. Ця технологія дозволяє швидше накопичувати і
віддавати в мережу енергію, ніж технологія з використанням батарей.
Основними перевагами даної технології є :
• висока надійність;
• тривалий термін експлуатації (15-20 років);
• висока ефективність (90-95 %);
• велика кількість циклів "заряд-розряд" (від 10 000 до 100 000);
• відносно низька вартість;
• швидкий заряд і розряд.
З іншого боку, маховики мають відносно високі постійні втрати.
Система надпровідних магнітних котушок представляє собою
пристрій, який зберігає енергію в магнітному полі, генерований постійним
струмом, що протікає через надпровідну котушку при кріогенної
температурі. Ці накопичувачі має такі особливості:
• можуть виробляти електроенергію при номінальній потужності
протягом невеликої тривалості за часом;
• мають сильні магнітні поля;
• є дуже дорогими через необхідність підтримки надпровідності з
використанням кріогенної системи;
• безсумнівно, важливою особливістю є їх здатність заряджати і
віддавати назад в мережу велику кількість енергії за дуже короткий час;
33

• дуже великий життєвий цикл, що перевищує десятки тисяч циклів.
Суперконденсатори накопичують електричну енергію шляхом
накопичення позитивних і негативних зарядів на паралельних пластинах,
розділених діелектриком. Конденсаторная частина являє собою групу
електричних двошарових конденсаторів з підвищеною щільністю енергії.
Процес зарядки суперконденсаторів проходить значно швидше, ніж у
звичайних батарей.
Кількість циклів "заряд-розряд" складає понад 100000 разів, але такі
пристрої мають низьку щільність енергії. У зв'язку з цим, вони найбільш
застосовні для швидкодіючих циклів заряд-розряд. Переваги даної технології
полягає в тому, що суперконденсатори практично не вимагає технічного
обслуговування і не мають негативного впливу на навколишнє середовище.
Варто зазначити, що експлуатація суперконденсаторів досить проста і не
дуже дорога.
Гідроакумулюючі електростанції накопичують і віддають енергію,
переміщаючи воду між двома резервуарами на різних висотах, щоб
компенсувати високий і піковий попит. Дані накопичувачі енергії
відрізняються великою ємністю, але пред'являють великі вимоги до своєму
розташуванню.
Накопичувачі на основі стисненого повітря дозволяють створювати
потужний резерв енергії. Традиційно використовується компресор для
нагнітання стисненого повітря в підземні резервуари (зокрема,
використовуються геологічні розробки). Основною перевагою таких систем є
велика ємність. Обмежуючим фактором є наявність відповідних підземних
резервуарів.
Вибір типів (технологій) накопичувачів електричної енергії для
використання в периферійних ізольованих системах електропостачання
залежить від багатьох факторів: технічних, технологічних, економічних,
географічних, кліматичних і тощо.

34

1.4 Питання управління електроспоживанням в загальній
проблемі управління режимами активних периферійних розподільчих
електричних мереж

В даний час з появою нових засобів автоматизації систем
електропостачання істотно змінилася (спростилася) можливість управління
навантаженням споживачів. До такої технології перш за все необхідно
віднести "інтелектуальний облік", який дає можливість :
• знімати показання з лічильників електричної енергії;
• дистанційно керувати приладами обліку;
• аналізувати отримані з приладів обліку дані.
Інтелектуальний облік дає можливість мінімізувати витрати
споживачів, оскільки дозволяє отримувати дані з приладів обліку в режимі
реального часу. Це також знижує рівень комерційних втрат і дозволяє
виробляти дистанційний контроль роботи електричної мережі. Поява
технології інтелектуального обліку дозволяє перейти до управління
енергоспоживанням. Інтелектуальні пристрої, якими також є і засоби
моніторингу електроспоживання, дають можливість управляти режимами
споживання електричної енергії.
Графік навантаження ізольованою ЕМ складається з графіків
навантажень окремих споживачів електроенергії. Режими роботи
підприємств, їх технологічні особливості виробничої діяльності, а також
кліматичні особливості (температура навколишнього середовища,
освітленість тощо) визначають зміна навантаження у мережі. Можливо вплив
також і інших чинників.
Добовий графік навантаження ізольованою ЕМ визначається типом і
складом споживачів. Навіть при наявності істотної частки побутових
споживачів ранковий максимум зазвичай практично завжди менше
вечірнього, особливо в літній період. Традиційно в системах з переважанням
промислових споживачів є два явних максимуму: ранковий і вечірній.
35

Загальновідомо, що найбільш важливими точками графіка
електричних навантажень є режими максимальних і мінімальних
навантажень. Для периферійних ізольованих систем з їх відносно невеликим
набором і малою потужністю генерації ця обставина дуже важливо.
На практиці, в силу різних причин, ізольовані системи
електропостачання зазнають труднощів з покриттям добових максимумів
графіків електричних навантажень. Даний дисбаланс потужності може бути
покритий за допомогою введення нових генеруючих потужностей або
шляхом зміни конфігурації і параметрів графіків власної електричного
навантаження за допомогою зміни (деформації) графіків навантаження
споживачів, що входять в дану систему.
Основні способи регулювання добового графіка навантаження
докладно в описані, наприклад, у роботі [58]. Так, вирівнювання графіка
може бути виконано шляхом зміни часу роботи обладнання. Зокрема,
перекладом працює періодично енергоємного обладнання, з годин добових
максимумів навантаження на інший час. Вирівнювання графіків навантажень
може також досягатися за рахунок розподілу за часом пусків потужних
приймачів електроенергії, інтенсифікації їх виробництва напівфабрикатів
поза годин максимуму і створення запасів продукції. Ще одним способом
вирівнювання добових графіків навантаження може бути зміна часу початку і
закінчення змін. Також можливе застосування багатозмінного графіка роботи
підприємства і використання плаваючого графіка вихідних днів для
підприємств.
Детально розглянуті питання управління електричним навантаженням
і пропонується математична модель заходів з вирівнювання графіків
навантаження споживачів-регуляторів, яка включає в себе:
• модернізацію джерел електричного освітлення;
• переклад в режим регулювання електричного навантаження
промислових підприємств;
36

• використання в якості споживачів-регуляторів систем електричного
опалення з можливістю акумулювання теплової енергії.
У зарубіжній літературі такий напрямок з регулювання
енергоспоживання позначається терміном "управління попитом". Дана
технологія включає в себе дві складові: технічну (споживач-регулятор) і
економічну (попит, управління). У ряді країн з метою зменшення пікових
навантажень електроенергетичних систем застосовуються автоматизовані
системи управління попитом на електричну енергію. Вважається, що часовий
діапазон управління навантаженням становить від кількох секунд до кількох
годин. За допомогою створення єдиної інформаційно-комунікаційної системи
між споживачами управління буде здійснюватися з мінімальною часовою
затримкою.
В роботі [59] авторами детально розглянуті технічні, економічні і
соціальні можливості для управління балансом електроспоживання.
В даний час в рамках реалізації концепції інтелектуальних СЕП
управління попитом забезпечується на базі договірних відносин
енергосистеми зі споживачами електроенергії, які будуються на базі
економічних інтересів кожної зі сторін. Є можливість істотно змінювати
графіки електричних навантажень за рахунок виявлення приймачів, які в
сукупності, за рахунок зміни періодів їх роботи, дозволяють істотно
знижувати пікове навантаження енергосистем. До таких електроприймачів
можна віднести кондиціонери великих будівель різного призначення,
електроприводи насосів для зрошувальних систем тощо. Після проведення
аналізу та оптимізації електроспоживання енергозбутовими компаніями
розробляються програми управління попитом, встановлюються пільги і
знижки для споживачів, які беруть участь в таких програмах.
Одним з результатів реалізації концепції інтелектуальних електричних
мереж є надання можливості споживачам електричної енергії здійснювати
автоматизоване управління енергоспоживанням, і тим самим мінімізувати
37

витрати на оплату електроенергії. Дана технологія дозволяє споживачам
аналізувати своє електроспоживання і ефективно керувати ним [187, 188].
Останнім часом прийнято користуватися терміном "активний
споживач". У розглянутому в даній роботі випадку мова йде про управління
енергоспоживанням в ізольованій системі електропостачання, тому багато
принципів роботи систем, що мають активних споживачів мають таку ж
методологічну основу. Було дано визначення поняття активного споживача.
Під таким споживачем розуміється учасник роздрібного ринку
електричної енергії, який може самостійно приймати рішення про
можливість регулювання власного графіка електричних навантажень для
зменшення витрат на покупку електричної енергії (потужності). В цьому
випадку, основними механізмами, що включають активного споживача в
роботу інтелектуальної енергетичної системи, є методи економічного
стимулювання, в тому числі гнучкі тарифи на електричну енергію та
управління попитом.
Таким чином, в загальному плані під активним споживачем слід
розуміти учасника ринку електричної енергії, що має можливості відповідно
до своїх потреб оптимізувати свій графік електроспоживання. Цілями
оптимізації графіка навантаження активним споживачем можуть бути
зниження витрат на покупку електроенергії, або отримання доходу від її
продажу.
Розглянуті можливості, перспективи і права активного споживача
електроенергії в інтелектуальної енергетичній системі. В цьому випадку
споживача електричної енергії зі статусом активного необхідно розглядати як
партнера суб'єктів енергетики з точки зору забезпечення надійної роботи
електроенергетичної системи. Відзначено, що для вирішення завдання
управління попитом необхідна математична модель прийняття рішень.
Основною мотивацією активної поведінки споживача є можливість
самостійного прийняття рішення про величину споживання електроенергії в
конкретні періоди часу. Така поведінка можливо на базі аналізу балансу
38

інтересів і можливостей енергосистеми на основі інформації про поточні
ціни, обсяги поставок електричної енергії, забезпечення необхідних рівнів
надійності, якості електроенергії та ін..
В роботах [60, 61] сформульовані можливості активних споживачів
електричної енергії:
• може вибрати режими власного електроспоживання у відповідності
зі своїми виробничими планами або при забезпеченні електроенергією
домогосподарства шляхом оптимізації витрат на покупку електричної енергії
з зовнішніх ринків;
• має можливість вибирати ступінь своєї участі в наданні послуг для
енергосистеми, зокрема регулювання активних і реактивних навантажень
(потужностей);
• може регулювати умови завантаження власних потужностей для
можливості сформувати заявки на покупку або продаж електричної енергії на
оптовому і роздрібному ринках.
Для можливості взаємодії та автоматизації роботи
електроенергетичної системи і споживачів розроблені різні інтелектуальні
системи обліку і контролю електроенергії – лічильники електроенергії,
домашні дисплеї, інформаційно-комунікаційна апаратура тощо.
Проведений аналіз можливостей управління попитом в різних країнах
світу. Наводяться приклади застосування різних стимулюючих умов
споживачам для управління власним електроспоживання балансується. В
результаті застосування даної технології зменшуються мережеві втрати,
відбувається вирівнювання графіків навантажень за рахунок зниження
пікових навантажень енергосистеми, а також зменшуються витрати
споживачів на оплату електричної енергії. Також визнано, що ці програми є
більш ефективними і менш витратними, ніж будівництво нових
електростанцій.
Управління попитом – це, перш за все, комплексний підхід до
взаємодії з електроспоживачів. Даний підхід заснований на активній участі
39

споживача в формуванні та регулюванні навантаження. Слід виділити ряд
першорядних завдань, з досягненням вирішення яких з'явитися можливість
реалізовувати стратегію управління енергоспоживанням. Так, перш за все,
потрібно:
• зацікавити споживача брати участь в регулюванні власного графіка
навантаження шляхом надання йому тарифів, які дозволяють стимулювати
його активна поведінка;
• забезпечити своєчасною інформацією споживача електричної енергії
про величину тарифу в різні часові інтервали;
• дати споживачеві можливість самостійно приймати рішення про
рівні своєї участі в регулюванні графіків електричних навантажень.
Як показує досвід, основними механізмами, що включають активних
споживачів у функціонування інтелектуальних енергосистем, є перш за все
управління попитом і економічне стимулювання, в першу чергу гнучка і
добре продумана тарифна політика.
Є невелика кількість робіт присвячених управлінню попитом в
периферійних ізольованих системах електропостачання. Способи та методи
управління попитом в таких системах практично не відрізняються від
використовуваних у "великих" системах.
У разі ізольованої системи електропостачання з одним власником
генерації і навантаження рішення даної проблеми навіть дещо спрощується,
тому що у власника є адміністративний ресурс для регулювання
електроспоживання. Дана обставина дозволяє власнику ізольованої системи
електропостачання широко використовувати методику регулювання графіків
навантажень і скорочувати витрати не тільки на будівництво нових гарнір
потужностей, але і знижувати витрати на експлуатацію вже наявних, за
рахунок оптимізації їх роботи в більш ефективних режимах.
У зв'язку з вищевикладеним вкрай важливо враховувати можливості
управління балансуючим електроспоживанням в моделі комплексної
оптимізації структури і параметрів активної ізольованою ЕМ. При цьому
40

основним завданням є дослідження добових режимів периферійних
ізольованих систем і виявлення можливостей управління
електроспоживанням.

Висновки до розділу 1

Широке використання розподіленої генерації є однією з основних
тенденцій розвитку сучасних енергосистем.
Поява в розподільних електричних мережах безлічі
електрогенераторів радикальним чином змінює їх структурно-режимні
властивості. Пасивні мережі перетворюються в електроенергетичні системи.
Виникає необхідність підтримки стійкості режимів паралельної роботи
синхронних машин, управління режимами на основі децентралізованого
підходу, обмеження відключаються струмів короткого замикання з
відповідною технологічною та протиаварійної автоматики.
Використання традиційної (централізованої) технології оперативного і
автоматичного управління режимами в мережах з РМГ стримує розвиток
розподіленої генерації в силу високої вартості її технологічного приєднання.
Подолання вищевказаних труднощів потребує вирішення низки
завдань з розвитку адекватних новим умовам систем режимного і
протиаварійного керування ЕЕС на принципах, закладених в концепції Smart
Grid.
Можливість і наслідки порушень динамічної стійкості режиму при
паралельній роботі генераторів може мінімізуватися автоматичним
протиаварійним управлінням з розподілом і відновленням мережі.
Аналіз мультиагентних систем управління дозволяє зробити висновок
про те, що системи, засновані на штучному інтелекті, активно
застосовуються в електроенергетичній сфері. З огляду на непридатність
централізованих систем управління - технологія керованого розподілу і
відновлення, заснована на розподіленому підході, дозволить перейти на
41

набагато більш високий рівень ефективності периферійних розподільчих
електричних мереж.
В даний час технологія розподілу і відновлення електричної мережі
недостатньо вивчена з точки зору її застосування як нерозривного
послідовного процесу управління режимом, що забезпечує живучість
електричних мереж .
З огляду на те, що процес вибору перетину ділення і відновлення
енергосистеми є складним, має комбінаторний характер з великим числом
обмежень (в тому числі за програмними цілями учасників відносин), пошук
оптимальних дій доцільно здійснювати на основі технологій
мультиагентного управління.

42

РОЗДІЛ 2
ЗАСТОСУВАННЯ РЕКОНФІГУРАЦІЇ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ
ДЛЯ ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ФУНКЦІОНУВАННЯ
ПЕРИФЕРІЙНИХ РОЗПОДІЛЬЧИХ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ

2.1 Реконфігурація електричної мережі в традиційних
електроенергетичних системах і в мережах з синхронною розподіленою
малою генерацією

В даний час зміна схеми електричної мережі (реконфігурація) в
аварійних режимах використовується для зняття перевантажень елементів
мережі, збереження функціональності електростанцій, електропостачання
окремих районів при системних аваріях, забезпечення швидкого відновлення
системи. Реконфігурація мережі може здійснюватися як при збереженні її
цілісності, так і з поділом на незалежні підсистеми. Обмежуючими
факторами при виборі схем мережі є стійкість паралельної роботи
генераторів, навантаження і допустимість завантаження елементів мережі по
струму, відхилень напруги в вузлах мережі від номінального значення.
Розглянемо окремо завдання керованого розподілу і відновлення
схеми електричної мережі, а також зміни комутаційного стану мережі зі
збереженням цілісності енергосистеми, є одними зі складових процесу
реконфігурації.
Розподіл мережі. Розподіл енергосистеми як засіб протиаварійного
управління (ПАУ) для запобігання або ліквідації порушення стійкості, як
правило, здійснюється під час перехідного процесу шляхом відключення
лінії електропередачі (ЛЕП), що зв'язують окремі частини енергосистеми, або
відключенням міжшинних вимикачів на електростанціях і підстанціях.

43

Найбільш істотно ефективність розподілу проявляється при аварійних
збуреннях, пов'язаних з виникненням аварійних дефіцитів потужності в
приймальні частини системи. Воно запобігає виникненню асинхронного ходу
і підвищує ефективність використання таких засобів збереження стійкості, як
відключення генераторів і відключення навантаження. Превентивне розподіл
може використовуватися також для запобігання «перекидання»
навантаження при виникненні асинхронного ходу по мережах більш низької
напруги при аварійному відключенні шунтуючих їх ЛЕП високої напруги.
Для запобігання втрати власних потреб електростанцій (забезпечення
їх живучості) при неприпустимому зниженні частоти в енергосистемі, при
каскадних аваріях застосовується відділення електростанції на ізольовану
роботу з приблизно збалансованої навантаженням в заздалегідь певному
перетині або відділення енергоблоків на живлення власних потреб, так зване
частотне поділ. Каскадний розвиток аварії, як правило, відбувається в
результаті послідовного відключення дією релейного захисту або
протиаварійної автоматики ЛЕП і енергетичного обладнання, викликаного
виникненням неприпустимого режиму. В більшості випадків причиною
каскадної аварії є порушення стійкості [62].
Розподіл використовується для припинення асинхронного режиму в
перерізі, що зв'язує несинхронні частини. У традиційній ЕЕС розподіл на
несинхронні підсистеми виконується тільки в перетинах між великими ОЕС,
або між енергосистемами, що мають слабкі зв'язки. В результаті поділу
системи, як правило, утворюються не збалансовані за потужністю частини, і
в них відбувається балансування шляхом відключення споживачів,
генераторів.
В розподільних мережах (РМ), при втраті електропостачання від
живильної підстанції основної мережі також є можливість виділити
установку малої генерації (МГ) на близьку за потужністю навантаження, що
збереже електропостачання всіх або частини споживачів. Ця проблема в
англомовній літературі отримала назву «Islanding», вона досить активно
44

вивчається і має ряд складових, зокрема: визначення складу споживачів, що
підключаються до генератора при виділенні; розробка принципів і
конкретних пристроїв відповідної автоматики; врахування конкретних умов
роботи генераторів та інші.
Останнім часом з'явився ряд розробок, в яких робляться спроби
вирішення проблеми високої невизначеності режимів роботи розподіленої
генерації на основі розподіленої системи диспетчерського управління з
використанням Інтернет-технологій. У зв'язку з цим з'явилося поняття
«віртуальна електростанція», яка умовно об'єднує розподілену генерацію за
допомогою розподіленої Інтернет-системи управління.
Відновлення мережі. Одним з основних показників експлуатаційної
надійності електричних мереж є час відновлення електропостачання
споживачів при аваріях і режимних обмеженнях. Зниження його значення
при комбинаторном характері вибору стану зв'язків з перевіркою
допустимості режиму мережі в умовах жорсткого обмеження часу на
прийняття рішення є непростим завданням. При наявності розподіленої
генерації порушення нормального режиму може привести до поділу мережі
на «острова», що включають джерела РМГ, що забезпечують
електроенергією найбільш відповідальних прилеглих споживачів, при цьому
процес відновлення нормального режиму істотно змінюється. Розглядається
метод динамічного програмування для оптимізації даного процесу. Система
підтримки процесу відновлення розглядається як мультиагентна система [63].
Відомі дослідження по відновленню електричних мереж з
розподіленої генерацією засновані на використанні методів теорії графів і
комбінаторної математики, бази знань, що формується шляхом моделювання
безлічі конфігурацій і режимів роботи мережі поза реального часу, і ін.
Розглядається також метод відновлення схеми електричної мережі шляхом
поєднання алгоритму обробки графів і попередньо навченої штучної
нейронної мережі [64,65]. Авторами розроблено та досліджено метод
оптимальної з точки зору мінімуму втрат реконфігурації розподільної
45

електричної мережі, що включає розподілену малу генерацію (РМГ), з
використанням евристичного алгоритму колонії мурах, а також розроблено
та досліджено алгоритм виділення «островів» в розподільної мережі з МГ
при втраті основного пункту живлення на основі методу формування
«осередків».
Зміна комутаційного стану мережі зі збереженням цілісності
енергосистеми. В даний час реконфігурація електричної мережі без
утворення несинхронних частин використовується наступним чином:
• як автоматики, яка відключає перевантажується елемент для
запобігання його пошкодження;
• при планових перемиканнях щодо зміни структури мережі, для
примусового зміни потокорозподілу потужності. Наприклад, для зняття
перевантаження одних повітряних ліній (ПЛ) або підвищення напруги в
районі, шляхом переведення частини навантаження, що живиться цими ПЛ,
на електропостачання від інших ЛЕП.
• в якості керуючого впливу на відключення ПЛ від автоматики
обмеження підвищення напруги, якщо ПЛ є джерелом реактивної
потужності, що призводить до неприпустимого підвищення напруги.
• планові односторонні включення ПЛ на холостий хід, для
підвищення напруги при відсутності інших засобів регулювання.
Таким чином, складна реконфігурація (з операціями з двома і більше
ЛЕП, системами шин СШ) в автоматичному режимі не використовується,
тобто автоматика дозволяє повноцінно адаптувати структуру електричної
мережі до поточних режимам відсутня.
Завдання реконфігурації електричної мережі в традиційних
електроенергетичних системах і в мережах з розподіленою малої генерацією.
Для подальшого розгляду існуючої технології реконфігурації мережі
сформуємо спеціальну понятійну групу.
Функціональність - набір і якість функцій, що надаються системою .
Функціональність ЕЕС полягає в її здатності здійснювати електропостачання
46

споживачів, забезпечувати необхідні надійність і якість електроенергії.
Забезпечення функціональності пов'язано з наявністю достатніх резервів
потужності і палива (або води) на електростанціях. Крім того, в структурі
генеруючих потужностей повинні бути передбачені в необхідному розмірі
маневрені потужності, що дозволяють забезпечити покриття змінної частини
графіка навантаження системи.
Частина і ціле – філософські категорії, що виражають відношення між
певною сукупністю елементів, що утворюють функціональність (в
системному підході – система, елемент (підсистема)).
Цілим в нашому випадку є ЕЕС, частиною – фрагмент ЕЕС, що не
володіє необхідною функціональністю (аж до повного погашення частини).
Підсистемою будемо вважати частину, що володіє тією ж функціональністю
що і ціле, з допущенням про зниження якості функціональності.
Живучість визначається як «здатність енергосистеми протистояти
ланцюжному розвитку аварійних режимів», є складовою частиною
комплексного поняття надійність.
Концептуально можна відзначити, що в традиційній енергетиці, з
концентрованою генерацією, надійність та якість електропостачання
споживачів, забезпечується за рахунок цілісності структури і режиму
системи (стійкості паралельної роботи всіх електростанцій). Для цього
накладаються обмеження по переданої по ЛЕП потужності у вигляді запасів
пропускної здатності, а також потрібна наявність складної системи
протиаварійного керування. У традиційній ЕЕС функціональність
енергосистеми приблизно на 90 % забезпечується за рахунок збереження
цілісності і на 10 % за рахунок живучості. В існуючих енергосистемах
розподіл і відновлення мережі належить до виключних заходів впливу на
режим.
В енергосистемах з розподіленою генерацією надійність і якість
енергопостачання в не меншому ступені визначаються здатністю системи до
збалансованого розподілу і відновленню цілісності системи [66].
47

Функціональність в значній мірі може забезпечуватися зміною конфігурації
електричної мережі з виділенням збалансованих підсистем на ізольовану
роботу. При цьому функціональність може забезпечується на 90% головним
чином за рахунок підвищення живучості.
У традиційній ЕЕС ціле є носієм надійності і економічності. В ЕЕС,
що функціонує відповідно до концепції керованого розподілу і відновлення
мережі, ЕЕС підтримується як ціле, що складається з підсистем. При цьому
ціле є носієм економічності, а кероване розподіл і відновлення - забезпечує
надійність.

2.2 Потенціал реконфігурації електричної мережі

Існуюча концепція розвитку і експлуатації енергосистем припускає
інваріантність до режимам схеми комутації мережі. Вже було зазначено, що
дана концепція має недоліки, в числі яких необхідно відзначити схильність
системи до каскадному розвитку аварій зі зниженням надійності
електропостачання споживачів. Однією з причин зазначених недоліків є
нерозвиненість адаптивності ЕЕС до постійно змінюваних схемно-режимних
умов. У проведеному в [66] дослідженні застосування концепції
самоорганізованих ЕЕС, з оцінкою системної ефективності, показана
можливість значного підвищення надійності електропостачання споживачів
по відношенню до систем з неадаптівной структурою.
В ЕЕС з розподіленою генерацією її функціональність багато в чому
визначається здатністю системи до збалансованого розподілу і відновленню
цілісності системи [67, 68].
Використання реконфігурації мережі при управлінні режимами ЕЕС
передбачає постановку і рішення задачі по визначенню необхідних змін у
схемі комутації електричної мережі.
Завданням реконфігурації мережі є забезпечення необхідної
функціональності ЕЕС (рис. 2.1).
48

Для забезпечення функціональності енергосистеми в залежності від
характеру її зниження реконфігурація мережі може вирішувати такі завдання:
• недопущення та зняття перевантаження елементів мережі за
рахунок примусового потокорозподілу;
• забезпечення надійності енергопостачання як за рахунок
примусового потокорозподілу, так і за рахунок дезінтеграції та інтеграції
підсистем.

Рис. 2.1. Тріада основних функцій управління ЕМ

49

Реконфігурація ЕЕС зі зниженою функціональністю здатна відновити
функціональність в повному обсязі або підвищити її рівень.
Слід зазначити два варіанти постановки задачі визначення схеми і
режиму мережі і два підходи до її вирішення.
Перша постановка полягає у формулюванні деяких загальних вимог,
яким повинен задовольняти режим ЕЕС.
Друга використовує мінімальні загальні вимоги і допускає наявність у
кожного з суб'єктів ЕЕС власних цілей і їх врахування при визначенні
режиму ЕЕС.
Кожне із завдань може вирішуватися як централізовано, так, і
децентралізовано. Однак, найбільший інтерес в мережах з РМГ – Smart Grid,
представляє її децентралізоване рішення. В цьому випадку можна говорити
про мультиагентне управлінні режимом ЕЕС, коли агенти кожного з суб'єктів
прагнуть переслідувати його власні цілі в рамках загальних правил [46].
Для ефективної участі локальних агентів у вирішенні системних
завдань необхідно виявлення класу вихідного режиму, яка можлива з
застосуванням експертних технологій (за вимірюваннями режимних
параметрів вузла і прилеглих ліній з контролем режиму району мережі).
Ідентифікуються 2 класу режимів:
• порушення у зовнішній мережі;
• порушення в контрольованому районі електричної мережі.
Ознаки порушення:
• у зовнішній мережі – відхилення частоти понад аварійно
допустимих значень, глобальне (в більш ніж одному контрольованому
районі) зниження напруги нижче аварійно допустимого значення або
підвищення вище допустимих значень через дисбаланс реактивної
потужності.
• в контрольованому районі електричної мережі: перевантаження
елемента мережі, перетину, локальне (тільки в контрольованому районі)
відхилення напруги від допустимих значень.
50

При зовнішньої причини порушення режиму реконфігурація мережі
повинна бути спрямована на розділення для збереження функціональності
району мережі при максимальному використанні наявних резервів генерації і
регулюючих ефектів навантаження в районі. При цьому для пошуку
перетинів ділення використовується базовий (попередній порушення) режим
потокорозподілу в контрольованому районі мережі (дії агентів вибираються
на основі попереднього потокорозподілу).
При порушенні режиму по внутрішньої причини використання
попереднього нормального режиму в контрольованому районі в загальному
випадку неможливо. Дії агентів, як правило, вибираються, використовуючи
інформацію про схему і режимі в темпі процесу [67, 68].
Обмежуючими факторами при виборі схем мережі є стійкість
паралельної роботи генераторів, навантаження і допустимість завантаження
елементів мережі по струму, відхилення напруги в вузлах мережі від
номінального значення.

2.2.1 Формалізація умов і вимог до підсистем при поділі
електричної мережі і її відновлення
Розподіл мережі. Обов'язковою умовою виділення підсистем на
ізольовану роботу є забезпечення в них балансу потужності при
допустимому рівні частоти, що виражається формулою (2.1):

Рг (f ) =Рn (f ) =Рн (f )+Р , (2.1)

де Рг (f ) – сумарна генерується активна потужність станцій (за
вирахуванням потужності, що витрачається на власні потреби); Рn (f ) –
сумарне споживання активної потужності; Рн (f ) – сумарна активна
потужність навантаження споживачів; Р – сумарні втрати активної
потужності.
51

При виділенні підсистем на тривалу роботу, для забезпечення
відповідної якості їх функціональності необхідно забезпечити достатні
резерви потужності на електростанціях, в тому числі і маневрені. Резерв
потужності, необхідний для забезпечення їх нормальної роботи визначається
відповідно до формули (2.2). Величина аварійного резерву потужності в
кожній з підсистем повинна визначатися відповідно до критерію N-1.

Рроз = Рав + Рнав + Ррем , (2.2)

де Рав – аварійний резерв; Рнав – навантажувальний резерв; Ррем –
ремонтний резерв.
Крім забезпечення збалансованості виділяється підсистеми, необхідно
виключати схеми поділу, що призводять до перевантаження устаткування по
току, перевищення допустимих перетоків потужності в контрольованих
перетинах і неприпустимим рівнем напруги

Iij  Iijдоп , (2.3)

Рперерізi  Рперерізi,доп
. (2.4)
Ui min  Ui  Ui max

У разі необхідності, розподіл можливо здійснювати на час не більше
допустимої тривалості існування режиму з відхиленням від допустимих
значень.
Відновлення мережі. Необхідною умовою синхронізації підсистем є
не перевищення різниці частот допустимого значення (2.5):

f = f1 − f2 = fдоп , (2.5)

де f1 , f2 – частоти в синхронізуються підсистемах; fдоп – допустима різниця
частот (в разі точної синхронізації дорівнює 0,1 Гц).
52

В ході операцій по відновленню схеми мережі слід контролювати
завантаження елементів мережі по струму (2.6), а також рівні напруги (2.7) з
метою уникнути неприпустимих режимів роботи мережі

Iij  Iij max , (2.6)

де Iij – струм гілки ij; Iij max – допустимий струм гілки ij,

Ui min  Ui  Ui max (2.7)

де Ui – напруга у вузлі i; Ui min , Ui max – мінімальне і максимальне допустимі
напруги у вузлі i [69].
У випадках, коли виділені підсистеми зберігають функціональність не
меншу ніж енергосистема, «острівна» конфігурація мережі може існувати
довго. Якщо функціональність знижується, наприклад, в разі невиконання
вимог за обсягом і структурі резервів в одній з підсистем, відновлення схеми
мережі повинно здійснюватися в мінімальні терміни.

2.3 Потенціал управління при реконфігурації мережі

В основній мережі ЕЕС реконфігурація може здійснюватися
централізовано (диспетчерським центром або централізованої
протиаварійного автоматикою) в умовах достатньої спостережливості
мережі. Однак, як було зазначено, управління в розподільній мережі повинно
бути децентралізованим, на основі мультиагентних технологій, так як в РМ
централізована реконфігурація неможлива в силу відсутності, в тому числі
через економічну недоцільність, спостережливості режимів, а також
величезної розмірності задачі і наявності, відмінних один від одного, цілей
учасників процесу [67, 68].

53

Рис. 2.2. Можливі варіанти реконфігурації ЕМ з перевантаженим
елементом

На рис. 2.2 показані приклади реконфігурації, в результаті яких
можливі наступні варіанти схеми ЕЕС:
• I – з поділом ЕМ на підсистеми, для підвищення
функціональності ЕЕС в порівнянні з вихідним значенням;
• II – зі збереженням цілісності ЕМ, з примусовим
потокорозподілом для підвищення функціональності ЕЕС,
де Ф0 , Ф – рівні функціональності в вихідному режимі і режимі після
реконфігурації.
Так як в концепції керованого розподілу і відновлення
функціональність ЕЕС не пов'язана зі стійкістю, можна зробити висновок про
значному вивільненні резервів пропускної здатності електропередач,
54

обмежених нормативними запасами стійкості. режими енергосистем
обмежуються тільки фізичною межею пропускної здатності мережі.
Принципи розподілу і відновлення мережі
Виділимо 3 основних принципи розподілу та відновлення мережі [67,
68].
Принцип 1. Ізольовані райони формуються вузлами генерації зі
збалансованою навантаженням.
Цей принцип широко використовується в традиційних енергосистемах
як оперативно, так і спеціальної автоматикою виділення електростанцій зі
збалансованою навантаженням в аварійних режимах.
При цьому можуть братися до уваги вимоги збереження конкретного
навантаження, наприклад, враховуватися категорії електроприймачів щодо
надійності електропостачання або умови договорів.
При наявності розвиненої схеми РУ на підстанціях (ПС), система
(мережа) з безліччю генеруючих вузлів може бути розділена на збалансовані
підсистеми багатоваріантно (рис. 2.3).
На рис. 2.3 показана загальна область, електропостачання споживачів
якої може бути здійснено від різних джерел генерації (споживачі можуть
увійти до складу різних підсистем) при різних варіантах розподілу системи.
В межах подібних областей, повинні прийматися рішення про варіант
поділу.

55

Рис. 2.3. Розподіл системи на підсистеми

Принцип 2. Ізольовані райони формуються вузлами цілісних районів
електроспоживання з забезпечує баланс генерацією.
При реалізації цього принципу виділення підсистем проводиться як зі
зв'язків, так, в значній мірі, і по вузлах генерації з поділом шин і розподілом
енергоблоків між ними.
Принцип 3. Ізольовані райони формуються домінуючими інтересами
суб'єктів.
Ізольовані райони формуються як за принципом 1, так і 2 в залежності
від домінуючих інтересів в підсистемах.

56

2.3.1 Комбінаторика схем РУ – основа ре конфігурації
Схеми РУ повинні задовольняти ряду загальних вимог.
Найважливішими з них є: надійність, оперативна гнучкість і економічність.
Для мереж Smart Grid особливого значення набуває властивість
оперативної гнучкості, безпосередньо визначає здатність мережі створювати
необхідні експлуатаційні режими за рахунок реконфигурирования мережі, як
одного з основних способів управління.
Оперативна гнучкість РУ і мережі в цілому оцінюється кількістю,
складністю і тривалістю оперативних перемикань. Потенціал реконфігурації
електричної мережі в значній мірі залежить від комбінаторних можливостей
схем РУ.
До теперішнього часу не формулювалися вимоги до РУ, що
забезпечують максимальну використання потенціалу реконфігурації мережі.
Визначимо вимоги до РУ для розвитку схемної адаптивності мереж при
здійсненні поділу та відновлення мережі.
Найбільш поширеними схемами комутації є: дві системи шин з
обхідний системою шин – 2СШ-ЗСШ, полуторна схема – 3/2 і схеми з двома
вимикачами на приєднання – 2/1. З огляду на, що ліквідація аварійного стану
значно прискорюється в схемах з найбільшою оперативної гнучкістю, яка
забезпечується виконанням перемикань вимикачами, в тому числі і засобами
автоматики, слід, що найбільш кращою з цієї позиції є схема 2/1.
Проведемо порівняння комбінаторних можливостей розподілу
приєднань по шинам.
Число можливих варіантів розподілу по шинам для схеми 2СШ-ЗСШ
дорівнює 1, так як всі приєднання зафіксовані по шинам і їх переклад вимагає
операцій з роз'єднувачами, що для цілей автоматичного (Протиаварійного)
управління неприйнятно, тому дана схема виключена з подальшого аналізу.
Число можливих варіантів розподілу по шинам для схеми 3/2 можна
обчислити за формулою (2.8):

57

A = 3n/2 . (2.8)

Число можливих варіантів розподілу по шинам для схеми 2/1 можна
обчислити за формулою (2.9):

A = 2n , (2.9)

де n – число приєднань,
З формул (2.8) і (2.9) видно, що комбінаторні можливості схеми 2/1
істотно вище, ніж у схеми 3/2. В якості базової схеми РУ переважно
приймати схему 2/1, для створення оперативної гнучкості мережі.

2.3.2 Реконфигурация для зняття перевантаження елемента
При експлуатації ЕЕС часто виникають ситуації, при яких неминуча
робота ЕЕС з перевантаженням будь-якого елементу мережі, зі зниженням
надійності або, інакше, при неповній функціональності в, так званих,
режимах підвищеного ризику. РПР може бути вимушеним заходом в
нормальних умовах (наприклад, з метою зниження неодружених скидів води
на гідроелектростанціях при сезонних паводків) або виникати в результаті
аварійної події в ЕЕС.
При цьому недостатність резервів потужності генерації або
пропускної здатності мережі стає причиною аварійного відключення
перенавантаженого елемента електричної мережі, щоб уникнути його
пошкодження, неготовність системи протистояти експлуатаційним збурень
за критерієм n-1 і може призводити до відключення споживачів.
Тривалість аварійного РПР визначається часом ліквідації
технологічного порушення, а вимушений РПР може існувати довго.
Можливість здійснення РПР, як правило, забезпечується ПА з
відключенням навантаження або генерації. Так, в разі цілісності системи і
58

відключення лінії в перерізі 1 або генератора в підсистемі 2 (для режиму
показаного на рис. 2.4 а) автоматика запобігання порушенню стійкості
виконає розвантаження перетину 1 за рахунок відключення навантаження в
підсистемі 2.
РПР може бути виключений, або пройдений з більшою
функціональністю при використанні превентивної реконфігурації
електричної мережі з мобілізацією «внутрішніх резервів ЕЕС».
Визначимо внутрішні резерви ЕЕС і можливі методи підвищення
функціональності за рахунок реконфігурації.
На рис. 2.4 б, в) показані приклади реконфігурації ЕЕС при
перевантаженні по струму або знижених запасах по стійкості в перетині 1.

Рис. 2.4. Поділ електроенергетична система

Відповідно до [66] допустимий перетікання по статичній стійкості з
нормативними запасами по активної потужності (Kр) в перерізі визначається
за формулою (2.10):

Р = Рпр (1−Рр )−Рнк Р = Рпр · (1-Кр) -ΔРнк, (2.10)

де Рпр – граничний по апериодической статичної стійкості перетік активної
потужності в перерізі; Р – перетікання в перерізі в розглянутому режимі,
59

Рнк – амплітуда нерегулярних коливань активної потужності в цьому
перетину.
При відсутності фактичних даних Рнк обчислюється за формулою:

РН1 РРнк = К  Н2 , (2.11)
РН1 + РН2

де РН1, РН2 – сумарні потужності навантаження з кожної зі сторін
розглянутого перетину; K – коефіцієнт, що дорівнює 1,5 при ручному
регулюванні і 0,75 при автоматичному регулюванні (обмеження) перетікання
потужності в перетині.
Після реконфігурації з поділом підсистеми 2 на дві підсистеми Рнк в
(2.11) знижується, тому що сумарна потужність підсистеми 3 менше
потужності вихідної підсистеми 2.
У разі виникнення небалансу потужності в підсистемі 4 необхідність у
відключенні споживачів може бути повністю або частково виключена за
рахунок використання регулюючого ефекту навантаження по частоті і
напрузі.
Так, при виділенні з підсистеми 1 тільки електростанцій для покриття
дефіциту в підсистемі 2 (рисунок 2.8 в), амплітуда нерегулярних коливань
активної потужності в цьому перерізі (за формулою 2.11) стає рівною 0, так
як РН1 = 0 . У результаті реконфігурації допустимий перетікання потужності
в перерізі може бути збільшений, а умова n-1 виконано за рахунок
використання регулюючого ефекту навантаження, тобто режим перестає
бути РПР.
Наприклад, при відключенні однієї з ЛЕП в перерізі 1 буде потрібно
зниження генерації в надлишкової частини, а балансує вплив на відключення
навантаження в приймальні частини буде знижено за рахунок регулюючого
ефекту [67, 68].

60

2.3.3 Реконфигурация для відновлення енергосистеми
Відновлення цілісності структури електричної мережі після
реконфігурації виконується для отримання економічного режиму роботи
енергосистеми. ОЕС забезпечує підтримку частоти в допустимих межах,
демпфує коливання потужності.
При включенні на паралельну роботу ізольованих підсистем
необхідним є дотримання умов методу точної синхронізації. для виключення
ризику втрати стійкості при роботі по слабких зв'язків, включення
відключених при розподілі комутаційних апаратів має здійснюватися
максимально одночасно. Комутації при відновленні не повинні приводити до
виходу режимних параметрів за допустимі межі.
У міру залучення холодного резерву потужності ізольовані
підсистеми або ОЕС можуть надавати один одному резерв потужності при
наявності дефіциту в одній з систем.
На рис. 2.5 показаний приклад реконфігурації при якій в підсистемі 2
на ПС3 є відключені споживачі.

Рис. 2.5. Схема роздільної роботи електричної підсистеми з РМГ

61

При появі резерву в ОЕС відновлення можна здійснити переведенням
цих знеструмлених ділянок підсистеми на паралельну роботу з ОЕС. Ділянка
підсистеми, що переведена на живлення від ОЕС, виділена штриховий лінією
на рис. 2.6. За рахунок зниження дефіциту поліпшуються умови для
подальшої синхронізації підсистеми з РМГ.

Рис. 2.6. Переведення частини навантажень розподільчої мережі на
паралельну роботу з ОЕС

«Симетричним» чином підсистема з РМГ може надавати підтримку
ОЕС, задіюючи власні резерви (рис.2.7).

62

Рис. 2.7. Переведення частини навантажень ОЕС на паралельну роботу з
розподільчою мережею

2.4 Мультиагентна реконфігурація

Для опису структури стандартного агента мультиагентної системи
введені такі терміни (наведені в глассаріі): агент, сусідній агент, дії агента,
контрольований район, ініціатор, учасник, величина нечутливості, запит,
дозвіл, відмова, зона прийняття рішення. До складу агента входять
експертний блок, база знань, засоби прийому / передачі інформації,
вимірювальні засоби, виконавчі пристрою, а також операторська панель -
human-machine interface – HMI, для управління Правилами (базою знань) [67,
68].
Експертний блок здійснює «міркування» в процесі вибору дії.
Міркування експертного блоку виконуються, грунтуючись на правилах.
База знань містить правила, яким підкоряються агенти і, виходячи з
яких, формується їх поведінку.
63

Засоби прийому та передачі інформації дозволяють отримувати,
ретранслювати або відправляти повідомлення, сигнали сусіднім агентам, а
також перетворювати дані в цифровий формат для подальшого аналізу
експертним блоком.
Засоби вимірювання забезпечують агента телеінформації і
телесигналізацією про параметри режиму і схеми.
Виконавчі пристрої забезпечують реалізацію керуючих команд зі
зміни режиму або структури електричної мережі надходять від агента.
Для виключення дій агентів, що суперечать загальноприйнятим
(взаємоузгоджених) обмеженням, вводяться «Правила погоджень дій»,
виконання яких є обов'язковим для всіх агентів мультиагентної системи
(МАС).
Раціональність поведінки агентів для досягнення власних цілей
досягається формуванням «Правил дій».
Правила узгодження дій і правил дій входять в базу знань експертної
системи присутньої в кожному агента. В якості моделі представлення знань
обрана продукційна модель. На рис. 2.8 показана укрупнена блок-схема
процесу поділу і відновлення мережі.

64

Рис. 2.8. Блок-схема процесу поділу і відновлення мережі

Прийняття рішень в МАС побудовано на основі хвильового способу
поширення запитів і підтверджень агентів в однорідному середовищі.

2.4.1 Принципи побудови і роботи мультиагентной системи
Основними принципами побудови МАС є [67, 68]:
• мінімальний обмін інформацією між агентами;
• локальність обміну інформацією (агенти обмінюються
повідомленнями тільки з суміжними агентами);
• локальність контролю режиму (агент має параметрами режиму
тільки в контрольованому районі);
• підвищення функціональності в зоні взаємодії при прийнятті
рішення кожним агентом.
Як правил погоджень дій (загальні правила) запропоновані наступні
правила:
65

1. Агент, який планує виконати дію в контрольованому ним районі,
повідомляє про це суміжних агентам, на зв'язках з якими відбудуться зміни
перетоків потужності більш допустимої величини (нечутливості), або
направляє їм повідомлення про виконані дії.
2. Агент виконує дії після отримання від суміжних агентів
повідомлень - «дозволів» на їх здійснення, або зберігає результат вже
виконаних дій при відсутності повідомлень - «відмов» від агентів.
Запропоновано наступні загальні і приватні правила дій роботи МАС:
загальні:
• робота МАС здійснюється циклічно, з запуском нового циклу
після кожного істотної зміни режиму;
• при вичерпанні власних можливостей агент, при необхідності,
«просить» допомоги у суміжних агентів;
МАС повинна виконувати наступні функції:
• реконфигурация електричної мережі для виключення або
зниження перевантаження мережевого елемента;
• розподіл електричної мережі на ізольовані підсистеми для
забезпечення живучості енергосистеми при значному зниженні частоти і /
або напруги;
• відновлення цілісності електричної мережі (паралельної роботи
електростанцій) після ліквідації причин, що призвели до відокремлення
підсистем на ізольовану роботу.
На відміну від наявних в даний час мультиагентних систем, в основу
мультиагентной реконфігурації електричної мережі покладені контроль
режиму прилеглого району мережі і загальні (єдині) принципи і бази правил,
а також відсутність центральних (координуючих) елементів. Підвищення
функціональності забезпечується за рахунок використання внутрішніх
резервів ЕЕС, до яких відносяться:
• регулює ефект навантаження по частоті і напрузі ;
66

• зменшення нерегулярних коливань, що збільшує допустимий
перетікання потужності ;
• завантаження незавантажених елементів для зняття
перевантаження мережевого елемента.

2.4.2 Правила при знятті навантаження
Алгоритми МАС на основі заданих агентам правил забезпечують
взаємодію агентів і наступні основні етапи роботи МАС:
При примусовому потокорозподіл для зняття перевантаження
елемента мережі:
1. Виявлення зниження функціональності - поява ініціатора.
2. Вибір ініціатором дії з набору доступних.
3. Напрямок ініціатором суміжних агентам запитів для отримання
дозволу на виконання намічених дій в контрольованому районі, відправка їм
повідомлень про зміни, що відбулися або напрямок їм запитів про надання
допомоги.
4. Перевірка суміжними агентами відсутності зниження
функціональності при намічених / виконаних діях. Суміжні агенти
інформують своїх «сусідів» в разі зміни режиму в контрольованих ними
районах більше величини нечутливості.
5. Передача повідомлення суміжними агентами ініціатору / учаснику
про дозвіл змін або ретрансляція повідомлень про виконані зміни суміжних
агентам.
6. При вирішенні усіма суміжними агентами - напрямок учасником
ініціатору повідомлення про можливе зниження перетікання на
перевантаженому елементі і вибір ініціатором учасника, а також направлення
йому команди на виконання дії.
7. Очікування учасником повідомлень-заборон від суміжних агентів
після виконаних дій. При наявності заборони - повернення до п. 2, з
переведенням перевіреного дії в набір недоступних.
67

7) Реалізація реконфігурації мережі та перевірка ініціатором
достатності виконаної дії. У разі недостатності повернення до п. 2.
Приватні правила для примусового потокорозподілу: основним
правилом є те, що пріоритет при реконфігурації віддається варіанту з
мінімальною кількістю комутацій.

2.4.3 Правила при поділі мережі
Основні етапи роботи МАС [67, 68]:
1. Виявлення зниження функціональності - поява ініціатора (ів).
2. Пошук перетину ділення.
3. Напрямок агентами суміжних агентам запиту для отримання
дозволу на виконання намічених / виконаних дій в контрольованому районі.
Суміжні агенти інформують своїх «сусідів» в випадку зміни режиму в
контрольованих ними районах більше значення нечутливості.
4. Напрямок суміжними агентами учасникам повідомлень-дозволів
або відправлення повідомлень з даними про виконані зміни агентам, які
перебувають в зоні прийняття рішень.
5. При вирішенні агентами або відсутності відмов синхронізація всіх
учасників і призначення часу для дій або збереження змін. При наявності
відмови - коригування перетину і повернення до п. 3.
6. Реалізація реконфігурації мережі.
Приватні правила:
1. Розподіл виконується агентами синхронно.
2. Розподіл проводиться після визначення перетину при якому
сумарне навантаження споживачів в відокремлюваної підсистемі не
перевищує сумарної потужності генерації.
3. При формуванні збалансованих підсистем пріоритет мають вузли
споживання, електрично найближчі генераторів.

68

2.4.4 Правила при відновленні мережі
Основними етапами роботи МАС при відновленні мережі є:
1. Виявлення відновлення функціональності агентами, вовлечѐннимі в
процес реконфігурації.
2. Ініціювання будь-яким агентом процесу відновлення.
3. Напрямок ініціатором відновлення сусіднім агентам запиту для
отримання дозволу на виконання намічених дій в контрольованому районі у
встановлений час.
4. Напрямок суміжними агентами учасникам повідомлень-дозволів
дій.
5. При вирішенні агентами або відсутності відмов, синхронізація всіх
учасників і призначення часу для дій. При наявності відмови - оповіщення
суміжних агентів про скасування відновлення і повернення всіх агентів до
п. 1.
6. Реалізація відновлення мережі.
Приватні правила:
1. Відновлення виконується агентами синхронно.
2. Відновлення цілісності мережі проводиться після ліквідації ознак
аварії.
3. Синхронізація суміжних (районів) підсистем дозволяється при
допустимих значеннях різниці їх частот і напруг.
В процесі реконфігурації агенти можуть виконувати дії самостійно
(без отримання дозволів на ці дії від сусідніх агентів) у випадках, коли
вироблені ними операції не призводять до зміни режиму в контрольованому
районі. Наприклад, в схемі РУ високої напруги, показаної на рис. 2.9, а, зміна
станів вимикачів в РУ НН не призводить до зміни потокорозподілу
потужності в контрольованому районі. У разі перевантаження одного з
трансформаторів і при наявності резерву на іншому можливе розвантаження
трансформатора за рахунок перерозподілу навантаження по шинах на стороні
НН (рис. 2.9, б).
69

Рис. 2.9. Приклад перекомутацій в РУ з вирівнюванням навантаження
трансформаторів без зміни потокорозподілу в прилеглій мережі

Розподіл по шинам в РУ ВН в загальному випадку змінює розподіл
потужності по прилеглим до ПС гілкам.

Висновки до розділу 2

Існуюча концепція розвитку і експлуатації електричні мережі
припускає інваріантність до режимів схеми комутації мережі, яка має
недоліки, такі як схильність системи до каскадного розвитку аварій і
зниження надійності електропостачання споживачів.
Для забезпечення функціональності периферійних розподільчих
електричних мереж її реконфігурація може використовуватися для
запобігання перевантаження елементів мережі, а також забезпечення
надійності та живучості ЕМ.
70

На відміну від традиційних енергосистем з концентрованою
генерацією, в мережах Smart Grid функціональність в значній мірі
забезпечується саме зміною конфігурації електричної мережі.
У розподільній мережі централізована реконфігурація неможлива в
силу відсутності відповідних засобів. Управління в периферійній
розподільній мережі повинно бути децентралізованим, на основі, наприклад,
існуючих мультиагентних технологій.
Проведений у розділі аналіз доводить можливості реконфігурації для
підвищення ефективності функціонування периферійних розподільчих
електричних мереж, при цьому у основу мультиагентної реконфігурації
електричної мережі повинні бути покладені контроль режиму мережі і
загальні (єдині) принципи і бази правил.

71

РОЗДІЛ 3
ДООПРАЦЮВАННЯ МЕТОДІВ МОДЕЛЮВАННЯ
МУЛЬТИАГЕНТНОГО УПРАВЛІННЯ РЕКОНФІГУРАЦІЇЄЮ
ПЕРИФЕРІЙНИХ РОЗПОДІЛЬЧИХ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ

Для розробки алгоритмів реконфігурації розподільної електричної
мережі визначимо можливі варіанти дій агентів для виконання загального
правила про підвищення функціональності в зоні взаємодії при прийнятті
рішення кожним агентом (не погіршення функціональності в контрольованих
зонах інших агентів) [70].
Можливі два варіанти на основі організації зворотного зв'язку агентів
як реакції на їх дії [67, 68]:
1) Відправлення ініціатором, учасником запитів на дозвіл дій до
реалізації запланованого дії.
2) Відправлення ініціатором, учасником запитів на дозвіл
реалізованих дій після реалізації дії.
У першому випадку у агентів повинні бути кошти моделювання або
оцінки планованого режиму, що може бути реалізовано на основі
експертного блоку, за допомогою його навчання, по реакціях режимних
параметрів на дії в експлуатаційних режимах.
У другому випадку рішення про відмову або дозволі виконаної дії
приймається після перевірки агентом відсутності неприпустимого зниження
функціональності в контрольованій ним зоні.
Для подальшого аналізу методів мультиагентного управління
реконфигурацией електричної мережі приймемо 2 підхід.

72

3.1 Метод мультиагентної реконфігурації мережі при
перевантаженні елемента

При перевантаженні мережевого елемента основним завданням МАС
є проведення реконфігурації, що приводить до зниження завантаження цього
елемента за рахунок дозавантаження розвантажених мережевих елементів, в
першу чергу шляхом ділення навантаження і ЛЕП по шинам.
У циклі аналізу режимних параметрів контрольованого району
мережі, агент виявляє зниження функціональності, в усуненні якого він
зацікавлений.
Даний агент стає «ініціатором» пошуку мультиагентною системою
варіантів реконфігурації.
В першу чергу ініціатор перевіряє наявність доступних йому дій
здатних знизити перевантаження. Такими діями можуть бути:
1) Включення обладнання, що знаходиться в резерві.
2) Зміна балансу потужності у вузлі зміною генерації.
3) Поділ вузла по шинам з різним балансом потужності (з попереднім
розподілом приєднань по шинам).
4) Відключення приєднань.
5) Комбінація 1-4 дій.
Схема РУ в процесі поділу по шинам перекомутується у залежності
від напрямку перетікання потужності на перевантаженому елементі.
Приклад можливої перекомутації наведено на рис. 3.1.

73

Рис. 3.1. Приклад можливої перекомутації

Для зниження перетікання по Л-1 до допустимого значення можна
перевести на 2 СШ частину навантаження відходять фідерів сумарною
потужністю рівної 20 МВт і саму Л-1, на 2 СШ - Л-2, залишок навантаження і
ЛЕП по яким потужність спрямована від ПС агента- ініціатора (Л-3). В
результаті можна отримати режим показаний на рис. 3.1 б). У разі
перевантаження Л-2 можна відключити Л-3.
Після реалізації дії, ініціатор направляє запит суміжних агентам, по
зв'язках з якими відбулася зміна перетікання більш значення нечутливості,
для отримання дозволу на збереження виконаних дій. На прикладі дії
показаного на рис. 3.1, при значенні нечутливості рівному 1 МВт, запити
направляються агентам вузлів, що пов'язують ініціатора по Л-1 і Л-2.
Далі суміжними агентами здійснюється перевірка відсутності
зниження функціональності при виконані дії. У свою чергу, суміжні агенти
інформують своїх «сусідів» в разі зміни режиму в контрольованих ними
районах більше значення нечутливості.
Обмінні потоки повідомлень містять дані про вузол, в якому сталася
реконфігурація (в тому числі один унікальний параметр, наприклад його
координати), і час, коли закінчилося зміна схеми РУ. Ці дані необхідні для
74

виключення обробки агентами повторних запитів, які інформують про одних
і тих же змінах, і припинення їх ретрансляції. Повідомлення ретранслюються
тільки тим суміжним агентам, по зв'язках з якими відбулися зміни
перетікання потужності більш значення нечутливості (в даному прикладі
10 МВА), з виключенням з аналізу агента, від якого було отримано
повідомлення. Процес поширення повідомлень із запитами і відповідями на
них у вигляді «дозволів» або «відмов» завершується в вузлах агентів в
контрольованих районах яких зміна перетікання було менше значення
нечутливості.
При виявленні порушень обмежень, агент, що це виявив, повідомляє
про відмову агенту, який направив йому запит. Далі відбувається передача
повідомлення-відмови агенту, що виконав дію. Прийнявши повідомлення-
відмова, агент скасовує виконані дії та відновлює вихідну схему мережі або
режим виробництва-споживання електроенергії.
При відсутності у ініціатора повідомлень «відмов», результат дії
зберігається. У разі вичерпання доступних ініціатору дій він направляє
повідомлення суміжним агентам з проханням надати допомогу по
розвантаженню пов'язують їх елементів. Подальші дії суміжних агентів
аналогічні початковим дій ініціатора.
Після виконання дій, ініціатором здійснюється перевірка відсутності
перевантаження. У разі недостатності робота МАС повторюється.
На рис. 3.2 приведена блок-схема дій агентів при примусовому
потокорозподілу.
Вибір оптимальної дії з набору доступних для агента дій виконується
в залежності від характеру перевантаження. В першу чергу
використовуються можливості по введенню обладнання знаходиться в
резерві, а також задіяння резервів по генерації. На рис. 3.3 приведена блок-
схема вибору дій агентів при примусовому потокорозподілу.

75

Рис. 3.2. Блок-схема дій агента при реконфігурації для зняття
перевантаження мережевого елемента
76

Рис. 3.3. Блок - схема вибору дій агентів при примусовому
потокорозподілі зняття перевантаження мережевого елемента

77

3.2 Метод мультиагентной реконфігурації мережі для адаптивного
розподілу енергосистеми

При зовнішньої причини порушення режиму (неприпустимому
відхиленні частоти або глибокому дефіциті реактивної потужності) основним
завданням МАС є проведення реконфігурації, що приводить до
відокремлення підсистем на ізольовану роботу [67, 68].
При цьому для пошуку перетинів ділення може бути використаний
базовий (попереднє порушення) режим потокорозподілу в контрольованому
районі мережі (дії агентів вибираються на основі попереднього
потокорозподілу). При порушенні режиму по внутрішньої причини
використання попереднього нормального режиму в контрольованому районі
в загальному випадку неможливо, тому що змінюється сама структура
мережі.
Пошук перетинів ділення може здійснюватися періодично до
виникнення аварійної ситуації (останній режим за яким було вибрано
перетин ділення є «опорним режимом»), а також в темпі процесу [70].
Агенти генераторних вузлів періодично поширюють повідомлення, на
підставі яких приймається рішення про перекомутування на кожній ПС
мережі.
Після виявлення агентами, в контрольованих районах яких
зафіксовано глобальне відхилення частоти або напруги, ними здійснюється
розподіл за останнім певного перерізу.
Принциповим моментом роботи МАС є синхронізація часу реалізації
поділу усіма агентами.
При пошуку перетинів ділення в режимі «ДО» - на основі базової
(попереднього порушення) режиму потокорозподілу в контрольованому
районі мережі, час ділення відповідає закінченню циклу актуалізації, де цикл
актуалізації - це період, протягом якого в ході роботи МАС оновлюються
перетину ділення.
78

При пошуку перетинів ділення в режимі «ПІСЛЯ» - за параметрами
режиму після виникнення аварійного порушення, час ділення призначається і
поширюється агентами після знаходження перетинів ділення.
Алгоритм починається з поширення повідомлень агентами МГ.
Агенти генераторних вузлів посилають сусіднім вузлам інформацію, що
складається з 4 значень:
№ген – унікальний номер генератора (який «набирає» навантаження
споживачів для виходу в острівній режим);
Рнав
необх (Ррез ) – потужність навантаження, яку здатний нести генератор
- резерв потужності генерації;
№сум – номер суміжного вузла, який послав повідомлення;
Zmin – мінімальний опір ЛЕП з переліку ЛЕП прилеглих до вузла
послав сигнал (за винятком ПЛ зв'язує послав і прийняв сигнал вузли).
Агенти генераторних вузлів передають дані про наявні резерви
генерації по мережі, а агенти вузлів споживання використовують резерв
повністю або частково, вибираючи найбільш оптимальні варіанти поділу
вузла. При нестачі резервів генерації агенти навантажувальних вузлів,
прийнявши повідомлення, приймають рішення про поділ вузла з
урахуванням його комбінаторики, і ретранслюють далі дані з коригуванням,
що враховує реалізовані дії, в тому ж форматі.
Значення Рнав
необх (Ррез ) коригується (значення (Ррез ) зменшується на
значення споживання вузла прийняв повідомлення і далі передається
суміжному агенту). Вузол, лінія зв'язку з яким має найменший опір (з
переліку прилеглих ПЛ), є наступним для передачі повідомлення. Zmin
містить інформацію про найменшому опорі лінії в контрольованій зоні
сусідньої агента. Передача Zmin за таким принципом дозволяє організувати
активізацію найбільш електрично найближчих до агентам генераторних
вузлів агентів вузлів споживання.
79

При проходженні повідомлення через вузол навантаження якого
перевищує наявний резерв по генерації, спочатку даний вузол пропускається,
і розглядаються інші суміжні вузли. За відсутності відповідних вузлів
навантаження, для забезпечення збалансованого розподілу, враховуючи
комбінаторні можливості вузла, проводиться розподіл по шинам.
На рис. 3.4 показаний приклад роботи агента при проходженні їм
вузла з навантаженням, що перевищує наявний резерв по генерації. Замість
вузла номер 5 вибирається вузол з номером 6 (рис. 3.4 а). На рис. 3.4 б
показано приклад роботи агента при розподілі по шинам. В результаті поділу
з'являється новий агент, що відповідає одній з шин РУ, і який далі бере
участь в роботі мультиагентної системи поряд з усіма іншими.
Для спрощення алгоритмів моделі, трансформатор, що зв'язує
розподільну мережу з ОЕС (рис. 3.5, а), представляється у вигляді джерела
генерації з робочою потужністю, що дорівнює значенню номінальної
потужності трансформатора (рис. 3.5, б).
Після закінчення роботи МАС, суміжні агенти обмінюються
інформацією про наявний непокритий дефіцит в вузлі і номерах генераторів,
що живлять вузол. Агенти суміжних вузлів, в яких споживана навантаження
в повному обсязі покривається генерацією, не відключають електричні
зв'язки між собою при виникненні аварійного режиму [67, 68].
Результатом роботи МАС є формування підсистем з вузлів, що
зберігають включений стан елементів мережі, що з'єднують суміжні вузли
при виникненні аварійного режиму.
Блок-схема алгоритму пошуку перетинів ділення наведена на рис. 3.6.

80

Рис. 3.4. Ілюстрація розподілу по шинах

81

Рис. 3.5. Спрощення моделі

Рис. 3.6. Блок-схема пошуку перетинів ділення при адаптивному
розподілу периферійних розподільчих електричних мереж

82

Після обробки вхідної інформації, активним агентом направляється
інформація в тому ж форматі суміжному агенту. Процес триває до повного
набору потужності генератором ( Ррез = 0 ).
Для забезпечення першочергового проходження сигналів від
генераторів до всім прилеглим до вузлів генерації, агент генераторного вузла
може примусово задати значення опорів прилеглих до МГ гілок рівними
нулю.
При проходженні повідомлення через агенти вузлів, навантаження в
яких забезпечена генерацією, повідомлення ретранслюється (без зміни
значення Рнав.необх ) до повного вичерпання резерву потужності генератора.
Незадіяна резервна потужність «циркулює» по мережі, таким чином
«острова» укрупнюються, що також підвищує надійність ЕЕС.

3.3. Метод мультиагентної реконфігурації периферійної
розподільчої мережі при відновленні системи

Після виявлення відновлення функціональності агентами, залученими
в процес реконфігурації, завданням МАС є проведення реконфігурації, що
приводить до синхронізації підсистем з відновленням паралельної роботи.
Агенти починають «переговори» про відновлення нормальної схеми
мережі і, після отримання дозволу на виконання намічених дій в
контрольованому районі, агенти «домовляються» про час реалізації дій. На
рис. 3.7 приведена укрупнена блок-схема алгоритму відновлення мережі.

83

Рис. 3.7. Блок-схема алгоритму відновлення периферійних розподільчих
мережі

84

Висновки до розділу 3

Проведені дослідження по моделюванню реконфігурації
периферійних розподільчих електричних мереж доводять здійсненність
децентралізованої реконфігурації і працездатність доопрацьованих існуючих
алгоритмів мультиагентних систем, заснованих на локальності контролю
режиму і наявності правил поведінки агентів.
Відсутність у запропонованих мультиагентних системах унікальних
центральних елементів робить МАС ефективною, тому що при втраті будь-
якого з агентів вона здатна адекватно функціонувати.
Запропоновано доопрацьовані алгоритми дій агента при
реконфігурації периферійних розподільчих електричних мереж, а саме: для
зняття перевантаження мережевого елемента і при примусовому
потокорозподілу

85

ВИСНОВОКИ

Основні результати виконаної роботи полягають у наступному.
1. Проведений аналіз показав, що для підвищення ефективності
функціонування периферійних розподільчих електричних мереж може
використовуватися її реконфігурація.
2. Проведено аналіз методів прийняття рішень по реконфігурації
мережі для мультиагентной системи управління режимом периферійних
розподільчих електричних мереж.
3. Доведено проведеними дослідженнями по моделюванню
реконфігурації периферійних розподільчих електричних мереж здійсненність
децентралізованої реконфігурації і працездатність доопрацьованих існуючих
алгоритмів мультиагентних систем, заснованих на локальності контролю
режиму і наявності правил поведінки агентів.
4. Показано, що відсутність у запропонованих мультиагентних
системах унікальних центральних елементів робить МАС ефективною , тому
що при втраті будь-якого з агентів вона здатна адекватно функціонувати.
5. Запропоновано доопрацьовані алгоритми дій агента при
реконфігурації периферійних розподільчих електричних мереж, а саме: для
зняття перевантаження мережевого елемента і при примусовому
потокорозподілу.

86

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1. Стан і перспективи розвитку технологій «інтелектуальних»
електромереж, управління попитом та систем режимного управління в
умовах розвитку відновлювальних джерел енергії у зарубіжній енергетичній
сфері. Міненерговугілля України ДП «НЕК «Укренерго», відокремлений
підрозділ «Науково-проектний центр розвитку об’єднаної енергетичної
системи України» державного підприємства «Національна енергетична
компанія «Укренерго» (НПЦР ОЕС України). Київ – 03/2018 121с.
2. Енергетична стратегія України на період до 2035 року. Біла
книга енергетичної політики України Проект. Київ. 2014. – 40 с.
3. Енергетична стратегія України на період до 2030 року (145а –
2006 р), схвалена розпорядженням Кабінету Міністрів України від
15 березня 2006 р. N 145.
4. Presnell, K. Exporting Australia's remote area power supply industry /
K.Presnell // Renewable Energy. - 2001. - Vol. 22, Issues 1-3.- Р.353–360.
5. Hirose, T. Standalone hybrid wind-solar power generation system
applying dump power control without dump load / T.Hirose, H.Matsuo // IEEE
Transactions on Industrial Electronics. - 2012. - Vol. 59, Issue: 2. - P. 988-997.
6. Thiam, D-R. Renewable decentralized in developing countries:
appraisal from microgrids project in Senegal / D-R.Thiam // Renewable Energy. -
2010. -Vol.35. - P.1615–1623.
7. Sreeraj, E.S. Design of isolated renewable hybrid power systems /
E.S.Sreeraj, K.Chatterjee, S.Bandyopadhyay // Solar Energy.- 2010. – Vol. 84(7). -
P. 1124-1136.
8. Mondal, A.H. Hybrid systems for decentralized power generation in
Bangladesh/ A.H.Mondal, M.Denich // Energy for Sustainable Development. -
2010. - Vol.14. - P.48-55.
87

9. Mipoung O.D. Frequency support from a fixed-pitch type-2 wind
turbine in a diesel hybrid mini-grid / O.D.Mipoung, L.A.Lopes, P.Pillay // IEEE
Transactions on Sustainable Energy.- 2014. Vol.5. - P.110-118.
10. Rolland, S. Switched on to mini grids / S.Rolland // Renewable
Energy Focus. - 2011. - Vol.12. - P.10-12.
11. Ferrer-Martí, L. A MILP model to design hybrid wind–photovoltaic
isolated rural electrification projects in developing countries / L.Ferrer-Martí,
B.Domenech, A.García-Villoria, R.Pastor // European Journal of Operational
Research. - 2013. - Vol.226. - P.293-300.
12. Lasseter, R. White paper on Integration of consortium Energy
Resources / R. Lasseter, A. Akhil, C. Marnay, J. Stephens, J. Dagle, R.
Guttromson, A. Meliopoulos, R. Yinger, J. Eto // The CERTS MicroGrid Concept.
CERTS, CA, Rep.LBNL-50829, Apr.2002. - 27p.
13. Luo, Y. Optimal sizing and control strategy of isolated grid with wind
power and energy storage system/ Y.Luo, L.Shi, G.Tu // Energy Conversion and
Management. - 2014. - Vol. 80. - P.407-415.
14. Hatziargyriou, N. Microgrids: Large Scale integration of Micro-
Generation to low Voltage Grids [Электронный ресурс] / N.Hatziargyriou // EU
contact ENK5-CT-2002-00610, Technical Annex - 2002 - Режим доступа: http:
http://microgrids.eu/micro2000/presentations/19.pdf
15. Mumtaz, F. Planning, operation, and protection of microgrids: An
overview / F.Mumtaz, I.S.Bayram // Energy Procedia. - 2017. - Vol.107. - P.94-
100.
16. Chris, M. Microgrid Evolution Roadmap Engineering, Economics,
and Experience / M.Chris, S.Chatzivasileiadis, C.Abbey, G.Joos, P.Lombardi,
P.Mancarella // 2015 International Symposium on Smart Electric Distribution
Systems and Technologies (EDST15).
17. Dali, M. Hybrid solar–wind system with battery storage operating in
grid-connected and standalone mode: control and energy management –
88

experimental investigation / M.Dali, J.Belhadj, X.Roboam // Energy.- 2010. -
Vol.35. - P.2587-2595.
18. Farag, H.E. Voltage and reactive power impacts on successful
operation of islanded microgrids / H.E.Farag, M.M.A.Abdelaziz, E.F.El-Saadany //
IEEE Transactions on Power Systems. - 2013. - Vol.28. - P.1716-1727.
19. Rajesh, K.S. A review on control of AC microgrid / K.S.Rajesh,
S.S.Dash, R.Rajagopal, R.Sridhar // Renewable and Sustainable Energy Reviews. -
2017. - Vol.71. - P.814-819.
20. Mondal, A.H. Hybrid systems for decentralized power generation in
Bangladesh/ A.H.Mondal, M.Denich // Energy for Sustainable Development. -
2010. - Vol.14. - P.48-55.
21. Mipoung O.D. Frequency support from a fixed-pitch type-2 wind
turbine in a diesel hybrid mini-grid / O.D.Mipoung, L.A.Lopes, P.Pillay // IEEE
Transactions on Sustainable Energy.- 2014. Vol.5. - P.110-118.
22. Rolland, S. Switched on to mini grids / S.Rolland // Renewable
Energy Focus. - 2011. - Vol.12. - P.10-12.
23. Ferrer-Martí, L. A MILP model to design hybrid wind–photovoltaic
isolated rural electrification projects in developing countries / L.Ferrer-Martí,
B.Domenech, A.García-Villoria, R.Pastor // European Journal of Operational
Research. - 2013. - Vol.226. - P.293-300.
24. Lasseter, R. White paper on Integration of consortium Energy
Resources / R. Lasseter, A. Akhil, C. Marnay, J. Stephens, J. Dagle, R.
Guttromson, A. Meliopoulos, R. Yinger, J. Eto // The CERTS MicroGrid Concept.
CERTS, CA, Rep.LBNL-50829, Apr.2002. - 27p.
25. Billinton, R. Reliability evaluation of small stand-alone wind energy
conversion systems using a time series simulation model / R.Billinton, Bagen,
Y.Cui // IEE Proceedings - Generation, Transmission and Distribution. - 2003. -
Vol.150.- P.96-100.
26. Sigrist, L. Energy storage systems providing primary reserve and
peak shaving in small isolated power systems: An economic assessment / L.Sigrist,
89

E.Lobato, L.Rouco // International Journal of Electrical Power and Energy
Systems. - 2013. - Vol.53. - P.675-683.
27. Arriaga, M. Renewable energy alternatives for remote communities in
Northern Ontario, Canada / M.Arriaga M, C.A.Canizares, M.Kazerani // IEEE
Transactions on Sustainable Energy.- 2013. - Vol.4. - P.661-670.
28. Branco, H. Battery energy storage systems as a way to integrate
renewable energy in small isolated power systems / H.Branco, R.Castro,
A.S.Lopes // Energy for Sustainable Development. – 2018. – Vol.43. – P. 90-99.
29. Ghavidel, S. A review on the virtual power plant: Components and
operation systems / S.Ghavidel, L.Li, J.Aghaei, T.Yu, J.Zhu // 2016 IEEE
International Conference on Power System Technology (POWERCON).
30. Saboori, H. Virtual power plant (VPP), definition, concept,
components and types / H.Saboori, M.Mohammadi, R.Taghe, // 2011 Power and
Energy Engineering Conference (APPEEC)
31. Zamani, A.G. Day-ahead resource scheduling of a renewable energy
based virtual power plant / A.G.Zamani, A.Zakariazadeh, S.Jadid // Applied
Energy. - 2016. - Vol.169. - P.324-340.
32. Moghaddam, I.G. Risk-averse profit-based optimal operation strategy
of a combined wind farm–cascade hydro system in an electricity market /
I.G.Moghaddam, M.Nick, F.Fallahi, M.Sanei, S.Mortazavi // Renewable energy.-
2013.- Vol. 55. - P.252-259.
33. McDonald, J. Adaptive intelligent power systems: Active distribution
networks / J. McDonald // Energy Policy.- 2008.- Vol. 36.- No. 6. -P.4346-4351.
34. Celli, G. Planning of reliable active distribution systems / G.Celli,
E.Giani, G.G.Soma, F.Pilo // 2012 CIGRE Session.
35. Khator, S.K. Power distribution planning: A review of models and
issues/ S.K.Khator, L.C.Leung // IEEE Transactions on Power Systems.- 1997.-
Vol.12. №4. - P.1151-1159.
90

36. Temraz, H.K. Distribution system expansion planning models: An
overview / H.K.Temraz, // Electric Power System Research. - 1993. - Vol.98. -
№3. - P.61-70.
37. Georgilakis, P.S. A review of power distribution planning in the
modern power systems era: Models, methods and future research / P.S.Georgilakis,
N.D. Hatziargyriou.
38. Pregelj, A. Recloser allocation for improved reliability of DG-
enhanced distribution networks / A.Pregelj, M.Begovic´, A.Rohatgi // IEEE
Transactions on power systems. - 2006.- Vol. 21. - №3. - P.1442-1449.
39. Tah, A. Operation of small hybrid autonomous power generation
system in isolated, interconnected and grid connected modes / A.Tah, D. Das //
Sustainable Energy Technologies and Assessments. – 2016. – Vol.17. – P. 11-25.
40. Senjyu, T. Optimal configuration of power generating systems in
isolated island with renewable energy / T.Senjyu, D.Hayashi, A.Yona, N.Urasaki,
T.Funabashi // Renewable Energy.- 2007.– Vol.32.– №11.– P.1917-1933.
41. Behera, S. Analysis of isolated hybrid system for power supply to a
remote island / S.Behera, S.Nandkeolyar // Energy Procedia.– 2017. – Vol.117. –
P. 1040-1046.
42. Lotero, R.C. Distribution system planning with reliability /
R.C.Lotero, J.Contreras, // IEEE Transactions on Power Delivery.- 2011.- №26
(4).- P.2552–2562.
43. Lombardi, P. Multi criteria optimization of an autonomous virtual
power plant / P. Lombardi - Magdeburg: Otto-von-Guericke, 2011.- 108p.
44. Wu, Q. Multi-objective optimization of a distributed energy network
integrated with heating interchange / Q.Wu, H.Ren, W.Gao, J.Ren // Energy.-
2016.- Vol.109.- P.353-364.
45. Chen, M-Y. Multi-objective optimization of the allocation of DG units
considering technical, economical and environmental attributes / M-Y.Chen,
S.Cheng // Przegląd elektrotechniczny. - 2012. - Vol.88. - P.233-237.
91

46. Zhu, J. A Comprehensive Method for Reconfiguration of Electrical
Distribution Network / J.Zhu, X.Xiong, D.Hwang, A.Sadjadpour // 2007 IEEE
PES, General Meeting.
47. Bud, C. A Method on Reconfiguration for the Minimization of the
Interruptions Frequency in Power Supply / C.Bud, M.Chindris, B.Tomoiaga //
2006 6th World Energy System Conference.
48. Tavakoli, M.A. Review on Reconfiguration Methods of Electric
Distribution Networks / M.A.Tavakoli, M.R.Haghifam, H.Lesani, S.Sanakhan,
E.Javan // 2006 TPE-06 3rd Int. Conf. on Technical and Physical Problems in
Power Engineering.
49. Celli, G. Optimal sectionalizing switches allocation in distribution
networks / G.Celli, F. Pilo // IEEE Transactions on Power Delivery. – 1999. –
Vol.14. – Р.1167–1172.
50. Goroohi Sardou, I. Modified shuffled frog leaping algorithm for
optimal switch placement in distribution automation system using a multi-
objective fuzzy approach / I.Goroohi Sardou, M.Banejad, R.Hooshmand,
A.Dastfan // IET Generation, Transmission & Distribution.- 2012. – Vol.6. –
P.493–502.
51. Raoofat M. Simultaneous allocation of DGs and remote controllable
switchesin distribution networks considering multilevel load model/ Raoofat M. //
Electric Power Energy Systems. - 2011. – Vol 33. – P.1429–1436.
52. Systems, M. Reliability-constrained optimum placement of reclosers
and distributed generators in distribution networks using an ant colony system
algorithm / M.Systems, P.C.Cybernetics. // IEEE Transactions on Systems, Man,
and Cybernetics, Part C (Applications and Reviews). – 2008. Vol.38. P.757–764.
53. Javadian, S.A.M. Adaptive centralized protection scheme for
distribution systems with DG using risk analysis for protective devices placement /
S.A.M.Javadian, M.R. Haghifam, S.M.T.Bathaee, M. Fotuhi Firoozabad // Electriс
Power Energy Systems. – 2013. – Vol.44. – P.337–345.
92

54. Mokryani, G. Active distribution networks planning with integration
of demand response / G.Mokryani // Solar Energy.- 2015. - Vol.122.- P.1362-1370.
55. Shen, X. Expansion Planning of Active Distribution Networks With
Centralized and Distributed Energy Storage Systems / X.Shen, M.Shahidehpour,
Y.Han, S.Zhu, J.Zheng // IEEE Transactions on Sustainable Energy.-2017. -
Vol.8.- Issue 1- P.126-134.
56. Mahto, T. Energy storage systems for mitigating the variability of
isolated hybrid power system / T.Mahto, V.Mukherjee //Renewable and
Sustainable Energy Reviews. - 2015. - Vol.51.- P.1564-1577.
57. Good, N. Review and classification of barriers and enablers of
demand response in the smart grid / N.Gooda, K.A.Ellis, P.Mancarella //
Renewable and Sustainable Energy Reviews.- 2017. -Vol.72.- P.57–72.
58. Основи ефективного використання електричної енергії в
системах електроспоживання промислових підприємств : навч.
посіб. / [Соловей О. І., Розен В. П., Плєшков П.Г. та ін.] ; М-во освіти і
науки України, Кіров. нац. техн. ун-т. – Черкаси: видавець Чабаненко Ю.,
2015. – 316 с.
59. Праховник А.В., Іншеков Є.М. Концептуальні положення
управління енергоефективністю в Україні / Энергосбережение. Энергетика.
Энергоаудит. – 2005. № 8. – С.26 – 35.
60. Кармазін О.О. Балансова надійність електроенергетичних систем
в умовах зростання частки відновлюваної енергетики. Автореф. канд. дис.
Київ, 2019. – 20 с.
61. Лежнюк П.Д. Відновлювані джерела енергії в розподільних
електричних мережах: монографія / П.Д. Лежнюк, О.А. Ковальчук, О.В.
Нікіторович, В.В. Кулик - Вінниця: ВНТУ, 2014. – 204 с.
62. Бойко С.М., Касаткіна І.В., Данілін О.В. Аспекти реконфігурації
систем електропостачання при впровадженні джерел розосередженої
генерації в умовах розподільчих мереж підприємств. Вісник Криворізького
національного університету, вип. 56, 2023. С. 169-174.
93

63. Tony Flick, Justin Morehouse Securing the Smart Grid: Next
Generation Power Grid Security: Syngress, 2011. – 320 p.
64. Hsu Yuan-Yih. Application of microcomputer-based database
management system to distribution system reliability evaluation. /Hsu Yuan-Yih,
Chen Li-Ming, Chen Jian-Liang. – IEEE Trans. Power Delivery, 1990 substations.
/ Z.Z. Zhang, G.S. Hope, О.P. Malik. – IEEE Trans. Power Delivery, 1990, vol. 5,
No. 1.
65. Денисюк С.П. Оцінка ефективності сумісної роботи
розосереджених джерел генерації електроенергії, включаючи
відновлювальні, в електроенергетичних системах [Текст] / С.П. Денисюк,
Т.М. Базюк, Д.Г. Дерев’янко // Вісник Кременчуцького національного
університету імені Михайла Остроградського –2013. – №3(80). – С. 54–59.
66. Multi-Agent Systems for Power Engineering Applications. /
McArthur, S. D. J. and Davidson, E. M. and Catterson, V. M. and Dimeas, A. L.
and Hatziargyriou, N. D. Ponci, F. Funabashi, T. // Multi-agent systems for power
engineering applications - part 2: technologies, standards and tools for building
multi-agent systems. IEEE Transactions on Power Systems. - (2007). - 22 (4). pp.
1753-1759.
67. David A. Cohen. Intelligent Agent Applications for Integration of
Distributed Energy Resources within Distribution Systems. / David A. Cohen. //
Power and Energy Society General Meeting - Conversion and Delivery of
Electrical Energy in the 21st Century, 2008 IEEE, 2008. DOI:
10.1109/PES.2008.4596818 URL: http://ieeexplore.ieee.org/document/4596818.
(дата обращения: 10.05.2015).
68. Настанова з проектування систем електропостачання
промислових підприємств ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015.
69. Zdor Y., Samoilyk O. STUDY OF THE EFFICIENCY OF ACTIVE
ISOLATED POWER SUPPLY SYSTEMS. VI International Scientific and
Theoretical Conference. Scientific method: reality and future trends of researching.
06.06.2025. Montreal, Canada. р.130.
94

Репозиторій ЧДТУ