экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013

Утверждаю

директорLorem «Ipsum» _______________ F.N. Paracellsys «___»___________ 2013 г.

«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических

машин»Оценка потенциала вывода на рынок

результатов исследовательской деятельностиDonec sem est, placerat eu rhoncus eget

Эксперт: А.Л. Ивлев, г. Новосибирск

г. Новосибирск2013 г.

«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 2

СОДЕРЖАНИЕРезюме проекта...................................................................................................................................4

Введение в экспертизу........................................................................................................................5

Раздел А. Описание технологии........................................................................................................6

А.1. Технологический принцип....................................................................................................6

А.2. Техническая реализация........................................................................................................6

Раздел Б. Разработчик технологии....................................................................................................7

Б.1. Основание для разработки.....................................................................................................7

Б.2. Распределение прав на результаты интеллектуальной деятельности...............................7

Раздел В. Актуальность разработки, конкурирующие решения, технологии и исследования.. .7

В.1. Актуальность разработки...................................................................................................... 7

В.2. Решения...................................................................................................................................8

В.2.1. Технические.................................................................................................................... 8

В.2.1.А. Вывод по подразделу «Альтернативные методы синхронизации» .....................11

В.2.2. Административно-технические...................................................................................11

В.2.2.А. Выводы из подраздела «Обеспечение присоединения к ЭС» .............................20

В.2.2.Б. Вывод из подраздела «Подключение к единой системе контроля» ....................21

В.2.2.В. Выводы по подразделу «Перспективные направления развития ЭС».................27

В.2.2.Г. Вывод по подразделу «Малая газотурбинная энергетика»....................................31

В.2.2.Д. Вывод по подразделу «Малая энергетика в естественных монополиях»...........35

В.2.2.Е. Выводы по подразделу «Нетрадиционная энергетика в естественных

монополиях»............................................................................................................................ 36

В.3. Технологии............................................................................................................................36

В.3.A. Выводы по разделу «Технологии»............................................................................. 38

В.4. Исследования........................................................................................................................39

В.4.А. Выводы по подразделу «Исследовательские центры».............................................42

В.4.Б. Выводы по разделу «Исследования»..........................................................................67

Раздел Г. Новизна, инновационные аспекты и преимущества технологии................................67

Г.1. Новизна.................................................................................................................................. 67

Г.2. Инновационные аспекты...................................................................................................... 68

Г.3. Преимущества технологии...................................................................................................69

Г.3.А. Выводы по параграфу «Новизна, инновационные аспекты и преимущества


технологии»............................................................................................................................. 69

Раздел Д. Патентный ландшафт...................................................................................................... 70

Д.1. Регистрация приоритета разработчиками..........................................................................70

Д.2. Российские и зарубежные патенты схожей тематики.......................................................71

Раздел Е. Рыночные возможности.................................................................................................. 78

Е.1. Внедрение..............................................................................................................................78

Е.1.А. Выводы по подразделу «Внедрение».........................................................................80

Е.2. Нематериальные активы ..................................................................................................... 81

Раздел Ж. Стратегия коммерциализации .......................................................................................81

Ж.1. Представление разработчиков............................................................................................81

Ж.2. По представлению эксперта............................................................................................... 84

Раздел З. Общие краткие выводы....................................................................................................84

З.1. Дорожная карта рыночной стратегии ................................................................................ 84

З.2. Рекомендации....................................................................................................................... 85

Приложение 1. Технологическое предложение РТТН.................................................................. 87

Приложение 2. Выдержки из близких или конкурирующих патентов........................................95

Приложение 3. Список литературы.............................................................................................. 131


Резюме проекта

1. Условное название проекта «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» ( метод предотвращения асинхронного режима синхронных машин в энергетических системах свободного доступа к генерации )

2. Проект реализуется на базе Федерального Pellentesque sed accumsan nibh. Vestibulum pellentesque pretium faucibus ( ФPSE VPP )

3. Финансирующая сторона ФPSE VPP4. Область технологии Автоматизация, робототехника, системы

управления. Производство, передача и преобразование энергии. Генераторы, электромоторы и силовые преобразователи.

5. Сектор рынка Оборудование и системы для управления технологическими процессами. Оборудование для передачи энергии (вкл. генераторы и моторы). Электроэнергетические компании. Прочее промышленное оборудование и машины.

6. Конечный продукт Программно-аппаратный комплекс управления децентрализованными, распределенными энергосистемами синхронных электрических машин, включенными в единую энергосеть в качестве равноправного участника генерации электроэнергии и предоставления услуг по поддержанию стабильности общей энергосистемы.

7. Стадия разработки конечный продуктпрототипдемонстрационный образецисследования


8. Ситуация с патентами

9. Менеджер проекта Duis porttitor sem et ipsum

10. Контактная информация Телефон: +7-()-___-_____E mai l: _@____Web: ___.com (в разработке)Адрес: 630000, Новосибирская область, Новосибирск, Duis porttitor , 20

11. Эксперт А.Л. Ивлев

12. Контактная информация Телефон: +7-()-___-_____E mai l: _@____Web: ___.com (в разработке)Адрес: 630073, 4534534534, yrtyrtyrtyrty, rtertertertert, 267567567

13. Экспертиза проведена февраль - март 2013 г.

Введение в экспертизу

Предмет экспертного заключения о потенциале рыночного использования РИД «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» затрагивает гигантскую область технологий, давно выбравшую действующую парадигму производства, распределения и потребления продукта, что позволяет считать её крайне консервативной, с большим недоверием воспринимающей любые новации, поскольку их внедрение требует не только времени, но и больших капитальных вложений.

Поскольку единого мнения о дальнейшем развитии целой отрасли промышленности нет и в России и за рубежом1, в данном экспертном заключении вопрос о перспективе рыночного использования рассмотрен несколько шире, чем того требует простое технологическое заключение.

1 См. например: ( а ) "Распределенная генерация - угроза или инструмент повышения надежности энергетической системы?", XIV Международная конференция INTECH-ENERGY, 23 - 28 мая 2013, Краков. Организаторы: Комитет Российского союза промышленников и предпринимателей по энергетической политике и энергоэффективности, Энергетический центр Московской школы управления СКОЛКОВО, СРО НП "ЭНЕРГОСТРОЙ" и НПО "Санкт-Петербургская электротехническая компания".( б ) Материалы вторая всероссийская конференция «Малая энергетика в России: состояние и перспективы», москва, 29 ноября 2012 г. Организаторы: Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике (ЗАО «АПБЭ»), Комитет по энергетике Госдумы ФС РФ, Министерство энергетики РФ.

охраняется патентом(ами)охраняется как «ноу-хау»программное обеспечение зарегистрированоохрана не оформлена


Раздел А. Описание технологии

А.1. Технологический принцип

Технология относится к области автоматизации децентрализованного управления активной и реактивной мощностью синхронных электрических машин в больших и средних единых энергосистемах ( ЭС ), в том числе и с распределённой генерацией электроэнергии.

В основу положена разработанная группой модель энергетической системы в виде многополюсника узлов подключения электродвижущих сил как матрицы собственных и взаимных проводимостей (СВП), электродвижущих сил ( ЭДС ) генераторов и алгоритм её обработки.

А.2. Техническая реализация

На основе математической модели разработчиками предлагается система оперативного управления резервами устойчивости синхронных машин, включенных в единую сеть энергоснабжения.

Программно-аппаратный комплекс, в которой функционирует предлагаемая математическая модель и алгоритм её обработки, состоит из четырёх основных элементов:

1) программируемых датчиков контроля состояния энергообъекта;

2) каналов передачи данных;

3) многоканального концентратора данных;

4) компьютера с программным обеспечением.

Программируемые датчики позволяют провести идентификацию в общей системе синхронной машины по её индивидуальным параметрам и в дальнейшем передавать по каналам связи данные мониторинга состояния синхронной машины.

Концентратор производит объединение и преобразование данных для обработки специализированным программным обеспечением, принимает от компьютера и передаёт на синхронные машины через каналы связи управляющие сигнал для поддержания у каждого из элементов энергосистемы заданные параметры качества энергоснабжения.

Программное обеспечение производит обработку полученных от концентратора данных, анализирует резервы устойчивости системы и выдает для каждого из элементов сети управляющие сигналы для синхронных


Раздел Б. Разработчик технологии

Б.1. Основание для разработки

Ранее разработка велась Duis porttitor sem et ipsum. Ныне она передана в ведение ООО «Duis porttitor sem et ipsum», г. Duis porttitor sem et ipsum, созданного в соответствии с Duis porttitor sem et ipsum.

Финансирование разработки, проведение НИР и НИОКР осуществляется за счет целевых средств Duis porttitor sem et ipsum.

Б.2. Распределение прав на результаты интеллектуальной деятельности

- Физические лица ( разработчики ) – 00 %

- Duis porttitor sem et ipsum (юридическое лицо) – 00%.

Раздел В. Актуальность разработки, конкурирующие решения, технологии и исследования

В.1. Актуальность разработки

Актуальность данной разработки связана с общемировой тенденцией развития схем распределенной генерации электроэнергии ( РГ ), при которой допуск в единую энергосеть, кроме традиционных тепловых, гидроэлектрических, атомных станций и пр., получают различные типы независимых производителей электрической энергии: генерирующие компании использующие альтернативные и возобновляемые ресурсы ( солнечные, ветряные, биологические, водородные и т.п. ); производители углеводородных ресурсов ( нефть, газ, уголь ), обеспечивающие собственные нужды и нужды окружающей их инфраструктуры за счет утилизации попутного газа и части произведённого сырья; аккумулирующие компании, использующие разность тарифов на электроэнергию единой энергосети для компенсации пиков нагрузки системы.

К субъектам рынка РГ можно отнести крупных потребителей энергии для производства собственных товаров и услуг, использующих различные схемы регулирования для предоставления коммерческих услуг по обеспечению гарантированной устойчивости ЭС и качества электроснабжения другим независимым производителям и потребителям, так же подключенных к региональной или единой ЭС.


В.2. Решения

Решение проблемы устойчивости синхронных электрических машин подключенных в сеть является ключевой задачей с момента появления промышленной генерации электрической энергии и передачи её к потребителю на относительно большие расстояния от электрической станции.

Условно решения пожно разделить на технические а административно-технические.

В.2.1. Технические

Линии электропередачи переменного тока могут связывать только синхронизированные электрические сети переменного тока, которые работают на той же самой частоте и в фазе. Генератор, связанный длинной линией электропередачи переменного тока, может стать неустойчивым и выпасть из синхронизации с отдаленной энергосистемой переменного тока.

Самое известное техническое решение проблемы устойчивости синхронных машин подключенных в единую ЭС это перевод распределяющей системы ЭС на высоковольтный постоянный ток (HVDC).

Для высоковольтной передачи постоянного тока используется технология, разработанная в 30-х годах XX века компанией ASEA.

ЭС HVDC позволяют связать несинхронизированные электрические сети переменного тока передав управление качеством переменного тока и потоком реактивной мощности конечному производителю и потребителю.

Самая общая конфигурация линии HVDC включает в себя две преобразовательные станции силовой электроники «инвертор/выпрямитель» и связывающую их линию.

Мультитерминальная HVDC линия для более чем двух пунктов пока встречается редко. Конфигурация мультитерминальной системы может быть последовательной, параллельной, или гибридной (последовательно-параллельной). Параллельная конфигурация обычно используется для передачи энергии от больших электростанций, а последовательная — от менее мощных электростанций. Например, система Quebec-New England мощностью 2000 МВт, открытая в 1992, пока является крупнейшей мультитерминальной HVDC системой в мире.

Первые небольшие промышленные проекты по передаче энергии с использованием ртутных вентилей были осуществлены в период 1920—1940. Начиная с 1932, компания Дженерал Электрик ( США ) применяла ртутные


вентили на линии передачи постоянного тока напряжением 12 кВ. Решение было использовано для косвенной сихронизации частот производства и потребления, поскольку частота генерации в 40 Гц не согласовывавшейся с частотой нагрузки 60 Гц, в Mechanicville, Нью-Йорк. В 1941, в рамках проекта «Эльба», была разработана 115-километровая подземная кабельная линия, мощностью 60 МВт, напряжением +/-200 кВ, для города Берлина, использовавшая ртутные вентили. Позднее оборудование перешло Советскому Союзу и было введено в эксплуатацию в 1951 году между Москвой и городом Кашира.

Первая большая HVDC в мире была сдана в эксплуатацию в 1954 году островом Готланд и Швецией.

Высокое напряжение HVDC необходимо для уменьшения потерь электроэнергии в сопротивлении проводов. Мощность пропорциональна току в цепи, а потери на нагрев проводов пропорциональны квадрату тока. Однако, мощность также пропорциональна напряжению, таким образом заданный уровень мощности может быть обеспечен более высоким напряжением при более низких токах. При этом, чем выше напряжение, тем ниже мощность потерь. Мощность потерь так же может быть уменьшена путем уменьшения сопротивления линии, что обычно достигается увеличением диаметра проводника; однако провода большего сечения имеют больший вес и стоимость.

Использование электроэнергии переменного тока характеризуется повышенным потреблением ( cosφ > 0.7 ) реактивной мощности ( РМ ) к активной ( АМ )2. Т.е. источники электрической энергии генерируют в режимах больших нагрузок РМ, составляющую от 70 до 90% производимой в это время АМ.

Одиним из преимуществ HVDC ЭС является то, что в них отсутствует РМ, волновые потери и прочие потери, связанные с частотными явлениями в ЛЭП переменного напряжения, что является дополнительным аргументом для систем без глобальной синхронизации генерирующих и потребляющих синхронных машин.

Высокое напряжение нельзя использовать без преобразования. Напряжение должно быть уменьшено до величины, совместимой с конечным потребителем. В ЭС переменного тока такое преобразование до уровня потребления

2 Активная составляющая электрического тока совершает полезную работу и трансформируется в нужные нам виды энергии. При указанном в паспорте прибора значении активной потребляемой мощности в 1 кВт он будет потреблять от сети полную мощность в 1кВА. Реактивная составляющая электрического тока возникает только цепях, содержащих реактивные элементы (индуктивности и ёмкости) и расходуется обычно на бесполезный нагрев проводников, из которых составлена эта цепь. Полная мощность измеряемая в вольт-амперах, и активная мощность (в ваттах) соотносятся между собой через коэффициент мощности cosφ, принимающий значение от 0,5 до 0,9. Обычно указывается активная мощность в ваттах и значение коэффициента cosφ. Для определения полной потребляемой мощности в ВА, необходимо величину активной мощности (Вт) разделить на коэффициент cosφ.


проводится при помощи трансформатора, практическое применение HVDC стало возможным только с использованием мощных электронных устройств, таких как ртутные вентили и полупроводниковые устройства ( тиристоры, биполярные транзисторы с изолированным затвором ( IGBT ), мощные полевые транзисторы с изолированным затвором ( MOSFET ) и запираемые тиристоры ( GTO ) ).

Преобразовательная электроника дает дополнительное преимущество передаче переменного тока в виде потенциального увеличения устойчивости ЭС. Способность управления потоком мощности, соединение несинхронизированных систем переменного тока, эффективное использование при передаче энергии подводными кабелями делают HVDC системы привлекательными для использования на межнациональном уровне.

В то же время стоимость силовой электроники ЭС HVDC — один из основных сдерживающих факторов внедрения. Использование технологии пока рационально при значительной длине линии электропередач. В этом случае экономический эффект от отсутствия реактивных потерь и снижение капитальных затрат на строительство линий электропередачи ( ЛЭП ) начинает преобладать над капитальными затратами на силовую электронику. Выше определенного расстояния ( более 50 км для подводных кабелей, и 600—800 км для воздушных линий), меньшая стоимость электрических проводников HVDC уравновешивает стоимость силовой электроники преобразователей.

Рационально использовать HVDC в случае альтернативных генерирующих мощностей, привязанных к сложившимся природным условиям генерации, которые не могут быть изменены. Линия HVDC может сделать выполнимым использование групп удаленных электростанций средней мощности. Морские электростанции, расположенные на расстоянии от берега, могут использовать HVDC, чтобы объединить энергию большого числа несинхронизированных генераторов для передачи на берег подводным кабелем.

В качестве примера можно привести «фермы» ветроэлектростанций, как правило расположенных на расстоянии 10-12 км от берега (а иногда и дальше) и требующих подводных кабелей коммутации и синхронизации произведённой энергии для последующего распределения между потребителями.

Так же рационально использовать эту технологию при передаче энергии на очень большие расстояния: в отдалённые районы Сибири, Канады и скандинавского севера. Именно линии HVDC предпочтительно использовать в связи с их меньшей стоимостью при длительной эксплуатации ( низкой стоимостью владения ).


В.2.1.А. Вывод по подразделу «Альтернативные методы синхронизации»

В свете рассматриваемого предложения использование ЭС постоянного тока, соединяющих принципиально не синхронизируемые генерирующие компании и потребителей, явится альтернативой существующей концепции энергетики и позволит провести внедрение предложения на уровне средних и небольших локальных сетей в качестве системы управления находящимися за преобразователями синхронных машин.

В.2.2. Административно-технические

Поскольку предлагаемое решение затрагивает весьма существенные административно-правовые положения, относиться к категории разработок в значительной степени меняющих принятую схему работы энегоснабжающих предприятий, ныне ориентированных на присоединение потребителя к системе централизованного энергоснабжения и управления генерирующими мощностями, целесообразно рассмотреть то, как решаются проблемы устойчивости сети в настоящее время и состояние рынка, который затрагивается предлагаемой разработкой в случае её масштабного внедрения.

Ограничения на присоединение дополнительной мощности возникают в случае, когда полное использование потребляемой (генерирующей) мощности всех ранее присоединенных потребителей услуг по передаче электрической энергии и мощности вновь присоединяемых энергопринимающего устройства может привести к загрузке энергетического оборудования сетевой организации с превышением значений, определенных техническими нормативами и стандартами, утвержденными или принятыми в установленном законодательством РФ порядке, то есть к дефициту мощности ( ДМ ).

В ГОСТ 21027-753 различают понятия: дефицит мощности энергосистемы и дефицит располагаемой мощности энергосистемы.

Дефицит мощности энергосистемы - это недостаток мощности в энергосистеме, равный разности между требуемой мощностью энергосистемы при нормальных показателях качества электроэнергии и рабочей мощностью в данный момент времени с учетом перетоков мощности. Дефицит располагаемой мощности энергосистемы представляет собой недостаток мощности энергосистемы, равный разности между максимальной нагрузкой с необходимым полным резервом, с одной стороны, и располагаемой мощностью с учетом перетоков – с другой.

Возможен дефицит как активной так и реактивной мощности.

3 ГОСТ 21027-75 Системы энергетические. Термины и определения


ДМ представляет собой состояние энергосистемы, когда суммарная активная или реактивная мощность электростанций системы недостаточна для обеспечения потребителей электроэнергией нужного качества.

Качество электрической энергии это степень соответствия параметров электрической энергии их установленным значениям. Требования к качеству электроэнергии устанавливаются в нормативных документах, ТУ на присоединение к электросетям, в договорах энергоснабжения.

Дефицит активной мощности приводит к снижению частоты электрического тока в ЭС, что может вызвать аварийную ситуацию. Предотвратить ДМ можно включением резервных генераторов или отключением части потребителей, применяя автоматическую частотную разгрузку и автоматическое регулирование частоты.

При дефиците реактивной мощности понижается напряжение в энергосистеме и в некоторых особо тяжелых случаях возникает лавина напряжения, вызывающая аварийное отключение всех потребителей4. Лавина напряжения наиболее успешно предотвращается регулированием и форсированием возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов, а также правильным выбором компенсирующих устройств в электрических сетях.

Возникновение излишних потерь активной мощности в режиме перекомпенсации и недопустимые отклонения напряжения от перетоков РМ вызывает необходимость автоматического регулирования коммутирующих устройств ( КУ ). При недопустимом повышении напряжения в узлах электросетей энергосистема вынуждена с целью понижения напряжения в часы минимума нагрузок (например, в ночное время) переводить генераторы в режим потребления РМ.

При ограничении на присоединение мощности допускается присоединение к электрическим сетям энергопринимающих устройств в пределах величины мощности, не вызывающей ограничений в использовании потребляемой (генерирующей) мощности всех ранее присоединенных к данному сетевому узлу потребителей электрической энергии, либо в заявленном объеме по согласованию с указанными потребителями.

При интенсивном росте подключаемой нагрузки потребителей ЗС и одновременном возрастании платы за ее технологическое присоединение возникает замкнутый круг: чем больше потребителей электрической энергии

4 Причины аварий в энергосистеме подлежат расследованию в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 28.10.2009 № 846 «Об утверждении правил расследования причин аварий в электроэнергетике» и утвержденной Министерством энергетики РФ Инструкцией по расследованию и учету технологических нарушений в работе энергосистем, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей СО 153-34.20.801-00


осуществляют технологическое присоединение к электросетям, тем больше увеличивается дефицит мощности генерирующих источников. В условиях такого дефицита мощности присоединение потребителей к электросетям возможно лишь при строительстве новых или модернизации существующих генерирующих источников.

Для крупных и локальных энергогенерирующих и потребляющих компаний всех стран, в том числе Российской Федерации, действует обязательный к исполнению комплекс технических и организационных решений, позволяющий осуществлять энергоснабжение промышленных или сервисных объектов как независимо, так и параллельно с единой региональной ЭС. Решение связано с выполнением сторонами технических условий подключения электрических машин в соответствии с ограничениями, устанавливаемыми распределительной компанией при присоединении различных категорий энергопотребителей и генерирующих компаний.

Не смотря строгие регламенты присоединения к национальным и региональным ЭС, начиная с 1977 г. мировую электроэнергетику потрясли около 20 крупных лавиннобразных отключений ( блэкаутов ) с суммарной потерей мощности свыше 200 ГВт. Аварии сопровождались катастрофическим ухудшением условий существования сотен миллионов человек. Самая крупная произошла в августе 2003 г. на смежной территории США и Канады. В результате блэкаута на многие часы были аварийно отключены свыше 60 ГВт нагрузки. Около 10 мегаполисов были парализованы, тысячи людей оказались запертыми в вагонах метро, лифтах, прекратили работу системы вентиляции, водоснабжения и канализации, отключились системы охранной сигнализации, что вызвало повсеместные грабежи. Непосредственный ущерб только от этой аврии составил около 30 млрд долларов.

Все взаимоотношения присоединения к ЭС строятся на рыночной основе, в которой одна сторона выступает как продавец, а другая — как покупатель.

В соответствии с ФЗ № 35-ФЗ5 (ст. 37, п. 1) к субъектам розничных рынков электроэнергии относятся потребители электрической энергии, энергосбытовые организации, гарантирующие поставщики, территориальные сетевые организации, осуществляющие услуги по передаче электрической энергии, субъекты оперативно-диспетчерского управления, осуществляющие управление на уровне розничных рынков, производители электрической энергии, не имеющие права на участие в оптовом рынке электроэнергии.

В основу положено Постановление Правительства Российской Федерации от 27

5 Федеральный закон № 35-ФЗ "Об электроэнергетике" от 12 апреля 2003 г.


декабря 2004 г. N 8616 с дополняющими его актами и регламентами.

Действие Правил распространяется на случаи присоединения любых, в том числе впервые вводимых в эксплуатацию, ранее присоединенных реконструируемых энергопринимающих устройств, присоединенная мощность которых увеличивается, а также на случаи, при которых в отношении ранее присоединенных энергопринимающих устройств изменяются категория надежности электроснабжения, точки присоединения, виды производственной деятельности, не влекущие пересмотр величины присоединенной мощности, но изменяющие схему внешнего электроснабжения таких энергопринимающих устройств.

На основании их определяют порядок технологического присоединения энергопринимающих устройств и энергетических установок юридических и физических лиц к ЭС, регламентируют процедуру присоединения энергопринимающих устройств к ЭС сетевой организации, определяют существенные условия договора об осуществлении технологического присоединения к ЭС, устанавливают требования к выдаче ТУ для присоединения к ЭС и критерии наличия или отсутствия технической возможности технологического присоединения.

Технологическое присоединение – самостоятельный вид деятельности электросетевых компаний, проводимый на основании договора с заказчиком комплекс следующих мероприятий:

• по подготовке и выдаче заказчику технических условий (ТУ);

• по выполнению обеими сторонами этих ТУ;

• по фактическому присоединению энергопринимающего устройствазаказчика к электрической сети данной электросетевой организации;

• по обеспечению работы этого энергопринимающего устройства;

• по проверке выполнения выданных ТУ;

• по составлению акта о технологическом присоединении электросети;

• по выдаче разрешения на присоединение мощности.

Технические условия в общем случае должны содержать:

• величины присоединяемой установленной мощности и единовременной

6 Постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 "Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям"


нагрузки;

• наименование объекта и его адрес;

• условия выполнения основного объема работ (прокладки кабеля,расширения сборок в ТП и др.;

• состояние электросети (нейтраль трансформатора, уровень напряжения вточке присоединения на шинах 0,4 кВ и в ТП, условия расчета и выборарасчетного тока трехфазного КЗ на шинах 0,4 кВ и в ТП);

• необходимость выбора границ балансовой принадлежности иэксплуатационной ответственности;

• необходимость установки агрегатов бесперебойного питания дляэлектроснабжения отдельных специальных токоприемников;

• мероприятия по соблюдению качества электроэнергии в соответствии сГОСТ 13109—87);

• требования к расчетным приборам учета электроэнергии;

• ряд других технических требований, выполнение которых необходимодля подключения к электрической сети.

После выполнения технических условий и условий договора об осуществлении технологического присоединения в части оплаты присоединяемой мощности выдается разрешение на ее присоединение и сторонами подписывается акт присоединения.

В соответствии «Перечнем системообразующих организаций», утвержденным 25.12.2008 г. Правительственной комиссией по повышению устойчивости развития российской экономики можно выделить три группы предприятий, для которых производство энергии и её распределение является ключевой частью бизнеса: энергетика ( 35 компаний ), нефть и газ ( 11 компаний ), угольная промышленность ( 6 компаний ). Признаваемые естественными монополиями они фактически обеспечивают подключение подавляющей части потребителей через собственную распределительную центральную ЭС и сеть региональных компаний. Оценку валовой программы подключения можно провести по сведениям входящим в состав информации требующей обязательного раскрытия в рамках постановления Правительства РФ от 21.01.2004 №247.

Для экспертного заключения по количеству административно-технических решений выбраны компании занимающие доминирующее положение на рынке распределения электроэнергии: ОАО «ФСК» и аффилированные ей

7 Постановление от 21 января 2004 г. N 24 "Об утверждении стандартов раскрытия информации субъектами оптового и розничных рынков электрической энергии."


юридические лица, входящие в ОАО "Холдинг МРСК".

Федеральная сетевая компания8 занимает первое место в мире по протяженности линий электропередачи (124,5 тыс. км) и трансформаторной мощности (311 тыс. МВА) среди публичных электросетевых компаний. Объекты электросетевого хозяйства находятся в 73 регионах Российской Федерации общей площадью более 13,6 млн кв. км. С точки зрения рассматриваемого вопроса админстративно-техничекого обеспечения устойчивости ЭС её роль базируется в том числе на технологическом присоединении потребителей для сетей 220 кВ и выше.

Межрегиональная сетевая распределительная компания9 объединяет в своей структуре межрегиональные и региональные распределительные электросетевые компании (МРСК/РСК). 97 филиалов МРСК/РСК расположены на территории 69 субъектов Российской Федерации.

Имущественный комплекс Холдинга МРСК включает пакеты акций 43 акционерных дочерних и зависимых обществ, в том числе пакеты в 11 МРСК, 5 РСК. Контролирующим акционером является государство, владеющее долей в размере 54,52%.

Компания является одной из крупнейших электросетевых в мире. Общая протяженность сетей дочерних операционных компаний МРСК - около 2,1 млн. км. Общий объем передачи электроэнергии в 2011 году составил около 590 млрд кВтч.

МРСК контролирует устойчивость и резервирование мощностей для потребителей присоединяемых к сетям от 110 кВ и ниже.

Для ФСК использовалась их основная отчетность по Постановлению №24, для оценки МСРК — показатели двух её основных компаний: «МРСК Центра»10 и «Ленэнерго»11 позволяющие сравнить два традиционных инфраструктурно развитых региона Российской федерации.

Прочими подключениями внутри территорий занимаются муниципалитеты и небольшие частные компании, в том числе появившиеся в результате приватизации системообразующих промышленных предприятий оценить

8 ОАО «ФСК ЕЭС» веб-сайт http://www.fsk-ees.ru/9 ОАО «Холдинг МРСК» веб-сайт http://www.holding-mrsk.ru/10 http://www.mrsk-1.ru/ Филиалы: Белгородэнерго, Брянскэнерго, Воронежэнерго, Курскэнерго,

Костромаэнерго, Липецкэнерго, Тверьэнерго, Смоленскэнерго, Орёлэнерго, Тамбовэнерго, Ярэнерго.11 http://www.lenenergo.ru/ Филиалы: Кабельная сеть (КС), Выборгские электрические сети (ВЭС), Санкт-

Петербургские высоковольтные электрические сети (СПбВЭС), Пригородные электрические сети (ПрЭС), Гатчинские электрические сети (ГтЭС), Кингисеппские электрические сети (КнЭС), Новоладожские электрические сети (НЭС), Тихвинские электрические сети (ТхЭС). ДЗО: ЗАО «Царскосельская энергетическая компния», ЗАО «Курортэнерго», ОАО «Энергоучёт», ЗАО «Ленэнергоспецремонт», ОАО «Энергосервисная компания Ленэнерго».

http://www.mrsk-1.ru/

http://www.lenenergo.ru/


деятельность которых можно только в рамках более детального исследования.

В отчетности компаний мы рассматриваем таке существенные для проекта факторы как: количество заявок присоединения; заявленная мощность и стоимость присоединения. Для каждого из субъектов рынка приводятся цифры на всю предоставленную ими глубину горизонта раскрытия, поскольку в рамках данной экспертизы нам не требуется точное представление динамике и прогнозе на расчётный период, а требование оценки вполне удовлетворяется представлением об объеме рынка. Оценка проводится только по присоединениям с завершенным комплексом работ и по открытой отчётости в некоторых случаях невозможно разделить авансированные и завершенные работы по присоединению. Поэтому могут появляться переходящие объёмы мощности и денежных средств не закрытые актами сторон. Отклонённая заявка обозначает невозможность компании выполнить требование потребителя.

Таблица 1. Выполнение «ФСК» условий присоединения к ПС 220 кВ и выше в период 2011-2013 гг.

Заявок выполнено

Заявленная мощность, МВт

Отклонено, % Оплата присоединения, млн. руб

0 000 00 000,0 0.0 000 000.5

Таблица 2. Выполнение «МРСК» условий присоединения к ПС 110 кВ и ниже в период 2010-2013 гг.

Заявок выполнено

Заявленная мощность, МВт

Отклонено, % Оплата присоединения, млн. руб

«МРСК Центра», 2012-2013 гг.

00 000 0 000,0 00.0 0 000 000.9

«Ленэнерго», 2010-2013 гг.

00 000 00 000,23 н/д 00 000 000,5Как видно из представленной информации затраты пользователя на технологическое присоединение зависят от множества параметров и определяются индивидуально в каждом конкретном случае. Так, подключение большей мощности при небольшом количестве клиентов не обязательно ведет к увеличению платы за присоединение, а меньшее количество клиентов не обязательно является причиной уменьшения платежей.

Согласно ФЗ «Об электроэнергетике» (ст. 26, п.1), за технологическое


присоединение к электрическим сетям плата взимается однократно и подлежит государственному регулированию. Размер указанной платы устанавливается федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным Правительством РФ, и компенсирует затраты на проведение мероприятий по технологическому присоединению нового объекта к электрическим сетям. Включение указанных затрат в состав платы по передаче электрической энергии не допускается.

Если вновь построенные (или приобретенные) энергетические установки требуют подсоединения к действующим электрическим сетям, то плату за их технологическое присоединение следует рассматривать в качестве расхода по доведению объекта основных средств (энергетических установок) до состояния, в котором он пригоден к использованию. В этом случае расходы на плату за технологическое присоединение к действующим электросетям в целях налогообложения прибыли включаются в первоначальную стоимость объекта амортизируемого имущества и учитываются через механизм амортизации в соответствии со ст. ст. 257–259 НК РФ. (Письмо Минфина РФ от 17.07.2007 г. № 03-03-06/1/495). Затраты на технологическое присоединение могут достигать сумм кратных затратам на технологическое оборудование подключаемое к ЭС.

Все присоединенные потребители/генерирующие компании несут ответственность:

– за нарушение установленных договором режимов энергопотребления.Под режимом потребления понимается регламентированное потреблениеэлектрической энергии и мощности абонентом (потребителем),установленное договором энергоснабжения или задаваемоеэнергоснабжающей организацией. Соблюдение установленных режимовэнергопотребления является необходимым условием для поддержаниянормального функционирования генерирующих источниковэлектроэнергии и ее потребителей с целью недопущения аварийныхситуаций в энергосистеме.

– за снижение показателей качества электроэнергии по вине абонентадо значений, нарушающих нормальное функционированиеэлектроустановок энергоснабжающей организации и/или другихпотребителей. Нормы показателей качества электроэнергии (ПКЭ)установлены в ГОСТ 13109-97, контроль качества электрической энергии(проверка соответствия ПКЭ установленным требованиям)регламентируется ГОСТом 23875-88. Анализ качества электрическойэнергии (КЭ) представляет собой сложный процесс и включает в себятакие вопросы, как входной контроль КЭ, периодический контроль КЭ,


технологический контроль КЭ, сертификационные испытания электроэнергии, измерения КЭ и др. Указанные процедуры проводятся, как правило, в пункте контроля качества электроэнергии (в точке общего присоединения, на границе раздела балансовой принадлежности, на выводах приемников электрической энергии и др.).

– за невыполнения абонентом требований энергоснабжающейорганизации о введении ограничений или прекращении подачи(потребления) электрической энергии. Речь идет о соблюденииПоложения об основах организации энергосбытовой работы спотребителями энергии, в котором по основаниям и порядку ограниченияи подачи электроэнергии при возникновении или угрозе возникновенияаварийных ситуаций в ЕЭС абоненты разделены на 5 очередей похарактеру и степени платежеспособности.

Для определения границ ответственности, каждый присоединяемый потребитель подписывает «Акт разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон» ( АРБПиЭО ) Наличие этого Акта обязательно при проведении технического освидетельствования электроустановок, при осмотре электроустановки государственным инспектором Ростехнадзора для допуска ее в эксплуатацию и при заключении договора энергоснабжения с энергосбытовой компанией.

Граница ответственности за качество напряжения, в соответствии с определением ГОСТ 23875-88, представляет собой пункт контроля качества электроэнергии, обычно совпадающий с границей раздела балансовой принадлежности сети, за поддержание качества электроэнергии, в которой несет ответственность энергоснабжающая организация.

Пунктом контроля качества электрической энергии является пункт электрической сети, в котором проводят измерение показателей качества электроэнергии (ПКЭ) при контроле ее качества. В качестве пункта контроля качества электроэнергии может быть использована точка общего присоединения, граница раздела балансовой принадлежности, выводы приемников электрической энергии, а также другие точки электрической сети, в том числе выбранные по согласованию между энергоснабжающей организацией и потребителем электрической энергии.

Точкой контроля качества электроэнергии является точка общего присоединения, граница балансовой принадлежности или другая точка электрической сети, принятая по согласованию между энергоснабжающей организацией и потребителем в качестве точки в сети, в которой при наличии претензий какой-либо из сторон договора энергоснабжения будет производиться проверка соблюдения договорных условий по качеству


электроэнергии, являющаяся основанием для расчетов за их нарушение.

Точкой общего присоединения является точка электрической сети общего назначения, электрически ближайшая к сетям рассматриваемого потребителя электрической энергии (входным устройствам рассматриваемого приемника электрической энергии), к которой присоединены электрические сети других потребителей (входные устройства других приемников).

Не менее важным разделом в АРБПиЭО является выбор и установка защитной аппаратуры.

В.2.2.А. Выводы из подраздела «Обеспечение присоединения к ЭС»

В рамках рассматриваемого предложения технология предложенная разработчиком является по сути альтернативой административно-технических ограничений, накладываемых естественными монополиями на присоединяемое оборудование. Изменение порядка подключения и взаимных расчетов по перекрёстно предоставляемым услугам является самым сложным и не решенным моментом представленного проекта.

Единая схема контроля и диспетчеризации ЭС

Для обеспечения оперативного управления производством и потреблением энергии, поддержанием устойчивости энергосистемы и необходимым резервированием мощности существовала единая диспетчерская система, выделенная в 2002 году в самостоятельное хозяйствующее общество Открытое акционерное общество «Системный оператор Единой энергетической системы» (ОАО «СО ЕЭС»)12 в юрисдикцию которого, в том числе, входит управление технологическими режимами работы объектов ЕЭС России в реальном времени и обеспечение единства и эффективной работы технологических механизмов оптового и розничных рынков электрической энергии и мощности через 7 Филиалов - объединенных диспетчерских управлений (ОДУ) и 59 Филиалов - региональных диспетчерских управлений (РДУ) энергосистемами одного или нескольких субъектов Российской Федерации.

Непрерывное управление электроэнергетическими режимами ЕЭС – исключительное право Системного оператора. Оно реализуется через уникальный по сложности и уровню ответственности труд диспетчеров.

12 http://www.so-cdu.ru/ Единая энергетическая система России (ЕЭС России) состоит из 69 региональных энергосистем, которые, в свою очередь, образуют 7 объединенных энергетических систем: Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада. Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220-500 кВ и выше и работают в синхронном режиме (параллельно).

http://www.so-cdu.ru/


Дежурные диспетчеры непрерывно следят по данным телеметрии за частотой электрического тока, уровнями напряжения, перетоками активной мощности, токовой загрузкой ЛЭП и оборудования, оперативно реагируют на изменения в энергосистеме и отдают дежурному персоналу объектов электроэнергетики команды на загрузку и разгрузку оборудования, восстановление резервов активной и реактивной мощности, изменение конфигурации электрической сети.

Персонал объектов электроэнергетики обязан выполнить команды диспетчера. Согласно российскому законодательству, отказ от исполнения диспетчерских команд недопустим.

При управлении энергосистемой диспетчеры обязаны учитывать множество условий, среди которых ограничения пропускной способности сетевых элементов и контролируемых сечений, допустимая скорость изменения нагрузки и допустимый диапазон регулирования режимов работы электрических станций, требования к водному режиму ГЭС, наличие, объем и места размещения резервов мощности, другие факторы.

Таким образом, любой существенный производитель или потребитель энергии, способный повлиять на устойчивость своего сегмента электросети, для выполнения условий присоединения включается в систему телеметрии и диспетчеризации ЭС.

В.2.2.Б. Вывод из подраздела «Подключение к единой системе контроля»

Существенным выводом является то факт, что оборудование, разработанное на основе предложенной разработчиком альтернативной методики автоматизации потребует обязательной сертификации по подразделам: "Датчики, контроллеры, системы КИПа и автоматики" и "Приборы и средства автоматизации"13.

Альтернативная энергетика в РФ

Важнейшей проблемой электроэнергетики России является высокий уровень морального и физического износа основных производственных фондов. Износ основных производственных фондов предприятий электроэнергетики России в течение 1999-2004 гг., по данным ФСГС, вырос с 00,0 до 00,0%.

Данные ФСГС, характеризующие износ производственных фондов предприятий электроэнергетики России, не позволяют адекватно оценить

13 "Единый перечень продукции, подлежащей обязательной сертификации". Утвержден постановлением Правительства РФ от 1 декабря 2009 г. N 982, на основании п.3 ст.46 ФЗ "О техническом регулировании" N 184-ФЗ от 27.12.2002


ситуацию в отрасли, так как в состав основных средств гидроэлектростанций включаются, например, плотины со сроком службы 100 лет. Более справедливой представляется оценка износа генерирующих мощностей на уровне 00-00% в зависимости от региона. При этом до 40% оборудования гидроэлектростанций и более 00% оборудования тепловых электростанций выработали 000% паркового ресурса (в целом по тепловым и гидроэлектростанциям парковый ресурс истек для 00 ГВт генерирующих мощностей). Аналогичная ситуация складывается по электроэнергетике в целом. Показатели износа генерирующих мощностей в атомной энергетике являются засекреченными, поэтому могут быть оценены только по косвенным признакам.

В 2006 году, на заседании кабинета министров глава Минпромэнерго России Виктор Христенко заявил, что общий объем неудовлетворенных заявок на подключение к электросетям оценивается свыше 00 ГВт мощности и имеет тенденцию к росту. В 2007 году, по его словам, удастся реализовать менее 00% потенциальных присоединений. По данным Минпромэнерго, РАО «ЕЭС России» не в состоянии выполнить в настоящее время заявки участников экономической деятельности на 00 млрд киловатт-часов14.

Со времени реформирования Минпромэнерго в 2008 году принят ряд системных мер по изменению сложившейся ситуации.

Средний возраст оборудования электростанций России на конец 2011 г. составляет 00,0 года. За последний год он увеличился всего на четверть года, в то время как за предыдущие 00 лет—на 00 лет. Ожидается, что реализация программы вводов генерирующего оборудования в рамках до говоров о предоставлении мощности и программы вводов новых ГЭС и АЭС приведет к смене тенденции, и в 2012—2018 гг. средний возраст оборудования электростанций будет сохраняться на сложившемся уровне15.

В 2011 г. на территории России введено в эксплуатацию 0 000 МВт генерирующих мощностей. С учетом перемаркировок в сторону увеличения в размере 000 МВт суммарные вводы составляют 0 000 МВт.

Большая часть вводов и перемаркировок, а именно 0 000 МВт приходится на частные компании, и лишь 00 МВт—на государственные.Большая часть введенных мощностей — это объекты договоров о предоставлении мощности ( ДПМ ) мощностью 4038 МВт, на объекты, не относимые к ДПМ, приходится 000 МВт.

14 Энергетика и промышленность России. 2006. No6 Сб.15 Доклад Минэнерго России «О функционировании и развитии электроэнергетики в 2011 году»


Рисунок 1. Вводы генерирующих мощностей в России в 2000 – 2011 гг. (с учетом перемаркировок в сторону увеличения), МВт. Источник данных: ОАО «СО ЕЭС»

Показатели электропотребления в России носят весьма волатильный характер. Так, в 2002 г. прирост полного электропотребления в стране, включая расход на производственные нужды электростанций и передачу электроэнергии, составил 0,0%, в следующем году — 0,0%, в 2005 г. — 0,0%, в 2006 г. — 0,0%, достигнув своего максимального значения в период 2000—2008 гг. В дальнейшем устойчивый тренд роста не сложился: в 2007 г. темп роста электропотребления составил 0,0%, в 2008 г. — 0,0%, а в 2009 г. электропотребление снизилось на 0,0% и составило 000,0 млрд кВт∙ч. В 2010 г. преодолевались последствия кризиса, и спрос на электроэнергию, по данным Росстата, увеличился почти на 0,0%, достигнув 0000,0 млрд кВт∙ч. Свою роль в ускоренном росте спроса сыграли и погодные аномалии. В 2011 г. преодоление последствий кризиса продолжилось, но прирост электропотребления резко снизился до 0%.16

По электровооруженности труда в промышленности Россия занимает промежуточное положение среди развитых стран.

Рисунок 2. Электровооруженность труда в промышленности (секторы C+D) в разных

16 Доклад Минэнерго России «О функционировании и развитии электроэнергетики в 2011 году»


странах. Источник данных: МЭА, МОТ, IЕA, статистические ведомства соответствующих стран

В настоящее время Россия отстает по электровооруженности труда в промышленном производстве на 00—00% от Австрии и США и до двух с лишним раз от Финляндии. Однако это обусловлено в большой мере потреблением электроэнергии для отопления и кондиционирования в США и Финляндии. По электровооруженности труда в обрабатывающей промышленности, на которую в РФ приходится около трети полного потребления электроэнергии в стране и около 00% в промышленности, отставание оказывается еще более значительным.

Таблица 3. Электровооруженность труда и душевое потребление электроэнергии в России, США, Австрии и Финляндии в 2010 г.

Показатель РФ США Финляндия АвстрияАбсолютное потребление электроэнергии в отраслях промышленности (секторы С+D+E17), млрд кВт∙ч

000,0 0000,0 00,0 00,0

Доля промышленного электропотребления (секторы С+D+E) в полном электропотреблении страны, %

54 28 49 48

Доля электропотребления отраслей тяжелой промышленности в общем потреблении сектором D, %

80—82 69 83 64

Электровооруженность труда в промышленности (секторы С+D+E), тыс. кВт∙ч на одного занятого

38,8 55,3 101—102 46—47

Электровооруженность труда в обрабатывающей промышленности (сектор D), тыс. кВт∙ч на одного занятого

29,3 (64—67)/ 45,9

98,3 37,5

Душевое потребление электроэнергии в быту, кВт∙ч/год

890,5 4679 4379 2150

Доля бытового потребления в полном потреблении страны

00,00% 00,00% 00,00% 00,00%

Электровооруженность труда в сфере услуг, тыс. кВт∙ч/год

3,2 11,5—12,5 10—11 4,8—4,9

Доля потребления сферы услуг в полном потреблении страны, %

12 30 20 17

Коэффициент электрификации страны (2009 г.), %

00 00,0 00 00,0

17 Сектор С — добыча полезных ископаемых, сектор D — обрабатывающие производства, сектор Е — производство и распределение электро- и теплоэнергии, газа и воды.


Примечания. Расчеты проведены в сопоставимом виде как по энергетическим, так и социальным показателям. Источник данных: МЭА, МОТ, IЕA, статистические ведомства соответствующих стран

По коэффициенту электрификации — отношению энергетического эквивалента потребленной электроэнергии к общему конечному потреблению энергии в стране — Россия (около00%) отстает от рассматриваемых стран и отброшена к уровню середины 70-х гг. В СССР в 1971 г. этот коэффициент составлял 00%, в 1975 г. — 00,0%, в 1980 г. — 00,0%.

С 2000 по 2008 гг. рост общего потребления электроэнергии в России отставал от роста ВВП, в результате чего удельное потребление электроэнергии на 1000 руб. ВВП сократилось в 2000—2008 гг. почти на 00% (с 000,0 до 00,0 кВт∙ч).

Снижение электроемкости в 2000—2005 гг. определялось ростом загрузки ранее недогруженных мощностей, имеющих значительную базовую (условно-постоянную) составляющую расходов электроэнергии. В 2006 г. это снижение резко замедлилось. Если в 2005 г., по уточненным данным Росстата, темп снижения электроемкости (к предыдущему году) был равен 0,0%, то в 2006 г. он составил только 0,0%. Однако в 2007 г. снижение резко ускорилось (0,0%), достигнув своего максимума на всем рассматриваемом периоде, а в 2008 г. снижение вновь замедлилось до 0,0% в связи с кризисными явлениями в экономике России в последние месяцы года. Главную роль в этом процессе сыграли структурные факторы.

В 2009 г. тренд снижения электроемкости был прерван из-за кризиса, при котором загрузка электроемких предприятий в отраслях специализации страны резко упала и соответственно увеличилась доля условно-постоянного потребления. Электроемкость в рассматриваемом году выросла на 0,0%.

В 2010 г., несмотря на постепенное преодоление последствий кризиса, электроемкость экономики России также выросла, но незначительно (на 0,0%). В 2011 г. произошло снижение электроемкости на 00,0%.

Что касается электроемкости российского ВВП по паритету покупательной способности валют (ППС), то она сопоставима с электроемкостью ВВП Казахстана, Китая, Швеции и США и существенно ниже электроемкости ВВП Украины и Канады. При этом электроемкость российской экономики превышает в 0,0—0 раза электроемкость ВВП Японии и ведущих стран Западной Европы (исключая страны Скандинавии) при таком же отставании по уровню ВВП на душу населения.

По потреблению энергии существует альтернативная ( тем не менее признанная ) точка зрения, существенно меняющая картину ЭС РФ.


По оценкам ЗАО «АПБЭ»18 электропотребление в России в 2011г. составило 0000,0 млрд кВт∙ч с приростом 0,00% к 2010 г. вместо 0000,1 млрд кВт∙ч по данным Росстата. Эта оценка получена на основе итоговых данных Росстата по объему производства электроэнергии в стране в размере 0000,00 млрд кВт∙ч, сальдо экспорта-импорта электроэнергии на территории России в размере –00,00 млрд кВт∙ч по данным отчета ОАО «СО ЕЭС» за 2011 г., а также приграничной торговли между Кольской энергосистемой и Норвегией (–0,000 млрд кВт∙ч2), которая в отчете ОАО «СО ЕЭС» не фиксируется. Их результирующая равна 0000,00 млрд кВт∙ч (0000,00 – 00,000 – 0,00 = 1034,839).

По данным Федеральной таможенной службы России сальдо перетоков электроэнергии составило по абсолютному размеру примерно на 0,00 млрд кВт∙ч меньшую цифру (–00,00 млн кВт∙ч), что приводит к 0000,0 млрд кВт∙ч полного электропотребления в стране.

Отметим, что данные отчетов за 2011 г. по экспорту и импорту электроэнергии Федеральной таможенной службы, Системного оператора, Росстата и ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» существенно различаются. Так, по данным ОАО «СО ЕЭС» экспорт электроэнергии почти на 00% превышает аналогичные данные Росстата. По отдельным направлениям экспорта и импорта показатели различаются в разы, причем как в большую, так и в меньшую сторону.

Различия в цифрах итогового потребления электроэнергии в стране можно объяснить разными причинами: помимо различий в данных по экспорту и импорту, резким увеличением ( фактически вдвое19 ) электропотребления в зоне децентрализованного электроснабжения20 ( хотя масштаб изменения вызывает сомнение ), изменением отчетной базы децентрализованного электропотребления в 2011 г. по сравнению с 2010 г., некорректными данными по регионам с учетом перетоков электроэнергии между ними и потерь в сетях, из которых формируется структура электробаланса, ошибками отчитывающихся субъектов электроэнергетического рынка и др. Скорее всего, все эти причины действуют в той или иной степени одновременно.

18 http://www.e-apbe.ru/ Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике.1 9 Рост с 00,0 в 2010 г. до 00 млрд кВт∙ч в 2011 г.20 Районы Азиатского Севера и Востока России, по разным оценкам занимают от 00 до 00% территории

электроснабжения.

http://www.e-apbe.ru/


Рисунок 3. Карта разграничений централизованной и децентрализованной ЭС. Источник материалы Открытого семинара «Экономические проблемы энергетического комплекса»21.

В.2.2.В. Выводы по подразделу «Перспективные направления развития ЭС»

Самым существенным выводом можно считать что основной тренд развития энергетики в РФ — это строительство объектов малой энергетики в децентрализованных зонах ЭС. При этом в свете принятых решений и программ развития малой энергетики целесообразным можно считать нахождение своего места в больших проектах развития, например технологической платформе «Малая распределенная энергетика»22

Из приведенных данных видно, что энергетический комплекс РФ находится в постоянном экономическом взаимодействии с российской и мировой экономикой, быстро реагирует на происходящие изменения. Его дефицитность и отставание от показателей рынков развитых стран поставили задачи развития системы генерации, основу которой составляют объекты малой энергетики. В 21 Особенности развития и функционирования малой энергетики. Б.Г. Санеев, И.Ю. Иванова, Т.Ф. Тугузова.

Роль электростанций малой мощности в зонах децентрализованного энергоснабжения потребителей на Востоке России (семинар а.с. Некрасова). РАН, Институт народнохозяйственного прогнозирования

22 Подробнее: Агентство по прогнохированию балансов в электроэнергетике, http://www.e-apbe.ru/distributed_energy/index.php,


соответствии с "Концепцией развития и использования возможностей малой и нетрадиционной энергетики в энергетическом балансе России", разработанной во исполнение поручения Министра топлива и энергетики Российской Федерации (1993г), к малым электростанциям отнесены электростанции мощностью до 00 МВт с агрегатами до 00 МВт. Обсуждается вопрос об отнесении к объектам малой энергетики атомных станций с электрической мощностью энергоблоков до 000 МВт или тепловой мощностью до 000 МВт.

У малой энергетики несколько областей интересов к которым можно отнести как зону децентрализованной энергетики в которой действуют отличные от зоны централизованного энергоснабжения правила оптовой торговли23, так схема альтернативного параллельного энергоснабжения объектов, по которым принято решение о невозможности присоединения к централизованным ЭС.

Одним из наиболее распространенных вариантов альтернативной энергетики является внедрение газотурбинного оборудования основным потребители которых выступают компании для которых нет возможности предоставить необходимое резервирование мощности ситами объединенной энергосистемы, в том числе и в зонах где отсутствует возможность принципиального подключения к единой энергосистеме.

Доля распределенной (малой) энергетики в России составила 0% от установленных мощностей, в развитых странах этот показатель в 2-3 раза выше. Основу малой энергетики России составляют около 50 тыс. различных электростанций средней единичной мощностью около 340 кВт24.

В России подавляющее большинство объектов малой энергетики работает на дизельном топливе и газе, а электроснабжение осуществляется от стационарных и передвижных дизельных электростанций (ДЭС) или паротурбинных установок (ПТУ).

В настоящее время распределенная генерация на органическом топливе развивается за счет газотурбинной, газопоршневой и микротурбинной технологий. В России строящиеся объекты распределенной генерации основаны в основном на газотурбинной технологии, и производители предлагают широкий номенклатурный ряд от 0,0 МВт до 00 МВт. Турбины меньшей мощности и микротурбины в России пока не производятся.

Соотношение импортных и российских ГПУ находится в пропорции 00% к 00%. Газопоршневые машины чаще всего комплектуются электрогенераторами

23 Нормативной основой функционирования оптового рынка в настоящее время являются «Правила оптового рынка электрической энергии и мощности», утвержден- ные постановлением Правительства РФ от 27.12.2010 No 1172.

24 "Распределенная энергетика России 2010-2015" Рынок газотурбинных установок для электростанций малой и средней мощности. InfoLINE, 2011 г.


зарубежного производства. В Россию поставляются ГПУ компаний Mitsubishi Heavy Industries, Aggreko, Aksa, Atlas Copco, Ausonia, Caterpillar, Cummins, Guascor, Jenbacher, Loganova, MAN B&W, MWM, Rolls-Royce, Tedom, Wartsila, Waukesha, FG Wilson. Крупные производители газопоршневых электростанций в России: ОАО "Сатурн-газовые турбины", ОАО "РУМО", ОАО "Коломенский завод", ЗАО "ПФК Рыбинсккомплекс", ОАО "Звезда" (Санкт-Петербург), "Авторемонтный завод СИНТУР-НТ", ГК "ВЕПРЬ", ОАО "Автодизель" и несколько более мелких.

Рынок газотурбинных установок является одним из самых быстрорастущих в мировом энергомашиностроении, последние пять лет он демонстрирует и в России достаточно высокие темпы роста. В 2010 году в составе ГТЭС малой мощности работало свыше 000 энергоустановок российского производства, а более 2000 - в газоперекачивающем секторе. В общей сложности за последние 15 лет на рынок электроэнергетики было поставлено около 0 ГВт газотурбинного оборудования малой мощности.

В 2008 г. на рынок было поставлено около 000 МВт газотурбинного оборудования малой мощности, в 2009 г. - около 000 МВт, в 2010 г. рынок показал снижение до 000 МВт, что связано длительной волной отката в проектах кризиса 2008 года.

Для развития малой распределенной энергетики в России существует значительный потенциал - на уровне 00 ГВт по причине роста тарифов на электроэнергию и на присоединение к сетям. Растёт энергопотребление при существующей нехватке генерирующих мощностей в районах децентрализованных ЭС.

В развитии рынка малой распределенной генерации заинтересован и сектор ЖКХ, и промышленные предприятия самых разных отраслей. Производственные мощности действующих производителей ГТУ малой мощности позволяют увеличить выпуск продукции как минимум на 00-00%.

Вступление России в ВТО станет дополнительным фактором стимулирующим развитие строительства объектов распределённой энергетики. Российский рынок станет более доступен для импортного оборудования и этим смогут эффективно воспользоваться потребители, однако, это негативно скажется на внутреннем производстве оборудования.

Несмотря на наличие таких предпосылок можно прогнозировать, что еще в течение как минимум 0 лет спрос на объекты распределенной генерации будет оставаться неудовлетворенным, а её доля в общей структуре энергомощностей - низкой. Ежегодный прирост мощностей малой генерации, включаемых в ЕЭС России, прогнозируемый на уровне 0-0% от


потенциальных 20 ГВт. Ввод новых объектов наиболее вероятен на промышленных предприятиях, заинтересованных в снижении издержек и повышении эффективности производства и при этом располагающих значительными финансовыми ресурсами. Прежде всего это предприятия нефтедобывающей отрасли.

Альтернативное параллельное энергоснабжение

Есть несколько разных рыночных стратегий развития альтернативной ЭС, в которой хочется отметить параллельно-независимое направление, развитие в направлениях стратегического тренда единой ЭС и энергетика альтернативных ЭС инфраструктур.

В качестве первой альтернативы ЭС с централизованным управлением стоит рассмотреть концепцию малой газотурбинной энергетики. В число наиболее успешных компаний, действующих на территории России, входит американская Capstone Turbine Co25 и норвежская OPRA Turbines BV26, являющиеся одними из основных поставщиков электроэнергетического оборудования для значительной части инфраструктурных проектов, и не только в зонах децентрализованного энергоснабжения.

Отдельные и кластерные решения на микротурбинах активно применяются для обеспечения энергией в самых различных сферах: городское и муниципальное хозяйство, инфраструктура, сельское хозяйство, промышленность, нефтегазовая отрасль, телекоммуникации, объекты социального значения, торгово-развлекательные центры, сегмент HoReCa (отели/рестораны/кафе), малый бизнес, стратегические и военные объекты и др. Микротурбины являются одним из самых современных видов энергогенерирующего оборудования, превосходящим существующие типы генераторов по совокупности потребительских свойств: экологичности, эффективности, экономичности и надёжности. Возможность использования широкого спектра топлива с различными характеристиками состава делает микротурбины незаменимыми в решении задач по выработке энергии из отходов производства и жизнедеятельности человека.

Хотя их основным коньком компаний является поставка газотурбинных электростанций ( ГТЭ ) для компаний добывающих газ в условиях крайнего севера. Преимуществом такого подхода является то, что ГТЭ позволяют

25 http://www.capstoneturbine.com/ Основана в 10088 г. Более 900 введённых в эксплуатацию микротурбинных установок, более 250 реализованных проектов, сотни клиентов, среди которых: «ГАЗПРОМ», «РУССНЕФТь», «ЛУКОЙЛ», «ТНК-BP», «ИТЕРА», «ТАТНЕФТь», «РОСТЕЛЕКОМ», «САХАЭНЕРГО», «АПТЕКИ 36,6», горнолыжный курорт «ИГОРА», кондитерская фабрика «АМА», десятки средних и мелких потребителей различного профиля

26 http://www.opra.nl/ Основана в 1991 г. Количество реализованных проектов в Россиии не разглашается, Самый крупный инфраструктурный проект — энергоснабжение олимпийских объектов Сочи-2014.

http://www.opra.nl/

http://www.capstoneturbine.com/


сократить сжигание бросового газа в факелах, использовать низкокалорийный газ и практически бесплатно производить электричество не посредственно у места его интенсивного потребления. Особенно ценной оказалась способность микротурбин работать на высокосернистом нефтяном газе, содержащем до 0% Н2S.

В разрезе рассматриваемого предложения интерес представляют системы управления отдельными, комплексными и распределенными проектами. В каждом газотурбинном агрегате, в качестве опции, предусмотрены различные уровни управления генерацией и совместной работы агрегатов.

Детали реализации и фирменные алгоритмы различаются, но в целом достоинством системы является функция удаленного управления через каналы связи и сети интернет/интранет, в том числе управления группами установок, расположенными в разных местах, но работающими как единое целое. Кроме того, каждая система может быть оснащена пультом оператора для ручного управления и программирования различных режимов.

Координацию работы системы из нескольких десятков микротурбин осуществляет специальный компьютер, который по заданным алгоритмам синхронизирует работу генераторов и оптимизирует распределение нагрузки. Сервер позволяет осуществлять управление кластером, содержащим до 000 микротурбин. Может быть задан последовательный, параллельный или смешанный режим работы отдельных установок, объединенных в кластер, в том числе и подключенных в единую ЭС.

В.2.2.Г. Вывод по подразделу «Малая газотурбинная энергетика»

Безусловно решение компаний-лидеров является прямым конкурентом представленного разработчиками и отсекает большой сегмент рынка ориентированного на импортное оборудование с фирменным управлением и обслуживанием.

Следуя логике тренда сырьевого освоения территорий без централизованных ЭС в процесс включились сырьевые компании, использующие для покрытия собственных больших энергозатрат бросовые местные ресурсы и собственные и привлеченные финансовые возможности. В первую очередь это касается нефте- и газодобывающих компаний, для которых гарантированное электроснабжение является синонимом успешности любой инвестиционной программы зарубежного импорта и освоения территориальных запасов ископаемого топлива кустовым методом27.

27 Нефтедобычей занимается нефтегазодобывающее управление — предприятие (или структурное


Куст — это не только совокупность скважин добывающих сырой продукт, это ещё и сложная система автоматизации, включающая мощное энергетическое оснащение и систему автоматизации, позволяющую поддерживать надёжную безлюдную технологию обслуживания куста и обеспечения строгих экологических требований.

В случае, когда компания имеет дело с плотными «кустами», на территории богатой углеводородным сырьем, ей приходится самостоятельно строить централизованное энергоснабжение и использовать упомянутые выше микрогазотурбинные установки только как меру резервирования или обеспечения развития энергопотребителей в далеких от площадок основной нефтедобычи местностях. Это строительство энергомощностей приводит к результатам сопоставимым с масштабом естественных монополистов.

Как самый яркий пример можно привести деятельность в области традиционной малой энергетики компании «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»28.

Таблица 4. Выдержка из структуры установленной мощности отдельных генерирующих компаний на 31.12.2011

Генерирующая компания Установленная мощность на 31.12.2011, МВт

Всего ТЭС ГЭС

ОАО «Башкирэнерго» 0000,0* 0000,0 000,0Генерирующие компании Группы «ЛУКОИЛ»

0000,0 0000,0 000,0

ОАО «Новосибирскэнерго» 0000,0 0000,0 000,0*Установленная мощность дана с учетом нетрадиционных источников энергии.Источник: "Функционирование и развитие электроэнергетики россиискои федерации в 2011 году", Информационно-аналитическии доклад. Министерство энергетики россиискои федерации, 2012 г.

С 2004 по 2011 год ОOO «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» реализован проект строительства на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области трех новых газотурбинных электростанций (ГТЭС) и двух

подразделение предприятия) занимающееся добычей и перекачкой «сырой» нефти и газа до узла коммерческого учёта. В инфраструктуру НГДУ обычно входят ДНС (дожимные насосные станции), КНС (кустовые насосные станции), УПСВ (узел предварительного сброса воды), внутрипромысловые трубопроводы (нефтепроводы)

28 Компания входит в состав группы «ЛУКОЙЛ». После завершения структурной реформы ОАО РАО «ЕЭС России», группа «ЛУКОЙЛ» консолидировала контрольный пакет акций ОАО «ЮГК ТГК-8» и стала стратегическим инвестором компании. ОАО «ЮГК ТГК-8» с мая 2008 г. входило в группу «ЛУКОЙЛ». В сентябре 2009 г. Общество было реорганизовано в форме преобразования в общество с ограниченной ответственностью «Южная генерирующая компания-ТГК-8» (ООО «ЮГК ТГК-8»). В 2010 г. завершилась реорганизация ООО «ЮГК ТГК-8», которое стало называться ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» и объединило гидроэлектростанции группы «ЛУКОЙЛ».


газопоршневых электростанций (ГПЭС), работающих на попутном нефтяном газе ( ПНГ ). Общая установленная мощность ГТЭС/ГПЭС составляет 209,13 МВт. Проект реализован совместно с ОАО «Сбербанк России»29 в соответствии со статьёй 6 Киотского протокола30.

Объекты проекта, Восточно-Толумская ГПЭС ( 2004 ), Северо-Даниловская ГПЭС ( 2006 ), Вать-Еганская ГТЭС ( 2008 ), Тевлинско-Русскинская ГТЭС ( 2009 ), Красноленинская ГТЭС ( 2011 ).

На Вать-Еганской, Тевлинско-Русскинской и Красноленинской ГТЭС, а также на ГПЭС Северо-Даниловского месторождения проектами предусмотрено строительство дизельных электростанций (ДЭС) для покрытия электрических нагрузок на собственные нужды электростанций в аварийных случаях и для запуска компрессорных агрегатов дожимных компрессорных станций (ДКС) с целью ввода ГТУ в работу. ДЭС на Северо-Даниловской электростанции была построена, но в эксплуатацию не введена. До конца 2012 г. эксплуатация данной электростанции не планируется. ДЭС на остальных электростанциях построены и эксплуатируют по мере необходимости.

Общая фактическая стоимость строительства всех пяти электростанций с учетом сопутствующей инфраструктуры и оборудования составила 7,6 млрд. руб. Строительство ГТЭС/ГПЭС полностью финансировалось за счет собственных средств компании31.

В состав основного энергетического оборудования входят газотурбинные установки производства ОАО «Авиадвигатель» и газопоршневые установки на двигателях Отто производства GEEnergyJenbachergasengine.

В качестве альтернативы электроснабжения месторождении рассматривались несколько вариантов, в том числе потребление ПНГ на промплощадках и электроснабжение присоединением к ЭС ОАО «Тюменьэнерго». Наиболее вероятными сценариями инвестиционного анализа без СО признаны: продолжение факельного сжигания ПНГ и закупка электроэнергии из внешних источников, поскольку реализация не приносит должной прибыли от непрофильной деятельности по производству электроэнергии.

29 На основании Постановления Правительства Российской Федерации от 28 октября 2009 г. N 843 на ОАО "Сбербанк РФ" возложены полномочия оператора углеродных единиц, планировавшего до февраля 2013 года привлечь от 2 до 2,3 млрд. евро инвестиций в проекты СО.

30 О проведении операций по введению в обращение, хранению, передаче, приобретению, аннулированию, изъятию из обращения и перенос углеродных единиц со счета на счет, резервирование углеродных единиц, в том числе под проекты, осуществляемые в соответствии со статьей 6 Киотского протокола. "Киотский протокол к Рамочная Конвенции ООН об изменении климата (РКИК)", во исполнение решения Генеральной Ассамблеи ООН № 46/169 от 19 декабря 1991 года об охране глобального климата в интересах нынешнего и будущих поколений человечества. Ратифицированна Российской Федерацией в 1994 г.

31 Здеь и далее. Источник информации: Проектная документация «Строительство объектов малой энергетики на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», Российская Фед»ерация». Утверждена вице-президентом ОАО "ЛУКОЙЛ", 27 апреля 2012 г.


Важно отметить, что проект направлен исключительно на снижение антропогенного воздействия на окружающую среду и не мог бы состояться в рамках обычной коммерческой практики (в отсутствие продажи единиц сокращений выбросов).

По официальным данным в России сжигается порядка 00-00 млрд. м3 ПНГ в год. Однако существуют и более радикальные оценки. К примеру, в 2007 г. были опубликованы результаты исследований, проведенных Национальной океанической и атмосферной администрации США (NOAA) по заказу Всемирного банка. Для оценки объемов и динамики сжигания ПНГ в период 1995-2006 гг. были использованы данные военной системы метеорологических наблюдений. Результаты анализов показали, что в России отмечаются существенные различия между данными официальной отчетности и результатами космической съемки.

Из статистики ЦДУ ТЭК за 2001-2007 гг., в 2004 г. на факельных установках было сожжено 00,0 млрд. м3 ПНГ, однако согласно исследованиям NOAA эта цифра значительно выше и составляет примерно 00,0 млрд. м3. Таким образом, информация, касающаяся обращения нефтяных компаний с ПНГ, носит весьма противоречивый характер, а факт повсеместного сжигания ПНГ на месторождениях России является неоспоримым.

ПНГ утилизируется нефтяными компаниями, однако в большинстве случаев это происходит только на тех месторождениях, где это экономически целесообразно. В районах, где полезная утилизация ПНГ затруднена по объективным причинам, газ направляется на факельные установки для сжигания.

Утилизация ПНГ не приносит большого дохода нефтяным компаниям ввиду низких тарифов на ПНГ. Размер установленных платежей (штрафных санкций) за сжигание ПНГ несопоставим с доходами от продажи нефти, поэтому нефтедобывающие компании в массе своей предпочитают «финансировать существование проблемы», нежели тратить средства на ее решение. Государство на настоящий момент не предпринимает по-настоящему жестких мер, направленных на ограничение сжигание ПНГ. Даже, планируемое увеличение плат за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу с 2012 года никак не стимулирует скорейшего развитие инфраструктуры по переработке ПНГ, да и в самом правительстве признают, что достичь уровня утилизации ПНГ в 00% удастся не ранее чем в 2014-2015 гг.

Очевидно, что и прямой законодательный запрет на сжигание ПНГ (за исключением аварийных ситуаций), действующий в ряде развитых стран, не применим в отношении России, так как может стать губительным ударом для всей ее нефтедобывающей отрасли, поэтому такой вариант вряд ли будет


рассматриваться государством, доходы которого сильно зависят от импорта нефти. По большому счету, получение дополнительного дохода от продажи единиц сокращений выбросов, сгенерированных в результате реализации проектов с привлечением механизма сотрудничества, может стать действенных стимулов направленных на увеличение объемов утилизации ПНГ.

Практика строительства электростанций работающих на ПНГ в ХМАО показывает, что реализация данных проектов, без привлечения механизмов Киотского протокола, не представляется возможной, в связи с низкими экономическими показателями данных проектов. Так, например, компания ОАО «Сургутнефтегаз», совместно с компанией Gazprom Marketing & Trading (GM&T), благодаря привлечению механизма совместного осуществления Киотского прокола реализовала ряд проектов, относящихся к строительству ГТЭС на собственных месторождениях в ХМАО32.

В.2.2.Д. Вывод по подразделу «Малая энергетика в естественных монополиях»

Таким образом, в рамках данного экспертного заключения по представленной технологии можно констатировать: компании нефтедобывающего профиля ведут активную деятельность по реконструкции, строительству и проектированию объектов малой энергетики на ПНГ. Она не приносит им прибыли как генерирующим компаниям, в связи с масштабностью этой работы проекты поручаются сторонним организациям, которые являются целевыми для внедрения представленной технологии управления и именно с ними ещё на этапе технико-экономического и инвестиционного обоснования долна вестись работа по внедрению системы автоматического резервирования мощности и повышения устойчивости генерирующих машин.

Нетрадиционная энергетика в естественных монополиях

ОАО «РусГидро»33 одно из первых в России начало реализацию пилотных проектов в области альтернативной энергетики. Компания имеет портфель перспективных проектов и практических наработок и готова к промышленному тиражированию технологий34.

РусГидро реализует на Камчатке пилотный проект создания бинарного блока

32 http://energo-news.ru/archives/8629733 АО «РусГидро» создано 26 декабря 2004 года в рамках осуществления государственной программы по

реформированию электроэнергетики в соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации № 1254-р от 01.09.2003.

34 Подробнее о реализованных и реализуемых проектах ОАО «РусГидро»


Паужетской геотермальной станции установленной мощностью 2,5 МВт. Среднегодовая выработка блока составит 00,0 млн. кВтч., в проекте задействованы отечественные производители энергетического оборудования – Калужский Турбинный завод и СпецнефтехимМаш.

В Мурманской области РусГидро эксплуатирует экспериментальную Кислогубскую ПЭС (0,0 МВт). В портфеле перспективных проектов РусГидро – приливные станции – Северная установленной мощностью 00 МВт и Мезенская – 0-0 ГВт.

В настоящее время проводится оптимизация проектных решений Северной ПЭС. Новые технологии, которые предстоит отработать в ходе ее строительства и эксплуатации (наплавной способ строительства морских гидросооружений, новый ортогональный гидроагрегат и др.), будут применены при строительстве мощной Мезенской ПЭС.

ОАО «РАО Энергетические системы Востока» («дочка» РусГидро ) также реализует проекты в области солнечной и ветроэнергетики в изолированных зонах на Дальнем Востоке. В 2013 году компания планирует построить три солнечных электрических станции общей мощностью 00 кВт в Якутии и два ветро-дизельных комплекса в Камчатском крае общей мощностью 000 кВт. В настоящее время суммарная установленная мощность действующих объектов ВИЭ компании составляет 000 кВт, из них 00 кВт было введено в 2012 году. До 2016 года в планах Холдинга строительство более 00000 кВт установленной мощности ветродизельной генерации в Камчатском крае и 000 кВт в Сахалинской области. Программа строительства солнечных станций в Якутии предусматривает ввод 0000 кВт установленной мощности к 2020 году. Общая стоимость перечисленных проектов составляет более 0 млрд. рублей.

В.2.2.Е. Выводы по подразделу «Нетрадиционная энергетика в естественных монополиях»

В рамках представленной разработки для получения доступа к автоматизации нетрадиционных проектов or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc..

В.3. Технологии

С технологической точки зрения поддержания устойчивости энергетических

http://www.rushydro.ru/press/events/81447.html


систем в рамках заявленного проекта прежде всего интересуют вопросы связанные с влиянием на энергосистемы генерирующих синхронных машин, их участие в поддержании качества электроснабжения, компенсации реактивной мощности и т.п. системных решений.

Самый верхний иерархический уровень управления ЭС занимает централизованная диспечеризация, строящая взаимодействие с системой по безусловно-командному принципу, когда or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. .

Выше были приведены основные технические способы контроля усточивости и качества ЭС, к главным из которых следует отнести выбор конфигурации сети, установку контрольно-измерительной аппаратуры и оптимального размещения компенсационного и коммутационного оборудования, автоматики управления процессами генерации и аварийного отключения нагрузок. or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.. Налажено производство программно-технологических комплексов, каждый из которых адаптируется и отлаживается под специфику проектов генерирующих, распределительных и крупных потребляющих электроэнергию компаний.

В качестве примера можно привести ряд традиционных, тиражируемых решений, используемых для автоматизации работы крупных генерирующих систем.

Монополизация проектов

В качестве подрядчиков систем автоматизации ЭС в России выступает ограниченное число компаний35, предлагающих давно откатанные на мировом и российском рынках решения.

В качестве примера можно привести три адаптируемых системы АСУ ТП, активо использующихся в ЭС: Industrial IT36, Ovation™37, Teleperm XP38.

Характерной особенностью всех этих систем является то, что они имеют открытую архитектуру, базирующуюся на единых принципах и различающихся только фирменными алгоритмами обработки сигналов контроля. Вся остальная структура коммутации и протоколов взамодействия типовая и состоит из следующих компонентов:

• Сеть

35 См. например VOLTA EG http://voltagroup.ru/ , ЗАО «СЕАЛТЕК» http://www.sealtek.ru/36 ABB Asea Brown Boveri Ltd, Швеция, http://www.abb.ru/ 37 Emerson Electric Co., США, http://www.emersonprocess.com/38 Siemens AG, Германия http://siemens.com

http://voltagroup.ru/


• Контроллер

• Модули ввода-вывода

• Реляционная база данных

• Интеграция на уровне предприятия

• Рабочие станции

• Станции архивной регистрации

• Серверы отчетов

Открытая технология позволяет проводить плановые миграции с платформы на платформу, что позволяет строить системы из смешанных компонентов или заменять отдельные элементы систем управления ЭС. Так у компании Emerson Electric Co. Существует целая программа миграции с конкурирующих решений компаний Siemens AG и ABB Asea Brown Boveri Ltd.

Поскольку нецелесообразно приводить в данном экспертном заключении большой объем технической документации по представленным на рынке решениям, более подробно о технологических платформах АСУ ЭС можно узнать из документации на сайтах вендоров и разработчиков систем.

В.3.A. Выводы по разделу «Технологии»

Непременным условием внедрения представленной разработчиком технологии на больших генерирующих и распределительных системах является её or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat., поскольку сложившаяся практика не предусматривает закрытых, проприетарных решений. В какойт-о мере это продиктовано тем, что являясь стратегическими объектами ЭС не допускают наличия «закладок» кода делающей его потенциально уязвимым для внешнего не санкционированного управления.

Существенным условием таких внедрений можно считать or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat.. Сотрудничество с их российскими представителями малоэффективно, поскольку они or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. и отнесена мной к разряду непродуктивной и нецелесообразной.


В.4. Исследования

Предмет разработки является одной из самых консервативных областей техники, тем не менее концепция распределенной энергетики ( РЭ / DG )последнее время подхлестнула интерес к исследованиям в области управления режимами включения в общий процесс объектов малой генерации, расчетов оптимального размещения компенсирующего оборудования и т.п.

С 2007 года в журналах с высоким IMPACT-фактором опубликовано более 961 статей по рассматриваемой тематике. В Таблице 6 представлены некоторые из этих работ, представляющее интерес с точки зрения направленности на решение проблем распределенных ЭС: моделирования и анализа режимов усточивости синхронных машин; алгоритмов оптимизации расположения генерирующего оборудования; методов математического моделирования распределенных систем; контроля качества электричества в распределенных системах и т.п.

Таблица 6. Исследовательские центры проявлявшие наибольшую публикационную активность по рассматриваемой технологии ( 2013 — 2004 )

N п/п

Исследовательский центр

1 Center for Energy Systems Research, Tennessee Technological University, P.O. Box 5004, Cookeville, TN 38505, USA

2 Centre for Electric Technology, Department of Electrical Engineering, Technical University of Denmark, Elektrovej 325-DTU, Kgs. Lyngby 2800, Denmark

3 Centre of Excellence in Power System Management and Control (CEPSMC), Sharif University of Technology, Tehran, Iran

4 Department of Computer Science, The University of Auckland, New Zealand

5 Department of E&E National Institute of Technology, Karnataka, Surathkal, 575025. India

6 Department of Electrical and Computer Engineering, University of Kurdistan, Sanandaj, PO Box 416, Kurdistan, Iran

7 Department of Electrical Engineering, Ardabil Branch, Islamic Azad University, Ardabil, Iran

8 Department of Electrical Engineering, Centro Politécnico Superior, University of Zaragoza, C/María de Luna, 3, 50018 Zaragoza, Spain

9 Department of Electrical Engineering, Faculty of Engineering, Chiang Mai University, Chiang Mai 50200, Thailand

10 Department of Electrical Engineering, Federal University of Paraná, 81531-990 Curitiba, PR, Brazil

11 Department of Electrical Engineering, Hong Kong Polytechnic University, Hunghom, Kowloon,


N п/п


Hong Kong, China

12 Department of Electrical Engineering, I-Shou University, No. 1, Section 1, Syuecheng Road, Dashu Township, Kaohsiung Country 840, Taiwan

13 Department of Electrical Engineering, Kyushu Institute of Technology, Kyushu, Japan

14 Department of Electrical Engineering, National Taiwan University of Science and Technology, Taipei, Taiwan

15 Department of Electrical Engineering, Osaka University, 2-1 Yamada-Oka, Suita, Osaka 565-0871, Japan

16 Department of Electrical Engineering, Science and Research Branch, Islamic Azad University, Tehran, Iran

17 Department of Electrical Engineering, Shiraz University of Technology, Shiraz, Iran

18 Department of Electrical Engineering, University of Seville, 41092 Seville, Spain

19 Department of Engineering Design and Mathematics, University of the West of England (UWE Bristol), Bristol, UK

20 Department of Informatics, Bioengineering, Robotics, and Systems Engineering—DIBRIS, Via Opera Pia 13, I-16145 Genova, Italy

21 Department of Information and Electrical Engineering (DIIIE), University of Salerno, Italy

22 Department of Mechanical, Energy, Management and Trasportation Engineering—DIME, Via Opera Pia 15, I-16145 Genova, Italy

23 Department of Naval, Electrical, Electronic and Communication Engineering—DITEN, Via Opera Pia 11a, I-16145 Genova, Italy

24 Department of Power Systems, Faculty of Electrical Engineering and Computing, University of Zagreb, Unska 3, 10000 Zagreb, Croatia

25 Electrical & Computer Control Engineering, Arab Academy for Science & Technology, Faculty of Eng. & Tech, P.O. 1029, Miami, Alexandria, Egypt

26 Electrical Engineering College, Northeast Dianli University, Jilin Jilin Province China

27 Electrical Engineering Department, Faculty of Engineering, Minofiya University, Egypt

28 Electrical Engineering Department, Imam Khomeini International University, Qazvin, Iran

29 Electrical Engineering Department, University of Cape Town, Cape Town 7701, South Africa

30 Electricity Distribution Utility “Elektrovojvodina”, Sombor, Serbia


N п/п


31 Electronic and Electrical Department, Shiraz University of Technology, Modars Blvd., P.O. 71555-313, Shiraz, Iran

32 Energy and Resources Group, University of California, Berkeley, CA 94720, USA

33 Energy Company of Paraná 80420-170 , Curitiba, Brazil

34 Faculty of Electrical and Computer Engineering, Tarbiat Modares University, Tehran, Iran

35 Faculty of Electrical Engineering, K.N. Toosi University of Technology, seid khandan, P.O. Box 16315-1355, Tehran, Iran

36 Federal University of Rio de Janeiro, P.O. Box 68516, 21945-970 Rio de Janeiro, RJ, Brazil

37 GECAD – Knowledge Engineering and Decision Support Research Center, Polytechnic of Porto (IPP), R. Dr. António Bernardino de Almeida, 431, 4200-072 Porto, Portugal

38 Institute for Integrated Energy Systems, University of Victoria, PO Box 3055, STN CSC, Victoria, BC, Canada V8W 3P6

39 Institute of Technology for Development (LACTEC), 81531-980 Curitiba, PR, Brazil

40 Instituto de Investigaciones en Ingeniería Eléctrica (IIIE) “Alfredo Desages” (UNS-CONICET), Universidad Nacional del Sur (DIEC-UNS), Avenida Alem 1253, Bahía Blanca 8000, Argentina

41 Islamic Azad University, South Tehran Branch, Tehran, Iran

42 Itaipu Binacional (OPSE.DT), Av. Tancredo Neves 6731, Foz do Iguaçu, PR 85866-900, Brazil

43 Joule Centre for Energy Research, B24 Pariser Building, University of Manchester, M60 1QD, UK

44 KIIT University, Bhubaneswar, India

45 Končar-Power Plant and Electric Traction Engineering Inc., Fallerovo 22, 10000 Zagreb, Croatia

46 Laboratorio de Electrónica Industrial, Control e Instrumentación (LEICI) and CONICET, Facultad de Ingeniería, Universidad Nacional de La Plata, La Plata 1900, Argentina

47 Program on Energy and Sustainable Development, Stanford University, Stanford, CA 94305, USA

48 Protection and Relay Division, Provincial Electricity Authority (PEA), 200, Ngam Wong Wan Rd., Chatuchak, Bangkok 10900, Thailand

49 School of Electrical and Computer Engineering, Shiraz University, Iran

50 School of Electrical and Electronic Engineering, The University of Manchester, UK

51 School of Electrical Engineering & Automation, Tianjin University, 300072 Tianjin, China

52 School of Electrical Engineering and Information, Sichuan University, Chengdu 610065, People’s


N п/п


Republic of China

53 School of Electrical Engineering and Information, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, People’s Republic of China

54 Sichuan Electrical Power Research Institute, Chengdu 610000, People’s Republic of China

55 Siksha O Anusandhan University, Bhubaneswar, India

56 Sustainable Development Research Initiative, University of British Columbia, Vancouver, BC, Canada V6T 1Z2

57 Telvent DMS LLC, Novi Sad, Serbia

58 The Mitsubishi Electric Corporation, Hyogo 661-8661 Japan

59 The Mitsubishi Electric Research Laboratories, Cambridge, MA

60 The Mitsubishi Electric Research Laboratories, Cambridge, MA 02139 USA

61 Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI), CP 50, Itajubá, MG 37500-903, Brazil

62 University of Novi Sad, Faculty of Technical Sciences, Department of Power, Electronic and Communication Engineering, Serbia

63 Young Researchers Club, Ardabil Branch, Islamic Azad University, Ardabil, Iran

В.4.А. Выводы по подразделу «Исследовательские центры»

Исследования по представленной тематике особенно тесно смыкаются с разработками в сфере or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. .


Таблица 7. Избранные научные публикации по заявленной разработчиком тематике ( 2004 — 2013 гг )

№ Автор (ы) Название Издание Год Ключевые слова Аннотация (en)

1 Abbasi,Ali Reza;Seifi,Ali Reza

A new coordinated approach to state estimation in integrated power systems

International Journal of Electrical Power & Energy Systems

2013 Mixed state estimation (MSE);Integrated power system;Energy management system (EMS);Distribution management system (DMS)

Many large cities have their hybrid transmission and distribution networks, while traditionally, transmission and distribution state estimators are studied and developed separately. In order to achieve a global consistent state estimation solution, the balance transmission and unbalance distribution networks are studied as a whole in this paper. A novel masterвАУslave-splitting (MSS) iterative method is developed for calculating large-scale and mixed state estimation (MSE) problem. In the MSS method, with introducing the boundary fictitious measurement, the MSE problem of large scale is split into a balanced transmission state estimation and many unbalanced distribution state estimation sub-problems of small scale. In order to fit the different features between balanced transmission and unbalanced distribution networks, each sub-problem can be solved with different algorithm. Several case studies are carried out, and the accuracy, convergence, efficiency and reliability of the proposed method are validated.

2 Abdi,Sh;Afshar,K. Application of IPSO-Monte Carlo for optimal distributed generation allocation and sizing


2013 Reliability;Voltage profile;Loss reduction;Multi objective optimization;Distributed generation

Determination of optimal location and size of Distributed Generations (DGs) is one of the major problems of distribution utilities. In this paper, a multi-objective methodology for optimal distributed generation allocation and sizing in distribution systems is proposed. The objective function is considered willing to minimize the costs of active and reactive losses, and to improve the voltage profile and reliability of the distribution systems. Besides, the effect of load models is considered in the optimal DG allocation. A hybrid method



based on improved particle swarm optimization (IPSO) algorithm and Monte Carlo simulation is proposed for solving the problem. The proposed algorithm is applied to the practical 33-bus distribution system and results are compared with other versions of PSO and artificial bee colony (ABC) algorithm. Numerical studies are representing of the effectiveness and out-performance of the proposed method.

3 Bracco,Stefano;Delfino,Federico;Pampararo,Fabio;Robba,Michela;Rossi,Mansueto

The University of Genoa smart polygeneration microgrid test-bed facility: The overall system, the technologies and the research challenges

Renewable and Sustainable Energy Reviews

2013 Distributed generation;Smart grids;Optimization;Control;Simulation;Renewable energy

Nowadays, as set by the EU 20-20-20 targets, the reduction of primary energy use and greenhouse gas emissions in the energy sector can be attained by increasing the use of renewable sources and improving energy efficiency. Many national and international research programs are aiming at developing innovative technologies and new energy management strategies in order to reach the targets set out in the 20-20-20 directive. In this context, a primary role is played by the Distributed Generation (DG), which refers to the electrical and thermal generation located near to the place of use, exploiting available renewable sources. One of the best way to exploit the emerging potential of DG is to take a system approach which views generation and associated loads as a whole concept called вАЬmicrogrid.вАЭ The sources can operate in parallel to the grid or can operate in island, providing utility power station services. Utilization of waste heat from the sources will increase total efficiency, making the polygeneration microgrid more financially attractive and вАЬsmartвАЭ from the energy consumption standpoint. The вАЬsmartnessвАЭ is also in the management system, where control strategies aiming at the optimization of technical, economical and environmental issues are typically implemented. This paper deals with smart microgrids, addressing basically the following topics: (1) to



review methods, models, tools, technologies and research challenges in the specific field; (2) to present the University of Genoa Smart Polygeneration Microgrid (SPM), built with the financial contribution of the Italian Ministry of Education, University and Research at the decentralized Savona Campus facilities. The SPM produces energy at low emissions for the University and operates as a test-bed facility for research, testing and development of smart grid components.

4 Chen,Yu;Xu,Zhao;√Шstergaard,Jacob

Islanding Control Architecture in future smart grid with both demand and wind turbine control

Electric Power Systems Research

2013 Control architecture;Demand;Distributed generation;Island operation;Wind turbine

In recent years, a large number of Distributed Generation units (DG units) such as Wind Turbines (WTs) and Combined Heat and Power plants (CHPs) have been penetrating the distribution systems. Meanwhile, an intentional island operation of distribution systems is proposed as a potential measure against power supply outages by continuously running DG units during system emergencies. However, there are some challenging security issues for an island operation, such as the power imbalance during the islanding transition and the coordination of feeder protection systems. To tackle the former issue, which is the focus of this paper, available resources including both DG units and demand should be fully utilized as reserves. The control and coordination among different resources requires an integral architecture to serve the purpose. This paper develops the Islanding Control Architecture (ICA) for future smart grid, based on the Islanding Security Region (ISR) concept. With the ISR, system operators can assess beforehand if an island operation can be successful for a given distribution system at its current operating state. In case of unfavorable assessment, control measures will be suggested to coordinate different resources, aiming at pulling the system back into the ISR to ensure a successful island operation on time.



5 da Silva,Rui Jovita G. C.;Zambroni de Souza,A. C.;Leme,Rafael C.;Sonoda,Dabit

Decentralized secondary voltage control using voltage drop compensator among power plants


2013 Secondary voltage control;Coordinated voltage control;Voltage control

This paper deals with the problem of voltage collapse in power systems by presenting a decentralized secondary voltage control. For this purpose the coordination between the joint voltage control available in the generation plants is used to control the voltage level at the transmission system by adjusting a compensation impedance. By using this approach, the generation plants become more sensitive to the system operating and configuration conditions. A sensitivity-based methodology to identify the most effective plants and the impedance value associated is presented. Some examples meant to explore the potential of the methodology are presented and discussed with the help of real systems.

6 de Souza,A. R. R.;Fernandes,T. S. P.;Aoki,A. R.;Sans,M. R.;Oening,A. P.;Marcilio,D. C.;Omori,J. S.

Sensitivity analysis to connect distributed generation


2013 Sensitivity analysis;Distributed generation;Genetic algorithms;Optimal power flow

One of the alternatives to reduce costs in a power system is the application of distributed generation (DG). Although inherent flexibilities of DG, the point of connection must be carefully chosen in order to avoid any hazardous impact. Normally, this choice is based on loss minimization, improvement of the voltage profile and reduction of the power flows through the lines. The search field of this problem is vast. In order to diminish it, this article assumes that only some buses of the network are candidates to the connection. Thus, one of the main objectives of this work is the proposition of a sensitivity analysis that indicates the best buses to realize the connection. Due to peculiarities of this proposed analysis, the voltage phasor is represented by the rectangular form. To test it, a conventional allocationвАЩs methodology is implemented and solved using genetic algorithms (GA) together with an optimal power flow (OPF). A purely radial feeder of one distribution company in Brazil, with 2678 buses and a typical network of 70 buses are chosen to present the results of the methodology.



7 Ebrahimi,R.;Ehsan,M.;Nouri,H.

A profit-centric strategy for distributed generation planning considering time varying voltage dependent load demand


2013 Distributed generation (DG);Short term planning;Time varying voltage dependent load model;Genetic algorithm;Distribution network

This paper proposes a new algorithm to determine the best connection of multiple distributed generations (DGs) on distribution networks according to type of customers. The considered DG technology is combined heat and power (CHP) in various sizes which can be extended to other technologies. Different types of demand, such as industrial, residential and commercial are defined by the load model that is voltage dependent and the load patterns from real life hourly demand data. This method which is based on multi-year multi-period power flow is useful for Distribution Network Operators (DNOs) when they are faced with voltage dependent load models in their networks. However it can be used in constant load models with multi-period or single demand. The proposed optimization is from the DNOвАЩs perspective and aims to maximize their present value of profit against the supplying costs of the network. It is shown that by definition of an appreciated economic based objective function, the customer type can significantly affect the optimal DG options in distribution network planning. Finally, this method is tested using the 69-bus radial system. Furthermore, a comparative study for different customer demand types is shown for various cases and results are discussed in this paper.

8 Goleijani,S.;Ghanbarzadeh,T.;Sadeghi Nikoo,F.;Parsa Moghaddam,M.

Reliability constrained unit commitment in smart grid environment


2013 Distributed Energy Resources;Particle Swarm Optimization;Reliability Constrained Unit Commitment;Smart grid

Maintaining the reliability in an acceptable level is one of the most important concerns of Independent System Operators (ISOs) in restructured power system. Reliability Constrained Unit Commitment (RCUC) would be executed by ISO in order to reach the reliable operation. Distributed Energy Resources (DERs) as emerging technologies of upcoming power system, could play a determinant role in reliability issues. As a result it is essential to apply some modifications on common RCUC



formulation due to the impacts of DERs in order to make the power system operation more reliable, secure and economic. This paper presents a heuristic approach to solve RCUC problem considering the impacts of multiple DERs besides introducing Intelligent Distributed Energy Resources Operator (IDERO). IDEROs are new agents in smart grid environment with the responsibility of coordinating DERs in the most secure and reliable manner. The effectiveness of the proposed approach is illustrated by applying it to IEEE-RTS79.

9 Habibi,Farshid;Naghshbandy,Ali Hesami;Bevrani,Hassan

Robust voltage controller design for an isolated Microgrid using KharitonovвАЩs theorem and D-stability concept


2013 Distributed Generation (DG);Microgrid (MG);Islanding mode;Robust control;KharitonovвАЩs theorem;D-stability

This paper proposes a new robust voltage control strategy for an isolated Microgrid (MG). The MG consists of several Distributed Generation (DG) units and local loads, which should be capable to operate in both connected and disconnected modes. To achieve this goal and suitable performance in both modes, robust control may provide many advantages. The proposed control structure proceeds to design a robust voltage controller based on KharitonovвАЩs theorem for an isolated MG system. It utilizes an internal oscillator to frequency control and a proportionalвАУintegral (PI) controller to maintain voltage stability that is tuned by KharitonovвАЩs theorem. For fine-tuning of the PI controller, D-stability concept as a complementary method is used. The PI voltage controller endeavors to minimize errors between direct and quadrature voltage components and their reference values. Performance of the robust voltage control method and isolated MG system are evaluated by several simulations in the presence of uncertainty in the system parameters.

10 Hashemi,Farid;Ghadimi,Noradin;Sobh

Islanding detection for

International Journal of

2013 Distributed generation;Islanding

This paper investigates a new integrated diagnostic system for islanding detection by means of a neuro-fuzzy approach for



ani,Behrooz inverter-based DG coupled with using an adaptive neuro-fuzzy inference system

Electrical Power & Energy Systems

detection;Non-detection zone;Adaptive neuro fuzzy inference system;Fuzzy subtractive clustering

grid-connected inverter-based distributed generation. Islanding is one important concern for grid connected distributed resources due to personnel and equipment safety. Several methods based on passive and active detection scheme have been proposed. While passive schemes have a large non-detection zone (NDZ), concern has been raised on active method due to its degrading power quality effect. Reliably detecting this condition is regarded by many as an ongoing challenge as existing methods are not entirely satisfactory. The main emphasis of the proposed scheme is to reduce the NDZ to as close as possible and to keep the output power quality unchanged. In addition, this technique can also overcome the problem of setting the detection thresholds inherent in the existing techniques. In this study, we propose to use a hybrid intelligent system called ANFIS (the adaptive neuro fuzzy inference system) for islanding detection. The simulations results, carried out by MATLAB/Simulink, shows that the proposed method has a small non-detection zone. Also, this method is capable of detecting islanding accurately within the minimum standard time. Moreover, for those regions which are in need of a better visualization, the proposed approach would serve as an efficient aid such that the mains power disconnection can be better distinguished.

11 Vale,Zita;Morais,Hugo;Faria,Pedro;Ramos,Carlos

Distribution system operation supported by contextual energy resource management based on

Renewable Energy 2013 Distributed energy resources;Distributed generation;Distribution systems;SCADA;Smart grid

Future distribution systems will have to deal with an intensive penetration of distributed energy resources ensuring reliable and secure operation according to the smart grid paradigm. SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) is an essential infrastructure for this evolution. This paper proposes a new conceptual design of an intelligent SCADA with a decentralized, flexible, and intelligent approach, adaptive to the



intelligent SCADA

context (context awareness). This SCADA model is used to support the energy resource management undertaken by a distribution network operator (DNO). Resource management considers all the involved costs, power flows, and electricity prices, allowing the use of network reconfiguration and load curtailment. Locational Marginal Prices (LMP) are evaluated and used in specific situations to apply Demand Response (DR) programs on a global or a local basis. The paper includes a case study using a 114 bus distribution network and load demand based on real data.

12 Wang,D.;Parkinson,S.;Miao,W.;Jia,H.;Crawford,C.;Djilali,N.

Hierarchical market integration of responsive loads as spinning reserve

Applied Energy 2013 Economic dispatch;Demand response;Virtual power plant;Electric vehicles;Heat pumps;Hydrogen production

In this paper, a new market integration approach for responsive loads is proposed. Large, spatially-distributed populations of heat pumps, electric vehicles, and electrolyzers are integrated into the conventional security constrained economic dispatch formulation using a hierarchical load management policy. Regional pockets of responsive loads are aggregated into models that describe population dynamics as an equivalent virtual power plant. This demand-side virtual power plant is then integrated into the market as a new source of spinning reserves. The potential impact of reserve capacity supported by responsive loads on the operating characteristics of the power system is investigated using a bottom-up modeling framework. Results indicate that by supplying spinning reserve, responsive loads can increase the flexibility of existing resources within the active power portion of the market. The hierarchical market integration policy enhances both the technical and economic efficiency of the power system, reduces operating costs and emissions, and supports increasing levels of variable generation on the grid.



13 Dash,P. K.;Padhee,Malhar;Barik,S. K.

Estimation of power quality indices in distributed generation systems during power islanding conditions


2012 Power quality indices;Total harmonic distortion;Sequence voltages and currents;Power measurements;Distributed generation;Islanding condition

This paper presents a new, fast Modified Recursive GaussвАУNewton (MRGN) method for the estimation of power quality indices in distributed generating systems during both islanding and non-islanding conditions. A forgetting factor weighted error cost function is minimized by the well known GaussвАУNewton algorithm and the resulting Hessian matrix is approximated by ignoring the off-diagonal terms. This simplification produces a decoupled algorithm, for the fundamental and harmonic components and results in a large reduction of computational effort, when the power signal contains a large number of harmonics. Numerical experiments have shown that the proposed approach results in higher speed of convergence, accurate tracking of power signal parameters in the presence noise, waveform distortion, etc., which are suitable for the estimation of power quality indices. In the case of a distribution network, power islands occur when power supply from the main utility is interrupted due to faults or otherwise and the distributed generation system (DG) keeps supplying power into the network. Further, due to unbalanced load conditions the DG is subject to unbalanced voltages at its terminals and suffers from increased total harmonic distortion (THD). Thus, the power quality indices estimation, along with the power system frequency estimation will play a vital role in detecting power islands in distributed generating systems. Extensive studies, both on simulated and real, benchmark hybrid distribution networks, involving distributed generation systems reveal the effectiveness of the proposed approach to calculate the power quality indices accurately.

14 Lan,Hua;Liao,Zhi-min;Yuan,Tian-

Calculation of PV Power Station

Energy Procedia 2012 Photovoltaic power generation;access to

With the PV system capacity continues to expand, they identify a given network to bear the largest photovoltaic power



gang;Zhu,Feng Access power;distribution network

generation into power, it is an urgent need to address the problem. This paper analyzes the PV of the distribution network voltage distribution and the impact of the trend line. From the perspective of network security, it creates access to computing power PV model. This is combined with two sub-enumeration method for solving the mathematical model and its analysis by the actual distribution system, which verify the correctness and effectiveness. In addition, it analyzes the location of the PV power plant access to the power of access.

15 Leon,A. E.;Mauricio,J. M.;Solsona,J. A.

Multi-machine power system stability improvement using an observer-based nonlinear controller


2012 Decentralized excitation control;Nonlinear observer;Multi-machine power system;Nonlinear control;Power system stability

Control and operation of electric networks undergo several changes due to growing energy coming from renewable sources and demanding power quality standards. New dynamic load features also pose a challenge to grid designers. In addition, economic reasons, an increasing demand and remote generation push transmission lines to their stability limits causing oscillation modes to become more lightly damped. In this context, controllers and devices are used to enhance the performance of the new power systems. In this work, an observer-based controller to improve stability in power systems, by using the excitation of synchronous generators, is introduced. The strategy goal is to attain maximum damping injection and to increase the transient stability, while good voltage regulation performance is maintained. The proposed strategy presents two important features from the implementation point of view. First, the controller only needs sensing currents and rotor speed, and second, previous knowledge of network parameters and topology is not required. Several comparisons in multi-machine scenarios with current power system stabilizers are presented. These studies confirm the viability and the performance improvement when



conventional solutions are replaced by the proposed approach.

16 Olamaei,Javad;Niknam,Taher;Badali Arefi,Sirous

Distribution Feeder Reconfiguration for Loss Minimization Based on Modified Honey Bee Mating Optimization Algorithm

Energy Procedia 2012 Distribution feeder reconfiguration (DFR);Modified honey bee mating optimization (MHBMO);Multi-objectives distribution feeder reconfiguration (MDFR)

This paper presents an efficient algorithm for multi-objective distribution feeder reconfiguration based on Modified Honey Bee Mating Optimization (MHBMO) approach. The main objective of the Distribution feeder reconfiguration (DFR) is to minimize the real power loss, deviation of the nodesвАЩ voltage. Because of the fact that the objectives are different and no commensurable, it is difficult to solve the problem by conventional approaches that may optimize a single objective. So the metahuristic algorithm has been applied to this problem. This paper describes the full algorithm to Objective functions paid, The results of simulations on a 32 bus distribution system is given and shown high accuracy and optimize the proposed algorithm in power loss minimization.

17 Shivarudrswamy,R.;Gaonkar,D. N.;Nayak,Sanjeev K.

Coordinated voltage control in 3 phase unbalanced distribution system with multiple regulators using Genetic Algorithm

Energy Procedia 2012 Distribution system;Distributed Generators;Voltage Control;Genetic Algorithm;Fuzzy cluster;Voltage Regulators

The continued interest in the distributed generation in recent years is leading to a number of generators connected to distribution network. The introduction of DG in the distribution system changes the operating features and has significant technical impact. One of the main obstacle for high DG penetration in the distribution feeder is the voltage rise effect. Present network design practice is to limit the generator capacity to a level at which the upper voltage limit is not exceeding; this reduces the efficiency of DG system. This paper presents an efficient algorithm for voltage control in 3 phase unbalanced system with multiple voltage regulators. The genetic algorithm is successfully applied on 13 bus unbalanced radial system for different load conditions to control the voltage level. The voltage profiles are improved & are within the specified limits with optimal setting of voltage regulators like



Load ratio transformer (LRT), Static Var Compensator (SVC), Shunt Capacitor (SC) and DGs reactive power for providing smooth voltage profiles at all the load conditions.

18 ≈†venda,G.;SimendiƒЗ,Z.;Strezoski,V.

Advanced voltage control integrated in DMS


2012 Automatic voltage regulator;Distribution network;Distributed generator;Distribution voltage control;Tap-changing transformer

The paper deals with distribution network (DN) voltage control from the network operation point of view. The basic voltage control devices, under load and no load tap-changing transformers, are specially stressed. Distributed generators (DGs) and capacitor banks are also discussed. The classical principle of single line voltage drop compensation (LDC) is treated as the base voltage control. The optimal voltage control (OVC), which appeared 15 years ago, was developed to overcome some of LDC shortcomings. After the appearance of OVC, distribution management systems (DMSs) developed intensively and were applied immensely in distribution practice. This opportunity has been taken to integrate the distribution voltage control into DMS. The integration of the voltage control with Power flow, State estimation, Medium- and Short-term load forecast is of special interest for the paper. The high quality integration is provided by application of the same DN Data base and Mathematical model. In this way, the advanced voltage control has been developed. It ultimately overcomes all shortcomings of OVC (and LDC as well). This control is the subject of the paper and its properties are compared with LDC and OVC.

19 Zhang,Anan;Li,Hongwei;Liu,Fan;Yang,Honggeng

A coordinated voltage/reactive power control method for multi-TSO power


2012 Voltage control;Reactive power control;Coordinated control;Active and

Multi area power systems work most often with a poor inter-regional coordination about reactive power concerns. Poor coordinated operation may not achieve significant improvements in the quality and efficiency of power system operation, and may even increase the risk of blackout for multi-



systems reactive power decoupled network equations;Multi-Objective Evolutionary Algorithm

TSO (Transmission System Operators) power systems. This paper focused on the voltage/reactive power coordinated control. Voltage/reactive power interactions between interconnected power networks were derived from the augmented active and reactive power decoupled network equations. According to distribution computing concept, a novel voltage/reactive power control model was presented in this paper, which could optimize the active power losses of both local network and its interconnected areas. And the modelвАЩs data communication was simple: only an equivalent susceptance matrix and the optimal reactive power injection value for external network need be communicated irregularly. Moreover, this model could avoid raising confidentiality issues because it need not exchange explicit structure and constraints information between different TSOs. Efficacy of the proposed model was illustrated through simulations on two IEEE systems and an application to an actual system.

20 El-Zonkoly,A. M. Fault diagnosis in distribution networks with distributed generation


2011 Cooperative systems;Relay agent;Fault diagnosis;Distributed generation;Wavelet transform;Entropy calculation

The penetration of distributed generation (DG) in distribution power system would affect the traditional fault current level and characteristics. Consequently, the traditional protection arrangements developed in distribution utilities are difficult in coordination. Also, the reclosing scheme would be affected. With the rapid developments in distribution system automation and communication technology, the protection coordination and reclosing scheme based on information exchange for distribution power system can be realized flexibly. This paper proposes a multi-agent based scheme for fault diagnosis in power distribution networks with distributed generators. The relay agents are located such that the distribution network is



divided into several sections. The relay agents measure the bus currents at which they are located such that it can detect and classify the fault, and determine the fault location. The proposed technique uses the entropy of wavelet coefficients of the measured bus currents. The performance of the proposed protection scheme is tested through simulation of two systems. The first system is a benchmark medium voltage (MV) distribution system and the second system is practical 66¬†kV system of the city of Alexandria.

21 Leon,A. E.;Solsona,J. A.;Figueroa,J. L.;Valla,M. I.

Optimization with constraints for excitation control in synchronous generators

Energy 2011 Excitation control;Optimal control;Synchronous generator;Nonlinear systems;Power systems

Electric power networks are being modified fast, mainly due to the changes introduced in generation systems and load features. Research studies indicate that this process is going to continue in the near future. In this context, several control strategies and devices are used to increase the stability and performance of the new power systems. An optimization with constraints for the excitation control in synchronous generators is presented in this work, in order to damp oscillations in the grid. Generator states move away from their operating points in presence of disturbances in the electric network such as sudden load variations, transmission line losses and short circuits. Then, the generator states must be brought back to its equilibrium point by the excitation control. As the generator model is nonlinear, the controller tuning in order to perform this function is not easy, being necessary to apply nonlinear techniques to obtain a high performance. Moreover, optimal control schemes are currently required owing to a demanding market which rewards power units that deal with energy in an optimal way and keep the generator stable even under network faults.

22 SuƒНiƒЗ,Stjepan;D Economic Electric Power 2011 Economic The accelerated evolution of power systems and the associated



ragiƒНeviƒЗ,Tomislav;Capuder,Tomislav;Delimar,Marko

dispatch of virtual power plants in an event-driven service-oriented framework using standards-based communications

Systems Research dispatch;Event-driven service-oriented framework;IEC 61850;Virtual power plants;Ancillary services

new trends, such as Smart Grids, has stimulated the development of various approaches in handling the problems of increased electricity demands, power market (de)regulation and power systems reliability. One of the new key concepts is the virtual power plant (VPP), which represents a controllable portfolio of distributed energy resources (DERs). Such a portfolio can be operated in various modes, each with a set of unique control requirements. An open framework providing robust solution for large scale DERs integration and control is one of the key issues in Smart Grid development. This paper proposes an approach for solving this problem by utilizing standards-based power system communications, application modeling based on event-driven information services and algorithms for optimized VPP control. The applicability of the proposed technical solution is demonstrated and analyzed via simulation of the developed economic dispatch algorithm.

23 Sun,Hongbo;Nikovski,Daniel;Ohno,Tetsufumi;Takano,Tomihiro;Kojima,Yasuhiro

A Fast and Robust Load Flow Method for Distribution Systems with Distributed Generations

Energy Procedia 2011 Power distribution systems;Distribution generations;Load flow;Zero-impedance branches;Direct method;Indirect method

This paper proposes a fast and robust load flow method for balanced power distribution systems with distributed generation sources. The method formulates the power flow equations in PQ decoupled form with polar coordinates. Second-order terms are included in the active power mismatch iteration, and resistances are fully modeled without any simplifications. The impacts of zero-impedance branches are explicitly modeled through reconfiguring of the adjacent branches with impedances. Typical distribution generation models and distribution load models are included. A hybrid direct and indirect solution technique is used to achieve efficiency and robustness of the algorithm. Active power correction is solved by means of a sparse LU decomposition algorithm with partial pivoting, and the reactive power correction is solved by means



of restarted Generalized Minimal Residual algorithm with incomplete LU preconditioner. The numerical examples on a sample distribution system with widespread Photovoltaic installations are given to demonstrate the effectiveness of the proposed method.

24 Tuitemwong,Kamphol;Premrudeepreechacharn,Suttichai

Expert system for protection coordination of distribution system with distributed generators


2011 Distributed generation;Expert system;Protection coordination

Distributed or dispersed generation may cause various complexities to the operation of distribution system. Therefore, it is of interest to propose an expert system for protection coordination of distribution system under the presence of distributed generators. The expert system employs knowledge base and inference process to improve coordination settings of protective devices in order to accommodate the penetration of distributed generators. The expert system feeds input data by using graphical user interface and develops coordination settings based on power flow and short-circuit analyses. The expert system has been developed and successfully tested with a 22-kV distribution system with multiple distributed generations.

25 Abou EL Ela,Adel A.;Spea,Shaimaa R.

Optimal corrective actions for power systems using multi-objective genetic algorithms


2009 Multi-objective genetic algorithm;Corrective control actions;Transmission lines switching;Generation re-dispatch;Distributed generation;Load shedding

In this paper, optimal corrective control actions are presented to restore the secure operation of power system for different operating conditions. Genetic algorithm (GA) is one of the modern optimization techniques, which has been successfully applied in various areas in power systems. Most of the corrective control actions involve simultaneous optimization of several objective functions, which are competing and conflicting each other. The multi-objective genetic algorithm (MOGA) is used to optimize the corrective control actions. Three different procedures based on GA and MOGA are proposed to alleviate the violations of the overloaded lines and



minimize the transmission line losses for different operation conditions. The first procedure is based on corrective switching of the transmission lines and generation re-dispatch. The second procedure is carried out to determine the optimal siting and sizing of distributed generation (DG). While, the third procedure is concerned into solving the generation-load imbalance problem using load shedding. Numerical simulations are carried out on two test systems in order to examine the validity of the proposed procedures.

26 Bayod-R√Їjula,Angel A.

Future development of the electricity systems with distributed generation

Energy 2009 Distributed generation;Renewable energy;Distribution networks

Electrical power systems have been traditionally designed taking energy from high-voltage levels, and distributing it to lower voltage level networks. There are large generation units connected to transmission networks. But in the future there will be a large number of small generators connected to the distribution networks. Efficient integration of this distributed generation requires network innovations. A development of active distribution network management, from centralised to more distributed system management, is needed. Information, communication, and control infrastructures will be needed with increasing complexity of system management. Some innovative concepts such as microgrids and virtual utilities will be presented.

27 Calderaro,V.;Milanovic,J. V.;Kayikci,M.;Piccolo,A.

The impact of distributed synchronous generators on quality of electricity supply and transient


2009 Distributed generation;Distribution network;Transient analysis;Steady state analysis

The paper investigates steady state and transient impact of Distributed Synchronous Generators (DSG) on a real Italian distribution network. Before connecting or allowing the connection of DSG, the worst operating scenarios have to be analyzed to guarantee that the network voltages remain within allowed ranges. A voltage profile variation and steady state voltage regulation are analyzed, therefore following connection



stability of real distribution network

of DSG. Transient analysis is also performed in order to analyze the impact of DSG on stability and protection system. Further, the islanding operating mode of the network is considered having in mind that the DSG could provide additional to the load in the absence of the main power supply. In particular, in the event of a supply outage, the temporary islanding operation of DSG might improve the continuity of service and such contribute to the overall quality of electricity supply to the customers.

28 Chowdhury,S. P.;Chowdhury,S.;Crossley,P. A.

Islanding protection of active distribution networks with renewable distributed generators: A comprehensive survey


2009 Islanding operation;Protection coordination;Renewable distributed generation;Loss of grid;Digital protection

Anti-islanding protection schemes currently enforce the renewable distributed generators (RDGs) to disconnect immediately and stop generation for grid faults through loss of grid (LOG) protection system. This greatly reduces the benefits of RDG deployment. For preventing disconnection of RDGs during LOG, several islanding operation, control and protection schemes are being developed. Their main objectives are to detect LOG and disconnect the RDGs from the utility. This allows the RDGs to operate as power islands suitable for maintaining uninterruptible power supply to critical loads. A major challenge for the islanding operation and control schemes is the protection coordination of distribution systems with bi-directional flows of fault current. This is unlike the conventional overcurrent protection for radial systems with unidirectional flow of fault current. This paper presents a comprehensive survey of various islanding protection schemes that are being developed, tested and validated through extensive research activities across the globe. The present trends of research in islanding operation of RDGs are also detailed in this paper.



29 G√ґzel,Tuba;Hocaoglu,M. Hakan

An analytical method for the sizing and siting of distributed generators in radial systems


2009 Distributed generation;Radial system;Power losses;Optimal placement;Equivalent current injection;Loss sensitivity factor

To minimize line losses of power systems, it is crucially important to define the size and location of local generation to be placed. On account of some inherent features of distribution systems, such as radial structure, large number of nodes, a wide range of X/R ratios; the conventional techniques developed for the transmission systems generally fail on the determination of optimum size and location of distributed generations. In this study, a loss sensitivity factor, based on the equivalent current injection, is formulated for the distribution systems. The formulated sensitivity factor is employed for the determination of the optimum size and location of distributed generation so as to minimize total power losses by an analytical method without use of admittance matrix, inverse of admittance matrix or Jacobian matrix. It is shown that, the proposed method is in close agreement with the classical grid search algorithm based on successive load flows.

30 Moghaddas-Tafreshi,S. M.;Mashhour,Elahe

Distributed generation modeling for power flow studies and a three-phase unbalanced power flow solution for radial distribution systems considering distributed generation


2009 Distributed generation (<span style='font-style: italic'>DG</span>);Power flow studies (<span style='font-style: italic'>PFSs</span>)

Distributed generations (DGs) are generally modeled as PV or PQ nodes in power flow studies (PFSs) for distribution system. Determining a suitable model for each DG unit requires knowing the DG operation and the type of its connection to the grid (direct or indirect). In this respect, this paper offers a helpful list of DG models for PFSs. Moreover, an unbalanced three-phase power flow algorithm for radial distribution networks considering DG is presented based on the power summation method in backward/forward sweep technique. The proposed algorithm is simple and fast and can handle DG units in both PV and PQ mode. In comparison with the current analysis methods, handling of PV nodes in the proposed method is very simple since it uses active and reactive powers as flow variables rather than the complex currents and then



checks the limits of reactive power of the generator of PV node straightforwardly. IEEE four-node test feeder is used to validate the proposed method. IEEE 13-node test feeder without regulator and with different DG models is analyzed and the results are presented. Moreover, the results are compared with and without considering system losses.

31 Niknam,Taher An efficient hybrid evolutionary algorithm based on PSO and HBMO algorithms for multi-objective Distribution Feeder Reconfiguration

Energy Conversion and Management

2009 Honey Bee Mating Optimization (HBMO);Distribution Feeder Reconfiguration (DFR);Discrete Particle Swarm Optimization (DPSO)

This paper introduces a robust searching hybrid evolutionary algorithm to solve the multi-objective Distribution Feeder Reconfiguration (DFR). The main objective of the DFR is to minimize the real power loss, deviation of the nodesвАЩ voltage, the number of switching operations, and balance the loads on the feeders. Because of the fact that the objectives are different and no commensurable, it is difficult to solve the problem by conventional approaches that may optimize a single objective. This paper presents a new approach based on norm3 for the DFR problem. In the proposed method, the objective functions are considered as a vector and the aim is to maximize the distance (norm2) between the objective function vector and the worst objective function vector while the constraints are met. Since the proposed DFR is a multi objective and non-differentiable optimization problem, a new hybrid evolutionary algorithm (EA) based on the combination of the Honey Bee Mating Optimization (HBMO) and the Discrete Particle Swarm Optimization (DPSO), called DPSOвАУHBMO, is implied to solve it. The results of the proposed reconfiguration method are compared with the solutions obtained by other approaches, the original DPSO and HBMO over different distribution test systems.

32 Radman,Ghadir;Ra Power flow Electric Power 2007 Power This paper presents a new procedure for steady state power



je,Reshma S. model/calculation for power systems with multiple FACTS controllers

Systems Research flow;SSSC;STATCOM;UPFC;Modeling;Steady state analysis

flow calculation of power systems with multiple flexible AC transmission system (FACTS) controllers. The focus of this paper is to show how the conventional power flow calculation method can systematically be modified to include multiple FACTS controllers. NewtonвАУRaphson method of iterative solution is used for power flow equations in polar coordinate. The impacts of FACTS controllers on power flow is accommodated by adding new entries and modifying some existing entries in the linearized Jacobian equation of the same system with no FACTS controllers. Three major FACTS controllers (STATic synchronous COMpensator (STATCOM), static synchronous series compensator (SSSC), and unified power flow controller (UPFC)) are studied in this paper. STATCOM is modeled in voltage control mode. SSSC controls the active power of the link to which it is connected. The UPFC controls the active and the reactive power flow of the link while maintaining a constant voltage at one of the buses. The modeling approach presented in this paper is tested on the 9-bus western system coordinating council (WSCC) power system and implemented using MATLAB software package. The numerical results show the robust convergence of the presented procedure.

33 Teng,Jen-Hao;Liu,Yi-Hwa;Chen,Chia-Yen;Chen,Chi-Fa

Value-based distributed generator placements for service quality improvements


2007 Distributed generator;Value-based planning;System reliability;Genetic algorithm;Customer interruption cost

Distributed generator (DG) resources are small, self-contained electric generating plants that can provide power to homes, businesses or industrial facilities in distribution feeders. They can be used to reduce power loss and improve service reliability. However, the values of DGs are largely dependent on their types, sizes and locations as they were installed in distribution feeders. A value-based method is proposed in this paper to enhance the reliability and obtain the benefits for DG



placement. The benefits of DG placement described in this paper include power cost saving, power loss reduction, and reliability enhancement. The costs of DG placement include the investment, maintenance and operating costs. The proposed value-based method tries to find the best tradeoff between the costs and benefits of DG placement and then find the optimal types of DG and their corresponding locations and sizes in distribution feeders. The derived formulations are solved by a genetic algorithm based method. Test results show that with proper types, sizes and installation site selection, DG placement can be used to improve system reliability, reduce customer interruption costs and save power cost; as well as enabling electric utilities to obtain the maximal economical benefits.

34 Zerriffi,Hisham;Dowlatabadi,Hadi;Farrell,Alex

Incorporating stress in electric power systems reliability models

Energy Policy 2007 Reliability;Distributed generation;Natural gas

Electric power systems can be disrupted by a variety of circumstances impacting failure and recovery rates. However, conflict-induced stress, primary fuel supply disruptions, and impediments to repair have rarely been incorporated into a systematic analysis of power planning and dispatch. In this paper, we augment the traditional Monte-Carlo reliability modeling framework to also represent primary fuel delivery and distributed generation (DG) topologies. We characterize five failure modes for the integrated system and compare the performance of centralized to DG systems under various levels of stress including conflict-induced stress. Our findings show DG to be significantly more reliable than centralized systems and when whole-economy costs are considered they are also more economical. These findings are significant in power planning for areas concerned about conflict-induced stress or where other factors may impact reliability of supply to a far greater extent than has been the norm in OECD countries.



35 Zerriffi,Hisham;Dowlatabadi,Hadi;Farrell,Alex

Incorporating stress in electric power systems reliability models

Energy Policy 2007 Reliability;Distributed generation;Natural gas

Electric power systems can be disrupted by a variety of circumstances impacting failure and recovery rates. However, conflict-induced stress, primary fuel supply disruptions, and impediments to repair have rarely been incorporated into a systematic analysis of power planning and dispatch. In this paper, we augment the traditional Monte-Carlo reliability modeling framework to also represent primary fuel delivery and distributed generation (DG) topologies. We characterize five failure modes for the integrated system and compare the performance of centralized to DG systems under various levels of stress including conflict-induced stress. Our findings show DG to be significantly more reliable than centralized systems and when whole-economy costs are considered they are also more economical. These findings are significant in power planning for areas concerned about conflict-induced stress or where other factors may impact reliability of supply to a far greater extent than has been the norm in OECD countries.

36 Borges,Carmen L. T.;Falc√£o,Djalma M.

Optimal distributed generation allocation for reliability, losses, and voltage improvement


2006 Distributed generation;Power distribution planning;Reliability;Losses;Voltage control

This paper presents a methodology for optimal distributed generation (DG) allocation and sizing in distribution systems, in order to minimize the electrical network losses and to guarantee acceptable reliability level and voltage profile. The optimization process is solved by the combination of genetic algorithms (GA) techniques with methods to evaluate DG impacts in system reliability, losses and voltage profile. The fitness evaluation function that drives the GA to the solution is the relation between the benefit obtained by the installation of DG units and the investment and operational costs incurred in their installation. The losses and voltage profile evaluation is based on a power flow method for radial networks with the representation of dispersed generators. The reliability indices



are evaluated based on analytical methods modified to handle multiple generations. The results obtained with the proposed methodology for hypothetical systems found in the literature and actual distribution systems demonstrate its applicability.

37 Bevrani,H.;Mitani,Y.;Tsuji,K.

Robust decentralized AGC in a restructured power system

Energy Conversion and Management

2004 Automatic generation control;Mixed H2HNO control; Restructured power system;Linear matrix inequalities;Bilateral contracts

This paper addresses a new decentralized robust strategy to adapt the well tested classical automatic generation control (AGC) system to the changing environment of power system operation under deregulation based on the bilateral AGC scheme. In each control area, the effect of bilateral contracts is taken into account in a modified traditional dynamical model as a set of new input signals. The AGC problem is formulated as a multi-objective control problem, and the mixed H2/HвИЮ control technique is used to synthesis the desired robust controllers for AGC design in a multi-area power system. A three area power system example with possible contract scenarios and a wide range of load changes is given to illustrate the proposed approach. The results of the proposed control strategy are compared with the pure HвИЮ method. The resulting controllers are shown to minimize the effect of disturbances and maintain robust performance.


В.4.Б. Выводы по разделу «Исследования»

Хочется отметить, что or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.. И для первых и для вторых создание энергосети является ключевым фактором дальнейшего развития экономики. Отдельно решается проблема утилизации и использования биогаза для микрогенерации электричества и тепла когенераторами.

Несмотря на то, что существуют промышленные кластеры микротурбин с фирменными системами управления они не решают стратегической проблемы управления micro и middle сетями распределенной генерации. Развивается методология моделирования энергосистем с использованием различных математических методов: нейронных сетей, генетических алгоритмов, кластерных сот и т.п.

or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc..

Раздел Г. Новизна, инновационные аспекты и преимущества технологии

Г.1. Новизна

Новизна предложения заключается в or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc., требующих учёта взаимного влияния узлов системы на резервы усточивости системы в целом . В разработке она сопряжена с технической методикой идентификации и мониторинга параметров подключенных машин любой идеологии, позволяющей управлением комбинацией режимов генераторов и трехфазных потребителей создавать условия для поддержания качества электричества и управления реактивной мощностью. or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.


Г.2. Инновационные аспекты

Инновационность данной разработки заключается в возможности исключения некоторых аспектов разворачивания крупных ЭС требующих проектирования специальных схем управления компенсацией потерь, возникающих в сети независимых потребителей и генераторов за счет различных ( не гладких ) режимов энергопотребления, имеющих нескомпенсированную суточную, недельную, сезонную и казуальную ( общенациональные праздники, переключения, аварии энергопотребителей и т.п. ) которые не являются гармоническими и могут создавать условия разбалансировки ЭС и каскадные аварии продвигающиеся по сети в виде лавины ( black out ).

В настоящее время управление компенсацией провалов мощности энергосистемы происходит за счет диспетчеризаци группового или индивидуального отключения потребителей, установки в ЭС устройств компенсации реактивной мощности ( РМ ) и введения специальных режимов генераторов электростанций при которой они не производят, а потребляют электроэнергию.

Внедрение технологии позволит полнее использовать технические ресурсы сети, в результате чего появится возможность:

1) Использовать ресурсы потребителей и генерирующих компаний для or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. .

2) Снизить вероятность аварий ЭС, or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc..

3) Упростить схемы поддержания ресурсов устойчивости сети и or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc..

4) Позволит увеличить потенциал присоединения к or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.

5) Существенно снизит техническую составляющую присоединения потребителя к ЭС or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.


6) Позволит быстро создавать локальные и микрорегиональные ЭС с or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc..

7) Увеличит востребованность or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc..

Г.3. Преимущества технологии

В отличие от детальных моделей цифровых энергосистем ( ЭС ), используемых ныне при расчете в стационарном состоянии условий эксплуатации и переходных режимов, or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc..

Что позволяет:

1) строить на ее основе or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.;

2) создавать оперативные прогнозы режима ЭС с малыми горизонтамиуправления;

3) увязывать работу средних и малых присоединенных мощностей с or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.;

4) строить на основе предложенной технологии системы взаимных продаж ( биллинг ) услуг присоединенных компаний or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.

Г.3.А. Выводы по параграфу «Новизна, инновационные аспекты и преимущества технологии»

В разработке or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.


распределением электроэнергии и наложенные им ограничения на независимого потребителя or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.

Поэтому or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc..

Раздел Д. Патентный ландшафт

Д.1. Регистрация приоритета разработчиками

Согласно заявлению разработчика or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.. Найдено 98 заявок и рефератов по адресу регистрации среди которой не оказалось данной заявки. Вероятно она ещё не занесена в единый реестр заявок на изобретения.


Д.2. Российские и зарубежные патенты схожей тематики

Таблица 8. Действующие патенты РФ и патенты приоритет которых может быть восстановлен из более чем 500 соответствующих международной патентной классификации H02J3/24, G01R21/00, H02H3/48, H02J3/00, G05B19/00, G01R21/00

Номер Название МПК Заявлена Заявитель (и) Автор (ы)

RU 94028897 A1 СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

H02J3/24 02.08.94 Акционерное общество открытого типа "Читаэнерго"

Пастухов В.С.

RU 94036190 A1 СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ И ЖИВУЧЕСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

H02J3/24 28.09.94 Открытое акционерное общество "Научно исследовательский и проектно-изыскательский институт "Львовтеплоэлектропроект" (UA)

Бараев А.В.[UA], Конюхов А.И.[UA]

RU 2000101106 A СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДОЛЕВЫХ УЧАСТИЙ НАГРУЗКИ И ЭНЕРГОСИСТЕМЫ В ИЗМЕНЕНИИ КАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ

G01R21/00 12.01.00 Новосибирский государственный технический университет

Гнатенко Максим Алексеевич, Зиновьев Геннадий Степанович

RU 2005116757 A СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

H02H3/48 01.06.05 Акопян Спартак Гургенович (AM), Акопян Гурген Спартакович (AM)

Акопян Спартак Гургенович (AM), Акопян Гурген Спартакович (AM)

RU 2009137483 A СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ МОНИТОРИНГА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

H02J3/00 03.03.08 ЕС ПАУЕР А/С (DK) АНДЕРЕСЕН ИенсОтто Равн (DK)



RU 2199807 C2 СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА

H02J3/24 05.06.00 Открытое акционерное общество "Научно исследовательский институт по передаче электроэнергии постоянным током высокого напряжения"

Эдлин М.А., Кац П.Я., Струков А.В.

RU 2249894 C2 СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОЙ ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА

H02H3/48 13.02.03 Александров В.Ф. (RU), Малышев В.С. (RU), Федоров Г.П. (RU)

Александров В.Ф. (RU), Малышев В.С. (RU), Федоров Г.П. (RU)

RU 2294040 C1 СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

H02H3/48 01.06.05 Акопян Спартак Гургенович (AM), Акопян Гурген Спартакович (AM)

Акопян Спартак Гургенович (AM), Акопян Гурген Спартакович (AM)

RU 2304336 C1 ПУНКТ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ СЕТЬЮ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

H02J3/00, G05B19/00

28.02.06 Вергелис Николай Иванович (RU), Бартош Виктор Викторович (RU), Путилин Аркадий Александрович (RU), Лысов Андрей Викторович (RU)

Вергелис Николай Иванович (RU), Бартош Виктор Викторович (RU), Путилин Аркадий Александрович (RU), Лысов Андрей Викторович (RU)

RU 2354024 C1 ОБЪЕДИНЕННАЯ ЭНЕРГОСИСТЕМА И СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕДИНЕННОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

H02J3/00 08.10.07 Мартыненко Владимир Сергеевич (UA), Мартыненко Сергей Анатольевич (UA)

Мартыненко Владимир Сергеевич (UA), Мартыненко Сергей Анатольевич (UA)

RU 2381605 C1 СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

H02H3/48 16.12.08 Наровлянский Владимир Григорьевич (RU), Мисриханов Мисрихан Шапиевич (RU), Ваганов Александр Борисович (RU), Зорин Филипп Петрович (RU)

мартыненко Владимир Сергеевич (UA), Мартыненко Сергей Анатольевич (UA)

RU 2435270 C1 СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ВЫРАБОТКОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

H02J3/00 22.10.10 Дендюк Владимир Антонович (RU), Демиденко Владимир Станиславович (RU), Долгушев Егор Юрьевич (RU), Скобелев Александр Евгеньевич (RU)

Дендюк Владимир Антонович (RU), Демиденко Владимир Станиславович (RU), Долгушев Егор Юрьевич (RU), Скобелев Александр Евгеньевич (RU)



RU 2470439 C2 СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ МОНИТОРИНГА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

H02J3/00 03.03.08 ЕС ПАУЕР А/С (DK) АНДЕРЕСЕН ИенсОтто Равн (DK)

RU 112441 U1 СИСТЕМА МОНИТОРИНГА КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА БАЗЕ СИНХРОННЫХ ИЗМЕРЕНИЙ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

G01R21/00 28.09.11 Закрытое акционерное общество "Инженерно технический центр "Континуум" (RU)

Власов Михаил Александрович (RU), Кириллов Александр Сергеевич (RU), Малков Борис Борисович (RU), Перегудов Сергей Александрович (RU), Сердцев Алексей Александрович (RU)

Таблица 9. Действующие патенты зарубежных стран и патенты приоритет которых может быть восстановлен из 39874 соответствующих международной патентной классификации H02J3/24, G01R21/00, H02H3/48, H02J3/00, G05B19/00, G01R21/00


WO2012175130 (A1)

A METHOD IN AN ELECTRIC POWER SYSTEM, CONTROLLER, COMPUTER PROGRAMS, COMPUTER PROGRAM PRODUCTS AND ELECTRIC POWER SYSTEM

H02J3/18; H02J3/24

2012-12-27

ABB RESEARCH LTD [CH]; LARSSON TOMAS [SE]; RIVAS RICHARD [SE]; THORBURN STEFAN [SE]; HOLMBERG MARGUERITE [SE]

LARSSON TOMAS [SE]; RIVAS RICHARD [SE]; THORBURN STEFAN [SE]; HOLMBERG MARGUERITE [SE]

WO2012152304 (A1)

METHOD AND PROTECTIVE DEVICE FOR RECOGNISING A SYMMETRICAL SHORT-CIRCUIT IN A MULTI-PHASE ELECTRICAL POWER SUPPLY NETWORK

H02H1/04; H02H7/26; H02J3/24; H02H3/05; H02H3/40; H02H7/30

2012-11-15

SIEMENS AG [DE]; BLUMSCHEIN JOERG [DE]; CLAUS MICHAEL [DE]; HENN VOLKER [DE]; KEREIT MATTHIAS [DE]; STEYNBERG GUSTAV [DE]; YELGIN YILMAZ [DE]

BLUMSCHEIN JOERG [DE]; CLAUS MICHAEL [DE]; HENN VOLKER [DE]; KEREIT MATTHIAS [DE]; STEYNBERG GUSTAV [DE]; YELGIN YILMAZ [DE]

CN102664420 (A) Method for judging reactive H02J3/24 2012-09- HEBEI ELECTRIC POWER RES FANCHAO MENG



power oscillation source of power grid

12 INST

EP2548278 (A1) ENHANCING WIDE AREA CONTROL RELIABILITY OF A POWER TRANSMISSION SYSTEM

H02J13/00; H02J3/24

2013-01-23

ABB RESEARCH LTD [CH] MAJUMDER RAJAT [SE]

WO2013014795 (A1)

METHOD FOR ADJUSTING ELECTRIC POWER IN ELECTRIC POWER SYSTEM, AND ELECTRIC POWER ADJUSTMENT DEVICE

H02J3/00; H02J3/12; H02J3/24

2013-01-31

CHUGOKU ELECTRIC POWER [JP]; HATA KIYOSHI [JP]; OGAWA AKIHIRO [JP]; MARUYAMA YOSHIHIRO [JP]

HATA KIYOSHI [JP]; OGAWA AKIHIRO [JP]; MARUYAMA YOSHIHIRO [JP]

US2012200166 (A1)

Power Or Voltage Oscillation Damping In A Power Transmission SYSTEM

H02J3/24 2012-08-09

BERGGREN BERTIL [SE]; MAJUMDER RAJAT [US]; RAY SWAKSHAR [SE]; CHAUDHURI BALARKO [GB]; CHAUDHURI NILANJAN RAY [GB]

*

MX2011013103 (A)

IMPROVED CONTROL OF A POWER TRANSMISSION SYSTEM.

H02J3/24 2012-01-27

ABB RESEARCH LTD [CH] BERGGREN BERTIL [SE]; KORBA PETR; MAJUMDER RAJAT; RAY SWAKSHAR

WO2012072412 (A1)

ARRANGEMENT AND METHOD FOR TESTING AN ELECTRIC POWER GENERATION SYSTEM

F03D9/00; G01R27/16; G01R31/34; H02J3/24; H02P9/00

2012-06-07

SIEMENS AG [DE]; DREYER THOMAS [DE]; WULFF STEFFEN [DE]

DREYER THOMAS [DE]; WULFF STEFFEN

WO2012128660 (A1)

METHOD FOR QUICK-RESPONSE ACTIVE POWER FLOW CONTROL AND

H02J3/06; H02J3/24

2012-09-27

FED GRID COMPANY UNIFIED ENERGY SYSTEMS JOINT STOCK COMPANY FGC UES JSC [RU];

BERDNIKOV ROMAN NIKOLAEVICH [RU]; TIMOFEEV DMITRIJ GERMANOVICH [RU];



FRAGMENT OF AN INTELLIGENT ELECTRIC POWER SYSTEM FOR IMPLEMENTING SAID METHOD

INSTITUTION OF THE RUSSIAN ACADEMY OF SCIENCES JOINT INST FOR HIGH TEMPERATURES RAS JIHT RAS [RU]; JOINT STOCK COMPANY RES AND DEV CT FOR POWER ENGINEERING JSC R & D CT FOR POWER ENGINEERING [RU]; BERDNIKOV ROMAN NIKOLAEVICH [RU]; TIMOFEEV DMITRIJ GERMANOVICH [RU]; FORTOV VLADIMIR EVGEN EVICH [RU]; SON JEDUARD EVGEN EVICH [RU]; SHAKARJAN JURIJ GEVONDOVICH [RU]; NOVIKOV NIKOLAJ LEONT EVICH [RU]; SOKUR PAVEL VJACHESLAVOVICH [RU]

FORTOV VLADIMIR EVGEN EVICH [RU]; SON JEDUARD EVGEN EVICH [RU]; SHAKARJAN JURIJ GEVONDOVICH [RU]; NOVIKOV NIKOLAJ LEONT EVICH [RU]; SOKUR PAVEL VJACHESLAVOVICH [RU]

WO2012146297 (A1)

METHOD AND CONTROL ARRANGEMENT IN A POWER SYSTEM

G05F1/40; H02J3/18; H02J3/24

2012-11-01

ABB TECHNOLOGY AG [CH]; HOSINI FALAH [SE]; JONSSON TOMAS [SE]; LARSSON TOMAS [SE]; MONGE MAURO [SE]; HASLER JEAN-PHILIPPE [SE]

HOSINI FALAH [SE]; JONSSON TOMAS [SE]; LARSSON TOMAS [SE]; MONGE MAURO [SE]; HASLER JEAN-PHILIPPE [SE]

CN101814740 (A) External network equivalence method for electric power system applicable to subsynchronous resonance

H02J3/24 2010-08-25

UNIV SHANGHAI JIAOTONG HAIFENG CEN; XITIAN WANG; YU YANG

WO2010022245 (A2)

SYSTEM AND METHOD FOR MONITORING POWER DAMPING COMPLIANCE OF A POWER GENERATION

H02P23/14 2010-02-25

ABB RESEARCH LTD [CH]; SCHOLTZ ERNST [US]; NUQUI REYNALDO F [US]

SCHOLTZ ERNST [US]; NUQUI REYNALDO F [US]



UNIT

US2009099798 (A1)

Real-Time Power System Oscillation Detection Using Modal Analysis

G06F19/00 2009-04-16

SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES, INC

GONG YANFENG [US]; GUZMAN-CASILLAS ARMANDO [US]

CN101335457 (A) Power system stabilizer and Method

H02J3/24 2008-12-31

GEN ELECTRIC [US] MARTIN SIHLER CHRISTOF [US]; SEBASTIAN ACHILLES ALFREDO [US]; HERBERT SCHRAMM SIMON [US]

AU2007249097 (A1)

Method of Monitoring a High Voltage Grid Power System

H02J13/00; H02J3/00; H02J3/24

2008-01-10

PSYMETRIX LTD GOLDER ALEXANDER

EP1780860 (A1) System and method for controlling power flow of electric power generation System

H02J3/24 2007-05-02

GEN ELECTRIC [US] TEICHMANN RALPH [US]

JP2008061417 (A) COOPERATION SYSTEM OF POWER SYSTEM

H02J3/24; H02J3/32; H02J3/38

2008-03-13

TOSHIBA CORP TAGUCHI YASUHIRO; YAMADA TOSHIHIRO; SUWA YASUHIRO; IINO MINORU; TAKEI YOSHIHIRO; MOCHIZUKI TOSHIAKI; KAZUSAWA SHINYA

JP2006211830 (A) METHOD AND SYSTEM OF MONITORING SYSTEM STABILITY OF ELECTRIC POWER SYSTEM

H02J13/00; H02J3/00

2008-02-12

KYUSHU INST OF TECHNOLOGY; UNIV OSAKA

MITANI YASUNORI; WATANABE MASAYUKI; TSUJI KIICHIRO; HASHIGUCHI TAKUHEI

JP2006101619 (A) POWER SYSTEM STABILITY DIAGNOSIS DEVICE, POWER SYSTEM STABILIZER, AND POWER

H02J3/00; H02J3/24

2006-04-13

HITACHI LTD; TOHOKU ELECTRIC POWER CO

SEKOGUCHI MASAHIRO; HARADA YASUSHI; MADORI IWAO; KATAYAMA TAKASHI; WAYAMA WATARU; TAMURA MITSUNARI;



SYSTEM CONTRACTION SUPPORT DEVICE

NIHEI ATSUSHI

US2004201282 (A1)

Stable power supply system, operation method thereof, and stable power supply operation program

H02J3/00; H02J3/24; H02J3/38; H02J9/08; (IPC1-7): H02J7/00

2004-10-14

KADO TAKASHI, ; ISOZAKI TOSHIKAZU

KADO TAKASHI, ; ISOZAKI TOSHIKAZU

CA2499918 (A1) SYSTEM AND METHOD FOR STABILISING A POWER SYSTEM

G05B15/02; H02J3/24; (IPC1-7): G05B15/02; H02J3/24

2004-04-01

POWERCORP PTY LTD [AU] ZIMMERMANN JUERGEN [AU]; TUCKEY ANDREW MARK [AU]

US2003200010 (A1)

Method and system for on-line dynamical screening of electric power System

H02J3/00; H02J3/24; (IPC1-7): G05D3/12

2003-10-23

CHIANG HSIAO-DONG, ; KURITA ATSUSHI, ; OKAMOTO HIROSHI, ; TANABE RYUYA, ; TADA YASUYUKI, ; KOYANAGI KAORU, ; ZHOU YICHENG, ; THE TOKYO ELECTRIC POWER COMPANY, INCORPORATED

CHIANG HSIAO-DONG [US]; KURITA ATSUSHI [JP]; OKAMOTO HIROSHI [JP]; TANABE RYUYA [JP]; TADA YASUYUKI [JP]; KOYANAGI KAORU [JP]; ZHOU YICHENG [JP]

US2003139887 (A1)

Method for the identification of weak and/or strong nodes of an electric power System

02J3/24; (IPC1-7): G06F19/00

2003-07-24

ULCZYK MAREK, ; SOBIERAJSKI MARIAN, ; BERTSCH JOACHIM, ; ABB TECHNOLOGY AG

FULCZYK MAREK [PL]; SOBIERAJSKI MARIAN [PL]; BERTSCH JOACHIM [CH]


Раздел Е. Рыночные возможности

Е.1. Внедрение

Говоря о рыночном потенциале внедрения прежде всего надо говорить о «рыночном потенциале or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat.

То есть как минимум or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.

Определить потребность на рынке точно or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.( см. раздел В.2.2. «Экспертизы» подраздел «Альтернативная энергетика в РФ» )

C учетом вышесказанного можно or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc..

Объект А. Потенциал рынка присоединения к единой ЭС ( раздел В.2.2. «Экспертизы» )

Технически рынок разделен на два сегмента: присоединения свыше 220 кВ ( Сегмент 1 ) и ниже 110 кВ ( Сегмент 2 )

Сегмент 1 включает под собой мощные линейные присоединения, среди которых могут быть как or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. на понижающихся напряжениях от 110 кВ Сегмента 2. Определить с высокой степенью достоверности or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. а не на его структуру.

Предельное ограничение рынка Сегмента 1 рассчитывается исходя из


данных Таблицы 1. Выполнение «ФСК» условий присоединения к ПС 000 кВ и выше в период 2011-2013 гг. Приняв во внимание, что темпы подключения останутся в среднем одинаковыми для каждого последующего года и разделив на «3» ( количество лет раскрытия информации ) мы получим ограничение по числу/мощности/затратам присоединяемых клиентов, что составляет в год соответственно 000 присоединений / 0,0 ГВт / 00 млн. рублей. При этом общая сумма будет занижена, поскольку представлена информация только по двум первым месяцам 2013 года и год ещё не закончен. Соответственно сумма верхнего предела всех проектов уменьшается на коэффициент стагнации рынка в целом, зависящий от состояния экономики ( см. статистику по темпам изменения энергопотребности в электроэнергии в годы предшествовавшие кризису 2008 и последовавшей за ним рецессии — комментарии к Таблице 3. «Электровооруженность труда и душевое потребление электроэнергии...» )

Поскольку выполнение работ по присоединению и энергооснащению крупных потребителей проводится специализированными проектными и монтажными организациями, то дальнейшие расчеты долны строиться исходя из номенклатуры подключаемых объектов и стоимости управляющей и аварийной автоматики, в том числе призванной уменьшить стоимость процедур присоединения к ЭС. О сопоставимости цифр расхода конечных потребителей говорит мнение экспертов что зачастую плата за подключения равна или совпадает с затратами на создание самого энергообъекта39.

Предельное ограничение рынка Сегмента 2 рассчитывается исходя из данных Таблицы 2. Выполнение «МРСК» условий присоединения к ПС 110 кВ и ниже в период 2010-2013 гг. По той же методике что и для Сектора 1, он с учетом того, что информация по двум контрольным компаниям холдинга придавлена за разные периоды и средние показатели рассчитываются исходя из 0 и 0 лет соответственно. В итоге при подключении двух разных регионов в год получаем 0000 присоединений / 0,0 ГВт / 0 000 млн. рублей. Как и первом случае цифра занижена поскольку пока нет данных за весь 2013 год. Что касается структуры присоединяемых клиентов, то в этом случае проще определить их структуру, поскольку о ней можно судить как из стоимости оплаты, так и названия объекта подключаемого к ЭС. Производственные и сервисные предприятия обязательно использующие тяжелое синхронное оборудование ( заводы, силовые установки транспортных компаний, гостинницы, торговые комплексы и т.п. ) занимая в количественном выражении не более 00 % от новых присоединений заявили около 00 % установленной

39 См. Интервью с Председателем Комитета Государственной думы РФ по энергетике Юрием Липатовым ( http://www.vologdaenergo.ru/page.phtml?a=&fp=&l=0&m=1631&w= ) «Решение о введении платы за присоединение с инвестиционной составляющей - это государственное решение, принятое перед лицом нарастающего сетевого дефицита, который иными способами в условиях ограниченного роста тарифа на передачу ликвидировать невозможно.»

http://www.vologdaenergo.ru/page.phtml?a=&fp=&l=0&m=1631&w


мощности. В то же время потребители реактивной мощности ( жилые комплексы, коттеджные поселки и т.п. ) «просаживают» общую сеть по дисбаллансу реактивной мощности до 00% -00%, что делает актуальной проблему её компенсации другими средствами кроме централизованной разгрузки генераторами. Т.е. фактически, при внедрении в соответствующие программно-аппаратные комплексы, математическая модель и алгоритмы её обработки имеют потенциальный рынок обслуживания с приростом объёма 000 МВт ежегодно на одну энергораспределительную компанию или до 000 проектов крупных предприятии.

Объект Б. Потенциал рынка альтернативной энергетики ( раздел В.2.2. «Экспертизы» )

Под альтернативной энергетикой понимается не только использование нетрадиционных или возобновляемых источников энергии, но и энергоснабжение зон децентрализованных ЭС с их зонами малой генерации.

Суить об этом рынке сложно, поскольку даже у Министерсва энергетики не имеется точных данных об объемах прироста производства и потребления электроэнергии в зонах децентрализованного энергоснабжения, а экспертные оценки в зависимости от методики учета расходятся в два раза40.

Тем не менее признаваемые цифры потребления составили 00,0 млрд кВт∙ч в 2010 г. и 00 млрд кВт∙ч в 2011 г41 т.е. прирост мошности составил (00 — 00.0) / ( 365*24 ) ~ 000 МВт

По разным данным дефицит необходимой мощности в районах децентрализованного потребления составляет приблизительно 00 ГВт, при этом там идёт достаточно интенсивное развитие малой генерации в интересах компаний нефтегазовой и горнодобывающей отрасли, в объемах близких к которые могут стать в дальнейшем костяком создания собственной ЭС. ( см. Раздел В.2.2. «Экспертизы» )

Е.1.А. Выводы по подразделу «Внедрение»

Таким образом можно для расчетов рекомендовать выделение из объёмов

40 «Различия в цифрах итогового потребления электроэнергии в стране можно объяснить разными причинами: помимо различий в данных по экспорту и импорту, резким увеличением (фактически вдвое) электропотребления в зоне децентрализованного электроснабжения (хотя масштаб изменения вызывает сомнение), изменением отчетной базы децентрализованного электропотребления в 2011 г. по сравнению с 2010 г., некорректными данными по регионам с учетом перетоков электроэнергии между ними и потерь в сетях, из которых формируется структура электробаланса, ошибками отчитывающихся субъектов электроэнергетического рынка и др. Скорее всего, все эти причины действуют в той или иной степени одновременно. Доклад Минэнерго России «О функционировании и развитии электроэнергетики в 2011 году» стр. 161

41 Там же.


вновь вводимой мощности по рыночным Объектам А и Объектам Б or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. в проектную среду компаний подрядчиков.

Е.2. Нематериальные активы

В настоящее время, or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.о or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.. Поэтому невозможно представить систему продаж лицензий на разработанную технологию.

Раздел Ж. Стратегия коммерциализации

Ж.1. Представление разработчиков

Предполагается что за два года or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. на рынке компонентов по схеме изложенной в разделе А.2. «Эспертизы». Для or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. имеющиеся на свободном рынке.

Таблица 10. Примеры программируемых контрольных устройств.


Название Производитель

Описание Внешний вид

PowerMonitor™ 3000

Rockwell Automation, Inc. USA42

- Oscillography, harmonic analysis, and transient detection- Multiple communication options include:

• Ethernet, DeviceNet™,ControlNet™, Remote I/Oand RSS-232 open networks

• Direct-connect standardEthernet ports

• Ethernet cards and ourRSEnergyMetrix® softwareuse existing LANinfrastructures and commonweb-browser client software

• Networking solutions tomove and merge data fromvarious plant networks andpresent an integrated view

• Standard native RS-485communication port thatsupports the DF1 half-duplex slave protocol andModbus RTU

- Various update rates- Configurable logs up to 45000 parameters deep- Time stamp data logging of system measurements and events

42 http://www.allenbradley-rockwellautomation.ru/


Название Производитель

Описание Внешний вид

DMU-3010 Advantech Co., Ltd.43

- Industrial Modbus/TCP protocol- Mixed I/O in the Module- Advantech Domain Focused Configuration Tool- Remote maintenance through Ethernet- Supports online device auto-scan or manual configure function- Auto push data to specification target function- Supports High/Low Alarm function- Support cable burn-out check- Support pulse /accumulator input

1) Используя штатные средства программирования приборов задаётсяor lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. синхронной электрической машины.

2) Разрабатывается алгоритм и производится программное обеспечение дляor lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc., обеспечивающими их совместную устойчивую работу.

3) Проводятся технологические испытания в разных режимах работы на

синхронных машин в испытательной лаборатории dfdfddfdf 44, на основании которых проводится доработка системы идентификации, мониторинга и обработки данных и управления силовыми агрегатами.

4) В соответствии с требованиями обязательной сертификации разработчик

проводит or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. в установках подключенных к ЭС.5) Одновременно на базе испытательно лаборатории dfdfdfdfdfведется представление программно-технического комплекса потенциальным

43 http://www.advantech.com/44 Особо хочется подчеркнуть что это одна из трёх ieuroieuroieurer лабораторий силовых синхронных

установок в которой можно провести подобного рода исследования.


заказчикам.

Планируемый срок выполнения работ: по пп. 1-5 ~ 2 ( два ) года.

Расчетная стоимость одного программно-технического комплекса: $0000 ( $ 0000 US технические средства + $ 0000 US ПО и работы по программированию контроллера и настройки на конфигурацию заказчика ).

Потенциальные заказчики ( 1-я очередь ): производственные и логистические предприятия г. Новосибирска, объекты здравоохранения, объекты торгового и культурно-бытового комплекса45.

Ж.2. По представлению эксперта

Стратегия коммерциализации or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. присоединяемыми к единой ЭС.

Раздел З. Общие краткие выводы

З.1. Дорожная карта рыночной стратегии

Заявленная разработчиком тематика имеет большие перспективы с точки зрения мировых трендов ( В.4.А., В.4.Б. ) увеличения энергопотребления за счёт внедрения распределенной энергетики.

Резюмируя промежуточные выводы разделов можно сказать, что в настоящее время не or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. ( B.2.1.A. ), что автоматически ставит вопрос об обеспечении усточивости синхронных машин присоединенных к единой энергосети.

Эта практика обуславливает or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. в зоне централизованной или децентрализованной энергосистемы ( В.2.2.А ) при которой существенным условием является обязательная сертификация оборудования ( В.2.2.Б. ) для использования его на объектах присоединённых к энергосистемам за точкой разграничения ответственности и контроля качества электроэнергии.

45 Поименной список потенциальных заказчиков дан в устном интервью с разработчика. Без подтверждения контрагентом не включается в экспертизу.


Поскольку разработчиком заявляется две стратегии использования предлагаемой методики ( Приложение 1 ): сквозная, при которой контроль резервирования усточивости системы синхронных машин проводится от точки генерации до конечного потребителя и двухуровневая — при которой контроль и управление первого уровня, от генерирующей компании до точки разграничения ответственности, ведется традиционным образом с использованием централизованной диспетчеризации ( Б.2.2. «Единая схема контроля и диспетчеризации ЭС» ), а резервирование устойчивости парка синхронных машин после точки разграничения предлагаемым, развитие технологии имеет перспективы как в части проблем усточивости и класса энергоснабжения действующих объектов присоединенных к ЭС ( В.2.2. ), так и объектов альтернативной энергетики в зонах децентрализованного энергоснабжения ( В.2.2.В ) или в областях с большим заявленным дефицитом мощности где используется отечественное оборудование или ранее установленное импортное оборудование без специализированного кластерного програмного-технологического комплекса ( В.2.2.Г. ).

З.2. Рекомендации

Учитывая международную активность в области распределенной генерации ( DG ) ( В.4.А., В.4.Б. ), потенциальные области применения и существенные отличия предлагаемой разработки ( Г. ) от действующих технологий и методов обеспечения устойчивости и качества энергоснабжения ( В.2.1.А., В.2.2.А., В.2.2.Б. ) , а дефицит мощностей традиционных генерирующий компаний — естественных монополистов ( В.2.1.А., Е.1.А ) заставляет проектировать и строить объекты малой генерации ( В.2.2.В., В.2.2.Г., В.2.2.Д., В.2.2.Е. ) разработчику можно порекомендовать скорректировать свою стратегию в части or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. ( Ж.2. ) и далее сосредоточиться на реализации своей разработки в соответствии с or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. с соответствующим оформлением or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. ( В.3.A. ).

Крайне важным шагом для внедрения системы будет разработка or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc., а именно:

– or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel;

– or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus.


or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.


Приложение 1. Технологическое предложение РТТН


or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. I.

www.tytyrty.ru

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРЕДЛОЖЕНИЕ

1. ОБЩЕЕ ОПИСАНИЕ

Заголовок

Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин

Аннотация предложения

Предлагаемая система позволяет преодолеть технологический барьер в развитии сетей распределенной генерации электроэнергии при наличии в ней как крупных электростанций, так и большого количества средних генерирующих и аккумулирующих предприятий.

Описание предложения

Контроль устойчивости режима электроснабжения является одной из главных задач, решаемых в при эксплуатации электроэнергетических систем (ЭЭС).

В основе предлагаемой технологии контроля ограничений на выдачу мощности генераторами по условиям статической апериодической устойчивости в реальном времени лежит использование модели режима генераторов в виде многополюсника узлов подключения их электродвижущих сил (матрицы собственных и взаимных проводимостей (СВП) и электродивжущих сил ( ЭДС ) генераторов), основанная на использовании синхронизированных измерений режимных параметров в электрических узлов сети.

Инновации и преимущества предложения

Применяемые ныне методы контроля базируются на использовании математической модели режима энергосистемы, отражающей топологию сети,


параметры всех элементов и реализуются в централизованных системах автоматического и оперативного управления, прекрасно зарекомендовавших себя в сетях монопольного производства электрической энергии с большими локализованными генерирующими мощностями. Интеграция в ЭЭС распределенной генерации повышает размерность решаемой задачи, существенно усложняет систему управления, снижая тем самым экономический эффект от ее использования.

В отличие от детальных моделей цифровых энергосистем, используемых ныне при расчете в стационарном or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.

• or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et

• or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.

•or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.

• or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.;

• v.

Технологические ключевые слова

Автоматизация, робототехника, системы управления. Производство, передача и преобразование энергии. Генераторы, электромоторы и силовые преобразователи.


Дополнительная информация (технические подробности)

В основе предлагаемой технологии or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.(матрицы or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget . генераторов).

Для идентификации модели используютсяor lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.для каждого из квазиустановившихся режимов.

Параметры or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.vor lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.и скорости.

В сложных многомашинных энергосистемах or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nuncor lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc..or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. также соответствуют структуре взаимных движений.

При необходимости контроля внутренних параметров сети (напряжений в


некоторых узлах, or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.и послеаварийных режимах.

При оперативном управлении or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.or lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc.йor lorem, ut adipiscing leo iaculis ac. Integer ut mi lectus. Vestibulum eget ligula vel turpis sagittis placerat. Mauris nunc diam, dignissim et augue id, tincidunt rhoncus nunc. в реальном времени.

Текущая стадия развития

Дополнительная информация

Другое:

Права интеллектуальной собственности:

НИР, лабораторные испытания Макет, опытный образец

Промышленный образец Уже на рынке

Проведены маркетинговые исследования Имеется бизнес-план

Промежуточный НИОКР, дополнительные исследования

Подана заявка на патент Патент получен

Авторские права (копирайт) Эксклюзивное право (исключительная лицензия)

ОКР, проектно-сметная документация


Комментарии

Укажите страну и год патента/патентной заявки, поясните другие типы прав ИС.

Поле обязательно для заполнения:

2. ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ

Коды рыночных применений:

Оборудование и системы для управленияе технологическими процессами. Оборудование для передачи энергии (вкл. генераторы и моторы). Электроэнергетические компании. Прочее промышленное оборудование и машины.

2.1. Текущие и потенциальные области применения

Характерная область применения:Распределительные сети с центром питания и включенными в разные узлы генераторами соразмерной мощности.Одноуровневые системы контроля для всех генераторов распределительной сети, в которой предельные мощности каждого из генераторов определяются для направления утяжеления "генератор - центр питания".

Потенциальные области применения:Передающие сети энергосистемы, содержащие крупные электростанции (генераторы) и распределенную по узлам генерацию. Двухуровневая система контроля исходя из разделения движений крупной и малой генерации:

- устойчивость параллельной работы крупных генераторов обеспечивается по традиционной технологии;- устойчивость районов с распределенной генерацией – по предлагаемой технологии в условиях контролируемого движения крупных генераторов

3. СОТРУДНИЧЕСТВО

Секреты производства (ноу-хау)

Прочее


2. Техническая кооперация, уточните:

4. Производственное соглашение (субподряд и совместный подряд), уточните:

5. Коммерческое соглашение с техническим содействием, уточните:

Комментарии

Тип искомого партнера:

Область деятельности партнера: производства с большим энергопотреблением, добыча ископаемого топлива, альтернативные генерирующие компании

Задачи, стоящие перед партнером:

Предпочитаемые страны: Россия, Бразилия, Индия, Страны ОПЕК

1. Лицензионное соглашение

Совместная дальнейшая разработка

3. Соглашение о совместном предприятии

6. Финансовые ресурсы

Испытание новых применений Адаптация к потребностям заказчика

Адаптация технологии на новые материалыНовый способ использования существующей производственной линии

Изменение существующих технологий (установок, процессов…) потенциального партнераПринципиально новый процесс

Монтаж Разработка и изготовление на заказТехническое консультирование

Контроль качества Техобслуживание


Дополнительная информация (рисунки, ссылки)

4. ИНФОРМАЦИЯ ОБ ОРГАНИЗАЦИИ / ФИРМЕ – авторе технологии

Тип

Размер организации / фирмы

5. КОНТАКТНАЯ ИНФОРМАЦИЯ - ОРГАНИЗАЦИИ / ФИРМЫ

Организация/фирма dfsdfsdfsdfsdfsdfsdf / ООО «sdfsdfsdfsdf»

Адрес г. Новосибирск Страна

Контактное лицо (имя) Отдел (Департамент)

Контактное лицо (фамилия)

Телефон Факс

E-mail URL: http://

Промышленность Технический центр / Центр передачи технологий

Исследовательский институт/Университет Сектор услуг

Другое – укажите

< 10 сотрудников 10- 50 eсотрудников

250-500 сотрудников > 500 сотрудников

50-250 сотрудников

Я подтверждаю, что я уполномочен предоставить информацию, содержащуюся в данной форме. Я понимаю, что она будет храниться в электронном виде и будет доступна заинтересованным сторонам.


Дата Подпись

Приложение 2. Выдержки из близких или конкурирующих патентов





































Приложение 3. Список литературы

1. Гражданский кодекс Российской Федерации

2. Кодекс Российской Федерации об административных правонарушениях.

3. Трудовой кодекс Российской Федерации.

4. Уголовный кодекс Российской Федерации.

5. Федеральный закон об электроэнергетике.

6. Федеральный закон «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации».

7. Федеральный закон о техническом регулировании.

8. Постановление Правительства Российской Федерации от 27.01.2004 г. № 861 «Об утверждении Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям».

9. Постановление Правительства Российской Федерации от 31.08.2006 г. No 530 «Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики».

10. Приказ Федеральной службы по тарифам от 15.02.2005 г. No 22-э/5 «Об утверждении Методических указаний по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям».

11. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. — М : Изд-во «Энергосервис», 2003.

12. Правила устройства электроустановок. 7 изд. — М.: Изд-во «Энергосервис», 2002.

13. Методические рекомендации по регулированию отношений между энергоснабжающей организацией и потребителями. — М.: Госэнергонадзор, 2002.

14. Методические указания по допуску в эксплуатацию новых и реконструированных электрических и тепловых энергоустановок. Информационное письмо Госэнергонадзора от 05.04.2002 No 32 01-05/105.

15. ГОСТ 8.417-2002 Единицы величин

16. ПР 50.2.102-2009 Положение о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации

17, ГОСТ 23875-88. Качество электрической энергии. Термины и определения.


18. ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость техническихсредств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

19. ГОСТ 30206-94, 30207-94. Статические счетчики ватт-часов активнойэнергии переменного тока (классов точности, соответственно, 0,23 и 0,58,1 и 2).

20. Бессонов Л. А. Теоретические основы электротехники. — М: Высшаяшкола, 1984.

21. Красник В.В. Термины и определения в электроэнергетике. Справочник. —М.: Изд-во «Энергосервис»» 2002.

22. Красник В.В. Управление электрохозяйством. Производствен но-практическое пособие. — М : Изд-во НЦ ЭНАС, 2006.

23. Регулирование электрической энергии в аварийных режимах работы системэлектроснабжения и работа с потребителями-неплательщиками: Сборник нормативных правовых актов и ведомствен ныхдокументов. — М : Изд-во НЦ ЭНАС, 2001.

24. Методические указания по контролю и анализу качества электрическойэнергии в системах общего назначения. Часть 1. Конт роль качества электрической энергии. — М.: Изд-во «Энергосервис», вып. 14, 2004.

25. Методические указания по контролю и анализу качества электрическойэнергии в системах общего назначения. Часть 2. Анализ качества электрической энергии. — М.: Изд-во «Энергосервис», вып. 18, 2003.

Investor Relations

экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013