36
Задачи комплексной автоматизации
и оптимизации режимов работы
распределительных сетей
ВВЕДЕНИЕ
Интеллектуальная
распреде
-
лительная
сеть
—
это
сеть
,
при
эксплуатации
которой
широ
-
ко
применяются
микропроцес
-
сорные
системы
управления
,
средства
компьютерного
анали
-
за
и
цифровые
коммуникации
.
В
интеллектуальной
сети
па
-
раллельно
с
инфраструктурой
передачи
электроэнергии
суще
-
ствует
инфраструктура
обмена
технологической
информацией
.
Структура
таких
систем
управ
-
ления
и
средств
коммуникаций
в
полной
мере
соответствует
структуре
силовой
распредели
-
тельной
сети
.
В
качестве
элементарной
масштабируемой
ячейки
сете
-
вой
компании
выступает
район
-
ная
электрическая
сеть
(
РЭС
),
в
которую
,
как
правило
,
входит
несколько
питающих
подстан
-
ций
110/6 (10, 35)
кВ
,
ВЛ
(
КЛ
)
6–35
кВ
общей
протяженно
-
стью
в
сотни
км
,
ТП
6(10)/0,4
кВ
(
сотни
шт
.),
десятки
(
сотни
)
ты
-
сяч
потребителей
.
Унифици
-
рованные
решения
,
сформи
-
рованные
для
РЭС
,
позволят
осуществить
интеллектуализа
-
цию
распределительных
сетей
в
целом
.
Для
реализации
интеллек
-
туальной
сети
следует
решить
ряд
задач
,
в
число
которых
вхо
-
дит
создание
интеллектуаль
-
ной
интегрированной
системы
управления
режимами
распре
-
делительной
сети
в
режиме
ре
-
ального
времени
с
интеллекту
-
альным
учетом
электроэнергии
,
модернизация
концепции
по
-
строения
комплекса
РЗА
,
право
-
вые
вопросы
интеграции
объек
-
тов
распределенной
генерации
(
ОРГ
)
на
уровне
распредели
-
тельных
сетей
.
СОЗДАНИЕ
И
ОСНОВНЫЕ
ЗАДАЧИ
ИНТЕГРИРОВАННОЙ
СЕТИ
Интеграция
объектов
распределенной
генерации
Массовое
включение
объек
-
тов
распределенной
генерации
в
распределительные
сети
не
-
возможно
при
существующей
концепции
их
радиального
по
-
строения
с
односторонним
пи
-
танием
с
соответствующим
по
-
строением
комплекса
РЗА
.
ОРГ
потребителей
могут
вы
-
давать
в
сеть
излишки
электро
-
энергии
,
создавая
в
линиях
электропередачи
двунаправлен
-
ные
потоки
мощности
,
также
подпитка
точек
КЗ
становится
многосторонней
.
Включение
ге
-
нерирующих
установок
созда
-
ет
условия
для
возникновения
асинхронных
режимов
(
АР
).
Таким
образом
,
возникают
ранее
не
свойственные
для
рас
-
пределительной
сети
режимы
работы
.
При
этом
распредели
-
тельные
сети
с
ОРГ
имеют
свои
особенности
протекания
пере
-
ходных
процессов
в
зависимости
от
характеристик
включенных
генерирующих
установок
(
ГУ
),
например
,
включение
ВИЭ
через
преобразователи
на
базе
сило
-
вой
электроники
,
малые
посто
-
янные
инерции
(
Tj
)
синхронных
генераторов
и
использование
зависимых
систем
самовозбуж
-
дения
для
последних
.
С
точки
зрения
организаци
-
онных
вопросов
для
возврата
электроэнергии
от
ГУ
активно
-
го
потребителя
в
распредели
-
тельную
сеть
необходима
си
-
стема
интеллектуального
учета
(Smart Metering)
с
установкой
двунаправленных
счетчиков
и
тарифами
,
определяемыми
на
основании
данных
единого
рас
-
четного
центра
.
Для
преодоления
препят
-
ствий
и
интеграции
ОРГ
пере
-
сматривается
комплекс
РЗА
распределительной
сети
,
фор
-
мируется
интегрированная
ин
-
теллектуальная
система
управ
-
ления
в
режиме
реального
времени
с
интеграцией
локаль
-
ных
САУ
ОРГ
.
Такая
система
управления
по
-
зволяет
обеспечивать
непрерыв
-
ное
самобалансирование
и
са
-
морегулирование
системы
,
бес
-
препятственное
подключение
новых
потребителей
и
источни
-
ков
энергии
.
Семин
В
.
В
.,
начальник
управления
АСДУ
и
систем
связи
ПАО
«
МОЭСК
»
Волошин
А
.
А
.,
заведующий
кафедрой
РЗиАЭ
ФГБОУ
ВО
«
НИУ
«
МЭИ
»
Коваленко
А
.
И
.,
старший
преподаватель
кафедры
РЗиАЭ
ФГБОУ
ВО
«
НИУ
«
МЭИ
»
Благоразумов
Д
.
О
.,
инженер
кафедры
РЗиАЭ
ФГБОУ
ВО
«
НИУ
«
МЭИ
»
Интеллектуализация
электроэнергетического
комплекса
не
первый
год
является
акту
-
альным
мировым
трендом
.
Элементы
Smart Grid
внедряются
на
разных
уровнях
энер
-
госистем
,
в
том
числе
интеллектуальные
технические
решения
,
системы
и
устройства
активно
применяются
при
техперевооружении
и
реконструкции
распределительных
электрических
сетей
.
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
37
•
группировка
ОРГ
по
областям
и
по
технологии
со
сведениями
,
относящимися
к
производству
,
напряжению
и
токам
для
каж
-
дой
системы
,
группы
или
ОРГ
;
•
формирование
списка
пере
-
ключений
для
генераторов
(
генераторы
фильтруются
по
областям
,
классам
фидеров
и
индивидуально
);
•
моделирование
работы
ОРГ
после
отправки
выработанных
команд
;
стандартизированные
отчеты
(
экспорт
в
файлы
задан
-
ного
формата
).
Smart Metering
Функционирование
системы
Smart metering
обеспечивается
следующими
мероприятиями
:
•
установка
интеллектуальных
приборов
учета
в
точках
по
-
треб
ле
ния
и
генерации
элек
-
троэнергии
;
•
организация
опроса
приборов
учета
,
обработка
данных
и
пре
-
доставление
информации
о
по
-
треблении
и
генерации
энерго
-
ресурсов
;
•
реализация
единого
расчетно
-
го
центра
на
базе
отдельного
сервера
для
оценки
текущих
по
треб
ле
ний
и
производство
электроэнергии
регулируемой
системы
,
расчет
данных
о
по
-
треблении
и
отклонениях
си
-
стемы
,
балансе
энергии
и
мощ
-
ности
,
а
также
выполнение
прогноза
о
потреб
лении
для
ценообразования
.
Интеллектуальные
системы
мониторинга
и
управления
Внедрение
в
эксплуатацию
интеллектуальных
систем
мони
-
торинга
и
управления
повышает
наблюдаемость
РЭС
,
позволяет
более
точно
локализовать
место
повреждения
,
уменьшая
количе
-
ство
отключаемых
потребителей
и
время
отыскания
повреждения
.
Система
интеллектуаль
ного
учета
(Smart Metering)
Контроль
качества
Удаленное
управление
коммутационными
аппаратами
Подстанции
АББМ
СУО
ФЭМ
ДП
ОВБ
Обслуживание
Элементы
системы
управления
Объекты
интеллектуальной
распределительной
сети
ПТК
РП
Службы
ВУ
Интегрированная
система
управления
в
режиме
реального
времени
Такая
система
является
ключе
-
вым
компонентом
интеллектуаль
-
ной
сети
.
Она
выполняет
функции
контроля
и
управления
,
анализа
и
оптимизации
режимов
работы
распределительной
сети
с
ОРГ
(
рисунок
1).
В
рамках
интеллектуальной
системы
управления
реализуют
-
ся
функции
системы
мониторинга
и
управления
энергопотреблением
потребителей
с
установкой
интел
-
лектуальных
двунаправленных
счетчиков
,
контролем
качества
и
удаленным
управлением
комму
-
тационными
аппаратами
.
Для
реализации
алгоритмов
ин
-
теллектуальной
системы
исполь
-
зуются
следующие
данные
:
•
определение
состояний
ОРГ
;
•
значения
суммарной
генерации
ОРГ
,
напряжения
и
токи
в
точ
-
ках
общего
подключения
;
Рис
. 1.
Интегрированная
система
управления
в
режиме
реального
времени
№
3 (48) 2018
38
Таким
образом
,
снижается
сред
-
нее
время
отключения
потреби
-
теля
(SAIDI),
среднее
количество
отключений
потребителя
(SAIFI)
и
повышается
надежность
элек
-
троснабжения
.
В
конечном
варианте
подобно
-
го
рода
системы
позволят
участ
-
никам
рынка
электроэнергии
интегрироваться
в
сеть
,
стано
-
вясь
полноценными
участниками
рынка
,
заключать
и
оплачивать
в
режиме
реального
времени
кон
-
тракты
на
поставку
электроэнер
-
гии
.
Кроме
того
,
использование
различных
цифровых
протоколов
откроет
дополнительные
возмож
-
ности
по
оказанию
не
только
энер
-
гетических
услуг
.
Для
расширения
функциона
-
ла
специалистами
ООО
«
ПиЭлСи
Технолоджи
»
было
разработано
ПО
верхнего
уровня
TOPAZ
АСКУЭ
и
устройство
сбора
и
передачи
данных
(
УСПД
) TOPAZ.
УСПД
TOPAZ
обеспечива
-
ет
объединение
потребителей
с
управляемой
нагрузкой
,
объ
-
ектов
распределенной
генерации
и
накопления
электрической
энер
-
гии
.
УСПД
позволяет
производить
сбор
данных
учета
энергоресурсов
(
электрической
энергии
,
тепловой
энергии
,
газа
,
воды
и
других
энер
-
горесурсов
)
с
подавляющего
боль
-
шинства
используемых
приборов
учета
(
рисунок
2).
Совершенствование
концепции
построения
РЗА
Появление
особенностей
ре
-
жимов
,
связанных
с
наличием
генерации
в
распределительной
сети
(
двунаправленных
потоков
мощности
,
подпитка
КЗ
с
разных
сторон
и
т
.
д
.)
заставляет
практи
-
чески
полностью
пересматривать
принципы
построения
РЗА
,
ори
-
ентируясь
в
сторону
сетей
более
высокого
класса
напряжения
(110,
220
кВ
).
Так
,
например
,
АПВ
ВЛ
без
контроля
синхронизма
стано
-
вится
невозможным
,
отключение
основного
источника
питания
при
параллельной
работе
с
ОРГ
тре
-
бует
применения
специальной
противоаварийной
автоматики
для
осуществления
балансирующих
воздействий
и
перехода
в
остров
-
ной
режим
,
появляется
необходи
-
мость
выполнять
защиты
ВЛ
на
-
правленными
.
Малые
постоянные
времени
синхронных
генераторов
(
СГ
)
обу
-
славливают
быстротечность
пере
-
ходных
процессов
,
использование
зависимых
систем
самовозбуж
-
дения
,
как
правило
,
обеспечива
-
ет
затухание
тока
КЗ
на
выводах
практически
до
нуля
в
течение
0,5–0,7
с
,
малые
значения
токов
КЗ
от
ОРГ
,
включенных
через
пре
-
образователи
,
создают
сложности
с
обеспечением
чувствительности
защит
с
традиционными
для
рас
-
пределительных
сетей
алгорит
-
мами
.
В
такой
ситуации
наиболее
пер
-
спективный
выход
—
использовать
развитые
современные
коммуни
-
кационные
и
сетевые
технологии
при
построении
комплекса
РЗА
распределительной
сети
и
ОРГ
.
СОЗДАНИЕ
И
РАЗВИТИЕ
АКТИВНЫХ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
КОМПЛЕКСОВ
TOPAZ FLISR
Описание
алгоритма
FLISR
Автоматика
локализации
,
изо
-
ляции
повреждения
и
восстанов
-
ления
электроснабжения
(FLISR)
является
ключевым
компонен
-
том
систем
интеллектуализации
.
Применение
данной
автоматики
сокращает
продолжительность
перерывов
в
электроснабжении
и
локализует
место
повреждения
.
В
состав
FLISR
входят
следую
-
щие
компоненты
:
–
автоматика
определения
нали
-
чия
устойчивого
повреждения
на
участке
питающей
сети
(
АОП
);
–
автоматика
определения
(
локализации
)
поврежденного
участка
сети
между
двумя
коммутационными
аппаратами
(
АЛП
);
–
автоматика
отключения
(
изо
-
ляции
)
поврежденного
сегмен
-
та
(
АИП
);
–
автоматика
восстановления
электроснабжения
потребите
-
лей
(
АВЭ
).
Алгоритм
АОП
выполняется
в
начале
и
конце
каждого
сег
-
мента
сети
.
Факт
устойчивого
по
-
вреждения
за
точкой
наблюдения
определяется
при
выполнении
следующих
условий
(
один
из
воз
-
можных
вариантов
реализации
):
–
признак
аварийного
режима
(
например
,
превышение
тока
заданной
уставки
);
–
срабатывание
соответствую
-
щих
защит
(
МТЗ
,
ЗОЗЗ
)
фи
-
дера
на
распределительном
пункте
(
РП
);
–
превышение
заданного
коли
-
чества
циклов
АПВ
(
если
при
-
менимо
).
Автоматика
определения
(
ло
-
кализации
)
поврежденного
участ
-
ка
сети
вводится
в
работу
при
срабатывании
АОП
и
анализиру
-
ет
массив
состояний
алгоритмов
АОП
,
расположенных
вдоль
пи
-
тающей
линии
.
Несоответствие
показаний
индикаторов
повреж
-
дения
по
концам
сегмента
сети
указывает
на
наличие
поврежде
-
ния
в
данном
сегменте
.
Рис
. 2.
Структурная
схема
АИИС
КУЭ
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
39
Рис
. 3.
Централизованная
архитектура
автоматики
FLISR
Автоматика
отключения
(
изо
-
ляции
)
поврежденного
сегмен
-
та
,
в
свою
очередь
,
вводится
в
работу
в
случае
успешного
определения
поврежденного
сегмента
и
осуществляет
пере
-
дачу
команд
на
отключение
ком
-
мутационной
аппаратуры
,
кото
-
рая
изолирует
поврежденный
сегмент
при
условии
отсутствия
тока
через
отключаемый
КА
.
АВЭ
вводится
в
работу
в
слу
-
чае
успешной
изоляции
повреж
-
дения
.
Далее
восстанавливает
-
ся
электроснабжение
потреби
те
-
лей
путем
включения
выключа
-
теля
на
РП
и
в
точке
деления
сети
.
Существует
централизованная
и
децентрализованная
архитек
-
тура
автоматики
FLISR.
В
центра
-
лизованном
варианте
логика
ав
-
томатики
FLISR
выполняется
устройством
—
контроллером
FLISR,
устанавливаемым
на
РП
или
на
диспетчерском
пункте
.
При
таком
принципе
построения
в
соответствующих
точках
сети
устанавливаются
устройства
,
обе
-
спечивающие
измерение
элек
-
трических
величин
,
их
обработку
и
взаимодействие
с
коммутаци
-
онной
аппаратурой
.
Для
передачи
информации
между
центральным
контроллером
FLISR
и
полевы
-
ми
устройствами
целесообразно
использовать
сервисы
отчетов
(Reports)
и
сервисы
управления
(Control),
реализованные
по
-
средством
протокола
MMS (IEC
61850-8-1)
в
направлениях
мо
-
ниторинга
и
управления
соответ
-
ственно
.
На
рисунке
3
приведен
пример
структурной
схемы
авто
-
матики
FLISR,
в
централизован
-
ном
исполнении
.
При
децентрализованной
ре
-
ализации
автоматики
FLISR (
ри
-
Рис
. 4.
Децентрализованная
архитектура
автоматики
FLISR
№
3 (48) 2018
40
сунок
4)
распределение
функций
выполнено
по
контроллерам
соот
-
ветствующего
силового
оборудо
-
вания
.
Каждое
из
таких
устройств
реализует
набор
логических
уз
-
лов
,
относящийся
к
данной
точке
питающей
сети
.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ
ЧАСТЬ
ТЕСТИРОВАНИЯ
АЛГОРИТМА
TOPAZ FLISR
С
целью
проверки
правильно
-
сти
функционирования
алгорит
-
ма
TOPAZ FLISR
в
лаборатории
кафедры
РЗиАЭ
НИУ
«
МЭИ
»
был
реализован
испытательный
стенд
с
использованием
модели
-
рующего
комплекса
RTDS
и
про
-
ведены
испытания
алгоритма
в
различных
схемно
-
режимных
ситуациях
.
Испытания
проводи
-
лись
совместно
со
специалиста
-
ми
ООО
«
ПиЭлСи
Технолоджи
»
в
соответствии
с
утверж
денной
методикой
.
Для
проведения
испыта
-
ний
в
моделирующем
комплек
-
Рис
. 5.
Схема
моделируемого
участка
сети
се
RTDS
была
создана
модель
участка
распределительной
се
-
ти
10
кВ
,
который
включает
в
себя
2
РП
10
кВ
, 5
ВЛ
10
кВ
и
4
ТП
10/0,4
кВ
,
с
обеих
сторон
линий
установлены
выключатели
на
-
грузки
.
Части
схемы
,
не
входящие
в
область
детализированного
мо
-
делирования
,
были
заменены
эк
-
вивалентами
энергосистем
и
обо
-
значены
С
1
и
С
2
на
рисунке
5.
К
модели
каждого
объекта
,
ре
-
ализованной
в
RTDS,
подключен
комплекс
телемеханики
TOPAZ,
который
состоит
из
контроллера
телемеханики
,
блоков
дискрет
-
ного
ввода
-
вывода
и
измери
-
тельных
модулей
.
К
программно
-
техническому
комплексу
TOPAZ
FLISR
подводятся
сигналы
тока
со
всех
защищаемых
присоеди
-
нений
и
сигналы
напряжения
на
шинах
распределительных
пун
-
ктов
,
а
также
дискретные
сигналы
положения
и
управления
комму
-
тационными
аппаратами
.
Алго
-
ритм
обнаружения
повреждения
реализован
в
виде
логических
блоков
и
узлов
стандарта
IEC
61850.
Сигналы
о
возникновении
повреждений
передаются
с
транс
-
форматорной
подстанции
с
по
-
мощью
встроенного
в
контроллер
телемеханики
GPRS-
модема
.
Сиг
-
Рис
. 6.
Программно
-
технический
комплекс
TOPAZ FLISR
Рис
. 7.
Мнемосхема
сети
в
SCADA TOPAZ
налы
поступают
на
контроллер
телемеханики
,
который
установ
-
лен
в
распределительном
пункте
.
В
данном
контроллере
реализо
-
ван
централизованный
алгоритм
системы
FLISR
для
локализации
поврежденного
участка
электро
-
сети
.
Программно
-
технический
комплекс
представлен
на
рисун
-
ке
6.
Осуществляется
контроль
по
-
ложения
коммутационных
аппара
-
тов
,
токов
и
напряжений
в
SCADA
TOPAZ (
рисунок
7)
и
в
RTDS.
В
рамках
методики
испытаний
для
оценки
функционирования
алгоритма
были
проведены
опы
-
ты
двухфазного
короткого
замы
-
кания
,
однофазного
замыкания
на
землю
,
перемежающихся
замыка
-
ний
и
несинхронного
включения
выключателя
.
При
этом
в
режиме
,
предшествующем
КЗ
,
выключа
-
тель
ВН
1
на
ТП
6963
был
отключен
и
питание
осуществлялось
от
си
-
стемы
С
1.
При
проведении
опыта
однофазного
замыкания
на
землю
были
рассмотрены
случаи
с
от
-
ключением
масляного
выключате
-
ля
(
МВ
)
на
РП
89
и
без
его
отклю
-
чения
.
В
каждом
опыте
измерялось
время
действия
алгоритма
FLISR,
начиная
от
момента
обнаруже
-
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
41
ния
аварийной
ситуации
до
момента
включения
вы
-
ключателя
в
точке
деления
сети
,
то
есть
время
восста
-
новления
электроснабже
-
ния
потребителей
.
Также
фиксировалась
средняя
продолжительность
работы
алгоритма
по
результатам
10
опытов
.
На
базе
моделирующего
комплекса
RTDS
был
создан
стенд
,
имитирующий
два
распределительных
пункта
и
подключенные
к
ним
три
трансформаторные
под
-
станции
.
Проведем
анализ
действия
алгоритма
FLISR
на
примере
ТП
6961
и
опы
-
тах
КЗ
и
ОЗЗ
в
точке
К
3.
На
рисунке
8
представ
-
лена
осциллограмма
токов
и
напряжений
при
опы
-
те
однофазного
замыка
-
ния
на
землю
(
ОЗЗ
)
в
точ
-
ке
К
3.
В
момент
времени
T
= 1,00
с
произошло
одно
-
фазное
замыкание
на
зем
-
лю
на
фазе
А
.
В
результате
чего
действием
РЗ
,
смоде
-
лированной
в
ПАК
RTDS,
произошло
отключение
выключателя
МВ
на
РП
89.
После
чего
сработал
алго
-
ритм
АОП
и
был
изолиро
-
ван
поврежденный
участок
сети
.
Через
11,626
с
произошло
восстановление
электроснабже
-
ния
потребителей
на
ТП
6961.
На
рисунке
9
представлена
ос
-
циллограмма
токов
при
КЗ
в
точке
К
3.
В
момент
времени
T
= 1,016
с
произошло
короткое
замыкание
на
фазах
А
B.
В
результате
чего
действием
РЗ
,
смоделирован
-
ной
в
ПАК
RTDS,
произошло
от
-
ключение
выключателя
МВ
на
РП
89.
После
чего
сработал
алго
-
ритм
АОП
и
был
изолирован
по
-
врежденный
участок
сети
.
Через
11,541
с
произошло
восстановле
-
ние
электроснабжения
потребите
-
лей
на
ТП
6961.
Фаза
С
показана
в
увеличенном
масштабе
для
луч
-
шего
отображения
значений
при
восстановлении
сети
.
Проведенные
испытания
под
-
твердили
правильность
функцио
-
нирования
и
эффективность
алго
-
ритма
во
всех
схемно
-
режимных
ситуациях
при
различных
видах
возмущений
.
ПТК
TOPAZ
коррек
-
тно
определяет
короткие
замы
-
кания
,
однофазные
замыкания
на
землю
и
перемежающиеся
однофазные
замыкания
на
землю
в
сети
с
изолированной
нейтра
-
лью
,
локализует
поврежденный
сегмент
электросети
,
автоматиче
-
ски
выдает
команды
на
отключе
-
ние
коммутационных
аппаратов
,
ограничивающих
поврежденный
участок
,
реализует
алгоритм
ав
-
томатического
восстановления
электроснабжения
.
При
проведении
опытов
уста
-
новлено
,
что
время
работы
ал
-
горитма
в
зависимости
от
места
повреждения
не
превышает
16
с
.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Комплекс
ПТК
FLISR
может
быть
рекомендован
для
включения
в
опытную
эксплуатацию
в
реаль
-
ной
электрической
сети
с
целью
определения
фактических
стати
-
стических
показателей
правиль
-
ности
действия
в
условиях
под
-
ключения
к
разным
сотам
.
Результаты
проводимых
на
-
учно
-
исследовательских
и
опыт
-
но
-
конструкторских
работ
по
со
-
зданию
новых
технологий
интел
-
лектуальной
релейной
защиты
и
активно
-
адаптивных
сетей
бу
-
дут
внедряться
компанией
«
Пи
-
ЭлСи
Технолоджи
»
на
основе
оборудования
собственного
про
-
изводства
.
Предлагаемое
к
внедрению
оборудование
ПАО
«
МОЭСК
»
соответствует
концепции
инно
-
вационного
пути
развития
и
авто
-
матизации
распределительных
сетей
,
который
обеспечит
повы
-
шение
качества
и
надежности
электроснабжения
потребителей
(
в
частности
,
снижение
показате
-
лей
SAIDI, SAIFI)
и
создаст
усло
-
вия
для
интеграции
объектов
распределенной
генерации
.
Рис
. 8.
Осциллограммы
токов
и
напряжений
на
ТП
6961
при
ОЗЗ
в
т
.
К
3
Рис
. 9.
Осциллограммы
токов
и
напряжений
на
ТП
6961
при
КЗ
в
т
.
К
3
№
3 (48) 2018
Оригинал статьи: Задачи комплексной автоматизации и оптимизации режимов работы распределительных сетей
Интеллектуализация электроэнергетического комплекса не первый год является актуальным мировым трендом. Элементы Smart Grid внедряются на разных уровнях энергосистем, в том числе интеллектуальные технические решения, системы и устройства активно применяются при техперевооружении и реконструкции распределительных электрических сетей.
