г. Белгород, ул. К. Заслонова, д. 179
Пн-Пт: 9:00-18:00
М.Г. Асташев, А.С. Ванин, В.М. Королев, Д.И. Панфилов, П.А. Рашитов, В.Н. Тульский
Рассмотрена проблема обеспечения допустимого уровня напряжения в распределительных электрических сетях различного типа: распределительных сетях крупных городов, областных распределительных электрических сетях, распределительных электрических сетях с наличием генерации в виде возобновляемых источников энергии.
Показаны наиболее характерные причины нарушения допустимых границ по напряжению, регламентированных требованиями нормативной документации. Проанализированы негативные факторы, способствующие выходу отклонения напряжения у потребителей за допустимые пределы: большая протяженность линий, высокая загруженность, малая управляемость, неравномерность графика нагрузки, малая наблюдаемость.
Изучены существующие принципы управления напряжением: автоматическое и сезонное регулирования. Создана тестовая модель распределительной сети, представляющая фрагмент реальной сети. Выполнена верификация режимов модели по данным измерений
в исходной распределительной сети. Продемонстрировано распределение напряжений в сети среднего напряжения в режимах наибольших и наименьших нагрузок. На примере тестовой модели доказана возможность управления напряжением в сети с помощью автоматического регулирования напряжения на центре питания и разового выбора положения анцапфы устройства переключения без возбуждения на трансформаторных подстанциях 10/0,4 кВ. Показана недостаточность применения устройств регулирования под нагрузкой питающих трансформаторов для управления напряжением в сетях с большой протяженностью линий и высокими сезонной и суточной неравномерностями нагрузки.
Проанализированы техническая эффективность и экономическая целесообразность использования устройств автоматического регулирования напряжения на трансформаторах 10/0,4 кВ для локального управления напряжением. Экономическую эффективность внедрения устройств АРН на ПС 6 10/0,4 кВ оценивали в сравнении с другими вариантами нормализации режима работы РЭС по напряжению: реконструкцией магистральных линий сети 10 кВ, установкой ВДТ перед проблемным участком сети 10 кВ. Показана область применения автоматических регуляторов напряжения в виде полупроводниковых устройств регулирования выходного напряжения трансформатора для распределительных трансформаторных подстанций.
Ключевые слова: распределительные электрические сети, автоматическое регулирование напряжения, качество электрической энергии. Для цитирования: Асташев М.Г., Ванин А.С., Королев В.М., Панфилов Д.И., Рашитов П.А., Тульский В.Н. Оценка технико-экономического эффекта применения устройств автоматического регулирования напряжения на трансформаторах 10/0,4 кВ в распределительных электрических сетях // Вестник МЭИ. 2021. № 5. С. 27—36. DOI: 10.24160/1993-6982-2021-5-27-36
Assessment of the Technical and Economic Effect from Using Automatic Voltage Control Devices on 10/0.4 kV Transformers in Power Distribution Networks
M.G. Astashev, A.S. Vanin, V.M. Korolev, D.I. Panfilov, P.A. Rashitov, V.N. Tulskii
The article addresses the problem of ensuring permissible voltage levels in distribution electrical networks of various types: distribution networks of large cities, regional distribution electrical networks, and distribution electrical networks containing renewable energy sources. The most typical factors causing the voltage to go beyond the permissible limits specified by the relevant regulatory documents are pointed out. The negative factors conducive to the voltage at the consumer end deviating from the permissible limits, including a long length of network l ines, high network load, low controllability of the network, load schedule nonuniform ity, and poor observability of the network, are analyzed. The existing principles of voltage control in electrical distribution networks, namely, automatic and seasonal regulation, are studied. A distribution electrical network test model representing a real network fragment is developed. The model operation modes have been verified based on the data of measurements carried out in the original distribution electrical network. The voltage distributions in a medium voltage network during its operation under the conditions of the highest and lowest loads are demonstrated. It is shown, on the test model example, how the network voltage can be co ntrolled by automatically regulating the voltage at the power supply center and selecting a fixed position of the NLTC at 10/0.4 kV transformer substations. It is shown that the use of power transformer OLTCs does not ensure sufficient me ans for adequately controlling the voltage in networks contatining long power lines and featuring highly nonuniform seasonal and daily load schedules. The technical efficiency and economic feasibility of using a utomatic voltage regulation devices on 10/0.4 kV transformers for local voltage control are analyzed. The economic efficiency of applying automatic voltage regulation devices at 6—10/0.4 kV substations was evaluated in comparison with other means for improving the power distribution network voltage quality by upgrading the 10 kV feeder lines or installing a voltage booster at the inlet to the problematic 10 kV network section. The application field of automatic voltage regulators in the form of semiconductor devices for regulating the transformer output voltage at distribution transformer substations is shown. Key words: power distribution networks, automatic voltage regulation, electric power quality. For citation: Astashev M.G., Vanin A.S., Korolev V.M., Panfilov D.I., Rashitov P.A., Tulskii V.N. Assessment of the Technical and Economic Effect from Using Automatic Voltage Control Devices on 10/0.4 kV Transformers in Power Distribution Networks.B ulletin of MPEI. 2021;5:27—36. (in Russian). DOI: 10.24160/1993-6982-20 21-5-27-36.
Введение
Распределительные электрические сети (РЭС) 0,4–20 кВ составляют в среднем 60…70% от суммарной протяженности линий электропередач электроэнергетической системы [1]. Состояние и режимы работы сетей данного класса напряжения непосредственно влияют на обслуживание присоединенных к ним конечных потребителей. Обеспечение качественного и бесперебойного электроснабжения — одна из основных целей работы электросетевых компаний [1], поэтому нормализация режимов работы РЭС 0,4–20 кВ считается приоритетной задачей.
Постоянно увеличивающаяся мощность нагрузки, внедрение распределенной генерации, а также растущие требования потребителей к качеству и бесперебойности электроснабжения представляют серьезный вызов для электросетевых компаний. Вместе с этим, появляющиеся интеллектуальные устройства управления электрическими сетями позволяют более эффективно эксплуатировать электрические сети. Таким образом, задачи, которые ранее требовали существенной реконструкции электрической сети, замены или установки дорогостоящего основного оборудования, сейчас могут быть решены за счет систем управления.
Наиболее существенным показателем качества электроэнергии является отклонение напряжения от номинального значения в точках присоединения потребителей [2]. Требования к допустимому уровню отклонения напряжения прописаны в стандартах [2, 3]. Недопустимые положительное или отрицательное отклонения ведут к снижению срока службы, некорректному функционированию и поломкам электроприборов.
В [4 — 6] выделены следующие факторы, способствующие увеличению отклонения напряжения у потребителей:
● большая протяженность линий 0,4–20 кВ;
● высокая загруженность, малые управляемость и наблюдаемость РЭС;
● неравномерность графика нагрузки потребителей.
Наличие длинных линий 0,4–20 кВ приводит к большому входному сопротивлению в точках присоединения потребителей. В таких сетях недопустимое отклонение напряжения у удаленных потребителей возникает даже при нормальной загрузке сети относительно ее пропускной способности. С другой стороны, высокая загруженность сети дает высокое отрицательное отклонение напряжения в сетях с относительно небольшой протяженностью линий. В настоящее время в большинстве РЭС автоматическое регулирование напряжения осуществляется только на центре питания (ЦП), находящемся на значительном удалении от конечных потребителей. Большая разнородность потребителей и присутствие существенных суточной и сезонной неравномерностей нагрузки ведут к большому размаху напряжения у потребителей, который не может быть устранен за счет регулирования напряжения на центрах питания. Отсутствие развитой системы мониторинга параметров режима в РЭС 0,4–20 кВ не позволяет обеспечить точную настройку устройств регулирования напряжения на центрах питания.
В различных сетях недопустимое отклонение напряжения может быть вызвано многими факторами [4, 6]
В крупных городах присутствуют районы, практически полностью состоящие из жилого массива. В них наблюдаются большая нагрузка в часы утреннего и вечернего максимумов и провал в нагрузке в дневные часы, когда все население находится на работе. Также в мегаполисах существуют районы с большим количеством офисных зданий. В этом случае максимум потребления приходится на дневное время, а в вечерние, ночные и утренние часы нагрузка состоит только из технически необходимого для нормального функционирования офисных зданий оборудования. Для таких сетей характерна крайне высокая неравномерность суточной и недельной нагрузок. Аналогичная ситуация наблюдается и в пригородных РЭС, в состав которых входит большое количество потребителей в виде дачных хозяйств или загородных домов. В подобном случае фиксируется высокое потребление электроэнергии в выходные дни и низкое в будни.
Значительная часть областных РЭС эксплуатируется более 35 лет. Эти сети проектировались для районов с низкой плотностью нагрузки. За последние несколько десятилетий структура нагрузки значительно изменилась, существенно выросло потребление электроэнергии за счет активного строительства малых промышленных предприятий, складских и торговых центров, присоединенных к областным РЭС. В результате загруженность большей части электрических сетей близка к максимальному значению. Это ведет к высоким потерям электроэнергии и недопустимому отклонению напряжения у потребителей [7].
При наличии в РЭС возобновляемых источников энергии возможны ситуации, при которых мощность через трансформаторные подстанции (ТП) 6–20/0,4 кВ передается в обратном направлении из сети 0,4 кВ в сеть 6–20 кВ. В данных режимах уровень напряжения у потребителей сети может подниматься выше допустимых значений.
Принципы управления напряжением в распределительных сетях
В распределительных сетях применяют автоматическое и сезонное регулирования напряжения. Автоматическое регулирование выполняется в центре питания при помощи РПН (устройства регулирования под нагрузкой), меняющего коэффициент трансформации питающего трансформатора. Сезонное проходит на распределительных трансформаторах, соединяющих сеть среднего и низкого напряжения. На них также меняется коэффициент трансформации, но эта операция выполняется вручную при отключенной нагрузке. Помимо этого, в распределительной сети можно устанавливать дополнительные устройства регулирования напряжения, например, вольтодобавочные трансформаторы (ВДТ). Их применяют в протяженных и сильно загруженных сетях для компенсации падения напряжения в линиях. При проектировании новых сетей такие устройства не используют [8].
Управление РПН осуществляется автоматическим регулятором напряжения (АРН), который выдает команды на изменении номера рабочего ответвления РПН. Контролируемыми параметрами являются напряжение с низшей стороны и ток нагрузки отходящего присоединения (или суммарный ток нагрузки) силового трансформатора. Основные параметры управления АРН — закон регулирования напряжения, зона нечувствительности и выдержка времени [9, 10]. Закон регулирования представляет собой алгоритм выбора рабочего ответвления РПН на основе значений контролируемых параметров. Зона нечувствительности — это диапазон изменения контролируемых параметров, в котором не происходит формирование управляющего воздействия. Для устойчивой работы регулятора его зона нечувствительности по напряжению должна быть больше ступени регулирования на величину не менее 0,5% [9].
В некоторых зарубежных распределительных сетях применяются АРН, связанные с системами управления и мониторинга распределительных сетей. Это позволяет осуществлять управление на основе прогнозирования и оптимизации режимов сети [11, 12].
Также на уровень напряжения влияют средства компенсации реактивной мощности, однако выбирают и устанавливают их, исходя из условия минимизации потерь активной мощности [13].
Модель распределительной сети
настоящей работе проблемы управления напряжением рассмотрены на основе модели распределительной сети, представляющей собой фрагмент реальной сети, обеспечивающий электроснабжение СНТ (садоводческое некоммерческое товарищество) и ДНП (дачное некоммерческое партнерство). Указанная схема хорошо иллюстрирует проблему недельной неравномерности нагрузки фидера.
Схема исходной сети показана на рис. 1. Расчетная модель (рис. 2) получена из исходной сети путем укрупнения нагрузок и ветвей. Режим модели верифицирован по данным измерений в исходной распределительной сети.
Все расчеты выполнены на основе недельных измерений с интервалом осреднения 10 мин., проведенных в августе. На питающем трансформаторе 110/10 кВ обеспечено автоматическое регулирование напряжения в режиме стабилизации с уставкой 10,4±0,15 кВ. Все распределительные трансформаторы оборудованы устройствами переключения без возбуждения (ПБВ) с пятью положениями регулятора и шагом регулирования 2,5%.
Параметры расчетной схемы
номинальное напряжение, кВ 10
питающий трансформатор, кВ 110/10
уставка АРН РПН, кВ 10,4±0,15
устройства ПБВ ТП 10/0,4 кВ 5 положений по 2,5%
Параметры нагрузок фидера
наименьшая нагрузка (август), кВА 783
наибольшая нагрузка (август), кВА 2785
cosφНБ 0,95
Наименьшая нагрузка фидера составляет 783 кВА, наибольшая — 2785 кВА. Коэффициент мощности фидера в режиме наибольшей нагрузки равен 0,95. Для нагрузки данной сети характерны резкие суточная и недельная неравномерности.
Суммарная длина линий до наиболее удаленного потребителя — 19,85 км, линии выполнены проводом с сечением 70 мм 2 .
На рисунке 3 изображены графики напряжения на сторонах 10 кВ центра питания и 0,4 кВ наиболее удаленной трансформаторной подстанции.
Из данных рис. 3 видно, что в центре питания идет автоматическое регулирование напряжения с помощью устройств РПН трансформаторов. Оно поддерживается в диапазоне 107…110% Uном. Однако из-за большой протяженности линий регулирование на уровне ЦП не позволяет управлять напряжением у наиболее удаленного потребителя. Напряжение в наиболее удаленной точке варьируется в диапазоне 91…109% Uном .
Нижняя допустимая граница по напряжению в точке присоединения потребителя — 90% от Uном. С учетом потерь напряжения в сети 0,4 кВ и требований [14] на шинах 0,4 кВ трансформаторных подстанций необходимо поддерживать напряжение на уровне не ниже 97,5% Uном .
Третьи и четвертые сутки измерений считаются выходными. В эти дни наблюдаются наибольшая мощность нагрузки фидера и наименьший уровень напряжения у наиболее удаленного потребителя. Особенности основного состава нагрузки сети (СНТ и ДНП) позволяют предположить, что подобное поведение графика напряжения характерно для всего летнего периода (основной период пользования дачными участками).
На рисунке 4 представлены распределения напряжений в сети 10 кВ в режимах наибольших и наименыших нагрузок. На протяженном головном участке (5,58 км) фидера наблюдается большое падение напряжения — 7,5% в режиме наибольших нагрузок. Падение напряжения от центра питания до наиболее удаленного потребителя в режиме наибольших нагрузок — 18%, в режиме наименьших нагрузок — 5%. Большие пока — затели падения напряжения в сети не позволяют обеспечить его поддержку в диапазоне 97,5…110% Uном у наиболее удаленных потребителей только за счет ис — пользования устройств РПН трансформаторов ЦП. Для поддержания его в наиболее удаленной точке на уровне 97,5% Uном в режиме наибольших нагрузок необходимо повысить напряжение на шинах 10 кВ центра питания выше 1,1% Uном, что противоречит требованиям ГОСТ 32144—2013.
На рисунке 5, б дан график напряжения на шинах 0,4 кВ наиболее удаленной ТП при нахождении ПБВ в позиции «3» (номинальный коэффициент трансформа — ции распределительного трансформатора). В этом случае наблюдается выход напряжения за нижнюю границу диапазона 97,5…110% Uном. Минимальное значение напряжения — 91,2% Uном .
При расположении ПБВ в позиции «1» (+5%) напряжение в наиболее удаленной точке не опускается ниже 97,5% Uном, однако более 50% времени оно находится выше верхней допустимой границы границы 110% Uном. Это также является нарушением ГОСТ 32144-2013 по КЭ [2] (рис. 5, а).
Таким образом, для его поддержания в диапазоне 97,5…110% Uном на данной ТП 10/0,4 кВ необходимо переключать ПБВ в течение недели.
В анализируемой сети автоматическое регулирование напряжения осуществляется только на центре питания. На рисунке 2 изображены две зоны сети.
Для ТП, находящихся в первой зоне, поддержание напряжения в допустимом диапазоне 97,5…110 % Uном обеспечивается за счет действия РПН на ЦП и разового корректного выбора положения ПБВ. Для ТП во второй зоне невозможно обеспечить поддержание напряжения в допустимом диапазоне 97,5…110% Uном за счет действия РПН при единственном положении ПБВ. Это возможно сделать только за счет автоматического изменения коэффициента трансформации распределительного трансформатора (рис. 5, в).
Аналогичная ситуация характерна для всех ТП, располагающихся во второй зоне. Поддержание напряжения диапазоне 97,5…110% Uном невозможно без регулярного переключения анцапф ПБВ в течение недели (осуществляется более 30 переключений между положениями 1, 2, 3 (рис. 5, в)). Подобная эксплуатация ПБВ распределительного трансформатора оперативно-выездными бригадами физически невозможна и экономически нецелесообразна. В таких случаях необходимо использование устройств автоматического регулирования напряжения на ТП 10/0,4 кВ.
В настоящее время в НИУ «МЭИ» ведутся работы по созданию быстродействующих полупроводниковых устройств регулирования выходного напряжения трансформаторов под нагрузкой (ПУРНТ) для трансформаторных подстанций цифровых распределительных сетей. Данные устройства позволяют пофазно регулировать напряжения под нагрузкой на трансформаторах 6–10/0,4 кВ, подключаясь к заводским отпайкам ПБВ трансформатора. Кроме того, ПУРНТ оснащены средствами дистанционного управления и диагностики, что является необходимым требованием в условиях цифровой трансформации энергетики [7]. В качестве устройства автоматического регулирования напряжения рассмотрим ПУРНТ.
В соответствии с ГОСТ 32144—2013 потребители должны получать электроэнергию надлежащего качества. Это означает, что уровень напряжения в точках присоединения всех потребителей должен быть внутри допустимого диапазона. В случаях, когда напряжение регулярно выходит за его пределы, электросетевая организация обязана предпринять мероприятия по нормализации уровня напряжения в узлах присоединения потребителей. В изучаемом примере нормализация напряжения может быть выполнена за счет применения одного из следующих мероприятий:
● установки вольтодобавочного трансформатора в сеть 10 кВ перед второй зоной;
● увеличения сечения проводов магистральных линий сети 10 кВ;
● установки устройств автоматического регулирования напряжения на всех трансформаторах 10/0,4 кВ второй зоны.
Мероприятие следует выбирать по критерию минимума затрат при обеспечении необходимого технического эффекта. В данном случае — нормализации напряжения на шинах 0,4 кВ всех ТП второй зоны.
Оценка экономического эффекта
Рассмотрим экономическую целесообразность применения устройств ВДТ и ПУРНТ, а также проведения реконструкции сети среднего напряжения.
Применение вольтодобавочного трансформатора
Вольтодобавочный трансформатор устанавливают в линию 10 кВ перед второй зоной (рис. 2). Полная мощность, протекающая через эту линию в режиме наибольших нагрузок, составляет 498 кВА.
В данном случае возможно использование ВДТ мощностью 520 кВА и номинальным выходным током 50 А [15]. Установка пункта регулирования напряжения на основе выбранного вольтодобавочного трансформатора составит 3 000 тыс. руб. [16].
Реконструкция сети среднего напряжения
В соответствии с Приказом Министерства энергетики РФ «Об утверждении укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики» [17] стоимость реконструкции сети на 1 км можно оценить следующим образом.
Строительно-монтажные работы без опор и провода. Расценка Л1-02-1: 767 тыс. руб./км.
Стоимость опор. Расценка Л3-02-1: 699 тыс. руб. / км.
Стоимость провода АС-95. Расценка Л5-02: 431 тыс. руб./км.
Стоимость проектных работ. Расценка П3-03/5: 112 тыс. руб.
Итого: 2 009 тыс. руб./км
Для нормализации режима работы сети следует провести реконструкцию 5,2 км линий. Стоимость проведения реконструкции — 10 446,8 тыс. руб.
Применение полупроводниковых устройств регулирования выходного напряжения трансформаторов
Устройства ПУРНТ необходимо установить на всех ТП второй зоны 2. В ней расположены следующие трансформаторы:
● 250 кВА — 3 шт.;
● 160 кВА — 1 шт.;
● 100 кВА — 1 шт.
Суммарная установленная мощность всех трансформаторов второй зоны — 1010 кВА.
Согласно предварительным расчетам, стоимость оборудования вместе с монтажом может быть рассчитана по соотношению 1200 тыс. руб./1000 кВА. Таким образом, цена установки устройств ПУРНТ на все трансформаторы второй зоны — 1 212 тыс. руб.
Представленные расчеты показали, что установка ПУРНТ является экономически целесообразным решением.
Выводы
Выполнена оценка технико-экономического эффекта применения устройств автоматического регулирования напряжения на трансформаторах 10/0,4 кВ в распределительных электрических сетях.
На реальном примере фидера областной РЭС доказана техническая эффективность устройств автоматического регулирования напряжения на ТП 6–10/0,4 кВ для нормализации уровня напряжения в сети. Применение устройств АРН на трансформаторах ПС 6–10/0,4 кВ обосновано при наличии недопустимого уровня напряжения на малом количестве ТП или наличии единичных ТП, рассредоточенных по сети и имеющих проблемы с напряжением.
Экономическую эффективность внедрения устройств АРН на ПС 6–10/0,4 кВ оценивали в сравнении с другими вариантами нормализации режима работы РЭС по напряжению: реконструкцией магистральных линий сети 10 кВ, установкой ВДТ перед проблемным участком сети 10 кВ. Проведенные расчеты показали, что в анализируемом примере автоматическое регулирование напряжения на трансформаторах ПС 6–10/0,4 кВ является самым экономически целесообразным решением из предложенных
Литература
References
Сведения об авторах:
Асташев Михаил Георгиевич — кандидат технических наук, заведующий кафедрой промышленной электроники НИУ «МЭИ», заведующий лабораторией преобразовательной электроники им. К.А. Круга АО «ЭНИН» им. Г.М. Кржижановского, e-mail: astashev.michael@gmail.com
Ванин Артем Сергеевич — кандидат технических наук, доцент кафедры электроэнергетических систем НИУ «МЭИ», e-mail: VaninAS@mpei.ru
Королев Владимир Михайлович — ассистент кафедры электроэнергетических систем НИУ «МЭИ», e-mail: KorolevVM@mpei.ru
Панфилов Дмитрий Иванович — доктор технических наук, профессор кафедры промышленной электроники НИУ «МЭИ», первый заместитель генерального директора по науке АО «ЭНИН» им. Г.М. Кржижановского, научный руководитель АО НТЦ «ФСК ЕЭС», e-mail: dmitry.panfilov@inbox.ru
Рашитов Павел Ахматович — кандидат технических наук, доцент кафедры промышленной электроники НИУ «МЭИ», e-mail: RashitovPA@mpei.ru
Тульский Владимир Николаевич — кандидат технических наук, доцент, директор Института электроэнергетики НИУ «МЭИ», e-mail: TulskyVN@mpei.ru
Information about authors:
Astashev Mikhail G. — Ph.D. (Techn.), Head of Industrial Electronics Dept., NRU MPEI, Head of Converter Electronics Laboratory named after K.A. Krug of JSC «ENIN» named after G.M. Krzhizhanovsky, e mail: astashev.michael@gmail.com
Vanin Artem S. — Ph.D. (Techn.), Assistant Professor of Electric Power Systems Dept., NRU MPEI, e-mail: VaninAS@mpei.ru
Korolev Vladimir M. — Assistant of Electric Power Systems Dept., NRU MPEI, e mail: KorolevVM@mpei.ru
Panfilov Dmitriy I. — Dr.Sci. (Techn.), Professor of Industrial Electronics Dept., NRU MPEI, First Deputy General Director for Science of JSC «ENIN» named after G.M. Krzhizhanovsky, Scientific Director of JSC STC «FGC UES», e-mail: dmitry.panfilov@inbox.ru
Rashitov Pavel А. — Ph.D. (Techn.), Assistant Professor of of Industrial Electronics Dept., NRU MPEI, e-mail: RashitovPA@mpei.ru
Tulskii Vladimir N. — Ph.D. (Techn.), Assistant Professor, Director of Electric Power Engineering Institute, NRU MPEI,
e-mail: TulskyVN@mpei.ru
Работа выполнена: в рамках реализации проекта с использованием мер государственной поддержки развития кооперации российских образовательных организаций высшего образования, государственных научных учреждений и
организаций, реализующих комплексные проекты по созданию высокотехнологичного производства, предусмотренных постановлением Правительства Российской Федерации № 218 от 9 апреля 2010 г. в рамках прикладного проекта
«Разработка и создание высокотехнологичного производства быстродействующих полупроводниковых устройств
регулирования выходного напряжения трансформаторов под нагрузкой в составе трансформаторных подстанций
класса 6–10/0,4 кВ цифровых распределительных сетей» при поддержке Министерства образования и науки Российской Федерации (cоглашение № 075-11-2019-060)
The work is executed: Within the Framework of the Project Implementation, Using Measures of State Support for the Development of Cooperation Between Russian Educational Organizations of Higher Education, State Scientific Institutions and Organizations Implementing Complex Projects for the Creation of High-tech Production, Provided for by the Decree of the Government of the Russian Federation No. 218 of April 9, 2010. Within the Framework of the Applied Project «Development and Creation of High-tech Production of High-speed Semiconductor Devices for Regulating the Output Voltage of Transformers Under Load as Part of Transformer Substations of Class 6–10/0.4 kV Digital Distribution Networks» with the Support of the Ministry of Education and Science of the Russian Federation (Agreement No. 075-11-2019-060)
Конфликт интересов: авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов
Conflict of interests: the authors declare no conflict of interest
Статья поступила в редакцию: 28.03.2021
The article received to the editor: 28.03.2021
