автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Анализ схемно-режимных особенностей электроэнергетических систем на основе структурного подхода

На правах рукописи

СЕВАСТЬЯНОВА Анна Вячеславовна

АНАЛИЗ СХЕМНО-РЕЖИМНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ НА ОСНОВЕ СТРУКТУРНОГО ПОДХОДА

Специальность 05.14.02 - Электрические станции и электроэнергетические системы

005055770

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 2 НОЯ 2012

Санкт-Петербург - 2012

005055770

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении Высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный политехнический университет".

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Смоловнк Сергей Владимирович

Официальные оппоненты:

Будовский Валерий Павлович, доктор технических наук, ОАО«СО ЕЭС», Руководитель Центра тренажерной подготовки персонала

Костин Владимир Николаевич кандидат технических наук, доцент, федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», доцент кафедры «Электротехника, электроэнергетика, электромеханика»

Ведущая организация: Федеральное государственное автономное образовательное учреждение дополнительного профессионального образования «Петербургский энергетический институт повышения квалификации»

Защита состоится «13» декабря 2012 г. в 12.00 часов

на заседании диссертационного совета Д 212.229.11 при ФГБОУ ВПО "Санкт-Петербургский государственный политехнический университет" по адресу: 195251, Санкт-Петербург, ул. Политехническая, д.29., главное здание, ауд.

С диссертацией можно ознакомиться в фундаментальной библиотеке ФБГОУ ВПО "Санкт-Петербургский государственный политехнический университет".

118.

Автореферат разослан «// »/¿¿Яя? £ 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Попов Максим Георгиевич

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность исследования

В настоящее время проектирование и эксплуатация энергосистем осуществляется на основе требований, устанавливаемых Методическими указаниями по устойчивости энергосистем. Применение методики расчета допустимых режимных параметров, предложенной в Методических указаниях по устойчивости, при исследовании электрической сети 110 кВ и выше крупного города сопряжено с расчетными трудностями. Согласно Методическим указаниям, в основе обеспечения надежного функционирования энергосистемы лежит контроль величин потоков мощности, которые не должны превышать максимально допустимых перетоков (МДП) в соответствующих сечениях. Величина МДП определяется исходя из значения перетока мощности, соответствующего пределу статической апериодической устойчивости в процессе утяжеления режима. Особенности топологии электрической сети мегаполиса, где существует большое число шунтирующих связей низкого напряжения, приводят к затруднениям при выявлении сечений, в которых должен осуществляться контроль потока мощности. Выбор траектории утяжеления, согласно Методическим указаниям, должен осуществляться с учетом технологических параметров электростанций. В энергосистему крупных городов, как правило, входят электростанции (ТЭЦ, устаревшие ГРЭС), маневренности которых недостаточно для формирования траектории утяжеления, соответствующей физически возможному электрическому режиму.

Другой особенностью подходов, изложенных в Методических указаниях по устойчивости энергосистем, является необходимость многократного применения процесса утяжеления для определения наличия запаса статической устойчивости по активной мощности, что приводит к значительным затратам времени расчетчика. В связи с этим, актуализация данных по максимально допустимым перетокам мощности в контролируемых сечениях проводится раз в несколько лет. В тоже время, энергосистема мегаполиса, в особенности электрическая сеть 110 кВ, развивается интенсивно, что требует частого исследования надежности ее функционирования с учетом влияния ввода дополнительных элементов энергосистемы. Сказанное подтверждает необходимость разработки методов анализа структуры электрических сетей мегаполисов для выявления проблемных участков энергосистемы, для которых требуется ввод в эксплуатацию дополнительных элементов электрической сети или генерирующих мощностей, а также оценки технического эффекта запланированных мероприятий по усилению электрической сети.

Практический интерес представляет разработка методик и алгоритмов анализа схемно-режимных особенностей энергосистем, не

предусматривающих применение процесса утяжеления режима, направленных на исследование электрической сети крупных городов. В частности, актуальны разработки методик оценки запаса статической устойчивости по активной мощности без многократного применения процесса утяжеления.

В настоящей работе предложено применение методик исследования режимов работы энергосистемы, используемых системными операторами континентальной Европы для анализа схемно-режимных особенностей энергосистем крупных городов.

Цели работы

Целью работы является разработка методик анализа схемно-режимных особенностей энергосистем, позволяющих выявлять проблемные участки энергосистемы на основе контроля данных о токовых загрузках элементов электрической сети, об отклонениях уровней напряжения на подстанциях, о запасе статической апериодической устойчивости в характерных режимах потребления электроэнергии, без многократного применения процесса утяжеления режима работы.

Задачи диссертации

1. Адаптация методов расчета показателей надежности электроэнергетических систем, применяемых системными операторами континентальной Европы для анализа схемно-режимных особенностей энергосистем крупных городов. Разработка соответствующих алгоритмов, в основе которых лежит проверка выполняемости принципа 14-1, являющегося основным критерием оценки надежности в европейских энергосистемах.

2. Разработка методики определения наличия запаса статической апериодической устойчивости при применении принципа К-1.

3. Проверка эффективности применения разработанных методик и алгоритмов на примере разработки вариантов включения ППТ с ВТСП КЛ в энергосистему Санкт-Петербурга.

Научная новизна диссертационной работы

1. Разработаны алгоритмы структурного анализа схемно-режимных особенностей энергосистем, направленные на исследование электрических сетей крупных городов для поиска «узких мест», а также для оценки технического эффекта от ввода в эксплуатацию новых элементов электрической сети.

2. Разработана методика использования численного значения скорости изменения определителя матрицы Якоби уравнений установившегося режима для оценки нормативного запаса статической устойчивости электроэнергетической системы по активной мощности.

Достоверность

Степень достоверности научных положений и результатов исследования, выполненного в диссертации, определяется корректным использованием теоретических положений, математических методов исследования систем, применением моделирования на ЭВМ на основе апробированных математических моделей.

Практическое значение н внедрение

Предложенная методика может применяться при решении научно-исследовательских н проектных задач по развитию электрических сетей энергосистем.

Алгоритмы оценки структуры электрических сетей энергосистем применялись в работе ОАО «НИИПТ» «Разработка предложений ОАО «СО ЕЭС» для включения в схему и программу развития Единой энергетической системы России по операционной зоне Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Северо-Запада». При этом была доказана практическая значимость разработанных алгоритмов.

Предложения по включению в Ленинградскую энергосистему ВТСП KJI в составе ППТ могут быть использованы при разработке пилотных проектов по включению ППТ с ВТСП KJÏ в электрическую сеть Санкт-Петербурга.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы представлены на конференции «Электроэнергетика глазами молодежи», Самара, 2011 г., на Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы «Фундаментальные исследования и инновации в национальных исследовательских университетах», Санкт-Петербург, 2011 г., а также на международной конференции «Youth Conferenceon Energetics (IYCE)», Leiria (Португалия), 2011 г. По теме диссертации в научно-технической литературе опубликовано 9работ, из которых 3 - в изданиях, рекомендованных ВАК.

СТРУКТУРА И ОБЪЕМ ДИССЕРТАЦИИ

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованных источников. Работа изложена на 158 страницах, включая 17 таблиц, 44 рисунка, список литературы из 102 наименований и 2 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, раскрывается научная новизна и практическая значимость выполненной работы.

В первой главе работы дано краткое описание структур управления энергосистемами Европы и Единой энергетической системой (ЕЭС) России.

5

Указаны основные принципы и положения, на основе которых осуществляется оценка надежности энергосистем стран континентальной Европы. Приведена методология расчетов, выполняемых для оценки показателей надежности работы электрических сетей стран континентальной Европы, которая описывается в руководящих документах системных операторов.

Приведено описание технических требований, предъявляемых к параметрам режима работы ЕЭС России, на основе которых осуществляется управление режимами электроэнергетической системы. Особое внимание уделено методологии расчетов максимально допустимых потоков мощности в сечениях, которая является основой для управления режимами работы энергосистемы. Согласно российским Методическим указаниям, при отключении одного элемента из N элементов, находящихся в работе, должна сохраниться устойчивость энергосистемы. При этом перетоки в контролируемых сечениях могут превышать максимально допустимые значения, если ввод параметров в область допустимых значений возможен за счет работы противоаварийной автоматики. При этом проверка работоспособности энергосистемы в случае отключения одного из элементов сети проверяется методом утяжеления режима.

Основное отличие европейского подхода к исследованию режимов от российского заключается в том, что при исследовании энергосистем удовлетворительным считается режим, в котором отключение одного элементом из N находящихся в работе не приводит к недопустимому изменению режимных параметров, то есть режим N-1 может существовать длительное время. Вместе с тем, европейский системный оператор имеет право допускать отключение потребителей вследствие аварии, если он считает такой риск экономически оправданным. Подобным образом допускается каскадное развитие аварий, если оно не оказывает влияния на режимы работы смежных энергосистем. Еще одной особенностью европейского подхода к исследованию режимов работы энергосистем является отсутствие требований к нормативному запасу статической устойчивости.

В диссертационной работе предложена адаптация расчетных принципов, применяемых системными операторами стран континентальной Европы для исследования схемно-режимных особенностей энергосистем. Предлагается исследование режимов работы энергосистемы с использованием критерия N-1. При этом допустимым будет считаться режим, в котором отключение любого элемента электрической сети не приводит к недопустимым режимным параметрам. Для адаптации европейского подхода к оценке надежности работы энергосистем предлагается дополнить методику оценкой запаса статической апериодической устойчивости. Требование нераспространения каскадных аварий за границы энергосистемы

предлагается заменить на условие исключения возможности каскадного развития аварий.

Условная схема расчетов по предлагаемой методике анализа схемно-режимных особенностей энергосистем представлена на рисунке 1.

Моделирование отключения элементов по принципу N-1.

Разработка противоаварийных и послеаварийных мероприятий.

1) Оценка допустимости режима

- Загрузка всех элементов сети должна быть

в пределах длительно допустимых величин.

- Напряжение у потребителей должно

оставаться в пределах, прописанных в

договорах.

2) Оценка возможности каскадного развития аварии

3) Оценка запаса статической устойчивости

4) Оценка динамической устойчивости и частоты

Рисунок 1 - Структурная схема расчетов для анализа схемно-режимных особенностей энергосистем

Следует отметить, что основными отличиями предлагаемого подхода от методики, изложенной в Методических указаниях по устойчивости энергосистем, являются следующие:

1) не применятся утяжеление режима;

2) режим считается удовлетворительным, если после отключения любого элемента, формируется новый установившийся режим, который может существовать длительное время. В режиме N-1 токовые загрузки всех элементов электрической сети должны оставаться в пределах длительно допустимых значений, отклонения напряжения у потребителей и на секциях шин подстанций распределительной сети должно оставаться в допустимых пределах, должен быть обеспечен нормативный запас устойчивости.

Вторая глава работы посвящена разработке алгоритмов для анализа схемно-режимных особенностей энергосистем. В первом разделе рассматривается эффективность алгоритма «Оценка допустимости режима».

Блок- схема алгоритма «Оценка допустимости режима» представлена на

Рисунок 2 - Блок-схема алгоритма «Оценка допустимости режима»

Алгоритм «Оценка допустимости режима» предназначен для поиска проблемных участков энергосистемы, для которых требуется ввод дополнительных элементов электрической сети или генерирующих мощностей. Также предлагаемый алгоритм может применяться при проектировании энергосистем для выбора варианта усиления сети и для оценки технического эффекта от запланированных вводов оборудования.

Как следует из данных, представленных на рисунке 2, суть алгоритма «Оценка допустимости режима» заключается в моделировании аварийного отключения элементов электрической сети в нормальной и ремонтных схемах. Реализация алгоритма позволяет определить, является ли исследуемый режим допустимым по условию выполнения принципа N-1, определяя наличие в электрической сети элементов, отключение которых может привести к недопустимому изменению параметров установившегося режима.

Кроме того, в результате работы алгоритма «Оценка допустимости режима» составляется список ремонтных схем, в которых аварийное отключение одного из элементов сети приводит к недопустимому изменению режимных параметров.

Во втором разделе рассматривается эффективность алгоритмов, предназначенных для выявления возможности отключения ветвей и нагрузки средствами противоаварийного управления в случае аварийного отключения элемента электрической сети.

Первый из предложенных алгоритмов «Оценка последствий аварий 1» соответствует моделированию последовательного отключения ЛЭП, токовая загрузка которых превышает длительно допустимое значение после аварийного возмущения, а также последовательному отключению узлов энергосистемы, отклонения напряжения на которых превышают допустимые значения. Упрощенная блок-схема алгоритма «Оценка последствий аварий 1» представлена на рисунке 3.

Рисунок 3 - Упрощенная блок-схема алгоритма «Оценка последствий

аварий 1»

Алгоритм «Оценка последствий аварий 2» предназначен для анализа структурных изменений, обеспечивающих исключение каскадного развития аварий после аварийного возмущения. При реализации данного алгоритма производится не последовательное отключение перегруженных ЛЭП, а ступенчатое снижение нагрузки на подстанциях с целью снижения токовой загрузки элементов электрической сети и нормализации уровней напряжения. Перегруженный элемент энергосистемы выводится из работы в случае, если ступенчатое снижение нагрузки не привело к вводу режимных параметров в область допустимых значений. Предполагается, что в качестве исходных данных для реализации алгоритма «Оценка последствий аварий 2» должен применяться список аварийных отключений элементов, потенциально опасных с точки зрения каскадного развития аварий, полученный по результатам работы алгоритма «Оценка последствий аварий

9

1». Упрощенная блок-схема алгоритма «Оценка последствий аварий 2» представлена на рисунке 4.

Рисунок 4- Упрощенная блок-схема алгоритма «Оценка последствий

аварий 2»

В результате работы алгоритма «Оценка последствий аварий 2», для каждого аварийного отключения составляется перечень перегруженных ветвей, а также записывается объем нагрузки, отключаемой для снятия токовой перегрузки ЛЭП. Анализ полученного списка последовательных отключений перегруженных элементов электрической сети позволяет выявить элементы электрической сети, отключение которых приводит к наибольшему изменению режимных параметров, а также оценить объем нагрузки потребителей, отключаемой для ввода режимных параметров в область допустимых значений.

Третья глава работы посвящена разработке методики определения наличия нормативного запаса статической апериодической устойчивости при применении принципа N-1. Целью настоящей разработки был отказ от многократного применения процесса утяжеления режима, и сокращение времени, затрачиваемого на анализ запаса статической апериодической устойчивости энергосистемы в различных режимах.

В работе представлены результаты исследования возможности применения численного значения скорости изменения определителя матрицы Якоби системы уравнений установившегося режима (УУР) для оценки

10

наличия нормативного запаса статической устойчивости по активной мощности.

В качестве методического примера рассмотрено изменение синхронизирующей мощности в системе «машина - шины бесконечной мощности. В работе доказано, что при утяжелении режима, когда в качестве параметра утяжеления принята генерация активной мощности, для системы «машина - шины бесконечной мощности» справедливы следующие утверждения.

1. Скорость изменения синхронизирующей мощности в процессе утяжеления не зависит от электрических параметров системы «Машина -шины бесконечно мощности», а определяется значением запаса статической устойчивости в исследуемом режиме. При этом скорость изменения синхронизирующей мощности в процессе утяжеления режима по активной мощности генерации определяется следующим выражением:

уыз

с1Р

(Р,н,) = -7=^=, (1)

где т - соотношение между активной мощностью генерации в рассматриваемом режиме и предельной мощностью, соответствующей предельному режиму в процессе утяжеления. Величина ш определяется из следующего соотношения: Р

т = _ш]_ (2)

Р

ПРИ I

где/5, ,,, - активная мощность генерации в рассматриваемом режиме;

Рпгк1~ мощность генерации в предельном режиме.

2. В любом статически устойчивом режиме скорость изменения синхронизирующей мощности равна соотношению между активной мощностью генерации и синхронизирующей мощностью, взятой с противоположным знаком. При этом указанное соотношение определяется по следующей формуле: Р,„. _ т

(3)

с1д

Указанные выше положения проиллюстрированы на рисунке 5. На рисунке 5 представлено изменение синхронизирующей мощности генератора в зависимости от мощности генерации при сопротивлении ЛЭП 80 Ом, номинальном напряжении системы 500 кВ. В данном случае рассматривалась точка графика, соответствующая нормативному запасу статической устойчивости 8%. В рассматриваемой точке скорость изменения синхронизирующей мощности равна -2,35 1/рад. Соотношение между

активной мощностью генерации и синхронизирующей мощностью равно 2,35 1/рад.

Р, МВт

Рисунок 5 - Изменение синхронизирующей мощности в процессе утяжеления, касательная в точке 0,92-Рпред

При исследовании скорости снижения синхронизирующей мощности генератора, работающего в сложной энергосистеме, были получены формулы для определения синхронизирующей мощности и скорости ее снижения в зависимости от мощности генерации. На примерах показано, что для генератора, работающего в реальной энергосистеме справедливы следующие утверждения:

1. В точке, соответствующей какому-либо значению запаса статической устойчивости по активной мощности, скорость изменения синхронизирующей мощности определяется запасом статической устойчивости.

2. Как и в случае «машина - шины бесконечной мощности», в точке, соответствующей какому-либо запасу статической устойчивости скорость изменения синхронизирующей мощности генератора определена величиной заданного запаса устойчивости.

На рисунке 6 представлена характеристика изменения синхронизирующей мощности генератора, работающего в сложной энергосистеме в зависимости от мощности генерации. В точке, соответствующей нормативному запасу статической устойчивости 8%, скорость изменения синхронизирующей мощности принимает значение порядка -4 1/рад.

Рисунок 6 - Изменение синхронизирующей мощности в процессе

утяжеления

В работе показано, что изменение синхронизирующей мощности в процессе утяжеления ведет к снижению величины определителя матрицы Якоби системы УУР. На примере утяжеления режима работы крупной энергосистемы показано, что в точке, соответствующей нормативному запасу статической устойчивости по активной мощности скорость изменения якобиана, как и скорость изменения синхронизирующей мощности, принимает определенное значение вне зависимости от траектории утяжеления. Для иллюстрации данного утверждения в крупной энергосистеме был проведен процесс утяжеления режима по трем различным траекториям. Первая траектория была составлена таким образом, чтобы в предельном режиме нарушение статической устойчивости было вызвано недопустимой загрузкой одной из ВЛ 750 кВ. Вторая траектория была составлена таким образом, чтобы в предельном режиме нарушение статической устойчивости было вызвано недопустимой загрузкой одной из ВЛ 330 кВ. Третья траектория была составлена таким образом, чтобы в предельном режиме нарушение статической устойчивости было вызвано недопустимой загрузкой одной из ВЛ 220 кВ. Для проверки применимости предлагаемого метода при незначительных изменениях топологии электрической сети, рассматривались также ремонтные схемы.

В работе показано, что для всех трех траекторий в точке, соответствующей нормативному запасу статической устойчивости, скорость изменения якобиана принимает определенное значение. Был сделан вывод о том, что в точке заданного запаса статической устойчивости скорость изменения якобиана принимает определенное значение, которое не зависит от траектории утяжеления. Указанное обстоятельство было использовано при разработке алгоритма «Оценка запаса статической устойчивости». На рисунке7 представлена упрощенная блок-схема предлагаемого алгоритма.

Рисунок 7 - Упрощенная блок-схема алгоритма «Оценка запаса статической

устойчивости»

Первоначально в расчетной модели проводится процесс утяжеления по любой траектории. При этом необходимо, чтобы были выполнены все условия, которые гарантируют совпадение значения якобиана со свободным членом характеристического уравнения. Далее производится построение графика снижения якобиана и определение значения скорости изменения определителя матрицы Якоби, которое соответствует нормативному запасу статической устойчивости (А^»/„). Скорость изменения определителя можно оценить путем расчета якобиана в точке Л.18% и в точке, соответствующей следующему шагу процесса утяжеления. После этого можно производить расчеты по принципу 14-1. Отключается элемент электрической сети из N находящихся в работе и рассчитывается численное значение скорости изменения определителя матрицы Якоби (Л.1). Скорость изменения определителя можно определить путем расчета якобиана в заданной точке и в точке, соответствующей незначительному изменению активной мощности на любом из генераторов. Далее производится сравнение скорости изменения якобиана, соответствующей режиму N-1, со значением скорости изменения якобиана, отвечающей 8% запасу статической устойчивости. Если после отключения элемента электрической сети, скорость изменения якобиана удовлетворяет условию А.1> Д18%, то можно говорить о том, что выполняется требование к надежности в части статической устойчивости по критерию N-1.Следует отметить, что скорость изменения якобиана имеет отрицательный знак. При записи условия Д1> имеется ввиду численное значение скорости.

В четвертой главе представлены примеры применения разработанных алгоритмов для исследования структуры электрической сети Ленинградской энергосистемы. С помощью предлагаемых алгоритмов были найдены проблемные участки электрической сети Санкт-Петербурга, а также разрабатывались варианты усиления сети. В работе показана практическая ценность и эффективность разработанных алгоритмов.

В качестве одного из вариантов рассматривался ввод в эксплуатацию ППТ с ВТСП КЛ с целью сравнения технического эффекта от ввода традиционных ЛЭП переменного тока и ВТСП КЛ в составе управляемой ППТ.

На примере электрической сети 110 кВ Санкт-Петербурга показано, что ППТ с ВТСП КЛ могут применяться в схемах выдачи мощности электростанций, а также для исключения возможности каскадного развития аварии в энергосистемах.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

Разработанные в диссертации алгоритмы анализа структуры электрической сети энергосистемы позволяют в соответствии с критерием N-1 исследовать электрические режимы по условиям допустимости токовых загрузок элементов электрической сети, отклонения уровней напряжения и наличия запаса статической апериодической устойчивости. Предлагаемый алгоритм «Оценка допустимости режима» позволяет анализировать структуру электрической сети с проверкой выполняемое™ критерия N-1 в нормальной и ремонтных схемах. Разработаны два алгоритма «Оценка последствий аварий» для выявления элементов электрической сети, аварийное отключение которых потенциально опасно с точки зрения отключения нагрузки и смежных элементов электрической сети средствами противоаварийного управления. Совместное применение предлагаемых алгоритмов «Оценка последствий аварий» позволяет не только определить элементы электрической сети, отключение которых может приводить к отключению смежных ЛЭП, но также оценить объем нагрузки, отключаемой с целью предотвращения каскадных аварий, разработать послеаварийные мероприятия, а также выбрать вариант усиления электрической сети. Один из предлагаемых алгоритмов разработан для оценки запаса статической апериодической устойчивости. В основе разработанного алгоритма лежат результаты исследования изменения синхронизирующей мощности генераторов, а также определителя матрицы Якоби в процессе утяжеления электрического режима. Преимуществом данного алгоритма является то, что для его применения необходимо лишь один раз произвести процесс утяжеления в исследуемой модели энергосистемы. В настоящей работе на примере исследования электрической сети 110 кВ Ленинградской энергосистемы показана практическая эффективность предлагаемых алгоритмов как для поиска участков электрической сети, где необходимо ее

усиление, так и для проектирования развития энергосистемы. Проведенные расчеты позволили дать рекомендации по местам внедрения ППТ с ВТСП КЛ.

Предлагаемые алгоритмы могут быть использованы на стадии проектирования электроэнергетических систем для поиска «узких мест» и выбора варианта усиления сети.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах.

1. Севастьянова A.B. Исследование возможности применения числового значения определителя матрицы Якоби для анализа статической устойчивости энергосистем / Гук О.М., Одинцов М.В., Севастьянова A.B., Смоловик C.B. //Проблемы энергетики: сборник трудов. - Казань: ФГБОУ ВПО «КГЭУ», -2012. -№3-4.-С. 55-59.

2. Севастьянова A.B. Разработка алгоритма выявления возможности каскадного развития аварийных процессов энергосистемы и мероприятий его предотвращения / Севастьянова A.B., Смоловик C.B. //Научно-технические ведомости СПбГПУ: сборник трудов. - Спб.: ФГБОУ ВПО «СПбГПУ», -2011.-№3.-С. 80-84.

3. Севастьянова A.B. Разработка алгоритма для анализа схемно-режимных особенностей энергосистем./ Севастьянова A.B. //Научно-технические ведомости СПбГПУ: сборник трудов. - Спб.: ФГБОУ ВПО «СПбГПУ», - 2012. - № 3. -С. 77-80.

4. Sevastianova, A. Application of high-temperature superconductive cable lines as components of DC transmission systems for enhancing the reliability of megalopolis electric power supply/ Brilinskiy, A. Gook, O. Sevastianova, A. Sorokin, D. Smolovik, S. // Proceedings of the 2011 3rd International Youth Conference on Energetics (1YCE). Leina, 2011. P. 1-4.

5. Севастьянова A.B. применение высокотемпературных сверхпроводящих кабельных линий постоянного тока в сетях мегаполисов/ Севастьянова A.B. //Фундаментальные исследования и инновации в национальных исследовательских университетах: Материалы XV Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы.: ФГБОУ ВПО «СПбГПУ», - 2011. С. 55-56.

6. Севастьянова A.B. Разработка алгоритма для выявления возможности каскадного развития аварии. / Севастьянова A.B. //Фундаментальные исследования и инновации в национальных исследовательских университетах: Материалы XV Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы— Спб.: ФГБОУ ВПО «СПбГПУ»,-2011.С. 58-58.

7. Севастьянова А. В. Разработка алгоритмов для оценки надежности распределительных сетей крупных городов / Севастьянова А В., Смоловик C.B. // Электроэнергетика глазами молодежи: труды международной научно-технической конференции: сборник статей. В 3 т. Самара: ФГБОУ ВПО "СамГТУ", 2011. Т2. С. 210-214.

Подписано в печать 07.11.2012. Формат 60x84/16. Печать цифровая. Усл. печ. л. 1,0. Тираж 100. Заказ 9915Ь.

Отпечатано с готового оригинал-макета, предоставленного автором, в типографии Издательства Политехнического университета. 195251, Санкт-Петербург, Политехническая ул., 29. Тел.: (812)550-40-14 Тел./факс: (812) 297-57-76

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1.

Обзор подходов к обеспечению устойчивости электроэнергетических систем.

1.1 Управление энергосистемами стран Европы.

1.2 Управление Единой энергетической системой России.

1.3 Рекомендации по управлению режимами энергосистем, предложенные в Европейских руководящих документах Operation handbook.

1.4 Технические требования к режимам энергосистем, установленные Методическими указаниями по устойчивости энергосистем.

1.6 Разработка методики анализа схемно-режимных особенностей энергосистем.

1.7 Краткая характеристика ОЭС Северо-запада и Ленинградской энергосистемы.

1.8 ВТСП К/1 в составе ППТ.

1.8.1 Высокотемпературные сверхпроводящие кабели.

1.8.2 Передачи постоянного тока.

1.9 Задачи диссертации.

Алгоритмы анализа схемно-режимных особенностей электроэнергетических систем.

2.1 Вводные замечания.

2.2 Алгоритм оценки допустимости режимных параметров работы электрической сети по принципу N-1.:.'.:.'.

2.3 Алгоритмы оценки режимных последствий аварийного отключения ветвей энергосистемы

Глава 3.

Алгоритм для оценки наличия нормативного запаса статической устойчивости по активной мощности.

3.1 Анализ статической апериодической устойчивости при расчетах установившихся режимов работы энергосистем.

3.2 Использование скорости изменения якобиана для оценки наличия нормативного запаса статической устойчивости.

3.2.1 Вводные замечания.

3.2.2 Исследование изменения синхронизирующей мощности генератора в системе «машина - ШБМ» в процессе утяжеления.

3.2.3 Исследование изменения синхронизирующей мощности генератора в реальной схеме

3.2.4 Связь между скоростью изменения синхронизирующей мощности и скоростью изменения якобиана.

3.2.5 Применение значения скорости изменения якобиана для анализа статической устойчивости энергосистем.

Глава 4.

Разработка мероприятий по повышению эксплуатационной надежности сетей 110 кВ на основе применения предлагаемых алгоритмов.

4.1 Вводные замечания.

4.2 Практическое применение алгоритма «Оценка допустимости режима».

4.2.1 Применение алгоритма «Оценка допустимости режима» для поиска «узких мест».

4.2.2 Применение алгоритма «Оценка допустимости режима» для выбора варианта усиления электрической сети. Ввод в эксплуатацию ППТ с ВТСП КЛ.

4.3 Практическое применение алгоритмов «Оценка последствий аварий».

4.3.1 Применение алгоритмов «Оценка последствий аварий» для выявления возможности каскадного развития аварий в сети 110 кВ энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

4.3.2 Применение алгоритмов «Оценка последствий аварий» для выбора послеаварийных мероприятий в сети 110 кВ энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

4.3.3 Применение алгоритмов «Оценка последствий аварий» для разработки мероприятий по усилению электрической сети 110 кВ энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

4.3.4 Применение передачи постоянного тока с ВТСП КЛ для предотвращения каскадного развития аварий в сети 110 кВ.

Как показано в открытых отчетах ОАО «СО ЕЭС» [49], [50], а также отображено в статистических данных [72], в настоящее время происходит интенсивный рост потребления электроэнергии в крупных городах, таких как Санкт-Петербург и Москва. Увеличение величины нагрузки требует постоянного развития сетевой инфраструктуры и дополнительного ввода генерирующих мощностей. Высокий темп развития электрических сетей крупных городов приводит к стремительному росту уровней токов короткого замыкания, что в свою очередь вызывает необходимость применения токоограничивающих мероприятий, влияющих на режимные параметры энергосистемы [1]. Указанные проблемы обсуждались на конференции [76].

Проектирование электроэнергетических систем и контроль показателей надежности их функционирования проводится на основе технических требований, устанавливаемых Методическими указаниями по устойчивости энергосистем [36] и Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем [34], а также с учетом рекомендаций справочника

1 1 . ■ к •'< • " „' 1 » ''К , ч-" V >'""1 1, '!,,; (М'з'ДЛУ'

68]. Однако, применение методики по определению показателей надежности электроэнергетических систем, предложенной в Методических указаниях по устойчивости энергосистем, при исследовании электрической сети 110 кВ сопряжено с определенными расчетными трудностями. Таким образом, практический интерес представляет разработка методик и алгоритмов для оценки схемно-режимных особенностей электрических сетей 110кВ крупных городов, которые могут быть применены как для исследования существующих энергосистем и поиска проблемных энергоузлов, так и при проектировании электрической сети.

Целесообразна разработка методических положений по оценке схемно-режимных особенностей электрических сетей электроэнергетических систем крупных городов, включающая в себя следующие аспекты.

1. Выявление проблемных участков энергосистемы, для которых требуется ввод в эксплуатацию дополнительных элементов электрической сети или генерирующих мощностей;

2. Оценка технического эффекта от запланированных мероприятий по усилению электрической сети.

В работе представлен разработанный подход к оценке схемно-режимных особенностей электрических сетей энергосистем, основанный на принципе N-1 и представляющий собой адаптированную методику контроля показателей надежности, применяемую системными операторами континентальной Европы и изложенную в документе Operation Handbook [89]. Развитие и структура организации UCTE, которая разработала руководящие документы Operation Handbook, описаны в [88], [5].

Другой особенностью современной энергетики является тенденция к ужесточению требований по надежности электроснабжения, а также к энергетической эффективности, что нашло отражение в основных положениях стратегии развития электроэнергетики России до 2020 г. [45] и в энергетической стратегии Росси на период до 2030 г. [77]. С этой целью в настоящее время ведется разработка и проектирование новых электротехнических устройств, позволяющих снизить потери электроэнергии при ее передаче и в тоже время повысить надежность. Одним из электротехнических устройств, позволяющих повысить энергоэффективность электрической сети, является высокотемпературный сверхпроводящий кабель (ВТСП KJI), обеспечивающий передачу больших значений мощности практически без потерь.

Повышение надежности электроснабжения потребителей может быть достигнуто в частности за счет развития управляемости электрических сетей. Одним из электротехнических устройств, позволяющих управлять величиной и направлением потока мощности, является передача постоянного тока (ППТ).

Таким образом, применение данного электротехнического устройства должно обеспечить управляемость той части электроэнергетической системы, где оно установлено, и вместе с тем повысить энергоэффективность. Одной из целей настоящей работы является разработка рекомендаций по внедрению ВТСП ЮТ в составе ППТ в энергосистему. При этом указанные рекомендации разработаны на основе расчетов, проведенных с помощью методик и алгоритмов, предлагаемых для анализа схемно-режимных особенностей энергосистем крупных городов. В качестве исследуемой была принята модель ОЭС Северо-запада, подробно изучалась электрическая сеть 110 кВ Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

В первой главе дано краткое описание структур управления энергосистемами Европы и Российской энергосистемой. В главе приведены основные принципы и положения, на основе которых осуществляется управление режимами работы энергосистем стран континентальной Европы, системные операторы которых входят в союз UCTE. Приведена методология расчетов, выполняемых для1 определения показателей надежности работы электрических сетей континентальной Европы, которая зафиксирована в руководящих документах системных операторов Operation Handbook.

В первой главе приведено описание технических требований, предъявляемых к параметрам режима работы российской энергосистемы, на основе которых осуществляется управление режимами электроэнергетической системы. Особое внимание уделено методологии расчетов максимально допустимых потоков мощности в сечениях, которая является основой для управления режимами работы энергосистемы. Указаны причины возникновения расчетных затруднений при применении данной методики для оценки схемно-режимных особенностей электрических сетей 110кВ. Предложена адаптация расчетных принципов, применяемых системными операторами стран континентальной Европы, для анализа схемно-режимных особенностей энергосистем.

Приведено краткое описание исследуемой Ленинградской энергосистемы, а также ОЭС Северо-запада, дано описание основных проблем, характерных для электрической сети 110кВ Ленинградской энергосистемы с указанием причин из возникновения.

Приведено краткое описание исследуемого электротехнического устройства - высокотемпературного сверхпроводящего кабеля. Рассмотрено развитие ВТСП технологий, указаны используемые сверхпроводящие материалы. Приводится описание различных конструкций ВТСП КЛ, которые в настоящее время признаны наиболее перспективными и применяются для дальнейших изысканий в области сверхпроводящих проводников. Указано, что одной из таких задач является разработка пилотных проектов по выбору места установки ВТСП КЛ в составе ППТ в энергосистеме крупного города, что соответствует одной из целей настоящей работы. В заключение первой главы сформулированы цели и задачи диссертационной работы.

Во второй главе подробно рассмотрены алгоритмы, совместное применение которых' является частью предлагаемой методики по анализу схемно-режимных особенностей электрических сетей электроэнергетических систем.

В первом разделе главы представлен алгоритм «Оценка допустимости режима», который предназначен для поиска проблемных участков энергосистемы, для которых требуется ввод дополнительных элементов электрической сети или генерирующих мощностей. Предлагаемый алгоритм может применяться при проектировании энергосистем для выбора варианта усиления сети и для оценки технического эффекта от запланированных вводов оборудования.

Суть алгоритма «Оценка допустимости режима» заключается в моделировании аварийного отключения элементов электрической сети в нормальной и ремонтных схемах. Реализация алгоритма позволяет определить, является ли исследуемый режим допустимым по условию выполнения принципа N-1. Иными словами, алгоритм осуществляет поиск элементов электрической сети, отключение которых может привести к недопустимому изменению параметров установившегося режима.

Кроме того, в результате работы алгоритма «Оценка допустимости режима» составляется список ремонтных схем, в которых аварийное отключение одного из элементов сети приводит к недопустимому изменению режимных параметров.

Во втором разделе главы предложены два алгоритма, разработанные для оценки объемов нагрузки, отключаемой в результате последовательного отключения элементов электрической сети. Первый из предложенных алгоритмов «Оценка последствий аварий 1» соответствует последовательному отключению ЛЭП, токовая загрузка которых превышает длительно допустимое значение, а также последовательному отключению шин подстанций, отклонения напряжения на которых больше допустимых значений. Данный алгоритм разработан для составления списка рассматриваемых возмущений. Иными словами, алгоритм «Оценка последствий аварий 1» может применяться1 для получения списка элементов электрической сети, аварийное отключение которых может быть потенциально опасно с точки зрения каскадного развития аварии в рассматриваемом режиме потребления электроэнергии.

Алгоритм «Оценка последствий аварий 2» предназначен для более точного моделирования последовательного отключения перегруженных элементов энергосистемы. При реализации данного алгоритма производятся действия, предусмотренные в Руководящих документах [54], [69]. При этом моделируется не только последовательное отключение перегруженных ветвей, но и ступенчатое снижение нагрузки на подстанциях. Таким образом, производится моделирование противоаварийного управления, работающего с целью снижения токовой загрузки элементов электрической сети и нормализации уровней напряжения. В результате работы алгоритма «Оценка последствий аварий 2» составляется подробный список аварийных 8 возмущений, приводящих к снижению нагрузки средствами противоаварийного управления с указанием объема нагрузки, отключаемой для предотвращения каскадного развития аварии.

В третьей главе речь идет об алгоритме, разработанном для оценки запаса статической апериодической устойчивости энергосистемы. В основе предлагаемого алгоритма лежит исследование скорости снижения синхронизирующей мощности генератора в процессе утяжеления режима. Рассмотрено изменение синхронизирующей мощности в системе «машина -шины бесконечной мощности. Показано, что в системе «машина - ШБМ» скорость изменения синхронизирующей мощности не зависит от параметров энергосистемы, но зависит лишь от соотношения между генерируемой мощностью и предельной мощности передачи. При исследовании скорости снижения синхронизирующей мощности генератора, работающего в реальной энергосистеме, были получены формулы для определения синхронизирующей мощности и скорости ее снижения в зависимости от мощности генерации. В работе показано, что скорость изменения синхронизирующеи мощности генераторов, а также скорость снижения определителя матрицы Якоби в процессе утяжеления режима не зависят от траектории утяжеления, но зависят от положения системы относительно границы области статической устойчивости. При этом по числовому значению скорости изменения якобиана можно судить о наличии нормативного запаса статической устойчивости.

На основе данного исследования была предложена методика оценки запаса статической устойчивости.

В четвертой главе представлены примеры применения разработанных алгоритмов для исследования схемно-режимных особенностей электрической сети Ленинградской энергосистемы. С помощью предлагаемых алгоритмов были найдены проблемные участки электрической сети 110 кВ Санкт-Петербурга, а также разрабатывались варианты усиления сети. В качестве одного из вариантов рассматривался ввод в эксплуатацию

1111Т с ВТСП КЛ с целью сравнения технического эффекта от ввода традиционных ЛЭП переменного тока и ВТСП КЛ в составе управляемой ППТ.

В первом разделе представлен пример применения алгоритма «Оценка допустимости режима». Подробно рассмотрен выбор варианта усиления сети с помощью разработанного алгоритма. Доказана эффективность включения ППТ с ВТСП КЛ в схему выдачи мощности одной из электростанций по сравнению с традиционно применяемыми ЛЭП переменного тока.

Во втором разделе приведены примеры применения алгоритмов «Оценка последствий аварий 1» и «Оценка последствий аварий 2». Представлен список ЛЭП, аварийное отключение которых приводит к каскадному развитию аварий, с указанием отключаемой нагрузки. При этом показан пример применения указанных алгоритмов для разработки послеаварийных мероприятий, позволяющих минимизировать объем отключаемой нагрузки. Также на конкретном примере показано применение алгоритмов «Оценка последствий аварий» для проектирования электрической сети.

В качестве расчетного примера было проведено исследование технического эффекта от ввода ВТСП КЛ в составе ППТ по сравнению с ЛЭП переменного тока с точки зрения предотвращения каскадного развития аварии. На примере электрической сети 110 кВ Санкт-Петербурга показано, что ППТ с ВТСП КЛ могут применяться для исключения возможности каскадного развития аварии в энергосистемах.

В заключении приведены основные выводы по диссертационной работе.

Результаты работы алгоритма «Оценка допустимости режима», представляющие собой полный список элементов электрической сети, отключение которых приводит к значительному изменению режимных параметров в нормальной и ремонтных схемах, приведены в приложении 1.

В результате работы алгоритма были выявлены элементы электрической сети, аварийное отключение которых в нормальной схеме приводит к высоким токовым загрузкам (перегрузкам) смежных ЛЭП, а также к значительному отклонению уровней напряжения. Наиболее значительное количество таких элементов электрической сети относится к Центральному энергорайону, то есть к электрической сети Санкт-Петербурга. Следует отметить, что по результатам работы алгоритма, количество элементов электрической сети, отключение которых в нормальной схеме ведет к перегрузкам смежных ЛЭП и трансформаторов в энергосистеме Санкт-Петербурга сопоставимо с количеством выявленных проблемных участков электрической сети в энергосистеме Ленинградской области. Данное наблюдение указывает на тот факт, что прогнозируемый рост потребления электроэнергии в Санкт-Петербурге требует развития сетевой инфраструктуры и усиления сети 110 кВ.

Заключение

В настоящей работе представлены алгоритмы, являющиеся частью методики, предлагаемой для оценки схемно-режимных особенностей электрической сети и определения проблемных участков энергосистемы, где требуется усиление сети или ввод генерирующих мощностей. Предлагаемые алгоритмы также могут быть использованы при проектировании развития электроэнергетических систем для выбора варианта усиления сети.

Указанный подход является адаптированной методикой, применяемой системными операторами континентальной Европы для контроля показателей надежности функционирования энергосистем. В основе предлагаемого подхода, в соответствии с Европейскими руководящими документами Operation Handbook, лежит принцип N-1.

Разработанные алгоритмы позволяют в соответствии с критерием N-1 исследовать электрические режимы по условиям допустимости токовых загрузок элементов электрической сети, отклонения уровней напряжения и

- f 'V I ' ■ ' i )< . Ml,' наличия запаса статической апериодической устойчивости.

Алгоритм «Оценка допустимости режима» может эффективно применяться как для поиска участков электроэнергетической системы, для которых требуется усиление электрической сети, так и для оценки технического эффекта от ввода нового оборудования. Существенным преимуществом применения предлагаемого алгоритма является возможность оценки влияния нового оборудования на характеристики всей энергосистемы с учетом всех возможных вариантов ремонтных схем.

Разработаны два алгоритма «Оценка последствий аварий» для выявления элементов электрической сети, аварийное отключение которых приводит к дальнейшему развитию аварийной ситуации с отключением нагрузки потребителей. Совместное применение предлагаемых алгоритмов

Оценка последствий аварий» позволяет не только определить элементы

138 электрической сети, отключение которых может приводить к перегрузке элементов энергосистемы с последующим их отключением, но также оценить объем нагрузки, отключаемой с целью предотвращения каскадных аварий, разработать послеаварийные мероприятия, а также выбрать вариант усиления электрической сети.

В работе подробно рассмотрен вопрос определения наличия нормативного запаса статической устойчивости по активной мощности при применении критерия надежности N-1. Показано, что для оценки запаса статической устойчивости может применяться числовое значение скорости изменения определителя матрицы Якоби. На основе проведенного исследования предложен алгоритм «Оценка запаса статической устойчивости». Преимуществом данного алгоритма является то, что для его применения необходимо лишь один раз произвести процесс утяжеления в исследуемой модели энергосистемы.

В настоящей работе на примере исследования электрической сети 110 кВ Ленинградской энергосистемы показана практическая эффективность предлагаемых алгоритмов как для поиска участков электрической сети, где необходимо ее усиление, так и для проектирования развития энергосистемы.

С помощью разработанных алгоритмов выполнено исследование технического эффекта от ввода в эксплуатацию ВТСП КЛ в составе ППТ. Проведенные расчеты позволили дать рекомендации по местам внедрения ППТ с ВТСП КЛ, обеспечивающим значительные преимущества по сравнению с традиционно применяемыми ЛЭП переменного тока.

1. Александров, Г.Н. Передача электрической энергии переменным током Текст./ Г.Н. Александров- М.: Изд-во "Знак", 1998. -278 с.

2. Аметистов, Е.А. Основы современной энергетики Текст .: учебник для вузов в 2 т./ под.общ. ред. чл. корр. РАН Е.А. Аметистова - М.: Изд. дом МЭИ, 2008.

3. Андерсон, П., Фуад, А. Управление энергосистемами и устойчивость Текст./ Пер. с англ. под ред. Я.Н. Луги некого М.: Энергия, 1980.-568 е., ил.

4. Ануфриев, И.Е., Смирнов, А.Б., Смирнова E.H. MATLAB 7Текст./ И.Е. Ануфриев СПб.: БХВ-Петербург, 2005 --1104 е.: ил.

5. Аюев, Б.И. Основы функционирования объединенной электроэнергетической системы континентальной Европы Текст./ Б.И. Аюев- Екатеринбург: Уральское отделение РАН, 2008. 276с.

6. Аюев, Б.И., Давыдов, В.В., Неуймин В.Г. Анализ эффективности вычислительных моделей расчета установившихся режимов электрических систем Текст./ Б.И. Аюев //Электричество 2008.-№8.

7. Баринов, В.А., Литвиненко, Е.А. Определение установившихся режимов и статической устойчивости сложных электроэнергетических систем Текст./ // Методы и программное обеспечение для расчетов колебательной устойчивости энергосистем (ФЭО). 1992. - с. 18-29.

8. Баумштейн, И.А. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения Текст./ И.А. Баумштейн М.: Энергоатомиздат, 1989.- 768 с.

9. Веников, В.А. Математические задачи электроэнергетики Текст.: учебник для студентов вузов/ В.А. Веников -2-е изд., перераб. и доп- М.: Высш. шк., 1981. 288 е.: ил

10. Веников, В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах Текст.: Учебник для электроэнергетич. спец. вузов.- Изд. 4-е/ В.А. Веников М.: Высшая школа, 1985 - 536 с.

11. Веников, В.А. Проблемы планирования развития и эксплуатации энергосистем Текст./ В.А. Веников М.: Энергия, 1978. - 142 с.

12. Веников, В.А. Электрические системы. Электрические сети Текст./ В.А. Веников М.: Высш. шк., 1998. - 511 е.: ил.

13. Высоцкий, B.C., Носов, A.A., Рычагов, А.В, Сытников, В.Е., Фетисов, С.С. Создание силового сверхпроводящего кабеля на базе ВТСП технологий/ Текст. B.C. Высоцкий // Кабели и провода 2010- № 2 (321), 3- Юс.

14. Гарант Электронный ресурс.: Информационно-правовой портал- http://base.garant.ru

15. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики на период до 2020 года с учетом перспективы до 2030 года.

16. Горев, A.A. Переходные процессы синхронной машины Текст./ A.A. Горев.-М., Л.: Госэнергоиздат, 1950.- 551 с.

17. Горнштейн, В.М., Мирошниченко, Б.П., Пономарев, A.B. Методы оптимизации режимов энергосистем Текст./ В.М. Горнштейн М.: Энергия, 1981.-336 с.

18. ГОСТ 13109-97. Нормы качества электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения Текст. введ. с 01.01.1999 - М.: ИПК Издательство стандартов, 1998.

19. Дмитриев, С., Нестеров, С. Городские электрические сети. Обеспечение надежности и безопасности электроснабжения Текст./ С. Дмитриев // Новости Электротехники -2010 № 5(65).

20. Елагин, П.В. Сверхпроводниковые кабели. Реальные очертания будущей энергетики Текст./П.В. Елагин //Новости электротехники-2005. -№ 4(34).

21. Жданов, П.С. Вопросы устойчивости электрических систем Текст./ П.С. Жданов М.: Энергия, 1979.- 445 с.

22. Идельчик, В. И. Электрические системы и сети Текст.: Учебник для вузов/ В.И. Идельчик М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 е.: ил.

23. Идельчик, В.И. Расчеты и оптимизация установившихся режимов электрических сетей и систем Текст./ В.И. Идельчик М.: Энергоатомиздат, 1988.-189 с.1 " ■ 1 i '>j « »

24. Идельчик, В.И. Расчеты установившихся режимов электрических систем Текст./ В.И. Идельчик-М.: Энергия, 1977 189 с.

25. Караев, Р.И., Волобринский С.Д., Ковалев И.Н. Электрические системы и сети Текст.: учебник для вузов -3-е изд., перераб. и доп/ Р.И. Караев М.: Транспорт, 1988. - 326 с.

26. Кулешов, А.И., Прахин, Б .Я. Расчет и анализ установившихся режимов электроэнергетических систем на персональных компьютерах Текст.: учеб.пособие/ А.И. Кулешов Иваново: Иван, гос.энерг.ун-т, 2001. -171 с.

27. Левинштейн М.Л., Щербачев О.В. Статическая устойчивость электрических систем Текст.: Учебное пособие/ М.Л. Левинштейн СПб.: СПбГТУ, 1994.-264 с.

28. Лозинова, Н.Г., Мазуров, М.И. Передача постоянного тока. Перспективы применения Текст./Н.Г. Лозинова // Новости Электротехники -2007.- № 4(46).

29. Маркович, И.М. Режимы энергетических систем Текст./ И.М. Маркович М.: Энергия, 1969. - 351 с.

30. Мелешкин, Г.А, Меркурьев, Г.В. Устойчивость энергосистем Книга 1, Глава 7. Статическая устойчивость энергосистем Текст./ Г.А. Мелешкин -СПб.: НОУ Центр подготовки кадров энергетики, 2006. -232268 с.

31. Методика расчета цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности в электроэнергетике. ЗАОПФК «СКАФ» Текст.// отчет по Госконтракту с ФСТ России 2006- т. 1-3.

32. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем Текст./ утв. Минэнерго РФ 30.06.2003:- Москва: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004.

33. Методические указания по расчету уровня надежности и качества услуг, реализуемых территориальными сетевыми организациями Текст./ утв. Минэнерго РФ от 29.06.2010 -М., 2010.

34. Методические указания по устойчивости энергосистем Текст./tíc 1 i ,утв. Минэнерго РФ 30.06.2003:- Москва: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004.

35. Мисриханов, М.Ш., Рябченко, В.Н. Итерационные критерии статической устойчивости эл. Системы на основе матричной сигнум-функции Текст./ М.Ш. Мисриханов // Электро -2008. -№6.

36. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования Текст.: Учеб. Пособие для вузов. 4-е изд., перераб. и доп./ Б.Н. Неклепаев. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с. с ил.

37. Непомнящий, В.А. Проблемы надежности при проектировании и эксплуатации электрических сетей энергосистем Текст./ В.А. Непомнящий -СПб.: ПЭИПК, 2010.

38. Непомнящий, В.А. Учет надежности при проектировании энергосистем Текст./ В.А. Непомнящий М.: Энергия, 2010.

39. Непомнящий, В. А. Экономические потери от нарушения электроснабжения потребителей Текст./ В.А. Непомнящий М.: Изд. Дом МЭИ, 2010.

40. Непомнящий, В. А., Овсейчук, В. А. Учет надежности электроснабжения при расчете тарифов Текст./В.А. Непомнящий // Новости Электротехники -2010 № 4(64).

41. Новгородцев, А.Б. Расчет электрических цепей в MATLAB Текст.: Учебный курс/ А.Б. Новгородцев СПб.: Питер, 2004 — 25 е.: ил.

42. Основные положения стратегии развития электроэнергетики России до 2020 г. Этап 2. Текст.// Обосновывающие материалы. ИНЭИ РАН, М- 2001.

43. Основы переходных процессов в электроэнергетических системах Текст.: Конспект лекций. Ч. I/ сост. А.Н. Беляев, C.B. Смоловик, Р.В. Окороков, Г.А. Першиков, B.C. Чудный СПб.: СПбГПУ, 2006 — 112 с.

44. Основы переходных процессов в электроэнергетических системах Текст.: Конспект лекций. Ч. II/ сост. А.Н. Беляев, Р.В. Окороков, Г.А. Першиков, И.Е. Рындина, C.B. Смоловик, B.C. Чудный СПб.: СПбГПУ, 2006-76 с.

45. Основы переходных процессов в электроэнергетических системах Текст.: Конспект лекций. Ч. III/ сост. А.Н. Беляев, Г.А. Першиков, И.Е. Рындина, C.B. Смоловик СПб.: СПбГПУ, 2006 — 140 с.

46. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2009 году Электронный ресурс./ ОАО «СО ЕЭС» http://so-ups.ru/.

47. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2010 году Электронный ресурс./ ОАО «СО ЕЭС» http://so-ups.ru/.

48. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2011 году Электронный ресурс./ ОАО «СО ЕЭС» http://so-ups.ru/.

49. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей Текст./ утв. Минэнерго РФ 13.01.2003 введ. с 01.07.2003-СПб,: ЦОТПБСППО, 2005.-284с.

50. Правила устройства электроустановок Текст./ утв. Минэнерго РФ 08.07.2002 изд. 7-е. -М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. -176 с.

51. Рокотян, С.С. Справочник по проектированию электроэнергетических систем Текст.: 3-е изд., перераб. и доп/ С.С. Рокотян-М.: Энергоатомиздат, 1985.

52. Рудницкий, М.Г. Элементы теории устойчивости и управления режимами энергосистем Текст.: Учебное пособие/ М.Г. Рудницкий -Свердловск: УПИ, 1984. 95 с.

53. Севастьянова A.B. Разработка алгоритма для анализа схемно-режимных особенностей энергосистем. / Севастьянова A.B. //Научно-технические ведомости СПбГПУ: сборник трудов. Спб.: ФГБОУ ВПО «СПбГПУ», - 2012. - № 3.

54. Севастьянова A.B. Разработка алгоритма для выявлениявозможности каскадного развития аварии. / Севастьянова A.B. //

55. Фундаментальные исследования и инновации в национальныхисследовательских университетах: Материалы XV Всероссийской1 . и , « «конференции по проблемам науки и высшей школы. Спб.: ФГБОУ ВПО1. СПбГПУ», 2011. С. 58-58.

56. Совалов, С.А., Баринов, В.А. Математическое моделирование установившихся режимов электроэнергетических системТекст./ С.А. Совалов// Электричество 1980. № 10, с. 11-17.

57. Создание силовой электрической линии для распределительных сетей на базе ВТСП технологий/Шрезентация доклада ВНИИКП на рабочей встрече под председательством гендиректора ГК «POCHAHOTEX» А.Б.

58. Чубайса на тему «Состояние работ по применению ВТСП технологий в электроэнергетике» 22.01.2010 г.

59. Солдаткина, JI.A. Электрические системы и сети Текст.: Учеб. Пособиедлявузов/JI.A. Солдаткина-М.: Энергия, 1978.

60. Справочник по проектированию электрических сетей Текст./ под ред. Д.Л. Файбисовича 3-е изд., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2009. - 392 е.: ил.

61. Справочник. Термины и определения ОАО РАО «ЕЭС России» Текст./ утв. 11.05.2005- М., 2005.

62. Схема и программа развития Единой энергетической системы России, утв. 29.08.2011 г.

63. Тарасов, В.И. Теоретические основы анализа установившихся1режимов электроэнергетических систем Текст./ В.И. Тарасов — Новосибирск: Наука, 2002. 344 с.

64. Федеральная служба государственной статистики Электронный ресурс. http://www.gks.ru/wps/wcm/connect/rosstat/rosstatsite/main/

65. Холмский, В.Г. Расчет и оптимизация режимов электрических сетей Текст./ В.Г. Холмский М., «Высшая школа», 1975. - 280 с.

66. Черноплеков, Н. А. Сверхпроводниковые технологии: современное состояние и перспективы практического применения Текст./ H.A. Черноплесков// Вестник РАН. 2001. - № 4.

67. Шаповалов, И.Ф. Справочник по расчету электрических сетей Текст.- 3-е изд., перераб. и доп / И.Ф. Шаповалов .- К.: Бущвельник, 1986. -224 с.

68. Электроснабжение городов. Проблемы обсуждали в Петербурге// Новости Электротехники 2010. -№1 (61).

69. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, утв. от 13.11.2009 г.

70. Bolza, A. Metra, P. Nassi, M. Rahman, М.М. Recent developments in HTS power cable applications Text./ A. Bolza // IEEE transactions on Applied Superconductivity 2002, v. 7, №.2, p.339 - 344.

71. Fetisov, S., Vysotsky, V., Sytnikov, V. Test of HTS Tapes Cooled by Liquid Nitrogen at Overloading Conditions Text./ S. Fetisov// IEEE Transactions on Applied Superconductivity-2009, v. 19, №2.

72. Grobovoy, A.; Grishin, Y.; Kolosok, I Practicability of SPS coordination in market environment for impending UCTE-IPS/UPS interconnectionText./ A. Grobovoy // CIGRE/IEEE PES, 2005. International Symposium 2005, Issue Date: 7-7 Oct. 2005 , p. 355 - 361

73. Kim, S.; Kim Jae-Ho; Cho, J.; Sim, K.; Lee Su-Gil; Jang Hyun-Man Investigation on the Stability of HTS Power Cable Under Fault Current Considering StabilizerText./ S. Kim// IEEE transactions on Applied Superconductivity 2007, v. 17, №.2, p. 1676 - 1679

74. Kundur, P Power system stability and control Текст./ P. Kundur: 979c.

75. Larbalestier, D., Schwall, R. E., Sokolowski, R. E. Power Applications of Superconductivity in Japan and Germany Text./ D. Larbalestier // WTEC Panel Report 1997.

76. Shahidehpour, M. Cool currents: superconductors' evolution for power transmission Text./ M. Shahidehpour // IEEE transactions on Applied Superconductivity 2005, v.3, №.2, p. 1540-7977

77. Sytnikov, V., Radchenko, I., Shutov, K., Vysotsky, V. The Study of Mechanical Properties of HTS Tapes for Power Cables Use Text./ V. Sytnikov// IEEE Transactions on Applied Superconductivity-2009, v. 19, №2.

78. Sytnikov, V., Shutov, K., Polyakova, N., Fetisov, S., Nosov, A., Vysotsky, V. The AC Loss Analysis in the 5m HTS Power Cables Text./ V. Sytnikov// IEEE Transactions on Applied Superconductivity -2009, v. 19, №2.

79. Sytnikov, V., Taran, A., Rychagov, A., The Results of Russia ITER TF Conductor Sample Test in SULTAN Text./ V. Sytnikov// IEEE transactions on Applied Superconductivity 2010, v. 20, №3, p. 462 - 465.

80. Taran, A., Sytnikov, V., Rychagov, A., Shutov K., Ipatov, Y. New Technology Complex for ITER TF and PF Cables and TF Conductors Production Text./ A. Taran //IEEE transactions on Applied Superconductivity 2010, v. 20 № 3, p. 394-397.

81. Vysotsky, V., Radchenko, I., Fetisov, S., Sytnikov, V., Zubko, V. Voltage-current characteristics of two soldered 2G HTS tapes Text./ V. Vysotsky

82. J. Phys.: Conf. Ser. 234 022042 doi: 10.1088/1742-6596/234/2/022042 (Pper 272 presented at EUCAS-2009, Dresden, Germany, 13-17 September)

83. XudongWang; Ishiyama, A.; Ohya, M.; Fujiwara, N.; Over-Current Characteristics of 66-kV RE 123 HTS Power Cable Text./ Xudong Wang // IEEE transactions on Applied Superconductivity 2011, v.21, №.3, p. 1051 - 1016.