автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Методы анализа и управления режимами местных электрических сетей

На правах рукописи

СТЕПАНОВ Александр Сергеевич

МЕТОДЫ АНАЛИЗА И УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ МЕСТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Специальность 05.14.02 — Электростанции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Благовещенск - 2006

Работа выполнена на кафедре энергетики Амурского государственного университета Федерального агентства по образованию Министерства образования и науки РФ.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Бердин Александр Сергеевич

доктор технических наук, доцент Левченко Иван Иванович

доктор технических наук, доцент Кононов Юрий Григорьевич

Ведущая организация - Филиал ОАО «НТЦ электроэнергетики» -ВНИИЭ, г. Москва

Защита состоится «24» ноября 2006 г. в "14" часов в ауд. Г-506 главного корпуса на заседании диссертационного совета Д212.245.06 в ГОУ ВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет» по адресу: 355029, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2, ГОУ ВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет», тел,: (865-2)-94-42-41, факс: (8652) -94-41-50.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке университета.

Автореферат разослан "20" октября 2006 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, д.ф.-м.н.

В.И. Наац

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В современных условиях перехода российской экономики к рыночным механизмам управления изменяются взаимоотношения между энергоснабжающими организациями и потребителями электроэнергии. Эти изменения выражаются не только в более жестком подходе к вопросам учета отпущенной энергии, обеспечения ее качества и надежности поставки, но и повышения эффективности транспорта энергии по сетям. При этом важную роль начинает приобретать оснащенность контрольно-измерительными приборами, автоматическими устройствами и автоматизированными системами управления (АСУ) пограничных с потребителями сетей энергосистем (ныне - АО-энерго), в качестве которых зачастую выступают местные электрические сети 6 - 10 кВ (МЭС). Повышаются требования к достоверности и оперативности получения и обработки информации о состоянии и режимах работы этих сетей, а соответственно и к алгоритмам анализа и управления их режимами. Для этих сетей в современных условиях становятся актуальными также проблемы, ранее исследуемые только для системообразующих сетей энергосистем, такие, как наблюдаемость и оценивание состояния.

МЭС 6 - 10 кВ составляют значительную часть сетей энергосистемы. В рамках одного предприятия электрических сетей (ПЭС) линии 6-10 кВ имеют протяженность несколько тысяч километров, количество трансформаторных подстанций (ТП) 6-10/0,4 кВ измеряется сотнями, а иногда и тысячами, количество распределительных линий (фидеров) 6-10 кВ (несколько сотен) на порядок превышает число линий 35-220 кВ.

Главная отличительная особенность функционирования МЭС 6-10 кВ -работа этих сетей в разомкнутом режиме. Даже если они выполнены замкнутыми, то работают по радиальной резервируемой схеме. Столь простая древовидная структура фидеров МЭС позволяет использовать для

расчета их режимных характеристик более простые методы и алгоритмы, чем при расчетах сложнозамкнутых системообразующих сетей.

Исследованию и разработке методов, алгоритмов и программных комплексов моделирования, анализа и управления режимами МЭС посвящены работы многих организаций (АО ВНИИЭ, МЭИ (ТУ), БГПА (БПИ), МГАУ (МИИСП), УГТУ (УПИ), СевКавГТУ и др.) и известных авторов (Аберсона M.JL, Воротницкого В.Э., Железко Ю.С, Зорина В.В., Идельчика В.И., Кононова Ю.Г., Левина М.С., Маркушевича Н.С., Пономаренко И.С., Потребича A.A., Ройтельмана И.Г. и др.). Значительный вклад в решение проблем наблюдаемости и оценивания состояния внесли сотрудники ИСЭМ СО РАН А.З. Гамм, И.И. Голуб и др.

Однако повышение роли МЭС в ходе реформирования электроэнергетики, а также быстрое развитие современных информационных технологий и их внедрение на низшие уровни управления электрическими сетями делают возможным решение вопросов расчетов и управления МЭС на качественно новом уровне. При этом актуальной становится проблема повышения эффективности функционирования местных электрических сетей 6-10 кВ в новых экономических условиях с учетом постепенного повышения их информационной обеспеченности.

Этим и объясняется актуальность новых подходов к разработке вычислительных алгоритмов, обеспечивающих решение задач анализа режимной информации, расчета и снижения потерь энергии и управления режимами сетей этого класса.

В работе представлены результаты исследований, которые выполнялись с участием или под руководством автора в АЗИНЕФТЕХИМ (г. Баку), Амурском государственном университете (г. Благовещенск) и Центральных электросетях Амурэнерго.

Целью работы является разработка математического аппарата, алгоритмических подходов и программных средств решения задач анализа и управления МЭС с учетом новых возможностей получения информации в

связи с постепенным насыщением этих сетей устройствами телемеханики, вычислительной техники, автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) и контроля и управления энергопотреблением (АСКУЭ).

Исходя из поставленной цели, определены следующие основные задачи работы:

¡.Изучение информационного обеспечения МЭС, методов расчета установившихся режимов в них и разработка новых подходов к расчетам с учетом их информационной обеспеченности.

2. Вывод расчетных зависимостей для оценки предельных погрешностей определения параметров режима МЭС.

3. Разработка математического аппарата доверительной оценки напряжений в узлах нагрузки МЭС.

4. Изучение проблем наблюдаемости и оценивания состояния и разработка подходов к их решению применительно к МЭС.

5. Разработка методов расчета технических потерь энергии в МЭС с учетом возрастания их информационной обеспеченности, а также методов разработки и внедрения мероприятий по снижению потерь.

6. Изучение проблемы коммерческих потерь энергии и разработка систем, обеспечивающих их выявление и снижение.

7. Анализ существующих способов определения управляющих воздействий на режим напряжения в МЭС и их совершенствование с учетом допустимой погрешности регулирования и способов получения информации.

8. Разработка способов повышения эффективности транспорта энергии по местным сетям за счет воздействия на режим напряжения центров питания.

9. Разработка технологии и алгоритмизация процедур ведения информационных баз данных по МЭС, обеспечивающих наиболее привычные и удобные для конечных пользователей приемы работы с программным обеспечением.

10. Создание программных средств для АСДУ МЭС в рамках АСУ предприятий и районов электрических сетей (РЭС).

Для решения поставленных задач использованы методы теоретической электротехники, математического моделирования, теории вероятностей и математической статистики, теории погрешностей, исследования операций, оптимального планирования экспериментов, теории графов и методы программирования.

Научные результаты и новизна работы заключается в выполнении комплекса исследований, позволивших разработать основные положения прикладной теории моделирования, анализа и управления режимами МЭС, базирующейся на современных подходах к информатизации этих сетей, а именно:

1. Разработан безытерационный метод расчета установившегося режима местной электрической сети б—10 кВ, основной отличительной особенностью которого является простота расчетных выражений, удобных для анализа погрешностей получаемых результатов и алгоритмизации расчетных процедур определения режимных характеристик сети.

2. Получены расчетные выражения для определения предельных погрешностей вычисления уровней напряжения на шинах низкого напряжения (НН) потребительских ТП 6-10/0,4 кВ.

3. Получены расчетные выражения вероятностной оценки уровней напряжения на шинах НН ТП в виде доверительного интервала. Разработаны теоретические подходы к определению дисперсий режимных параметров фидеров МЭС.

4. Проработаны положения теории вероятностной наблюдаемости местных электрических сетей, выведены формулы для оценивания состояния режима местной электросети при насыщении ее датчиками тока и напряжения.

5. Разработаны методика и алгоритм расчета технических потерь энергии (ПЭ) в сети 6-10 кВ, позволяющие учесть любую имеющуюся в распоряжении расчетчика режимную информацию, в том числе данные АСДУ и АСКУЭ.

6. Разработаны методика и алгоритм определения изменения технических ПЭ при оценке эффективности мероприятий по их снижению в МЭС, обеспечивающий корректный учет состояния сети до и после проведения мероприятий. Предложены алгоритмы разработки оптимальных комплексов мероприятий по снижению потерь и рационального календарного планирования их внедрения.

7. Разработаны подходы автоматизированного управления напряжением в центрах питания МЭС, обеспечивающие экономию электроэнергии за счет снижения ПЭ без ущерба для качества напряжения у потребителей.

8. Предложенные методы моделирования реализованы в промышленном программно-вычислительном комплексе для решения ряда режимных задач в МЭС 6-10 кВ, представление информации в котором основано на привычных для персонала эксплуатационных схемах и паспортных данных линий и оборудования.

Практическая ценность и внедрение результатов работы. Выполненные исследования и разработанный программно—вычислительный комплекс АМУР РС могут использоваться в ПЭС и РЭС АО-энерго, коммунальных электрических сетях, в проектных и исследовательских организациях для решения задач расчета и анализа режимов МЭС, анализа потерь электроэнергии и разработки мероприятий по их снижению, определения оптимальных по потерям энергии уровней напряжения в ЦП и ответвлений ПБВ трансформаторов, принятия решений по восстановлению питания потребителей при плановых и аварийных отключениях питающих подстанций, выбора мест размыкания контуров, выдачи технических условий на присоединение новых потребителей. Основное практическое значение работы заключается в повышении эффективности управления МЭС в рамках АСДУ за счет уменьшения потерь электроэнергии, улучшения качества напряжения у потребителей и повышения оперативности и обоснованности принятия решений персоналом.

Комплекс промышленно эксплуатируется во всех ПЭС и отделениях энергосбыта ОАО Амурэнерго, а также в филиале ОАО «Амурские коммунальные системы» «Амурэлектросетьсервис».

Новые достижения в области моделирования и оптимизации режимов МЭС нашли свое отражение в учебных дисциплинах «Оптимизация режимов энергосистем», «Пакеты прикладных программ» и «Основы научных исследований», читаемых на кафедре энергетики АмГУ, в дипломном проектировании и научно-исследовательской работе студентов специальностей 140205 «Электроэнергетические системы и сети» и 140211 «Электроснабжение».

Основные полоз/сения, выносимые па защиту;

1) Безытерационный метод расчета установившихся режимов разомкнутых фидеров 6-10 кВ на базе теории четырехполюсников, основанный на представлении тока головного участка в виде суммы токов ВН ТП.

2) Формулы вероятностной оценки уровней напряжения на шинах НН ТП 6-10/0,4 кВ в виде доверительного интервала и определения предельных погрешностей их вычисления.

3) Положения прикладной теории вероятностной наблюдаемости местных электрических сетей и формулы для оценивания состояния режима местной электросети при насыщении ее датчиками тока и напряжения.

4) Методика и алгоритм расчета технических ПЭ в сети 6-10 кВ, позволяющие учитывать всю доступную режимную информацию.

5) Методика и алгоритм определения изменения технических ПЭ при оценке эффективности мероприятий по их снижению в МЭС, учитывающие состояния сети до и после проведения мероприятий. Алгоритмы разработки оптимальных комплексов мероприятий по снижению потерь и рационального календарного планирования очередности их внедрения.

6) Алгоритмы автоматизированного управления напряжением в центрах питания МЭС, обеспечивающие снижение ПЭ без ущерба для качества напряжения у потребителей.

7) Программная реализация разработанных методов и алгоритмов в промышленном программно-вычислительном комплексе АМУР РС для решения режимных задач в МЭС 6-10 кВ.

Апробация работы и публикации. Основные положения и научные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на Всесоюзной научной конференции «Снижение потерь в электроэнергетических системах» (Баку, 1981 г.), III научно-техническом совещании "Математическое обеспечение задач эквивалентирования электроэнергетических систем в рамках АСУ" (Баку, 1982 г.), Всесоюзной научной конференции «Моделирование электроэнергетических систем» (Баку, 1982 г.), Всесоюзном научно-техническом совещании «Снижение потерь и повышение качества электроэнергии в электрических сетях энергосистем» (Ленинград, 1984 г.), XI и XII сессиях Всесоюзного научного семинара «Кибернетика электрических систем» (Абакан, 1989 г., Гомель, 1991 г.), Всероссийских научно-технических конференциях «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» (Иркутск, 1994, 1995 . г.г.), республиканской научной конференции «Проблемы электроснабжения Дальнего Востока» (Благовещенск, 1995 г.), I, II и IV Всероссийских научно-технических конференциях с международным участием «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов» (Благовещенск, 1998, 2000, 2005 г.г.), Третьем Всероссийском научно-техническом семинаре «Современные компьютерные технологии в эксплуатации распределительных электрических сетей» (Москва, 2000 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 40 печатных работ, в том числе одна монография.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, б глав, заключения, списка литературы и приложений. Общий объем работы составляет 313 страниц, иллюстрирован 51 рисунком, содержит 8 таблиц. Список литературы включает 272 наименования.

Основное содержание глав совпадает с содержанием разделов автореферата. В приложениях содержатся вспомогательные и дополнительные материалы, а также документы, подтверждающие внедрение результатов работы. Здесь также изложена проблема исследования

случайных величин, связанных в сумме, и постановка задачи определения их вероятностных характеристик.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Введение

Во введении изложена общая характеристика диссертационной работы, показана ее актуальность, сформулированы цели и задачи исследования, отражена научная новизна и практическая ценность, описана структура работы.

1. Тенденции развития работ в области анализа и управления режимами местных электрических сетей

В первой главе на основании анализа отечественных и зарубежных тенденций развития работ в области анализа и управления режимами местных электрических сетей, наращивания технического и программного обеспечения, возрастания роли этих сетей в новых экономических условиях показано, что перед разработчиками программных средств, проектными и эксплуатационными организациями встают новые задачи, обусловленные:

- во-первых, необходимостью адекватного использования в методах и алгоритмах решения известных задач (расчеты установившихся режимов, потерь электроэнергии, управляющих воздействий автоматики) вновь появившейся информации;

- во-вторых, необходимостью постановки и решения новых задач, связанных с эффективным использованием внедряемых в МЭС средств автоматизации управления и измерений (обеспечение наблюдаемости и оценивания состояния сетей);

- в-третьих, необходимостью корректировки методов и алгоритмов решения технико-экономических задач ввиду изменения экономических условий в стране (разработка мероприятий по повышению эффективности функционирования сетей).

2. Методы расчета установившихся режимов местных электрических сетей

Анализ современного состояния информационного обеспечения МЭС 6— 10 кВ показывает, что для расчета их режимов с помощью традиционных алгоритмов ньютоновского типа или «в два этапа» в токах или в мощностях возникает необходимость использования различных приемов восполнения недостающей информации о нагрузках сети. При этом алгоритмы расчета дополняются специальными процедурами корректировки исходных данных для обеспечения баланса поступающей и потребляемой из сети мощности (тока). Основным недостатком таких алгоритмов является проблема сходимости ввиду специфики структуры сети и параметров элементов схемы замещения.

В работе показано, что если распределение тока головного участка (ГУ) фидера производить не между токами узлов нагрузки (УН) /„"р, а между токами на подводе высокого напряжения (ВН) распределительных трансформаторов (РТ) 7/ (рисунок 1), то можно расчет режима свести к безытерационной процедуре.

При этом значения приведенных к стороне ВН РТ напряжения 11"р и тока нагрузки 1"Н1Р могут быть определены по выражениям, представляющим из себя известные уравнения четырехполюсника:

Ц" 1гг ш / Л ж /1, > иВ1

и,

Л/ ->

8п | |

"X

Рисунок 1 - Схема фидера со схемой замещения 1-ых РТ и УН

w Ццп

где

т"Р _ n ц" i Л I

tul — rsitlpy

á¡=h<pi +Z¡yTI B¡ =D¡Z¡ +kpiZ.Ti

D,=l + ZT¡yT¡

(2)

Входящие в выражения (2) параметры представляют собой: hip! = Li/Iry =Kicos<Pry ~ Доля тока на подводе ВН /-го РТ в токе

ГУ фидера; ZT, = RTl + jXT¡ - сопротивление РТ; yr¡ — grl - jbT, -проводимость ветви намагничивания схемы замещения 1-го РТ;

+ ji^XtHaicos(pn,~R,Hv,sin<p^y\ - эквива-

лентное сопротивление предвключенной части фидера.

п, я,

Здесь ha¡ ~ Нш, ^h i =Нр, , где и, - количество УН, получающих 1=1 ¡=i

питание по ?-ой ветви.

Очевидно, что доли составляющих тока ГУ /га/ и hp¡ для всех К узлов

нагрузки фидера должны удовлетворять условию

1=1 1=1

Из выражений (1) и (2) следует, что фидер может быть эквивалентно представлен К радиальными четырехполюсниками (рисунок 2).

и.

ЦП ,}гу

Á, в,

Q, п,

и:

КТ/ —'

Рисунок 2 - Фрагмент схемы замещения фидера эквивалентными четырехполюсниками

Одним из преимуществ представления фидеров МЭС эквивалентными четырехполюсниками. является возможность организации безытерационной процедуры расчета установившегося режима. При этом по заданным исходным данным (IIцп, 1гу, соэ(ргу) с использованием приведенных формул сразу определяются параметры режима УН. Если принять вполне приемлемые для сетей 6-10 кВ допущения о равенстве коэффициентов мощности во всех ветвях-линиях сети и о равенстве падения напряжения его продольной составляющей, то выражения (1) и (2) упрощаются:

где

Здесь

U4"=D,Um Un

■ 4зв,1.

J"P _ 1ш1 ~

-_г ^JSL+A I

— *-<а/ гг Т Л„,1

S

ГУ а!1 ГУ

и

pi'

цп

4з

+ А„,1

pi1 ГУ

(3)

Аа, - h¡ cos ç + gT¡ Z¡

Ap¡ = h¡ sin<p + bnZ¡ B, = D,Z¡ + lyZjj Caí = Sri

Cpi= Wi

D¡ = 1 + RTigT, + XTlbT¡

(4)

Z, = 2 ÍRt eos q> + Xt sin (p)H, = R¡ eos (p + X¡ sin (p t=¡

Zjy = jR;¡ eos (p + XT¡ sin (p

Доли токов h9¡ (hai и hpl) в (2) или h¡ в (4) обычно из-за отсутствия

информации о нагрузках сети определяются приближенно, например, пропорционально номинальным мощностям РТ.

Замена реальной древовидной структуры фидера эквивалентными четырехполюсниками стала возможной при допущении о распределении тока ГУ между токами на стороне ВН ТП, а не между токами УН, как в

традиционной процедуре расчета режима "в два этапа". Поскольку и то, и другое распределения приближенны, их следует признать равновозможными.

Сопоставление результатов расчета итерационным методом "в два этапа" и описанным упрощенным способом по (3), (4) показало, что уровни напряжения на шинах 0,4 кВ ТП получаются практически совпадающими. Расхождение составляет не более 1 4- 2 В, т.е. 0,5 %.

В работе показано, что в описанном методе расчета установившегося режима МЭС возможен учет дополнительного оборудования, включенного в сеть, в частности батарей статических конденсаторов. Выведены также формулы для расчета потерь мощности в сети.

Из выражений (3) вытекает простая процедура оценки пропускной способности фидера. Если в первой формуле (3) принять в качестве II "р минимально допустимое по условиям качества напряжения приведенное напряжение на шинах НН ТП идоп, а в качестве 17цп - нижний предел изменения напряжения в центре питания иЦпт„, то по формуле

* _ ЦЦП шш ~ ^ООП

Щ с ^

можно определить К значений токов по количеству УН. Наименьшее из полученных значений соответствует такой наибольшей токовой нагрузке ГУ, при которой у всех потребителей фидера соблюдаются условия, накладываемые стандартом на отклонение напряжения. Знание этого тока позволит персоналу ПЭС принимать обоснованные решения при выдаче технических условий на подключение новых потребителей без ущерба для качества напряжения.

3. Анализ погрешностей определения параметров режима, наблюдаемость и оценивание состояния МЭС

Предложенный метод представления МЭС в виде эквивалентных четырехполюсников позволяет оценить предельные погрешности результатов

расчета режима. В соответствии с теорией погрешностей получены расчетные выражения для определения абсолютной предельной погрешности напряжения в УН, которая складывается из методической и информационной составляющих:

Аи?=Аи%+Аи%, (6)

личь = -Г31ГУ{П,Л2, + 2т,Ак,), (7)

ли^=о1лицп+4~з(р121 + +4З1гу(\Я, \в,г, + \Ат,\гт1}11)Асоз<р где Лицп, А1п', Асоя<р, /12/, ЛИ1 - абсолютные погрешности определения соответствующих величин. В работе предложены способы расчета этих погрешностей.

Параметр Л/ рассчитывается по выражению

т, "у

2X1А

т, >Ь_

ХВДЛ,

1*

м 1-1

т, п.

\]=1 ы

- соз (р + ят (р

(9)

Наравне с предельными погрешностями интерес представляет вероятностная оценка параметров режима. Такая оценка особенно актуальна для уровней напряжения на шинах НН ТП 6-10/0,4 кВ, поскольку они зачастую являются границей между сетями энергосистемы и электроустановками потребителей, т.е. концевыми узлами сети, в которых необходимо контролировать показатели качества продаваемой электроэнергии.

Границы доверительного интервала напряжения на шинах 0,4 кВ некоторой /-ой ТП могут быть определены по формулам

и1тса = и1{1 + ^,)[

Здесь где 1/1 - расчетное значение напряжения в узле I; А/ -относительная среднеквадратическая погрешность расчета; N параметр,

(10)

определяющий значение интервала и соответствующей ему вероятности. Величина А/ определяется по выражению

4=7о;/М,, си)

где О/, М; - соответственно дисперсия и математическое ожидание напряжения.

Если воспользоваться ранее полученными выражениями для определения напряжения УН по методу эквивалентных четырехполюсников, то, разложив его в ряд Тейлора, можно получить аналитические выражения для математического ожидания и дисперсии напряжения в УН:

М, =D,Mlín-j3Mr

^-(Ц^+^п)

2sin <р

(12)

D, = DfDl¡n + 3£/Dry + ЗМ2„. [(D^Z, + h,¿„Z„ )2 (l+у)у) ■ D, +

D2

i>

2sinb<p

• (13)

к

Л

i-l

Как видно из выражений (12) и (13), относительная среднеквадратическая погрешность расчета является функцией дисперсий изменений напряжения в ЦП DцП, тока на ГУ фидера долей тока каждой ТП в токе ГУ D« (/ = 1,...Д) и дисперсии коэффициента мощности Dр.

В работе рассмотрены способы оценки этих величин. Дисперсии параметров ЦП и ГУ Оцц и Dгу зависят от способа их получения (по статистическим данным или путем телеизмерения). Для дисперсии коэффициента мощности Dp методами математического моделирования получена ее зависимость от значения коэффициента мощности на ГУ (рисунок

0.05 0.045

СОЯф

0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

Рисунок 3 — Зависимость дисперсии коэффициента мощности от его значения на головном участке фидера

Для определения дисперсий долей тока на ТП Оы (I - \,—,К) предлагается использовать границы предельных возможных значений этих параметров, рассчитываемых по выражениям:

кп^м,. г

н,,тах Гзит

ном 1 ГУ

Иптт ~

1ц1 12 , ,2

7 ч8т1~*~оп>

1ГУ

ГУ

д,1 +1 "XV I +{1-Гти)£/,

\л ) Ч 1 1=1

1 ( и К-Т-1 т _

=1~7~\ 7Й— +(1+

итм }Ф1 Ы

(14)

(15)

(16) (17)

Здесь: К - число ТП, подключенных к фидеру 6-10 кВ, из которых с Т подстанций по каналам телемеханики передаются значения тока нагрузки I,,

кп - коэффициент допустимой перегрузки РТ мощностью Бном1, ути -предельная погрешность телеизмерения тока, 1М,, 1аи,, I- ток

намагничивания трансформатора и его составляющие.

Графики зависимостей (14)-(17) от тока ГУ для фидера с четырьмя ТП мощностью по 250 кВА приведены на рисунке 4. Кривые (14) - (17) ограничивают область возможных значений параметра Ь/, которая соответствует площади криволинейного четырехугольника АВСБ. Диапазон возможных значений к/ при некотором токе на ГУ фидера равен 5ы= Если считать, что й/ равновероятно может принимать любые значения в интервале 8ы, то максимальная оценка дисперсии О/,/ равна

Ъы=д2ы/12. (18)

Из рисунка 4 также видно, как изменится область возможных значений доли тока И, нетелемеханизированной ТП при телемеханизации одной ТП (область А^СА) и двух ТП (область А^ВгСгИг). Здесь приведен случай, когда телеизмеряемые токи равны номинальным токам трансформаторов.

Задачами АСДУ, как составной части АСУ ПЭС и РЭС, являются оперативное и автоматическое управление режимами электросетей в реальном времени и планирование режимов, в том числе и сетей 6 - 10 кВ. В связи с этим актуальной становится задача разработки алгоритмов и программ комплексной оптимизации оперативного управления режимами МЭС, в том числе и по критериям качества электроснабжения потребителей. Решение этих задач без обеспечения наблюдаемости местных сетей малоэффективно, а в некоторых ситуациях и практически невозможно. Одной из основных задач обеспечения наблюдаемости МЭС должно стать создание возможности текущего контроля (мониторинга) качества напряжения на шинах 0,4 кВ потребительских ТП.

Однако согласно традиционной трактовке наблюдаемости, чтобы МЭС, содержащая N узлов, стала наблюдаемой, необходима система сбора данных, позволяющая, например, получать по каналам телеизмерений (ТИ) информацию об N - 1 токе и одном узловом напряжении, что даже в современных условиях нереально ввиду большого объема этих сетей. Поэтому все местные сети в настоящее время можно считать ненаблюдаемыми.

В работе предлагается ввести понятие вероятностной (доверительной) наблюдаемости, означающее возможность системы предоставлять информацию о текущем состоянии в форме доверительных интервалов режимных параметров, соответствующих некоторой вероятности. Такое понятие наблюдаемости применительно к задаче контроля качества напряжения согласуется с нормами ГОСТ 13109 - 97 на показатели качества электроэнергии, которые также регламентируются в вероятностной форме.

Задача обеспечения наблюдаемости для МЭС при этом будет заключаться в определении таких мест в сети, установка датчиков ТИ в которых обеспечивает наибольшее снижение доверительных интервалов оценки напряжения у потребителей.

В качестве критериев наблюдаемости (минимизируемой целевой функции задачи синтеза оптимальной системы сбора данных) может быть использована величина максимальной погрешности 4, вычисленной по формуле (11) или суммы этих погрешностей во всех узлах нагрузки сети.

В работе приведены расчетные выражения, позволяющие оценивать уровни напряжения в узлах нагрузки МЭС в форме доверительных интервалов, ширина которых, в частности зависит от степени оснащенности сети измерительными датчиками тока и напряжения и каналами передачи данных.

4. Методы расчета и снижения потерь энергии в МЭС

В настоящее время идет процесс постепенного насыщения местных электросетей устройствами сбора данных об электропотреблении и нагрузках потребителей. В конечном итоге эти устройства объединяются в автоматизированные системы АСКУЭ (АИИС КУЭ), охватывающие не только подстанции 35 кВ и выше, но и потребительские ТП 6-10/0,4 кВ. Появляется дополнительная информация, которая может (и должна) быть использована в расчетах потерь энергии в МЭС. Однако очевидно, что еще длительное время говорить о полном оснащении всех ТП такими устройствами будет преждевременно, и наиболее доступной и достоверной информацией о режимах МЭС 6-10 кВ будут оставаться данные, полученные из центров питания и на головных участках фидеров, в частности с помощью автоматизированных систем АСКУЭ и АСДУ.

В свете вышесказанного возникает задача разработки методов расчета технических ПЭ в МЭС 6-10 кВ, позволяющих корректно использовать вновь

появившуюся информацию в рамках существующих проверенных подходов, в частности метода средних нагрузок.

При этом все множество узлов нагрузки фидера по полноте имеющейся режимной информации можно разделить на два подмножества:

• подмножество УН с определенной режимной информацией Ко- Для узлов этого подмножества как минимум должны быть известны энергопотребления (желательно и WPj);

• подмножество УН с неопределенной режимной информацией Кц. Для этих узлов характерно полное отсутствие режимных параметров. Нагрузка таких ТП обычно оценивается по номинальным мощностям трансформаторов.

Предлагаемый метод расчета ТПЭ представляет собой итерационную процедуру балансировки режима энергопотребления. Перед началом расчета по любой имеющейся информации (АСДУ, АСКУЭ, справочные базы данных о потребителях и т.п.) определяются параметры узлов нагрузки: энергопотребления \¥а] и }УР„ дисперсии мощностей нагрузок ОР} и 00,.

На первом этапе выполняется расчет потоков энергии в направлении от УН к ГУ с учетом потерь энергии в проводимостях.

Определяются значения эквивалентных активных сопротивлений фидера Яэр[

Л.

N 1=1

N

к эр = ХЖ-

м

о1,+-4-А,,.#„. + нп,+-

и-' М J

(19)

Кфр ' -

По аналогичным выражениям определяются эквивалентные индуктивные сопротивления Х}а, Хзр.

В выражениях (19) параметры с1аП с1р], £>ш, Ор1, На1, Нр1 характеризуют доли энергий УН, энергий в ветвях фидера и потерь энергии в ветвях в энергиях на ГУ фидера ЖГа и IVГр. Эти параметры уточняются в ходе итерационного расчета.

Потери энергии в фидере определяются по выражению ш2 г-2 л а-IV21гг к

МУ = Фа за ^ Грфр эр ^ ^о)

Полученные на первом этапе значения энергий на ГУ фидера сравниваются с заданными величинами \УГа и ¡¥Гр. Если они различаются меньше, чем на величину наперед заданной погрешности, то расчет заканчивается. В противном случае производится распределение небалансов между УН подмножества Кц.

На втором этапе итерационного расчета в направлении от центра питания к УН рассчитываются вероятностные параметры напряжения в узлах схемы фидера по выражениям

Миа1!)^Миу[1-Ги{1 + Г3Л (21)

= 017; .[;+Ж„ + К'1{1-г3ц)\-У„[1-г'Л (22)

где у у = ] /Ы^и 1 - квадрат коэффициента вариации напряжения в узле _/;

Я,мр1+Х, ма оа

Гц — » У ,1 —

М 1и1

Отличительной особенностью разработанного метода является автоматическое снижение погрешности определения ПЭ с увеличением подмножества Ко узлов нагрузки, т.е. по мере насыщения сети приборами учета, электроизмерений и систем сбора данных.

В работе также рассмотрена задача определения оптимального комплекса мероприятий по снижению потерь (МСП) в местных сетях.

Отмечается, что выбор мероприятий путем последовательного рассмотрения их видов, начиная с малозатратных организационных, и определение их эффективности с учетом выполнения предыдущих МСП, может не позволить достичь глобального оптимума, характеризующегося минимумом целевой функции, в качестве которой можно использовать эквивалентные годовые расходы (приведенные затраты), вычисляемые по формуле

где Е—норматив дисконтирования, К - капитальные затраты на проведение МСП; И— издержки, учитывающие амортизационные отчисления, издержки обслуживания и издержки, связанные с возмещением потерь электроэнергии.

При последовательном подходе результат зависит от очередности рассмотрения видов мероприятий и параметров конкретной сети. Поэтому вся совокупность мероприятий (как беззатратных, так и капиталоемких) должна рассматриваться комплексно в рамках единой оптимизационной задачи. Причем, в качестве оптимизируемых независимых переменных должны рассматриваться не виды мероприятий и объемы их внедрения, а параметры конкретных элементов сети (трансформаторов, участков линий электропередач и т.п.), для которых возможно осуществление одного из видов

Для решения поставленной задачи в работе использован метод релаксации, модифицированный с учетом дискретности изменения искомых переменных х, е X, в качестве которых выступают проводимости и сопротивления проводов, трансформаторов и конденсаторных батарей, положение точек разрезания контуров и т.п., и наличия МСП, требующих для своего проведения затрат, не зависящих от объема работ.

Сущность метода заключается в следующем. Вектору X задается начальное приближение Х° и вычисляется вектор изменений целевой функции ЛЗ при задании вектору X приращения АХ В качестве Ах, е АХ выступают фиксированные приращения оптимизируемых параметров, которые зависят от вида мероприятия. Это могут быть проводимость одной секции конденсаторной батареи, изменение сопротивления и проводимости ветви при замене проводов воздушных линий и трансформаторов и т.п.

Если в ходе оптимизационного расчета окажется, что какая-либо компонента вектора АЗ

МСП.

^ =зХ1+ЛХ] -Зху> О

(24)

или приращение Аху осуществить невозможно из-за нарушения ограничений, то принимается Аг] = 0. Отыскивается Аг] = тш(/13)0, и для г-й переменной выполнением последовательных расчетов с шагом Ах, находится х,1, максимизирующее Аг, до значения, близкого к нулю, поскольку при дискретном изменении х, обращение Аг( в нуль маловероятно. Найденное значение х' замещает значение х° в векторе X, и процедура расчета повторяется до тех пор, пока все компоненты вектора АЗ не станут равны нулю.

Одна из особенностей решаемой задачи — наличие для некоторых МСП затрат, не зависящих от объема их реализации (например, постоянная составляющая стоимости конденсаторной батареи, не зависящая от мощности, стоимость демонтажа старого провода на пинии, не зависящая от сопротивления нового провода и т.д.). Это приводит к нарушению пропорциональной зависимости капитальных затрат от параметров элемента сети и ее разрывности. Неучет этого обстоятельства при решении

задачи приводит к невозможности отыскания глобального минимума целевой функции. С целью преодоления этого недостатка модифицированный метод релаксации дополнен алгоритмом учета постоянной составляющей затрат, заключающимся в следующем.

На первом этапе методом релаксации решается задача минимизации функции 3 без учета постоянных составляющих затрат и определяются приведенные затраты 30, к которым прибавляются постоянные составляющие. Затем из вектора полученных «условно оптимальных» решений поочередно исключаются переменные =ха, (ха, еХа1/е.\,Ыа), у которых постоянная составляющая затрат не равна нулю, и для оставшихся (у е 1,/*/ —1) методом релаксации определяются г^", образующие вектор приведенных затрат 3"". Вычисляется вектор разностей А3"с" — 3"°" - 30. Если

все компоненты вектора АЗ™ не меньше нуля, то первоначальный вариант с приведенными затратами 30 соответствует глобальному минимуму, и расчет заканчивается. Если же есть отрицательные Лг™" е А3"с*, то из дальнейшего рассмотрения исключается переменная хп, для которой Аг"™ — т\п( АЗ^), т.е. та переменная, исключение которой дает наибольший эффект. Число N компонент вектора X уменьшается на единицу, и на втором шаге алгоритма снова определяется вектор приведенных затрат 3™" и т.д. Расчет

заканчивается, когда на очередном шаге т все Аг1^ > 0, или не будут исключены все х^ = хы, имеющие постоянные составляющие затрат.

Оценка эффективности МСП связана с расчетом величины снижения потерь в сети, определяемой как разность потерь до (А}У/р) и после (АИг2р) выполнения мероприятия. При этом определение величин А\У1Р и ЛНг2р методом средних нагрузок некорректно, поскольку он ориентирован на проведение ретроспективных расчетов по данным эксплуатации, и наиболее значимой информацией, используемой в нем, являются величины пропусков активной и реактивной энергии на ГУ фидеров сети 1Уга и 1УГр. При расчете величины АИг2р следует иметь в виду, что любое изменение в сети вызывает изменение 1¥га> №.Гр и параметров эквивалентной модели. Априорное определение этих изменений с приемлемой точностью затруднительно. Поэтому рассчитывать снижение потерь энергии от выполнения МСП методами, основанными на информации о режиме ГУ и ЦП, неправильно.

В работе предложен специальный метод расчета потерь до и после внедрения МСП. Основная идея метода заимствована из алгоритма расчета установившегося режима "в два этапа".

В качестве исходных данных для расчета как потерь А}У1Р, так и А\¥2р по этому методу используются не данные ГУ и ЦП, а режимные характеристики УН — потоки энергии ТУф \¥р] и дисперсии мощностей ОР^ полученные в ходе балансировки режима энергопотребления по алгоритму, описанному

ранее. Во всех последующих расчетах технических потерь для оценки эффективности МСП указанные характеристики принимаются неизменными для всех узлов нагрузки.

В работе также рассмотрена задача календарного планирования внедрения МСП, выбор которых может быть осуществлен, в частности, с помощью описанного метода релаксации. Этот вопрос имеет важное самостоятельное значение, поскольку уже в год внедрения МСП желательно получить от них наибольший экономический эффект. При известных объемах материальных ресурсов, необходимых для проведения мероприятий (они определяются при расчете МСП), возникает задача рационального использования трудовых ресурсов, которые может выделить ПЭС и энергосбыт в течение года на их реализацию.

Эта задача может быть сформулирована следующим образом.

Необходимо составить календарный план выполнения МСП, каждое из которых характеризуется трудозатратами на его выполнение и годовым эффектом Э,- (/= 1,.. Весь интервал планирования разбит на ряд периодов Лгя (месяцев или кварталов), причем для каждого периода задается величина трудоресурсов 7}, которые могут быть выделены на проведение МСП (/=1 ,...Л!л). Составленный годовой план с одной стороны должен удовлетворять требованиям максимальной эффективности, а с другой -равномерности распределения трудозатрат по периодам.

Указанные требования противоречивы, поскольку максимального эффекта от МСП можно добиться, внедрив их все в начале года. Однако при этом план получается максимально неравномерным. Таким образом, поставленная задача является оптимизационной, а в силу единовременности внедрения ряда МСП - еще и целочисленной.

Для математической формулировки задачи введены следующие обозначения:

Ху — переменная, принимающая в общем случае значения в интервале от нуля до 1, а для МСП, требующих единовременного выполнения, - дискретные

значения 0 или 1 в зависимости от того, выполняется мероприятие / в периоде ] или нет;

х} - относительная продолжительность получения эффекта от мероприятия в течение года, которая для кварталов, например, может быть задана значениями 0,875; 0,625; 0,375; 0,125.

Тогда требованию максимальной эффективности плана МСП соответствует целевая функция

ад = 22ЭЪХ9 тах (25)

с наложенными ограничениями

] = (26)

/=1

Целевая функция Рэ(х) сепарабельна по периодам, поэтому задачу (25) можно разбить на ^ отдельных подзадач. Однако, учитывая, что т, уменьшается с увеличением для обеспечения максимального эффекта следует решать эти подзадачи последовательно, начиная с первого периода.

Данная задача решена с помощью алгоритма «укладки ранца» целочисленного программирования.

Для всех МСП определяются /?,=Э/4 г=1,...Л^. Мероприятия ранжируются в порядке убывания показателей Д, т.е. > рь к=2,...Мм. Последовательно, начиная с первого периода (/=1), ранжированным переменным по порядку присваиваются максимально возможные значения хц до тех пор, пока не нарушится условие (26).

Задача решается последовательно для всех периодов и определяется максимально эффективный годовой план МСП. Однако очевидно, что этот план будет наименее равномерным. Требование равномерной загруженности плана может быть достигнуто путем решения задачи минимизации суммы квадратов отклонений коэффициентов использования трудоресурсов от среднего

FP(a) = -ö)2 = f;«; min (27)

во внешнем по отношению к описанному алгоритму цикле. Здесь щ-Ту/ 2} -коэффициент использования трудоресурсов в j-м периоде.

За последнее время кардинально изменилась структура ПЭ. Значительную долю отчетных потерь, особенно в местных сетях 0,4-10 кВ, составляют коммерческие потери. Наибольшего эффекта в снижении потерь в современных условиях можно добиться воздействием на их коммерческую составляющую. Однако целенаправленная работа в этой области требует обработки больших объемов разнообразной информации, привлечения к ней персонала различных служб и отделов сетевых филиалов энергосистемы и энергосбытов, разработки специального аналитического программного обеспечения. В конечном итоге она трудноосуществима без создания специальной интегрированной автоматизированной системы, объединяющей воедино информационные ресурсы и программное обеспечение различных подразделений энергосистемы. Структурная схема подобной автоматизированной системы представлена на рисунке 5.

Важным условием реализации автоматизированной системы является необходимость «привязки» потребителей (абонентов) к электрической сети по цепочке «РЭС — Подстанция 35-220 кВ - фидер 6-10 кВ - ТП 6-10 кВ - фидер 0,4 кВ», т.е. создания базы «электрических адресов» абонентов в дополнение к обычно имеющейся в энергосбыте информации об их географическом расположении.

Рисунок 5 - Автоматизированная система анализа потерь энергии

5. Управление режимом напряжения в МЭС

В работе рассмотрены методы определения уставок автоматических регуляторов трансформаторов (APT) в ЦП, обеспечивающие поддержание у потребителей требуемых уровней напряжения. На основе положений теории погрешностей показано, что определение этих уставок может быть выполнено приближенно без ущерба для качества регулирования по упрощенной методике, не требующей проведения трудоемких замеров в сети 6-10 кВ. В работе приведены результаты практической проверки этих выводов, и на примере работы реальной сети 6 кВ показано, что качество напряжения у потребителей при этом не страдает.

Поскольку в настоящее время для телемеханизации МЭС 6-10 кВ и объектов, находящихся на подстанциях 110-35/10 кВ, применяются телесистемы, сопряженные с ЭВМ и обеспечивающие сбор, обработку и передачу информаци, то регулирование напряжения в сети может выполняться не автоматически, а самим диспетчером по подсказке компьютера. При этом такое автоматизированное регулирование напряжения может оказаться эффективнее автоматического, т.к. в отличие от последнего опирается не только на информацию о напряжении и токе в ЦП, но и на сведения о режиме напряжения у потребителей электрической сети.

Силовые трехобмоточные трансформаторы 110-220/35/6-10 кВ являются центрами питания местных сетей 6-10 кВ. Устройства РПН этих трансформаторов зачастую служат единственным средством обеспечения качества напряжения в МЭС. Поэтому часто приводы РПН работают под управлением APT, настроенных на поддержание желаемого уровня напряжения на шинах НН. Таким образом, положение переключателя РПН пР является функцией тока нагрузки на стороне НН и практически не зависит от параметров режима сети среднего напряжения (СН), питающейся от шин 35 кВ силового трансформатора - тока нагрузки 1с и напряжения на шинах СН Uc (рисунок 6). Такое связное регулирование напряжений 11ц и Uc,

ориентированное только на величину (У#, может приводить к недопустимым отклонениям напряжения на стороне СН трансформатора.

При этом возникает задача выбора такого положения переключателя ПБВ пп-, которое обеспечило бы наилучшие условия регулирования напряжения в сети СН. В работе показано, что эта задача может быть решена методами планирования оптимальных экспериментов. Решение сводится к проведению полного факторного эксперимента типа 23, в котором в качестве независимых факторов используются 1Н, 1С и £/в.

Одной из задач управления режимом напряжения в МЭС является, наряду с обеспечением качества электроэнергии, также и снижение ПЭ. Эта задача особенно актуальна в современный период, когда происходят качественные и количественные изменения нагрузок потребителей в связи с социально-экономическими переменами в стране, а структура и параметры оборудования электрических сетей чаще всего остаются прежними. При этом электроснабжение потребителей по существующим местным сетям становится экономически невыгодным для энергоснабжающих организаций из-за повышенных потерь электроэнергии в них.

Как известно из теории, нагрузочные потери зависят от напряжения обратно пропорционально его квадрату, а ПЭ в стали трансформаторов (в проводимостях) — прямо пропорциональны квадрату напряжения. Общие

технические потери, равные сумме этих двух составляющих, следовательно, имеют сложную зависимость от напряжения с явно выраженным минимумом.

В работе сформулирована и решена задача минимизации ПЭ в МЭС за счет регулирования напряжения в ЦП с учетом ограничений на качество напряжения у потребителей. При этом по выражениям

полученным из уравнений эквивалентных четырехполюсников, определяются верхний и нижний допустимые пределы изменения напряжения ЦП идт1<ицп<идт2, при которых уровень напряжения у потребителей будет в заданных желаемых пределах иже,/^ижт2. Если при этом реальный диапазон изменения напряжения ЦП не шире допустимого диапазона, то, сдвигая его с помощью РПН, можно добиться уменьшения потерь в сети.

6. Разработка программно-вычислительного комплекса для АСДУ МЭС

Некоторые из рассмотренных в работе методов и алгоритмов были реализованы в программно-вычислительном комплексе (ПВК) АМУР РС, предназначенном для выполнения расчетов и анализа режимных показателей местных сетей напряжением 6-10 кВ в составе АСУ ПЭС и РЭС.

Основными особенностями ПВК АМУР РС являются:

- решение разнообразных режимных задач на единой информационной основе (единой базе данных);

- графическая система ввода информации о конфигурации и параметрах фидеров МЭС, максимально приближенная к привычной форме представления этой информации в виде опорной схемы фидера, обеспечивающая простоту ввода и наглядное представление данных;

- гибкое использование принципа умолчания, позволяющее выполнять расчеты даже с минимальным объемом точно известных данных.

В последней версии комплекса решаются следующие расчетные задачи:

(28)

- Расчет потерь электроэнергии - определение технических потерь энергии как для отдельного фидера, так и для МЭС в объеме подстанции, РЭС или ПЭС в целом, оценка потерь энергии в отходящих сетях 0,4 кВ по обобщенным характеристикам.

- Расчет напряжений и уставок ПБВ - оценка напряжений на шинах 0,4 кВ ТП 6-10/0,4 кВ при заданных параметрах ЦП и ГУ фидера методом эквивалентных четырехполюсников и определение отпаек ПБВ РТ, обеспечивающих наилучшее приближение уровня напряжения на шинах НН к номинальному.

- Расчет установившегося режима - определение загрузки участков ЛЭП и РТ, напряжений в узлах, потерь мощности в фидере итерационным методом "в два этапа".

- Расчет токов короткого замыкания - определение токов трехфазного и двухфазного короткого замыканий в месте замыкания и на ГУ фидера с учетом и без учета влияния нагрузки, а также эквивалентных параметров фидера относительно точки короткого замыкания.

- Расчет пропускной способности - определение по выражению (5) максимальной токовой нагрузки ГУ фидера, при которой сохраняется допустимый уровень напряжения у всех потребителей.

- Оптимизация напряжения в ЦП по потерям энергин - отыскание с помощью выражений (28) диапазона напряжения в ЦП, обеспечивающего наименьшие суммарные потери энергии в отходящей МЭС, при соблюдении ограничений на качество напряжения у потребителей. Выдаются рекомендации по изменению положения переключателя РПН трансформатора в ЦП и гарантированное с вероятностью 95 % снижение потерь энергии.

- Размыкание контуров - расчет режима двустороннего питания сети, образованной двумя соединенными в определенном месте фидерами. Вычисляются токи на участках линий, связывающих центры питания, с учетом и без учета уравнительных токов. Предоставляется возможность задать желаемые места размыкания контура. Для полученных новых фидеров определяются

крайние уровни напряжения на шинах НН ТП, изменение ПЭ по сравнению с исходным состоянием и гарантированное с вероятностью 95 % снижение потерь.

- Погашение подстанции - оценка возможности подачи питания на шины НН подстанции 35-220/6-10 кВ от шин НН другой подстанции при отключении первой от питающей сети. Определяются уровни напряжения на шинах НН погашаемой подстанции и у всех потребителей, питающихся от фидеров этой подстанции и фидера связи. Рассчитывается минимально допустимое напряжение на шинах НН питающей подстанции по условию обеспечения заданного уровня напряжения у потребителей.

В работе на основе теории графов и методов программирования предложены способы описания в ЭВМ местных электрических сетей, позволяющие наиболее полно использовать графические возможности современных компьютеров с целью перекладывания на них всех промежуточных этапов ввода и корректировки схемной информации об электрических сетях.

Заключение

Основная направленность исследований, представленных в диссертационной работе, связана с теоретическим обоснованием, разработкой и исследованиями методов расчета и управления режимами МЭС, разработкой теоретических положений и математического аппарата теории наблюдаемости и оценивания состояния, методов анализа и снижения потерь энергии применительно к местным сетям, что имеет важное значение для повышения эффективности управления ими в рамках АСДУ. Для достижения этих целей потребовалось решение комплекса методологических и алгоритмических проблем, связанных со спецификой МЭС. Основные итоги работы включают следующие наиболее важные теоретические и практические результаты: 1. На основе анализа информационного обеспечения МЭС, методов расчета установившихся режимов в них показано, что недостаток информации о нагрузках сети вынуждает вводить в расчетные алгоритмы специальные процедуры корректировки исходных данных для обеспечения баланса поступающей и потребляемой из сети мощности (тока). Отказ от этих

традиционных процедур распределения мощности (тока) ГУ фидера между узлами нагрузки с учетом потерь в сети и переход к рассмотрению тока ГУ как суммы токов на стороне ВН потребительских ТП позволил разработать на базе теории четырехполюсников расчетные выражения и безытерационный алгоритм расчета режима МЭС. Алгоритм удобен для использования в режиме реального времени в задачах АСДУ, а расчетные выражения — для вывода и анализа соотношений, характеризующих режимные параметры сети.

2. Анализ расчетных выражений представления фидеров МЭС эквивалентными четырехполюсниками с использованием положений теории погрешностей позволил вывести формулы для оценки предельных погрешностей определения уровней напряжения на шинах НН ТП 6-10/0,4 кВ. Показано, что эта погрешность может быть представлена суммой методической и информационной составляющих, первая из которых характеризует выбранный метод расчета, а вторая определяется погрешностями задания исходной информации.

3. На основании положений теории вероятностей и представления МЭС эквивалентными четырехполюсниками получены расчетные выражения для вероятностной оценки уровней напряжения на шиггах НН ТП в виде доверительного интервала, позволяющего с некоторой вероятностью гарантировать попадание истинного значения в его пределы. Разработаны теоретические подходы к определению дисперсий режимных параметров фидеров МЭС.

4. Теоретически обосновано понятие вероятностной (доверительной) наблюдаемости применительно к МЭС, означающее возможность системы предоставлять информацию о текущем состоянии в форме доверительных интервалов режимных параметров, соответствующих некоторой вероятности. Высказаны соображения по постановке задачи синтеза оптимальной ССД для обеспечения вероятностной наблюдаемости местной электросети.

5. Получены расчетные выражения, позволяющие оценивать уровни напряжения в узлах нагрузки МЭС в форме доверительных интервалов, ширина которых, в частности зависит от степени оснащенности сети измерительными датчиками тока и напряжения и каналами передачи данных.

6. Разработан метод и алгоритм расчета технических потерь энергии в МЭС 610 кВ, представляющий собой итерационную процедуру балансировки потоков энергии в сети с учетом потерь энергии в ветвях схемы замещения и вероятностных характеристик режима напряжений. Метод позволяет использовать в расчетах реальных сетей любую имеющуюся в распоряжении расчетчика режимную информацию, и ориентирован на использование в АСУ ПЭС, включающей АСДУ, АСКУЭ и каналы передачи данных.

7. Разработан алгоритм и расчетные формулы для определения изменения технических ПЭ при оценке эффективности мероприятий по их снижению в местных электрических сетях, базирующийся на идее метода расчета «в два этапа». Алгоритм обеспечивает корректный учет состояния сети до и после проведения МСП.

8. Сформулированы и на основе методов исследования операций решены задачи разработки оптимальных комплексов мероприятий по снижению потерь энергии в МЭС и рационального календарного планирования их внедрения.

9. На основе изучения причин возникновения коммерческих потерь энергии предложен ряд методов борьбы с ними. Поскольку анализ потерь энергии и выявление «очагов» коммерческих ПЭ связано с необходимостью обработки значительных объемов информации даже в рамках одного ПЭС, проработана постановка задачи создания специального программного обеспечения, объединяющего функции расчета технических потерь и обработки данных о показаниях систем учета электроэнергии.

10. Выполнен анализ расчетных выражений, служащих для определения параметров законов регулирования напряжения в центрах питания МЭС. Показано, что расчет этих параметров может быть выполнен упрощенным способом по сравнению с методиками, регламентированными инструктивными материалами. На примере работы реальной сети 6 кВ показано, что качество напряжения у потребителей при этом не ухудшается. Поставлена и методами планирования оптимальных экспериментов решена задача отыскания наилучшего положения переключателя ПБВ на стороне среднего напряжения трехобмоточного трансформатора, работающего под управлением АРН, настроенного по параметрам отходящей сети низкого напряжения.

11.На основе выполненных расчетов реальных МЭС Амурэнерго показано, что регулирование напряжения в ЦП является эффективным средством снижения как технических, так и коммерческих потерь электроэнергии в МЭС за счет снижения несанкционированного электропотребления. Разработана методика и выполнена программная реализация расчета оптимального по техническим потерям диапазона регулирования напряжения в ЦП.

12.Разработаны новые подходы к алгоритмизации процедур ведения информационных баз данных по МЭС, обеспечивающие наиболее привычные и удобные для конечных пользователей приемы работы с программным обеспечением. На основе теории графов и методов программирования предложены способы описания в ЭВМ местных электрических сетей, позволяющие строить быстродействующие алгоритмы их расчета.

13.Разработан и внедрен в промышленную эксплуатацию и учебный процесс АмГУ программно-вычислительный комплекс АМУР РС, обеспечивающий решение ряда режимных задач в МЭС 6-10 кВ. Многолетняя эксплуатация комплекса в рамках АСДУ ПЭС и РЭС показала, что он позволяет повысить эффективность управления и культуру обслуживания этих сетей.

ПУБЛИКАЦИИ ПО ДИССЕРТАЦИИ

1. Керимов A.M., Гурфинкель Е.Б., Степанов A.C. Моделирование режимов

распределительных электрических сетей для оценки годовых потерь электроэнергии // Сборник «Тезисы докладов Всесоюзной научной конференции «Снижение потерь в электроэнергетических системах»,-Баку: Изд. АЗИНЕФТЕХИМ, 1981.- с. 64-65

2. Керимов A.M., Гурфинкель Е.Б., Степанов A.C. Эквивалентирование

распределительных электрических сетей для расчетов потерь электроэнергии в АСУ ПЭС // Сборник «Тезисы докладов 3-го научно-технического совещания "Математическое обеспечение задач эквивалентирования электроэнергетических систем в рамках АСУ".- М.: Изд. ЭНИН, 1982 - С.16-17

3. Керимов A.M., Гурфинкель Е.Б., Степанов A.C. Исследование на ЭВМ

потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях // Сборник «Тезисы докладов Всесоюзной научной конференции «Моделирование электроэнергетических систем»,- Баку: Изд. АЗИНЕФТЕХИМ, 1982,- С.181-182

4. Керимов A.M., Гурфинкель Е.Б., Степанов A.C. Модификация метода

релаксации для задачи разработки комплекса мероприятий по снижению потерь электроэнергии в распределительных сетях // Известия ВУЗов СССР. Энергетика,- 1983.- № 10.- С. 40-43

5. Керимов A.M., Гурфинкель Е.Б., Степанов A.C. Информационная модель

функционирования распределительной сети для исследования потерь электроэнергии // Электронное моделирование.- 1984.- т.6,- №4,- С.72-75.

6. Керимов A.M., Степанов A.C. Структура информационной базы данных вычислительного комплекса по расчету и снижению технологического расхода электроэнергии на ее транспорт в распределительных сетях II Вопросы повышения качества и эффективности функционирования электрических систем и их элементов. Сборник научных трудов.- Баку: АзИНЕФТЕХИМ,-1984,- С. 13-16.

7. Керимов A.M., Гурфинкель Е.Б., Степанов A.C. Подсистема снижения потерь электроэнергии в составе АСУ ПЭС // Снижение потерь и повышение качества электроэнергии в электрических сетях энергосистем. Краткие тезисы докладов к Всесоюзному научно-техническому совещанию.- Л.: ЛПИ,- 1984,- С. 27-29.

8. Керимов A.M., Гурфинкель Е.Б., Степанов A.C. Расчет потерь

электроэнергии в распределительных сетях // Электричество, 1985, №9, с.5-9.

9. Степанов A.C. Опыт расчета потерь энергии в распределительных сетях с

балансировкой режима энергопотребления // Сборник «Вопросы повышения качества и эффективности функционирования электрических систем и их элементов»,- Баку: Изд. АзИНЕФТЕХИМ.- 1986.- С.49-53.

10. Гурфинкель Е.Б., Степанов A.C. Разработка целевой функции задачи оптимизации комплекса мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях // Сборник «Повышение эффективности работы электроэнергетических установок»,- Баку: Изд. АЗИНЕФТЕХИМ.- 1988.-С. 16-21.

П.Керимов A.M., Степанов A.C., Саркисов Е.И. Расчеты потерь электроэнергии и оценка эффективности мероприятий по их снижению в разомкнутых сетях // «XI сессия Всесоюзного научного семинара «Кибернетика электрических систем»,- Абакан.- 1989,- С.211-212.

12. Гурфинкель Е.Б., Степанов A.C., Саркисов Е.И. Инженерная методика определения уставок автоматических регуляторов напряжения силовых трансформаторов // «XI сессия Всесоюзного научного семинара «Кибернетика электрических систем».- Абакан.- 1989,- С.213-214.

13. Керимов A.M., Гурфинкель Е.Б., Степанов A.C. Об оценке эффективности мероприятий по снижению потерь электроэнергии в распределительных сетях // Электрические станции,- 1990.- №3.- С. 58-61.

14. Степанов A.C., Пейзель В.М. Рациональное календарное планирование мероприятий по снижению потерь электроэнергии в распределительных сетях II Тезисы докладов Всесоюзной научно-технической конференции «Разработка методов и средств экономии электроэнергии в электрических системах электроснабжения промышленности и транспорта».-Днепропетровск, 1990.- С.110-111

15. Степанов A.C., Пейзель В.М. Настройка автоматических регуляторов силовых трансформаторов // «XII сессия Всесоюзного научного семинара «Кибернетика электрических систем»,- Гомель, 1991,- С. 126-127.

16. Степанов A.C., Пейзель В.М. Календарное планирование мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сельских электрических сетях //

«Электрификация технологических процессов в АПК»: Сборник науч. трудов. Выпуск 1.- Благовещенск: Изд. ДальГАУ.- 1993.- С. 121-126

17. Степанов A.C., Ермолаев А.Ю. Определение предельной мощности потребителей, подключаемых к фидерам распределительных сетей // «Электрификация технологических процессов в АПК»: Сборник науч. трудов. Выпуск 1.- Благовещенск: Изд. ДальГАУ.- 1993.- С.118-120.

18. Адаменко А.П., Пейзель В.М., Степанов A.C. О регулировании напряжения в центрах питания сельских электрических сетей // Известия ВУЗов и ЭО СНГ. Энергетика,- 1994.- № 7-8.- С.35-38.

19. Степанов A.C., Ермолаев А.Ю. Информационное обеспечение АРМ специалиста сельской энергетики // «Тезисы докладов Всероссийской научно-технической конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири. Часть 1»,-Иркутск: Изд. ИрГТУ,- 1994.- С.31-32.

20. Степанов A.C., Пейзель В.М., Саркисов А.Ш. О применении программно-аналитических телекомплексов в распределительных электросетях,- В сборнике «Тезисы докладов научно-технической конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири».- Иркутск: Изд. ИрГТУ, 1995, с.147.

21. Степанов A.C., Саркисов А.Ш., Пейзель В.М. Создание информационной сети в системах электроснабжения,- В сборнике «Тезисы докладов республиканской научной конференции «Проблемы электроснабжения Дальнего Востока».- Благовещенск: Изд. АмГУ, 1995, с.23.

22. Степанов A.C., Пейзель В.М., Саркисова С.О., Толстихин Ю.Н. Рациональное размещение устройств телеизмерений в распределительных электрических сетях.- В сборнике «Тезисы докладов республиканской научной конференции «Проблемы электроснабжения Дальнего Востока»,-Благовещенск: Изд. АмГУ, 1995, с.20-21.

23. Степанов A.C., Пейзель В.М. Проблема наблюдаемости распределительных электрических сетей // Сборник «Тезисы докладов научно-технической конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири»,- Иркутск: Изд. ИрГТУ, 1995, с.145-146.

24. Степанов A.C., Пейзель В.М. Настройка переключателя ПБВ трехобмоточных трансформаторов, работающих под управлением

автоматических регуляторов напряжения // «Электрификация технологических процессов в АПК. Выпуск 2».-Благовещенск: Изд. ДальГАУ.- 1995.- С.89-93.

25. Степанов A.C., Ермолаев А.Ю. Безытерационный расчет режима распределительной сети // Известия ВУЗов и ЭО СНГ. Энергетика.- 1996.-№1-2.- С.26-29.

26. Степанов A.C., Ермолаев А.Ю. Предельные погрешности определения параметров режима распределительной сети // Известия ВУЗов и ЭО СНГ. Энергетика.- №3-4.- 1996,- С. 29-34

27. Степанов A.C., Ермолаев А.Ю., Пейзель В.М. Доверительные интервалы напряжений в распределительных электрических сетях // Известия ВУЗов и ЭО СНГ. Энергетика.- №11-12.- 1996.- С. 16-21

28. Степанов A.C., Ермолаев А.Ю. Автоматизированное рабочее место специалиста сельской энергетики // Энергетик.- 1997.- №8.- С.23.

29. Степанов A.C., Толстихин Ю.Н., Пейзель В.М. О вероятностной наблюдаемости сельских распределительных сетей // Известия ВУЗов и ЭО СНГ. Энергетика,- 1997.- №1-2,- С.32-37.

30. Степанов A.C. Снижение напряжения в сельских электрических сетях для экономии электроэнергии // Энергетик.- 1997.- №10,- С.20.

31. Степанов A.C., Ермолаев А.Ю. Программный комплекс АМУР PC // Сборник трудов Всеросс. науч.-техн. конф. «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов».- Благовещенск: Изд. АмГУ, 1998, с. 100-102.

32. Федосов H.A., Кусов А.И., Васильев Б.Н., Степанов A.C. Работы ЦЭС ОАО «Амурэнерго» по автоматизации управления электрическими сетями и сбытом электроэнергии // Сборник трудов Всеросс. науч.-техн. конф. «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов».- Благовещенск: Изд. АмГУ,- 1998.- С. 99-100.

33.Степанов A.C., Толстихин Ю.Н. Новый подход к распределению нагрузки в расчетах радиальных электрических сетей // Сб. трудов Всеросс. науч.-техн. конф. «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергорессурсов».- Благовещенск: АмГУ.- 1998,- с. 96-98.

34. Степанов A.C., Ермолаев А.Ю. Программное обеспечение для АСДУ РЭС // Электрические станции.- 1998.- № 7.- С. 47-50.

35. Степанов A.C., Гинц О.С., Ермолаев А.Ю., Степанова A.A., Толстихин Ю.Н. Автоматизация работ по снижению потерь энергии в ПЭС и РЭС. Опыт разработки и внедрения программного обеспечения // Сборник информ.-методич. материалов 3-го Всеросс. науч.-техн. семинара «Современные компьютерные технологии в эксплуатации распределительных электрических сетей»,- М.: Изд. НЦ ЭНАС.- 2000.

36. Степанов A.C., Ермолаев А.Ю., Гинц О.С. Создание автоматизированной системы работы с коммерческими потерями электроэнергии // Сборник трудов П Всеросс. науч.-техн. конф. «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов».- Благовещенск: Изд. АмГУ.- 2000.- С. 274-276.

37.Степанов A.C., Толстихин Ю.Н. Постановка задачи о распределении случайных ограниченных величин, связанных в сумме // Сб. трудов II Всеросс. науч.-техн. конф. «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов».- Благовещенск: АмГУ.-2000.- с. 247-250.

38. Степанов A.C. Местные электрические сети 6-10 кВ: методы и алгоритмы расчета, анализа и управления / Благовещенск: АмГУ, 2001.-136 с.

39. Пейзель В.М., Степанов A.C. Расчет технических потерь энергии в распределительных электрических сетях с использованием информации АСКУЭ и АСДУ // Электричество,- 2002.- №3.- С. 10-15.

40. Степанов A.C., Толстихин Ю.Н. Представление местных электросетей 6-10 кВ эквивалентными четырехполюсниками // «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов»: Сборник трудов IV Всеросс. науч.-техн. конференции.- Благовещенск: АмГУ.-2005,- С. 86-90.

Личный вклад. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежат: в [1,2,5-7] — разработка алгоритмов и программная реализация, в [3,32] - обработка результатов исследований, в [14,16-23,25-29,33,35-37] -постановка задачи, в [4,24,31,34] - разработка математических моделей, в [8,1013,15,17,18,25-27,29,37,39,40] - основные математические выкладки. Общий объем текста, написанный в публикациях лично автором, составляет 13,1 п.л.

Степанов Александр Сергеевич

Методы анализа и управления режимами местных электрических сетей

Автореферат

Подписано в печать 05.10.2006 г. Формат 60x84/16. Тираж 100 экз. Заказ № 123 Отпечатано в типографии Амурского государственного университета, г. Благовещенск, Игнатьевское шоссе, 21, корп 1, тел.: 394-605

Введение

Глава 1 Тенденции развития работ в области анализа и управления режимами местных электрических сетей.

1.1 Значение информатизации МЭС в новых экономических условиях. 1.2 Развитие технического обеспечения анализа и управления режимами МЭС.

1.3 Программное обеспечение расчетов и анализа режимов

Выводы

Глава 2 Методы расчета установившихся режимов местных электрических сетей.

2.1 Информационное обеспечение местных сетей.

2.2 Традиционные алгоритмы расчета режима методом "в два этапа".

2.3 Представление местных сетей эквивалентными четырехполюсниками.

2.4 Расчет режимных характеристик методом эквивалентных четырехполюсников.

2.5 Сопоставительный анализ результатов расчетов МЭС методом «в два этапа» и методом эквивалентных четырехполюсников.

Выводы

Глава 3 Анализ погрешностей определения параметров режима, наблюдаемость и оценивание состояния МЭС.

3.1 Предельные погрешности параметров режима МЭС.

3.2 Доверительные интервалы оценки напряжений в узлах нагрузки.

3.3 Определение дисперсий режимных параметров МЭС.

3.4 Проблема наблюдаемости МЭС.

3.5 Вероятностное оценивание режима по данным телеизмерений.

Выводы

Глава 4 Методы расчета и снижения потерь энергии в МЭС.

4.1 Современное состояние проблемы расчета и снижения потерь энергии в МЭС.

4.2 Методика расчета технических потерь электроэнергии в МЭС с использованием информации АСКУЭ и АСДУ.

4.3 Разработка метода решения задачи оптимизации комплекса мероприятий по снижению потерь энергии в МЭС.

4.4 Расчет технических потерь энергии при разработке мероприятий по их снижению.

4.5 Календарное планирование мероприятий по снижению потерь электроэнергии в МЭС.

4.6 Проблема коммерческих потерь энергии и анализ их составляющих.

4.7 Автоматизация работ по снижению коммерческих потерь энергии в МЭС.

Выводы

Глава 5 Управление режимом напряжения в МЭС.

5.1 Автоматическое и автоматизированное регулирование напряжения в центрах питания МЭС.

5.2 Настройка переключателя ПБВ трехобмоточных трансформаторов, работающих под управлением

Выводы автоматических регуляторов напряжения.

Регулирование напряжения в МЭС для экономии электроэнергии.

Глава 6 Разработка программно-вычислительного комплекса для

АСДУМЭС.

6.1 Цель и задачи программно-вычислительного комплекса.

6.2 Алгоритмы решения некоторых задач комплекса.

6.3 Графическая система ведения схемной информации в

ПВК АМУР PC.

6.4 Рациональное описание в ЭВМ фидеров МЭС.

Выводы .!.

В современных условиях перехода российской экономики к рыночным механизмам управления изменяются взаимоотношения между энергоснабжающими организациями и потребителями электроэнергии. Эти изменения выражаются не только в более жестком подходе к вопросам учета отпущенной энергии, обеспечения ее качества и надежности поставки, но и повышения эффективности транспорта энергии по сетям. При этом важную роль начинает приобретать оснащенность контрольно-измерительными приборами, автоматическими устройствами и автоматизированными системами управления (АСУ) пограничных с потребителями сетей энергосистем (ныне - АО-энерго), в качестве которых зачастую выступают местные электрические сети 6 - 10 кВ (МЭС). Повышаются требования к достоверности и оперативности получения и обработки информации о состоянии и режимах работы этих сетей, а соответственно и к алгоритмам анализа и управления их режимами. Для этих сетей в современных условиях становятся насущными также проблемы, ранее исследуемые только для системообразующих сетей энергосистем, такие, как наблюдаемость и оценивание состояния.

Наметившееся в последнее время насыщение МЭС средствами телемеханики (ТМ), автоматики и вычислительной техники, создание автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) и контроля и управления энергопотреблением (АСКУЭ), ныне именуемых автоматизированными информационно-измерительными системами АИИС КУЭ, постепенно приближает их в этом отношении к основным питающим сетям 110-220 кВ энергосистем. Вместе с тем, в силу ряда особенностей этих сетей и их объема оснащение МЭС указанными средствами - процесс длительный, требующий значительных капиталовложений.

МЭС напряжением 6 и' 10 кВ составляют значительную часть сетей энергосистемы. Так, в рамках одного предприятия электрических сетей (ПЭС) объемы МЭС 6-10 кВ можно в среднем охарактеризовать следующими показателями. Линии этого напряжения имеют протяженность несколько тысяч километров и составляют около 50 % общей протяженности сетей 0,4

220 кВ принадлежности ПЭС. Количество трансформаторных подстанций (ТП) 6-10/0,4 кВ измеряется сотнями, а иногда и тысячами, в то время как число питающих подстанций напряжением 35-220 кВ в рамках ПЭС ограничивается несколькими десятками. Количество распределительных линий (фидеров) 6-10 кВ (несколько сотен) на порядок превышает число линий 35-220 кВ.

Главная отличительная особенность функционирования МЭС 6-10 кВ -работа этих сетей в разомкнутом радиальном режиме. Даже если они выполнены замкнутыми, то работают по радиальной резервируемой схеме. При такой схеме фидеров МЭС направление потоков мощности в них постоянно и соответствует направлению от единственного центра питания (ЦП) к потребителям.

Столь простая древовидная структура фидеров, МЭС позволяет использовать для расчета их режимных характеристик более простые методы и алгоритмы, чем при расчетах сложнозамкнутых системообразующих сетей. Кроме того, небольшая протяженность линий этих сетей и малая единичная мощность трансформаторов 6-10/0,4 кВ делает возможным упростить расчеты путем принятия ряда допущений.

Исследованию и разработке методов, алгоритмов и программных комплексов моделирования, анализа и управления режимами МЭС посвящены работы многих организаций (АО ВНИИЭ, МЭИ (ТУ), БГПА (БПИ), МГАУ (МИИСП), УГТУ (УПИ), СевКавГТУ и др.) и известных авторов (Аберсона M.JL, Воротницкого В.Э., Железко Ю.С, Зорина В.В., Идельчика В.И., Кононова Ю.Г., Левина 1V1.C., Маркушевича Н.С., Пономаренко И.С., Потребича А.А., Ройтельмана И.Г. и др."). Значительный вклад в решение проблем наблюдаемости и оценивания состояния внесли сотрудники ИСЭМ А.З. Гамм, И.И. Голуб и др.

Однако повышение . роли МЭС в ходе реформирования электроэнергетики и всей экономики страны, а также быстрое развитие современных информационных технологий и их внедрение на низшие уровни управления электрическими сетями делают возможным решение вопросов расчетов и управления МЭС на качественно новом уровне. При этом важными вопросами становятся разработка адаптированных к новым условиям алгоритмов, повышение точности расчетных значений и оценки их достоверности, методов повышения эффективности функционирования МЭС с учетом все возрастающих информационных возможностей.

Этим и объясняется актуальность новых подходов к разработке вычислительных алгоритмов, обеспечивающих решение задач анализа режимной информации, расчета и снижения потерь энергии и управления режимами сетей этого класса.

Целью настоящей работы является разработка математического аппарата, алгоритмических подходов и программных средств решения задач анализа и управления МЭС с учетом новых возможностей получения информации в связи с постепенным насыщением этих сетей устройствами ТМ и вычислительной техники, создания на их основе АСДУ и ДСКУЭ.

Исходя из поставленной цели, определены следующие основные задачи данной работы:

1. Изучение информационного обеспечения МЭС, методов расчета установившихся режимов в них и разработка новых подходов к расчетам с учетом их информационной обеспеченности.

2. Вывод расчетных зависимостей для оценки предельных погрешностей определения параметров режима МЭС.

3. Разработка математического аппарата доверительной оценки напряжений в узлах нагрузки МЭС.

4. Изучение проблем наблюдаемости и оценивания состояния и разработка подходов к их решению применительно к МЭС.

5. Разработка методов расчета технических потерь энергии в МЭС с учетом возрастания их информационной обеспеченности, а также методов разработки и внедрения мероприятий по снижению потерь.

6. Изучение проблемы коммерческих потерь энергии и разработка систем, обеспечивающих их выявление и снижение.

7. Анализ существующих способов определения управляющих воздействий на режим напряжения в МЭС и их совершенствование с учетом допустимой погрешности регулирования и способов получения информации.

8. Разработка способов повышения эффективности транспорта энергии по местным сетям за счет воздействия на режим напряжения центров питания.

9. Разработка технологии и алгоритмизация процедур ведения информационных баз данных по МЭС, обеспечивающих наиболее привычные и удобные для конечных пользователей приемы работы с программным обеспечением.

10. Создание программных средств для АСДУ МЭС в рамках АСУ предприятий и районов электрических сетей.

Для решения поставленных задач использованы методы теоретической электротехники, математического моделирования, теории вероятностей и математической статистики, теории погрешностей, исследования операций, оптимального планирования экспериментов, теории графов и методы программирования. ,

Научные результаты и новизна работы заключается в выполнении комплекса исследований, позволивших разработать основные положения прикладной теории моделирования, анализа и управления режимами МЭС, основанные на современных подходах к информатизации этих сетей, а именно:

1. Разработан безытерационный метод расчета установившегося режима местной электрической сети 6-10 кВ, основной отличительной особенностью которого является простота расчетных выражений, удобных для анализа погрешностей получаемых результатов и алгоритмизации расчетных процедур определения режимных характеристик сети.

2. Получены расчетные выражения для определения предельных погрешностей вычисления уровней напряжения на шинах низкого напряжения (НН) потребительских ТП 6-10/0,4 кВ.

3. Получены расчетные выражения вероятностной оценки уровней напряжения на шинах НН ТП в виде доверительного интервала. Разработаны теоретические подходы к определению дисперсий режимных параметров фидеров МЭС.

4. Проработаны положения теории вероятностной наблюдаемости местных электрических сетей, выведены формулы для оценивания состояния режима местной электросети при насыщении ее датчиками тока и напряжения.

5. Разработаны методика и алгоритм расчета технических потерь энергии (ПЭ) в сети 6-10 кВ, позволяющие учесть любую имеющуюся в распоряжении расчетчика режимную информацию, в том числе данные АСДУ и АСКУЭ.

6. Разработаны методика и алгоритм определения изменения технических ПЭ при оценке эффективности мероприятий по их снижению в МЭС, обеспечивающий корректный учет состояния сети до и после проведения мероприятий. Предложены алгоритмы разработки оптимальных комплексов мероприятий по снижению потерь и рационального календарного планирования их внедрения. f

7. Разработаны подходы автоматизированного управления напряжением в центрах питания МЭС, обеспечивающие экономию электроэнергии за счет снижения ПЭ без ущерба для качества напряжения у потребителей.

8. Предложенные методы моделирования реализованы в промышленном программно-вычислительном комплексе для решения ряда режимных задач в МЭС 6-10 кВ, представление информации в котором основано на привычных для персонала эксплуатационных схемах и паспортных данных линий и оборудования. Внедрение комплекса в производственный процесс в рамках АСДУ ПЭС и РЭС позволяет повысить эффективность управления и, культуру обслуживания этих сетей.

В работе представлены результаты исследований, которые выполнялись с участием или под руководством автора в АЗИНЕФТЕХИМ (г. Баку), Амурском государственном университете (г. Благовещенск) и Центральных электросетях Амурэнерго.

Практическая ценность и внедрение результатов работы. Выполненные исследования и разработанный программно-вычислительный комплекс АМУР PC могут использоваться в ПЭС и РЭС АО-энерго, коммунальных электрических сетях, в проектных и исследовательских организациях для решения задач расчета и анализа режимов МЭС, анализа потерь электроэнергии и разработки мероприятий по их снижению, определения оптимальных по потерям энергии уровней напряжения в ЦП и ответвлений ПБВ трансформаторов, принятия решений по восстановлению питания потребителей при плановых и аварийных отключениях питающих подстанций, выбора мест размыкания контуров, выдачи технических условий на присоединение новых потребителей. Основное практическое значение работы заключается в повышении эффективности управления МЭС в рамках АСДУ за счет уменьшения потерь электроэнергии, улучшения качества напряжения у потребителей и повышения оперативности и обоснованности принятия решений персоналом.

Комплекс промышленно эксплуатируется во всех ПЭС и отделениях энергосбыта ОАО Амурэнерго, а также в филиале ,ОАО «Амурские коммунальные системы» «Амурэлектросетьсервис».

Новые достижения в области моделирования и оптимизации режимов МЭС нашли свое отражение в учебных дисциплинах «Оптимизация режимов энергосистем» и «Местные электрические сети», читаемых на кафедре энергетики АмГУ, в дипломном, курсовом проектировании и научно-исследовательской работе студентов.

Основные положения, выносимые на защиту:

1) Безытерационный метод расчета установившихся режимов разомкнутых фидеров 6-10 кВ на базе теории четырехполюсников, основанный на представлении тока головного участка в виде суммы токов ВН тп. ;

2) Формулы вероятностной оценки уровней напряжения на шинах НН ТП 6-10/0,4 кВ в виде доверительного интервала и определения предельных погрешностей их вычисления.

3) Положения прикладной теории вероятностной наблюдаемости местных электрических сетей и формулы для оценивания состояния режима местной электросети при насыщении ее датчиками тока и напряжения.

4) Методика и алгоритм расчета технических ПЭ в сети 6-10 кВ, позволяющие учитывать всю доступную режимную информацию.

5) Методика и алгоритм определения изменения технических ПЭ при оценке эффективности мероприятий по их снижению в МЭС, учитывающие состояния сети до и после проведения мероприятий. Алгоритмы разработки оптимальных комплексов мероприятий по снижению потерь и рационального календарного планирования очередности их внедрения.

6) Алгоритмы автоматизированного управления напряжением в центрах питания МЭС, обеспечивающие снижение ПЭ без ущерба для качества напряжения у потребителей.

7) Программная реализация разработанных методов и алгоритмов в промышленном программно-вычислительном комплексе АМУР PC для решения режимных задач в МЭС 6-10 кВ.

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, списка литературы и семи приложений. ?

Выводы

1. Программное обеспечение АСУ и АСДУ ПЭС, и особенно РЭС, должно отвечать требованиям максимальной простоты в обращении, наглядности, доступности • слабоподготовленному' пользователю, эффективности работы с большими объемами информации.

2. Разработчикам программного обеспечения необходимо стремиться к возможно более полному использованию графических возможностей современных компьютеров, перекладывая на них все промежуточные этапы ввода и корректировки схемной информации об электрических сетях.

3. Разработан программно-вычислительный комплекс для решения ряда режимных задач в МЭС 6-10 кВ, позволяющий повысить эффективность управления и культуру обслуживания этих сетей и использование которого в рамках АСДУ ПЭС и РЭС показало его высокую эффективность.

4. На базе теории графов и методов программирования предложены способы описания в ЭВМ Местных электрических сетей, позволяющие строить быстродействующие алгоритмы их расчета.

Заключение

Основная направленность исследований, представленных в диссертационной работе, связана с теоретическим обоснованием, разработкой и исследованиями методов расчета и управления режимами МЭС, разработкой теоретических положений и математического аппарата теории наблюдаемости и оценивания состояния, методов анализа и снижения потерь энергии применительно к местным сетям, что имеет важное значение для повышения эффективности' управления ими в рамках АСДУ. Для достижения этих целей потребовалось решение комплекса методологических и алгоритмических проблем, связанных со спецификой МЭС. Основные итоги работы включают следующие наиболее важные теоретические и практические результаты:

1. На основе анализа информационного обеспечения МЭС, методов I расчета установившихся режимов в них показано, что недостаток информации о нагрузках сети вынуждает вводить в расчетные алгоритмы специальные процедуры корректировки исходных данных для обеспечения баланса поступающей и потребляемой из сети мощности (тока). Отказ от этих традиционных процедур распределения мощности (тока) ГУ фидера между узлами нагрузки с учетом потерь в сети и переход к рассмотрению тока ГУ как суммы токов на стороне ВН потребительских ТП позволил разработать на базе теории четырехполюсников расчетные выражения и безытерационный алгоритм расчета режима МЭС. Алгоритм удобен для использования в режиме реального времени в задачах АСДУ, а расчетные выражения - для вывода и анализа соотношений, характеризующих режимные параметры сети.

2. Анализ расчетных выражений представления фидеров МЭС эквивалентными четырехполюсниками с использованием положений теории погрешностей позволил вывести формулы для оценки предельных погрешностей определения уровней напряжения на шинах НН ТП 6-10/0,4 кВ. Показано, что эта погрешность может быть представлена суммой методической и информационной составляющих, первая из которых характеризует выбранный метод расчета, а вторая определяется погрешностями задания исходной информации.

3. На основании положений теории вероятностей и представления МЭС эквивалентными четырехполюсниками получены расчетные выражения для вероятностной оценки уровней напряжения на шинах НН ТП в виде доверительного интервала, позволяющего с некоторой вероятностью гарантировать попадание истинного значения в его пределы. Разработаны теоретические подходы к определению дисперсий режимных параметров фидеров МЭС.

4. Теоретически обосновано понятие вероятностной (доверительной) наблюдаемости применительно к МЭС, означающее возможность системы предоставлять информацию о текущем состоянии в форме доверительных f интервалов режимных параметров, соответствующих некоторой вероятности. Высказаны соображения по постановке задачи синтеза оптимальной ССД для обеспечения вероятностной наблюдаемости местной электросети. Методы и алгоритмы решения этой задачи в. различной постановке (проектной, эксплуатационной и т.п.) требуют дальнейшей углубленной проработки.

5. Получены расчетные выражения, позволяющие оценивать уровни напряжения в узлах нагрузки МЭС в форме доверительных интервалов, ширина которых, в частности зависит от степени оснащенности сети измерительными датчиками тока и напряжения и каналами передачи данных.

6. Разработан метод и алгоритм расчета технических потерь энергии в МЭС 6-10 кВ, представляющий собой итерационную процедуру балансировки потоков энергии в сети с учетом потерь энергии в ветвях схемы замещения и вероятностных характеристик режима напряжений. Метод позволяет использовать в расчетах реальных сетей любую имеющуюся в распоряжении расчетчика режимную информацию и ориентирован на использование в АСУ ПЭС, включающей АСДУ, АСКУЭ и каналы передачи данных. В качестве задачи, которая должна быть решена в дальнейшем, следует указать исследование погрешности указанного метода и ее зависимость от степени информационной обеспеченности расчетов и погрешности исходных данных.

7. Разработан алгоритм и расчетные формулы для определения изменения технических ПЭ при оценке эффективности мероприятий по их снижению в местных электрических сетях, базирующийся на идее метода расчета «в два этапа». Алгоритм обеспечивает корректный учет состояния сети до и после проведения МСП.

8. Сформулированы и на основе методов исследования операций решены задачи разработки оптимальных комплексов мероприятий по снижению потерь энергии в МЭС и рационального календарного планирования их внедрения.

9. На основе изучения причин возникновения коммерческих потерь энергии предложен ряд методов борьбы с ними. Поскольку анализ потерь энергии и выявление «очагов» коммерческих ПЭ связаны с необходимостью обработки значительных объемов информации даже в рамках одного ПЭС, проработана постановка задачи создания специального программного обеспечения, объединяющего функции расчета технических потерь и обработки данных о показаниях систем учета электроэнергии. Разработка алгоритмов и программная реализация .предлагаемой системы с учетом проводимого в стране реформирования ' структуры энергоснабжающих организаций может стать темой дальнейших научно-технических исследований.

10. Выполнен анализ расчетных выражений, служащих для определения параметров законов регулирования напряжения в центрах питания МЭС. Показано, что расчет этих параметров может быть выполнен упрощенным способом по сравнению с методиками, регламентированными инструктивными материалами. На примере работы реальной сети 6 кВ показано, что качество напряжения у потребителей при этом не ухудшается. Поставлена и методами планирования оптимальных экспериментов решена задача отыскания наилучшего положения переключателя ПБВ на стороне среднего напряжения трехобмоточного трансформатора, работающего под управлением АРН, настроенного по параметрам отходящей сети низкого напряжения.

11. На основе выполненных расчетов реальных МЭС Амурэнерго показано, что регулирование напряжения в ЦП является эффективным средством снижения как технических, так и коммерческих потерь электроэнергии в МЭС за счет снижения несанкционированного электропотребления. Разработана методика и выполнена программная реализация расчета оптимального по техническим ПЭ диапазона регулирования напряжения в ЦП.

12. Разработаны новые подходы к алгоритмизации процедур ведения информационных баз данных по МЭС, обеспечивающие наиболее привычные и удобные для конечных пользователей приемы работы с программным обеспечением. На основе теории графов и методов программирования предложены способы описания в ЭВМ местных электрических сетей, позволяющие строить быстродействующие алгоритмы их расчета.

13. Разработан и внедрен в промышленную эксплуатацию и учебный процесс АмГУ программно-вычислительный комплекс АМУР PC, обеспечивающий решение ряда режимных задач в МЭС 6-10 кВ. Многолетняя эксплуатация комплекса в рамках АСДУ ПЭС и РЭС показала, что он позволяет повысить эффективность управления и культуру обслуживания этих сетей.

1. Аберсон M.JL Оптимизация регулирования напряжения.- М.: Энергия, 1975.- 160 с.

2. Маркушевич Н.С. Автоматизированное управление режимами электросетей 6-20 кВ.- М.: Энергия, 1980.- 208 с.

3. Концепция создания и развития интегрированных АСУ энергосистем в условиях перехода к рыночным отношениям. Отраслевой методический материал,- М: Минтопэнерго РФ, 1992.- 46 с.

4. Основные научно-технические требования к созданию и развитию автоматизированных систем управления районов электрических сетей (АСУ РЭС), РД-34-08-502-96, М.: ГВЦ, ВНИИЭ, ЭСП, 1996, 46 с.

5. Информационное обеспечение автоматизированных систем управления распределительными электрическими сетями / Мозгалев B.C., Тодирка С.Н., Богданов В.А., Пономаренко И.С., Сипачева О.В., Скорняков А.Ю. // Электрические станции.- 2001.- № 10.- С. 13-19.

6. Маркушевич Н.С. Автоматизированная система диспетчерского управления. Из опыта Латвийской энергосистемы.- М.: Энергоатомиздат,1986.-93 с.

7. Задерей А.В., Ройтельман И.Г., Тугай Ю.И. Расчет режимов распределительных электрических сетей на мини-ЭВМ // Энергетик.1987.- №3.- С. 19-20.

8. Ройтельман И.Г., Чешенков А.Г., Шполянский О.Г. Оценивание состояния в электросетях напряжением 6-20 кВ // Электричество.- 1990.- № 10.- С. 60-63.

9. Митюшкин К.Г. Телеконтроль и телеуправление в энергосистемах.- М.: Энергоатомиздат, 1990.- 288 с.

10. Комплекс устройств телемеханики ТРС-1М: Техн. описание, Часть 1 / Л.: Изд. завода "Электропульт", 1992.- 206 с.

11. Степанов А.С., Саркисов А.Ш., Пейзель В.М. Создание информационной сети в системах электроснабжения.- В сборнике «Тезисы докладов республиканской научной конференции «Проблемы электроснабжения Дальнего Востока».- Изд. АмГУ, Благовещенск, 1995, с.23.

12. Валиков В.В. Система телемеханики «Омь» // Энергетик 1998.- № 9.- С. 37-38.

13. Хозяинов М.А. Система комплексного управления энергоснабжением предприятия. // Промышленные АСУ и контроллеры. 19$9.№11. С. 12-17.

14. Диспетчерская интегрированная система контроля и управления сетевым электроснабжением ДИСК-110/0,4 кВ // Промышленные АСУ и контроллеры.- 2000.- №6.- С.37-38.

15. Программный технический комплекс «Сириус» на базе многозадачной сетевой ОС РВ QNX в' Октябрьских сетях ОАО «Мосэнерго» / Гармаш В.Б., Шустов В.И., Минкин А.Д., Хасман В .Я. // Промышленные АСУ и контроллеры.- 1999.-№5.-С. 16-17.

16. Комплекс радиотелемеханики «КОРАТ» для диспетчерского контроля и управления РЭС / Волков Д.А., Кожевников Н.Ю., Сумительнов В.И. // Электрические станции.- 1999. -№1.- С. 61-65.

17. Буряк И.А., Куликов Ю.А. Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии «КАПС-Миус» // Промышленные АСУ и контроллеры.-1999.-№12.-С. 18-19.

18. Карелин А.Н. Автоматизированная система контроля, учета и управления электропотреблением на базе микропроцессорного комплекса технических средств «Энергия-микро+» // Приборы и системы: управление, контроль, диагностика,- 2001.- №1,- С. 23-27.

19. Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии / Воеводин И.Г., Тихонова О.В., Безрукова Е.А. // Приборы и системы: управление, контроль, диагностика.- 2000.- №6.- С. 70-71. '

20. Вовченко И.И. Обзор экспонатов АСДУ отраслевой выставки // Энергетик.- 1996.- № 3.- С. 26-27.

21. Райнин В.Е. Элементная база и схемотехника современных электронных счетчиков электроэнергии // Контрольно-измерительные приборы и системы.-2000.-№5.- С. 15-16.

22. Пнайло В.О., Танкевич Э.М. Комплексне в1ршення задач забезпечення вим!рювальнью шформащею систем облку електроенерг'й та диспетчерського управлешя. // Енергетика та ринок. 1997.- №3. - С. 3336.

23. Валиков В.В. Пути совершенствования АСКУЭ // Энергетик.- 2000.- №5.1. С. 38.

24. Модернизация системы телемеханики Минусинских электрических сетей / Солдатенко В.А., Прошкин В.Д.,Сендецкий В.В.,Лосев А.Л.,Валиков В.В.,Храповский И.С. // Энергетик.- 2000.- №11.- С. 36-37.

25. Об автоматизированной системе контроля и учета электроснабжения однофазных энергопотребителей 0,4 кВ / Сапронов А.А., Никуличев А.Ю., Зайцев А.А. // Энергетик.- 2003.- № 10.- С. 11-12.

26. Экспериментальная система совместной передачи данных телемеханики и АСКУЭ / Федотов А.Н., Симаков С.Р., Левенец А.В. // Энергетик.- 2002.-№9,-С. 9-10.

27. Симаков С.Р., Левенец А.В. Алгоритмы сжатия телемеханических данных // Энергетик,- 2003.- № 11.- С. 21-22.

28. Осика Л.К. Информационные технологии диспетчерского управления в условиях функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности // Электрические станции,- 2003.- № 3.- С. 2-8. ?

29. Брауде Л.И., Шкарин Ю.П. Использование распределительных сетей 0,4-10 кВ для передачи информации // Электрические станции- 1998.- №7. С. 44-46.

30. AMR: More than just a good read // Electrical World. 1998. - 212, №12. -C. 34-36, 38-39.

31. Access plant data from PC anytime, anywhere.- Power Plant Prod.- 2001.-№2.- C. 7.

32. Information technology: Portals for powerplants.- Power.- 2000.- 144.- №5.- C. 52,54,56,58.

33. Information. The hidden utility. Cluthe Ric. Power Eng. Int.- 2001.- №4.- C.40.

34. De:Elektromeiter + dtsch. Elektrohandwerk.- 2000.- 75.- №17,- C. 20.

35. CLP power distribution automation project implementation management / Chan F.,C., Leung K.KK. // 7th Annu. Power - Gen Asia 1999 incorp. Distribu TECH Asia 99, Singapore, 22-24 Sept., 1999: Conf. Proc. Vol. 2.- Singapore, 1999.- C.545-555.

36. Key to distribution intelligence / Koch Bill // Electrical World. 1998. -212.-№12.-C.27,30-33.

37. Система автоматизации, контролирующая напряжение на питающих фидерах / Chen Yong, Hai Tao // Dianwang jishu =Power System Technology.-1999.-23.-№7.-C.31-33. '

38. Проектирование и применение системы автоматизированного распределения электроэнергии в г. Датонг / Cao Fu-cheng, Gao Ming, Jue Jin-cheng // Dianwang jishu=Power System Technology.- 2000.- 24.- №10,- C. 50-51,55.

39. Планирование и проектирование системы автоматизации в распределительной электросети в рамках интеграционной политики / Xiao Gang // Neimenggu dianli jishu=Inn. Mongolia Elec. Power.- 2000.- 18.- №3.-C. 36-37.

40. AM/FM/GIS: do utility execs need a map of the competitive battlefeld? / Reason Tim // Electrical World. 1997. -211.- №5. - C. 60.

41. Система автоматизированного распределения электроэнергии для сети напряжением 10 кВ / Ma Ke-ming // Dianly zidonghua shebei=Elec.Power Autom. Equip.- 2000.- 20.- №4.- C.47-48.

42. Проблемы автоматизации энергораспределения / Niu Pei-feng, Liu Zhen-ping, Yin Changxin, Zhou Chun-xia // Dianwang jishu =Power System Technology.- 2000.- 24.- №11.- C. 37-40.

43. Ал electricity distribution monitoring system / Sakai Fumiaki, Kawaguchi Maayoshi I I Mitsubushi Elec. Adv.- 1997. 80.- № sept. - C. 27-29.

44. Power distribution system control network: Пат. 5517423 США, МКП6 H 02 J 3/14 / Pomatto Lawrence A, Systems Analysis and Integration, Inc. №180921; Заявл. 11.1.94; Опубл. 14.5.96; НПК 364/492.

45. Система мониторинга энергетического объекта в реальном времени / Lie Jie // Dianly zidonghua shebei^ Elec.Power Autom Equip.- 2001.- 21.- №5.- C. 36-38.

46. Tailor distribution automation to meet needs / Koch Bill // Electrical World.-2000.-214.-№3.-C, 29.31.

47. Шабад M.A. Стратегия автоматизации распределительных сетей в России и США и ее экономические обоснования // Энергетик.- ^2002.- №3.- С. 23 -24.

48. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. Потери мощности и энергии в электрических сетях.- М.: Энергоиздат, 1981.- 216 с.

49. Зорин В.В., Тисленко В.В. Оптимизация параметров и режимов распределительных электрических сетей.- Киев: Изд. Общества «Знание» УССР, 1984.- 14 с.

50. Идельчик В.И., Кононов Ю.Г., Филиппов С.А. Комплекс программ для расчета распределительных электрических сетей // Известия вузов СССР. Электромеханика.- 1983.- № 12.- С. 54-56.

51. Меженный С .Я., Бебко| В.Г., Зар.енин А.Ю. Принципы автоматизации расчета потерь электроэнергии // Энергетика и электрификация.- 1983.-№2.- С. 32-34.

52. Вычислительный комплекс для распределительных электрических сетей / Ушаков И.М., Булатов Б.Г. и др. // Инф. листок № 231-82.- Челябинский ЦНТИ.- 1982.-4 с.

53. Лебедев С.С., Сапожников А.П. Применение ЭВМ на электросетевых предприятиях для решения задач минимизации потерь электрической энергии // Промышленная энергетика.- 1979.- № 12.- С. 22-25.

54. Использование систем ' поддержки принятия решений в управлении энергетическим предприятием- / Александров Ю.А., Битеряков Ю.Ф., Лубяной П.Л. // Труды ИГУ. 1997. - №1. - С. 5-8.

55. Головинский И,А. Тренажер оперативных переключений «ОПТИМЭС» // Четвертый междунар. науч.-техн. семинар «Современные компьютерные технологии в АСУ электрических сетей», Москва, 28 мая 1 июня 2001г.: Информ. материалы.- М.: ЭНАС.- 2001.

56. Автоматизированная система визуализации электрических схем электроснабжения / Варлатая С.К., Зенькович Д.А. // Труды Дальневост. Гос. тех. ун-та.-№122,-С.10-11. .

57. Компьютерная информационная система для обслуживания городских электрических сетей 6-10 кВ / Мусин А.Х., Мусин М.А. // Промышленная энергетика. 1997. - №9. - С. 11-13.

58. WWW. Paybill // Electrical World. 1998.- 212, №3. - С. 8.

59. A case study in the development of Internet E commerce in the energy industry / Yeich Kevin, Horner David, AI Dunn // Proc. Amer. Power Conf. Vol. 60 Pt 1. 60th Annu. Meet., Chicago, 3., 1998. - Chicago (3), 1998. - C. 65-70.

60. Utilities: Unsung pioneers of Internet commerce / Heiber Carol // Electrical World. 1998.-212, №5. - C.62-64.

61. Assesing spatial information using Internet technologies / Caroll Robert W. // Proc. Amer. Power Conf. Vol. 60 Pt 2?. 60th Annu. Meet., Chicago, 3., 1998. -Chicago (3), 1998. C. 764-766.

62. Фурсанов М.И., Муха А.Н. Программно-вычислительный комплекс «GORSR» для расчета и оптимизации распределительных (городских) электрических сетей 10 (6) кВ // Известия вузов и энергетических объединений СНГ, Энергетика.- 2000.- №3.- с. 49-56.

63. Степанов А.С., Ермолаев А.Ю. Автоматизированное рабочее место специалиста сельской энергетики // Энергетик.- 1997.- №8.- С.23

64. Степанов А.С., Ермолаев А.Ю. Программный комплекс АМУР PC // Сборник трудов Всеросс. науч.-техн. конф. «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов».- Изд. АмГУ, Благовещенск, 1998, с. 100-102

65. Степанов А.С., Ермолаев А.Ю. Программное обеспечение для АСДУ РЭС // Электрические станции.- 1998.- № 7.- С. 47-50.

66. Комплексная система автоматизированного управления распределительными сетями АО «Мосэнерго» / Пономаренко И.С., Дубинский Е.В., Тютюнов А.О., Дичина О.В., Дерий И.А. // Вестник МЭИ.- 1998.-№1.-С. 68-72.

67. Пономаренко И.С., Дичина О.В. Автоматизированное формирование бланков переключений в задачах АСДУ распределительных сетей // Электрические станции. 1998. - №2! - С.63-70.

68. Потребич А.А. Интегрированная система для решения технологических задач ИАСУ ПЭС // Электрические станции.- 2001.- №8.- С. 28-32.

69. Интегрированная система для решения технологических задач службы линий / Потребич А.А., Александров А.А., Фоменко П.И., Позигун М.П., Овчинникова Н.С., Аксенов В.Т., Шевцов В.И., Кисилев П.В. // Электрические станции,- 2001,- №9.- С.38-41.

70. Интегрированная система для решения задач инженера по режимам ПЭС / Потребич А.А., Овчинникова Н.С., Катковский Е.А. // Четвертый междунар. науч.-техн. семинар «Современные компьютерные технологии в

71. АСУ электрических сетей», Москва, 28 мая 1 июня 2001г.: Информ. материалы.- М.: ЭНАС.- 2001.

72. Интегрированная система управления предприятием электрических сетей / Горевой В.Г., Чернев В.Т. // 3 Междунар. науч.-техн. конф. «Микропроцессорные системы автоматики», Новосибирск, 19-24 февраля 1996: Материалы конф.- Новосибирск, 1996.- С. 91-93.

73. Лысюк С.С. Опыт создания АСУ района электрических сетей // Энергетик.- 1999.- №8. С. 15-16. f

74. Нейфельд Г.Г. Автоматизированная система диспетчерского управления районом электрических сетей // Энергетик.- 1994.- № 10.- С. 13.

75. Интегрированная сетевая информационная система для предприятий энергоснабжения / Jin Zhu-sheng, Zhou Qing-jie (Jiaxing Electric Power Bureau, Jiaxing 314000, China) // Dianwang jishu=Power System Technology-2000.- 24.- №5.- C. 68-70.

76. Комплексная система поддержки работ разного рода в электроэнергетике / Танака Акира, Хаара Е. // Meiden jiho. 1998.- №253. -С.59-62. '

77. Использование географической информационной системы (GIS) в автоматизированной системе распределения энергии / Zhang Yu-zhou // Dianli zidonhua shebei=Elec. Power Autom. Equip.- 2000.- №4.- C. 52-53,59.

78. Разработка и применение графического программного обеспечения для анализа состояния передающей и распределительной электрических сетей / Giao Yi, Sun Yan, Jiao Lian-wei, Chen Shou- san // Dianwang jishu = Power System Technology.- 2001.- №2.- C.l-5.

79. Integration of outage inamagement and GIS information / Carroll Robert W. // Proc. Amer. Power Conf. Vol. 60. Pt 1. 60th Annu. Meet., Chicago, (111).- 1998. C. 422-427.

80. Techika AM/FM I Gis -nome podejscie do starych problemon energetyki / Gramacki A., Gramaki J. // 16 Miedzynar. Symp. Nauk. Stud. I mlod. Prac. Nauki, Zielona Gora< kwiec.'T. 2. Zielona Gora.- 1994. - C. 131-134.

81. Применение географических информационных систем для задач распределенного управления / Wang Xuechao // Dianwang jishu = Power System Technology.- 1999.- 23.- №8.- C.58-62.

82. Применение геоинформационных технологий в АСУ электрических сетей / Российско-немецкий науч.-технич. семинар 23-27 ноября 1998г. // Информационные материалы. -М.: ЭНАС.- 1998.

83. Керницкий Н.В., Кудацкий Л.Н. Электросетевая географическая информационная система «Схема» // Электрические станции.- 2003.- № 3.-С. 44-47.

84. Расчеты потерь электроэнергии в электрических сетях на основе базданных информационной системы ИнГИС-Энерго / Кисляков Ю.В.,

85. Лимарев Ю.А., Мошкин А.В. // Международный науч.-техн. семинар

86. Современные методы и. средства расчета, нормирования и снижениятехнических и коммерческих потерь электроэнергии в электрическихсетях», Москва, 20-24 ноября 2000 г.: Информ.-методич. материалы.- М.:1. ЭНАС.- 2000.

87. Воротницкий В.Э. Основные направления создания и развития автоматизированных систем управления районами электрических сетей // Вестник ВНИИЭ-97.- 1997,- С,86-91.

88. Бердин А.С. Модели и методы информационного обеспечения систем управления электрическими режимами, контроля качества и потерь электроэнергии/ Автореф. дис. на соиск. уч. степ. докт. техн. наук.-Новосибирск.- 2000.- 43 с.

89. Комплексный метод уточнения нагрузок городских распределительных сетей / Матвеенко В.Ю., Щекочихин А.В. // Омск. гос. тех. ун-т.- Омск-1996.- 9с.- Деп. в ВИНИТИ 10.12.96, № 3601-В96.

90. Hybrid demand model for load estimation and short term load forecasting inrdistribution systems / Villalba Salvador Annoo, Bel Carlos Alvarez // IEEE Trans. Power. Deli v.- 2000.- 12/- №2/- C. 764-769.

91. Идельчик В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей и систем.- М.: Энергоатомиздат, 1988.- 288 с.

92. Маркушевич Н.С. Регулирование напряжения и экономия электроэнергии.- М.: Энергоатомиздат, 1984.- 104 с.

93. Кононов Ю.Г. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей 6 -110 кВ в АСДУ ПЭС / Автореф. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук.- Баку, 1986.-21 с.

94. Веников В.А., Идельчик В.И., Лисеев М.С. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах,- М.: Энергоатомиздат, 1985.-216 с.

95. Будзко И.А., Левин М.С. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов.- М.: Агропромиздат, 1985.- 320 с.

96. Алгоритмизация расчета режима распределительной электрической сети в условиях неопределенности исходной информации / Головин С.В.,

97. Картавцев В.В., Гуков П.О. // Воронеж, гос. аграр. ун-т.- Воронеж.- 199822 с. Деп. в ВИНИТИ 6.8.98, №2524-В98.

98. Кужев В.Х. Моделирование режимов и восстановление электроснабжения потребителей в АСУ ПЭС / Автореф. на соиск. уч. степ, канд. техн. наук.- Новочеркасск.- 1999.- 16 с.

99. Кононов Ю.Г. Разработка методов моделирования режимов распределительных электрических сетей на базе современных информационных технологий / Автореф. на соиск. уч. степ. докт. техн. наук,- Ставрополь.- 2002.- 47 с.

100. Friihwirth Borko. Proracun tokova snaga u radualnum i perjastim distributivnim elektroenergetskim mrezama // Energia.- 1998.- 47,- №3.- C. 179-189.

101. Methods for load-flow solution of radial distrilution networks /Chosh S., Das D. // IEEE Proc. Generat., Transmiss. and Distrib. -1999.-146.- №6.- C. 641648.

102. Метод определения потоков нагрузки в сложной распределительной сети, основанный на топологическом расширении и увеличенной матрице / Liao Huao-ging, Shan Yuan- da, Wu Jie // Dianwang jushu=Power System Technology.- 2001.- 25.- №7.- C. 36-40.

103. Efficient load flow method, for distribution systems with radial or mesh configuration / Haque M.H. // IEE Proc. "Generat., Transmiss. and Distrib.-1996.- 143.-№ l.-C. 33-38.

104. Phase-decoupled load flow method for radial and weakly-meshed distribution networks / Lin W. M., Tang J. H. // IEE Proc. Generat., Transmiss. and Distrib.-1996.- 143.-№ l.-C. 39-42. •

105. Бебко В.Г., Меженный С.Я., Стафийчук В.Г. Методика расчета расхода электроэнергии на ее транспорт в сельских электрических сетях напряжением 6 110 кВ // Электрические станции.- 1983.- N3.- С. 42 - 45.

106. Нейман Л.Р., Демирчян К.С. Теоретические основы электротехники.- М.: Энергия, 1966.- т.1.- 522 с.

107. Степанов А.С., Ермолаев А.Ю. Безытерационный расчет режима распределительной сети // Известия ВУЗов и ЭО СНГ. Энергетика.- 1996.-№1-2.-С.26-29.

108. Справочник по проектированию электросетей в сельской местности / Под ред. П.А.Каткова, В.И.Франгуляна.- М.: Энергия, 1980.- 352 с.

109. Электрические системы, т.З. Передача энергии переменным и постоянным током, высокого напряжения / Под ред. В.А.Веникова.- М.: Высшая школа, 1972.- 368 с.

110. Степанов А.С., Ермолаев А.Ю. Определение предельной мощности потребителей, подключаемых к фидерам распределительных сетей // «Электрификация технологических процессов в АПК»: Сборник науч. трудов. Выпуск 1.-Благовещенск: ДальГАУ.- 1993.-С.118-120.

111. Степанов А.С., Ермолаев А.Ю. Предельные погрешности определения параметров режима распределительной сети // Известия ВУЗов и ЭО СНГ. Энергетика.- №3-4.- 1996.- С. 29-34

112. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся втузов.- М.: Наука, 1981,- 720 с.

113. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем / Под ред. В.Н.Казанцева.- М.: Энергоатомиздат, 1983.- 368 с.

114. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др.- М.: Энергоатомиздат, 1990.- 576 с.

115. Боровиков В.А., Косарев В.К., Ходот Г.А. Электрические сети энергетических систем.- Л.: Энергия, 1977.- 391 с.

116. Доверительные интервалы напряжений в распределительных электрических сетях / Степанов А.С., Ермолаев А.Ю., Пейзель В.М. // Известия ВУЗов и ЭО СНГ. Энергетика,- №11-12.- 1996.- С. 16-21

117. Вентцель Е.С. Теория вероятностей.- М.: Наука, 1964.- 576с.

118. Левин М.С., Мурадян А.Е., Сырых Н.Н. Качество электроэнергии в сетях сельских районов.- М.: Энергия, 1975.- 224 с.

119. Новицкий П.В., Зограф И.А. Оценка погрешностей результатов измерений.-Л.: Энергоатомиздат, 1985,- 248с.

120. Митропольский А.К. Техника статистических вычислений, М.: Наука, 1971,-576 с.

121. Гамм А.З., Голуб И.И. Наблюдаемость электроэнергетических систем,-М.: Наука, 1990.- 200 с.

122. Осика Л.К. Требования к распределительным электрическим сетям в условиях рыночных преобразований энергетики // Промышленная энергетика.- 2004.- №10.- С.7-16.

123. Степанов А.С., Толстихин Ю.Н., Пейзель В.М. О вероятностной наблюдаемости сельских распределительных сетей // Известия ВУЗов и ЭО СНГ. Энергетика.- 1997.- №1-2.- С.32-37

124. Гамм А.З. Статистические методы оценивания состояния электроэнергетических систем.- М.: Наука, 1976.- 220 с.

125. Оценивание состояния в электроэнергетике / Гамм А.З., Герасимов Л.Н., Голуб И.И., Гришин Ю.А., Колосок И.Н. М.: Наука, 1983.- 302 с.

126. Степанов А.С. Местные электрические сети 6-10 кВ: методы и алгоритмы расчета, анализа и управления / Благовещенск: Изд. АмГУ, 2001.-136 с.

127. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений (И 34-70-030-86).- М.: Союзтехэнерго, 1987.- 35 с.

128. Временная инструкция по расчету и анализу потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем,- М.: СПО ОРГРЭС, 1976,- 56 с.

129. Казанцев В.Н., Комлев Ю.М. Расчет потерь энергии в распределительной сети при . неполной информации о ее режиме // Электричество, 1978, №1, с. 20-25. *

130. Клебанов Л.Д. Вопросы методики определения и снижения потерь электрической энергии в сетях.- Л.: ЛГУ, 1973,- 73 с.

131. Щербаков A.M. Расчет технических потерь электроэнергии в сельских электрических сетях 10 и 0,4 кВ // Энергетик, 1980, №3, с. 3-5.

132. Пекелис В.Г., Анисимов Л.П. Методика расчета нагрузочных потерь энергии в распределительных сетях // Электрические станции, 1975, №7, с.51-54.

133. Железко Ю.С. Определение потерь мощности и энергии в распределительных сетях 6-10 кВ // Электрические станции, 1975, №2, с.44-47.

134. Воротницкий В.Э. Многофакторная корреляционная модель для анализа и прогнозирования потерь, энергии в распределительных сетях // Электричество, 1975, №1, с.29-31.

135. Пекелис В.Г., Анисимов Л.П., Биндлер И.И. Экспресс-метод расчета потерь электроэнергии в сетях 110 кВ и ниже // Энергетик, 1979, №12, с.16-17.

136. Шапиро И.З. Вероятностно-статистические модели для определения и прогнозирования потерь энергии в распределительных сетях 6-10 кВ // Известия ВУЗов СССР. Энергетика, 1978, №4, с. 15-19.

137. Поспелов Г.Е., Гурский С.К., Сыч Н.М., Уласевич А.Ф. Вероятностная оценка величины потерь энергии в распределительных электрических сетях // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт, 1973, №5, с.131-135.

138. Бараш Н.В., Демиденко Л.И., Минковский Д.И. Определение потерь энергии в сетях среднего напряжения // Известия ВУЗов СССР. Энергетика, 1966, №9, с, 17-23.

139. Ничипорович Л.В., Филянович Л.П. Статистические модели определения потерь энергии в распределительных электрических сетях // Известия ВУЗов СССР. Энергетика, 1979, №8, с. 42-45.

140. Тарнижевский М.В., Кузина Т.И. Расчет потерь 'электроэнергии в городских электрических сетях // Энергетик, 1979, №10, с. 12-15.

141. Фурсанов М.И. Экспресс-оценка величины потерь энергии в распределительных электрических сетях // Известия ВУЗов СССР. Энергетика, 1979, №10, с. 76-80.

142. Керимов A.M., Гурфинкель Е.Б., Степанов А.С. Расчет потерь электроэнергии в распределительных сетях // Электричество, 1985, №9, с.5-9.V

143. Rapant Stefan. Sucasna metodika vyhodnocovania strat electrickej energie // Energetika, 1981, 31, №11, 505-508.

144. Gustafson M.W. Demand, energy and margial electric system losses // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, 1983, 102,№9, 3189-3194.

145. Braunstein H.R., Nickel D.L. Distribution transformer loss evaluation technique // In: Rural Electric Power Conference. Paper Presented at the 25th Annual Conference, Atlanta, Georgia, April 26-28, New-York, 1981, B5/1-B5/10.

146. Moser Josip. Metodologija analize gubitaka electricne energije u distributivnum mrezama // Energija, 1978, 27, № 9-10, 314-318.

147. An artificial neural network approach for the evaluation of active losses in transmission systems / Radasanu Daniela, Gavrilas M., Georgescu Gh. // Bui. Inst. Politehn. Iasi. Sec. 3. 1997.- 43, №3-4.- С. 115-121.

148. Метод расчета потерь энергии в распределительной электросети /Yan Changchun et al.// Diangong dianntng xinjishu = Fdv. Tecynol. Elec. Eng. and Energy. 1999. - 18, №4.- C.60-64.

149. Новый итерационный метод оценки потерь электроэнергии в электрораспределительной сети /Ding Xin hai et al. // Diang jishu = Power Syst. Technol. - 2000. - 24, № 1. - C. 39-42.

150. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях.- М.: Энергоатомиздат, 1989.- 176 с.

151. Керимов A.M., Гурфинкель Е.Б., Степанов А.С. Информационнаяtмодель функционирования распределительной сети для исследования потерь электроэнергии // Электронное моделирование.- 1984.- т.6.- №4.-С.72-75

152. Степанов А.С. Совершенствование методов расчета потерь энергии и разработки мероприятий по их снижению в распределительных электрических сетях / Автореф. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук.- Баку, 1986.-22 с.

153. Пейзель В.М., Степанов А.С. Расчет технических потерь энергии в распределительных электрических сетях с использованием информации АСКУЭ и АСДУ // Электричество.- 2002.- №3.- С. 10-15.

154. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах,- М.: Энергоиздат, 1981.- 200 с.

155. Ковалев И.Н., Татевосян Г.М. Один из методов компенсации реактивных нагрузок в электрических сетях // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт.- 1974.- № 5.- С. 56-63.

156. Capacitor placement in radial distribution systems for loss reduction. / Haque M.H. // IEEE Proc. Generat.,Transmiss. And Distrib 1999.- 146, №5. - C.501-505.

157. Фурсанов М.И. Методика планирования замены проводов воздушных линий в распределительных сетях // Известия ВУЗов СССР. Энергетика.-1985.-№ 1.-С. 43-45.

158. Левин М.С., Корольков В.Н. Замена трансформаторов 10/0,4 кВ в сельских электрических сетях // В кн.: Тезисы докладов Всесоюзной научной конференции «Снижение потерь в электроэнергетических системах»,- Баку: Изд. АзИНЕФТЕХИМ.- 1981.- С. 154-155.

159. Ушаков И.М., Булатов Б.Г., Фомин Н.И. О стратегии поиска оптимальных мест разрезов в городских электрических сетях // Сборник научных трудов. Челябинский политехнический институт.- 1979.- № 224.-С. 15-18.

160. Попов В.А., Экель П.Я. Применение теории расплывчатых множеств для выбора мест размыкания в распределительных электрических сетях по нескольким критериям // Техническая электродинамика,- 1983.- № 6.- С. 50-55.

161. Тугай Ю.И. Применение градиентных методов для оптимизации режима распределительной электрической сети // Электрические сети и системы.-1979.-№ 15.-С. 25-27.

162. Зорин В.В., Тисленко В.В. Оптимизация параметров и режимов распределительных электрических сетей // Киев: Изд. Общества «Знание» УССР.- 1984.- 14 с.

163. Холмский В.Г., Щербина Ю.В., Ничипорович JI.B. Выбор оптимальных проектных и эксплуатационных решений с помощью ЭЦВМ методамидискретного спуска // Энергетика и электротехническая промышленность,-1964.-№2 (18).-С. 8-10.

164. Зорин В.В., Экель П.Я. Методы дискретной оптимизации систем электроснабжения // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт.- 1980.-№5.- С. 25-37.

165. Берзин Е.А. Оптимальное распределение ресурсов и элементы синтеза систем.- М.: Советское радио, 1974.- 304 с.

166. Потребич А.А. О нормировании потерь энергии в электрических сетях промышленных предприятий // Электрические станции.- 2000.- №4.- С. 1012.

167. Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений (И 34-70-028-86).- М.: Союзтехэнерго, 1987.- 84 с.

168. Экономика промышленности, т.2 / Под ред. Барановского А.И., Кожевникова Н.Н., Пирадовой Н.В. // М.: Изд. МЭИ, 1998.- 368 с.

169. О технико-экономическом сравнении вариантов электроустановок при проектировании / Мисриханов М.Ш., Мозгалев К.В., Неклепаев Б.Н., Шунтов А.В. // Электрические станции.- 2004.- № 2.- С. 2-8.

170. Керимов A.M., Гурфинкель Е.Б., Степанов А.С. Модификация метода релаксации для задачи разработки комплекса мероприятий по снижениюпотерь электроэнергии в распределительных сетях // Известия ВУЗов СССР. Энергетика.- 1983.- № 10.- С. 40-43.'

171. Растригин JI.A. Системы экстремального управления.- М: Наука, 1974.632 с.

172. Марквардт Г.Г., Герман JI.A. Расчет поперечной емкостной компенсации на электрифицированной железной дороге // Электричество.- 1976.- №1,-С. 33-36.

173. Потребич А.А. Оценка эффективности выбора метода по снижению потерь энергии в распределительных сетях областных энергокомпаний в настоящее время // Энергетика и электрификация.- 2001.- №2.- С. 23-25.

174. Воротницкий В.Э., Калинкина М.А., Апряткин В.Н. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций // Энергосбережение.- 2000.- №3.- С. 5355. '

175. Потребич А.А., Ткачев В.И. К вопросу об определении мероприятий по снижению потерь энергии в электрических сетях энергосистем. // Энергетика и электрификация.- 1999.- №9.- С. 27-30.

176. Потребич А.А. Анализ методов планирования потерь энергии в электрических сетях энергосистемы // Энергетика и электрификация. -1998. -№5.-С.15-19.

177. ПотребичА.А. Эффективность выбора мероприятий по снижению потерь энергии в электрических сетях энергосистем // Электрические станции.-2001.-№5.- С. 34-36.

178. Керимов A.M., Гурфинкель Е.Б., Степанов А.С. Об оценке эффективности мероприятий по снижению потерь электроэнергии в распределительных сетях // Электрические станции.- 1990.- №3.- С. 58-61.

179. Керимов A.M., Степанов А.С., Саркисов Е.И. Расчеты потерь электроэнергии и оценка эффективности мероприятий по их снижению в разомкнутых сетях // «XI сессия Всесоюзного научного семинара «Кибернетика электрических систем».- Абакан,- 1989.- С.211-212.

180. Павлюков В.С Методы учета питающей сети для задачи комплексной оптимизации эксплуатационных схем распределительных электрических сетей по потерям энергии / Автореферат дисс. .,,' канд. тех. наук.-Челябинск.- 1999.- 18с.

181. Исследование операций. В 2-х томах. Т.1 Методологические основы и математические методы / Под ред. Дж. Моудера, С. Элмаграби // М.: Мир, 1981.-712 с.

182. Файбисович Д.Л., Чоудхури М.Л. Развитие электрических сетей России в 1991-1995 годы // Электрические станции.- 1998.- №2.- С.57-62.

183. Железко Ю.С., Артемьев . А.В., Савченко О.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов.- М.: Изд-во ИЦ ЭНАС, 2003.- 280 с.

184. Макаров Е.Ф. Резервы снижения потерь электроэнергии в распределительных сетях Мосэнерго // Электрические станции.- 1997.-Номер, посвященный 100-летию Мосэнерго.- С. 83-87.

185. Будовский В.П., Афанасьев А.И. Методика оценки коммерческих потерь электроэнергии // Электрические станции.- 1997.- № 8.- С. 47-52.

186. Потребич А.А., Одинцов В.П. Планирование потерь энергии в электрических сетях энергосистем // Электрические станции.- 1998.- № 2.-С. 44-48.

187. Бохмат И.С., Воротницкий В.Э., Татаринов Е.П. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах // Электрические станции.- 1998-№9.-С. 53-59.

188. Воротницкий В.Э., Загорский Я.Т., Апряткин В.Н., Западное В.А. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в городских электрических сетях // Электрические станции.- 2000.- № 5.- С. 9-13.

189. Правила пользования электрической и тепловой энергией. Издание третье, перераб. и доп.- М.: Энергоиздат.- 1982.- 43 с.

190. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. РД 34.09.101-94.- М.: РАО «ЕЭС России».-1995.-34 с.

191. Федосов Н.А., Кусов А.И., Васильев Б.Н., Степанов А.С. Работы ЦЭС ОАО «Амурэнерго» по автоматизации управления электрическими сетями и сбытом электроэнергии // Сборник трудов Всеросс. науч.-техн. конф.

192. Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов».- Благовещенск: Изд. АмГУ.- 1998.- С. 99-100.

193. Степанов А.С., Ермолаев А.Ю., Гинц О.С. Создание автоматизированной системы работы с коммерческими потерями электроэнергии // Сборник трудов II Всеросс. науч.-техн. конф.

194. Энергетика: управление, качество и эффективность использованияэнергоресурсов».- Благовещенск: Изд. АмГУ.- 2000.- С. 274-276.

195. Солдаткина JI.A. Регулирование напряжения в городских сетях.- M.-JI.: Энергия, 1967.- 264 с.

196. Левин М.С., Мурадян А.Е., Сырых Н.Н. Качество электроэнергии в сетях сельских районов.- М.: Энергия, 1975.- 224 с.

197. Мельников Н.А., Солдаткина Л.А. Регулирование напряжения в электрических сетях.- М.: Энергия, 1968,- 152 с.

198. Гусейнов Ф.Г., Мамедяров О.С. Экономичность режимов электрических сетей.-М.: Энергоатомиздат, 1984.- 120 с.

199. ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.- М.: Изд. стандартов, 1998.- 84 с.

200. Устройство для стабилизации напряжения трансформаторов подстанции: Пат. 2159004 Россия, МКП7Н 02 m 5/45, G 05 f 1/30. Комсомольск-на-Амуре гос. техн. ун-т, Климат B.C., Симоненко И.Г. 9914876/09; Заявл.09.07. 1999; Опубл. 10.11.2000.

201. Вольтодобавочное устройство с тиристорным амплитудно-фазовым регулированием для стабилизации напряжения трансфоматорной подстанции: Пат.2155366 Россия, МКП7 G 05 F 1/26. 1/30. Н 02 М 5/27.

202. Комсомольск-на Амуре гос. техн. ун-т, Климат B.C., Круговой Р.Н., № 68100901/09; Заявл. 06.01.1998; Опубл. 27.08.2000.

203. Elmitwally A., Abdelkader S., Elkateb М. Universal power quality manager with a new control scheme // Procc. General., Transmiss. And Distrib.- 2000.-147.-c. 183-189.

204. Thomson Murrey. Automatic-voltage-control relays and embedded generation // Power Eng. J.- 2000.- 14.- №2.- c. 71-76.

205. A new approach to solid-state on-load tap changers / Demirchi Osman, Schaeffer Fred K., Torrey David A., Frazer Robert H., Degeneff Robert C. // Proc. Amer. Power Conf. Vol. 58. Pt 2. Anu.Meet., Amer. Power Conf., Chicago, (3 ).- 1996. c. 957-962.

206. Устройство автоматического регулирования трансформаторов под нагрузкой типа АРТ-1Н: Техн. описание и инструкция'по эксплуатации.-Рига: РОЗ Энергоавтоматика, 1980.- 55 с.

207. Инструкция по регулированию напряжения трансформаторов РПН 35110 кВ.- М.: СПО Союзтехэнерго, 1978,- 47 с.

208. Степанов А.С., Пейзель В.М, Настройка автоматических регуляторов силовых трансформаторов // «XII сессия Всесоюзного научного семинара «Кибернетика электрических систем».-Гомель, 1991, с. 126-127.

209. Адаменко А.П., Пейзель В.М., Степанов А.С. О регулировании напряжения в центрах питания сельских электрических сетей // Известия ВУЗов и ЭО СНГ. Энергетика.- 1994.- № 7-8.- С.35-38.

210. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии.- М.: Энергоатомиздат, 1985.- 224 с.

211. Баркан Я.Д., Маркушевич Н.С. Статистические приборы средства получения информации о режиме напряжения распределительных сетей // Электрические станции.- 1968.- №4.- С. 88-91.

212. Мокин Б.И. К вопросу о критериях и законах регулирования напряжения в электрических сетях // Энергетика.(Изв. высш. учеб. заведений).- 1984.-№6.- С. 35-37.

213. Чмутов А.П. Оптимизация режима напряжения в электрических распределительных сетях с использованием методов теории линейных неравенств // Электрические станции,- 1991.- № 3.- С. 62-66.

214. Адлер Ю.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий.- М.: Наука, 1976.- 278 с.

215. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР.- 6-е изд.- М.: Энергоатомиздат, 1985.- 640 с.

216. Степанов А.С. Снижение напряжения в сельских электрических сетях для экономии электроэнергии // Энергетик.- 1997.- №10.- С.20.

217. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике / Под общей ред. Ю.Н. Руденко и В.А. Совалова.- М.: изд. МЭИ, 2000,- 648 с.

218. Применение цифровых вычислительных машин в электроэнергетике / О.В.Щербачев, А.Н.Зейлигер, К.П.Кадомская и др. JL: Энергия, 1980. -240с.

219. Голубев M.JI. Расчет токов короткого замыкания в электросетях 0,4-35 кВ.-М.: Энергия, 1980.-88с.

220. Шабад М.А. Особенности расчетов и выполнения максимальных токовых защит в распределительных сетях 10, 35 и 110 кВ сельскохозяйственных районов. М.: Энергия, 1969. - 65 с.

221. Использование нечетких алгоритмов в задаче оптимизации распределительной сети / Liu Li, Wan Li, Che Xue-yun.- Dianli zidonghua shebei=Elec. Power Autom. Equip.- 2001.- 21.- №1.- C. 14-16.

222. Определение оптимальных мест размыкания в распределительных сетях / Пономаренко И.С., Дерий И.А. // Электричество. -199$. -№2.-С. 25-27.

223. Оптимальный состав переключаемых состояний сети распределения электроэнерии // Daging shiyouxueyuan xuebao=J. Daging Petrol. Inst.- 1999.-23.-№1.-C. 40-42,109-110.

224. Мантров В.А. Оптимальная коррекция текущего режима и расчетной схемы распределительной электрической сети 6-10 кВ // Электрические станции.- 2005.- №7,- С.64-68.

225. Типовая инструкция по техническому обслуживанию и капитальному ремонту воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20 кВ. ТИ 34-70-054-86.- М.: СПО Союзтехэнерго, 1990.- 44 с.

226. Кристофидес Н. Теория графов. Алгоритмический подход,- М.: Мир, 1978.- 432с.

227. Электрические системы, т.2. Электрические сети / Под ред. В.А.Веникова.- М.: Высшая школа, 1971,- 440с.

228. Справочник по теории вероятностей и математической статистике / В.С.Королюк, А.Ф.Турбин и др.- М.: Наука, 1985.- 640 с.

229. Степанов А.С., Толстихин Ю.Н. Новый подход к распределению нагрузки в расчетах радиальных электрических сетей // Сб. трудов

230. Всеросс. науч.-техн. конф. «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергорессурсов».- Благовещенск: АмГУ.-1998.- с. 96-98.

231. Ермаков С.М., Михайлов Г.А. Курс статистического моделирования. -М.: Наука, 1976. -319 с.t