автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Модели и методы информационного обеспечения систем управления электрическими режимами, контроля качества и потерь электроэнергии

НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

РГ5 ОД

" - с;;;

На правах рукописи УДК 621.311.002

БЕРДИН Александр Сергеевич

МОДЕЛИ И МЕТОДЫ ИНФОРМАЦИОННОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМИ РЕЖИМАМИ, КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА И ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Специальность 05.14.02 - Электрические станции (электрическая часть), сети, электроэнергетические системы и управление ими

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Новосибирск 2000

Работа выполнена в Уральском государственном техническом университете (УГТУ-УПИ), г. Екатеринбург

НАУЧНЫЙ КОНСУЛЬТАНТ: доктор технических наук, профессор

П. И. Бартоломей

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ: доктор технических наук, профессор доктор технических наук доктор технических наук, профессор

А.Г. Курбацкий; С. И. Паламарчук; А. Г. Фишов.

Ведущая организация:

АО НИИ Электроэнергетики (ВНИИЭ), г. Москва

Защита состоится 22 июня 2000 г. в 10-00 часов на заседании диссертационного совета Д 063.34.01 в Новосибирском государственном техническом университете.

Отзыв на автореферат в двух экземплярах с заверенной подписью просим высылать ученому секретарю по адресу: 630092, г. Новосибирск, пр. К. Маркса, 20, НГТУ Ученому секретарю диссертационного Совета Д 063.34.01. Тел. (3832)46 15 51.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Новосибирского государственного технического университета.

Автореферат разослан "11" мая 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного

СоветаД063.34.01 В.Я.Ольховский

Г)£Х 2 . Г)

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Происходящие в последнее десятилетие в России экономические и структурные преобразования затронули все без исключения компоненты электроэнергетического комплекса страны. Изменились принципы взаимодействия участников электроэнергетического рынка (поставщики и потребители электроэнергии и электротехнического оборудования) и качественный состав потребления электроэнергии. Введенные новые нормативные документы (ГОСТ 13109-97 и др.), координирующие деятельность участников этого рынка по управлению качеством электрической энергии, радикально ужесточили требования к обеспечению ее качества. В это же время произошло кардинальное обновление компьютерной техники и стандартных программных продуктов, что дало возможность существенно изменить подходы к организации информационного обеспечения задач управления качеством электроэнергии на всех его уровнях: от измерения первичных сигналов до многоуровневых интегрированных информационных систем, таких как автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС России.

Это привело к необходимости развития работ в направлении совершенствования технологии производства, передачи и распределения электрической энергии с целью обеспечения эффективности управления электрическими режимами электроэнергетических систем (ЭЭС) и их объединений (ОЭС) в новых условиях.

Важнейшими компонентами систем, обеспечивающих качество электроэнергии и снижение ее потерь, являются подсистемы управления электрическими режимами на всех этапах ее производства, передачи, распределения и потребления. Современные требования к таким подсистемам может удовлетворить развитие АСДУ в части управления электрическими режимами на базе информации, формируемой и адаптируемой к текущему состоянию ЭЭС в реальном времени.

Значительный вклад в развитие теории и методов исследования задач управления электрическими режимами, повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь в электрических сетях внесли Д.А.Арзамасцев, Г.Т.Адонц, В.А.Баринов, Я.Б.Баркан, П.И.Бартоломей, Г.Я.Вагин, М.Х.Валдма, В.А.Веников, В.Э.Воротницкий, А.З.Гамм, И.И.Голуб, О Т Гераскин, В.М.Горнштейн, И.В.Жежеленко, Ю.С.Железко, В.Г.Журавлев, В.И.Идельчик, И.И.Карташев, В.Г.Китушин, Л.А.Крумм, В.Г.Курбацкий, В.З.Манусов, С.И.Паламарчук, М.Г.Портной, В.И.Розанов, Ю.Н.Руденко, В.А.Семенов, С.А.Совалов, В.А.Строев, Д.В.Тимофеев, Х.Ф.Фазылов, Т.А.Филиппова, А.Г.Фишов, Е.В.Цветков, Ю.В.Щербина и многие их коллеги.

Однако современные условия выдвинули на передний план ряд ранее нерешенных вопросов формирования моделей для управления электриче-

скими режимами, контроля качества и потерь электроэнергии применительно к ЭЭС. Отсутствие единого концептуального подхода к проблеме информационного обеспечения этих задач в условиях неполноты и неоднородности данных об электрическом режиме сети и параметрах схемы замещения привело к тому, что существующие методы формирования данных для различных задач не взаимоувязаны, ориентированы на решение отдельных задач и не всегда обеспечивают соответствие параметров модели состоянию объекта управления. При этом слабо инициируется развитие самих методов расчета и оптимизации электрических режимов, учитывающих процесс перехода системы из одного состояния в другое на интервалах времени краткосрочного и оперативного управления.

Особенностью задачи формирования адекватной модели ЭЭС для управления электрическими режимами является то, что в качестве основного источника информации используются измерения, получаемые в процессе нормального ее функционирования, и их невозможно получить вновь для тех же условий. При этом известно, что все параметры модели в различной мере претерпевают изменения в силу воздействия на систему множества факторов различной природы.

Такое состояние рассматриваемой в диссертационной работе проблемы делает актуальной разработку и совершенствование моделей и методов информационного обеспечения систем управления электрическими режимами, контроля качества и потерь электроэнергии в электрических сетях, позволяющих формировать общую адаптивную информационную среду, обеспечивающую представление объекта управления адекватной его состоянию моделью.

В данной работе отражены вопросы, поставленные в комплексной целевой программе Минвуза СССР на 1986-1990 гг. "Разработка методов и средств экономии электроэнергии в электрических системах"; в межвузовской научно-технической программе "Автоматизация научных исследований"; в "Координационном плане дальнейшего развития и внедрения работ и мероприятий по снижению расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях энергосистем" на 1981-1985гг. и 1986-1990 гг.; в темах в составе научной программы Министерства образования по единому заказ - наряду 1994-1999 гг. "Разработка теоретических основ и математическое обеспечение систем диспетчерского управления для оптимизации текущих режимов при частично неопределенной и нечеткой информации", "Разработать научные основы и математическое обеспечение для управления развитием, функционированием и подготовкой инженеров и оперативного персонала электроэнергетических систем" и ряде других, в том числе по согласованию с Департаментом стратегии развития и НТП РАО "ЕЭС России".

Цель работы состоит в развитии теоретических основ и разработке комплекса моделей и методов формирования и адаптации параметров модели

ЭЭС к ее текущему состоянию, применительно к задачам управления электрическими режимами, контроля качества и потерь электроэнергии.

Реализация сформулированной цели требует решения ряда теоретических, методологических, научно-исследовательских и конкретных технических задач, основными из которых являются:

- разработка методических основ адаптивной системы формирования и прогнозирования нагрузок узлов и ЭЭС для краткосрочного и оперативного управления электрическими режимами как системы непрерывных и сбатан-сированных моделей и ее практическая реализация;

- теоретические исследования и разработка методов идентификации параметров схемы замещения электрической сети, обеспечивающих адаптацию ее модели к текущему состоянию, на базе новых информационных технологий, и их апробация;

- развитие теоретических основ идентификации параметров и характеристик электроэнергетической системы путем их представления сложными аддитивными функциями на интервалах времени для изучения и адекватного представления ЭЭС в качестве объекта управления и их экспериментальная апро-эация;

• разработка методов определения интегральных характеристик нагрузок уз-юв в условиях неполноты и неоднородности информации и расчета потерь )лектроэнергии на длительных интервалах времени с целью анализа и формирования мероприятий по их снижению;

■ разработка универсального регистратора - анализатора параметров элек-гроэнергии, предназначенного для экспериментальных исследований в об-тасти применения новых информационных технологий в задачах адаптивной адентификации параметров модели электроэнергетической системы и кон-гроля качества электроэнергии.

Методы исследования. Разработанные в диссертации научные поло-кения базируются на системном подходе к управлению качеством электро-шергии с целью повышения эффективности ее производства, распределения I потребления. Для решения поставленных задач в работе применялись методы с использованием фундаментальных законов теоретических основ электротехники, методы математической статистики, теории вероятностей, функ-щонального анализа, теории распознавания образов, методы теории подобия I математического моделирования, экспериментальные исследования реаль-шх процессов.

Обоснованность и достоверность научных положений, теоретических (ыводов, основных результатов и рекомендаций диссертационной работы юдтверждены их проверкой в реальных условиях применения, документами метрологической аттестации, а также сопоставлением результатов расчета с 1кспериментальными данными.

Научные результаты и их новизна. В результате проведенного в ходе подготовки диссертации комплекса исследований разработаны основные положения прикладной теории (методы и технические решения) адаптивной идентификации параметров модели электроэнергетической системы, а именно:

1. Предложен комплексный подход для представления на1рузок узлов в виде нелинейных аддитивных моделей на интервалах краткосрочного и оперативного управления режимами ЭЭС, на основе которого разработана система моделей нагрузок узлов (СМНУ) как совокупность подсистем, обеспечивающая решение задач по формированию, достоверизации и прогнозированию нагрузок в узлах ЭЭС на заданных интервалах времени с обеспечением баланса мощности и энергии.

2. Теоретически обоснованы новые методы адаптивной идентификации эквивалентных параметров линий электропередачи и трансформаторов, использующие измерения параметров электрического режима многоканальными цифровыми регистраторами электрических сигналов (цифровых регистраторов аварийных процессов и др.), применяемые в режиме реального времени.

3. На основе статистической аппроксимации аддитивными функциями процессов изменения параметров электрического режима впервые предложена методология количественной идентификации их взаимных зависимостей (связей), применяемых при управлении электрическими режимами. Разработана унифицированная система обслуживания технолога (СОТ), представляющая собой многопараметрическую модель идентификации параметров нестационарных процессов для изучения объекта управления.

4. Предложены методы формирования интегральных характеристик параметров модели ЭЭС (нагрузок узлов) в условиях неоднородности и неполноты первичных данных об этих параметрах.

5. Проведено исследование методов расчета потерь электроэнергии в электрических сетях и разработаны методы расчета потерь электроэнергии для изолированных ЭЭС и ЭЭС в составе объединенной энергосистемы (ОЭС) на основе интегральных характеристик нагрузок (ИХН) узлов, которые позволяют определять потери как в элементах сети, так и в сети в целом с высокой точностью.

6. Усовершенствованы методы определения параметров электрического режима, а также предложены новые методы измерения периода гармонических колебаний основной частоты при наличии значительных помех и идентификации динамических возмущений в электрических сетях для их применения в многоканальных цифровых регистраторах электрических сигналов.

Практическая ценность

Использование разработанных методов, новых подходов адаптивного формирования данных о ЭЭС, а также предложенные технические решения обеспечивают существенное повышение правильности оценки текущего режима ЭЭС и выработку эффективных действий управления электрическими

>ежимами для обеспечения надлежащего качества электроэнергии и уровня :е потерь.

В работе обеспечивается возможность независимо применять результата отдельных ее разделов, полученные в виде аналитических зависимостей, овокупности характеристик, алгоритмов и схемных отображений для реше-гия отдельных задач анализа и управления электрическими режимами, кон-роля качества и потерь электроэнергии. Эти результаты также могут исполь-оваться в целом ряде задач релейной защиты, противоаварийной автоматики, [ерспективного развития и проектирования.

Представление нагрузки нелинейными моделями на интервалах време-ш позволило обеспечить компактность и унификацию информационной базы I нагрузках узлов. Свойство ортогональности предложенных моделей обес-[ечило эффективное согласование данных (балансировку), относящихся к 1азным иерархическим уровням управления, а также сокращение объема вы-[ислений для работы в режиме реального времени.

Предложенные модели нагрузок ЭЭС в виде непрерывных во времени зункций предоставляют возможность для разработки качественно новых ме-одов расчета и оптимизации электрических режимов, учитывающих переход |бъекта управления из одного состояния в другое. При этом параметры элек-рического режима и схемы замещения также могут быть представлены пункциями времени.

Реализация результатов работы

Разработанные в диссертации методы и алгоритмы легли в основу про-раммного комплекса СМНУ, формирующего информационную базу о пове-;ении нагрузок узлов, для решения задач краткосрочного планирования и перативного управления режимами ОЭС ОДУ Урала. В частности, результа-ы краткосрочного прогноза нагрузок узлов используются для решения зада-и краткосрочного планирования и оптимизации режимов ОЭС. Результаты перативного прогноза нагрузки могут использоваться диспетчером при веянии режима, а также для решения ряда задач оперативного характера, на-ример, оценки допустимости предстоящего режима, оперативной дооптими-ации текущего режима и т.д.

Разработанные методы, алгоритмы и программы внедрены в ОДУ ОЭС Уралэнерго". Программный комплекс СМНУ является составной частью :ИО (КИО-3) ОЭС Урала. СМНУ реализован на ПЭВМ локальной сети ОДУ 'рала и находится в промышленной эксплуатации, обеспечивая информацией нагрузках в узлах расчетных схем замещения электрической сети ОЭС Ура-а задачи управления электрическими режимами. На основе результатов дис-ертационной работы ведется дальнейшая разработка методов и алгоритмов ля реализации распределенной СМНУ, которая позволит обеспечить инфор-[ационную связь между ОДУ ОЭС Урала и ЭЭС. Ведется подготовка к экс-ериментальному исследованию изменения параметров действующих линий

электропередачи и трансформаторов на длительных интервалах времени. Выполняются измерения параметров электрической энергии с целью контроля е( качества на подстанциях МЭС Урала.

Разработаны с участием автора и утверждены Госэнергонадзором, Госстандартом и Минэнерго нормативно-технические документы но расчету и анализу потерь электроэнергии в электрических сетях ЭЭС и контролю и анализу качества электроэнергии в сетях общего назначения.

Научные результаты работы использованы при определении структуры аппаратных средств измерения в системе управления качеством электроэнергии, разработке и внедрении в эксплуатацию многоканальных цифровых приборов для измерения параметров электроэнергии "Уран-100" и "Уран-100М", которые , в свою очередь, применялись для научных исследований, выполненных в диссертационной работе.

Предложенный в работе метод расчета потерь электроэнергии в системообразующей сети ЭЭС по скорректированным нагрузкам узлов, реализованный в виде программного комплекса "11ро1-78", нашел широкое применение в энергосистемах.

Основные методические положения, алгоритмы, программы и рекомендации, полученные в работе, были использованы и используются при выполнении научно-технических работ в УГТУ-УПИ, Уралтехэнерго, ОДУ Урала и др. организациях. Полученные результаты подтверждены соответствующими документами.

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 49 печатных работ, в том числе монография, выпущено более 20 отчетов по научно-исследовательским работам по теме диссертации, в ряде которых автор являлся руководителем или ответственным исполнителем работ, подана и зарегистрирована заявка на изобретение.

Апробация работы. Полученные результаты исследований докладывались и обсуждались на Всесоюзном семинаре "Экономия топлива и электроэнергии на тепловых электростанциях, в тепловых и электрических сетях" (Москва, 1976 г.); Всесоюзном совещании "Оптимизация и снижение потерь энергии в электрических сетях" (Тернополь, 1978 г.); Всесоюзном семинаре "Пути снижения потерь электроэнергии в электрических сетях" (Москва, 1979 г.); региональной научной конференции "Применение математических методов и вычислительной техники в энергосистемах" (Свердловск, 1982 г.); Всесоюзном семинаре "Расчет и анализ потерь электроэнергии в электрических сетях и мероприятия по их снижению"(Москва, 1982 г.); седьмом Всесоюзном совещании работников служб электрических режимов ОДУ и энергосистем (Дивногорск, 1986 г.); восьмой научно-технической конференции УПИ с международным участием "Оптимизация производства, распределения и потребления тепловой и электрической энергии и других энергоносителей, разработка и усовершенствование оборудования для этих целей" (Свердловск, 1988 г.); Всесоюзном совещании "Информационное обеспече-

ние задач реального времени в диспетчерском управлении "(Каунас, 1989 г.); Всесоюзной научно-технической конференции "Разработка методов и средств экономии электроэнергии в электрических системах и системах электроснабжения и транспорта" (Днепропетровск, 1990 г.); Всесоюзном семинаре "Вопросы создания АСДУ нового поколения" (Баку, 1990 г.); 10-й научной конференции ИФТПЭ АН Литвы "Моделирование электроэнергетических систем" (Каунас, 1991 г.); Всероссийской научно - технической конференции "Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири" (Иркутск, 1994 г.); региональной научно-технической конференции "Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири" (Иркутск, 1995 г.); региональном совещании начальников АСУ (ИВЦ) энергосистем Урала (Екатеринбург, 1996 г.); международной научно-технической конференции "Современные технологии экономичного и безопасного производства и использования электроэнергии" (Украина, 1997 г.); 3-й научно-технической конференции "Метрологическое обеспечение народного хозяйства России" (Москва 1997 г.); международной конференции "Proceedings of the Ural-Electro project" (Gent, 1997 г.); международной научно-технической конференции "Качество, безопасность и энергосбережение" (Самара, 1998г.); 4-м Всероссийском научно-техническом семинаре "Энергетика: экология, надежность, безопасность" (Томск, 1998 г.); научно-технических конференциях Уральского государственного технического университета (УГТУ-УПИ) (Свердловск-Екатеринбург, 1978-1999 гг.) и других научно-технических конференциях и семинарах.

Диссертация обсуждалась на факультете энергетики НГТУ (Новосибирск, 1999 г.); расширенном заседании секции ученого Совета ВНИИЭ (Москва, 2000 г.); научном семинаре электротехнического факультета УГТУ-УПИ (Екатеринбург, 2000 г.).

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения; содержит 263 страницы машинописного текста с приложениями; иллюстрирована 38 рисунками; содержит 21 таблицы; список литературы на 35 страницах, включающий 297 наименований.

Основное содержание глав совпадает с содержанием глав разделов автореферата.

В заключении сформулированы основные результаты работы и указаны направления дальнейших исследований.

В приложениях содержатся вспомогательные и дополнительные материалы, а также документы, подтверждающие внедрение результатов работы.

Введение

В 90-е голы, в результате структурных и экономических преобразований, все компоненты электроэнергетического комплекса России претерпели значительные изменения. Введение новых нормативных документов, регламентирующих требования к качеству электрической энергии, радикально ужесточили требования к системам управления электрическими режимами на всех иерархических уровнях. При этом пересматриваются взгляды не только на технологию управления электрическими режимами в электрических сетях энергосистем и их объединений, но и на организацию взаимодействия между поставщиками электрической энергии, ее потребителями и производителями электротехнического оборудования.

Значительное расширение возможностей компьютерной техники и программного продукта позволило существенно изменить подходы к организации информационного обеспечения задач управления качеством электроэнергии во всех его аспектах. Эти изменения произошли и в методах обработки первичных сигналов измерительных датчиков при определении параметров электрического режима, и мощных, распределенных на больших территориях информационных систем, например в автоматизированной системе диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС России. Важнейшими требованиями к новым внедряемым технологиям информационного обеспечения обсуждаемых задач является безусловное выполнение условия преемственности с уже существующими системами информационного обеспечения и надежное функционирование в условиях неполноты и неоднородности первичных данных.

Основными элементами систем, обеспечивающих качество электроэнергии, являются системы управления электрическими режимами на базе АСДУ. В связи с этим особую актуальность приобретает развитие подсистем АСДУ на базе информации, формируемой в реальном времени.

К таким подсистемам относятся:

- автоматическое управление;

- оперативное и краткосрочное управление электрическими режимами;

- долгосрочное и перспективное планирование электрических режимов.

Информационной базой таких подсистем являются модели электрической сети, состоящие из схем замещения и нагрузок ее узлов. Каждая модель должна быть адаптирована к специфике решаемой задачи в силу различия требований, предъявляемых к таким моделям на различных иерархических уровнях управления электрическими режимами. Как правило, эти требования снижаются для более низких уровней систем управления, что приводит к снижению качества информационного обеспечения модели. Это касается как данных о параметрах электрических режимов, так и данных о параметрах схемы замещения сети. Если в сетях 500 кВ имеется практически полная информация об уровнях напряжения и нагрузках присоединений распределительных устройств с ее регистрацией каждые 30 с и чаще, то в сетях 6-10 кВ-

это результаты разовых измерений в дни контрольных измерений. А в сети 0.4 кВ зачастую нет и этого. В задачах долгосрочного планирования применяются так называемые характерные режимы зимнего и летнего периодов.

Что касается параметров элементов схемы замещения, применяемых в эксплуатации моделей, то их в подавляющем большинстве случаев определяют по справочным и паспортным данным и считают для ЛЭП неизменными, а для трансформаторов в отдельных случаях варьируют только коэффициент трансформации.

В работах А.З. Гамма, В.И. Идельчика, В.И. Паламарчука и других авторов показано, что погрешности при задании параметров схем замещения зависят от многих, в том числе существенно изменяющихся, факторов и для реальных объектов могут достигать значительных величин. Так погрешность активного сопротивления линии может быть в пределах +16ч~20%, представление потерь на корону постоянной величиной активной проводимости может привести к ошибке при определении потерь в 1.5-3 раза. Для трансформаторов погрешности в определении активного сопротивления, реактивного сопротивления, активной и реактивной проводимостей на землю могут достигать соответственно величин порядка ±10, +15 и ±30%. Данные о распределениях ошибок при задании параметров схем замещения реальных объектов в литературе отсутствуют.

Процесс изменения электрического режима обычно представляют последовательностью режимов с часовыми и более интервалами времени (в том числе и оптимизационных), что фактически соответствует кусочно-постоянной аппроксимации на таких интервалах. Оптимизация электрического режима при этом выполняется по мощности.

Основными научно-техническими направлениями развития информационного обеспечения таких задач являются определение и формирование параметров и характеристик электрического режима и элементов схемы замещения:

а) на основе первичных данных о параметрах в режиме реального времени, определяемых с учетом реального качества электроэнергии;

б) на интервалах времени, соответствующих автоматическому, оперативному и краткосрочному управлению электрическими режимами и долгосрочному планированию, представляя их непрерывными или вероятностными моделями. Под характеристиками электрическою режима здесь понимаются некие обобщенные, интегральные или условные показатели или параметры, например баланс мощности, интегральные характеристики узловых нагрузок, потери электроэнергии, эквивалентные параметры и пр.

Развитие этих направлений позволит перейти от дискретной модели представления ЭЭС к непрерывной во времени и создаст условия для эволюционного перехода на качественно новый уровень систем управления электрическими режимами, учитывающих траекторию перехода из одного состояния объекта управления в другое.

Имеющиеся и внедряемые в настоящее время технические средства, г также предложенные методы идентификации параметров и характеристик электрического режима и схем замещения, адаптирующие модель к реальному состоянию объекта, позволяют радикально изменить сложившееся положение путем создания единой информационной среды для технологических задач управления электрическими режимами.

Общая структура информационного обеспечения задач управления электрическими режимами, контроля качества и потерь электроэнергии ЭЭС приведена на рис 1. Там же показана роль в совершенствовании этой структуры предложенных в работе моделей и методов.

Источники информации Информация, используемая в задачах управления ЭР

Справочные и проектные данные ч Системамо- \ белей нагрузок ]1 N ушов )) / . ^ Информация об узловых нагрузках для оперативного и краткосрочного управления

Результаты регистрации данных персоналом

Данные системы сбора ТИ, АСУТП, АСКУЭ

Многоканальные цифровые регистраторы электрических сигналов

Интегральные характеристики параметров режима, узловых нагрузок, потери ЭЭ

Идентификация параметров оборудования

Результаты специальных испытаний и измерений в ЭЭС

Многопараметрическая модель нестационарных процессов

Параметры электрической схемы замещения, топология

Технологические пределы и параметры качества электроэнергии

Рис. 1. Структура информационного обеспечения задач управления электрическими режимами в ЭЭС

1. Система моделей узловых нагрузок и суммарных потреблений

Для решения задачи формирования и расчета узловых нагрузок на заданном интервале времени, а также определения их интегральных характеристик разработана система моделей нагрузок узлов (СМНУ) как совокупность

функционально и информационно связанных между собой следующих подсистем:

- формирование нагрузок узлов,

- статистическая идентификация нагрузок узлов,

- достоверизация нагрузок узлов,

- оперативный и краткосрочный прогноз суммарного потребления и на1ру-зок узлов.

Формирование узловых нагрузок главным образом осуществляется по данным ТИ параметров электрического режима. Для расчета нагрузок, не обеспеченных ТИ, используются результаты работы программы оценка состояния. Могут использоваться и данные, получаемые в дни контрольных измерений. Структура и направление информационных потоков между подсистемами и архивами СМНУ показаны на рис. 2.

Комплекс информационного обслуживания ОДУ Урала (КИО-З)

1

Система моделей нагрузок узлов и потреблений ЭС

т

Архивы текущих телеизмерений и результатов оценки

Формирование нагрузок узлов (ФНУ)

Статистическая идентификация нагрузок у «лов (СИН)

Достоверизация нагрузок узлов (ДНУ)

Оперативный и краткосрочный прогноза (ОКГ1)

т

Архив расчетных знамений нагрузок узлов

Архив параметров моделей нагрузок узлов на суточном интервале

X

Архив параметров моделей нагрузок узлов на интервалах оперативного управлении

Рис. 2. Структура и направление информационных потоков между подсистемами и архивами СМНУ

Анализ поведения нагрузок на интервалах времени позволил выявить >бщие закономерности и получить функциональные зависимости для реше-шя задач повышения достоверности и прогнозирования узловых нагрузок.

При моделировании случайных нестационарных процессов использован 1етод декомпозиции на регулярную (тренд) и нерегулярную составляющие: Р( г) = /?(/)+ #,(/), 'еГи, О)

N

где - нелинейная аддитивная функция; (2)

1=1

Тт - интервал моделирования. Тренд нагрузки представлен нелинейной аддитивной функцией, обладающей свойством ортогональности. Нерегулярная составляющая использована в качестве меры достоверности расчетных значений нагрузки.

Представление тренда моделей узловых нагрузок непрерывной во времени функцией обусловлено следующими требованиями:

- необходимостью согласования значений нагрузок по времени при неоднородных первичных данных;

- необходимостью обеспечения баланса нагрузок но мощности и энергии;

- распределением формирования моделей по иерархическим уровням и разным вычислительным системам и последующим обменом ими между уровнями;

- возможностью восстановления данных при сбоях ТИ;

- возможностью обеспечения прогнозной функции;

- мотивацией разработки задач управления электрическими режимами, учитывающих траекторию перехода системы из одного состояния в другое;

- перспективой применения архивирования информации по спорадическим технологиям.

Определен вид моделей, в которых в качестве элементов (/¡0)) применяются:

- на интервале оперативного управления - члены ортогонального полинома Лежандра (Р, (0) 2-3-й степени

т = (3)

1=1

где А0,А; - параметры модели; п - степень полинома.

- на суточном интервале - ряда Фурье:

п

Л.СОЫ + ЕМмпСю/Э + Двтф/)], I е Тт, (4)

где Аа - среднее значение нагрузки на интервале Тт; А, и В, - амплитуды гармонических составляющих; а1 - г * 2* л !ТС - частота /-й гармонической составляющей; Тт = 24 часа - длительность суточного интервала; и - количество гармонических составляющих.

Для идентификации параметров моделей использован модифицированный алгоритм Гаусса, обладающий высокой скоростью получения решений, а также абсолютной, с вычислительной точки зрения, надежностью. При

этом обеспечено требование экономичности методов и алгоритмов для использования СМНУ в оперативном цикле управления режимами ЭЭС.

Сформулированы условия и предложены методы обеспечения баланса нагрузок ЭЭС (<уээс) по мощности и энергии через параметры моделей А";

.V

Пм = У, Л"/'(О - модель потребления ЭЭС, (5)

1

N

Р" = ^,^,"/¿(0 - модельу'-й нагрузки, у е соээс, (6)

АА,=АГ-^=0, . (7)

/

Распределение небаланса между параметрами ортогональных моделей выполняется пропорционально их величине:

je<o0X,i = l,....,N. (8)

Учитывая свойство ортогональности моделей СМНУ, условие баланса нагрузок предложено выполнить через коррекцию коэффициентов моделей нагрузок:

А;'=А^+К^М„ у е соэос,1 = . (9)

На информационной базе о нагрузках ОЭС Урала выполнен статистический анализ параметров нелинейных моделей. Показано, что статистические оценки средних значений параметров моделей достаточно точно характеризуют поведение нагрузок для их использования в алгоритмах достовериза-ции и прогнозирования нагрузки в узлах.

Рассмотрены критерии и условия формирования моделей нагрузки для автоматизированного решения задачи диагностики и восстановления. В качестве критерия достоверности значений нагрузки предложено использовать величину среднеквадратичного отклонения (СКО) нерегулярной составляющей текущей модели (о""):

\Рг{0-Рм(1)\<Отаис,1еТт, (10)

где: Рк\() - тренд модели; Р/(С) - фактические значения; Ц,,. - коэффициент, характеризующий доверие к информации.

Недостоверная информация на коротких интервалах восстанавливается по тренду текущей модели нагрузки. Для оценки величины нагрузки на длительных интервалах "сбойной" информации предложено использовать среднестатистические величины, полученные из ретроспективной базы данных СМНУ:

Рм\0 = ^А,/,(Ч (вТт. (11)

1=1

В СМНУ реализована единая концепция построения краткосрочного и оперативного прогноза узловых нагрузок на базе нелинейных аддитивных моделей. Структура СМНУ представлена на рис. 3.

ОДУ

ээс

Узлы

8.5 10 12

Оперативный прогноз

| 8 5 10 12'!

| 8.5 10 12

л:

ж.

Коррекция методом скользящих суток

10 24 17

тг

; ю 24 12 !

! 10 24 1

Т

"И"

т

Краткосрочный прогноз (непрерывней)

«^¡У4^. ! <=>1

ж

1:

л.

Исходные данные (дискретные) |

Ф—Баланс мощности и энеигии. межусовневый обмен

"О" Потоки преобразования информации объекта

Рис. 3. Структура системы моделей нагрузок узлов

Обеспечена связь задач оперативного и краткосрочного прогноза нагрузок: результаты краткосрочного прогноза используются для получения более точного прогноза в оперативном цикле управления режимами ЭЭС.

Для решения задачи краткосрочного прогноза нагрузки в узле (/) (^"(0) разработан метод нелинейных связей с суммарным потреблением:

= + + (ет:с, (12)

к-1 к-1

где К.^ =■ А'!Ар1о - коэффициент связи средних значений потребления ЭЭС и нагрузки узла _/'; К'а = А'/А^к, К0 - В'/В'к - коэффициенты связи j-гo узла и потребления энергосистемы по элементам модели. Разработан метод скользящих суток, корректирующий результат краткосрочного про-

гноза нагрузки по вновь поступающим данным и обеспечивающий расчет точки "притяжения" с постоянным временем упреждения.

СМНУ реализована в виде комплекса программ и является частью действующего комплекса информационного обслуживания (КИО-3) ОЭС Урала как подсистема формирования достоверной информации о нагрузках ОЭС, ЭЭС и их узлах. Представление нагрузок в виде моделей на интервалах времени, а также их автоматический расчет в составе циклической подсистемы ОИК ОДУ Урала позволили создать компактную сбалансированную информационную базу о поведении нагрузок для эффективного решения задач оперативного и краткосрочного управления электрическими режимами.

2. Методы определения текущих значений параметров элементов схемы замещения для задач управления электрическими режимами

Сложившаяся система организации оперативного и противоаварийного управления не дает адекватного представления информации о параметрах элементов схемы замещения, в том числе линий электропередачи (ЛЭП), трансформаторов и автотрансформаторов. Известно, что эти данные зависят от многих факторов и могут претерпевать ощутимые изменения в процессе управления. Их оперативная идентификация обеспечивает адаптацию параметров схемы замещения к текущему состоянию электрической сети и позволяет исследовать их поведение в различных условиях.

Методы решения задач идентификации определяются как составом и способами получения первичной информации, так и целями дальнейшего использования полученных результатов. Ограничимся теми случаями, когда информация о параметрах электрических режимов формируется или может формироваться автоматически с помощью систем сбора телеинформации (ССТИ), работающих в составе АСДУ, и различных специальных устройств, таких как цифровые регистраторы аварийных процессов, иные цифровые регистрирующие средства измерения, в том числе универсальный регистратор-анализатор напряжений "Уран - 100М" и пр. Последние далее будем называть многоканальными цифровыми регистраторами электрических сигналов (МЦРЭС). ССТИ обеспечивают сбор и регистрацию таких параметров режима, как модули напряжения в узловых точках сети и потоки активной и реактивной мощности по большинству элементов сети. МЦРЭС при соответствующем присоединении их информационных каналов уже позволяют определять амплитуды и фазовые углы напряжений и токов по присоединениям распределительных устройств (РУ), а также их активные и реактивные мощности для всей гаммы существующих электрических режимов. Эти устройства располагаются локально на узловых подстанциях, являются мощными вычислительными системами и в последнее время получают широкое распространение. Погрешности определения и регистрации величин в таких системах значительно меньшие, чем в ССТИ.

Для простейшей схемы замещения в любой момент времени I (рис. 4) уравнение, связывающее напряжения узлов в квадратичной форме, имеет вид

ит-и2к (0+/£(0(*£ +х!к)-2Р1к№1к-201깫=о,

где

'¿(О

= /£(0+62(0 и?( 0

— Я

_

", а искомые параметры выделены. Яц, Ха

РЛ*)Ш о

(13)

Рис. 4. Схема замещения элемента связи Исследования зависимости Я^ЯХш) данного уравнения для различных потоков мощности и соответствующих им напряжениях узлов показали, что координаты точки их пересечения совпадают с параметрами элемента схемы замещения.

Для иллюстрации этого положения на рис. 5 и табл. 1 приведены зависимости /?/л:=_/}(А7л) и ^/¿"/¿(Ай). для двух потоков мощности по ЛЭП 110 с Яц=5 0миЛй=25 0м.

Рт=26.00 МВт, £>й1=16.00 МВт, С/п=115.72 кВ и 1Ъ,=111.25 кВ; Рюг25.00 МВт, &2=13.00 МВт, £/п=115.72 кВ и {/й=111.93 кВ. Таблица 1.

Х/к Я/к! Яш

12,00 12,53 11,31

14,00 11,33 10,31

16,00 10,15 9,32

18,00 8,98 8,34

20,00 7,83 7,37

21,00 7,25 6,89

22,00 6,69 6,41

23,00 6,12 5,94

24,00 5,56 5,47

25,00 5,00 5,00

26,00 4,45 4,54

27,00 3,90 4,07

28,00 3,35 3,62

29,00 2,81 3,16

30,00 2,27 2,71

32,00 1,20 1,81

35,00 -0,38 0,48

к А

15,0

X Р-

Рис. 5. Зависимости Яш^АХЛ и

Таким образом, для определения эквивалентных Я& и Х!к достаточно решить систему из двух нелинейных уравнений вида

IТЮМ +Х1)-2Ри(,2)Ла -2а,(,2)Х1к -[иЦи)-и>{,2)} = О. (14)

Решение такой системы уравнений выполняется методами аппроксимирующих парабол или Ньютона.

Применение простейшей схемы замещения вместо традиционной П - образной для линий электропередачи целесообразно по следующим обстоятельствам:

- с помощью данного метода определяются текущие значения параметров элементов реальных электрических сетей, которые могут применяемых при решении расчетных задач оперативного управления электрическими режимами;

■ параметры элементов схемы сети Лд и Хц определяются непосредственно из измеренных параметров режима по концам элемента и, следовательно, косвенно учитывают их активную и емкостную проводимости, не нарушая ба-танса мощности.

Для определения структуры потерь мощности и энергии в ЛЭП (нагру-ючные, на корону и пр.) требуется разделять собственные сопротивления НЭП и ее реактивную и активную проводимости. Иными словами, требуется герейти к Г - образной схеме замещения.

Для этого случая получается нелинейное уравнение связи напряжения 1вух узлов с параметрами - А'д, g||í и Ад:

и;(о-и!(о-2Р1кт1к-2д1к(1)х1к+Т1кт1+Шпх1 +

-2Р1к(()8,Х -2РЛШЛХ1 +2^(0« +2&МЬлхгш + <15)

+и1(Г)Ь?кн?к+и1(1)ь1х?к = о.

Для определения И ¡и, Хц, gц¡ и Ьц нужно сформировать систему из че-ырех уравнений вида (15) с данными различных режимов.

При определении параметров элементов связи будут возникать погреш-юсти за счет погрешностей .начений параметров режима, зарегистрирован-1ых в архивах ТИ. Последн г включают в себя погрешности первичных пре-(бразователей, датчиков н' 1ряжения и мощности, а также уровни квантова-шя, принятые в ССТИ. Р поте суммарные погрешности ТИ соизмеримы с вменениями параметров режима на интервалах их регистрации в архивах. Сроме того, имеются временные задержки поступления информации в архив до минуты) и несовпадения моментов измерения самих параметров. Вместе ; тем известно, что параметры ЛЭП не претерпевают значительных измене-[ий (главным образом имеются в виду емкостная генерация и потери на ко-юну) на достаточно больших интервалах времени (от нескольких часов и бо-1ее). Это позволяет рассматривать задачу адаптивной идентификации пара-1етров ЛЭП в вероятностном смысле и применять процедуру регуляризации

исходных данных путем их усреднения на отрезках времени Тс. Например, в качестве интервала усреднения ТС1 можно взять часовой интервал в период дневного максимума нагрузки, а в качестве Тс2 - часовой интервал в период ночного минимума нагрузки.

Идентификация параметров силовых трансформаторов, по сравнению с подобной задачей для ЛЭГ1, является более многообразной за счет существования их различных типов (двухобмоточные, трехобмогочные, автотрансформаторы связи и пр.) и наличия средств регулирования (без регулирования, с ПБВ, с РПН). Отличительными особенностями этой задачи являются следующие:

- точки измерения параметров электрического режима трансформатора расположены достаточно компактно и измерения могут выполняться одним многоканальным устройством, например ЦРАП;

- средства регулирования, по своему конструктивному исполнению, выполняют изменение коэффициента трансформации и, следовательно, сопротивлений обмоток ступенчатым образом;

- при действии РПН в автоматическом режиме переключения анцапф может происходить в любой момент времени, что резко ограничивает время получения исходных данных для решения задачи.

Для оперативного управления электрическими режимами, при условии симметрии токов и напряжений и когда нет необходимости выделять потери на намагничивание для двухобмоточного трансформатора может применяться простейшая схема замещения, отличающаяся от аналогичной схемы для ЛЭП наличием коэффициента трансформации.

Для определения эквивалентов реактивного и активного сопротивлений трансформатора, а также его коэффициента трансформации (продольной составляющей) формируется система из трех уравнений связи напряжений узлов по трем отличным по коэффициенту нагрузки режимам. При этом полагается, что параметры трансформатора для этих режимов одинаковые, то есть при выполнении измерений параметров анцапфы находились в одном положении. Это допущение приемлемо для трансформаторов без АРПН.

Если необходимо выделять потери на намагничивание трансформатора (потери холостого хода), то количество уравнений в системе увеличивается до пяти.

С практической точки зрения при формировании такой системы уравнений будут возникать существенные трудности из-за сложности формализации самой процедуры и длительности периода получения информации, что не позволяет решать задачу в такой постановке для трансформаторов с действующими АРПН. Применение методов идентификации параметров силовыми трансформаторами на основе данных ССТИ ограничивается трансформаторами без АРПН.

Перспективным направлением адаптивной идентификации параметров трансформаторов является применение для этой цели МЦРЭС. Такие устрой-

ства позволяют определять амплитуды и фазовые углы напряжений и токов по присоединениям ПС (в данном случае вводам трансформатора), как это показано на рис 6.

Для определения перечисленных параметров минимальным отрезком времени измерения первичных данных (мгновенных значений тока и напряжения в фазах) является один период основной частоты. Погрешности определения параметров трансформаторов в этом случае,главным образом будут определяться амплитудными и угловыми погрешностями первичных преобразователей (трансформаторами напряжения и тока). В случае, когда эти погрешности носят систематический характер, они могут быть легко компенсированы программным путем.

и„

Zr

U -¡т kf U 2j Л'г Лг

U,г

Zr

и'

Г

i

I

к, и„

Лг

Рис. 6. Схемы замещения двухобмоточных трансформаторов:

а) без выделения тока намагничивания;

б) с выделением тока намагничивания

Решение такой задачи осуществляется в векторной форме с применением ггерационных процедур. При этом определяются активные и реактивные со-:тавляющие сопротивлений и проводимостей, продольная и поперечная отбавляющие коэффициента трансформации.

Определяемые таким образом значения параметров элементов схемы замещения сети следует рассматривать в вероятностном смысле. Многократное IX определение для различных ситуаций позволяет получить их вероятные начения для характерных режимов (важно для параметров ЛЭП по сезонам) i оценить основные статистические характеристики погрешностей определены этих параметров, а также законы их распределения.

Большое значение для формирования адекватной модели электрических (ежимов сети имеют текущие значения параметров внешних эквивалентов.

Рассмотрим задачу идентификации параметров эквивалента части ЭЭС огласно схеме замещения на рис. 7.

Уравнение связи узла примыкания и эквивалентного для любого мо-1ента времени имеет вид

) = U2e(tk)~2ReP(tk)-2XeQ{tk)-R2eP(tk)-X2eT2(tk). (16) 1усть Re и Xe - const .Тогда Ue =f(t) для ограниченных интервалов време-[и может быть представлена как многочлен степени /:

у- о

UeC)

о-

Ze r(tk),Q(tk)

U{t)

Рис. 7. Схема присоединения внешнего эквивалента к узлу ЭС

Тогда (16) с учетом (17) примет вид

£/2(',) = £(0/-2ReP(tk)-2XeQ(lk)-R2eI\tk)-X2el2(tk). (18)

J-о

В данном выражении подлежащие определению параметры выделены (всего 5 неизвестных при I = 2).

В указанных выше условиях выражение (18) может интерпретироваться как система из пяти уравнений с пятью неизвестными. Таким образом, для определения неизвестных необходимо сформировать пять неповторяющихся по значениям и согласованных по времени измерений U(t), P(t) и Q{l).

Для идентификации параметров эквивалента, примыкающего к группе из п узлов, получено выражение

¿£/Д0 = nj^Ul,!' -JlHeM) - -X ^ЛЧО - £ АГ|,/?(0 . (19)

i-i ./-1 i-i i-i .-I

Это выражение может интерпретироваться как система из (п*2+1) уравнений и для ее решения необходимо сформировать соответствующее количество уравнений, характеризующих различные режимы.

Другой подход к адаптивному определению параметров внешнего эквивалента с применением аппроксимационной задачи предложен в главе 3.

3. Применение задачи об аппроксимации функций для идентификации параметров и характеристик ЭЭС

Для изучения и адекватного представления ЭЭС в качестве объекта управления необходимо проведение систематических исследований по идентификации взаимных зависимостей параметров электрического режима сети, например "частота - мощность", "переток - напряжение", "напряжение - нагрузка" и т. д. Самостоятельный интерес представляет формализация процедуры расчетов этих характеристик для сопоставления результатов, получаемых разными исследователями.

Углубленный и детализированный анализ данных об имевших место аварийных ситуациях в ЭЭС дает возможность существенно расширит), знания о поведении их элементов и параметров режима, оценить качество настройки рабочих органов систем автоматического управления. Анализ характеристик параметров режима за длительный промежуток времени в сопоставлении с изменениями в составе оборудования ЭЭС позволяет определить эту связь, с тем чтобы в дальнейшем использовать ее в моделях перспективного развития для рассмотрения таких факторов как "управляемость" и "надежность".

Для решения задач такого плана разработана многопараметрическая модель идентификации параметров нестационарных процессов. На основе этой модели создана Система Обслуживания Технолога (СОТ).

В качестве исходной информации в рамках СОТ используются данные архивов ТИ и Г1ТИ ЭЭС, ОЭС и ЕЭС различных глубин и уровней дискретизации интервалов измерений. Для исследования аварийных ситуаций берется информация импульс - архивов (ИА). Это ограничивает круг решаемых задач с помощью данной системы анализом "медленных" процессов с периодами колебаний не менее двух-трех значений минимального интервала измерений ТИ. Как отмечалось выше, в последнее время на узловых подстанциях находят широкое применение ЦРАП. Информация, которой оперируют такие устройства, позволяет применять предложенные методы и алгоритмы после их надлежащей коррекции и для исследования "быстрых" переходных процессов.

Еще одной важной сферой применения СОТ является разработка и апробирование различных алгоритмов идентификации характеристик и параметров ЭЭС для последующего их использования в режиме реального времени. СОТ функционирует в составе КИО ОДУ энергосистемами Урала и используется в научных исследованиях ученых электротехнического факультета УГТУ.

Общую задачу идентификации характеристик, параметров и свойств ЭЭС можно сформулировать следующим образом - определить качественную и достоверную количественную взаимосвязь изменения отдельного параметра режима с существенно влияющими на него другими параметрами режима по их (всех этих параметров) измерениям на конечном отрезке времени. Эта задача идентична задаче аппроксимации условно-зависимого параметра на рассматриваемом интервале времени через условно-независимые (далее слово "условно" опускается) параметры. При этом вид функциональных связей задается в соответствии с известньш или предполагаемым характером этих зависимостей. Полученные параметры модели количественно отражают взаимосвязи режимных параметров, проявившиеся на рассматриваемом интервале времени (фрагменте измерений).

Многопараметрическая модель является описанием случайных нестационарных процессов и, в общем виде, в соответствии с (1), может быть пред-

ставлена декомпозицией траектории и нерегулярной составляющей, характеризующей случайные изменения параметра и погрешности системы сбора информации.

у(х, (t, ),Х2 (/,),.., (г,)) = F{x, (tt ),х2 (/, ),..,*„ (t,)) + (/,). (20)

При этом, согласно теореме Колмогорова о том, что всякая непрерывная функция п переменных может быть представлена в виде суперпозиции непрерывных функций одного переменного, траектория представляется суммой

элементарных функций соответствующего параметра {fi\xjMji)), коэффициентами связи (aji) и параметрами этих функций (Hji):

п

WA^CA-•,*„(',).) = Z^O/O), (21)

j

FMj>t ^if.^jMj,). (22)

;=i

Определение коэффициентов в этом выражении идентично решению задачи аппроксимации исследуемой функции с помощью линейной комбинации элементарных функций. В этом случае задача определения траектории сводится к определению коэффициентов связи по имеющимся измерениям. Достоинствами задачи об аппроксимации функции в среднеквадратичном смысле с помощью нерекуррентного алгоритма обучения и модифицированного метода Гаусса являются ее априорная разрешимость, а так же наличие селективных свойств алгоритма.

В рамках СОТ сформулированы, решены и апробированы на реальных данных следующие задачи'

- оценка результирующих значений регулирующих эффектов нагрузки ЭЭС;

- оценка величин нерегулярных составляющих потребления энергосистем, узлов и нагрузок элементов сети;

- идентификация параметров эквивалента части ЭЭС, примыкающая к узлу и к группе узлов и др.

Оценка результирующих значений регулирующих эффектов нагрузки энергосистем и узлов выполняется путем идентификации параметров уравнения (23) на интервале моделирования Тт по измерениям мощности и частоты:

Д'„ДО) = Яо+<У/ + агг] +a3f(ti) + a4f2(t,), (23)

где t, еГм = {*„г2,...,и, f(t,)eFm = {/СА/(<Д->ДО};

В качестве примера определены значения регулирующих эффектов нагрузки и генерации по частоте с учетом фактического изменения напряжения

при возникновении небаланса мощности порядка 2000 МВт ЕЭС для Башкирской (БЭ) и Челябинской (ЧЭ) энергосистем, а также и объединенной энергосистемы Урала (ОЭС). Эти характеристики определены по данным, зарегистрированным в импульс-архиве КИО ОЭС Урала длительностью 17 минут.

Характеристики отклонений моделей вида (23) от "фактических" значений для потребления и генерации БЭ, ЧЭ и ГУЭ приведены в табл. 2.

Таблица 2,

ээс Параметр ЭЭС База, МВт Характеристики отклонений

МВт %

среднее СКО среднее СКО

БЭ генерация 2336 3.361 10.219 0.144 0.437

потребление 2323 0.909 31.331 0.039 1.349

ЧЭ генерация 2210 -2.296 13.241 -0.104 0.599

потребление 2928 -4.252 26.581 -0.145 0.908

ОЭС генерация 12625 4.958 33.449 0.036 0.265

потребление 13759 -9.682 62.286 -0.070 0.453

Из (23) следует, что сР/= а3 + 2, и тогда

ка = (дР / #-)(/в / />) = (а3 + 2а4/()/6 / Р6, (24)

где Рб,/в - базовые значения мощности и частоты.

В табл. 3. приведены значения коэффициентов крутизны статической характеристики мощности энергосистемы по частоте (СХЧ) в момент после начала возмущения при частоте 49.91 Гц (кл), через 1 минуту (ксЛ), через две минуты (ка) и через три минуты (кс3), а также средние значения коэффициентов крутизны СХЧ за одну (к^\), две (ксо+г) и три минуты (к^3).

Таблица 3.

Наименование База, МВт ксО К\ ка ксъ к^ 1 ксО+2 ксо^

Потр. ОЭС 13759 3,465 2,801 2,669 2,625 3,010 2,870 2,780

Ген. ОЭС 12625 -0,146 -1,362 -7,440 0,260 -3,:272 -1,985 -1,340

Потр. БЭ 2323 -9,480 5,330 8,292 9,279 0,675 3,811 5,382

Ген. БЭ 2336 -11,098 -2,163 -0,376 0,220 -4,971 -3,079 -2,132

Потр. ЧЭ 2928 8,742 2,800 1,612 1,216 4,667 3,410 2,779

Ген. ЧЭ 718 -8,710 -1,529 -0,093 0,386 -3,786 -2,266 -1,504

Регулирующий эффект нагрузки по частоте кндля конкретного узла может быть выделен путем учета в (23) значений напряжения в узле на интервале моделирования:

Р(?,. /С,), Щ)) = «о + + + «з/С,) + а«/2 (О + ) + С,) • (25)

Величины нерегулярных составляющих процессов изменения параметров электрического режима для различных состояний ЭЭС имеют самостоятельное значение при решении целого ряда задач управления электрическими режимами. Например, текущие величины нерегулярных колебаний параметра целесообразно использовать в качестве меры при формализации процедур оценки величины вероятной ошибки прогноза, диагностики сбоев в системе измерения и сбора ТИ, оценки диапазона возможных изменений параметра в характерных режимах и др.

Если рассматривать изменения параметра во времени как наложение его траектории и нерегулярной составляющей на рассматриваемом интервале времени Тт, как это показано выше, то нерегулярная составляющая включает в себя нерегулярные колебания параметра, а также погрешности системы сбора и формирования информации. Собственно нерегулярные колебания параметра обусловлены наличием случайных факторов при формировании инъекций в узлах ЭЭС, реакцией систем регулирования и управляющих действий эксплуатационного персонала. Погрешности значений ТИ, содержащихся в текущих архивах, обусловлены погрешностями в первичных преобразователях, трактах измерения, квантованием и задержками времени при их передачи от места измерения до места формирования архива. Разделять их нецелесообразно, так как управление электрическими режимами производится именно на основании этих данных.

Вопрос определения нерегулярной составляющей неразрывно связан с тем технологическим процессом, где используются ее значения. Так, при краткосрочном управлении электрическими режимами ЭЭС интервалом моделирования являются сутки (Т„,(ю = 24 ч). Для оперативного управления интервал моделирования определяется максимальными интервалами задержки при выполнении команд диспетчера (Гж(0)= 20-60 мин). Возможен выбор и иных значений Т„ф), если это обусловлено интервалами стационарности нерегулярной составляющей для конкретных параметров в конкретных условиях или технологией решения задач управления электрическими режимами.

Значения нерегулярных составляющих целесообразно получать как разность собственно измерений параметра и его регулярной составляющей на интервале Тт.

В качестве моделей описания траектории изменения параметра, как показано в главе 1, целесообразно применять следующие:

- на интервале оперативного управления ортогональный полином Лежан-дра 2-3-й степени (3) или многочлен той же степени;

- на суточном интервале ограниченный ряд Фурье (4).

Исследования показали, что распределение значений нерегулярной составляющей при определении параметров траектории путем решения ап-проксимационной задачи вида (22) оказывается близким к нормальному закону с нулевым математическим ожиданием. Это позволяет использовать среднеквадратичное отклонение нерегулярной составляющей в качестве ме-

ры для решения вышеперечисленных задач. При необходимости легко определяются такие характеристики нерегулярных составляющих, как среднеквадратичные отклонения, моменты подобия и др.

Полученные таким путем характеристики нерегулярной составляющей отражают текущее состояние системы и ее параметров на интервалах их определения и не являются постоянными величинами, что подтверждается анализом текущих данных в процессе эксплуатации СМНУ.

Задача идентификации параметров эквивалента части ЭЭС, рассмотренная в главе 2, также может быть решена с применением задачи аппроксимации.

Согласно схеме замещения, приведенной на рис. 7, уравнение связи узла примыкания и эквивалентного на интервале моделирования имеет вид (16). Как и ранее предположим, что Яе и Хе остаются неизменными на рассматриваемом интервале времени Тт длительностью до одного часа. В этом случае эквивалентное напряжение ие следует рассматривать, как некоторую функцию времени, которая на таких интервалах времени может быть представлена многочленом низкой степени вида (17).

Уравнение (18) после простых преобразований оказывается полностью соответствующим виду (22) и, следовательно, определение его параметров может быть выполнено путем решения аппроксимационной задачи. Исходными данными здесь будут являться векторы измерения напряжения узла ((/(/)) и потоков активной (Р(ф и реактивной (0(1)) мощностей по примыкающей линии электропередачи для ? еГт = {г1,,^,...,/,„}. Если в главе 2 для решения задачи требовалось сформировать систему из 5 независимых уравнений, то здесь необходимо, чтобы в течение рассматриваемого интервала времени (Тт) электрический режим претерпел существенные изменения.

Идентификация параметров эквивалента, примыкающего к группе из п (/' = 1, 2, ..., п) узлов, может быть выполнена путем решения задачи аппроксимации с применением (18). Исходными данными здесь будут являться век-горы измерения напряжений узлов примыкания (£/,(0) и потоков активной '?,(?)) и реактивной (0,(0) мощностей по примыкающей линии электропередачи для I бГи = {'р^,...,^}.

Применение предложенного подхода и единого математического аппарата предоставляет возможность организации систематических исследований то идентификации на различных (характерных) интервалах времени следующих зависимостей:

■ статических частотных характеристик потребления ЭЭС, отдельных энергоузлов, отдельных турбоагрегатов, различных типов электростанций; • коэффициентов влияния (частотных эффектов) по отдельным межсистемным связям и сечениям;

характеристик изменения частоты ЭЭС при возникновении небаланса активной мощности на длительных интервалах времени (10-15 мин);

- коэффициентов чувствительности режимных параметров вида dxjdxjy используемых в системе обработки ТИ;

- нерегулярных составляющих перетоков активной мощности на межсистемных связях ОЭС и ЭЭС по сечениям и отдельным линиям;

- величины и распределение во времени набросов (сбросов) активной и реактивной мощностей на электростанциях и системообразующих связях;

- фактического снижения во времени потребления по энергорайонам, ЭЭС и ОЭС в целом при сбросе потребления системной автоматикой и других подобных задач.

Не вызывает сомнения, что эта информация полезна для более полного представления ЭЭС в качестве объекта управления.

4. Методы определении интегральных характеристик узловых нагрузок и потерь электроэнергии в системообразующих сетях

Для решения задач долгосрочного планирования и ретроспективного анализа электрических режимов на больших интервалах времени (неделя, месяц и более), а также в проектной практике целесообразно использовать вероятностно-статистические характеристики узловых нагрузок, а именно их средние значения и корреляционные моменты подобия.

Нагрузки узлов ЭЭС неоднородны как по характеру своего поведения и величинам, так и по объему имеющейся о них информации. Исходя из этого, представляется целесообразным разделить по их характеру на три типа:

1) нагрузки межсистемных линий электропередачи и электростанции;

2) промышленные, коммунально-бытовые, сельскохозяйственные нагрузки и их комбинации с выраженной суточной периодичностью;

3) нагрузки магистральных тяговых подстанций и некоторых металлургических производств с резко переменным графиком.

Средние значения узловых мощностей в зависимости от целей решения задачи могут определяться по отпуску электроэнергии в узлах сети по соотношениям

р Л. о -Ик П6)

1 icp J. , \itcp J >

где Wpi, Wqi - отпуск электроэнергии, соответственно активной и реактивной энергии в /-м узле, измеренный приборами учета либо полученный на основании данных СМНУ, ССТИ и других информационных систем, а также данных перспективного планирования.

Множество корреляционных моментов подобия активных нагрузок (Мрр) удобно представить в виде матрицы, приведенной на рис. 8. При этом номера активных узлов упорядочить таким образом, чтобы в начале узлы

первого типа в количестве п1, затем второго типа (п2) и, наконец, третьего типа (пЗ).

п! п2 пЗ

Рис. 8. Структура матрицы корреляционных моментов активных нагрузок узлов

Аналогичный вид имеет матрица Mqq. Эти матрицы симметричны относительно диагонали, элементы которой содержат среднеквадратичные отклонения нагрузок узлов. Матрица же Mpq не является симметричной. В ряде публикаций показано, что нагрузки узлов, отнесенных к третьему типу, можно считать независимыми и распределенными на Тт по нормальному закону распределения. Тогда для матриц МРР и Mqq подматрицы I-III и II-III будут нулевыми, а в III-III будут присутствовать только диагональные члены. В матрице Mpq подматрицы I-III, II-III и III-III также будут нулевыми. Таким образом, для большинства случаев вычисление матриц моментов подобия сводится к определению корреляционных моментов подобия в подматрицах I-I, 1-II, II-II и диагональных элементов.

Корректное представление поведения нагрузок для определения корреляционных связей между ними - методологически сложная задача в силу того, что нагрузка каждого узла является в общем случае самостоятельным нестационарным процессом. При этом значения нагрузок для ряда узлов ЭЭС и в настоящее время регистрируются персоналом не одновременно и в ограниченном объеме. Это главным образом относится к нагрузкам узлов второго и гретьего типов. Частично эта информация может быть восстановлена по результатам работы программ оценки состояния.

При определении ИХН узлов в основу разработок положен принцип максимального использования имеющейся в ЭЭС информации о нагрузках узлов. Применяемые в СМНУ сбалансированные и непрерывные во времени модели позволили согласовать первичные данные и определить корреляци-энные моменты подобия нагрузок узлов различных типов.

В качестве модели нагрузки узлов, относящихся к первому типу, ис-юльзована кусочно-постоянная аппроксимация этих нагрузок в течение всего расчетного периода с минимальным интервалом регистрации измерений в 1рхивах КИО, как это принято в эксплуатационной практике ЭЭС. Получение ИХН узлов этой группы на основе такой исходной информации не вызы-зает трудностей.

Корреляционные моменты подобия подматрицы I-I определяются из

ni п2 пЗ

I-I 1-й I-III

IM II-II II-III

III-I III-II III-III

Имея в СМНУ сбалансированные модели нагрузок узлов сети, определяем элементы подматрицы П-П матрицы Мрр как 1 *

Мры + ВиВл) + рчсг,аока . (28)

/ 1/-1

В силу стабильного характера поведения нагрузок второго типа представляется возможным восстановить процесс их изменения в течение всего расчетного периода на основании имеющейся информации и тем самым преодолеть неоднородность существующей информации о нагрузках первого и второго типов:

Кп ={Тт)-1)иР)Г('1) + Р?°ЛС1,, (29)

где /- значение периодической составляющей модели нагрузки узла второго типа в момент времени О;

рП1 - коэффициент корреляции несистематической случайной составляющей суммарного графика нагрузки ЭЭС и нагрузки / -го узла первого типа.

Элементы матриц М^ и Л^С определяются из аналогично.

Оценка экономичности функционирования ЭЭС производится путем анализа основных технико-экономических показателей, среди которых особое место занимает такой показатель, как потери энергии в электрических сетях. Целью анализа потерь электроэнергии является разработка мероприятий по их снижению и увеличению эффективности использования оборудования.

При разработке методов определения потерь электроэнергии в задачах управления ЭЭС необходимо учитывать следующие обстоятельства: функциональную и временную иерархию, структуру сети системы и режимы её работы, а также согласованность со смежными задачами управления режимами рассматриваемого и соседних уровней управления по исходной и результирующей информации.

Особенностью расчетов потерь энергии в системообразующих электрических сетях ЭЭС на больших интервалах времени является то, что потери энергии в любом элементе сети являются функцией нагрузки всех узлов сети в течение расчетного периода, в то время как отсутствует специально предусмотренная для проведения таких расчетов информация. Поэтому для решения задачи приходится использовать информацию о режиме сети, предназначенную для других целей, например данные о выработке, реализации и обороте электроэнергии, контроле перегрузки оборудования, информацию для оперативного управления ЭЭС и другую. Иными словами, информация о нагрузках узлов является неполной и неоднородной. Так, для сетей ЕЭС и ОЭС информация о нагрузках элементов сети и уровнях напряжения регистрируется в КИО в соответствии с принятой структурой баз данных. В сетях ЭЭС низкого напряжения информация о режиме фиксируется в течение нескольких суток месяца или, наиболее частный случай, только в сутки кон-

трольных измерений зимнего максимума и летнего минимума с интервалами измерений 1-8 часов. В распределительных сетях информация о режиме их работы обычно ограничена суточными измерениями в дни зимнего максимума и летнего минимума. Это обстоятельство выдвигает на первый план задачу согласования исходной информации, необходимой для проведения расчетов и учета различной степени ее достоверности на различных уровнях управления ЭЭС. Вариантом ее решения является формирование ИХН узлов с помощью методов, приведенных выше.

В условиях функционирования ЭЭС необходимо иметь методы расчета потерь, позволяющие с достаточной точностью проводить анализ существующих потерь энергии в сети и её элементах, выявлять "очаги" потерь и организовывать вариантные расчеты с целью определения эффективности мероприятий по их снижению.

Анализ применяемых в настоящее время методов расчета потерь в системообразующих электрических сетях ЭЭС показал, что они не вполне удовлетворяют всем необходимым требованиям комплексного решения задачи. Для исследования основных характеристик режимов нагрузки и степени их влияния на величину потерь электроэнергии, а также выполнения количест-зенной оценки погрешностей применяемых и разработанных методов (см. габл. 4) синтезирована тестовая модель интегрального режима ЭЭС. Тестовая иодель состоит из схемы сети кольцевой структуры (28 узлов напряжением 500, 220 и 110 кВ, 15 ЛЭП и 14 трансформаторов) и контрольного набора шектрических режимов. В 13 узлах схемы заданы реальные графики мощности: в 4 узлах - это графики межсистемных перетоков и электростанций, в 7 узлах - промышленных предприятий и в одном узле - постоянная нагрузка. Расчетный период составил 4 месяца (122 суток).

Разработаны обладающие высокой точностью два метода (5-я и 7-я ко-юнки табл. 4) определения потерь электроэнергии на больших интервалах фемени применительно к системообразующей электрической сети ЭЭС и её шементам. Эти методы обеспечивают возможность организации вариантных эасчетов с целью разработки и технико-экономического обоснования меро-фиятий по снижению потерь. Особенностью разработанных методов являет-;я обеспечение балансов по энергии в сети ЭЭС на расчетном интервале вре-лени.

Метод и алгоритм расчета потерь электроэнергии в сетях изолирований энергосистемы (5-я колонка табл. 4). Потери энергии в элементе схемы ¡амещения за расчетный период определяются по соотношению:

-де Ли - величина /-го интервала разбиения; Т - величина расчетного периода количество суток); Ис - количество измерений нагрузок в сутки контрольных «мерений.

he

(30)

Таблица•

Показатели Погрешности методов, %

1 2 3 4 5 6 7

а) минимальное зна- 0 78 1.07 2.88 0.18 0.15 0.44 0.1

£ чение

я б) максимальное зна- 98.20 98.40 98.69 122.84 82.30 64.85 7.8:

к чение

ь и в) минимальное среди 0.78 1.07 4.01 0.32 0.15 0.44 0.1'

и н элементов с потерями

X <и более 100 тыс. кВт. ч.

<и г) максимальное среди 48.35 44.75 50.01 91.17 67.62 17.35 7.6'

т о элементов с потерями

более 100 тыс. кВт. ч

X г а) 110 кВ 47.6СМ 34.96 22.13 24.67 1.22 14.67 1.7(

б) 220 кВ 6.90 7.13 16.82 12.43 8.87 2.64 2.5'

< < в) 500 кВ 31.88 32.39 38.05 5.80 0.32 4.29 5.1:

АД IV:гти 14.02 14.62 11.37 7.24 4.19 0.82 2.9!

МИ7« 0.68 1.12 1.12 1.53 2.48 - о.з:

Методы определения потерь ЭЭ:

1 - характерных режимов (по четырем режимам);

2 - характерных режимов (по восьми режимам);

3 - характерных суток;

4 - расчета потерь энергии по средним нагрузкам;

5 - скорректированных по энергии нагрузок узлов сети;

6 - статистический метод главных компонент определения интегральны? характеристик режима;

7 - расчета потерь по интегральным характеристикам нагрузок узлов.

Условие баланса по энергии в узле схемы сети обеспечивается соотношениями

Ьс Ьс р ЦТ

р„ы, , щ = г^р^дг, и р^ор=-У-, (31)

/=1 1 ¡сут

где \¥1 - электроэнергия, потребленная (генерированная) в ¡-ом узле за Т суток, МВт ч;

Рцкор - скорректированная величина нагрузки в /-м узле в7-й час, МВт; ^сут - электроэнергия, потребленная (генерированная) в г-м узле за сутки, в которые производились измерения, и определяемая по

Ис

Щ^РЛЬ. (32)

1-1

Таким образом, ЛWj определяется в результате расчета серии установившихся режимов при приложении в узлах, скорректированных согласно (31) значениям нагрузок узлов в сутки контрольных измерений.

(33)

/=1 ы

Напряжение балансирующего узла при этом задается суточным графиком среднечасовых значений за расчетный период.

Низкая точность определения величины потерь электроэнергии в элементах сети ранее разработанными методами, а также наличие информации о параметрах режима основных элементов сети в доступном для обработки виде послужили причиной разработки качественно нового метода расчета потерь электроэнергии. Этот метод (7-я колонка табл. 4) предназначен для применения в системообразующих сетях энергосистемы, работающей в составе ОЭС, и базируется на применении ИХН узлов.

Метод основан на том, что потери электроэнергии в элементе схемы замещения за расчетный период Г рассматриваются как случайная величина, представляющая собой функционал от реализации случайных процессов нагрузок в узлах сети. Процессы изменения нагрузок удобно представить интегральными характеристиками - средними значениями, среднеквадратичными отклонениями и взаимными моментами подобия мощностей нагрузок узлов.

+Q, (0 & (0) cos St (0 - 2 Р, (t)Q„ (/) Sin 5Л (/)] - (34)

- (а А + Ъ, U)Pt(t) + Q, ш (/)) sin St (t) -

-2/J(0ft(0cos£j(0]}A, где - U,(t) - величина модуля вектора напряжения узла i в момент времени

P,(t),Q¡(t) - соответственно активная и реактивная мощности узла i в момент времени t; S¡k(t) - угол сдвига фаз U,(t) и Urft) в момент времени t.

- \ (р,т (о+а «а сш w-w (оа тк wj - (з 5)

- в,к, цр,т о+а (оа см* о - 2Р, «а о+р, (оа «tä «]

Заменяя P,(t) и 0,(1) их статистическими характеристиками на [0,7] и аппроксимируя компоненты, зависящие от углов <5,разложением в ряд Тейло-эа в окрестности средних значений параметров режима P¡cp, 0¡cp, Sitcp,

получим

щ * т{[ы^(рср> а,) - дс,лР)+ 1

+ 2 Мш(Р,срРкср + (¿,сДкср) - МР,дк5Лср +

+ МРЛ (+ &ср ) + Ме1Я (<2ксрё1кср + Ркср )) +

1 1

+ В1к)(-- МугАср - 2 ме^р + Мяа[Р,ср<21ср -

- мР,ек$1р + мР,а(Ркср + <2ксрз1кср)+мел (дкср+Ркср81кср)))]}.

В результате анализа величин, составляющих выражение (36), установ лено, что (Мрр+М(2о) по своей величине значительно превышает слагаемы при Ай/ во вторых квадратных скобках, а Мру соответственно больше слагае мых при Вщ. Это позволяет сделать предположение о весьма малой поправке вносимой в (36) частью выражения во вторых квадратных скобках. Следова тельно, без существенной потери точности расчетов для определения потер электроэнергии в элементе схемы замещения сети можно использовать уп рощенное выражение

* ТАШср + ДД11-4— {А1к1{МР,Рк + ма&)-гвЛ]мР,&)1 (37)

4=1 и ,срикср

Определение потерь электроэнергии в элементе схемы замещени можно представить как расчет основной (детерминированной) и переменно] составляющих. Основная составляющая потерь, определяемая статистиче скими средними параметрами режима, соответствует потерям мощности рассматриваемом элементе в режиме со средними значениями мощностей узлах. Переменная составляющая образуется за счет взаимосвязанных изме нений нагрузки. Таким образом, для определения АИ^ за период времени следует рассчитать установившийся режим сети при приложении в узлах и средних мощностей и определить корреляционные моменты подобия мощне стей узлов.

Предложенный метод определения величины потерь электроэнерги! предусматривает использование любых наборов данных по нагрузкам имеющихся в настоящее время. При этом, применяя СМНУ, можно исполь зовать и не одновременно (в сечении времени для различных узлов) выпол ненные измерения.

Разработанные методические вопросы расчета потерь электроэнерги позволили получить практически реализуемые алгоритмы расчета потер! часть из которых уже широко применяется в эксплуатационной практике ря

1а энергосистем, ОДУ и ЦДУ ЕЭС России, а другая часть принята к внедре-шю.

Основной технико-экономический эффект выполненных исследований I разработок обеспечивается экономией энергоресурсов за счет проведения юлее точных расчетов при разработке и технико-экономическом обоснова-1ии мероприятий по снижению потерь электроэнергии, а также выявления шиболее эффективных из них. Помимо этого, предложенные методы и алго->итмы позволяют проводить качественный анализ структуры потерь энергии I электрических сетях и на его основе определять пути повышения эффектности управления развитием ЭЭС.

Предложенные решения задачи определения потерь электроэнергии [вляются этапом развития методов определения интегральных характеристик )ЭС с целью обеспечения формализации технико-экономического анализа в 'словиях изменяемости параметров и конфигурации схемы сети.

5. Информационно-измерительное обеспечение контроля качества электроэнергии

Вопросы формирования информации об электрическом режиме не могут досматриваться в отрыве от задачи контроля качества электрической энер-ии, так как значения параметров электрического режима (ПЭР) существенно ависят от ее качества. Так, в зависимости от вида применяемых средств из-1ерения (электромагнитные, цифровые), их конструкции и методов обработ-:и данных в цифровых приборах могут быть получены существенно отли-ающиеся результаты. Это относится и к измерениям действующих и ампли-удных значений тока и напряжения и, особенно, к измерению мощности. В 1аботах В. Г. Курбацкого показано, что уровень несинусоидальности кривой [апряжения с сетях 220 кВ в АО "Бурятэнерго" достигает 12.7%, а в боль-тнетве из обследованных ЭЭС находится в пределах от 9 до 2%. По изме-ениям, выполненным УГТУ на подстанции 500 кВ "МЭС Урала" установле-ю, что из-за несинусоидальности напряжения в 2.5% и тока в 7.7% разность [ри измерении цифровыми и электромагнитными приборами достигает по ктивной мощности 7.7%.

При исследовании электромагнитной обстановки в электрических се-ях общего назначения России, кроме несинусоидальности, несимметрии и тклонения частоты, были выявлены свойства электрической энергии, суще-твенно влияющие на определение ПКЭ и ПЭР, а именно наличие в "кривой" [апряжения:

непериодических и субгармонических составляющих достаточно высокого уровня вблизи нелинейных нагрузок;

бросков напряжения импульсного характера различной полярности длительностью как существенно меньшей (рис. 9), так и соизмеримой с периодом основной частоты;

- периодических модуляций основной частоты, обусловленных функционированием систем регулирования скорости на электростанциях;

- модуляций основной частоты, вызванных внезапным возникновением небалансов мощности.

Эги явления не только вызывают существенные искажения определяемых величин ГПСЭ и ПЭР, но и в ряде случаев саму возможность их определения. Рациональным путем решения этого вопроса является их идентификация и исключение из первичных данных , что обеспечивает определение ГЖЭ для контроля исполнения ГОСТа и корректное измерение ПЭР при существующем качестве электроэнергии.

Задача измерения ПКЭ как системы параметров и свойств электроэнергии была поставлена в начале 60-х годов. Первый государственный стандарт, устанавливающий нормы на ПКЭ, был введен в 1967 г. Через 20 лет его пересмотрели и ввели ГОСТ 13109-87. С 1999 г. действует ГОСТ 13109-97, гармонизированный с действующими в этой области стандартами МЭК и, в отличие от предыдущих стандартов, регламентирует не только требования к ПКЭ, но условия их измерения.

В течение этого времени предпринимались попытки создания соответствующих средств измерения. Только в последние годы независимыми разработчиками создан ряд приборов измерения ПКЭ на современной элементной базе. К их числу относятся: измеритель отклонения напряжения "ИЗОН" и гармоник "СИГ" (БИИ, г. Братск), ИВК «Омск» (МП «Энерготехнология», г. Омск), приборы серии П1ЖЭ (МГОУ, г. Москва), ЭРИС-КЭ (МЭИ, Москва) и др. В УГТУ для проведения научных исследований под руководством автора были разработаны и созданы специализированные приборы "Уран-100" (1994 г.) и "Уран-100 М" (1998 г.) для измерения ПКЭ и ПЭР в электрических сетях. Последний прошел испытания и утвержден как тип (сертификат об утверждении типа средств измерений 1Ш.Е.34.005.А № 6998). Эти приборы помимо прямого назначения использовались для апробации новых технологий формирования и обработки информации, а также исследований приведенных в данной работе.

В результате анализа условий выполнения измерений ПЭР и ПКЭ установлено, что ключевыми вопросами обеспечения их корректности являются:

1) идентификация динамических возмущений для выделения и регистрации содержащих эти возмущения первичных данных;

2) надежное определение периода гармонических колебаний основной частоты на интервалах времени, соизмеримых с периодом основной частоты при наличии помех в измеряемой сети.

При выполнении работы проводились теоретические и экспериментальные исследования с целью определения требований к условиям и средствам измерения ПКЭ, а так же ПЭР установившихся электрических режимов применяющихся для управления (амплитудные и действующие значения то кг и напряжения, активные, реактивные и полные мощности и пр.). Эти иссле-

ювания позволили разработать систему диагностики входных сигналов, 1существляющую идентификацию динамических возмущений во входных игналах и регистрацию (архивирование) фрагментов измерений с возмуще-1иями с точной привязкой к астрономическому времени (см. рис.9). Такая иформация, а также формируемые спорадически с задаваемым уровнем вантования графики действующих значений напряжения и позволяют реги-трировать динамические процессы в сетях.

.. \ ,"• /\ /'. , • / ;'

X X X \ / '. V V у \ X А А Д.

Г

Рис. 9. Возмущения в сети 0.38 кВ

Зарегистрированные возмущения содержат полезную информацию для ешения широкого круга исследовательских задач, диагностики состояния борудования, например, позволяют оценить одновременность срабатывания 1аз выключателя и др. (рис. 10).

Рис. 10. Отключение и включение трехфазной сети

При выполнении измерений ПКЭ и ПЭР в цифровых измерительных 1стемах предъявляются повышенные требования к методам и алгоритмам пределения частоты основной гармоники. При высоком уровне помех в тектрической сети, а также наличии модуляций частоты традиционные спо-збы ее определения, основанные на анализе перехода сигнала через ноль, не эеспечивают необходимой точности результатов. Разработанный метод пародической аппроксимации (МПА), предназначенный для определения

частоты основной гармоники при высоких уровнях электромагнитных гюме> в электрической сети и ограниченном объеме выборки, полностью обеспечивает решение этой задачи в реальных условиях. Метод основан на применении свободной параболической аппроксимации в зонах смежных экстремумов периодического сигнала с дальнейшим определением интервала межд) экстремумами аппроксимирующих парабол.

Результаты этих исследований и разработок использованы при создании специализированных приборов серии "Уран-100", хорошо себя зарекомендовавших как в исследовательской деятельности, так и при выполненш работ по контролю и анализу КЭ.

Заключение

Основным итогом диссертационной работы являются методически« положения и технические решения информационного обеспечения зада1 управления электрическими режимами, контроля качества и потерь электро энергии, обеспечивающие адаптацию применяемой модели к текущему шп исследуемому состоянию электроэнергетической системы.

Этот итог включает в себя следующие результаты:

1. Узловые нагрузки на заданных интервалах времени формируются 1 разработанной системе непрерывных во времени, сбалансированных ш мощности и энергии моделей нагрузок узлов. Эта система представляет со бой совокупность функционально и информационно связанных подсистек, формирования нагрузок узлов, их статистической идентификации, достове ризации, оперативного и краткосрочного прогноза нагрузок узлов и суммар ного потребления. В ней реализована единая концепция построения кратко срочного и оперативного прогноза узловых нагрузок на базе нелинейных ад дитивных моделей. Результаты краткосрочного прогноза используются прг формировании данных для прогноза в оперативном цикле управления.

2. Исследования поведения нагрузок позволили выявить общие закономерности и установить вид функциональных зависимостей для решения задач повышения их достоверности и прогнозирования. Используя метод декомпозиции на регулярную (тренд) и нерегулярную составляющие, определены виды моделей для трендов нагрузки в оперативггом и краткосрочном циклах управления как нелинейньге аддитивные функции, обладающие свойством ортогональности. Для оценки достоверности измеренных значений нагрузки в качестве меры принята ее нерегулярная составляющая.

3. Краткосрочный прогноз нагрузки в узлах осуществляется разработанным методом нелинейных связей. Коррекция краткосрочного прогноза нагрузки в оперативном цикле выполняется методом скользящих суток и обеспечивает определение текущего значения точки "притяжения" для оперативного прогноза с постоянным временем упреждения. Статистический анализ основных характеристик моделей нагрузок, применяемых СМНУ в

эставе КИО-3 ОЭС Урала, подтвердил, что разработанные методы удовле-воряют требованиям эксплуатационной практики.

4. Существенный резерв повышения эффективности методов управле-ия электрическими режимами находится в повышении точности задавае-ых параметров в схемах замещения электрической сети. Наибольший эф-ект при этом может быть получен при создании системы их адаптивной дентификации в режиме реального времени. Исследования показали, что [ироко внедряемые в настоящее время цифровые регистраторы аварийных роцессов, без ущерба для прямого назначения, могут обеспечить решение щачи определения текущих параметров электрической схемы замещения и 1ектрического режима.

5. Показано, что в задачах оперативного управления и противоаварий-эй автоматики возможно применение упрощенных схем замещения ЛЭП эи условии, что эти параметры адаптируются к текущему состоянию. Опре-;ление параметров такой схемы сводится к решению системы двух уравне-1Й квадратичной формы, составленных для двух различных электрических жимов. При применении Г- и П - образных схем замещения количество )авнений системы увеличивается в соответствии с числом определяемых фаметров.

6. Задача идентификации параметров схемы замещения трансформато-1 (автотрансформатора) имеет такие основные особенности, как локальное ^положение мест измерения и наличие АРГТН. Для трансформаторов без РПН применим метод идентификации их параметров, разработанный для ший электропередачи. Определение параметров трансформаторов с АРПН зедложено выполнять итерационными методами в составе математического ¡еспечения МЦРЭС по значениям амплитуд и углов фазных напряжения и 1ка, измеренных на вводах трансформатора. При этом время формирования 1нных для расчета с помощью МЦРЭС ограничивается длительностью од->го периода основной частоты.

7. Предложен метод определения параметров эквивалента части ЭЭС, »имыкающей к узлу, по измерениям напряжения в узле и мощности по при-единению. При этом полагается, что эквивалентное сопротивление на ог-ниченном интервале времени неизменно, а эквивалентное напряжение >едставлено полиномом низкой степени. Для случая, когда ненаблюдаемая сть ЭЭС примыкает к группе узлов, получены соотношения для определе-1я параметров эквивалентных сопротивлений примыкающих линий при по-иомиальной модели эквивалентного напряжения.

8. Определяемые предложенными методами значения параметров схе-л замещения следует рассматривать как случайные величины. Многократ->е определение для различных ситуаций позволит получить вероятные знания этих параметров для характерных режимов и оценить основные стати-ические характеристики погрешностей при их задании. Эти методы позво-ют полностью формализовать процедуры идентификации параметров эле-

ментов схемы замещения электрической сети, что обеспечивает возможност: ее адаптации к текущему состоянию.

9. Предложен унифицированный подход решения задач идентификации свойств и характеристик параметров ЭЭС на основе решения задачи об аппроксимации функций, реализованный как Система Обслуживания Технолога в составе КИО ОДУ Урала. Показано, что эта задача применительно к ЭЭС идентична задаче аппроксимации условно-зависимого параметра на рассматриваемом интервале моделирования через условно-независимые параметры по согласованным измерениям. При этом вид функциональных связей задается простейшими гладкими функциями в соответствии с известным или предполагаемым характером этих зависимостей как аддитивная функция (многопараметрическая модель). Решение задачи сводится к определению параметров этой модели по фактическим значениям участвующих параметров на интервалах моделирования.

10. Возможности применения СОТ для решения реальных вопросов показаны на решении задач оценки результирующих значений регулирующих эффектов потребления и генерации ЭЭС, величин нерегулярных составляющих потребления энергосистем, узлов и нагрузок элементов сети, идентификации параметров эквивалента части ЭЭС, примыкающей к узлу. Важнейшей сферой применения СОТ является разработка и апробация новых методов и алгоритмов идентификации характеристик и параметров системы для последующего их включения в математическое обеспечение контура оперативного управления. Применение этой системы также возможно при исследовании широкого круга сложных многофункциональных систем с непрерывными технологическими процессами и имеющими автоматическую регистрацию информации о их состоянии (режиме).

11. Для адекватного представления узловых нагрузок на интервалах времени, соответствующих задачам долгосрочного планирования и ретроспективного анализа электрических режимов на больших интервалах времени, целесообразно применять вероятностно - статистические модели. Предложены методы идентификации параметров таких моделей (интегральных характеристик нагрузок узлов) в условиях неполноты и неоднородности имеющейся исходной информации с использованием данных СМНУ.

12. Важнейшими условиями оценки эффективности мероприятий по снижению потерь электроэнергии являются возможность организации вариантных расчетов и высокая точность определения величины потерь в элементах сети. Разработанные методы расчета потерь электроэнергии в системообразующих сетях для изолированных ЭЭС (скорректированных по энергии нагрузок узлов) и систем, работающих в составе ОЭС (по интегральным характеристикам нагрузок узлов), полностью отвечают указанным требованиям.

13. Вопросы формирования информации об электрическом режиме не могут рассматриваться в отрыве от задачи контроля качества электрической

нергии, так как значения параметров электрического режима существенно ависят от ее качества. В результате анализа условий выполнения измерений 1ЭР и ПКЭ установлено, что ключевыми вопросами обеспечения корректно-ги их определения являются:

1) идентификация динамических возмущений для выделения и регистрации содержащих эти возмущения фрагментов первичных данных;

2) надежное определение периода гармонических колебаний основной частоты на интервалах времени, соизмеримых с периодом основной частоты при наличии высокого уровня помех в измеряемой сети.

14. Выполненные исследования позволили разработать систему диаг-остики, осуществляющую идентификацию динамических возмущений во ходных сигналах и регистрацию (архивирование) этих фрагментов измере-ий с привязкой к астрономическому времени, а также разработать новый [етод, предназначенный для определения частоты основной гармоники при ысоких уровнях электромагнитных помех в электрической сети и ограни-енном объеме выборки. Метод основан на применении свободной парабо-ической аппроксимации в зонах смежных экстремумов периодического игнала с дальнейшим определением интервала между экстремумами ап-роксимирующих парабол.

15. Для проведения научных исследований были разработаны и созда-ы специализированные приборы "Уран-100" (1994г.) и "Уран-100 М" 1998г.) для измерения ПКЭ и ПЭР в электрических сетях. Последний про-лел испытания и на него имеется сертификат об утверждении типа средств змерений RU.E.34.005.A№ 6998.

Основное содержание диссертации представлено в работах:

Временная инструкция по расчету и анализу потерь электроэнергии в лектрических сетях энергосистем / A.C. Бердин, В.Н. Казанцев, Ю.М. Ком-ев, И.С. Щербаков. М.: СПО ОРГРЭС, 1976.

Информационное и методическое обеспечение задач расчета потерь нергии / A.C. Бердин, В.Н. Казанцев, Ю.М. Комлев, А.П. Шаманов // Тезисы окладов на всесоюзном семинаре". Пути снижения потерь электроэнергии в лектрических сетях" М.: СПО "Союзтехэнерго", 1979.

Комплекс программ по расчету потерь электроэнергии в электрических етях и постановка его в составе АСУ энергосистемы / A.C. Бердин, Ю.М. !омлев, В.Д. Лошаков // Тезисы докладов на всесоюзном семинаре "Пути нижения потерь электроэнергии в электрических сетях". М.: СПО Союзтех-нерго,1979.

Отклик на статью А.З. Красновского, В.Г. Пекелиса, Л.П. Анисимова, [.3. Шапиро "Планирование потерь энергии в электрических сетях" / Бердин L.C., Казанцев В.Н., Комлев Ю.М. и др.// Электрические станции, 1980, №10.

Определение потерь энергии по интегральным характеристикам н грузки / A.C. Берлин, В.Н. Казанцев, А.И. Мухачев, А.П. Шаманов. Деп. ВИНИТИ 03.11.81, вып.2 д/807.

Расчет и анализ потерь энергии в электрических сетях / A.C. Берди В.Н. Казанцев и др. // Электрические станции, 1981, № 7.

Бердин А. С. Система моделей нагрузок узлов для определения их и тегральных характеристик. // Применение математических методов и вычи лительной техники в энергосистемах: Межвузовский сборник. Свердлове УПИ, 1982.

Бердин A.C., Юрлов A.B. Моделирование нагрузок узлов для опрел ления их интегральных характеристик в условиях функционирования ОИК Расчет и анализ потерь электроэнергии в электрических сетях и мероприят] по их снижению: Тезисы докладов Всесоюзного совещания М.: СПО "Сок техэнерго", 1982.

Определение потерь энергии в замкнутых сетях энергосистем в уел виях неполноты информации / A.C. Бердин, В.Н. Казанцев и др. // Электр чество 1983, №3.

Бердин A.C., Порошин В.И. Оперативный прогноз нагрузок энергоси тем по нелинейным моделям Деп. в ВИНИТИ 14.07.87, вып. 11, №2633-эн.

Бердин A.C., Калита В. В. Регистрация и анализ свойств параметр! режима с помощью нелинейных фильтров. Деп. в ВИНИТИ 14.11.88, вып. №2831-эн88.

Бердин A.C., Порошин В.И. Прогноз режимных параметров при опер тивной оптимизации режима ОЭС по активной мощности. // Информацио ное обеспечение задач реального времени в диспетчерском управлени Часть 2: Программные разработки: Труды 9-й научной конференции. Кауна Вильнюс: ЦНТИ, 1989.

Бердин A.C., Шубин Н.Г. Оценка статических характеристик по част те нагрузок энергосистем для задач оперативного управления // Разработ методов и средств экономии электроэнергии в электрических системах и си темах электроснабжения и транспорта: Тезисы докладов Всесоюзной научн технической конференции: ЮМЗ. Днепропетровск: 1990.

Бердин A.C., Шубин Н.Г. Оценка эксплуатационных характеристик п раметров эквивалентов частей энергосистем // Моделирование электроэне гетических систем: Труды 10-й научной конференции. Вильнюс: ИФТПЭ А Литвы Ротапринт ЛИИ, 1991.

Бердин A.C., Порошин В.И., Шубин Н.Г. Система моделей нагрузи узлов ЭЭС для задач контура оперативного управления электрическими р жимами. // Моделирование электроэнергетических систем: Труды 10-й нау ной конференции. Вильнюс: ИФТПЭ АН Литвы Ротапринт ЛИИ, 1991.

Информационное обеспечение задач краткосрочного и оперативно управления электрическими режимами / П.И. Бартоломей, A.C. Бердин, С. Демидов, П.А. Крючков и др. // Повышение эффективности производства

спользования энергии в условиях Сибири: Тезисы докладов Всероссийской аучно-технической конференции Иркутск, 1994.

Принципы построения системы обслуживания технолога в составе :ИО-95 ОДУ Урала / A.C. Бердин, С.И. Демидов, А.Т. Демчук и др. // Со-ременные проблемы энергетики, электромеханики и электротехнологии, [асть 1. Электроэнергетика и преобразовательная техника: Вестник Ураль-кого гос. технического университета Екатеринбург: УГТУ, 1995.

Организация управления качеством электроэнергии в АО "Свердлов-нерго" / A.B. Бабин, A.C. Бердин, О.Д. Молчан и др. // Современные про-лемы энергетики, электромеханики и электротехнологии. Часть 1 Электро-иергетика и преобразовательная техника: Вестник Уральского гос. техниче-кого университета Екатеринбург: УГТУ, 1995.

Методика контроля и анализа качества электрической энергии в элек-эических сетях общего назначения / Бердин A.C., Алексеев A.A., Загор-<ийЯ.Т., Никифорова В.Н. Москва-Екатеринбург: НИЧ УГТУ, 1995.

Заявка на изобретение № 99103456. Способ определения частоты ос-эвной гармоники периодического сигнала / A.C. Бердин, Ю.И. Дидик. Заявлю 01.03.99.

Алексеев A.A., Бердии A.C., Дидик Ю.И. Показатели качества электричкой энергии на объектах учета: Общие требования к методикам выполне-1Я измерений / Государственная система обеспечения единства измерений, тверждена УНИИМ 30.12.98. Зарегистрирована ВНИИМС 01.03.99. И2536.

Bartolomey P. I., Berdin A. S., Krioutclikov P. A. The load processing and odels system // Proceedings of the Ural-Electro project. University of GENT. ENT, 1997. pp. 8- 14.

Универсальный регистратор-анализатор качества электрической энер-ш "Уран-ЮОМ": Методика поверки / A.A., Алексеев, A.C. Бердин, Ю.И. идик, А.П. Старцев // Государственная система обеспечения единства изменит. Утверждена УНИИМ 30.05.99. Зарегистрирована ВНИИМС 01.08.99. И 2551.32 с.

Бердин А. С., Суворов A.A., Шелюг С. Н. Адаптивные методы иденти-икации эквивалентных параметров электрической сети // Энергетика: эко->гия, надежность, безопасность: Материалы докладов пятой всероссийской |учно-технической конференции. Томск: 1999.

Бердин A.C., Крючков П.А. Формирование параметров модели ЭЭС [я управления электрическими режимами. Екатеринбург: УГТУ, 2000.107 с.

)дписано в печать 20.04.2000

мага писчая Офсетная печать

1. Изд. Л. 2.39_Тираж 100_Заказ

120

Формат 60x84 1/16 Усл. Печ. л. 2.56 Бесплатно

Издательство УГТУ 620002, Екатеринбург, Мира 19

Ризография НИЧ УГТУ 620002, г. Екатеринбург, Мира, 19

СИСТЕМА МОДЕЛЕЙ УЗЛОВЫХ НАГРУЗОК И СУММАРНЫХ

1.1. НАГРУЗКИ УЗЛОВ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ МЕТОДЫ ИХ РАСЧЕТА .

1.2. ФОРМИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ НАГРУЗОК В СМНУ.

1.2.1. Базовая и распределенная системы моделей нагрузок узлов, их структура.'.

1.2.2. Расчет нагрузок узлов по данным телеметрии.

1.2.3. Требования к методам моделирования нагрузок.

1.2.4. Реализация подсистемы формирования нагрузок узлов . .

1.3. МОДЕЛИ НАГРУЗКИ ДЛЯ ОПЕРАТИВНОГО И КРАТКОСРОЧНОГО УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМИ РЕЖИМАМИ .

1.3.1. Моделирование нагрузки узла.

1.3.2. Идентификация параметров моделей нагрузок узлов

1.3.3. Выбор и обоснование моделей нагрузок на разных интервалах управления .

1.3.4.Баланс узловых нагрузок электрической сети по мощности и энергии .

1.3.5. Исследование параметров нелинейных моделей узловых нагрузок на длительных интервалах времени.

1.4. ОПЕРАТИВНЫЙ И КРАТКОСРОЧНЫЙ ПРОГНОЗ НАГРУЗОК ЭЭС.

1.4.1. Прогноз нагрузок на базе нелинейных аддитивных моделей .

1.4.2. Краткосрочный прогноз нагрузки методом нелинейных связей .

1.4.3. Оперативный прогноз нагрузок.

1.4.4. Исследование погрешностей прогнозных значений нагрузок узлов .

1.5 ВЫВОДЫ.

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩИХ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕМЕНТОВ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ДЛЯ ЗАДАЧ УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМИ РЕЖИМАМИ

2.1 ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕМЕНТОВ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.

2.2. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ.

2.3. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.

2.4. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ЭКВИВАЛЕНТА ЧАСТИ ЭЭС.

2.5. ВЫВОДЫ.

ПРИМЕНЕНИЕ ЗАДАЧИ ОБ АППРОКСИМАЦИИ ФУНКЦИЙ ДЛЯ ИДЕНТИФИКАЦИИ ПАРАМЕТРОВ И ХАРАКТЕРИСТИК ЭЭС

3.1. ПАРАМЕТРЫ И ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЭС.

3.2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ МОДЕЛИ.

3.3. ОЦЕНКА СТАТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЭНЕРГОСИСТЕМ И УЗЛОВ НАГРУЗКИ.

3.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ НЕРЕГУЛЯРНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ НАГРУЗОК.

3.5. ПРИМЕНЕНИЕ ЗАДАЧИ ОБ АППРОКСИМАЦИИ ДЛЯ ИДЕНТИФИКАЦИИ ПАРАМЕТРОВ ЭКВИВАЛЕНТА ЧАСТИ ЭЭС.

3.6. ВЫВОДЫ.

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИНТЕГРАЛЬНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК УЗЛОВЫХ НАГРУЗОК И ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СИСТЕМООБРАЗУЮЩИХ СЕТЯХ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ

4.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИНТЕГРАЛЬНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НАГРУЗОК УЗЛОВ В УСЛОВИЯХ НЕПОЛНОТЫ И НЕОДНОРОДНОСТИ ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ.

4.1.1. Нагрузки узлов энергосистемы на больших интервалах времени, их моделирование.

4.1.2. Определение интегральных характеристик нагрузок узлов в условиях неполноты и неоднородности исходной информации.

4.1.3. Уточнение параметров моделей нагрузок узлов энергосистемы по критерию баланса среднеквадратичных отклонений.

4.2. АНАЛИЗ МЕТОДОВ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В СИСТЕМООБРАЗУЮЩИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ЭНЕРГОСИСТЕМ.

4.2.1. Постановка задачи расчета потерь электроэнергии, общая характеристика методов.-.

4.2.2. Анализ методов определения потерь электроэнергии. . . .

4.2.3. Результаты сравнения методов расчета потерь на тестовой модели.

4.3. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В СИСТЕМООБРАЗУЮЩИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ЭНЕРГОСИСТЕМ.

4.3.1. Метод и алгоритм расчета потерь электроэнергии в сетях изолированной энергосистемы.

4.3.2. Метод расчета потерь электроэнергии в системообразующих сетях энергосистемы работающей в составе ОЭС.

4.4. ВЫВОДЫ.

ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

5.1. ВЛИЯНИЕ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ЕЕ ПАРАМЕТРЫ.

5.2. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЧАСТОТЫ ОСНОВНОЙ ГАРМОНИКИ ПРИ ВЫСОКОМ УРОВНЕ ПОМЕХ.

ПРИЛОЖЕНИЕ 10

СОКРАЩЕНИЯ

АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления;

АРМ - автоматизированное рабочее место;

ЕЭС - единая энергетическая система;

КИО - комплекс информационного обслуживания;

КСП - краткосрочный прогноз;

ЛЭП - линия электропередачи;

МНС - метод нелинейных связей;

МПР - метод пропорционального распределения;

МСС - метод скользящих суток;

МЦРЭС - многоканальные цифровые регистраторы электрических сигналов;

НС - нерегулярная составляющая;

ОДУ - объединенное диспетчерское управление;

ОИК - оперативный информационный комплекс;

ОИУК - оперативно-информационный управляющий комплекс

ОКП - оперативный и краткосрочный прогноз;

ОС - оценивание состояния;

ОЭС - объединенная энергосистема;

ПКЭ - показатели качества электроэнергии;

ПТИ - псевдотелеизмерение;

ПЭР - параметры электрического режима;

СГН - суточный график нагрузок;

СИН - статистическая идентификация нагрузок;

СКО - среднеквадратическое отклонение;

СЛУ - система линейных уравнений;

СМНУ - система моделей нагрузок узлов;

ССТИ - система сбора телеинформации;

ТИ - телеизмерение;

ТПР - точка притяжения;

ДНУ - достоверизация нагрузок узлов;

ФНУ - формирование нагрузок узлов;

ЦДС - центральная диспетчерская служба энергосистемы;

ЦДУ - центральное диспетчерское управление;

ЦРАП - цифровой регистратор аварийных процессов;

ЭМС - электромагнитная совместимость;

ЭЭС - электроэнергетическая система.

ВВЕДЕНИЕ

Происходящие в последнее десятилетие в России экономические и структурные преобразования затронули все без исключения компоненты электроэнергетического комплекса страны. Изменились принципы взаимодействия участников электроэнергетического рынка (поставщиков с потребителями электроэнергии и электротехнического оборудования) и качественный состав потребления электроэнергии. Введенные новые нормативные документы (ГОСТ 13109-97 и др.), координирующие деятельность участников этого рынка по управлению качеством электрической энергии, радикально ужесточили требования к обеспечению ее качества.

В это же время произошло кардинальное обновление компьютерной техники и стандартных программных продуктов, что дало возможность существенно изменить подходы к организации информационного обеспечения задач управления качеством электроэнергии на всех его уровнях - от измерения первичных сигналов до многоуровневых интегрированных информационных систем, таких как автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС России.

Это привело к необходимости развития работ в направлении совершенствования технологии производства, передачи и распределения электрической энергии с целью обеспечения эффективности управления электрическими режимами электроэнергетических систем (ЭЭС) и их объединений (ОЭС) в новых условиях.

Важнейшими компонентами систем, обеспечивающих качество электроэнергии и снижение ее потерь, являются подсистемы управления электрическими режимами на все,\ этапах ее производства, передачи, распределения и потребления. Современные требования к таким подсистемам может удовлетворить развитие АСДУ в части управления электрическими режимами на базе информации, формируемой и адаптируемой к текущему состоянию ЭЭС в реальном времени.

Основными элементами систем обеспечивающих качество электроэнергии являются системы управления электрическими режимами на базе АСДУ. В связи с этим особую актуальность приобретает развитие подсистем АСДУ на базе информации, формируемой в реальном времени.

Значительный вклад в развитие теории и методов исследования задач управления электрическими режимами, повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь в электрических сетях внесли Д.А.Арзамасцев, Г.Т.Адонц, В.А.Баринов, Я.Б.Баркан, П.И.Бартоломей, Г.Я.Вагин, М.Х.Валдма, В.А.Веников, В.Э.Воротницкий, А.3.Гамм, И.И. Голуб, О.Т.Гераскин, В.М.Горнштейн, И.В.Жежеленко, Ю.С.Железко, В.Г.Журавлев, В.И.Идельчик, И.И.Карташев, В.Г.Китушин, Л.А.Крумм, В.Г.Курбацкий, В.З.Манусов, С.И.Паламарчук, М.Г.Портной, В.И.Розанов, Ю.Н.Руденко, В.А.Семенов, С.А.Совалов, В.А.Строев, Д.В.Тимофеев, Х.Ф.Фазылов, Т.А.Филиппова, А.Г.Фишов, Е.В.Цветков, Ю.В.Щербина и многие их коллеги.

Информационной базой таких подсистем являются модели электрической сети, состоящие из схем замещения и нагрузок ее узлов. Каждая модель должна быть адаптирована к специфике решаемой задачи в силу различия требований, предъявляемых к таким моделям на различных иерархических уровнях управления электрическими режимами. Как правило, эти требования снижаются для более низких уровней систем управления, что приводит к снижению качества информационного обеспечения модели. Это касается как данных о параметрах электрических режимов, так и данных о параметрах схемы замещения сети. Если в сетях 500 кВ имеется практически полная информация об уровнях напряжения и нагрузках присоединений распределительных устройств с ее регистрацией каждые 30 с и чаще, то в сетях 6-10 кВ это результаты разовых измерений в дни контрольных измерений. А в сети

0.4 кВ зачастую нет и этого. В задачах долгосрочного планирования применяются так называемые характерные режимы зимнего и летнего периодов.

Процесс изменения электрического режима обычно представляют последовательностью режимов с часовыми и более интервалами времени (в том числе и оптимизационных), что фактически соответствует кусочно-постоянной аппроксимации на таких интервалах. Оптимизация электрического режима при этом выполняется по мощности.

Что касается параметров элементов схемы замещения, применяемых в эксплуатации моделей, то их в подавляющем большинстве случаев определяют по справочным и паспортным данным и считают для линий электропередачи неизменными, а для трансформаторов в отдельных случаях варьируют только коэффициент трансформации.

В работах Гамма А. 3., Идельчика В. И., Паламарчука В. И. и других авторов показано, что погрешности при задании параметров схем замещения зависят от многих, в том числе существенно изменяющихся, факторов и для реальных объектов могут достигать значительных величин. Данные о распределениях ошибок при задании параметров схем замещения реальных объектов в литературе отсутствуют.

Основными научно-техническими направлениями развития информационного обеспечения задач управления являются определение и формирование параметров и характеристик электрического режима и элементов схемы замещения: а) на основе первичных данных о параметрах в режиме реального времени, определяемых с учетом реального качества электроэнергии; б) на интервалах времени, соответствующих автоматическому, оперативному и краткосрочному управлению электрическими режимами и долгосрочному планированию, представляя их непрерывными или вероятностными моделями. Под характеристиками электрического режима здесь понимаются некие обобщенные, интегральные или условные показатели или параметры, например баланс мощности, интегральные характеристики узловых нагрузок, потери электроэнергии, эквивалентные параметры и пр.

Развитие перечисленных направлений позволит перейти от дискретной модели представления ЭЭС к непрерывной во времени и создаст условия для эволюционного перехода на качественно новый уровень систем управления электрическими режимами, учитывающих траекторию перехода из одного состояния объекта управления в другое.

Имеющиеся и внедряемые в настоящее время технические средства, а также приводимые методы идентификации параметров и характеристик электрического режима и схем замещения, адаптирующие модель к реальному состоянию объекта, позволяют радикально изменить сложившееся положение путем создания единой информационной среды для технологических задач управления электрическими режимами.

Общая структура информационного обеспечения задач управления электрическими режимами, контроля качества и потерь электроэнергии ЭЭС приведена на рис. В.1. Там же показана роль в совершенствовании этой структуры предложенных в работе моделей и методов.

Актуальность проблемы. Современные условия выдвинули на передний план ряд ранее нерешенных вопросов формирования моделей для управления электрическими режимами, контроля качества и потерь электроэнергии применительно к ЭЭС. Отсутствие единого концептуального подхода к проблеме информационного обеспечения этих задач в условиях неполноты и неоднородности данных об электрическом режиме сети и параметрах схемы замещения привело к тому, что существующие методы формирования данных для различных задач не взаимоувязаны, ориентированы на решение отдельных задач и не всегда обеспечивают соответствие параметров модели состоянию объекта управления. При этом слабо инициируется развитие самих методов расчета и оптимизации электрических режимов, учитывающих процесс перехода системы из одного состояния в другое на интервалах времени краткосрочного и оперативного управления.

Рис. В.1. Структура информационного обеспечения задач управления электрическими режимами в ЭЭС

Особенностью задачи формирования адекватной модели ЭЭС для управления электрическими режимами является то, что в качестве основного источника информации используются измерения, получаемые в процессе нормального ее функционирования, и их невозможно получить вновь для тех же условий. При этом известно, что все параметры модели в различной мере претерпевают изменения в силу воздействия на систему множества факторов различной природы.

Такое состояние рассматриваемой в диссертационной работе проблемы делает актуальной разработку и совершенствование моделей и методов информационного обеспечения систем управления электрическими режимами, контроля качества и потерь электроэнергии в электрических сетях, позволяющих формировать общую адаптивную информационную среду, обеспечивающую представление объекта управления адекватной его состоянию моделью.

В данной работе отражены вопросы, поставленные в комплексной целевой программе Минвуза СССР на 1986-1990 гг. "Разработка методов и средств экономии электроэнергии в электрических системах"; в межвузовской научно-технической программе "Автоматизация научных исследований"; в "Координационном плане дальнейшего развития и внедрения работ и мероприятий по снижению расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях энергосистем" на 1981-1985гг. и 1986-1990 гг.; в темах в составе научной программы Министерства образования по единому заказ - наряду 1994-1999 гг. "Разработка теоретических основ и математическое обеспечение систем диспетчерского управления для оптимизации текущих режимов при частично неопределенной и нечеткой информации", "Разработать научные основы и математическое обеспечение для управления развитием, функционированием и подготовкой инженеров и оперативного персонала электроэнергетических систем" и ряде других, в том числе по согласованию с Департаментом стратегии развития и НТП РАО "ЕЭС России".

Цель работы состоит в развитии теоретических основ и разработке комплекса моделей и методов формирования и адаптации параметров модели ЭЭС к ее текущему состоянию, применительно к задачам управления электрическими режимами, контроля качества и потерь электроэнергии.

Реализация сформулированной цели требует решения ряда теоретических, методологических, научно-исследовательских и конкретных технических задач, основными из которых являются:

- разработка методических основ адаптивной системы формирования и прогнозирования нагрузок узлов и ЭЭС для краткосрочного и оперативного управления электрическими режимами как системы непрерывных и соалан-сированных моделей и ее практическая реализация;

- теоретические исследования и разработка методов идентификации параметров схемы замещения электрической сети, обеспечивающих адаптацию ее модели к текущему состоянию, на базе новых информационных технологий, и их апробация;

- развитие теоретических основ идентификации параметров и характеристик электроэнергетической системы путем их представления сложными аддитивными функциями на интервалах времени для изучения и адекватного представления ЭЭС в качестве объекта управления и их экспериментальная апробация;

- разработка методов определения интегральных характеристик нагрузок узлов в условиях неполноты и неоднородности информации и расчета потерь электроэнергии на длительных интервалах времени с целью анализа и формирования мероприятий по их снижению,

- разработка универсального регистратора - анализатора параметров электроэнергии, предназначенного для экспериментальных исследований в области применения новых информационных технологий в задачах адаптивной идентификации параметров модели электроэнергетической системы и контроля качества электроэнергии.

Методы исследования. Разработанные в диссертации научные положения базируются на системном подходе к управлению качеством электроэнергии с целью повышения эффективности ее производства, распределения и потребления. Для решения поставленных задач в работе применялись методы с использованием фундаментальных законов теоретических основ электротехники, методы математической статистики, теории вероятностей, функционального анализа, теории распознавания образов, методы теории подобия и математического моделирования, экспериментальные исследования реальных процессов.

Обоснованность и достоверность научных положений, теоретических выводов, основных результатов и рекомендаций диссертационной работы подтверждены их проверкой в реальных условиях применения, документами метрологической аттестации, а также сопоставлением результатов расчета с экспериментальными данными.

Научные результаты и их новизна. В результате проведенного в ходе подготовки диссертации комплекса исследований разработаны основные положения прикладной теории (методы и технические решения) адаптивной идентификации параметров модели электроэнергетической системы, а именно:

1. Предложен комплексный подход для представления нагрузок узлов в виде нелинейных аддитивных моделей на интервалах краткосрочного и оперативного управления режимами ЭЭС, на основе которого разработана система моделей нагрузок узлов (СМНУ) как совокупность подсистем, обеспечивающая решение задач по формированию, достоверизации и прогнозированию нагрузок в узлах ЭЭС на заданных интервалах времени с обеспечением баланса мощности и энергии.

2. Теоретически обоснованы новые методы адаптивной идентификации эквивалентных параметров линий электропередачи и трансформаторов, использующие измерения параметров электрического режима многоканальными цифровыми регистраторами электрических сигналов (цифровых регистраторов аварийных процессов и др.), применяемые в режиме реального времени.

3. На основе статистической аппроксимации аддитивными функциями процессов изменения параметров электрического режима впервые предложена методология количественной идентификации их взаимных зависимостей (связей), применяемых при управлении электрическими режимами. Разработана унифицированная система обслуживания технолога (СОТ), представляющая собой многопараметрическую модель идентификации параметров нестационарных процессов для изучения объекта управления.

4. Предложены методы формирования интегральных характеристик параметров модели ЭЭС (нагрузок узлов) в условиях неоднородности и неполноты первичных данных об этих параметрах.

5. Проведено исследование методов расчета потерь электроэнергии в электрических сетях и разработаны методы расчета потерь электроэнергии для изолированных ЭЭС и ЭЭС в составе объединенной энергосистемы (ОЭС) на основе интегральных характеристик нагрузок (ИХН) узлов, которые позволяют определять потери как в элементах сети, так и в сети в целом с высокой точностью.

6. Усовершенствованы методы определения параметров электрического режима, а также предложены новые методы измерения периода гармонических колебаний основной частоты при наличии значительных помех и идентификации динамических возмущений в электрических сетях для их применения в многоканальных цифровых регистраторах электрических сигналов.

Практическая ценность

Использование разработанных методов, новых подходов адаптивного формирования данных о ЭЭС, а также предложенные технические решения обеспечивают существенное повышение правильности оценки текущего режима ЭЭС и выработку эффективных действий управления электрическими режимами для обеспечения надлежащего качества электроэнергии и уровня ее потерь.

В работе обеспечивается возможность независимо применять результаты отдельных ее разделов, полученные в виде аналитических зависимостей, совокупности характеристик, алгоритмов и схемных отображений для решения отдельных задач анализа и управления электрическими режимами, контроля качества и потерь электроэнергии. Эти результаты также могут использоваться в целом ряде задач релейной защиты, противоаварийной автоматики, перспективного развития и проектирования.

Представление нагрузки нелинейными моделями на интервалах времени позволило обеспечить компактность и унификацию информационной базы о нагрузках узлов. Свойство ортогональности предложенных моделей обеспечило эффективное согласование данных (балансировку), относящихся к разным иерархическим уровням управления, а также сокращение объема вычислений для работы в режиме реального времени. 4

Предложенные модели нагрузок ЭЭС в виде непрерывных во времени функций предоставляют возможность для разработки качественно новых методов расчета и оптимизации электрических режимов, учитывающих переход объекта управления из одного состояния в другое. При этом параметры электрического режима и схемы замещения также могут быть представлены функциями времени.

Реализация результатов работы

Разработанные в диссертации методы и алгоритмы легли в основу программного комплекса СМНУ, формирующего информационную базу о поведении нагрузок узлов, для решения задач краткосрочного планирования и оперативного управления режимами ОЭС ОДУ Урала. В частности, результаты краткосрочного прогноза нагрузок узлов используются для решения задачи краткосрочного планирования и оптимизации режимов ОЭС. Результаты оперативного прогноза нагрузки могут использоваться диспетчером при ведении режима, а также для решения ряда задач оперативного характера, например, оценки допустимости предстоящего режима, оперативной дооптими-зации текущего режима и т.д.

Разработанные методы, алгоритмы и программы внедрены в ОДУ ОЭС "Уралэнерго". Программный комплекс СМНУ является составной частью КИО (КИО-3) ОЭС Урала. СМНУ реализован на ПЭВМ локальной сети ОДУ Урала и находится в промышленной эксплуатации, обеспечивая информацией о нагрузках в узлах расчетных схем замещения электрической сети ОЭС Урала задачи управления электрическими режимами. На основе результатов диссертационной работы ведется дальнейшая разработка методов и алгоритмов для реализации распределенной СМ.НУ, которая позволит обеспечить информационную связь между ОДУ ОЭС Урала и ЭЭС. Ведется подготовка к экспериментальному исследованию изменения параметров действующих линий электропередачи и трансформаторов на длительных интервалах времени. Выполняются измерения параметров электрической энергии с целью контроля ее качества на подстанциях МЭС Урала.

Разработаны с участием автора и утверждены Госэнергонадзором, Госстандартом и Минэнерго нормативно-технические документы по расчету и анализу потерь электроэнергии в электрических сетях ЭЭС и контролю и анализу качества электроэнергии в сетях общего назначения.

Научные результаты работы использованы при определении структуры аппаратных средств измерения в системе управления качеством электроэнергии, разработке и внедрении в эксплуатацию многоканальных цифровых приборов для измерения параметров электроэнергии "Уран-100" и "Уран-100М", которые , в свою очередь, применялись для научных исследований, выполненных в диссертационной работе.

Предложенный в работе метод расчета потерь электроэнергии в системообразующей сети ЭЭС по скорректированным нагрузкам узлов, реализованный в виде программного комплекса "11ро1-78", нашел широкое применение в энергосистемах.

Основные методические положения, алгоритмы, программы и рекомендации, полученные в работе, были использованы и используются при выполнении научно-технических работ в УГТУ-УПИ, Уралтехэнерго, ОДУ Урала и др. организациях. Полученные результаты подтверждены соответствующими документами.

Публикации/По теме диссертации автором опубликовано 49 печатных работ, в том числе монография, выпущено более 20 отчетов по научно-исследовательским работам по теме диссертации, в ряде которых автор являлся руководителем или ответственным исполнителем работ, подана и зарегистрирована заявка на изобретение.

Апробация работы. Полученные результаты исследований докладывались и обсуждались на Всесоюзном семинаре "Экономия топлива и электроэнергии на тепловых электростанциях, в тепловых и электрических сетях" (Москва, 1976 г.); Всесоюзном совещании "Оптимизация и снижение потерь энергии в электрических сетях" (Тернополь, 1978 г.); Всесоюзном семинаре "Пути снижения потерь электроэнергии в электрических сетях" (Москва, 1979 г.); региональной научной конференции "Применение математических методов и вычислительной техники в энергосистемах" (Свердловск, 1982 г.); Всесоюзном семинаре "Расчет и анализ потерь электроэнергии в электрических сетях и мероприятия по их снижению"(Москва, 1982 г.); седьмом Всесоюзном совещании работников служб электрических режимов ОДУ и энергосистем (Дивногорск, 1986 г.), восьмой научно-технической конференции УПИ с международным участием "Оптимизация производства, распределения и потребления тепловой и электрической энергии и других энергоносителей, разработка и усовершенствование оборудования для этих целей" (Свердловск, 1988 г.); Всесоюзном совещании "Информационное обеспечение задач реального времени в диспетчерском управлении "(Каунас, 1989 г.); Всесоюзной научно-технической конференции "Разработка методов и средств экономии электроэнергии в электрических системах и системах электроснабжения и транспорта" (Днепропетровск, 1990 г.), Всесоюзном семинаре "Вопросы создания АСДУ нового поколения" (Баку, 1990 г.); 10-й научной конференции ИФТПЭ АН Литвы "Моделирование электроэнергетических систем" (Каунас, 1991 г.); Всероссийской научно - технической конференции "Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири" (Иркутск, 1994 г.); региональной научно-технической конференции "Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири" (Иркутск, 1995 г.), региональном совещании начальников

АСУ (ИВЦ) энергосистем Урала (Екатеринбург, ] 996 г.); международной научно-технической конференции "Современные технологии экономичного и безопасного производства и использования электроэнергии" (Украина, 1997 г.); 3-й научно-технической конференции "Метрологическое обеспечение народного хозяйства России" (Москва 1997 г.); международной конференции "Proceedings of the Ural-Electro project" (Gent, 1997 г.); международной научно-технической конференции "Качество, безопасность и энергосбережение" (Самара, 1998г.); 4-м Всероссийском научно-техническом семинаре "Энергетика: экология, надежность, безопасность" (Томск, 1998 г.); научно-технических конференциях Уральского государственного технического университета (УГТУ-УПИ) (Свердловск-Екатеринбург, 1978-1999 гг.) и других научно-технических конференциях и семинарах.

Диссертация обсуждалась на факультете энергетики НГТУ (Новосибирск, 1999 г.); расширенном заседании секции ученого Совета ВНИИЭ (Москва, 2000 г.); научном семинаре электротехнического факультета УГТУ-УПИ (Екатеринбург, 2000 г.).

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения; содержит 263 страницы машинописного текста с приложениями; иллюстрирована 38 рисунками; содержит 21 таблицу; список литературы на 35 страницах, включающий 297 наименований.

5.4. ВЫВОДЫ

1. Вопросы формирования информации об электрическом режиме не могут рассматриваться в отрыве от задачи контроля качества электрической энергии, гак как значения параметров электрического режима существенно зависят от ее качества. В результате анализа условий выполнения измерений ПЭР и ПКЭ установлено, что ключевыми вопросами обеспечения корректности их определения являются:

1) идентификация динамических возмущений для выделения и регистрации содержащих эти возмущения фрагментов первичных данных;

2) надежное определение периода гармонических колебаний основной частоты на интервалах времени соизмеримых с периодом основной частоты при наличии высокого уровня помех в измеряемой сети.

2. Выполненные исследования позволили разработать систему диагностики, осуществляющую идентификацию динамических возмущений во входных сигналах и регистрацию (архивирование) этих фрагментов измерений с привязкой к астрономическому времени, а также разработать новый метод предназначенный для определения частоты основной гармоники при высоких уровнях электромагнитных помех в электрической сети и ограниченном объеме выборки. Метод основан на применении свободной параболической аппроксимации в зонах смежных экстремумов периодического сигнала с дальнейшим определением интервала между экстремумами аппроксимирующих парабол.

3. Для проведения научных исследований были разработаны и созданы специализированные приборы "Уран-100" (1994 г.) и "Уран-100 М" (1998 г.) для измерения ПКЭ и ПЭР в электрических сетях. Последний прошел испытания и на него имеется сертификат об утверждении типа средств измерений 1Ш.Е.34.005.А № 6998.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основным итогом диссертационной работы являются следующие методические положения и технические решения информационного обеспечения задач управления электрическими режимами, контроля качества и потерь электроэнергии, обеспечивающие адаптацию применяемой модели текущему или исследуемому состоянию электроэнергетической системы:

1. Узловые нагрузки на заданных интервалах времени формируются в разработанной системе непрерывных во времени, сбалансированных по мощности и энергии, моделей нагрузок узлов. Эта система представляет собой совокупность функционально и информационно связанных подсистем формирования нагрузок узлов, их статистической идентификации, достове-ризации, оперативного и краткосрочного прогноза нагрузок узлов и суммарного потребления. В ней реализована единая концепция построения краткосрочного и оперативного прогноза узловых нагрузок на базе нел инейных аддитивных моделей. Результаты краткосрочного прогноза используются при формировании данных для прогноза в оперативном цикле управления.

2. Исследования поведения нагрузок позволили выявить общие закономерности и установить вид функциональных зависимостей для решения задач повышения их достоверности и прогнозирования. Используя метод декомпозиции на регулярную (тренд) и нерегулярную составляющие определены виды моделей-для трендов нагрузки в оперативном и краткосрочном циклах управления как нелинейные аддитивные функции, обладающие свойством ортогональности. Для оценки достоверности измеренных значений нагрузки в качестве меры принята ее нерегулярная составляющая.

3. Краткосрочный прогноз нагрузки в узлах осуществляется разработанным методом нелинейных связей. Коррекция краткосрочного прогноза нагрузки в оперативном цикле выполняется методом скользящих суток и обеспечивает определение текущего значения точки "притяжения" для оперативмого прогноза с постоянным временем упреждения. Статистический анализ основных характеристик моделей нагрузок, применяемых СМНУ в составе КИО-3 ОЭС Урала, подтвердил, что разработанные методы удовлетворяют требованиям эксплуатационной практики.

4. Существенный резерв повышения эффективности методов управления электрическими режимами находится в повышении точности задаваемых параметров в схемах замещения электрической сети. Наибольший эффект при этом может быть получен при создании системы их адаптивной идентификации в режиме реального времени. Исследования показали, что широко внедряемые в настоящее время цифровые регистраторы аварийных процессов, без ущерба для прямого назначения, могут обеспечить решение задачи определения текущих параметров электрической схемы замещения и электрического режима.

5. Показано, что в задачах оперативного управления и противоаварий-ной автоматики возможно применение упрощенных схем замещения ЛЭП при условии, что эти параметры адаптируются к текущему состоянию. Определение параметров такой схемы сводится к решению системы двух уравнений квадратичной формы составленных для двух различных электрических режимов. При применении Г и П образных схем замещения количество уравнений системы увеличивается в соответствии с числом определяемых параметров.

6. Задача идентификации параметров схемы замещения трансформатора (автотрансформатора) имеет такие основные особенности как локальное расположение мест измерения и наличие АРПН. Для трансформаторов без АРПН применим метод идентификации их параметров предложенный для линий электропередачи. Определение параметров трансформаторов с АРПН предложено выполнять итерационными методами в составе математического обеспечения МЦРЭС по значениям амплитуд и углов фазных напряжения и тока, измеренных на вводах трансформатора. При этом время формирования данных для расчета с помощью МЦРЭС ограничивается длительностью одного периода основной частоты.

7. Предложен метод определения параметров эквивалента части ЭЭС. примыкающей к узлу по измерениям напряжения в узле и мощности по присоединению. При этом полагается, что эквивалентное сопротивление на ограниченном интервале времени неизменно, а эквивалентное- напряжение представлено полиномом низкой степени. Для случая, когда ненаблюдаемая часть ЭЭС примыкает к группе узлов, получены соотношения для определения параметров эквивалентных сопротивлений примыкающих линий при полиномиальной модели эквивалентного напряжения.

8. Определяемые предложенными методами значения параметров схемы замещения следует рассматривать как случайные величины. Многократное определение для различных ситуаций позволит получить вероятные значения этих параметров для характерных режимов и оценить основные статистические характеристики погрешностей при их задании. Эти методы позволяют полностью формализовать процедуры идентификации параметров элементов схемы замещения электрической сети, что обеспечивает возможность ее адаптации текущему состоянию.

9. Предложен унифицированный подход решения задач идентификации свойств и характеристик параметров ЭЭС на основе решения задачи об аппроксимации функций, реализованный как Система Обслуживания Технолога в составе КИО ОДУ Урала. Показано, что эта задача применительно к ЭЭС идентична задаче аппроксимации условно-зависимого параметра на рассматриваемом интервале моделирования через условно-независимые параметры по согласованным измерениям. При этом вид функциональных связей задается простейшими гладкими функциями в соответствии с известным или предполагаемым характером этих зависимостей как аддитивная функция (многопараметрическая модель). Решение задачи сводится к определению параметров этой модели по фактическим значениям участвующих параметров на интервалах моделирования.

10. Возможности применения СОТ для решения реальных вопросов показаны на решении задач оценки результирующих значений регулирующих эффектов потребления и генерации ЭЭС, величин нерегулярных составляющих потребления энергосистем, узлов и нагрузок элементов сети, идентификации параметров эквивалента части ЭЭС, примыкающая к узлу. Важнейшей сферой применения СОТ является разработка и апробация новых методов и алгоритмов идентификации характеристик и параметров системы для последующего их включения в математическое обеспечение контура оперативного управления. Применение этой системы так же возможно при исследовании широкого круга сложных многофункциональных систем с непрерывными технологическими процессами и имеющими автоматическую регистрацию информации об их состоянии (режиме).

11. Для адекватного представления узловых нагрузок на интервалах времени соответствующих задачам долгосрочного планирования и ретроспективного анализа электрических режимов на больших интервалах времени целесообразно применять вероятностно - статистические модели. Предложены методы идентификации параметров таких моделей (интегральных характеристик нагрузок узлов) в условиях неполноты и неоднородности имеющейся исходной информации с использованием данных СМНУ.

12. Важнейшими условиями оценки эффективности мероприятий по снижению потерь электроэнергии является возможность организации вариантных расчетов и высокая точность определения величины потерь в элементах сети. Разработанные методы расчета потерь электроэнергии в системообразующих сетях для изолированных ЭЭС (скорректированных по энергии нагрузок узлов) и систем работающих в составе ОЭС (по интегральным характеристикам нагрузок узлов) полностью отвечают указанным требованиям.

13. Вопросы формирования информации об электрическом режиме не могут рассматриваться в отрыве от задачи контроля качества электрической энергии, так как значения параметров электрического режима существенно зависят от ее качества. В результате анализа условий выполнения измерении ПЭР и ПКЭ установлено, что ключевыми вопросами обеспечения корректности их определения являются:

1) идентификация динамических возмущений для выделения и регистрации содержащих эти возмущения фрагментов первичных данных;

2) надежное определение периода гармонических колебаний основной частоты на интервалах времени соизмеримых с периодом основной частоты при наличии высокого уровня помех в измеряемой сети.

14. Выполненные исследования позволили разработать систему диагностики, осуществляющую идентификацию динамических возмущений во входных сигналах и регистрацию (архивирование) этих фрагментов измерений с привязкой к астрономическому времени, а так же разработать новый метод предназначенный для определения частоты основной гармоники при высоких уровнях электромагнитных помех в электрической сети и ограниченном объеме выборки. Метод основан на применении свободной параболической аппроксимации в зонах смежных экстремумов периодического сигнала с дальнейшим определением интервала между экстремумами аппроксимирующих парабол.

15. Для проведения научных исследований были разработаны и созданы специализированные приборы "Уран-100" (1994 г.) и "Уран-100 М" (1998 г.) для измерения ПКЭ и ПЭР в электрических сетях. Последний прошел испытания и на него имеется сертификат об утверждении типа средств измерений Ки.Е.34.005.А № 6998.

1. Автоматизация управления энергообъединениями / В.В. Гончуков, В.М. Горнштейн, ЛА. Крумм и др. Под ред. С.А. Совалова. М.: Энергия, 1979,-422 с.

2. Автоматизация энергосистем / Я.Д. Баркан, Л. А. Орехов. М.: Высш. Школа, 1981. 271с. ил.

3. Автоматизированная система оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическими системами / О. Н. Войтов, В. Н. Воронин, А. 3. Гамм и др. Новосибирск: Наука, 1986. - 204 с.

4. Автоматизированная система оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическими системами / Войтов и др. Новосибирск: Наука, 1986.-204 с.

5. Азарьев Д. И. Математическое моделирование электрических систем. М. - Л.: Госэнергоиздат, 1962. - 206 с.

6. Андерсон Т. В. Статистический анализ временных рядов: Пер. с англ. М.: Мир, 1976.-755 с.

7. Анисимов Л.П., Левин М.С., Пекелис В.Г. Методика расчета потерь энергии в действующих распределительных сетях. Электричество. 1975, № 4, С.27-30.

8. Арзамасцев Д.А. Оценки потерь электроэнергии в сети энергосистемы. Свердловск: Уральский политехнический институт им. С.М. Кирова, 1968, - 55 с.

9. Арзамасцев Д.А., Бартоломей П.П., Холян A.M. АСУ и оптимизация режимов энергосистем. -М.: Высшая школа, 1983.-208 с.

10. Арзамасцев Д.А., Игуменщев В.А. Оценка погрешности расчета и реализации оптимального распределения реактивной мощности. -Электричество, 1976, № 5, С.69-71.

11. Арзамасцев Д.А., Казанцев В.Н., Шаманов А.П. Оперативный расчет потерь энергии в питающих сетях. В кн.: Снижение потерь в электрических системах. Тезисы докладов Всесоюзной научной конференции. Баку, 1981, С.224-225.

12. Арзамасцев Д.А., Липес A.B., Скляров Ю.С. Моделирование нагрузок и определение интегральных характеристик режимов электрических систем. Свердловск: Уральский политехнический институт им. С. М. Кирова, 1971. 91 с.

13. Арзамасцев Л.А., Липес A.B., Герасименко A.A. Применение метода главных компонент для моделирования нагрузок электрических систем в задаче оптимальной компенсации реактивной мощности. Изв. ВУЗов. Энергетика, 1980, № 12, СЛ 9-23.

14. Арутюнян A.A. Анализ технического расхода энергии в электрических сетях энергосистем: Автореф. дисс. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. М., 1981, - 20 с.

15. Арутюнян A.A. О погрешностях расчета поэлементной структуры потерь энергии в электрических сетях. Электрические станции, 1980, №2, С.38-41.

16. Аталамян Э. Г. Приборы и методы измерения электрических величин: Учеб. пособие для студ. втузов,- 2-е изд., перераб. и доп. М.: Высш. шк., 1989.- 384 е.: ил.

17. Бабаев Г.С., Гамм А.З. и др. Комплекс ИРИС для обработки оперативной информации о режиме электрической системы. В кн.: Статистическая обработка оперативной информации в электроэнергетических системах. Иркутск, СЭИ, 1979, С.178-192.

18. Бабаев Г.С., Мускинов J1.H. Организация работы по расчету и анализу потерь электроэнергии в Иркутской энергосистеме. В кн.: Пути снижения электроэнергии в электрических сетях. Тезисы докладов на Всесоюзном семинаре. М.: 1979, С.25-28.

19. Бард Й. Нелинейное оценивание параметров. -М.: Статистика, 1979,349 с.

20. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: методы анализа и управления. -М.: Энергоатомиздат, 1990.-440 с.

21. Бартоломей П.И., Грудинин Н.И., Крючков П.А. Управление режимами энергосистем с учетом критерия качества электроэнергии по частоте // Качество электрической энергии: Тез. докл. Международной научи, конф. Польша, г.Спала, 1991 .-с.215-221.

22. Белломзн Р. Процессы регулирования с адаптацией. М.: Наука, 1964.

23. Бендат Дж., Пирсол А. Измерение и анализ случайных процессов. -М.: Мир, 1971.- 408 с.

24. Бердин А. С., Дидик Ю. И. Способ определения частоты основной гармоники периодического сигнала. Заявка на изобретение № 99103456 от 01.03.99.

25. Бердин A.C. Методы определения потерь электроэнергии в системообразующей сети электрической системы. Дисс. . канд. техн. наук. Свердловск: УПИ. 1983. 202 с.

26. Бердин A.C., Крючков П.А. Формирование параметров модели ЭЭС для управления электрическими режимами. Екатеринбург: УТТУ, 2000. 107 с.

27. Бердин A.C., Порошин В.И. Оперативный прогноз нагрузок энергосистем по нелинейным моделям. Библ. указатель ВИНИТИ "Депонированные научные работы", 11, 1987 г., С. 177, № 2633-ЭН.

28. Бернас С., Цёк 3. Математические модели элементов электроэнергетических систем.: Пер. с польск. М.: Энергоиздат, 1982. - 312 е., ил.

29. Бернхардт У. ГДР Нестационарная модель суточных графиков электропотребления. Изв. ВУЗов, Энергетика, 1980, № 9,0.103-106.

30. Богданов В.А. формирование моделей энергосистем по данным контрольных замеров. Электрические станции, 1980, № 10, С.52-56.

31. Богданов В.А., Денисенко Э.В. Сопоставление моделей оперативного прогноза узловых нагрузок // Изв. АН СССР. Энергетика и транс-nopT.-1982.-N3.-C.3-10.

32. Богданов В.А., Кочкарев В. И. Математическая модель оперативного прогнозирования активных нагрузок энергосистем // Электрические станции. 1974. №4. С.22-23.

33. Богданов В.А., Ставровский А. Н. Сбор и передача информации для диспетчерского управления режимами электроэнергетических систем // Электрические станции сети и системы. Т.9. -М.: ВИНИТИ,1979. -117 с.

34. Бокс Дж., Дженкинс Г. Анализ временных рядов. Вып.1: Пер. с англ.-М.: Мир, 1974.-406 с.

35. Браунли К.А. Статистическая теория и методология в науке и технике. -М: Наука, 1977,- 498 с.

36. Быстрые алгоритмы в цифровой обработке изображений / Под ред. Т.С. Хуанга: Пер. с англ. М.: Радио и связь, 1984.-224 с.

37. Бэнн Д.В., Фармер Е.Д. Сравнительные модели прогнозирования электрической нагрузки: Пер. с англ.-М.: Энергоатомиздат, 1987,200 с.

38. Вальтин Ю.Ю., Раэсаар П.Х., Треуфельдт Ю.Э. Уточнение прогнозов нагрузок электроэнергетической системы и ее узлов // Тр. Таллин. политехи. hh-Ta.-1984.-N 580.-С.81-86.

39. Ван-Трис Г. Синтез оптимальных нелинейных систем управления. М.: Мир, 1964.

40. Веников В. А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Высшая школа, 1978. - 475 с.

41. Веников В.А. Методологические аспекты исследования больших электроэнергетических систем кибернетического типа. В кн: Вопросы кибернетики, вып. 32 - М.: Наука, 1977.

42. Веников В.А. Методы управления процессами электроэнергетических систем. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1971, № 2, С.11-17.

43. Веников В.А., Суханов O.A. Кибернетические модели электрических систем. М.: Энергоиздат, 1982.

44. Веников В.А., Суханов O.A. Принципы кибернетического моделирования электрических систем // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт.-. 974.-N 3.-С.112-122.

45. Веселова Г.П., Грибанов Ю.И. Стохастическое квантование и статистический анализ случайных процессов. М.: Энергоатомиздат, 1991.-152 с.

46. Виноградов В. И. Информационно измерительные системы. - М.: Энергоатомиздат, 1986.

47. Витек В. Статистический метод измерения крутизны статической частотной характеристики энергосистемы. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1965, № 1, С. 26 - 37.

48. Витек В., Молищ 3. К определению крутизны естественной частотной характеристики энергосистемы ЧССР. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1965, № 1, С. 42 - 45.

49. Волобринский С.Д. Об оценке величины потерь энергии в электрических сетях. Электричество, 1968, № 2, С.53-55.

50. Вонсович М. Я., Совалов С. А., Левит С. М. Определение действующего коэффициента крутизны частотной характеристики энергосистемы. Электрические станции, 1969, № 7, С. 42 -45.

51. Воротницкий В.Э., Железко Ю.С. Методы расчета потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем. Энергетик, 1979. № 10, С.14-15.

52. Временная инструкция по расчету и анализу потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем. М.: СПО ОРГРЭС, 1976. - 55 с.

53. Гамм А. 3. Вероятностные модели режимов электроэнергетических систем. Новосибирск: Наука. Сиб. издательск. фирма, 1993. - 133 с.

54. Гамм А. 3. Новые подходы к решению задач диспетчерского управления электроэнергетическими системами // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт. №'4,1991. С. 12-22.

55. Гамм А. 3., Паламарчук С. И. Адаптивные системы моделей при оперативном управлении электроэнергетическими системами // Изв. Сибирского отделения АН СССР. Серия техническ. наук. Вып. 1, 1990.-С. 72-78.

56. Гамм А.З. О ценности информации при управлении нормальными режимами электроэнергетической системы // Информационное обеспечение диспетчерского управления в электроэнергетике. -Новосибирск: Наука, 1985.-С. 12-23.

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

58. Гамм А.З. Теория и методы решения задач реального времени в АСДУ нового поколения // Информационное обеспечение. Задачи реального времени в диспетчерском управлении. 4.1. Сб.докл. Все-союз. сем.-Каунас: ИФТПЭ АН ЛитССР, 1989.-С.З-10.

59. Герасименко A.A. Статистическое моделирование графиков нагрузок в задаче оптимального выбора компенсирующих устройств электрической системы: Автореф. дис. на соиск. степени канд. техн. наук. Свердловск, 1979, - 20с.

60. Герасименко A.A. Статистическое моделирование графиков нагрузок в задаче оптимального выбора компенсирующих устройств электрической системы: Автореф. дис. на соиск. степени канд. техн. наук. Свердловск, 1979, - 20с.

61. Герасимов JI. Н. Оценивание в реальном времени нестационарного процесса с неизвестными характеристиками // Статистическая обработка оперативной информации в электроэнергетических системах. -Иркутск: изд. СЭИ, 1979 .С. 103-115.

62. Герасимов Л. И. Статистические свойства перетоков активной мощности и их прогнозируемость адаптивным фильтром Калмана // Алгоритмы обработки данных в электроэнергетике. . Иркутск: изд. СЭИ, 1982 .С. 15-24.

63. Гераскин О.Г. Математическая модель для расчета потерь мощности в электрических сетях. Изв. ВУЗов. Энергетика, 1975, № II, С. 1521.

64. Глазунов A.A. Зависимость времени потерь от продолжительности использования максимума и коэффициента мощности нагрузки. -Электричество, 1947, № 2, С. 71-72.

65. Глазунов A.A., Глазунов A.A. Электрические сети и системы. Л.: Госэнергоиздат, 1960. 409 с.

66. Гнеденко Б.В. Курс теории вероятностей. М.: Наука, 1969. - 400 с.

67. Головщиков В. О., Курбацкий В. Г., Яременко В. Н. Экспериментальный анализ несинусоидальных режимов работы северовосточной части ОЭС Сибири // Электрические станции, 1988, № 11.-С.53-57.

68. Голубин Е. А., Юркин Б. Г., Колесников В. П. Анализ зависимости нагрузки потребителей энергосистем от температурных условий // Электрические станции. 1967. № 8. С. 84-85.

69. Горбунова Л. М., Гуревич Ю. Е. Экспериментальное определение характеристик нагрузки энергосистем. Тр. ВНИИЭ, вып.29, М.: Энергия, 1967, С. 152-174.

70. ГОСТ Р 13109-67. Электрическая энергия. Электромагнитная совместимость. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

71. ГОСТ Р 13109-87. Электрическая энергия. Электромагнитная совместимость. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

72. ГОСТ Р 13109-97 Электрическая энергия. Электромагнитная совместимость. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

73. Гребеник С.П., Казанцев В.Н. Структурный анализ потерь энергии в энергосистемах. Электрические станции, 1975, № 9, С. 25-27.

74. Гуревич Ю. Е., Либова Л. Е. Характеристики нагрузки по напряжению на длительных интервалах времени. Электричество, № 7, 1984, С. 58-61.

75. Гурский С.К. Адаптивное прогнозирование временных рядов в электроэнергетике. -Минск: Наука и техн. 1983.-272 с. (РЖЭ, 1983, 7Ж53).

76. Гурский С.К. Алгоритмизация задач управления режимами сложных систем в электроэнергетике. Минск: Наука и техника, 1977. - 367 с.

77. Гусейнов Ф. Г., Байрамрв А. И. Определение статических характеристик узлов нагрузок методом пассивного эксперимента. В кн.: Вопроы экономичности и надежности энергетических систем. - Баку: изд. ЭНИНа, 1981, С. 3 -4.

78. Гусейнов Ф. Г., Мамедяров О. С. Экономичность режимов электрических сетей М.: Энергоатомиздат, 1984, - 120 е., ил.

79. Гусейнов Ф. Г., Рахманов Н. Р. Оценка параметров и характеристик энрегосистем. -М:. Энергоатомиздат, 1988. 152 е.: ил.

80. Гусейнов Ф.Г. Упрощение расчетных схем электрических систем. М.: Энергия, 1978.

81. Гутник B.C. Фильтрация измерительных сигналов. -Л.: Энергоатомиздат, 1990.-192 с.

82. Денисенко Э.В., Сюткин Б.Д. Опыт промышленной эксплуатации комплексов программ прогнозирования электропотребления в ЦДУ ЕЭС СССР // Оптимизация энергетических режимов электростанций и энергосистем: Тез. докл. сем,- Фрунзе, 1982.-С.36-38.

83. Диалоговые системы в АСДУ. Обзорная информация. / Ю.П. Дра-ган, В.Г. Орлов, В.А. Семенов. М.: Информэнерго, 1982. 41 с.

84. Динамические и статические характеристики ОЭС Северного Казахстана / М. Н. Гервиц, И. А. Криченова, М. П. Рудницкий и др. /7 Повышение надежности объединенной энергосистемы Северного Казахстана. Алма Ата:, 1976, С. 89 - 94.

85. Дискуссия по статье Красновского А .3., Пекелиса В.Г., Анисимова Л.П. и Шапиро И.З. Планирование потерь энергии в электрических сетях/ A.C. Бердин, В.Н. Казанцев, Ю.М. Комлев и др. Электрические станции, 1980, № ю, С.70-77.

86. Егоров Ю.С. К вопросу об определении потерь электрической энергии в сетях напряжением 110-220 кВ. В кн.: Электроснабжение и автоматизация промышленных предприятий. Чебоксары,1977, вып. 6, С.87-91.

87. Железко Ю.С. Погрешности определения потерь энергии в электрических сетях. Электричество, 1975, № 2, С. 19-22.

88. Жуков Л. А., Стратан И. П. Установившиеся режимы сложных электрических сетей и систем: Методы расчетов. М.: Энергия, 1979. 416е., ил.

89. Жуков Ю.Я., Кривевнков B.JI. Морозовский В Т. Об оценке потерь энергии в автономных электроэнергетических системах при малых возмущениях нагрузки. изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1975, № 3, с. 141.

90. Зифферман Э.О., Липес A.B. Прогноз графиков нагрузки крупных узлов для краткосрочного планирования электрических режимов // Оптимизация краткосрочных режимов энергосистем: Сб. науч. тр. ВНИИЭ.-М.: Энергоатомиздат, 1989.-С.54-60.

91. Ивахненко А. Г., Юрачковский Ю. П. Моделирование сложных систем по экспериментальным данным. М.: Радио и связь, 1987. - 120 с.

92. Идельчик В. И. К вопросу о влиянии погрешностей исходных данных на результаты расчета стационарного режима энергосистем // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1969, № 2, С.9-16.

93. Идельчик В. И. Погрешность на ЦВМ при управлении режимами элнетрических систем. Иркутск: Изд-во ИПИ, 1971

94. Идельчик В. И., Паламарчук С. И. Определение полной погрешности при расчетах установившихся режимов электрических систем // Электричество, 1977, №2.

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

96. Идельчик В.И., Крумм J1.A. Методика экспериментального исследования случайной погрешности исходных данных на результат расчета стационарных и мгновенных оптимальных режимов электрических систем // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, № 6 1969, С.44-51.

97. Идельчик В.И., Новиков А. С., Паламарчук С.И. Влияние погрешностей информации на расчеты оптимальных режимов // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1982, № 2. С. 22-29.

98. Идельчик В.И., Новиков А. С., Паламарчук С И. Погрешности расчетов оптимальных режимов энергосистем режимов // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1982, № 3, С. 34-41.

99. Инструкция но расчету технико-экономической эффективности и планированию мероприятий по снижению расхода электроэнергии на её транспорт в электрических сетях энергосистем (временная). -М.: СПО Союзтехэнерго, 1980.-93с.

100. Информационное и методическое обеспечение задач расчета потерь энергии / А.С.Бердин, В.Н. Казанцев, Ю.М. Комлев, А.П Шаманов. Тезисы докладов Всесоюзного семинара: М.:,1979 С.9-10.

101. Казанцев B.JI., Бердин A.C., Мухачев А.И., Шаманов А.П. Определение потерь энергии в замкнутых сетях энергосистем в условиях неполноты информации. Электричество, 1983,№3 С.67-68.

102. Казанцев В Н., Бердин A.C., Мухачев А.И , Шаманов А.П. Определение потерь энергии по интегральным характеристикам нагрузки. -Депонированные рукописи. Вып. 2, 1981, № Д/807, С. 103.

103. Каминскас В., Немура А. Статистические методы в идентификации динамических систем. Вильнюс: Минтис, 1975.

104. Караев Р.И. Расчета электрических сетей с учетом неодинаковости напряжений. Электричество, 1965, № 9, С.26-31.

105. Караев Р.И., Малахов В.И. Методика расчета потерь энергии в электрических и распределительных сетях. Электричество, 1968, № 4. С.15-20.

106. Каялов Г.М. Определение потерь энергии в электрической сети по средним нагрузкам в её узлах. Электричество, 1976, № 6, С. 19-24.

107. Кендалл М., Дж.Стьюарт А. Многомерный статистический анализ и временные ряды. М.: Наука, 1976.-736 с.

108. Кетнер К.К., Маркушевич Н.С. О сопоставительном анализе потерь электроэнергии в сетях энергосистем. Электрические станции, 1975, № 2, С.36-37.

109. Китушин В.Г. Определение потерь энергии при реверсивном потокемощности. Электричество, 196)5, № 9, С.82-83.

110. Клебанов Л.Д. Вопросы методики определения и снижения потерь электрической энергии в сетях. Л.: Изд-во ЛГУ, 1973.-69с.

111. Клебанов Л.Д., Алексеев O.A. Об учете величины и структуры межсистемных перетоков при вычислении потерь в электросистеме. -Электричество, 1972, № 5, С.8-11.

112. Клебанов Л.Д., Крунин Р.З. К вопросу об определении времени потерь. Электричество, 1966, № 4, С.76-78.

113. Клебанов Л.Д., Чмутов А.П. Исследование потерь электрической энергии в энергосистеме. Труды Ленинградского инженерно экономического института, 1971, вып. 86, С. 158-169.

114. Козевич В.В. Зависимость числа часов потерь от использования максимума. Электрические станции, 1948, № 9, С.29-31.

115. Колмогоров А.И., Фомин C.B. Элементы теории функций и функционального анализа. М.: Наука, 1981, - 544 с.

116. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. М.: Наука, 1970, -720 с.

117. Крамер Г. Математические методы статистики. М.: Мир, 1975. -646с.

118. Краскаускас А. И. Программные средства методов прогнозирования.

119. Аналитический обзор. Вильнюс: ЛитНИИНТИ, 1982. - 48 с.

120. Крючков П. А. Разработка системы моделей нагрузок узлов для управления режимами ЭЭС. Дисс. . канд. техн. наук. Свердловск : УПИ. 1996. 140 с.

121. Кузин С.Е. Формулы моментов нагрузки тяговых подстанций. -Электричество, 1969, № 9, С.21.

122. Кузьмин Я.Ф., Луне Ю.Я. Определение интегральных параметров режимов работы электрических сетей методом уточненной статистической линеаризации. Изв. ВУЗов. Энергетика, 1980, № 12, С. 24-27.

123. Курбацкий В. Г. Анализ распространения высших гармоник в электрических сетях // Известия ВУЗов СССР. Энергетика, 1993, № 11-№12.-С. 25-30.

124. Курбацкий В. Г. Информационно-измерительное обеспечение подсистемы контроля качества электроэнергии. // Известия ВУЗов. Энергетика, 1997, № 1-2,- С. 44-48.

125. Курбацкий В. Г. Мониторинг качества электроэнергии в электрических сетях России для выбора мероприятий по обеспечению электромагнитной совместимости. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Иркутск, 1997 г. 42 с.

126. Курбацкий В. Г. Статистическая обработка информации для системпротивоаварийной автоматики // Алгоритмы обработки данных в электроэнергетике. Иркутск: изд. СЭИ, 1982. С. 47-56.

127. Курбацкий В. Г., Саламатов Г.П. Непрерывный контроль качества электроэнергии в электрических сетях ОЭС Сибири // Промышленная энергетика. 1993, № 8.-С.41-43.

128. Курбацкий В. Г., Саламатов Г.П. Прибор для регистрации и измерения высших гармоник //Энергосбережение, электропотребление, электрооборудование: : Тез. докл. Всероссийской научн.-техн. конф.- Москва, 1994.-С. 48.

129. Курбацкий В. Г., Саламатов Г.П. Прибор для регистрации и измерения высших гармоник //Энергосбережение, электропотребление, электрооборудование:': Тез. докл. Всероссийской научн.-техн. конф.- Москва, 1994.-С. 48.

130. Курбацкий В. Г., Трофимов Г.Г. Контроль несинусоидальности напряжения в электрических сетях // Электричество, 1991, № 6.-С.17-22.

131. Курбацкий В. Г., Яременко В. Н. О совершенствовании нормирования качества электроэнергии //.Электричество, 1988, № 3. С.78 -79.

132. Курбацкий В. Г., Яременко В. Н. Экономическая оценка влияния качества электроэнергии на работу электрооборудования // Промышленная энергетика, 1990, № 4. С. 12-14.

133. Курбацкий В. Г., Яременко В. Н., Головщиков В. О. Моделирование на ЦАФК режимов ЭЭС с учетом их несинусоидальности // Моделирование электроэнергетических систем. Тез. докл. IX Всесоюз. научи. конф. Рига: ФЭИ, 1987. - С. 416-417.

134. Лакин A.B. Расчет потерь электрической энергии методом статистической линеаризации. В кн.: Режимы электрических сетей и систем, Новосибирск, 1974, С.47-57.

135. Липес A.B. Применение методов математической статистики для решения электроэнергетических задач. Учебное пособие. Свердловск: Изд-во УПИ, 1983.-88 с.

136. Лукашин Ю.П. Адаптивные методы краткосрочного прогнозирования.-М.: Статистика, 1979.-254 с.

137. Луне В.Я. Исследование интегральных параметров режимов работы электрической сети: Автореф. дис. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. Свердловск, 1979. 22 с.

138. Любарский Ю.Я., Шейнбок Л.С. Адаптивная обработка телеинформации в малых ЭВМ АСДУ энергосистем. В кн.: Средства управления в энергетике. М.: Информэнерго, 1974, № 7 С. 13-18.

139. Макоклюев Б.И., Костиков В.Н. Моделирование электрических нагрузок электроэнергетических систем // Электричество. 1994.-N10.-c.l 3-1 6.

140. Макоклюев Б.И., Федоров Д.А. Оперативное прогнозирование нагрузки электроэнергетических систем с учетом метеофакторов / Советчики диспетчера по оперативной коррекции режимов работы ЭЭС. - Иркутск, 1984.-С. 183-189.

141. Мамедяров О.С., Агасиев И. А. Автоматизация принятия решений при оперативном управлении режимами ЭЭС // Вопросы создания АСДУ нового поколения. Баку: АзНИИЭ, 1990.

142. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. Изд. 4-е, перераб. и доп. - М.: Энергия, 1969. - 352 с.

143. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М.: Госэнергоиз-дат, 1963. - 360 с.

144. Маркушевич И.С. Автоматизированная система диспетчерского управления. -М.: Энергоатомиздат, 1986. 132 с.

145. Меламед A.M. Развитие программного обеспечения задач анализа и прогнозирования электропотребления энергосистем // Повышение экономичности работы электрических сетей и качества электроэнергии. Сб. науч. тр. ВНИИЭ. -М.: Энергоатомиздат 1986. С. 86-94

146. Меламед A.M., Скрипко O.A. Применение принципов экспертных систем для прогнозирования электропотребления // Электричество.1994.-N 1.-с.26-31.

147. Меламед A.M., Скрипко O.A. Прогнозирование нагрузок электроэнергетических систем для задач оперативного управления // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт,-1989.-N 2.-С. 15-21.

148. Мелентьев JI. А. О роли математических моделей и информации в управлении большими системами в энергетике // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, № 5 1969 С. 3-12.

149. Мелентьев J1. А. Системные исследования в энергетике. М.: Наука, 1979. - 415 с.

150. Мелентьев JI.A. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики: Учеб. пособие 2-е изд., перераб. и доп. М.: Высш. школа, 1982. - 319 с.

151. Мельников H.A. Электрические сети и системы. М.: Энергия, 1975. - 462 с.

152. Методика контроля и анализа качества электрической энергии в электрических сетях общего назначения. Дополнения к РД 15.50188 издание официальное. М., Екатеринбург: ОСО НИЧ УГТУ, 1995.

153. Методы решения задач реального времени в электроэнергетике / А.З. Гамм, Ю.Н. Кучеров, С.И. Паламарчук и др.Новосибирск: Наука, Сиб. отд-ние, 1990. 294 с.

154. Невельсон М.Б., Хасьминский Р.З. Стохастическая аппроксимация и рекуррентное оценивание. -М.: Наука, 1972.

155. Никифорова В. Н. Состояние и перспективы развития средств измерений показателей качества электроэнергии // Метрологическое обеспечение электрических измерений в электроэнергетике: Сборник информационно методических материалов семинара М: ВНИИЭ, 1998.

156. Обнаружение ошибочных измерений при оценке состояния электроэнергетической системы / В.А. Веников, В.И. Голицын, М.С. Лисеев и др. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт 1976, № 5, С.44-45.

157. Овчинников В. В., Семенов В.А. Отображение информации в информационно-вычислительных системах. Сер. "Передовой производственный опыт в энергетике". Энергетика и электрификация. -М.: Информэнерго, 1976. 29с.

158. Организация работы по снижению потерь электроэнергии в энергосистемах / В.Н. Казанцев, Ю.М. Комлев, А.И. Шаманов, И.С. Щербаков. Энергетик, 1980, № 7, с 1-3.

159. Орнов В.Г., Рабинович М.А. Задачи оперативного и автоматического управления энергосистемами. -М.: Энергоатомиздат, 1988.-223 с.

160. Орнов В.Г., Рабинович М.А. Оперативный прогноз мощности потребления энергообъединения // Алгоритмы обработки данных в электроэнергетике. Иркутск: изд. СЭИ 1982. С. 112-119.

161. Орнов В.Г., Семенов В.А. Изучение системы сбора и отображения оперативно-диспетчерской информации. М.: ВИПКэнерго, 1978, 40с.

162. Оценивание состояния в электроэнергетике / A 3. Гамм , JI.H. Герасимов, И.И. Голуб и др. Под ред. Ю.Н. Руденко. М.: Наука, 1983 -320 с.

163. Оценка крутизны частотных характеристик энергосистем / И.И. Ба-тюк, В.А. Богданов, А.П. Дорохин, В.Г. Орнов, М.А. Рабинович. "Электричество", 1982, № 9.

164. Паламарчук С. И. Определение погрешностей при расчетах на ЦВМ установившихся режимов электрических систем. Автореф. дисс. на соиск. уч. степени канд. техн. наук. Новосибирск, 1973.

165. Папян С. К. Статистический метод прогнозирования суточных графиков нагрузки энергосистем // Изв. АН Арм. ССР. 1971. № 6. С. 3044.

166. Паутин Н. В., Сидоров А. А. Исследование характеристик энергосистем. Электрические станции, 1961, № 4, С. 50 - 58

167. Паутин Н.В., Сидоров A.A. Исследование характеристик энергосистем. Электрические станции, 1961, № 4, С.50-57.

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

169. Планирование потерь энергии в электрических сетях / А.З. Краснов-ский, В.Г. Пекелис, Л.П. Анисимов, И.З. Шапиро Электрические станции, 1979, № ц С.23-28.

170. Погрешности расчетов оптимальных режимов / В. И. Идельчик, А. С. Новиков, С. И. Паламарчук С. И. Изв. АН СССР. Энергетика итранспорт, 1982 № 3.

171. Порошин ВН. Разработка алгоритмов оперативной дооптимизации режима объединенной электроэнергетической системы по активной мощности: Дисс. . канд. техн. наук. Свердловск : УПИ. 1990. 255 с.

172. Поспелов Г.Е. Определение потерь энергии в питающих сетях электроэнергетических систем при управлении с помощью АСУ. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1975, № 2, С.37-42.

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

174. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. Учет и опенка потерь мощности и энергии в электрических сетях энергосистем. Минск: Ротапринт БПИ, 1976. - 78с.

175. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем / В.Э. Воротницкий, Ю. С. Железко, В.Н. Казанцев и др.// Под ред В.Н. Казанцева. М.: Энергоатомиздат, 1983. -368 с.

176. Прихно B.J1. Методы и алгоритмы расчета стационарных режимов энергосистем по измеряемым параметрам: Автореф. дис. . канд. техн. наук. -Свердловск: УПИ, 1984.-24 с.

177. Прихно В.Л., Черненко П.А. Оперативный расчет режима энергосистемы по данным телеметрии // Алгоритмы обработки данных в электроэнергетике. -Иркутск: Изд-во СЭИ, 1982.-С.70-75.

178. Прогнозирование нагрузки расчетного узла энергосистемы при неполной информации / В.П. Вагин, В В. Карпов и др. // Тр. Ленинград. политехи, ин-та: Л.:-1984.-N 399.-С.92-95.

179. Пустыльник Е.И. Статистические методы анализа обработки наблюдений. М.: Наука, 1968. - 288с.

180. Рабинович М. А., Совалов С. А. Вероятностная модель энергообъединения. -Электричество, 1984, № 2, 6-11.

181. Растригин Л.А., Маджаров Н.Е. Введение в идентификацию объектов управления. М.: Энергия, 1977.

182. Расчет и анализ потерь энергии в электрических сетях / В.Н. Казанцев, A.C. Бердин, И.О. Щербаков, Н.С. Юсина. Электрические станции, 1981, №7, С.45-46.

183. Расчетный алгоритм программы обработки контрольного замера / М.С. Лисеев, А.П. Унгер // Статистическая обработка оперативной информации в электрических системах. Иркутск: СЭИ, 1979, С.215-222.

184. Савицкий С.К. Инженерные методы идентификации энергетических объектов. Л.: Энергия, 1978.

185. Саламатов H.A., Игуменщев В.А., Коваленко Ю.П. Определение потерь энергии при оптимизации режимов электроснабжения промышленных предприятий. Электричество, 1979, № 6, С. 52-54.

186. Свешников В.И. Анализ потерь мощности и энергии в электрических сетях -Электрические станции, 1975, № 9, С.28-30.

187. Свешников В.И. Нормирование и анализ потерь мощности и энергии в электрических сетях энергосистем. Электрические станции. 1974. №2, С.67-70.

188. Сеге Г. Ортогональные многочлены. -М.: Физматгиз, 1962.С. 210.

189. Сенди К. Современные методы анализа электрических систем. Пер. с венгр. М.: Энергия, 1971. - 360 с.

190. Серебренников М.Г., Первозванский A.A. Выявление скрытых пе-риодичностей. М.: Наука, ФМЛ, 1965, с.

191. Совалов С.А. Режимы Единой энергосистемы.-М.: Энергоатомиздат, 1983.-384 с.

192. Совалов С.А., Кучкин М.Д., Лезков С.Н. Режимные характеристики объединенных энергосистем Центра, Урала и Юга. М.: Госэнерго-издат, 1962. - 40с.

193. Солдаткина Л.А. Электрические сети и системы. М.: Энергия, 1972. -271с.

194. Справочник по проектированию электрических систем. /В.В. Ерше-вич, А.Н. Зейлингер, и др; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. -М.: Энергия, 1977.- 287с.

195. Срагович В.Г. Управление и адаптация. М.: Знание, 1985. -48с. (Новое в жизни, науке, технике. Серия "Математика, кибернетика", N3).

196. Ставровский А. Н. Обзор моделей оперативного прогнозирования нагрузки электроэнергетических систем в условиях АСУ (состояние и перспективы) // Советчики диспетчера по оперативной коррекции режимов работы ЭЭС. Иркутск: Изд. СЭИ, 1984. С. 177-183.

197. Статистическое прогнозирование графиков электрической нагрузки энергосистем / Т. Г. Привалова, Ю. Н. Руденко и др. // Электрические станции. 1965. № 1. С. 52-55.

198. Стернинсон Л. Д. О значениях некоторых параметров тепломеханического оборудования электростанций и их влиянии на длительные переходные процессы в энергосистемах. Электричество, 1980, № 12,С. 64-66.

199. Тимофеев Д.В. Режимы в электрических системах с тяговыми нагрузками. / Под ред. H.A. Мельникова. Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Энергия, 1972, - 296 с.

200. Тимченко В.Ф. Колебания нагрузки и обменной мощности энергосистем. Анализ и синтез для решения задач управления режимами объединенных систем / Под ред. В.А. Веникова. -М.: Энергия. 1975,208 с.

201. Тимченко В.Ф. Развитие вероятностной теории режимов потребления энергии электроэнергетических систем // Повышение экономичности работы электрических сетей и качества электроэнергии: Сб. научн. тр. ВНИИЭ.-М.: Энергоатомиздат, 1986.-С.66-78.

202. Тимченко В.Ф., Ежилов В.Х. Интервальный однофакторный метод краткосрочного прогнозирования суточного электропотребления энергосистем // Электричество.-1976 -N 2.-С.10-15.

203. Тимченко В.Ф., Меламед A.M., Скрипко O.A. Подсистема программ прогнозно-плановых расчетов режимов энергопотребления энергосистем. Технический проект: Отчет по НИР. ВНИИЭ.-N 9-02/81 ж; г.р. 81046674; ВНИТЦ.-М., 1983.-51 с.

204. Тимченко В.Ф., Меламед A.M., Скрипко O.A. Прогнозирование режимов электропотребления нерегулярных дней // Электрические станции.-1987.-N 5.-С.52-57.

205. Тойберт П. Оценка точности результатов измерений: Пер.с нем.-М.: Энергоатомиздат, 1988.-88 с.

206. Турчак JI. И. Основы численных методов. Учебное пособие. М.: Наука. Гл. ред. физ. - мат. лит., 1987. - 320 с.

207. Унароков A.A. Математическое обеспечение подсистемы оперативно-информационного управляющего комплекса для энергосистем //

208. Электричество.-1994.-N 8.-С. 18-21.

209. Унароков A.A. Управление режимом энергосистемы в реальном времени. -М.: МЭИ, 1989,- 140. с.

210. Ухалов В.А. Определение интегральных характеристик режимов электрической системы статистическими методами. Автореф. дис. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. Свердловск, 1982. - 24с.

211. Фазылов Х.Ф. Методы режимных расчетов электрических систем. -Ташкент: Наука, 1964. 98с.

212. Фихтенгольц Г.М. Курс дифференциального и интегрального исчисления, том Ш. - М.: Наука, 1966, - 656 с.

213. Фихтенгольц Г.М. Курс дифференциального и интегрального исчисления.Т.З.-М.: Наука, 1966 г.-665 с.

214. Фокин Ю.А., Пономаренко И.О. Нестационарная вероятностно-статистическая модель электрической нагрузки на больших интервалах времени и определение характеристик выбросов. Изв. ВУЗов, Энергетика, 1977, № 1, С. 15-20.

215. Фокин Ю.А., Резников И.Г. Аналитическое описание случайного процесса нагрузки электрической системы и её узлов. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1975, № 3, С. 113-115.

216. Фомин В.Н. Математическая теория обучаемых опознающих систем.-JI.: Изд-во Ленингр. ун-та, 1976.-236 с.

217. Фомин В.Н. Рекуррентное оценивание и адаптивная фильтрация. 1984.

218. Фукунага К. Введение в статистическую теорию распознавания образов. : Пер. с англ.-М.: Наука. Главная редакция физико-математической литературы, 1979,-368 с.

219. Холмский В.Г. Расчет и оптимизация режимов электрических сетей. М: Высш. школа, 1975. - 280с.

220. Хрусталев В.Ф. К вопросу о методах расчета потерь энергии в электрических сетях энергосистемы. Труды Московского инженерно-экономического института, 1974, № 90, С.118-122.

221. Хрусталев В.Ф. К вопросу о методах расчета потерь энергии в электрических сетях энергосистем. В кн.: Научные труды Московского инженерно-экономического института, 1974, № 90, С. 118-121.

222. Цветков Э.И. Основы теории статистических измерений.-2-е изд., перераб. и доп.-Л.: Энергоатомиздат. Ленинградское отд-ние, 1986,256 е., ил.

223. Цыпкин Я.З. Адаптация и обучение в автоматических системах. -М.: Наука, 1968.

224. Цыпкин Я.З. Синтез оптимальной настраиваемой модели в задачах идентификации // Автоматика и телемеханика. 1981. № 12. С.8 -12.

225. Черненко П.А., Прихно В.Л. Оценка состояния и оптимизация по напряжению и реактивной мощности электроэнергетической системы. Техническая электродинамика, 1980, № 5, С.92-95.

226. Черненко П.А., Чухно В.И. Методы и алгоритмы оперативного анализа стационарных режимов электроэнергетических систем с учетом изменения во времени узловых нагрузок. // Ин-т эл.-динамики АН УССР. Препр.-1984.-Ы 391.-43с.

227. Шеффе Г. Дисперсионный анализ. М.: Наука, 1980. - 512 с.

228. Штейнберг Ш.Е. Идентификация в системах управления.М.: Энерго-атомиздат, 1987,- 80 е.; ил.

229. Штенберг Ш.Е. Метод осредненных невязок для рекуррентной идентификации процессов: Сб. Научн. Трудов / ЦНИИКА.М.: Энергоиз-дат, 1982.

230. Щербина Ю.В., Бойко И.Д., Бутенко А.Н. Снижение технологического расхода энергии в электрических сетях. Киев: Техника, 1981, - 102 с.

231. Эйкхофф П. Основы идентификации систем управления. М.: Мир, 1975.

232. Эквивалентные статические характеристики генерации энергосистемы по частоте / И.А. Андреюк, JIM. Левит, Е.А. Марченко Л.: Тр. НИИПТ, 1977, №. 24, С. 27 40. 46.

233. Экспериментальные исследования режимов энергосистем / Л.М. Горбунова, М.Г. Портной, P.C. Рабинович и др.; Под. ред. С.А. Со-валова.-М.: Энергоатомиздат, 1985 г.-448 е.,ил.

234. Электрические нагрузки промышленных предприятий / С.Д. Волоб-ринский, Г.М. Каялов, П.Н. Клейн и др. JI.: Энергия, 197 1. 264 с.

235. Электрические системы, т. 3. Передача энергии переменным и постоянным током высокого напряжения. Под ред. В. А. Веникова. Учебн. пособие для электроэнерг. вузов. М., «Высш. школа». 1972. 368 с. илл.

236. Электрические системы, Т 2. Электрические сети / Под ред. В. А. Веникова. М.: Высш. школа, 1971. - 440 с.

237. Электрические системы. Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов /Под ред. В.А. Веникова, М.: Высш. школа, 1973. 320 с.

238. Энергетическая расчетно-информационная система для контроля качества и учета электроэнергии / И.И. Карташев, И.С. Пономарен-ко, И.С. Тедеев, А.С. Тютюнов Промышленная энергетика. 1999, № 1.

239. Математический анализ. Дифференцирование и интегрирование / И.Г. Араманович, Р.С. Гутлер, JI.A. Люстерник, И.Л. Раухваргер и др. М.: Гос. изд-во физико-математической литературы, 1961.-351 с.

240. Akiake Н. A new look at the Statistical Model Identification // IEEE Trans, on AC. v, AC-19.-No. 6. December 1974.pp.716-722.

241. Anderson B.D.O., Moore J.B. Optimal filtering.-Pretice-Hall, Inc.-1979.

242. Arrilaga J., Arnold C.P. Computer analysis of Power System.-University of Canterbury Christchurch, New Zeland, 1990. -p. 361.

243. Begovic M., Mills R. Load identification and Voltage Stability Monitoring // IEEE Tran. on Power Systems, vol. 10, No.l. February 1995.-pp. 109

244. Box G.E.P., Jenkins G.M. Time series analysis.-Holden-Day, San-Francisko, 1970.

245. Brandt C. W. Verification and use of the Hill-Stevenson loss formula. IEEE Power Engineering Society, Text of "A" Papers from Winter Meeting.: New York, January, 25-30, 1976. p. 1-7.

246. Chen M.-S., Reynolds L., Dickson W. D. Losses in Electrical Power System. Electrical Power System Research, 1977, vol. 1. № 1, p. 9-19.

247. Dabbs W.D., Sabin D.D. Probing Power Quality Data // IEEE Computer Applications in Power. April 1994.-pp.8-14.

248. D'Amour P.R., Block W.R. Modern User Inerface Revolutionizes Supervisory Systems // IEEE Computer Applications in Power. January 1994,-pp.8-15.

249. Dekleva J., Rozie N. Forecastig: ARIMA or Kaiman models // IF AC Identification and System Parameter Estimation 1985.-York, UK, 1985 -pp.649-656.

250. Dhar R.N. Computer Aided Power System Operation and Analysis.-TATA McGRAW-HILL publishing company limited, New Delhi, 1982.226 p.

251. Disai N. D. Development of a General power Transmission Loss Formula for Interconnected Power System Electrical India, 1971, vol 11, № 5, p. 50-57.

252. El-Sherief H., Abdel-Magid Y.L. An Efficient On-Line Modelling Algorithm for Short-Term Forecasting of Interconnected Power System // IEEE Trail, on AC, vol. AC-29, No.2, February 1984.-pp. 190-192.

253. Fanner E.D., Potton M.J. Development of on-line load prediction techniques with results from trials in the south-western region of the CEGB. // Proc.IEEE. 1968. 115. Oct. pp.1549-1558.

254. Galiana F. Short Term Load forecasting // EPRI Report SR-31, Proc., Forecasting methodology for Time-of-day and Seasonal Electrical Utility Loads.-Palo Alto, Calif., March 1976.

255. Galiana F., Handschin E., Fletcher A. Identification of Stochastic Electrical Load Models from Phisical Data // IEEE Trans, on AC, v. AC-19. December 1974.-pp. 887-893.

256. Glover J.D., Sarma M. Power System Analysis and Design with personal computer applications. 2-nd ed.-PWS Publishing Company, 20 Park Plaza, Boston, MA, 1994.-583 p.

257. Grainger J.J., Stevenson W.D. Power System Analysis.McGRAW-HILL , Inc., 1994.-787 p.

258. Hannan E.J. Time series analysis // IEEE Trans, on AC., vol.AC-19. No.6. December 1974.-pp.706-715.

259. Hams D. W. Line loss and its redaction. The New Zealand Energy Journal, 1977, № 25, p. 131.

260. Mohanrao A. Z. Line Losses a general stage Irrigation and power. 1974, vol. 31, №2, p. 157.

261. Nakamura M. Short term load forecasting using daily updated load models // Automatica. 1985, 21, No.6.-p.729-736. (P>K3, 1986, 6>K84).

262. Park D.C. Electrical Load Forecasting Using an Artificial Neural Network // IEEE Tran. on Power Systems, vol. 6. No.2, May 1991 .-pp.442-449.

263. Park J.N., Cha Y.T., Lee K.Y. Short-term load forecasting using an artificial neural network // IEEE Tran. on Power Systems, vol. 7, No.l, February 1992.-pp.124-132.

264. Saridis G.N. Stochastic Approximation Methods for Identification and Control A Survey // IEEE Trans, on AC. v.AC-19, No.6, December 1974, pp. 798-809.

265. Schweppe F. C., Handschin E.G. Static State estimation in electric power systems. Procid. IEEE, vol. 62, №7, 1974.P. 972-982.

266. Sciacca S.C., Block W.R. Advanced SCADA Concepts // IEEE Computer Applications in Power. January 1995.-pp.23-28.

267. Shuaib A.N., Elamm I.M. Dynamic data system modelling of electrical power demand // Electrical Power and Energy Systems. Vol.9, No.3, October 1987.-pp.250-253.

268. Stenton C. K/ Estimation of turbo-alternator transfer functions using normal operating data. Procid. IEEE, vol. 112, №9, 1965.P. 1713-1720.

269. Takeshi H., Shoichi M. Regression peak load forecasting using a transformation technique // IEEE Tran. on Power Systems, vol. 9, No.4, November 1994.-pp. 1788-1794.

270. Wood A.J. Power generation, operation and control.- by John Weley & Sons, Inc., 1984.-444 p.

271. Wu F.F. Real-time network security monitoring, assessment and optimiza