автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Моделирование режимов и восстановление электроснабжения потребителей в АСУ ПЭС

Со

На правах рукописи

ч' ¿>@*£>Ли6 "ж*

I

КУЖЕВ Владимир Хасанович

МОДЕЛИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ И ВОССТАНОВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В АСУ ПЭС

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

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Новочеркасск -1999

Работа выполнена на кафедре "Автоматизированных электроэнергетических систем и электроснабжения" Северо-Кавказского государственного тех-

нического университета

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор ИдельчикВ.И.

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

старший научный сотрудник Же.п езко Ю. С,

кандидат технических наук,

доцент Хлебников В.К.

Ведущее предприятие - АО "Ставропольэнерго", г.Пятигорск.

Защита состоится " 1999 г. в /V часов на заседании

диссертационного совета Д 063.30.01 £ Южно-Российском государственном техническом университете ( Новочеркасском политехническом институте) в 107 ауд. главного корпуса: 346428, г.Новочеркасск, ул.Просвещения, 132.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке университета. Автореферат разослан " 1999 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Золотарев Н.А.

} Ш1- МЛ, О / у Ш / - 0/6* //¿г

о

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В настоящее время Российская Федерация (РФ) переживает трудный период перехода к рыночной экономике. Несмотря на общее сокращение производства электроэнергии в России программам развития топливно-энергетического комплекса страны, в том числе электроэнергетики, отдается приоритет. Эти программы находятся в центре внимания правительства страны. Сокращение производства электроэнергии повышает требования к эффективности функционирования как всей электроэнергетики в целом, так и эффективности управления режимами электрических сетей в отдельных регионах. Развитие энергетики и электрификации в значительной мере определяет уровень экономического развития всех субъектов России.

В электроэнергетике промышленно развитых стран мира с середины восьмидесятых годов интенсивно разрабатываются вопросы автоматизации распределительных электрических сетей. Эти сети являются наиболее протяженной частью электроэнергетических систем (ЭЭС). Работы по созданию автоматизированных систем управления предприятиями электрических сетей (АСУ ПЭС) в рамках объединенной АСУ "Энергия" также ведутся на протяжении многих лет. Они развивались как в направлении решения отдельных задач, так и в направлении создания законченных программных комплексов с единой базой данных, предназначенных для решения определенного круга задач. К настоящему времени накоплен значительный опыт по разработке комплексов программ для решения режимных задач в распределительных сетях (РС). Прогресс в области вычислительной техники, создание комплексов средств телемеханики и быстродействующих высоконадежных персональных ЭВМ (ПЭВМ) позволяют значительно улучшить надежность и экономичность работы распределительных сетей, открывают новые возможности для решения задач автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ).

В последние годы происходит процесс интенсивного внедрения в ПЭС энергосистем РФ информационных технологий на основе ПЭВМ и разработки соответствующего программного обеспечения по анализу и планированию режимов РС. Головной организацией по разработке АСУ ПЭС является АО «Научно-исследовательский институт электроэнергетики» (ВНИИЭ).

Настоящая работа выполнена в рамках хоздоговорных и госбюджетных работ, выполняемых на кафедре автоматизированных электроэнергетических систем и электроснабжения Северо-Кавказского государственного технического университета при консультациях кандидата технических наук, доцента Кононова Ю.Г. Она является частью исследований, проводимых по заданию Минтопэнерго РФ в рамках создания типового программного обеспечения для АСУ ПЭС.

Цель работы состоит в: а) анализе современного состояния задачи расчета установившихся режимов распределительных сетей (УР РС) 6-35 кВ, б) разработке методик и алгоритмов, позволяющих учитывать статические тиристор-ные компенсаторы (СТК) и несимметрию в узлах нагрузки; в) исследовании по-

грешностей от неточного задания исходных данных при определении загрузки линий и отклонений напряжения у потребителей в разомкнутых РС;

г) исследовании проблемы подготовки рекомендаций диспетчеру ПЭС по выбору допустимых режимов в РС 6-35 кВ при поиске места повреждения, разработке типовых ремонтных схем и восстановлении электроснабжения потребителей;

д) реализации разработанных методик и алгоритмов в комплексе программ для задач анализа и планирования в АСДУ ПЭС.

Для достижения указанной цели были поставлены и решены следующие основные задачи:

1. Разработка методик и алгоритмов, позволяющих учитывать СТК в узлах нагрузки и несимметрию нагрузок при расчете УР РС 6-35 кВ.

2. Исследование погрешностей от неточного задания исходных данных при определении параметров режима, учитываемых при изменении схем разомкнутых РС.

3. Создание математической модели оптимального восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ.

4. Разработка методики и общего алгоритма инженерного решения задачи восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ.

5. Создание на основе разработанных алгоритмов в составе комплекса программ по анализу и планированию РС (РЭРС-РС) следующего программного обеспечения для АСДУ ПЭС:

а) программы по расчету и анализу нормальных режимов РС;

б) программы по расчету токов короткого замыкания и эквитоковых зон в

РС;

в) программы по подготовке рекомендаций диспетчеру ПЭС по переключениям в сетях 6-35 кВ.

Методы исследований. При решении поставленных задач в работе использованы методы математического моделирования, теории погрешностей, математической статистики, а также аппарат нелинейного и дискретного программирования.

Научная новизна. 1. Модифицированы методики и алгоритмы, позволяющие учитывать СТК со ступенчатым регулированием реактивной мощности и несимметрию в узлах нагрузки при расчете УР РС 6-35 кВ.

2. Выполнен анализ влияния погрешностей исходной информации на погрешность определения параметров режима, учитываемых при изменении схем разомкнутых РС.

3. Предложена математическая модель оптимального восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ.

4. Разработана методика и общий алгоритм инженерного решения задачи восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ.

5. Обоснована возможность применения технологии экспертных систем для задачи восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ.

Практическая ценность. Предложенные методики и алгоритмы для учета СТК в узлах нагрузки и несимметрии нагрузок при расчете УР РС 6-35 кВ по-

зволяют сократить затраты на создание программного обеспечения для расчетов. Разработанные методика, алгоритм и программа для подготовки рекомендаций диспетчеру ПЭС по переключениям в сетях 6-35 кВ позволяют производить согласованное управление процессами разработки типовых ремонтных схем и восстановления электроснабжения потребителей. Цель управления - минимизировать суммарный ущерб потребителей от недоотпуска электроэнергии путем коммутации линий при соблюдении технических ограничений по режиму работы PC. Такой подход дает возможность значительно сократить время, необходимое для решения этих диспетчерских задач.

Реализация результатов работы. Предложенные алгоритмы реализованы в комплексе программ по анализу и планированию PC РЭРС-РС в виде: а) программы по расчету и анализу нормальных режимов PC, б) программы по расчету токов короткого замыкания и эквитоковых зон в PC, в) программы по подготовке рекомендаций диспетчеру ПЭС по переключениям в сетях 6-35 кВ.

Комплекс РЭРС-РС предназначен для персональных ЭВМ, имеющих Intel платформу, и внедрен в промышленную эксплуатацию в АО Ставропольэнерго.

Результаты работы используются также в учебном процессе при подготовке инженеров-электриков по специальности 10.02 "Электроэнергетические системы и сети" в Ставропольском государственном техническом университете.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на ежегодных итоговых научных конференциях Ставропольского государственного технического университета (Ставрополь, 1988-1998), на конференции "Методы и технические средства повышения эффективности применения электроэнергии в сельском хозяйстве" (Ставрополь, ССХИ, 1993), на региональной научно-технической конференции (Ставрополь, СтГТУ, 1998), на международной конференции "International Conference on Power System Technology" (Пекин, КНР, 1994).

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 10 печатных работ. Кроме того, материалы диссертации отражены в четырех зарегистрированных во ВНТИЦ отчетах о научно-исследовательских работах кафедры автоматизированных электроэнергетических систем и электроснабжения Ставропольского политехнического института.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 200 стр. машинописного текста и содержащих 34 рисунка и 5 таблиц, а также 9 стр. приложений. Список литературы содержит 130 наименований.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, отражены научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе анализируются математические модели и методы, применяемые для расчета УР PC в традиционной постановке, а также разрабатываются вопросы расчета УР PC, содержащей статические тиристорные компенсаторы со

ступенчатым регулированием реактивной мощности. Рассмотрены методы расчета несимметричных режимов РС. Для исследования погрешностей определения параметров режима, учитываемых при изменении схем РС, разработаны алгоритм и программа для ПЭВМ на основе метода статистических испытаний.

Постановка задачи расчета УР зависит от исходной информации и целей расчета. В большинстве практических случаев для анализа загрузки РС и уровней напряжения используются упрощенные линейные модели УР. Однако при изменении конфигурации схемы РС, оптимизации РС по реактивной мощности, напряжению в центре питания и коэффициентам трансформации распределительных трансформаторов (РТ), а также в других задачах, требующих учета изменения потерь мощности и нагрузок от напряжения, используются нелинейные модели УР РС. Эффективность и точность решения этих задач во многом определяются выбранной моделью УР РС и методом решения.

На основе сопоставления методов расчета нелинейных уравнений УР было подтверждено, что для создания программы по расчету и анализу режимов разомкнутых электрических сетей 6-35 кВ наиболее целесообразно применять расчет в два этапа.

Разработан практический способ включения математической модели СТК со ступенчатым регулированием реактивной мощности в математическую модель, используемую при расчетах УР РС, что позволяет достаточно просто модифицировать программу по расчету и анализу нормальных режимов РС из комплекса РЭРС-РС при необходимости учета СТК.

Рассмотрены методы расчета несимметричных режимов РС. Отмечена целесообразность выполнения расчета несимметричных режимов в системе координат симметричных составляющих методом последовательных приближений между прямой и обратной последовательностями с учетом нелинейности нагрузки. Предложены методика и алгоритм вычисления напряжения обратной последовательности без формирования схемы замещения обратной последовательности. Такое вычисление выполняется на основании расчета напряжения одной фазы, расчета напряжения прямой последовательности и известного угла между ними. Это позволяет использовать имеющийся опыт по расчетам УР РС с минимальными модификациями.

Разработаны алгоритм и программное обеспечение на основе метода статистических испытаний для исследования погрешности определения наибольших коэффициентов загрузки линий фидера и наибольших отклонений напряжения у потребителей из-за погрешности задания исходной информации. Эти параметры являются очень важными при изменении схем разомкнутых РС. Для каждой отдельной линии фидера можно вычислить величину коэффициента загрузки линии, равную отношению нагрузочного тока в линии к длительно допустимому по нагреву току 1идоп,- Пропускную способность фидера в целом можно характеризовать коэффициентом загрузки фидера который равен наибольшему коэффициенту загрузки линии:

1Р = тах{1к;/1к1доп.} • (1)

Для учета ограничения по допустимой потере напряжения можно использовать наибольшее отклонение напряжения у потребителя вверх или вниз от номинального, выраженное в процентах от Uhom:

Uf= 100 max{(U¡-иномУ Uhom} • (2)

Цель расчетов состояла в оценке влияния погрешности исходных данных при расчете УР фидера РС на величину контролируемых параметров. При исследованиях в качестве контролируемых параметров были приняты коэффициент загрузки фидера If и наибольшие отклонения напряжения у потребителей вверх и вниз от номинального Л Ufb и Д Ufh-

В качестве расчетных схем были выбраны три схемы реальных электрических сетей, отличающихся числом узлов, количеством ТП, степенью загрузки. Были выполнены три серии расчетов.

В первой серии исследовалось влияние загрузки головного участка на математическое ожидание и среднее квадратическое отклонение контролируемых величин при числе испытаний равном 200. Были получены частотные гистограммы распределения значений для исходных данных и контролируемых величин и их статистические характеристики для исследуемых фидеров. Как показал анализ результатов, изменение загрузки головного участка приводит к соответствующему уменьшению математического ожидания 1р, увеличению математического ожидания A Ufb и Д Ufh и практически не оказывает серьезного влияния на среднее квадратическое отклонение контролируемых параметров.

Во второй серии исследовалось влияние изменения числа испытаний от 200 до 500 на математическое ожидание и среднее квадратическое отклонение контролируемых величин при наибольшей загрузке фидера, состоящего из 57 линий и 41 ТП. Анализ результатов показывает, что заметного эффекта не наблюдается, отличия не превышают 0.2 %.

В третьей серии исследовалось влияние повышения достоверности исходных данных за счет применения цифровых систем сбора информации на статистические характеристики контролируемых величин при наибольшей загрузке фидера, состоящего из 57 линий и 41 ТП. Рассматривалось уменьшение погрешности от ±5 % до ±2.5 % отдельно для 1[-у и ицп. Как показал анализ результатов, уменьшение погрешности 1ру приводит к соответствующему уменьшению среднего квадратического отклонения IF и не оказывает заметного влияния на A Ufb и Д Ufh. в то время как уменьшение погрешности ицп приводит к соответствующему уменьшению средних квадратических отклонений Д Ufb и Д Ufh и абсолютно не оказывает влияния на 1р.

Кроме этого общий анализ по всем трем сериям показывает, что средние квадратические отклонения контролируемых величин, выраженные в процентах от математических ожиданий, отличаются от средних квадратических отклонений соответствующих параметров головного участка очень незначительно, наибольшая разница составляет всего 0.6 % для Д Ufh-

Вторая глава посвящена вопросам подготовки рекомендаций диспетчеру ПЭС по выбору допустимых режимов в РС 6-35 кВ. В главе представлен обзор современного состояния проблемы подготовки рекомендаций диспетчеру ПЭС

по управлению режимами распределительных сетей 6-35 кВ на современных персональных ЭВМ и мини-ЭВМ. Показана важность задач поиска и локализации места повреждения, разработки типовых ремонтных схем и восстановления электроснабжения потребителей. Изложена методика расчета токов короткого замыкания и методика определения эквитоковых зон при коротких замыканиях. Рассмотрены вопросы разработки типовых ремонтных схем РС 6-35 кВ при оперативной подготовке ремонтных работ. Выполнен анализ задачи восстановления электроснабжения потребителей в схемах РС 6-35 кВ.

Обзор современного состояния проблемы подготовки рекомендаций диспетчеру ПЭС по управлению режимами РС 6-35 кВ позволяет сформулировать следующие положения:

а) Появление и развитие АСДУ ПЭС делает возможным применение информационных технологий для подготовки рекомендаций диспетчеру ПЭС по выбору допустимых режимов РС 6-35 кВ при поиске и локализации места повреждения, при разработке типовых ремонтных схем и при восстановлении электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ.

б) При выполнении переключений в РС среднего напряжения диспетчеру приходится исследовать возможные варианты схем сети и проверять их на соответствие техническим ограничениям по току и напряжению, а также по условиям работы релейной защиты.

в) Широко распространенные в настоящее время в нашей стране методы поиска повреждений и восстановления электроснабжения потребителей в РС 635 кВ занимают много времени и нуждаются в автоматизации.

г) В настоящее время не проведены полные исследования по переконфигурации нормального и послеаварийного режимов РС 6-35 кВ, не разработаны строгие формальные алгоритмы для поиска оптимальной конфигурации схемы РС, для нахождения последовательности переноса нагрузки при получении известной конечной конфигурации схемы РС из исходной, для правильного учета технических ограничений по режиму. Поэтому исследования, посвященные вопросам подготовки рекомендаций диспетчеру ПЭС по выбору допустимых режимов РС 6-35 кВ являются важными и актуальными.

Предложенная методика расчета токов короткого замыкания может использоваться для проверки элементов РС на термическую устойчивость, настройки автоматики и релейной защиты, оценки надежности оборудования и других задач. Разработанная методика определения эквитоковых зон при коротких замыканиях позволяет сократить время поиска места повреждения в РС.

Обобщен опыт по организации ремонта распределительных электрических сетей и предложено использовать информационные технологии для разработки типовых ремонтных схем РС 6-35 кВ при оперативной подготовке ремонтных работ. Выявлена методическая связь этой задачи с задачей восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ.

Задача оптимального восстановления электроснабжения потребителей РС является одной из функций системы управления производством электроэнергии, которая связана с оптимальным управлением послеаварийным распределением

нагрузки РС с учетом ограничений по надежности. Оптимальное потокораспре-делеиие моделируется математически как общая задача оптимизации с ограничениями:

минимизировать

Р(и,х) (3)

при условии

2(и>х) = 0> (4)

Ь(и,х) > 0, (5)

где и - множество управляемых переменных в системе, х - множество зависимых переменных.

Целевая функция (3) - скалярная. Уравнения (4) представляют собой обычные уравнения установившегося режима, к которым иногда добавляются некоторые частные ограничения типа равенства. Неравенства (5) представляют собой предельные ограничения на управляемые переменные и и другие режимные ограничения в электрической сети. Первые из них обычно считаются "жесткими", а последние могут рассматриваться как "гибкие", т.е. неточно известные и для которых допустимы небольшие нарушения.

Предлагается следующая формулировка задачи оптимального восстановления электроснабжения потребителей для мгновенного режима разомкнутой РС.

Для разомкнутой РС произвольной конфигурации из N фидеров, I секций и М ветвей известны:

а) топология фидеров и параметры пассивных их элементов: активные и реактивные продольные сопротивления всех М ветвей сети (д,, ху), активные и реактивные проводимости Ь|) каждого из М+Ы узлов сети (М+Ы-е номера относятся к балансирующим узлам фидеров), состояние коммутационных аппаратов (КА) в ветви описывается логической переменной си, которая равна 0, если хотя бы один КА в ветви отключен, и 1 если все КА в ветви включены;

б) активные и реактивные нагрузки узлов сети (РньСЬО и СХН по напряжению, заданные в виде полиномов второй степени;

в) характеристики удельных ущербов от недоотпуска электроэнергии У1 = ОД отк) для всех потребителей электроэнергии в ]-й секции фидера в виде полиномов второй степени

У>= отк + Ь|УР/отк, (6)

где отк - величина отключения активной мощности у потребителей _|'-й секции фидера,

а¡у, Ь;у - коэффициенты нелинейных зависимостей ущербов;

г) ограничения: на модули напряжений во всех узлах сети, на коэффициенты трансформации регулируемых трансформаторов, на пропускную способность всех ветвей сети и перегрузочную способность РТ и трансформаторов в центре питания;

д) модули напряжения в балансирующих узлах фидеров и начальные приближения коэффициентов трансформации регулируемых трансформаторов;

е) место повреждения.

Требуется определить, какие необходимо выполнить переключения в схе-

ме РС, чтобы обеспечить питание потребителей при минимальном ущербе при выполнении ограничений пункта г).

Пусть ^я секция п-го фидера РС имеет с1 вариантов питания электроэнергией, и каждый из этих (1 вариантов на прямом пути от центра питания до _]'-й секции имеет к ветвей с коммутационными аппаратами, тогда активную нагрузку этой секции без учета потерь мощности в ветвях можно записать в виде 2

Р; = В,(СМ) £ РШ , (7)

/-1

где В;(сы) - логическая переменная, отражающая состояние ветвей с КА во всех возможных вариантах электроснабжения ^й секции,

с1 к

В/сы)= У < П < (8)

м Г=1

Ъ - число узлов РС, принадлежащих ^й секции.

При этом отключенная активная нагрузка .¡-й секции без учета потерь мощности в ветвях определяется как

2

^отх = В^(Сы) X Рн, , (9)

1=1

Оптимизируемая функция запишется в следующем виде:

J J 2 2

Р=Е У;=Х £ РН, + Ь]У[В/СЫ)^ Рн;]2}, (10)

J=\ /=1 /-1

где I - число секций фидеров в РС.

Независимой переменной, воздействующей на поведение оптимизируемой функции, является коммутация линий, т.е. изменение переменной Сы- Известно, что коммутация линий влияет на распределение активной и реактивной мощностей в ветвях схемы РС, причем это влияние невозможно выразить гладкой непрерывной функцией. При переключениях в ветвях происходит скачкообразное изменение вектора зависимых параметров режима X, в который входят модули напряжений во всех узлах, кроме балансирующего, и потоки активных и реактивных мощностей в начале ветвей.

Уравнения установившегося режима сети для 1а-ой ветви записываются в соответствии с принятым методом расчета в два этапа "в мощностях". Нагрузки узла (Рн; и <3н,) в общем случае принимаются зависимыми от напряжения в узле и рассчитываются с помощью полиномов второй степени.

Ток в начале кьой ветви определяется по формуле:

Iu= V(P"ki2+Q\,2)/Ut2 (11) Ограничения неравенства можно представить в следующем виде:

Umin i < U, < Umax ¡, i=l,...,M+N; (12)

Пмшк ^ nti < ПмАХкь i=l,...,KKT; (13)

^ Imaxu I (14)

Iraki >К31С.3.; (15)

где ККТ - число распределительных трансформаторов;

1кз 1л - ток трехфазного короткого замыкания в кьй ветви, К3 - коэффициент, учитывающий тип защиты, 1с.з. - ток уставки защиты.

Коммутация линий представляет собой вид управления, для которого непрерывные методы непригодны. Коммутационная оптимизация является задачей комбинаторной оптимизации. Самый распространенный способ решения задач комбинаторной оптимизации - метод полного перебора. Затем были разработаны более сложные методы, такие как метод направленного перебора, метод динамического программирования, метод ветвей и границ и т.п. Однако трудности решения задач целочисленного программирования при большом объеме схемы распределительной сети приводят к тому, что обычно разрабатываются применимые на практике приближенные алгоритмы решения этих задач.

В третьей главе работы рассмотрена методика инженерного решения задачи восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ. Инженерный подход основывается на поиске возможных вариантов восстановления электроснабжения потребителей после локализации места повреждения и проверке этих вариантов по техническим ограничениям режима. Исследованы различные методические подходы к учету технических ограничений по режиму и повышению эффективности выбора возможных вариантов восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ. Рассмотрена методика последовательного учета технических ограничений по пропускной способности линий фидера, по допустимому отклонению напряжения у потребителей и по чувствительности работы релейной защиты при изменении конфигурации схемы РС 6-35 кВ. Предложена методика совместного учета технических ограничений по режиму при переносе нагрузки между фидерами РС.

Разработан общий алгоритм инженерного решения задачи восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ:

1. Диспетчер указывает место повреждения и предполагаемый период, в продолжение которого изменяется схема.

2. Поврежденный фидер делится на три области путем отключения КА, изолирующих поврежденный участок.

3. Запитываются потребители первой области путем включения выключателя в голове фидера.

4. Выполняется расчет установившегося режима для нормальной схемы поврежденного фидера и соседних фидеров, которые могут быть соединены с поврежденным через резервные перемычки. Определяются предполагаемые значения нагрузок потребителей в третьей области и пропускные способности резервных перемычек

5. Организуется цикл по сегментам фидера, относящимся к третьей области, начиная с имеющих наибольшую нагрузку.

6. Для сегмента определяются все резервные перемычки, которые ранжируются по пропускной способности.

7. Организуется цикл по резервным перемычкам, начиная с присоединен-

ных к фидеру, имеющему наибольшую пропускную способность.

8. Формируется схема сегмента. При этом за головной участок сегмента принимается резервная перемычка и балансирующий узел принадлежит резервному фидеру. По известным предполагаемым мощностям нагрузки выполняется расчет установившегося режима сегмента, в результате которого находятся значения минимального запаса по току и наибольшей потери напряжения для сегмента.

9. Проверяется, нарушаются ли ограничения при переносе сегмента на перемычку. Если есть несколько вариантов без нарушений ограничений, то все варианты в дальнейшем должны быть показаны диспетчеру.

10. Если нельзя перенести сегмент по п. 8, то этот сегмент разбивается на группы секций. Начиная от перемычки с наибольшим запасом по пропускной способности, выделяется первая группа секций, не нарушающая ограничений. Оставшиеся секции рассматриваются как сегмент, и повторяется процедура для сегмента, начиная с п. 5. Если в результате останется группа секций, не имеющая перемычек, то ее перенести нельзя, и потребители этой группы будут обесточены.

11. После окончания цикла по сегментам фидера, относящимся к третьей области, на экране представляются возможные варианты выполнения переключений для восстановления электроснабжения потребителей, проверенные по техническим ограничениям, с указанием для каждого варианта запаса по пропускной способности линий и трансформаторов, наибольших отклонений напряжений, количества и мощности отключенных потребителей.

12. По запросу диспетчер может получить более подробную информацию о каждом из вариантов.

Сейчас решение о выборе наилучшего варианта переключений принимает диспетчер. В дальнейшем планируется усовершенствовать рекомендации диспетчеру. Кроме полного списка вариантов желательно указывать наиболее оптимальный вариант.

Далее была обоснована возможность применения технологии экспертных систем для восстановления электроснабжения потребителей в PC 6-35 кВ, отмечена целесообразность применения гибридной экспертной системы, объединенной с базой данных и традиционными технологическими программами по расчету и анализу PC.

Четвертая глава диссертации посвящена практической реализации методик и алгоритмов, разработанных в предыдущих главах, в виде программ для персональных ЭВМ, имеющих Intel платформу. Приведена краткая характеристика современного состояния и тенденций развития программного обеспечения для задач анализа и планирования в АСДУ ПЭС. Дано общее описание комплекса программ РЭРС-РС, разработанного в СевКавГТУ совместно с ВНИИЭ. Рассмотрены особенности практической реализации программы по расчету и анализу нормальных режимов PC, программы расчета токов короткого замыкания и эквитоковых зон в PC, программы подготовки рекомендаций диспетчеру ПЭС по переключениям в сетях 6-35 кВ. Внедрение в промышленную эксплуатацию

комплекса РЭРС-РС позволило повысить обоснованность и эффективность решений, принимаемых при управлении режимами РС.

На рис.1 показана блок-схема взаимодействия комплекса программ РЭРС-РС. Программа по расчету и анализу нормальных и послеаварийных режимов разомкнутых электрических сетей 6-110 кВ состоит из нескольких подпрограмм. Эти подпрограммы выполняют ввод исходной информации, проверку схемы сети, формирование вторых адресных отображений, расчет установившегося режима распределительной сети в нормальном режиме, выдачу результатов расчета и анализа. Программа позволяет выполнить расчет уровней напряжения, токов, потоков и потерь мощности в элементах распределительных сетей 6-110 кВ; выявить районы с низкими уровнями напряжений, перегруженные участки линий, трансформаторы, очаги потерь активной мощности в элементах фидеров. В процессе расчета учитывается нелинейная зависимость сопротивлений стальных проводов от протекающего тока.

Программа по расчету токов короткого замыкания в РС позволяет произвести расчет токов трехфазного и двухфазного короткого замыкания во всех узлах распределительной электрической сети. Программа по определению эквито-ковых зон при коротких замыканиях используется при поиске места повреждения в РС. При расчете эквитоковых расстояний для каждой эквитоковой линии, начиная с наибольшей, определяются ветви, которые пересекаются датой эквитоковой линией. Для этих ветвей рассчитывается расстояние от начала ветви до эквитоковой линии.

Программа подготовки рекомендаций диспетчеру ПЭС по переключениям в сетях 6-35 кВ повышает эффективность восстановления питания потребителей в послеаварийном режиме. Эта программа должна использоваться после определения места повреждения в РС. Назначение программы состоит в поиске возможных вариантов восстановления электроснабжения потребителей и проверке их по техническим ограничениям. Решение о выборе наилучшего варианта переключений принимает диспетчер. В дальнейшем планируется усовершенствовать рекомендации диспетчеру.

Полученные результаты расчетов по комплексу программ РЭРС-РС использовались персоналом диспетчерской службы для анализа режимов работы РС и разработки мероприятий по повышению экономичности работы этих сетей. Результаты расчетов токов КЗ и эквитоковых расстояний передавались в службу релейной защиты для проверки оборудования на устойчивость к токам КЗ и проверки уставок релейной защиты. Расчеты эквитоковых линий для фидеров, оборудованных фиксирующими измерительными приборами, позволили уменьшить время поиска мест КЗ.

Программы комплекса РЭРС-РС применялись также для более обоснованного составления технических условий на присоединение новых потребителей. Использование комплекса РЭРС-РС позволило обеспечить персонал ПЭС более достоверной информацией, повысить точность расчетов и снизить трудозатраты на их проведение.

Опыт эксплуатации комплекса показал относительную простоту работы с программами и возможность быстрого обучения персонала работе с комплексом. Внедрение РЭРС-РС позволило повысить обоснованность решений, принимаемых при управлении режимами, снизить потери электроэнергии и улучшить качество напряжения в РС.

Рис. 1 Блок-схема взаимодействия комплекса программ РЭРС-РС

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

1. На основе анализа математических моделей и методов, используемых для расчета установившегося режима в распределительных сетях, показано, что для создания программы по расчету и анализу режимов разомкнутых сетей 6-35 кВ наиболее целесообразно применять метод расчета в два этапа.

2. Предложен способ включения математической модели статического ти-ристорного компенсатора со ступенчатым регулированием реактивной мощности в математическую модель, используемую при расчете установившегося режима распределительной сети. Разработаны методика и алгоритм расчета установившегося режима распределительной сети, содержащей статические тири-сторные компенсаторы со ступенчатым регулированием реактивной мощности.

3. Модернизированы методика и алгоритм расчета режима распределительной сети с несимметричными нагрузками в системе координат симметричных составляющих. Расчет выполняется методом последовательных приближений между прямой и обратной последовательностями с учетом нелинейности нагрузки. Предложена методика вычисления напряжения обратной последовательности без формирования схемы замещения обратной последовательности.

4. Разработаны алгоритм и программное обеспечение на основе метода статистических испытаний для исследования погрешности определения наибольших коэффициентов загрузки линий фидера и наибольших отклонений напряжения у потребителей из-за погрешности задания исходной информации.

5. На основе ¡анализа проблемы оптимального восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ создана математическая модель данной проблемы, сформулированная в виде однокритериальной задачи комбинаторного программирования. Требуется минимизировать суммарный ущерб потребителей от недоотпуска электроэнергии путем коммутации линий при соблюдении технических ограничений по режиму.

6. Разработана методика и общий алгоритм инженерного решения задачи восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ. Инженерный подход основывается на поиске возможных вариантов восстановления электроснабжения потребителей после локализации места повреждения и проверке этих вариантов по техническим ограничениям режима. В качестве ограничений рассматриваются пропускная способность линий фидера и трансформаторов в центрах питания, допустимые отклонения напряжения у потребителей и чувствительность работы релейной защиты в изменившейся схеме.

7. Для преодоления многокритериальное™ и комбинаторности задачи восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ предложено использовать технологию экспертных систем. Обоснована целесообразность применения гибридной экспертной системы, объединенной с базой данных и традиционными технологическими программами по расчету и анализу распределительных сетей.

8. Предложенные в работе методы и алгоритмы реализованы в виде программного обеспечения, входящего в состав комплекса программ по анализу и

планированию PC 6-35 kB. Комплекс программ работает на персональных ЭВМ, имеющих Intel платформу, и внедрен в промышленную эксплуатацию в АО Ставропольэнерго. Практическое использование комплекса программ позволило повысить обоснованность решений, принимаемых при управлении режимами, выявить очаги потерь электроэнергии и улучшить качество напряжения в PC.

Основное содержание работы отражено в следующих публикациях:

1. Идельчик В.И., Кононов Ю.Г., Кужев В.Х. и др. Комплекс программ для распределительных электрических сетей // Изв. вузов. Электромеханика. -1994. - N 1-2. - с. 71-77.

2. Идельчик В.П., Кужев В.Х., Ярош В.А. Исследование погрешностей от неточного задания исходных данных при определении загрузки линий и отклонений напряжения в распределительной сети / Ставропольский политехи, ин-т. -Ставрополь, 1993. - 18 с. - Деп. в ВИНИТИ 29.03.94, N 757-В94.

3. Идельчик В.И., Кононов Ю.Г., Кужев В.Х. Подготовка рекомендаций по выбору резервной схемы в распределительных электрических сетях 6-35 кВ / Тезисы докладов XXIV научно-технической конференции по результатам НИР ППС, аспирантов и студентов за 1993 год, т. 1, Ставрополь, СтПИ, 1994. - с. 64.

4. Idelchik V.l., Kononov Yu.G., Kouzhev V.Kh. and others. Software Package for Electrical Distribution Networks. - ICPST'94, Beijing, China. - pp. 439-443.

5. Кужев В.Х. Исследование возможности применения технологии экспертных систем для восстановления электроснабжения потребителей в PC. - Методы и технические средства повышения эффективности применения электроэнергии в сельском хозяйстве / Ставроп. с/х ин-т. - Ставрополь, 1993.- с. 22-28.

6. Кононов Ю.Г., Кужев В.Х. Моделирование режимов распределительных электрических сетей сельскохозяйственного назначения на персональных ЭВМ по данным телеизмерений. - Методы и технические средства повышения эффективности применения электроэнергии в сельском хозяйстве / Ставропольский с/х ин-т. - Ставрополь, 1993,- с. 75-78.

7. Идельчик В.И., Ильченко А.И., Кононов Ю.Г., Кужев В.Х. Моделирование режимов и восстановления электроснабжения потребителей: в АСУ ПЭС и в учебном процессе / Тезисы докладов XXV научно-технической конференции по результатам НИР ППС, аспирантов и студентов за 1994 год, т. III, Ставрополь, СтГТУ, 1995. - с. 6.

8. Идельчик В.И., Ильченко А.И., Кононов Ю.Г., Кужев В.Х. Исследование структуры оперативно-диспетчерских задач в АСУ ПЭС / Материалы XXVII научно-технической конференции по результатам НИР ППС, аспирантов и студентов за 1996 год, т. II, Ставрополь, СтГТУ, 1997. - с. 76.

9. Идельчик В.И., Кужев В.Х. Подготовка рекомендаций по выбору схемы резервного электроснабжения в распределительных электрических сетях 6-35 кВ / Материалы региональной науч.-техн. конференции по результатам НИР ППС, аспирантов и студентов за 1997 год, Ставрополь, СтГТУ, 1998. - с. 105,106.

10. Идельчик В.И., Кононов Ю.Г., Кужев В.Х., Ушмаев А.Н. О восстановлении электроснабжения потребителей в схемах распределительных электрических сетей 6-35 кВ // Электричество - 1998. - N 9. - с. 15-21.

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАДАЧИ РАСЧЕТА УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА (УР) РАЗОМКНУТЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ (PC) 6-35 KB

1.1. Анализ математических моделей и методов, применяемых для расчета УРРС.

1.2. Разработка методов и средств исследования расчетов УР PC с управляемой компенсацией реактивной мощности

1.3. Методы расчета несимметричных режимов PC

1.4. Исследование погрешностей от неточного задания исходных данных при определении параметров режима, учитываемых при изменении схем разомкнутых PC.

1.5. Выводы по главе

ГЛАВА 2. ПОДГОТОВКА РЕКОМЕНДАЦИИ ДИСПЕТЧЕРУ ПЭС ПО ВЫБОРУ

ДОПУСТИМЫХ РЕЖИМОВ В PC 6-35 KB

2.1. Обзор современного состояния проблемы

2.2. Расчет токов короткого замыкания и эквитоковых зон при коротких замыканиях в PC.

2.3. Ремонтно-восстановительные работы в PC

2.4. Оптимальное восстановление электроснабжения потребителей в PC

2.5. Выводы по главе 2.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ И АЛГОРИТМА ВОССТАНОВЛЕНИЯ

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В PC 6-35 KB.

3.1. Методика восстановления электроснабжения потребителей в PC.

3.2. разработка алгоритма программы подготовки рекомендаций диспетчеру ПЭС по переключениям в сетях 6-35 кВ

3.3. Учет технических ограничений при переносе нагрузки между Фидерами PC.

3.4. Исследование возможности применения технологии экспертных систем для восстановления электроснабжения потребителей в PC.

3.5. Выводы по главе 3.

ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДЛЯ РЕШЕНИЯ РЕЖИМНЫХ

ЗАДАЧ В PC В РАМКАХ АСУ ПЭС.

4.1. Программное обеспечение для задач анализа и планирования в АСДУ ПЭС.

4.2. Общая характеристика комплекса программ РЭРС-РС

4.3. Практическая реализация программы по расчету и анализу нормальных режимов PC

4.4. Программа расчета токов короткого замыкания и эквитоковых зон в PC.

4.5. Практическая реализация программы подготовки рекомендаций диспетчеру ПЭС по переключениям в сетях 6-35 кВ.

4.6. Выводы по главе 4.

В настоящее время Российская Федерация (РФ) переживает трудный период перехода к рыночной экономике. Несмотря на общее сокращение производства электроэнергии в России программам развития топливно-энергетического комплекса страны, в том числе электроэнергетики, отдается приоритет. Эти программы находятся в центре внимания правительства страны. Сокращение производства электроэнергии повышает требования к эффективности Функционирования как всей электроэнергетики в целом, так и эффективности управления режимами электрических сетей в отдельных регионах /1.2/. Развитие энергетики и электрификации в значительной мере определяет уровень экономического развития всех субъектов России.

С середины восьмидесятых годов в электроэнергетике промышленно развитых стран мира интенсивно разрабатываются вопросы автоматизации распределительных электрических сетей /35/. Эти сети являются наиболее протяженной частью электроэнергетических систем (ЭЭС). Работы по созданию автоматизированных систем управления предприятиями электрических сетей (АСУ ПЭС) в рамках объединенной АСУ "Энергия" бывшего СССР также ведутся на протяжении нескольких лет /6-11/. Они развивались как в направлении решения отдельных задач, так и в направлении создания законченных программных комплексов с единой базой данных, предназначенных для решения определенного круга задач. К настоящему времени накоплен значительный опыт по разработке комплексов программ для решения режимных задач в распределительных сетях на ЭВМ общего назначения.

В процессе развития распределительных электрических сетей происходило увеличение их протяженности и загруженности, возрастание числа Фидеров, питающих распределительные трансформаторы. Средства контроля и управления на этом уровне передачи и распределения электроэнергии использовались самые простейшие и доступные. Все необходимые расчеты обычно выполнялись вручную на микрокалькуляторе или передавались в отдел автоматизированных систем управления энергосистемы (АСУ ЭС) для обработки на универсальной ЭВМ. При этом, несмотря на разработку хорошего программного обеспечения для управления режимами распределительных электрических сетей для ЭВМ общего назначения, диспетчерская служба предприятия электрических сетей практически не могла использовать в повседневной деятельности созданное математическое обеспечение. Прогресс в области вычислительной техники, создание комплексов средств телемеханики и быстродействующих высоконадежных персональных ЭВМ (ПЭВМ) позволяют значительно улучшить надежность и экономичность работы распределительных сетей (РС). открывают новые возможности для решения задач автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) /1,11,13-22/.

В последние годы происходит процесс интенсивного внедрения в ПЭС энергосистем РФ информационных технологий на основе ПЭВМ и разработки соответствующего программного обеспечения по анализу и планированию режимов РС. Головной организацией по разработке АСУ ПЭС является Всероссийский научно-исследовательский институт электроэнергетики (ВНИИЭ). Настоящая работа выполнена в рамках хоздоговорных и госбюджетных работ, выполняемых на кафедре автоматизированных электроэнергетических систем и электроснабжения Ставропольского государственного технического университета, и является частью исследований, проводимых по заданию Минтопэнерго РФ в рамках создания типового программного обеспечения для АСУ ПЭС.

Цель работы состоит в а) анализе современного состояния задачи расчета установившихся режимов распределительных сетей (УР РС) 635 кВ, б) разработке методик и алгоритмов, позволяющих учитывать статические тиристорные компенсаторы (СТК) и несимметрию в узлах нагрузки; в) исследовании погрешностей от неточного задания исходных данных при определении загрузки линий и отклонений напряжения у потребителей в разомкнутых РС; г) исследовании проблемы подготовки рекомендаций диспетчеру ПЭС по выбору допустимых режимов в РС 6-35 кВ при поиске места повреждения, разработке типовых ремонтных схем и восстановлении электроснабжения потребителей; д) реализации разработанных методик и алгоритмов в комплексе программ для задач анализа и планирования в АСДУ ПЭС.

Для достижения указанной цели были поставлены и решены следующие основные задачи:

1. Разработка методик и алгоритмов, позволяющих учитывать СТК в узлах нагрузки и несимметрию нагрузок при расчете УР РС 6-35 кВ.

2. Исследование погрешностей от неточного задания исходных данных при определении параметров режима, учитываемых при изменении схем разомкнутых РС, и их количественный анализ.

3. Создание математической модели оптимального восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ.

4. Разработка методики и общего алгоритма инженерного решения задачи восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ.

5. Создание на основе разработанных алгоритмов в составе комплекса программ по анализу и планированию РС (РЭРС-РС) следующего программного обеспечения: а) программы по расчету и анализу нормальных режимов РС; б) программы по расчету токов короткого замыкания и

ЭКВИТОКОВЫХ ЗОН В РС; в) программы по подготовке рекомендаций диспетчеру ПЭС по переключениям в сетях 6-35 кВ.

Методы исследований. При решении поставленных задач в работе использованы методы математического моделирования, теории погрешностей, математической статистики, а также аппарат нелинейного и дискретного программирования.

Научная новизна. 1. Разработаны методики и алгоритмы, позволяющие учитывать СТК со ступенчатым регулированием реактивной мощности в узлах нагрузки и несимметрию нагрузок при расчете УР РС 6-35 кВ.

2. Выполнен анализ влияния погрешностей исходной информации на погрешность определения параметров режима, учитываемых при изменении схем разомкнутых РС, что позволяет дать рекомендации по созданию программного обеспечения.

3. Предложена математическая модель оптимального восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ.

4. Разработана методика и общий алгоритм инженерного решения задачи восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ.

5. Обоснована возможность применения технологии экспертных систем для задачи восстановления электроснабжения потребителей в РС 6-35 кВ.

Практическая ценность. Предложенные методики и алгоритмы для учета СТК в узлах нагрузки и несимметрии нагрузок при расчете УР РС 6-35 кВ позволяют сократить затраты на создание программного обеспечения для расчетов. Разработанные методика, алгоритм и программа для подготовки рекомендаций диспетчеру ПЭС по переключениям в сетях 6-35 кВ позволяют производить согласованное управление процессами разработки типовых ремонтных схем и восстановления электроснабжения потребителей. Цель управления минимизировать путем коммутации линий суммарный ущерб потребителей от недоотпуска электроэнергии при соблюдении технических ограничений по режиму работы PC. Такой подход дает возможность значительно сократить время, необходимое для решения этих диспетчерских задач.

Реализация результатов работы. Предложенные алгоритмы реализованы в комплексе программ по анализу и планированию PC РЭРС-РС в виде: а) программы по расчету и анализу нормальных режимов PC, б) программы по расчету токов короткого замыкания и эквитоковых зон в PC, в) программы по подготовке рекомендаций диспетчеру ПЭС по переключениям в сетях 6-35 кВ.

Комплекс РЭРС-РС работает на персональных ЭВМ и внедрен в промышленную эксплуатацию в АО Ставропольэнерго.

Результаты работы используются также в учебном процессе при подготовке инженеров-электриков по специальности 10.02 "Электроэнергетические системы и сети" в Ставропольском государственном техническом университете.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на ежегодных итоговых научных конференциях Ставропольского государственного технического университета (Ставрополь, СтГТУ, 1988-1998), на конференции "Методы и технические средства повышения эффективности применения электроэнергии в сельском хозяйстве"(Ставрополь. ССХИ, 1993), на региональной научно-технической конференции (Ставрополь, СтГТУ, 1998), на международной конференции "International Conference on Power System Technology" (Пекин, КНР, 1994).

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 10 печатных работ. Кроме того, материалы диссертации отражены в четырех зарегистрированных во ВНТИЦ отчетах о научно-исследовательских работах кафедры автоматизированных 9 электроэнергетических систем и электроснабжения Ставропольского политехнического института.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 200 стр. машинописного текста и содержащих 34 рисунка и 5 таблиц, а также 7 стр. приложений. Список литературы содержит 130 наименований.

Основные результаты диссертационной работы могут быть представлены в виде следующих выводов:

1. На основе анализа математических моделей и методов, используемых для расчета установившегося режима в распределительных сетях, показано, что для создания программы по расчету и анализу режимов разомкнутых электрических сетей 6-35 кВ наиболее целесообразно применять метод расчета в два этапа.

2. Предложен способ включения математической модели статического тиристорного компенсатора со ступенчатым регулированием реактивной мощности в математическую модель. используемую при расчете установившегося режима распределительной сети. Разработана методика и алгоритм расчета установившегося режима распределительной сети, содержащей статические тиристорные компенсаторы со ступенчатым регулированием реактивной мощности.

3. Модернизированы методика и алгоритм расчета режима распределительной сети с несимметричными нагрузками в системе координат симметричных составляющих. Расчет выполняется методом последовательных приближений между прямой и обратной последовательностями с учетом нелинейности нагрузки. Предложена методика вычисления напряжения обратной последовательности без Формирования схемы замещения обратной последовательности.

4. Разработаны алгоритм и программное обеспечение на основе метода статистических испытаний для исследования погрешности определения наибольших коэффициентов загрузки линий Фидера и наибольших отклонений напряжения у потребителей из-за погрешности задания исходной информации. модель оптимального восстановления электроснабжения потребителей в PC 6-35 кВ, сформулированная в виде однокритериальной задачи комбинаторного программирования. Требуется минимизировать путем коммутации линий суммарный ущерб потребителей от недоотпуска электроэнергии при соблюдении ограничений по режиму.

6. Разработана методика и общий алгоритм инженерного решения задачи восстановления электроснабжения потребителей в PC 6-35 кВ. Инженерный подход основывается на поиске возможных вариантов восстановления электроснабжения потребителей после локализации места повреждения и проверке этих вариантов по техническим ограничениям режима. В качестве ограничений рассматриваются пропускная способность линий Фидера и трансформаторов в центрах питания, допустимые отклонения напряжения у потребителей и надежность работы релейной защиты в изменившейся схеме.

7. Для преодоления многокритериальное™ и комбинаторности задачи восстановления электроснабжения потребителей в PC 6-35 кВ предложено использовать технологию экспертных систем. Обоснована целесообразность применения гибридной экспертной системы, объединенной с базой данных и традиционными технологическими программами по расчету и анализу распределительных сетей.

8. Предложенные в работе методы и алгоритмы реализованы в виде программного обеспечения, входящего в состав комплекса программ по анализу и планированию PC 6-35 кВ. Комплекс программ работает на персональных ЭВМ, имеющих Intel платформу, и внедрен в промышленную эксплуатацию в АО Ставропольэнерго. Практическое использование комплекса программ позволило повысить обоснованность решений, принимаемых при управлении режимами, выявить очаги потерь электроэнергии и улучшить качество напряжения в PC.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Основные научно-технические требования к созданию и развитиюавтоматизированных систем управления районов электрических сетей (АСУ РЭС) . М. : РАО ЕЭС России, 1996. - 67 с.

2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.:

3. Энергоатомиздат, 1989. 592 с.

4. Moore Т. Automating The Distribution Network. EPRI Jornal,

5. September 1984. pp. 22-28.

6. A Distribution Automation Evaluation Using Digital Techniques

7. Bunch J.В., Demian L.A., Fiedler H.J. IEEE, 1985. - WM 188-8, pp. 1-7.

8. A Methodology For Economic Evaluation of Distribution

9. Atomation / Blair W.E., Bunch J.В., Gentz C.H. IEEE, 1985. - WM 189-6, pp. 1-7.

10. Основные направления автоматизации управления в электрическихсетях и на подстанциях / Семенов В.А., Маркушевич Н.С., Гольдина Л.Л. и др. М: Минэнерго СССР, 1975. - 105 с.

11. Автоматизированные системы диспетчерского управления вэнергосистемах / В.А. Забегалов, В.Г. Орнов, В.А. Семенов; Под. ред. В.А. Семенова. М.: Энергоатомиздат, 1984.- 264с.

12. Маркушевич Н.С. Автоматизированная система диспетчерскогоуправления. М.: Энергоатомиздат, 1986. -136с.

13. Маркушевич Н.С. Перспектива развития АСДУ предприятияэлектросетей // Энергетик. 1984. - N5. - с. 25,26.

14. Кононов Ю.Г. Расчеты и оптимизация режимов электрическихсетей 6-110 кВ в АСДУ ПЭС: Дисс. . канд. техн. наук. -Ставрополь, 1986. 220 с.

15. Основные положения по созданию автоматизированных систем1. СПО Союзтехэнерго, 1989.

16. Комплексный подход в проектировании АСУ предприятийэлектрических сетей /Бискер М.Е., Окулист A.A., Перпер М.г. и др. // Энергетик. 1989. - N5.- с. 25-27.

17. Автоматизированные рабочие места инженеров-технологов ПЭС

18. Барбалат М.В., Клейзит В.В., Бискер М.Е. // Энергетик. -1989. N4. - с. 22-23.

19. Решение режимных задач электрических сетей 6-35 кВ на СМ ЭВМс ориентацией на реальное время / Ройтельман И.г., Чешенков А.Г. , Томаппсевич М.Г. // Энергетик. 1990. - N9. - с. 2223.

20. Математическое обеспечение электротехнических задачдиспетчерского управления электрическими сетями на персональной ЭВМ / Задерей A.B. // Энергетик. 1990. - N9.- с. 23-24.

21. EPRI tests scale distribution automation / Borowski D.,

22. Seamon R. // Mod. Power Syst. 1989. - 9, N6, - pp. 49, 51, 53, 55.

23. Applications software for modeling distribution automationoperations on tbe Athens Utilities Board / Patton J.B., Rizy D.T., Lawler J.S. // IEEE Trans. Power Deliv. 1990. - 5, N2. - pp. 1019-1029.

24. Network, reconfiguration in distribution systems for lossreduction and load balancing / Baran M.E., Wu F.F. // IEEE Trans. Power Deliv. 1989. - 4, N2. - pp. 1401-1407.

25. Survey reveals usage data on SCADA and distributionautomation // Transmiss. and Distrib. 1989. - 41, N4. - p. 16.

26. A distribution system outage dispatch by data base methodwith real-time revision / Lin C.E., Huang Y.W., Chow H.L., Huang C.L. // IEEE Trans. Power Deliv. 1989 - 4, N1. - pp. 512-523.

27. Comparision of approximate and exact voltage dropcalculations for distribution lines / Brice C.W. // IEEE Trans. Power Appar. and System.-1982.- 101, N 11.- pp. 44284431.

28. Идельчик В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрическихсетей и систем.- М.: Энергоатомиздат, 1988.- 288 с.

29. Optimal Sizing of Capacitors Placed on a Radial Distribution

30. System / Baran M.E., Wu F.F. // IEEE Trans, on Power Delivery. 1989. - 4, N 1, pp. 735 - 742.

31. Distribution Automation Applications Software for the Athens

32. Utilities Board / D.T. Rizy, J.S. Lawler, J.B. Patton,

33. Radial distribution test feeders / IEEE Distribution Planning

34. Working Group Report // IEEE Trans. Power Deliv. 1991. -6, N 3. - pp. 975-985.

35. Идельчик В.И. Расчеты установившихся режимов электрическихсистем.-М. : Энергия,1977.-192 с.

36. Кононов Ю.Г. Расчеты и оптимизация режимов электрическихсетей 6-110 кВ в АСДУ ПЭС. АвтореФ. дис. . канд. техн. наук.- Баку, 1986,- 22 с.

37. Асланян С.К. Методика и алгоритмы учета статическихтиристорных компенсаторов в программах расчета установившихся режимов ЭЭС. Деп. рукопись. - М.: ИнФормэнерго, - 1989, N 3032 - эн89, - 18с.

38. Модель СТК в программно-вычислительном комплексе для расчетовнормальных и переходных режимов в энергосистеме / Дмитриева Г.А., Чертова Г.И. // Методы расчетов для упр. энергосистемами в нормал. и аварийн. режимах. М., 1988. -с. 89-98.

39. Статические компенсаторы для регулирования реактивноймощности / Под ред. P.M. Матура: Пер. с англ. М.: Энергоатомиздат, 1987.

40. Дои А. и др. Применение статических компенсаторов реактивноймощности в энергосистемах / Пер. с япон. // Мицубиси дэнки гихо, 1981, 55, N 9, с.64-68. М.: ВЦПНТДД, 1982. - с. 123.

41. New method for the analysis of distribution networks /

42. Cespedes G. Renato // IEEE Trans. Power Deliv. 1990. - 5, N 1. - pp. 391-396.

43. Берман А.П. Разработка и реализация метода анализатехн. наук / ВНИИЭ. Москва. 1985. - 18 с.

44. Электрические системы. Т. II. Электрические сети / Под ред.

45. В.А. Веникова. М.: Высшая школа, 1971.

46. Мельников H.A. Электрические сети и системы. М.: Энергия,1975.

47. Тигунцев С.Г. Разработка методики и средств симметрированиянапряжений и компенсации реактивний мощности в сложных электроэнергетических системах с несимметричными нагрузками: Дисс. . канд. техн. наук. Иркутск, 1988. - 193 с.

48. Электротехнический справочник: ВЗт. Т. 3. В 2 кн. Кн. 1.

49. Расчет несимметричных режимов электрических систем сиспользованием Фазных координат / Берман А.П. // Электричество. 1985. - N 12. - с. 6-12.

50. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред.

51. Ю.Г. Барыбйна и др. М.: Энергоатомиздат, 1990. -576 с.

52. Моделирование электроэнергетических систем / Чень М.-С.,

53. Диллон У.Э. //ТИИЭР. 1974, - 65, N 7. - с. 46-63.

54. Оценка сопротивления обратной последовательности при расчетенесимметричных режимов электрических сетей / Жежеленко И.В., Тохтамыш В.В. , Чубарь JI.A. // Электрические сети и системы.- Львов: Висща школа, 1980. N 169. - с. 39-45.

55. Эквивалентное сопротивление обратной последовательности узлов

56. Электричество. 1975, N 10. - с. 57-60.

57. ГОСТ 13109-87. Электрическая энергия. Требования к качествуэлектрической энергии в электрических сетях общего назначения. М.: Издательство стандартов, 1987. - 22 с.

58. Идельчик В.И. Погрешности на ЦВМ при управлении режимамиэлектрических систем. Иркутск: Изд-во ИЛИ, 1971.- 36 с.

59. Идельчик В.И. Точность математического моделирования приуправлении эксплуатацией электрических систем: Учеб. пособие для вузов. Иркутск:Изд-во ИЛИ, 1971. - 61 с.

60. Паламарчук С.И. Определение погрешностей при расчетах на UBMустановившихся режимов электрических систем. АвтореФ. дис. канд.техн.наук. Новосибирск, 1973. - 24 с.

61. Новиков A.C. Погрешности расчетов на ЭВМ оптимальных режимовэлектрических систем. АвтореФ. дис. канд.техн.наук. -Новосибирск, 1980. 22 с.

62. Филиппов С.А. Методики определения потерь мощности и энергиив электрических сетях 6-220 кВ и анализ погрешности результатов: АвтореФ. дисс. . канд. техн. наук. -Новочеркасск, 1984. 16 с.

63. Идельчик В.И., Новиков A.C., Паламарчук С.И. Влияниепогрешностей информации на расчеты оптимальных режимов // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1982. - N 2. - с. 22-29.

64. Идельчик В.И. Основы применения итерационных методов в теорииустановившихся режимов электрических систем. АвтореФ. дис. докт.техн.наук. М., 1974. - 54 с.

65. Кононов Ю.Г., Ковалевич В.Н. Повышение эффективности иточности оптимизации режимов распределительных сетей // Повышение эффективности и качества электроснабжения: Тез. докл. научно-техн. конф. Киев: Общество "Знание" Украинской ССР, 1990.- С. 117.

66. Федосенко H.H. Исследование информационной модели режимовэлектроснабжения городов с разработкой методов повышения достоверности информации и расчетов.: АвтореФ. дис. канд. техн. наук. Киев, 1981. - 21 с.

67. Поспелов Г.Е., Шапиро И.В. Оценка погрешностей приближенногоэквивалентирования распределительных сетей 6-10 кВ // Электричество. 1982. - N 5. - с. 55-57.

68. Филиппов С.А. Методики определения потерь мощности и энергиив электрических сетях 6-220 кВ и анализ погрешности результатов: Дисс. . канд. техн. наук. Новочеркасск, 1984. - 198 с.

69. Маркушевич Н.С. Повышение точности моделирования режимаэлектрической сети // Электричество, 1979. N 12. - с. 1-5.

70. Методы электрических измерений / Л.Г. Журавин, М.А.

71. Мариненко, Е.И. Семенов, Э.И. Цветков. Под ред. Э.И. Цветкова. -Л.: Энергоатомиздат, 1990. 288 с.измерений. JI. , Энергоатомиздат, 1985. - 248 с.

72. Маркушевич Н.С. Атоматизированное управление режимамиэлектросетей 6-20 кВ. М., Энергия, 1980. - 208 с.

73. Хаушильд В., Мош В. Статистика для электротехников вприложении к технике высоких напряжений / Пер. с нем. Л.: Энергоатомиздат, 1989. - 312 с.

74. Жежеленко И.В., Саенко Ю.Л., Степанов В.П. Методывероятностного моделирования в расчетах характеристик электрических нагрузок потребителей. М.: Энергоатомиздат, 1990. - 128 с.

75. Sub-optimal Re-configuration Algorithm for Distribution

76. Systems / Aoki K., Nara K., Satoh Т., Kuwabara H., Ichimori T. // The Power Systems Computation Conference (PSCC 10) Proceedings. Graz, Austria, 1990. - pp. 463-470.

77. A New Algorithm for Service Restoration in Distribution

78. Systems / Aoki K., Nara K., Itoh M. , Satoh Т., Kuwabara H. // IEEE Trans, on Power Deliv. 1989. - 4, N 3.

79. Totally Automated Switching Operation in Distribution System

80. Aoki K., Nara K. and others // IEEE T&D Conference, 89 TD 447-4 PWRD. 1989.

81. An Expert System for Fault Diagnosis of Medium Voltage

82. Distribution Networks / Partanen J., Koppanen Т., Jarventausta P. // The Tenth Power Systems Computation Conference (PSCC 10) Proceedings. Graz, Austria, 1990. -pp. 1080-1087.

83. Automating the Restoration of Distribution Services in Major

84. Emergencies / Scott W.G. // IEEE Trans, on Power Deliv. -1990. 5, N 4 - pp. 1034-1039.

85. Шабад M.A. Расчеты релейной защиты и автоматикираспределительных сетей. Pl.: Энергия, 1976. - 288 с.

86. Стотт Б., Альсак О., Монтичелли А. Дж. Анализ надежности иоптимизация // ТИИЭР. 1987. - 75, N 12. - с. 83-111.

87. A Knowledge-based Systea for Security Enhancement Combining

88. Al-techniques and Analytic Algorithms / Reichelt D., Glavitsch H. // The Tenth Power Systems Computation Conference (PSCC 10) Proceedings. Graz, Austria, 1990. -pp. 921-928.

89. Модели поддержки решений диспетчера в предприятияхэлектрических сетей / Банин Д.Б., Мустафаев P.M., Наумченко В.В. // Моделирование электроэнергетических систем (X научная конференция). Ч. 2. Каунас, 1991. - с. 46,47.

90. Оптимизация распределительных электросетей на основе методатранспортных расходов / Хоменко О.В. // Моделирование электроэнергетических систем (X научная конференция). Ч. 2. Каунас, 1991. - с. 66,67.

91. Правила технической эксплуатации электрических станций исетей / М-во энергетики и электрификации СССР. М.: Энергоатомиздат, 1989. - 288 с.

92. Типовая инструкция по переключениям в электроустановках / Мво энергетики и электрификации СССР. ГТУ по эксплуатации энергосистем. ТИ 34-70-040-85. с. Грачевка, 1988.

93. Филатов А.А. Переключения в электроустановках 0,4 -10 кВраспределительных сетей. M.: Энергоатомиздат, 1991. -112 с.

94. Многоцелевая оптимизация некоторых задач электроэнергетики /

95. Снижение потерь электроэнергии путем размыкания схем внешнегоэлектроснабжения при одновременной оптимизации распределительных сетей / Буслова Н.В., Тугай Ю.И. // Оптимизация и снижение потерь энергии в электрических сетях. М., 1978. - с. 334-337.

96. Оптимизация точек размыкания распределительной сети / Комлев

97. Ю.М. // Снижение потерь и повышение качества электроэнергии в электрических сетях энергосистем: Краткие тез. докл. к Всесоюз. научно-техн. совещанию. -Л., 1984. с. 114-118.

98. Алгоритм последовательного выбора мероприятий по снижениюповышения качества электроэнергии в электрических сетях энергосистем. Тез. докл. Всесоюз. научно-техн. совещания.- Алма-Ата, 1984. с. 241,242.

99. Моделирование режимов сетей 6-20 кВ в реальном времени /

100. Ройтельман И.Г., Чешенков А.Г. // Моделирование электроэнергетических систем (X научная конференция). Ч. 1.- Каунас, 1991. с. 218-220.

101. Раджабов М.Н. Разработка методов повышения оперативности иэффективности расчетов режимов распределительных электрических сетей в рамках АСУ ПЭС: Дисс. . канд. техн. наук. ~ Баку, 1984. 281 с.

102. Комплекс программ для расчета распределительных электрическихсетей / Идельчик В.И., Кононов Ю.Г., Филиппов С.А. // Изв. вузов. Электромеханика. 1983. - N 12. - с. 54-56.

103. Расчет токов короткого замыкания городских и сельскихраспределительных сетей на ПЭВМ типа IBM PC / Вахмянина И.В., Кононов Ю.Г., Минченко Ю.Д. // Метод, указания для студ. спец. 1002 и 1004. Ставроп. политехи, ин-т. -Ставрополь. 1992. 24 с.

104. Аппаратура поиска мест замыканий на землю ВЛ 6-10 кВ /

105. Г.А. Луценко // Определение мест повреждения воздушных линий в электрических сетях 6-750 кВ: Тезисы докл. Всес. семинара ( г. Ленинград, 19 -23 августа 1991 г.) М., 1991. - с. 29, 31.

106. Синтез алгоритмов Функционирования микропроцессорных средств

107. Фиксации мест повреждения линий электропередачи / А.-С. С. Саухатас, Т.В. Ломан // Определение мест повреждения воздушных линий в электрических сетях 6-750 кВ: Тезисы докл. Всес. семинара ( г. Ленинград, 19 -23 августа 1991 г.) М., 1991. - с. 25, 26.

108. Баркан Я. Д. Эксплуатация электрических систем. М., Высш.шк., 1990. 304 с.

109. Голубев М.Л. Расчет токов короткого замыкания в электросетях0,4 35 КВ. - М.: Энергия, 1980. - 88 с.

110. Система планово-предупредительного ремонта энергооборудованияпромышленных предприятий / Синягин H.H., Афанасьев H.A., Новиков С.А. М. : Энергия, 1975. - 376 с.

111. Андриевский В.Н. Ремонтно-восстановительные работы в электрических сетях. М., Энергоатомиздат, 1984. - 279 с.

112. Уолленберг Б. Ф., Сакагути Т. Искусственный интеллект в управлении энергосистемами // ТИИЭР, 1987, т. 75, N 12, с. 150-158.

113. Элти Дж., Кумбс М. Экспертные системы: концепции и примеры / Пер. с англ. и предисл. Б. И. Шитикова. М.: Финансы и статистика, 1987. - 191 с.

114. Стебунов А. Экспертные системы Японии: Стратегия и состояние // Компьютер Пресс. -1990. N 9. с. 19-25.

115. Munneke М.С., Dillon T.S. Implementation of an Alarm Processing Expert System in a Regional Control Centre. The Power Systems Computation Conference (PSCC 10) Proceedings, Graz. Austria, 1990. pp. 936-943.

116. Systematic Task Definition Approach of an Intelligent Alarm Processor for a Load Dispatch Centre / Dobiash R. Wagenbauer M., Zimmerl L. // The Tenth Power Systems Computation Conference (PSCC 10) Proceedings, Graz, Austria, 1990. pp. 944-947.

117. Knowledge Based Alarm Handling and Fault Location in Distribution Network / Eickhoff F., Handschin E., Hoffmann W. // Proc. 1991 IEEE Power Industry Computer Applications Conf., May, 1991. pp. 358-364.

118. Verification of Switching Operations with Temporal Logic / Matsumoto K., Sakaguchi Т., Uemura K. // The Eighth Power Systems Computation Conference (PSCC 8) Proceedings, Helsinki, 1984. -pp. 1096-1102

119. Fuki C., Kawakami J. An Expert System for Fault Section Estimation Using Information from Protective Relays and Circuit Breakers. IEEE Trans. Power Delivery, vol. PWRD-1, no. 4, Oct. 1986. pp.83-90.

120. PES Transmission and Distribution Conf., Sept. 1986.

121. Liu C.C., Tomsovic K.L. An Expert System Assisting Decission Making of Reactive Power/Voltage Control. Proc. 1985 IEEE Power Industry Computer Applications Conf., May, 1985.- pp. 242-248.

122. An Decision-Support Expert System for Bulk Power System Restoration / Hang Shi-Mo, Dong Zhong-Zhuo, Sun Qi-Hong, Xia Dao-Zhi // The Tenth Power Systems Computation Conference (PSCC 10) Proceedings, Graz, Austria, 1990. pp. 966-971.

123. A Knowledge-Based Method for Making Restoration Plan of Bulk Power System / Shimakura K., Inagaki J., Matsunoki Y. and others // Proc. 1991 IEEE Power Industry Computer Applications Conf., May, 1991. pp. 337-343.

124. MARS: An Aid for Network Restoration After a Local Disturbance / Mondon E., and others // Proc. 1991 IEEE Power Industry Computer Applications Conf. May, 1991. pp. 344-349.

125. Operational Experience and Maintenance of an On-Line Expert System for Customer Restoration and Fault Testing / Liu Chen-Chihg, and others // Proc. 1991 IEEE Power Industry Computer Applications Conf., May, 1991. pp. 350-357.

126. An Intelligent Load Flow Engine for Power Flow Planing / Fujiwara R., and others // Proc. 1985 IEEE Power Industry Computer Applications Conf., May, 1985.- pp. 236-241.

127. A Natural Language Representation of Knowledge Base1.tegrated with Power Flow Software / Peng T.M. Karady G.G., Hsu J.C. // The Tenth Power Systems Computation Conference (PSCC 10) Proceedings, Graz, Austria, 1990. pp. 972-978.

128. A Unit Commitment Expert System / Mokhtari S., Singh J., Wo11enberg B.F. // Proc. 1987 IEEE Power Industry Computer Applications Conf. May, 1987.

129. Teaching a Complex Industrial Process / Woolf B., and others // Proc.AAAI Conf. Philadelphia, 1986.

130. An Advanced Transportable Operator Training Simulator / Dobrowolsky E. Bose A., and others // Proc. 1991 IEEE Power Industry Computer Applications Conf., May, 1991. pp. 164170.

131. The Uses of an Operator Training Simulator For System Restoration / Chi R.F., Dobrowolsky E., and others // Proc. 1991 IEEE Power Industry Computer Applications Conf., May, 1991. pp. 171-177.

132. Экспертные системы в энергетике. Обзорная информация./ Любарский Ю.Я., Надточий В.М., Орнов В.Г. и др. - М.: Информэнерго, 1991. - 52с. (Сер. Средства и системы управления в энергетике, вып. 7)

133. Applying Expert System Technology to Automated Distribution Feeder Deployment and Sectionalizing / Kendrew T.J., Graham J.F // Proc. Amer. Power Conf., Chicago, April, 1989.pp. 563-568.

134. Pointers and Linked Lists in Electric Power Distribution Circuit Analysis / Broadwater R.P., Thompson J.C., McDermott Т.Е. // Proc. 1991 IEEE Power Industry Computer Applications Conf., May, 1991. pp. 16-21.

135. Application in Shanghai Urban Distribution Network. Part 1 : Configuration and Features / Ogawa Т., Saito Т., Matsukawa T. and others // Int. Conf. on Power System Technology. Beijing. China, 1991. pp. 928-931.

136. Ковалевич B.H. Оптимизация нормальных и дефицитных режимов в АСУ ПЭС : Дисс. . канд. техн. наук. Ставрополь, 1993. -187 с.

137. St an dar d devi at i on 10.22181. Standard error 0.7227911. Minimum 172.6651. Max i mum 222.4831. Range 49.81811.wer quartiie 192.761. Upper quartiie 207.0221.terquartile range 14.2621. Sfcewriess -0.180121

138. Standardized skewness -1.039931. Kurtosi5 -0.351582

139. Standardized skewness -1.319861. Kurtosi s -0.261635

140. Btandardized kurtosis -0.755274

141. Рис. П.1.2 Частотная гистограмма распределения значений и.049 0.59 0.69 0.79 0,89 0.991. D:HEAI'3.co5i"i1. Variable: I>¡HEAD3. cosfi1. Sample size 2001. Average 0.7524521. Medi an 0.7510521. Mode 0.7509061. Geometric mean 0,7483581. Vari ance 6.Ю768Е-3

142. Standard deviation 0,07315171. Standard error 5.52616E-31. Minimum 0,4906991. Hax i mum 0.9723411. Range 0.4821421.wer quartile 0.7015491. Upper quartile 0.8057941.terquartile range 0.1042451. Skewness 0.0222317

143. Standardized skewness 0.1286441. Kurtosi s 0.233553

144. Standardized kurtosis 0.674211. DJTPINF3. kzag

145. Variable: I>: TP I NFS. kzag1. Sample size 41average 0.894281. Median 0,9558231. Mode ■ 0.9558231. Geometric mean 0.793138yari anc-e 0,122789

146. Standard deviation 0.3504131. Standard error 0.05472541. Mini mum 0.2042981. Max i mum 1.395011. Bange 1,190721.wer quartile 0,638291. Upper quartile 1.1-27941.terquartile range 0,4896521. Skeumess -0.601744

147. Standardized skewnees -1.5731. Kurtosi s -0,603263

148. Frequency Histogram 1—I—!—Г-191ч R14DUN31.outputariable:1. D:R14DUN-3i. outputample size verage led i an lodeleometric mean 'ari ancestandard deviationtandard errortinimumlax i mumiartgeower iuartile Jpper quartile ■ interquartile range >kewness

149. Standardized skewness Curtosis1. Standardized kurtosis200-20.5864 -20.5374 -20.5582031.9148 5.64932 0.399467 -38.2305 -7.85327 30.3773 -24.1141 -16.4504 7.66376 -0.215157 -1.24221 -0.258879 -0.747318

150. О,950905 0.952206 0.952068 0.949655 2.36967Е-3 0.0486792 3.44214Е-3 .0.822217 1.05947 0.23725 0.917906 0.985831 0.067925 -0.180015 -1.03932 -0.35155 -1.01484

151. Рис. П. 1.7 Частотная гистограмма распределения значений иА1. АКТ чУвнедрения результатов диссертационной работы1. УТВЕРЖДАЮр-по научной1. СтГТУ1. В.Е. Жидков

152. Представители АОЭЭ Ставропольэнерго1. Представители СтГТУ1. Н.Г.Шульгине1. И.Ф. Захаров1. С.А. Филиппов1. А.И. Ильченкогоо

153. УТВЕРЖДАЮ ректор по учебной работепольского государственного еского университета, профессор Ю.Д. Минченко1. АКТвнедрения результатов диссертационной работы

154. Декан ФЭЭ ч/ а.И. Ильченко

155. Зам. зав. кафедрой АЭС В'П' МакаР°в

156. Доцент кафедры АЭС С.А. Филиппов