автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Применение управляемых шунтирующих реакторов для оптимизации режимов работы энергосистемы Монголии

ВВЕДЕНИЕ 5 Общие сведения о природных условиях и народном хозяйстве Монголии 5 Особенности эксплуатации высоковольтной электрической сети

Монголии

1. СРЕДСТВА РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

1.1. Регулирование напряжения в электрических системах

1.1.1. Регулирование напряжения путем изменения ицп

1.1.2. Регулирование напряжения путем изменения реактивной мощности нагрузки Qh

1.1.3. Регулирование напряжения путем изменения Хэ

1.2. Устройства потребления реактивной мощности

1.2.1. Линии электропередачи как источники реактивной мощности

1.2.2. Синхронный генератор

1.2.3. Синхронный компенсатор

1.2.4. Асинхронизированные турбогенераторы

1.2.5. Асинхронные генераторы

1.2.6. Управляемые шунтирующие реакторы

1.2.7. Статические тиристорные компенсаторы

2. МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ЭЛЕМЕНТОВ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ

2.1. Математические модели для расчета установившегося режима электроэнергетической системы

2.1.1. Модели нагрузок

2.1.2. Модели генерирующих источников

2.1.3. Модели трансформаторов

2.1.4. Модель линии электропередачи

2.1.5. Модель управляемого шунтирующего реактора

2.2. Математические модели для расчета динамических процессов в электроэнергетической системе

2.2.1. Математическое моделирование переходных процессов синхронного генератора

2.2.2. Математическое моделирование автоматического регулятора возбуждения сильного действия (АРВ-СД)

2.2.3. Математическое моделирование переходных процессов нагрузки

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ УПРАВЛЯЕМЫХ ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ МОНГОЛИИ

3.1. Структура, режимы и особенности эксплуатации высоковольтной электрической сети Монголии

3.2. Расчет установившихся режимов с целью определения мест размещения и количества управляемых шунтирующих реакторов в энергосистеме

3.2.1. Составление схемы замещения для работы в программе RASTR

3.2.2. Режим минимальных нагрузок центральной энергосистемы Монголии

3.2.3. Режим минимальных нагрузок ЦЭС Монголии при установке УШР

3.2.4. Режим максимальных нагрузок ЦЭС Монголии

3.3. Обобщение расчетных данных при минимальной и максимальной нагрузках ЦЭС Монголии с использованием управляемых и неуправляемых шунтирующих реакторов

3.4. Технико-экономические вопросы оснащения высоковольтной сети Монголии управляемыми шунтирующими реакторами

4. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ УШР ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ СТАТИЧЕСКОЙ И ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ

4.1. Исследование эффективности применения УШР в электропередаче простейшей структуры

4.2. Исследование переходных процессов при конечных возмущениях

4.3. Переходные процессы при конечных возмущениях в ЦЭС Монголии

Общие сведения о природных условиях и народном хозяйстве Монголии

Монголия расположена в Центральной Азии. Территория Монголии составляет 1566,5 тыс. км2. Граничит с Россией и КНР. Общая протяженность границ составляет 8158 км. Для Монголии характерен ряд исключительных физико-географических явлений. В ее пределах находится самый южный в мире пояс распространения вечной мерзлоты на равнинном рельефе (47° северной широты), самое северное на земном шаре распространение пустынь (50,5° северной широты). По суточным и годовым колебаниям температуры Монголия относится к числу самых континентальных стран мира. Мировой водораздел, который пересекает северные районы страны, делит Монголию на две неравные и несхожие по своей природе части - северную, которая по природным условиям является продолжением восточносибирских областей России, и южную - собственно монгольскую, занимающую 2/3 ее площади и относящуюся к бессточным, пустынным и полупустынным районам Центральной Азии. Однако пустыни занимают сравнительно небольшую часть территории Монголии, что объясняется ее высоким положением над уровнем моря.

Монголия - страна гор и высоких равнин. Наиболее гориста ее западная часть. Горные цепи Монгольского Алтая и его продолжения - Гобийского Алтая - протянулись с крайнего запада к востоку и югу страны на две тысячи километров. На севере Центральной Монголии расположен Хангайский горный район, на северо-востоке простираются Хэнтейские горы. Средняя высота территории страны над уровнем моря - 1580 м. Самая высокая точка - пик Найрамдал имеет высоту 4374 м, самая низкая - пересыхающее озеро Хух-Нур на северо-востоке страны - 560 м. Восточная и юго-восточная части страны заняты обширными равнинами. Южную часть занимает северная окраина пустыни Гоби.

Климат сухой, резко континентальный. Зима холодная, малоснежная, в январе морозы достигают - 45° . - 50°. Лето короткое, жаркое. В июле абсолютный максимум температуры воздуха в северных районах достигает +35°. +39°, в южных районах +38° . +41°.

Недра Монголии богаты полезными ископаемыми. Открыты и разрабатываются месторождения каменного и бурого угля, железа, меди, молибдена, вольфрама, фосфоритов, золота, серебра, олова, цинка, асбеста, плавикового шпата, мрамора.

Население Монголии составляет около 3 миллионов человек, из них в городах проживает 1,3 миллиона человек. Столица Монголии - Улан-Батор (780 тыс. жителей в 1999 г.), расположен на высоте 1351 м над уровнем моря в долине реки Толы. Это крупнейший индустриальный, культурный и научный центр, транспортный узел страны. Здесь же сосредоточены основные энергетические мощности Монголии. Другие крупные города: Дархан (около 100 тысяч жителей), Эрдэнэт (свыше 70 тысяч), Сухэ-Батор (около 50 тысяч), Чойбалсан (45 тысяч).

Основными направлениями развития промышленности являются топливно-энергетическая, горнорудная, деревообрабатывающая, производство строительных материалов, переработка продуктов животноводства и земледелия. Монголия имеет благоприятную базу для развития топливной промышленности. Общие запасы каменного угля -основного вида топлива страны - оцениваются в несколько десятков миллиардов тонн. В 1985 году добыча угля достигла 6,5 млн. т., и после некоторого спада в начале 90-х годов стабилизировалась в 1998 - 2000 гг. на уровне 5,2 - 5,3 млн. т. Основные угледобывающие предприятия Баганурский, Шивээ-Овогынский, Шарынгольский, Адунчулунский угольные карьеры, шахта «Налайха-Капитальная». Основная часть энергетического угля добывается открытым способом.

Энергетику Монголии представляют 6 крупных тепловых электростанций, расположенных в основных промышленных районах страны. Наиболее крупным по мощности и вырабатываемой электроэнергии является Улан-Баторский промышленный район, на который приходится примерно 60 % всей производимой в стране электроэнергии. Энергосистема центральной части (ЦЭС) Монголии охватывает важнейшие промышленные и сельскохозяйственные объекты центральной и северной частей страны, где проживает около половины населения. Двухцепная линия Дархан 220 -Селендум 220 (Бурятия) связывает Монгольскую энергосистему с ОЭС Сибири (введена в строй в 1976 г). Схема основных сетей Монголии приведена в Главе 3.

Крупным потребителем электроэнергии является горнорудная промышленность: совместное российско-монгольское предприятие комбинат «Эрдэнэт», перерабатывающий до 16 млн. т. медно-молибденовой руды, комбинат «Бор-Ундер» - добыча и переработка плавикового шпата (около 800 тысяч т.) и т.д.

Особенности эксплуатации высоковольтной электрической сети Монголии

В 1985 году общий уровень электропотребления в ЦЭС Монголии составил 2497,5 млн. кВт-ч при отчетном максимуме нагрузки 442 МВт. Электростанциями ЦЭС было выработано 2359,8 млн. кВт-ч, а импортировано из Бурятэнерго 115,4 млн. кВт-ч или 4,9% общего производства электроэнергии в ЦЭС Монголии.

Следует отметить, что проектирование основной Высоковольтной сети Монголии было выполнено в период начала - середины 70-х годов, когда основным направлением развития электроэнергетики считалось постоянное увеличение объемов производства и охват большей части территории централизованным электроснабжением. Так, к 2000 году планировалось увеличение установленной мощности до 2000 - 2200 МВт. Общая длина v линий электропередачи 220 кВ составляет 1715 км, 110 кВ - 2216 км.

Однако структурная перестройка народного хозяйства России в период 1990 - 2002 гг., оказавшая существенное воздействие на развитие народного хозяйства и энергетики Монголии, привела к снижению общих объемов производства и снижению спроса на электрическую энергию.

Так, в 2000 году минимальное потребление мощности составило 290,7 МВт, а максимальное - 520 МВт. Поскольку общая длина BJI220 кВ и 110кВ весьма велика, то генерация реактивной мощности является весьма значительной (более 500 МВАр). В режимах малых нагрузок такая генерация реактивной мощности привела к недопустимому повышению напряжения и необходимости отключения линий электропередачи, что приводит к снижению надежности энергоснабжения.

Поэтому одной из основных проблем при осуществлении электрических режимов ЦЭС Монголии является управление уровнями напряжений в режимах минимальных нагрузок.

Следует отметить, что с этой проблемой столкнулись энергосистемы многих развитых стран, в том числе и России [3, 7, 26, 51]. В энергосистемах с разветвленной высоковольтной сетью автоматические регуляторы возбуждения генераторов, как правило, не справляются с потреблением избыточной реактивной мощности. Режим недовозбуждения является крайне неблагоприятным для генераторов всех типов, - для турбогенераторов этот режим опасен с точки зрения теплового состояния крайних пакетов железа статора и лобовых частей [6, 27]. Проблема потребления зарядной мощности высоковольтной воздушной линии электропередачи (BJI) проявилась особенно ярко после ввода в эксплуатацию протяженных линий электропередачи классов 500, 750 и 1150 кВ [1, 3, 13, 27, 28]. Оказалось, что применение неуправляемых реакторов приводит к резкому снижению пропускной способности таких электропередач. В связи с этим в конце 80-х годов были развернуты исследовательские работы по созданию и внедрению в электроэнергетических системах управляемых шунтирующих реакторов (УШР). К этому времени в ЭЭС развитых стран был накоплен опыт проектирования и эксплуатации статических тиристорных компенсаторов (СТК) реактивной мощности [12, 33, 61, 101]. Однако, высокая стоимость СТК, избыточное количество оборудования, необходимость использования высоковольтных выключателей заставили искать более простые решения, к которым относится УШР. В настоящее время наиболее известными конструктивными решениями в области создания УШР являются УШР трансформаторного типа, конструкция которого разрабатывается членом-корреспондентом РАН профессором СПбГПУ Г.Н. Александровым [1-7, 73] и реакторы, управляемые подмагничиванием [9, 27, 13, 59, 60] разрабатываемые коллективом, в который входят д.т.н., профессор Г.А. Евдокунин (СПбГПУ) и д.т.н., профессор A.M. Брянцев (ОАО «ЭЛУР», Москва) [13, 27, 59, 64]. Особенности конструкций и характеристик этих реакторов рассмотрены ниже в главе 1.

Следует отметить, что вопросы применения УШР и СТК в энергосистемах тесно связаны с общей проблемой обеспечения статической устойчивости параллельной работы ЭЭС. Этой проблеме традиционно уделялось большое внимание российских ученых Александрова Г.Н. [3, 7'3], Баринова В.А. [10, 11], Веникова В.А. [14-19], Груздева И.А. [22-24], Левинштейна М.Л. [39, 40], Лукашова Э.С. [43, 44], Рагозина А.А. [51-53, 73], Смоловика С.В. [34, 55], Строева В.А. [42, 53], Щербачева О.В. [40, 69, 70] и других. Из зарубежных авторов следует отметить Андерсона П. и Фуада А. [8, 74], Де Мелло П. и Конкордиа К. [78, 79], Кундура П. [90, 91], Ларсена Е. [92], Хилла Д. [93, 94].

Работы указанных авторов явились основой для определения законов регулирования УШР в энергосистемах и математических моделей для исследований влияния УШР на установившиеся режимы работы и устойчивость.

Следует отметить, что в ЦЭС Монголии установлено несколько неуправляемых реакторов, но их использование влечет неоптимальное распределение потоков реактивных мощностей и, соответственно, повышение уровня активных потерь, особенно в режимах малых нагрузок. К настоящему моменту в ЕЭС России эксплуатируются два УШР, управляемых подмагничиванием сердечника, - один на номинальное напряжение 110кВ, мощностью 25 МВАр (подстанция Кудымкар, Пермьэнерго), второй на напряжение 220 кВ, мощностью 100 МВАр (подстанция Чита). Один реактор трансформаторного типа построен и эксплуатируется в энергосистеме Индии, - на номинальное напряжение 400 кВ, мощностью 50 МВАр.

Практика использования УШР (на ПС Кудымкар) показала, что в результате ввода реактора в эксплуатацию в режиме автоматической стабилизации напряжения: колебания напряжения в точке подключения ограничены величиной ±1,5% относительно напряжения уставки (114 кВ), при одновременном сокращении числа коммутаций БСК и РПН трансформаторов примерно в 100 раз; в часы максимума графика нагрузки потери энергии в прилегающей сети снижены до 2,5 МВт, что обеспечивает окупаемость реактора менее чем за 3 года; обеспечено бесперебойное электроснабжение потребителей Коми-Пермяцкого автономного округа. При этом: объем монтажных и пусконаладочных работ сопоставим с объемом работ по вводу в эксплуатацию обычного шунтирующего реактора; в режиме автоматической работы реактор не требует вмешательства эксплуатационного персонала.

Поэтому основной целью работы стала проверка эффективности применения УШР для стабилизации уровней напряжений и уменьшения потерь активной мощности за счет оптимизации распределения потоков реактивной мощности в ЦЭС Монголии при установке там управляемых шунтирующих реакторов.

В первой главе диссертации рассмотрены средства регулирования напряжения и устройства регулирования реактивной мощности в высоковольтной электрической сети. Значительное внимание уделено анализу характеристик управляемых шунтирующих реакторов.

Вторая глава работы посвящена вопросам математического моделирования элементов энергосистемы, в том числе генераторов и управляемых шунтирующих реакторов для выполнения расчетов установившихся режимов ЭЭС Монголии и анализа показателей устойчивости и расчетов переходных процессов.

В третьей главе приведены результаты расчетов установившихся режимов ЦЭС Монголии; на их основе рассмотрены вопросы установки УШР для обеспечения баланса реактивных мощностей и снижения потерь активной мощности в сети 220 и 110 кВ. Рассмотрены технико-экономические вопросы применения УШР в высоковольтной сети. Показано, что за счет применения УШР может быть достигнута значительная экономия потерь, а срок окупаемости не превышает пяти лет.

В четвертой главе диссертации приведены результаты расчетов переходных процессов ЭЭС различной структуры при конечных возмущениях и исследование показателей статической устойчивости. Моделирование выполнено на языке Modelica. Программное обеспечение позволяет выполнить линеаризацию исходных уравнений системы и произвести расчет характеристических чисел, пользуясь программной средой MatLab. Предварительная оценка эффективности УШР при конечных возмущениях выполнена в условиях расчетной схемы «генератор - линия электропередачи - промежуточная подстанция с УШР - линия электропередачи - приемная система бесконечной мощности». Для этих условий показано, что установка УШР в промежуточной точке электропередачи практически не влияет на уровень синхронной динамической устойчивости, то есть не влияет на величину вылета угла генератора на первом колебании, однако существенно улучшает демпфирование послеаварийных колебаний. Этот же вывод был подтвержден на основе исследований переходных процессов в достаточно разветвленной расчетной схеме ЦЭС Монголии. Показано, что при применении УШР обеспечиваются лучшие уровни напряжений в узловых точках сети и более высокие показатели демпфирования послеаварийных колебаний углов генераторов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1. Выполнено исследование установившихся режимов электрической сети Центральной энергетической системы Монголии. В связи со значительной протяженностью сетей напряжения 110м 220 кВ эти режимы характеризуются избыточной реактивной мощностью, генерируемой линиями электропередачи, особенно в режимах малых нагрузок. Напряжения в узловых точках сети превышают наибольшие рабочие напряжения, а генераторы энергосистемы работают в режимах потребления реактивной мощности. Установленные в ЭЭС неуправляемые шунтирующие реакторы не обеспечивают решения проблемы потребления избыточной реактивной мощности, и в качестве вынужденного мероприятия приходится прибегать к отключению параллельных цепей линий электропередачи, либо к отключению части линий, что снижает показатели надежности энергоснабжения и вызывает дополнительные потери активной мощности.

2. При выборе средств компенсации реактивной мощности предпочтение отдано управляемым шунтирующим реакторам, применение которых позволяет эффективно решить проблемы потребления избыточных реактивных мощностей при достаточной простоте эксплуатации и приемлемых экономических показателях.

3. На основе расчетов установившихся режимов ЦЭС Монголии, выполненных с учетом УШР, обоснована целесообразность установки регулируемых реакторов в пяти узловых точках сети 110 кВ и одного - в сети 6 кВ. Применение УШР позволяет решить следующие проблемы:

- нормализовать напряжения в режимах минимальных и максимальных нагрузок;

- исключить режимы потребления реактивной мощности генераторами системы, особенно ТЭЦ-4;

- снизить перетоки реактивной мощности по линиям электропередачи и за счет этого уменьшить потери активной мощности (на 13,4% в режиме минимальных нагрузок и на 6,8% в режиме максимальных нагрузок).

4. Предварительная технико-экономическая оценка проекта установки УШР в ЦЭС Монголии показала, что срок окупаемости может составить менее четырех лет.

5. Разработана методика математического моделирования электромеханических переходных процессов электропередачи при применении УШР с различными законами регулирования. Выполнены оценки показателей статической устойчивости электропередачи при различных законах управления реакторов, которые указали на возможность значительного повышения устойчивости ЭЭС с УШР.

6. Показано, что высокие показатели демпфирования малых колебаний могут быть достигнуты на основе применения УШР с «сильным» законом регулирования в условиях регулирования возбуждения генератора по пропорциональному закону.

7. Выполнены исследования динамической устойчивости ЭЭС с УШР для энергосистем различной структуры - простейшей электропередачи и реальной схемы ЦЭС Монголии. Расчеты переходных процессов при коротких замыканиях в различных точках простейшей электропередачи подтвердили эффективность предложенных законов управления УШР. Показано, что УШР не обладает значительной эффективностью с точки зрения ограничения величины вылета угла ротора генератора на первом колебании, но при существенно улучшает демпфирование послеаварийных качаний ротора.

1. Александров Г.Н. Обеспечение передачи электрической энергии по длинным линиям с управляемыми шунтирующими реакторами. -Электричество, 2001, № 5.

2. Александров Г.Н. Ограничение коммутационных перенапряжений на линиях электропередачи с помощью управляемых шунтирующих реакторов, Электричество, 2001, № 1.

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

4. Александров Г.Н., Альбертинский Б.И., Шкуропат И.А. Принципы работы управляемого шунтирующего реактора трансформаторного типа.- Электротехника, 1995, № 11.

5. Александров Г.Н. Управляемый шунтирующий реактор трансформаторного типа. Электротехника, 1996, № 10.

6. Александров Г.Н. К методике расчета управляемых шунтирующих реакторов трансформаторного типа. Электричество, 1998, № 4.

7. Александров Г.Н., Афанасьев А.И. Применение управляемых шунтирующих реакторов и нелинейных ограничителей перенапряжений в электрических сетях высокого напряжения. ПЭИПК, 1999. -110с.

8. Андерсон П., Фу ад А. Управление энергосистемами и устойчивость: / Пер. с англ. под ред. Я.Н. Лугинского. М.: Энергия, 1980. - 568 е., ил.

9. Асамбаев С. И., Соколов С.Е. О характеристиках потребляемого тока управляемых реакторов с подмагничиванием. Электрические станции.- 1997. № 11, с. 44-47.

10. Баринов В.А., Литвиненко Е.А. Определение установившихся режимов и статической устойчивости сложных электроэнергетических систем //

11. Методы и программное обеспечение для расчетов колебательной устойчивости энергосистем (ФЭО). СПб.,1992. - с. 18-29.

12. Баринов В.А., Совалов С.А. Анализ статической устойчивости электроэнергетических систем по собственным значениям матриц // Электричество-1983.-№ 2 -с. 8-15.

13. Бортник И.М., Буряк С.Ф., Ольшвинг М.В., Таратута И.П. Статические тиристорные компенсаторы энергосистем и сетей электроснабжения. -Электричество. 1998. № 2, с. 13-19.

14. Брянцев A.M., Евдокунин Г.А. и др. Управляемые подмагничиванием шунтирующие реакторы Новое электротехническое оборудование. -Энергетик, 2000, №1.

15. Веников В.А. Анализ переходных процессов в электрических системах с помощью уравнений Горева Парка: Лекции. Выпуск 1. - М., 1955. -71с.

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

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

18. Веников В.А. и др. Самовозбуждение и самораскачивание в электрических системах. М.: Высшая школа, 1964. - 198 с. (В4)

19. Веников В.А., Литкенс И.В. Математические основы автоматического управления режимами электросистем.-М.: Высшая школа, 1964.-202 с.

20. Веников В.А., Рыжов Ю.П. Дальние электропередачи переменного и постоянного тока. М.: Энергоатомиздат, 1985.

21. Глебов И.А. Современное состояние и научные проблемы электромашиностроения // Развитие и перспективы электротехникитрехфазного переменного тока: Докл. к Всес. науч.-техн. конф. СПб., 1992.-с. 6-66.

22. Горев А.А. Переходные процессы синхронной машины.-М., JL: Госэнергоиздат, 1950.- 551 с.

23. Груздев И.А., Терешко Л.А., Шахаева О.М. Частотные характеристики электроэнергетических систем и их использование в задачах устойчивости и эквивалентирования. Учебное пособие. JL: ЛПИ, 1982. -70 с.

24. Груздев И.А., Торопцев Б.Л., Устинов С.М. Исследование эффективности расчета корней характеристических уравнений высоких порядков при решении задач устойчивости // Энергетика (Изв. высш. учеб. заведений).-1986, № 4. с. 7-10.

25. Евдокунин Г.А. Управляемые реакторы. Электротехника (спец. выпуск), 1991, №2.

26. Евдокунин Г.А., Рагозин А.А. Исследование статической устойчивости дальних линий электропередачи с управляемыми шунтирующими реакторами. Электричество, 1996, №8.

27. Ершевич В.В. Первый формальный шаг по пути создания Единой электроэнергетической системы мира. Электричество, 1992, № 1. (Е8)

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

29. Жданов П.С. О критериях статической устойчивости электрических систем. М.: Госэнергоиздат, 1948. - 22 с.

30. Жданов П.С., Лебедев С.А. Устойчивость параллельной работы электрических систем. Изд. 2-е, переработанное и дополненное. M-JL, ОНТИ, 1934.- 387 с.

31. Ивакин В.Н., Сысоева Н.Г., Худяков В.В. Электропередачи и вставки постоянного тока и статические тиристрорные компенсаторы / Под ред. В.В. Худякова. -М.: Энергоатомиздат, 1993.

32. Кашин И.В., Смоловик С.В. Устойчивость работы протяженных электропередач переменного тока с регулируемыми устройствами поперечной компенсации. Электричество, 2001, №2.

33. Конюхова Е.А., Родин В.В. Вероятностное моделирование характеристик реактивной мощности асинхронного двигателя при наличии статического тиристорного компенсатора Электричество, 1998, № 4.

34. Костюк О.М. О математическом описании элементов энергосистемы для решения задач статической устойчивости. Киев, 1973. -64 с. (К1)

35. Костюк О.М. Элементы теории устойчивости энергосистем. Киев: Наукова думка, 1983. - 295 с.

36. Кощеев JI.А., Семенов В.А. Системные аварии в Западном энергообъединении США Электричество, 1997, № 10.

37. Левинштейн М.Л. Установившиеся режимы, устойчивость и перенапряжения в электрических системах. Л., Энергия, 1968. - 202 с.

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

39. Литкенс И.В., Пуго В.И. Колебательные свойства электрических систем. -М.: Энергоатомиздат, 1988.-216с.

40. Лукашов Э.С. Вопросы устойчивости в малом дальних электропередач переменного тока.: Дис.д-ра техн. наук / ЛПИ, Л., 1971.

41. Лукашов Э.С. Уравнения малых колебаний дальних электропередач и исследование их на устойчивость. Новосибирск: Наука, сиб. отделение, 1966. - 220 с.

42. Макаров Ю.В. Методика расчета режимов при использовании ИВС для управления энергосистемами. :Дис. Канд. техн. наук. Л., 1984. - 201 с.

43. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М., Энергия, 1969. -351 с.

44. Масленников В.А. Управление собственными динамическими свойствами крупных энергообъединений и дальних электропередач: Дис. д-ра техн. наук / СПбГТУ, СПб., 1998. - 284 е.: ил.

45. Масленников В.А., Устинов С.М. Статическая устойчивость протяженных электропередач с управляемыми шунтирующими реакторами. Изв. РАН. Энергетика, 1995, № 1.

46. Матвейник В.М., Наровлянский В.Г., Якимец И.В. Выбор параметров индуктивного накопителя для энергетической системы. Электричество, 1992, №6.

47. Рагозин А.А., Попов М.Г. Анализ эффективности применения управляемых шунтирующих реакторов в системообразующих сетях энергообъединений. Электричество, 2002, №2.

48. Рагозин А.А. Обобщенный анализ динамических свойств энергообъединений на основе структурного подхода: Дис.д-ра техн. наук / СПбГТУ. СПб., 1998.-353 с.:ил.

49. Рагозин А.А. Условия статической устойчивости дальних линий электропередачи с управляемыми шунтирующими реакторами и их физическая интерпретация. Электричество, 1997, №5.

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

51. Смоловик С.В. Методы математического моделирования переходных процессов высокоиспользованных и нетрадиционных синхронных генераторов электроэнергетической системы: Дис. докт. техн. наук / Ленингр. политехи, ин-т. Л., 1988. - 420 с.

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

53. Совалов С.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 416 с.

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

55. Соколов С.Е., Брянцев A.M. Управляемый реактор с пространственным магнитопроводом // Известие вузов. Энергетика. 1987, № 10.

56. Соколов С.Е., Борисов Г.О., Гусев А.П., Заславская Т.Б. Управляемые ферромагнитные реакторы и их использование для управления режимами протяженным ЛЭП. Новосибирск: ВО "Наука", 1993.

57. Статические компенсаторы реактивной мощности в электрических системах: Перевод тематического сборника Рабочей группы ИК 38 СИГРЭ / Под ред. И.И. Карташева. М.: Энергоатомиздат, 1990.

58. Суханов JI.A., Мягкова Г.П. Основные параметры отечественных генераторов. -М.: Информэлектро, 1986.

59. Управление процессами электрических систем.: Тематический сборник/ Редакция Строева В.А. М., МЭИ, 1978. - 100 с.

60. Управляемые реакторы // Электротехника (спец. выпуск), 1991, № 2.

61. Ушаков Е.И. Статическая устойчивость электрических систем. / АН СССР. Сиб. Отделение. Сибирский энергетический ин-т. Новосибирск: Наука. Сиб. Отделение, 1988. - 273 с.

62. Цукерник JI.B. и др. Проблема колебательйой статической устойчивости электроэнергетических систем // Современные проблемы энергетики: Тез. докл. и сообщ. IV Респуб. науч.техн. конф, Киев, 1985. - с. 12-13.

63. Шанбур Ибрагим Жорж. Совершенствование методов расчета статической устойчивости и алгоритмов регуляторов возбуждения: Дис. .канд. техн. наук / СПбГТУ. СПб., 1998. - 140 е.: ил.

64. Щедрин Н.Н. Упрощение электрических систем при моделировании. -М-Л.: Энергия, 1966. 159 с.

65. Щербачев О.В. Передача энергии на дальные расстояния переменным током.: Представление на соискание ученой степени докт. техн. наук. -1966.-137 с.

66. Щербачев О.В. Переходные и установившиеся режимы в электрических системах. М.-Л., 1965.

67. Щербачев О.В. Режимы и оборудование электрических систем. Л., ЛПИ, 1980.-113 с.

68. Юрганов А.А. Динамические свойства и устойчивость мощных турбогенераторов АЭС с сильным регулированием возбуждения: Автореф. дис. .докт. техн. наук. Л., 1990. - 46 с.

69. Alexanndrov G.N., Evdokunin G.A., Ragozin A.A., Seleznev Y.G. Provision of parallel operation of power systems connected by extra-long A.C. transmission lines with controlled shunt reactors. // Perspectives in Energ., vol.3.

70. Anderson P.M., Fouad A.A. Power system control and stability. Ames, Iowa, 1977, p.569.

71. Carel C. Dewinken, Jeffrey Lamore. Stroring power for critical loads. // IEEE Spectrume, June 1993.

72. Cheng S.J., Chow Y.S., Malik O.P. Hope G.S. An Adaptive Synchronous Machine Stabilizer // IEEE Transactions on Power Systems, Vol. PWRS-1. № 3, August 1986. pp. 101-109.

73. Cresap R.L., Mittelstand W.A. Small-Signal Modulating of the Pacific HVDC Intertie // IEEE Transactions on Power Systems, 1997, №2.

74. De Mello P.P., Concordia C. Concepts of Synchronous Machine Stability as Affected by Excitation Control. IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-88, № 4. April 1969. pp. 189-202.

75. De Mello F.P., Nolan P.J., Laskowski T.F., Undrill J.M. Coordinated Application of Stabilizers In MultiMachine Power Systems // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. Vol. PAS-99, № 3. May 1980.-pp. 892-901.

76. Edris A. FACTS Technology Development: An Update. // IEEE Power Engineering, March 2000.

77. Gavrilovic M.M., Begin G. SMES systems for transient stability and damping improvement of power systems. American Power Conference, Chicago, 111., April 13-15, 1993.

78. Ghosh A., Ledwich G., Malik O.P., Hope G.S. Power System Stabilizer Based on a Adaptive Control Technique // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-103, № 8. August 1984. pp. 1983-1989.

79. Gigioli R., Paris L., Zini C. et al. Reactive power balance optimization to improve the energy transfer through A.C. system over long distance. // Session CIGRE, 1988, 28th August 3rd September.

80. Gu W., Bollinger K.E. A Self-Tuning Power System Stabilizer for Wide Range Synchronous Generation // IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 4, № 3, August 1989. pp. 1191-1199.

81. Gyugyi L. Solid-State Control of Electric Power in AC Transmission Systems. / International Symposium on "Electric Energy Conversion in Power Systems". Invated paper, № T-IP. 4, Capri, Italy, 1989.

82. Gyugyi L. et al. Unified Power Flow Controller: A New Approach to Power Transmission Control. // IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 10, № 2, April 1995.

83. Hingorani N.G. High Power Electronics and Flexible AC Transmission System. // IEEE Transactions on Power Systems, July 1988. pp. 3-4. (L13)

84. Hiskens I.A., Davy R.J. A Technique for Exploring the Power Flow Solution Space Boundary. // Proc. of the International Symposium on Electric Power Engineering Stockholm Power Tech: Power Systems, Stockholm, Sweden, 18-22 June, 1995, pp. 478-483.

85. Huang X, Krai S.F., Lehmann G.A. 30 MW Baccock and Wilcos Program for Utility Applications. / Aplied Superconductivity conference. Boston, MA, 1994, October.

86. Klein M., Rogers G.J., Kundur P., Zwyno M. Applications of Power System Stabilizers for Enhancement of Overall System Stability // IEEE Transactions on Power Systems, Vol. PS-4, May 1989. pp. 614-621.

87. Kundur P. Power System Stability and Control, New-York: Mc Graw-Hill,1994, p.979.

88. Larsen E.V., Swann D.A. Applying Power System Stabilizers. Part I, II and III // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-100, № 6, June 1981. -pp. 3017-3046.

89. Makarov Y.V., Dong Z.Y., Hill D.J. A General Method for Small Signal Stability Analysis. // IEEE Transactions on Power Systems, Vol.13, No3, August 1998, pp. 979-985.

90. Makarov Y.V., Hiskens I.A. A Continuation Method Aproach to Finding the Closest Saddle Node Bifurcation Point. // Proc. NSF/ECC Worcshop on Bulk Power System Voltage Phenomena III, Davos, Switzerland, August, 1994.

91. Pahalawaththa N.C., Hope G.S., Malik O.P. Multi-variable Self-Tuning Power System Stabilizer Simulation and Implementation Studies // ШЕЕ Transactions on Energy Conversion, Vol. 6, № 2, June 1991. pp. 310-316.

92. Tolyat H., J. Sadeh An Improved Fuzzy Logic Based PSS for Power System Stability Enhancement // Proceeding of the 9th International Power System Conference. St. Petersburg, 4-7 July, 1994, Vol. 1 pp. 121-132.

93. Sadeghzadeh S.M., Ehsan V. et al. Improvement of Transient Stability Limit in Power System Transmission Lines Using Fussy Control of FACTS Devices. // IEEE Transactions on Power Systems, Vol.13, No3, August 1998, pp. 917-922.

94. Samuelsson O. Power System Damping Structural Aspects of Controlling Active Power. Lund Institute of Technology: Department of Industrial Electrical Engineering and Automation, 1997.

95. Samuelsson O. and B. Eliasson. "Damping of Electro-Mechanical Oscillations in a Multimachine System by Direct Load Control". // IEEE Transactions on Power Systems, Vol.12, №4,1997, pp. 1604-1609.

96. Schauder C.D. et. al. Development of ± 100 MVAR Static Condencer for Voltage Control of Transmission Systems. // IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 10, № 3, July 1995.

97. Schauder C.D., Gyugyi L. et al. Operation of the Unified Power Flow Controller (UPFC) Under Practical Constraints. // IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 13, № 2, April 1998. pp.630-640.

98. Uhlman E. Die Verbesserung des Zeistungfaktors der gittergesteuerten Gleichrichter mittels zusaetzlicher Anoden. Elektrotechnik und Maschinenbau, 1933, 51, H 50.

99. Y. Wang, Mohler R.R., Spee R., Mitteistadt. Variable-Structure FACTS controlles for power system transient stability. // IEEE Transactions on Power Systems, Vol.7, №1, Feb. 1992, pp. 307-313.

100. Y. Zhang, O.P. Malik, G.P. Chen Artificial Neural Network Power System1.

101. Stabilizers in Multi-Machine Power System Environment // IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol. 10, №1, March, 1995, pp.147-155.