автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка и реализация алгоритмов для управления послеаварийными режимами в электрических сетях 6-10 кВ

На правах рукописи 005005774 '

Скорняков Александр Юрьевич

РАЗРАБОТКА И РЕАЛИЗАЦИЯ АЛГОРИТМОВ ДЛЯ УПРАВЛЕНИЯ ПОСЛЕ АВАРИЙНЫМИ РЕЖИМАМИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 6-10 кВ

Специальность 05.14.02 - Электрические станции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

,1 2 ЯНВ 2012

Москва-2011

005005774

Работа выполнена на кафедре электроэнергетических систем Федерального государственного бюджетного образовательного учреждения . высшего профессионального образования «Национальный исследовательский университет «МЭИ»

Научный руководитель:

Официальные

оппоненты:

Ведущая организация:

кандидат технических наук, доцент Попомаренко Игорь Степанович

доктор технических наук, с.н.с. Чукреев Юрий Яковлевич,

кандидат технических наук, доцент Гусев Юрий Павлович

Филиал ОАО «МОЭСК» Московские кабельные сети

Защита диссертации состоится 27 января 2012 г. в 15 ч 00 мин в аудитории Г-200 на заседании диссертационного совета Д 212.157.03 при МЭИ по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 17, 2 этаж, корпус "Г".

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью, просим присылать по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Ученый совет МЭИ.

Автореферат разослан 23 декабря 2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.157.03,

кандидат технических наук, доцент

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Одним из направлений повышения эффективности управления электрическими сетями 6-10 кВ является внедрение в практику эксплуатации таких сетей интегрированных автоматизированных систем управления (ИАСУ).

Одной из важнейших задач диспетчера является ликвидация нарушений нормальной работы электрических сетей, которые могут быть вызваны повреждением различных элементов сети, перегрузками отдельных ее участков, неправильными действиями персонала. Средством решения данной задачи является проведение в электрической сети оперативных переключений (ОП). Работа диспетчера при ликвидации аварийных ситуаций носит стрессовый характер вследствие ограничений по времени на процесс принятия решения и большого уровня ответственности за результаты работы. В сложных радиально-магистральных автоматизированных распределительных сетях 6-10 кВ с резервированием линий и трансформаторов достаточно трудно определить сразу всю совокупность необходимых ОП, решение задачи можно получить с помощью различных комбинаций ОП.

Анализ существующих в настоящее время программ и алгоритмов управления послеаварийными режимами в распределительных электрических сетях (РЭС) показал, что с увеличением сложности возникающих в сети аварийных ситуаций (количество отключенных линий и потребителей) часто наблюдаются затруднения с поиском решения. Программа часто безуспешно пытается найти решение там, где оно в принципе не может существовать, например, при послеаварийных состояниях, когда суммарная пропускная способность питающих линий оказывается меньше суммарной нагрузки всей сети.

Таким образом, разработка и реализация алгоритмов для управления послеаварийными режимами в электрических сетях 6-10 кВ представляется весьма актуальной задачей.

Целью работы является разработка и программная реализация алгоритмов для автоматизированной системы управления послеаварийными режимами в электрических сетях 6-10 кВ. На основе анализа стратегий и методов принятия решений при управлении послеаварийными режимами в РЭС необходимо решить следующие задачи:

• разработать алгоритм оценки возможности существования допустимого режима при заданных аварийных возмущениях.

• разработать алгоритм определения состава ОП для выхода из послеаварийных режимов.

• реализовать указанные алгоритмы в составе расчетно-информационного комплекса управления РЭС.

з

Методы исследования. Поставленные в работе задачи решались с использованием теории графов, моделей и методов принятия решений, методов объектно-ориентированного анализа и проектирования.

Научная новизна работы заключается в следующем:

• разработана методика и алгоритм оценки возможности существования допустимого режима при заданных аварийных возмущениях.

• разработан алгоритм определения состава ОП для выхода из

ПОСЛСаБарИйНЫХ рсЖйМОБ. " • предложена методика и алгоритм формирования расчетного графа сети по данным информационной подсистемы ИАСУ РЭС

Практическая ценность работы состоит в следующем:

• разработанные алгоритмы управления послеаварийными режимами в РЭС программно реализованы и позволяют определять варианты переключений в послеаварийных режимах РЭС;

• разработанная программа управления послеаварийными режимами в РЭС может быть использована как система поддержки принятия решения для диспетчера РЭС, а так же в качестве обучающей системы для оперативно-диспетчерского персонала РЭС.

• проведена интеграция разработанных алгоритмов в расчетно-информационный комплекс управления РЭС.

К защите предоставляются:

• методика и алгоритм оценки возможности существования допустимого режима при заданных аварийных возмущениях;

• алгоритм определения состава ОП для выхода из послеаварийных режимов;

• методика и алгоритм формирования расчетного графа сети по данным информационной подсистемы ПАСУ РЭС.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались, обсуждались и были одобрены на 83-м заседании международного научного семинара им. Ю.Н. Руденко «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики», Ивановская область, Решма, 05 -И сентября 2011 г.; на VI Симпозиуме «Электротехника 2010», Московская область, октябрь 2001 г.; на 4-м международном научно-техническом семинаре «Современные компьютерные технологии в АСУ электрических сетей», Москва, 28 мая - 1 июня 2001 г.; на отчетной конференции-выставке научно-технической программы «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники», Москва, декабрь 2001 г.; на юбилейной научно-практической конференции, посвященной 50-летию ИПКгосслужбы «Инновации в энергетических технологиях», Москва, февраль 2002 г.; а также на научно-техническом семинаре кафедры электроэнергетических систем МЭИ.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 8 печатных работ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа изложена на 165 страницах, иллюстрируется 28 рисунками, содержит 6 таблиц и состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 67 наименований на 7 страницах и 2 приложений на 8 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы требования к задаче автоматизации диспетчерского управления ПОСЛсаЬарйЙНЫмй режимами В РЗС й ЦёЛЬ ДЙССсршЦИОННОЙ работы, отмечена научная новизна и практическая ценность исследования.

В первой главе рассмотрены основные характеристики РЭС, как объекта управления и автоматизации. Показано, что современный уровень эксплуатации РЭС характеризуется: занижением объема ремонтов и технического перевооружения электрических сетей по сравнению с технически обоснованной потребностью, низким уровнем обеспечения современными средствами телемеханики, связи, релейной защиты и автоматики, низкой информационной обеспеченностью персонала РЭС при принятии управленческих решений.

Проведенный анализ современного состояния работ по автоматизированному управлению послеаварийными режимами в РЭС показывает, что общим методом поиска вариантов переключений в послеаварийных режимах является перебор вариантов коммутационных состояний. Методы и алгоритмы решения рассматриваемой задачи, предназначенные для электрических сетей напряжением 110 кВ и выше непосредственно использовать для распределительных сетей невозможно из-за существенных различий в принципах построения РЭС (работа в разомкнутом режиме), а также особенностей функционирования и оперативного управления РЭС по сравнению с сетями более высоких классов напряжений.

Имеющиеся зарубежные разработки также не учитывают существенных особенностей управления РЭС в наших условиях: различия в правилах проведения переключений, меньшую насыщенность автоматикой и т.п.

Анализ опыта эксплуатации разработанных ранее программных комплексов показал, что программные комплексы по управлению послеаварийными режимами зачастую выполняются «изолированно», т.е. не интегрируются в единую расчетно-информационную систему автоматизации РЭС. Это существенно затрудняет их использование в практической деятельности оперативного персонала РЭС.

На основе анализа современного уровня эксплуатации РЭС, существующих методов управления послеаварийными режимами сформулированы задачи диссертационного исследования.

Во второй главе проанализирована деятельность оперативно-диспетчерского персонала РЭС при ликвидации послеаварийных режимов.

Одной из важнейших зада1? оперативно-диспетчерской службы РЭС является ликвидация нарушений нормальной работы электрической сети (дшсзидация послеаварийных режимов), вызванных повреждением элементов сети, перегрузками ее отдельных участков и т.д. Основным способом решения данной задачи является проведение оперативных переключений (ОП), выполняемых оперативным персоналом под руководством диспетчера.

В послеаварийных режимах РЭС с точки зрения задачи о принятии решения начальное состояние системы может быть сформулировано следующим образом: в результате повреждения элемента сети (участок ВЛ, КЛ) и последующего отключения автоматического коммутационного .аппарата на головном участке ряд потребителей остается без питания. При наличии в ТП устройств автоматического ввода резерва (АВР) питание потребителей переключится на другие линии, что может привести к их перегрузке. Следует отметить, что устройства АВР имеются лишь в некоторых РЭС, как правило, в крупных городах. После локализации аварии и отключения поврежденного элемента в качестве решения задачи требуется определить состав ОП, дающий конечное состояние, удовлетворяющее заданным условиям и ограничениям. При этом решение, как правило, . является не единственным.

При определении состава ОП в послеаварийных режимах конечное (целевое) состояние должно удовлетворять следующим условиям и ограничениям:

1) сохранение разомкнутого режима работы РЭС;

2) отсутствие отключенных потребителей;

3) отсутствие перегрузок элементов сети;

4) уровни напряжения во всех узлах в пределах допустимых;

5) минимизация числа переключений;

6) минимизация потерь в новом состоянии.

Полный анализ всех возможных вариантов переключений (полный перебор пространства состояний) практически неосуществим вследствие большой размерности графа электрической сети и ограничений по времени на процесс принятия решения. Для выбора того или иного переключения из ряда возможных диспетчер РЭС руководствуется своими знаниями и опытом. Алгоритм поиска для моделирования интеллектуального поведения диспетчера использует эвристики. Они необходимы для сокращения числа рассматриваемых состояний в пространстве поиска.

Диспетчер РЭС при ликвидации послеаварийных режимов рассматривает при поиске возможных переключений резервные ветви (режимные деления сети). Чем больше запас по пропускной способности некоторой резервной ветви, тем большую нагрузку можно перенести с перегруженного фидера при замыкании данной ветви. Запас по пропускной способности является одним из основных параметров, которым руководствуется диспетчер РЭС при поиске вариантов переключений.

Рисунок 1. Блок-схема алгоритма определения состава оперативных переключений для выхода из послеаварийных режимов

Поэтому на этапе генерации дочерних состояний в нашем алгоритме в качестве эвристической оценки резервных ветвей воспользуемся величиной запаса по пропускной способности.

Для выхода из состояния локального экстремума и предотвращения зацикливания алгоритма предусматриваются механизмы возвращения из точки локального экстремума.

Если ни одна из резервных ветвей по своей пропускной способности не обеспечивает полную ликвидацию перегрузки на рассматриваемом участке ррт 1г тп пппм;■ Vм'ти г ирг-хмихллм пепг*нос наг^^зки с использованием п наибольшей пропускной способностью. Затем процедура поиска повторяется на следующих шагах. Наряду с этим в предлагаемом алгоритме предусмотрены механизмы разбиения перегруженного участка сети между несколькими резервными ветвями, суммарная пропускная способность которых обеспечивает полную ликвидацию перегрузки на рассматриваемом участке сети. Представляется, что использование такого механизма позволит сократить время генерации вариантов ОП вследствие уменьшения числа шагов поиска.

Руководствуясь изложенными выше соображениями, разработан следующий алгоритм определения состава ОП для выхода из послеаварийных режимов (рис. 1). Алгоритм в своей основе моделирует логику принятия решений диспетчером РЭС при проведении переноса делений в сети. Стратегия поиска конечного состояния основана на эвристическом градиентном методе поиска с возвращением.

1. Для рассматриваемого графа сети определяются все перегруженные поддеревья Бп и отключенные от сети поддеревья О0.

2. Определяются все исправные нормально отключенные ветви -режимные деления сети, через которые может быть подано питание на поддерево или Оп; и формируется список возможных на текущем шаге переключений. Для каждой ветви из этого списка рассчитывается эвристическая оценка, т.е. в нашем случае определяется величина запаса по пропускной способности. При её определении учитывается величина допустимой нагрузки данной резервной ветви, а также ветвей, через которые она будет получать питание в новом коммутационном состоянии. Список возможных на текущем шаге переключений сортируется в соответствии с рассчитанной величиной эвристической оценки.

3. Из списка возможных на текущем шаге переключений, сформированного на шаге 2, с учетом проведенной сортировки по величине запаса по пропускной способности выбирается одна или несколько ветвей. При выборе ветви могут учитываться дополнительные критерии, например, секционные аппараты по возможности не включаются с целью осуществления на них нормального деления сети в искомом коммутационном состоянии.

4. Моделируется проведение ОП, отобранных на шаге 3. Для сохранения разомкнутого режима работы определяется новое режимное деление сети. Если на шаге 3 были отобраны несколько ветвей, то по специальному

8

алгоритму происходит разбиение рассматриваемого поддерева или Огл с целью сохранения разомкнутого режима работы. Выполняется расчет режимных параметров рассматриваемой электрической сети для нового коммутационного состояния. Все проведенные ОП заносятся в список произведенных переключений.

5. Производится анализ режима электрической сети в новом коммутационном состоянии и проверка всех условий и ограничений. Если все условия выполняются, то искомое коммутационное состояние получено, а список произведенных переключении является искомой последовательностью ОП. В противном случае переходим к шагу 1, проводим следующую итерацию поиска.

Основные отличия разработанного алгоритма от уже существующих состоят в реализации механизмов возвращения из точки локального экстремума. Кроме того:

1. На каждой итерации для каждого перегруженного поддерева рассматривается большее число ветвей - кандидатов на включение, что повышает быстродействие и эффективность поиска.

2. Перегруженное поддерево разбивается между несколькими ветвями -кандидатами на включение, что также позволяет за меньшее число итераций найти более оптимальные варианты переключений.

Рассмотрим алгоритм оценки возможности существования допустимого режима при заданных аварийных возмущениях. В послеаварийных режимах в распределительных электрических сетях часть ветвей повреждены (аварийно отключены) и по ним не может осуществляться питание потребителей. Перед поиском соответствующих оперативных переключений для выхода из возникшего послеаварийного режима правомерно поставить вопрос, а существует ли в принципе возможность осуществления питания всех потребителей но оставшимся неповрежденным линиям без их недопустимой перегрузки. Такой вопрос и приводит к возникновению задачи оценки возможности существования допустимого режима.

Требуется определить, существует ли дерево графа, из которого исключены все поврежденные ветви и которое удовлетворяет следующим условиям: все имеющиеся узлы включены в дерево (все потребители получают питание), нагрузки в ветвях не превышают допустимых значений.

Основой предлагаемого алгоритма (рис. 2) является формирование оценочного дерева графа электрической сети с применением стратегии поиска в ширину (прохождение графа «волной») с проведением сравнения на каждом ярусе при прохождении графа сети «волной» величины запаса по пропускной способности сети и нагрузки по всем узлам данной сети. Поскольку стратегия поиска в ширину применяется для формирования оценочного дерева графа сети известной размерности, то недостатки этой стратегии в данном случае не проявляются.

На начальном этапе в список текущих узлов заносятся все центры питания. Происходит формирование первого яруса оценочного дерева. На

9

первом шаге к дереву подключаются питающие линии. Формируется новый список текущих узлов.

При формировании оценочного дерева из рассмотрения полностью исключаются поврежденные ветви. Кроме того, для обеспечения разомкнутого режима работы при наличии альтернативы питания какого-либо узла выбирается ветвь, имеющая большую пропускную способность.

После формирования первого яруса оценочного дерева (питающая сеть в системах электроснабжения городов) можно записать следующий критерий существования допустимого режима:

где ф,) - пропускная способность ¡-й ветви; — нагрузка ] -го узла сети;

МрЫ - количество питающих линий, подключаемых к оценочному графу сети на первом шаге;

N~ общее количество узлов в сети за исключением центров питания.

Таким образом, на первом шаге сравнивается суммарная пропускная способность питающих линий, подключаемых к оценочному дереву и суммарная нагрузка узлов графа сети. Если суммарная пропускная способность питающих линий окажется меньше суммарной нагрузки, то, очевидно, что допустимый режим без перегрузок не существует; алгоритм завершается уже после первого шага.

Если критерий выполняется, то происходит переход к следующему шагу алгоритма. Для каждого узла из списка текущих находятся все смежные неподключенные узлы и через соединяющую их ветвь подключаются к оценочному дереву, то есть происходит формирование следующего яруса оценочного дерева.

Для каждого узла из вновь сформированного текущего списка рассчитывается величина запаса по пропускной способности уже сформированной (от ЦП до данного узла) части оценочного дерева. При определении запаса по пропускной способности учитывается влияние от других текущих узлов, питание которых осуществляется по той же питающей линии, что и рассматриваемого узла.

Проводится сравнение суммарного запаса по пропускной способности на текущем шаге и суммарной нагрузки всех еще не подключенных к оценочному дереву узлов. Если суммарный запас по пропускной способности оказывается меньше, то оценка завершается с отрицательным результатом. В противном случае происходит формирование следующего яруса оценочного дерева.

Если оценка завершилась с отрицательным результатом, т.е. показано, что допустимый режим без перегрузки не существует, то по оценочному дереву можно найти элементы сети, которые накладывают ограничения на пропускную способность сети («узкие места»).

Расчет пропускной способности для сформированной части оценочного дерева

^ Начало ^ I

Расчет потокораспределения 8 сформированной части I оценочного дерева

Рисунок 2. Блок-схема алгоритма оценки возможности существования допустимого режима при заданных аварийных возмущениях

и

кроме того, оценочное дерево позволяет определить коммутационное состояние с минимальной перегрузкой. Указанные свойства оценочного дерева могут оказаться перспективными при анализе наиболее тяжелых послеаварийных состояний, требующих серьезной реконфигурации сети.

В третьей главе рассматриваются вопросы программной реализации

ЛЯ'ЗЛЙ^ЛТСИТНХТЧ' о ЯГЛПМТ^^ОО Ч ГГТГЧОГ» ТТОТГТГГТ ГГГЧГ»ТТОЛТ>0*«»ТГТ*»ТТ Т» ftT пл^гпи жг\% Г»1 ИМ! Vj^^^xuvu j U^/MU^iViiJi/l llVViliWMUU^'XiXUliiliVin pW/IVfUVlUiVlU.

Программная реализация алгоритмов основана на модели доступа к удаленным данным, предполагающей наличие сервера баз данных на основе многопользовательской системы управления базами данных (СУБД), т.е. на технологии «клиент-сервер». В качестве информационной платформы в работе используется одна из сетевых многопользовательских СУБД.

В первой части данной главы приведена структура и описание информационной модели расчетного графа сети (рис. 3). Для описания графа электрической сети в информационной модели определены следующие сущности:

• ветви (VET), представляющие, кабельные и воздушные линии, секционные перемычки в ТП;

• узлы (UZL), представляющие секции шин ТП, РП, ЦП, а также узловые опоры BJI;

• присоединения (Prisoed) - совокупность элементов, обеспечивающих соединение секций шин и силового оборудования (присоединения линий, трансформаторов). Соответствуют, как правило, ячейкам (камерам) на подстанциях;

• элементы (ELEM) - отдельные единицы оборудования, в том числе коммутационные аппараты (КА);

• параллельные ветви (ParallelVt) - вспомогательная сущность, хранящая дополнительную информацию о наличии в сети параллельных ветвей;

• контуры (Cicuits) и список ветвей контуров (CircuitsList) -вспомогательные сущности для хранения информации о наличии контуров в сети.

На физическом уровне базы данных сущности соответствует таблица базы данных, экземпляру сущности (объекту) - строка в таблице, а атрибуту - колонка таблицы.

Во второй части рассматривается алгоритм топологического анализа расчетного графа сети. Для эффективного функционирования расчетных алгоритмов необходимо предварительно разбить все ветви и узлы графа сети на связные компоненты, провести проверку на наличие контуров, а также выделить неподключенную часть графа сети. Этой цели и служат алгоритмы топологического анализа сети.

Узлы (UZL)

РК РК РК UzllD WodellD SubGraohlD

UzIName

TypeUzl

Sh

Fid

Jar

ParUz

ParVst

PГ '

Qj

Unj

Pab

Qab

Udj

Umj

PDj

QDj

Szar

IndAvr

Avr

Ветви (VET)

PK PK PK VetID ModellD SubGraphID

VetName

TypeVet

OperState

BazState

UzBeg

PrisBeg

UzEnd

PrisEnd

Fid

Jar

RL

XL

Idop

Diina

KT

Phh

Qhh

Ivd

Ivm

PS

QS

dU

dUm

□Pi

DQi

ParalleilD

¡sot

. Присоединения

(Prisoed)'

PK PrisoedlD

PK ModellD

UzllD

OperState

BazState

TypeKam

TypeNK

TypeKA

МЫпКГД

N Jach

Napravl

PrisOpis

Параллельные ветви

PK PK ParalleilD

ModellD

TypeParallel Veil Vet2 Uzl UzlKA

Элементы.(ELEM)

PK ElemID

PK PrisoedlD

PK ModellD

OperState

BazState

IMumElem

ComType

DispName

Resurs

M croh

Контуры

PK PK SMB. ModellD

VetID CircuitName

Ветвиsконтурах

PK PK CirlD ModellD

UzllD Luch

Рисунок 3. Информационная модель расчетного графа сети.

В работе для решения данных задач разработан алгоритм топологического анализа графа сети, основанный на прохождении графа волной:

1) На первом этапе текущими узлами становятся центры питания (ЦП). На каждом этапе происходит постепенное наращивание дерева путем включения в него всех соседних еще не подключенных ветвей, т.е. последовательно рассматривается каждый ярус графа сети. При этом каждому узлу присваивается пометка (значение параметра Fid), указывающая, от какого центра питания он питается.

2) Если при рассмотрении соседних ветвей окажется, что смежный с ними узел уже включен в дерево, то это признак наличия в сети контура. Этой ветви присваивается специальная пометка.

3) Критерием окончания топологического анализа является отсутствие на текущем шаге вновь подключенных узлов.

4) Все непройденные при топологическом анализе узлы являются узлами без питания при данном коммутационном состоянии сети.

В результате топологического анализа определяются следующие топологические параметры:

- Fid («фидер») - номер связной компоненты (дерева) графа сети, которому принадлежит данный узел (задается как номер узла - источника питания);

- Jar («ярус») - параметр, характеризующий «удаленность» узла от источника питания. Так для узлов - источников питания Jar=0, для узлов смежных с узлами - источниками питания Jar=l и т.д.;

- ParUzl - «родительский» узел;

- ParVet - «родительская» ветвь;

ТЧ ТГ4Г1 ТТ.í1 !* I" rTClfDtfM-t'TV^ñ ПОПТГ/ ГТГ\ ПОЛЛЧСТПиОЧАФ^С 1 i-rwv>Т>\I Í /ТТ'I (Т

реализация соответственно алгоритма оценки возможности существования допустимого режима и алгоритма определения состава оперативных переключений для выхода из послеаварийных режимов.

Поскольку информация о графе электрической сети физически хранится в базе данных на сервере (в таблицах VET и UZL и др.), то для программной реализации указанных алгоритмов применяются хранимые процедуры СУБД.

Хранимые процедуры представляют собой программу, расположенную на сервере и исполняемую в среде СУБД. Применение хранимых процедур хорошо укладывается в модель клиент-сервер. Одним из основных преимуществ хранимых процедур является их высокая производительность, поскольку информация из базы данных и хранимая процедура находятся в одной и той же среде ядра СУБД. Клиентское приложение в этом случае не тратит свои ресурсы на получение от сервера и обработку всего массива информации, а вызывает для этой цели хранимую процедуру. У сервера запрашивается только результирующая информация для организации её отображения пользователю, т.к. в модели клиент-сервер клиентское приложение отвечает за взаимодействие с пользователем, включая отображение информации и предоставление возможности работы с приложением через графический интерфейс.

В четвертой главе приведено описание механизмов интеграции различных подсистем и формирования единой расчетно-информационной системы для автоматизации управления РЭС. Программное обеспечение ИАСУ РЭС, как правило, состоит из информационной, графической и расчетной подсистем. Основой информационной подсистемы АСУ является база данных, включающая в себя всеобъемлющую информацию по оборудованию сетевого предприятия и реализованная на платформе одной из сетевых многопользовательских СУБД. В работе рассмотрены основные подходы к созданию такой базы данных и характеристики некоторых типов объектов.

Наиболее эффективного функционирования различных подсистем в реальных условиях эксплуатации можно добиться только при организации достаточно тесного взаимодействия между ними.

1 Объекты базы данных оборудовав

^Начальная инициализацийJ

^ Формирование узлов] ^ расчетного графа J

Секции шин — —

Формирование присоединена

5

Ячрй^ (к?мер(>|1 — —

Формирование ветвей графа, моделирующи кл и ВЛ

£

5'

Формирование ее геех. моделирующих трансформаторы

выключатели

V

Формирование элементов присоединений

5

Выключатели нагрузки

Предохранителе

<*

Анализ топологии графа сети

3

Объекты расчетной базы данных

- у,злы графа П Ш2Ц

Присоединения 1РП50ей

Элементы присоединений

ШЬШ

Рисунок 4. Алгоритм формирования расчетного графа сети.

15

Все объекты графической и расчетной подсистемы должны иметь соответствие объектам реального оборудования для целостности расчетно-информационной системы. Эти задачи решаются с помощью разработки специальных механизмов интеграции информационных, графических и расчетных подсистем в единую расчетно-информационную систему. Основой механизмов интеграции является задание соответствия объектам в базах данных различных подсистем. Для задания соответствия разработаны специальные таблицы соответствия объектов подсистем.

Одной из задач, требующих решения при формировании расчстко-информационной системы является задача автоматизированного формирования расчетного графа сети. На практике, при использовании расчетных программ персоналу РЭС часто приходится формировать расчетный граф сети вручную. Такой способ формирования графа сети отнимает много времени, неизбежны ошибки при вводе данных. Вместе с тем вся необходимая информация для формирования графа сети уже имеется в информационной подсистеме ИАСУ РЭС.

Алгоритм автоматизированного формирования расчетного графа сети по данньм информационной подсистемы в общем виде представлен на рис.4. Алгоритм анализирует информацию о кабельных и воздушных линиях, секциях шин подстанций, их схемах соединения, нагрузках потребителей. На основе этой информации формируются структуры данных по узлам, ветвям, присоединениям и элементам расчетного графа сети.

В пятой главе проведено исследование работоспособности разработанных алгоритмов на нескольких примерах для тестовой схемы Учебно-тренажерного центра крупного предприятия электрических сетей, а также для сети района крупного города.

Рассмотрим один из примеров. Предлагаемая для исследования схема является частью системы электроснабжения района крупного города с преимущественно жилой застройкой. Поскольку застройка данного района сложилась в основном в 50 - 60-е гг. прошлого века, рассматриваемая сеть работает на напряжении 6 кВ. По своей структуре сеть является радиально-магистральной автоматизированной сетью с резервированием линий и трансформаторов. Применяются двухтрансформаторные ТП с АВР на стороне 0,4 кВ. Сеть выполнена кабельными линиями, в сети имеется одна РТП (РТП 101), три РП (РП 102, РП 103 и РП 104) и сорок двухтрансформаторных ТП. Диспетчерские наименования подстанций условные.

При проведении строительных работ были повреждены две распределительные кабельные линии, идущие от РП 102 на обе секции ТП 129. В результате произошло отключение потребителей, питающихся от нескольких ТП. Перед диспетчером РЭС стоит задача восстановления электроснабжения. Схема сети для рассматриваемой ситуации приведена на рис. 5. На схеме отмечены поврежденные кабельные линии и отключенная часть сети.

С целью исследования работоспособности алгоритма оценки возможности существования допустимого режима было рассмотрено два варианта коммутационного состояния сети. В качестве первого варианта рассматривалась текущая аварийная ситуация - повреждение кабельных линий РП102(1)-ТП129(Б) и РП102(2)-ТП129(А). Во втором варианте кроме вышеперечисленных повреждена кабельная линия ТП138(А)-ТП141(А). Результаты работы алгоритма оценки существования допустимого режима приведены в таблице 1.

Таблица 1. Результаты оценки существования допустимого режима при повреждении двух кабельных линий _

Первый вариант Второй вариант

Этап оценки Оценка запаса по пропускной способности, А Суммарная нагрузка неподключенных узлов, А Оценка запаса по пропускной способности, А Суммарная нагрузка неподключенных узлов, А

1 4727.0 1406.0 4727.0 1406.0

2 3233.0 1035.0 3233.0 1035.0

3 2376.0 667.0 2376.0 667.0

4 1733.0 400.0 1253.0 510.0

5 913.0 187.0 662.0 328.0

6 613.0 19.0 403.0 182.0

7 48.0 163.0

Вывод допустимый режим существует допустимый режим не существует

Из представленных результатов видно, что для второго варианта коммутационного состояния на седьмом этапе величина запаса по пропускной способности стала меньше суммарной нагрузки неподключенных узлов.

В результате определения состава ОП по предложенному алгоритму были получены следующие варианты восстановления электроснабжения:

Вариант 1:

1. Включить ветвь: 'ТП144 (Б) - ТП141 (Б)'

2. Включить ветвь: 'ТП 138 (А) - ТП 141 (А)'

3. Отключить ветвь: 'ТП 134 (А) - ТП 137 (А)'

4. Включить ветвь: 'ТП 134 (А) - ТП 132 (А)'

(Всего: 4 коммутации; Потери мощности: 361.1 кВт)

Вариант 2:

1. Включить ветвь: 'ТП 122 (А) - ТП 141 (Б)'

2. Включить ветвь: 'ТП 138 (А) - ТП 141 (А)'

3. Отключить ветвь: 'ТП 134 (А) -ТП 137 (А)'

4. Включить ветвь: 'ТП 134 (А) - ТП 132 (А)'

(Всего: 4 коммутации; Потери мощности: 320.6 кВт)

Рисунок 5. Схема сети при повреждении двух кабельных линий

Вариант 3:

1. Включить ветвь: 'ТП 131 (Б) - Til119 (Б)'

2. Включить ветвь: 'ТП 138 (А) - ТП 141 (А)'

3. Отключить ветвь: 'ТП 136 (Б) - ТП 135 (Б)'

4. Включить ветвь: 'ТП 144 (Б) - ТП 141 (Б)'

5. Отключить ветвь: 'ТП 134 (А) -ТП 137 (А)'

6. Включить ветвь: 'ТП 134 (А) - ТП 132 (А)'

(Всего: б коммутаций; Потери мощности: 344.3 кВт)

Л.

UUJIIIU11 I Та

1. Включить ветвь: 'ТП 144 (Б) - ТП 141 (Б)'

2. Включить ветвь: 'ТП 108 (А) -ТП 118 (А)'

3. Отключить ветвь: 'ТП 136 (А) -ТП 118 (А)'-

4. Включить ветвь: 'ТП 138 (А) - ТП 141 (А)'

(Всего: 4 коммутации; Потери мощности: 361.2 кВт)

Общее время, расчета: 00:04 сек.

Таким образом, с помощью разработанного алгоритма было определено четыре наиболее приемлемых с точки зрения заданных критериев варианта коммутационных изменений, с помощью которых можно восстановить электроснабжение потребителей. Диспетчеру РЭС остается выбрать наиболее приемлемый для него вариант и организовать проведение соответствующих переключений. При - использовании современной вычислительной техники время поиска находится. в пределах нескольких секунд (для рассмотренного примера - 4 сек.).

Выводы

1. На основе моделирования логики принятия решений диспетчером РЭС, разработан алгоритм определения состава ОП, который позволяет увеличить быстродействие и эффективность поиска вариантов переключений.

2. Предложена методика и алгоритм оценки возможности существования допустимого режима при заданных аварийных возмущениях, позволяющие исключить поиск вариантов ОП в тех случаях, когда режим без перегрузки в принципе не существует, например, в таких состояниях, когда суммарная пропускная способность оставшихся в работе питающих линий оказывается меньше суммарной нагрузки всей сети.

3. Разработанные алгоритмы управления послеаварийными режимами в РЭС программно реализованы автором и позволяют определять варианты переключений,в послеаварийных режимах РЭС.

4. Проведена программная интеграция разработанных алгоритмов в расчетно-информационный комплекс управления РЭС. При этом разработана методика и алгоритм автоматизированного формирования структуры и определения параметров расчетного графа сети на основе информации из базы данных по оборудованию РЭС.

5. Расчетно-информационный комплекс управления РЭС с разработанными алгоритмами прошел опытно-промышленную эксплуатацию

19

и внедрен в различных электрических сетях систем электроснабжения ■ городов.

Осповыое содержание диссертации изложено в следующих работах:

1. Пономаренко И.С., Скорняков А.Ю. Анализ послеаварийных режимов и управление ими в распределительных электрических сетях // Электричество, 2006, № 1, с.27-32.

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

3. Пономаренко И.С., Сипачева О.В., Калугина М.А., Власова Т.А., Скорняков А.Ю. Опыт разработки и применения современных информационных технологий при эксплуатации распределительных электрических сетей // Промышленная энергетика, 2004, № 7, с. 12-19.

4. Пономаренко И.С., Тютюнов А.О., Сипачева О.В., Скорняков А.Ю. Опыт реализации и внедрения современной АСУ распределительными электрическими сетями // Современные компьютерные технологии в АСУ электрических сетей: Материалы 4-го международного научно-технического семинара. М. : ЭНАС, 2001.

5. Пономаренко И.С., Сипачева О.В., Скорняков А.Ю., Тютюнов А.О. Интегрированная автоматизированная система управления распределительными электрическими сетями ЭРИС // Сборник тезисов VI Симпозиума «Электротехника 2010». Московская область, октябрь 2001, с. 79-80.

6. Пономаренко И.С., Сипачева О.В., Скорняков А.Ю. Автоматизированное управление режимами распределительных электрических сетей // Тезисы докладов отчетной конференции-выставки научно-технической программы «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники». М.: Издательство МЭИ, 2001, с. 33-34.

7. Пономаренко И.С., Родина Л.С., Сипачева О.В., Скорняков A.IO. Интегрированная автоматизированная система управления распределительными электрическими сетями ЭРИС // Электротехнические системы и комплексы: Межвузовский сборник научных трудов. Магнитогорск, 2001, с. 302-306.

8. Пономаренко И.С., Калугина М.А., Сипачева О.В., Тютюнов А.О., Скорняков А.Ю. Комплексная автоматизированная система управления распределительными сетями. // Доклады юбилейной научно-практической конференции, посвященной 50-летию ИПКгосслужбы «Инновации в энергетических технологиях» Т. 3. - М.: ИПКгосслужбы, ВИПКэнерго, 2002, с. 240-247.

Подписано в печать Л U.dù/f Зак. 5If Тир. ШО п п Полиграфический центр МЭИ(ТУ) Красноказарменная ул.,д.13

ВВЕДЕНИЕ

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА АВТОМАТИЗАЦИИ УПРАВЛЕНИЯ ПОСЛЕАВАРИЙНЫМИ РЕЖИМАМИ

1.1. Распределительные электрические сети как объект управления и 7 автоматизации.

1.2. Структура автоматизированных систем управления РЭС и 13 решаемые ими задачи.

1.3. Современное состояние проблемы автоматизированного 24 управления послеаварийными режимами и постановка задачи исследования.

2. АЛГОРИТМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПОСЛЕАВАРИЙНЫМИ РЕЖИМАМИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 6-10 кВ

2.1. Деятельность оперативно-диспетчерского персонала и стратегия 38 принятия решений при ликвидации послеаварийных режимов.

2.2. Стратегии и методы поиска решений в пространстве состояний

2.3. Оценка возможности существования допустимого режима при 54 заданных аварийных возмущениях.

2.4. Алгоритм определения состава необходимых оперативных 61 переключений для выхода из послеаварийных режимов.

3. ПРОГРАММНАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ АЛГОРИТМОВ УПРАВЛЕНИЯ ПОСЛЕАВАРИЙНЫМИ РЕЖИМАМИ НА ПЛАТФОРМЕ СУБД

3.1. Формирование структуры и описание параметров расчетного 69 графа сети.

3.2. Топологический анализ расчетного графа сети

3.3. Программная реализация алгоритма оценки возможности существования допустимого режима при заданных аварийных возмущениях.

3.4. Программная реализация алгоритма определения состава 89 оперативных переключений для выхода из послеаварийных режимов.

4. ФОРМИРОВАНИЕ РАСЧЕТНО-ИНФОРМАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ АВТОМАТИЗАЦИИ УПРАВЛЕНИЯ РЭС

4.1. Информационное пространство описания параметров 100 электрической сети и параметров её режимов.

4.2. Интеграция информационных, графических и расчетных 107 подсистем в единую расчетно-информационную систему.

4.3. Формирование структуры и определение параметров расчетного 114 графа сети.

4.4. Практическая реализация расчетно-информационной системы на 120 примере системы ЭРИС

5. ПРАКТИЧЕСКОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РАЗРАБОТАННЫХ АЛГОРИТМОВ ПРИ УПРАВЛЕНИИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫМИ РЕЖИМАМИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 6-10 кВ

5.1. Формирование и отображение результатов работы алгоритмов.

5.2. Исследование работоспособности разработанных алгоритмов на 133 примере сети района крупного города

5.3. Исследование работоспособности разработанных алгоритмов на 144 примере тестовой схемы кабельной сети

В нашей стране в практике эксплуатации распределительных электрических сетей (РЭС) исторически сложился достаточно низкий уровень обеспеченности средствами автоматизации. Традиционно, автоматизации РЭС уделялось гораздо меньше внимания, чем автоматизации сетей более высоких классов напряжений. Ситуация усугубилась с учетом кризисных явлений в экономике РФ в 90-е годы.

В последнее время в связи с удешевлением и повсеместным распространением компьютерной техники появилась возможность подойти к решению вопросов автоматизации РЭС на новом технологическом уровне.

Таким образом, одним из направлений повышения эффективности управления городскими и сельскими распределительными электрическими сетями 6-10 кВ является внедрение в практику эксплуатации таких сетей интегрированных автоматизированных систем управления. Непременной составной частью таких систем являются автоматизированные системы диспетчерского управления РЭС (АСДУ). Одной из важнейших задач диспетчера РЭС является ликвидация нарушений нормальной работы электрических сетей, которые могут быть вызваны повреждением различных элементов сети, перегрузками отдельных ее участков, неправильными действиями персонала. Средством решения данной задачи является проведение в электрической сети оперативных переключений (ОП). Работа диспетчера при ликвидации аварийных ситуаций носит стрессовый характер вследствие временных ограничений на процесс принятия решения и большого уровня ответственности за результаты работы. В сложных радиально-магистральных автоматизированных распределительных сетях 610 кВ с резервированием линий и трансформаторов, какой, например, является Московская кабельная сеть, достаточно трудно определить сразу всю совокупность необходимых ОП (неочевидность ОП), решение

Введение

В нашей стране в практике эксплуатации распределительных электрических сетей (РЭС) исторически сложился достаточно низкий уровень обеспеченности средствами автоматизации. Традиционно, автоматизации РЭС уделялось гораздо меньше внимания, чем автоматизации сетей более высоких классов напряжений. Ситуация усугубилась с учетом кризисных явлений в экономике РФ в 90-е годы.

В последнее время в связи с удешевлением и повсеместным распространением компьютерной техники появилась возможность подойти к решению вопросов автоматизации РЭС на новом технологическом уровне.

Таким образом, одним из направлений повышения эффективности управления городскими и сельскими распределительными электрическими сетями 6-10 кВ является внедрение в практику эксплуатации таких сетей интегрированных автоматизированных систем управления. Непременной составной частью таких систем являются автоматизированные системы диспетчерского управления РЭС (АСДУ). Одной из важнейших задач диспетчера РЭС является ликвидация нарушений нормальной работы электрических сетей, которые могут быть вызваны повреждением различных элементов сети, перегрузками отдельных ее участков, неправильными действиями персонала. Средством решения данной задачи является проведение в электрической сети оперативных переключений (ОП). Работа диспетчера при ликвидации аварийных ситуаций носит стрессовый характер вследствие временных ограничений на процесс принятия решения и большого уровня ответственности за результаты работы. В сложных радиально-магистральных автоматизированных распределительных сетях 610 кВ с резервированием линий и трансформаторов, какой, например, является Московская кабельная сеть, достаточно трудно определить сразу всю совокупность необходимых ОП (неочевидность ОП), решение поставленной задачи можно получить с помощью различных комбинаций ОП (многовариантность ОП). Таким образом, становится очевидной необходимость автоматизации диспетчерского управления послеаварийными режимами в распределительных электрических сетях.

Анализ существующих в настоящее время программ и алгоритмов управления послеаварийными режимами в РЭС показал, что с увеличением сложности возникающих в сети аварийных ситуаций (количество отключенных линий и потребителей) часто наблюдаются затруднения с поиском решения. Программа часто безуспешно пытается найти решение там, где оно в принципе не может существовать, например, при послеаварийных состояниях, когда суммарная пропускная способность питающих линий оказывается меньше суммарной нагрузки всей сети.

Другой важной причиной, вследствие которой разработанные ранее программы не нашли широкого распространения в практике эксплуатации РЭС, является то, что они зачастую реализовывались «изолированно», т.е. не были гармонично интегрированы в единую расчетно-информационную систему автоматизации эксплуатации РЭС. Это существенно затрудняло их использование в практической деятельности оперативного персонала распределительных сетей.

На основе вышеизложенного, можно сделать вывод об актуальности темы настоящей работы.

Целью работы является разработка и программная реализация алгоритмов для автоматизированной системы управления послеаварийными режимами в электрических сетях 6-10 кВ. На основе анализа стратегий и методов принятия решений и существующих алгоритмов управления послеаварийными режимами в РЭС необходимо решить следующие задачи:

• разработать алгоритм оценки возможности существования допустимого режима при заданных аварийных возмущениях.

• разработать алгоритм определения состава ОП для выхода из послеаварийных режимов.

• реализовать указанные алгоритмы в составе расчетно-информационного комплекса управления РЭС.

Научная новизна работы заключается в следующем:

• разработана методика и алгоритм оценки возможности существования допустимого режима при заданных аварийных возмущениях.

• разработан алгоритм определения состава ОП для выхода из послеаварийных режимов.

• предложена методика и алгоритм формирования расчетного графа сети по данным информационной подсистемы ИАСУ РЭС

Практическая ценность работы состоит в следующем:

• разработанные алгоритмы управления послеаварийными режимами в РЭС программно реализованы и позволяют определять варианты переключений в послеаварийных режимах РЭС;

• разработанная программа управления послеаварийными режимами в РЭС может быть использована как система поддержки принятия решения для диспетчера РЭС, а так же в качестве обучающей системы для оперативно-диспетчерского персонала РЭС.

• проведена интеграция разработанных алгоритмов в расчетно-информационный комплекс управления РЭС.

Достоверность полученных результатов подтверждается исследованиями работоспособности разработанных алгоритмов на примерах реальных схем электрических сетей, корректностью применения математических методов, опытом практической эксплуатации программного комплекса.

Выводы по главе:

1. Рассмотрены механизмы формирования и отображения результатов работы алгоритмов.

2. На примере трех практических ситуаций для сети района крупного города показана работоспособность и эффективность разработанных алгоритмов.

3. Исследована работоспособность разработанных алгоритмов на другом примере - тестовой схеме Учебно-тренажерного центра крупного предприятия электрических сетей.

Заключение

В диссертационной работе рассмотрены вопросы разработки и реализации алгоритмов для управления послеаварийными режимами в электрических сетях 6-10 кВ. В большинстве случаев для ликвидации послеаварийного режима необходимо осуществить целую последовательность ОП, определить которую диспетчеру бывает достаточно сложно, учитывая сильную психологическую нагрузку лица, принимающего решение.

Имеющиеся в настоящее время алгоритмы управления послеаварийными режимами в РЭС и программные комплексы на их основе не лишены ряда недостатков. В частности, программы иногда безуспешно пытаются найти решение там, где оно в принципе не может существовать, наблюдаются затруднения с поиском вариантов переключений даже при возникновении аварийных ситуаций средней сложности. Программные комплексы по управлению послеаварийными режимами зачастую выполняются «изолированно», т.е. не интегрируются в единую расчетно-информационную систему автоматизации эксплуатации РЭС. Это существенно затрудняет их использование в практической деятельности оперативного персонала распределительных сетей. Указанные соображения определяют актуальность настоящей работы.

При решении поставленных в настоящей работе задач автором получены следующие основные выводы и результаты:

1. На основе моделирования логики принятия решений диспетчером РЭС разработан алгоритм определения состава ОП, который позволяет увеличить быстродействие и эффективность поиска вариантов переключений.

2. Предложена методика и алгоритм оценки возможности существования допустимого режима при заданных аварийных возмущениях, позволяющие исключить поиск вариантов ОП в тех случаях, когда режим без перегрузки в принципе не существует, например, в таких состояниях, когда суммарная пропускная способность оставшихся в работе питающих линий оказывается меньше суммарной нагрузки всей сети.

3. Разработанные алгоритмы управления послеаварийными режимами в РЭС программно реализованы автором и позволяют определять варианты переключений в послеаварийных режимах РЭС.

4. Проведена программная интеграция разработанных алгоритмов в расчетно-информационный комплекс управления РЭС. При этом разработана методика и алгоритм автоматизированного формирования структуры и определения параметров расчетного графа сети на основе информации из базы данных по оборудованию РЭС.

5. Расчетно-информационный комплекс управления РЭС с разработанными алгоритмами прошел опытно-промышленную эксплуатацию и внедрен в различных электрических сетях систем электроснабжения городов.

1. Основные научно-технические требования к созданию и развитию автоматизированных систем управления районов электрических сетей (АСУ РЭС). М., ГВЦ Энергетики, ВНИИЭ, СЭП, 1996.

2. Правила устройства электроустановок. Седьмое издание. М.: Госэнергонадзор, 2002.

3. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (РД 34.20.501-95). М.: СПО ОРГРЭС, 1996.

4. Инструкция по производству переключений в МКС Мосэнерго. М.: Московская кабельная сеть, 1994.

5. Типовая инструкция по переключениям в электроустановках. М.: СПО Союзтехэнерго, 1985.

6. Башлыков A.A. Проектирование систем принятия решений в энергетике. М.: Энергоатомиздат, 1986.

7. Башлыков A.A., Еремеев А.П. Экспертные системы поддержки принятия решений в энергетике. М.: Издательство МЭИ, 1994.

8. Биллинтон Р., Аллан Р. Оценка надежности электроэнергетических систем. М.: Энергоатомиздат, 1988.

9. Буч Г. Объектно-ориентированный анализ и проектирование с примерами приложений на С++, 2-е изд. СПб.: Невский диалект, 2000.

10. Гудман С. Хидетниеми С. Введение в разработку алгоритмов. М.: Мир, 1981.

11. Дубовой В.Г. Моделирование переключений в электроустановках // Электричество, 1996, №11.

12. Дубовой В.Г. Теория оперативных переключений в электроустановках // Электричество, 1997, № 8.

13. Дьяков А.Ф., Любарский Ю.Я., Моржин Ю.И., Орнов В.Г., Портной М.Г. Интеллектуальные информационные системы в управлении эксплуатацией энергетического комплекса // Электричество, 1994, № 2.

14. Еремеев А.П. Экспертные модели и методы принятия решений. М.: Издательство МЭИ, 1995.

15. 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, №9.

16. Искусственный интеллект. Кн. 2: Модели и методы: Справочник / Под ред. Поспелова Д.А. М.: Радио и связь, 1990.

17. Козлов В.А., Билик Н.И., Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электроснабжения городов. Л.: Энергоатомиздат, 1986.

18. Козлов В.А. Городские распределительные электрические сети Л.: Энергия, 1982.

19. Короткое Г.С., Членов М.Я. Ремонт оборудования и аппаратуры распределительных устройств. М.: Высшая школа, 1990.

20. Кристофидес H. Теория графов. Алгоритмический подход. М.: Мир, 1978.

21. Крумм JÏ.A. Метод приведенного градиента при управлении энергетическими системами. Новосибирск: Наука, 1977.

22. Ларичев О.И., Мошкович Е.М. Качественные методы принятия решений. М.: Наука Физматлит, 1996.

23. Лысюк С.С. Опыт создания АСУ района электрических сетей // Энергетик, 1999, № 8.

24. Любарский Ю.Я. Интеллектуальные информационные системы. М.: Наука, 1990.2 8. Любарский Ю.Я. Компьютерная поддержка диспетчерского управления оборудованием в энергосистемах. Методическая разработка. М.: ИПКгосслужбы, 2004.

25. Любарский Ю.Я., Надточий В.М., Рабинович P.C., Орнов В.Г., Портной М.Г. Экспертные системы для энергетики // Электричество, 1991, № 1.

26. Любарский Ю.Я. Интеллектуальные информационные системы для автоматизации деятельности и тренажа оперативного персонала в энергосистемах // Электрические станции, 1994, № 9.

27. Люгер Джордж Ф. Искусственный интеллект: стратегии и методы решения сложных проблем. М.: Издательский дом «Вильяме», 2003.

28. Маклаков C.B. CASE-средства разработки информационных систем. М.: Диалог-МИФИ, 1999.

29. Майника Э. Алгоритмы оптимизации на сетях и графах. М.: Мир, 1981.

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

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

32. Пономаренко И.С., Дубинский Е.В., Тютюнов А.О., Дичина О.В. и др. Комплексная система автоматизированного управления распределительными сетями АО «Мосэнерго» // Вестник МЭИ, 1998, № 1.

33. Пономаренко И.С., Соловьев Д.В. Управление послеаварийными режимами в распределительных электрических сетях с помощью оперативных переключений // Электричество, 1998, № 8, с. 25-29.

34. Пономаренко И.С., Скорняков А.Ю. Анализ послеаварийных режимов и управление ими в распределительных электрических сетях // Электричество, 2006, № 1, с.27-32.

35. Пономаренко И.С., Сипачева О.В., Калугина М.А., Власова Т.А., Скорняков А.Ю. Опыт разработки и применения современных информационных технологий при эксплуатации распределительных электрических сетей // Промышленная энергетика, 2004, № 7, с. 12-19.

36. Программный комплекс для энергетики МОДУС. М.: Компания МОДУС, 2008.

37. Рабинович М.А., Моржин Ю.И., Парфенов ДМ. Многофункциональный тренажер советчик диспетчера с динамической моделью энергообъединения // Электрические станции, 1994, № 9.

38. Рейнгольд Э, Нивергельт Ю, Део Н. Комбинаторные алгоритмы. Теория и практика. М.: Мир, 1980.

39. Справочник по проектированию электроснабжения / под. ред. Барыбина Ю.Г. и др. М.: Энергоатомиздат,1990.

40. Сипачева О.В. Разработка алгоритмов автоматизированного формирования последовательности оперативных переключений в РЭС: дисс. . канд. техн. наук. Москва, 1998.

41. Умов П.А. Обслуживание городских электрических сетей. М.: Высшая школа, 1984.

42. Успенский М.И., Кызродев И.В. Комплексный метод восстановления схемы электроснабжения потребителей распределительной сети // Электричество, 2002, № 12.

43. Фаулер М., Скотт К. UML в кратком изложении. Применение стандартного языка объектного моделирования. М.: Мир, 1999.

44. Фокин Ю.А., Хозяинов М.А. Разработка алгоритма оперативных переключений в электрических системах с использованием ЭВМ // Известия вузов. Электромеханика, 1988, №9, с. 6-10.

45. Фокин Ю.А., Хозяинов М.А. Ввод режима электроэнергетических систем в допустимую область путем коррекции их схемы // Электричество, 1990, № 12, с. 14-19.

46. Augugliaro A., Dusonchet L., Riva Sanseverino Е. Multiobjective service restoration in distribution networks using an evolutionary approach and fuzzy sets // Electrical Power and Energy Systems, 2000, No. 22.

47. Bacher R., Glavitsch H. Network topology optimization with security constraints // IEEE Transactions on Power Systems, 1986, Vol. PWRS-1, No. 4.

48. Curcic S., Ozveren C.S., Crowe L., Lo P.K.L. Electric Power distribution network restoration: a survey of papers and a review of the restoration problem // Electric Power System Research, 1996, No. 35.

49. Gonzalez A., Echavarren F.M., Rouco L., Gomez Т., Cabetas J. A tool for reconfiguration of large-scale distribution networks // Proceedings of the 16th PSCC in Glasgow, Scotland, 2008.

50. Irving M.R., Luan W.P., Daniel J.S. Supply restoration in distribution networks using a genetic algorithm // Electrical Power and Energy Systems, 2002, No. 24.

51. Kagan N., Oliveira C.C.B. Fuzzy decision model for the reconfiguration of distribution networks using genetic algorithms // Proceedings of the 13th PSCC in Trondheim, Norway, 1999, Vol. 2.

52. Makram E.B., Thornton K.P., Brown H.E. Selection of lines to be switched to eliminate overloaded lines using a Z-matrix method // IEEE Transactions on Power Systems, 1989, Vol. 4, No. 2.

53. Morelato A.L., Monticelli A. Heuristic search approach to distribution system restoration // IEEE Transactions on Power Systems, 1989, Vol. 4.

54. Shirmohammadi D. Service restoration in distribution networks via network reconfiguration // IEEE Transactions on Power Delivery, 1992, Vol. 7, No.2.

55. Stankovic A.M., Calovic M.S. Graph oriented algorithm for the steady state security enhancement in distribution systems // IEEE Transactions on Power Delivery, 1989, Vol. 4, No. 1.

56. Zhou Q., Shirmohammadi D., Liu W.E. Distribution feeder reconfiguration for service restoration and load balancing // IEEE Transactions on Power Systems, 1997, No. 12(2).