автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка иерархической, эшелонированной системы противоаварийного управления электроэнергетическими объединениями

На правах рукописи УДК 621.311:621.316.9-52

ГЛУСКИН ИГОРЬ ЗАХАРОВИЧ

РАЗРАБОТКА ИЕРАРХИЧЕСКОЙ ЭШЕЛОНИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ.

Специальность 05.14.02 - «Электростанции и электроэнергетические системы»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва 2005

Работа выполнена в «Проектно-изыскательском и научно - исследовательском институте по проектированию энергетических систем и электрических сетей» ОАО «Институт «Энергосетьпроект»

Официальные оппоненты:

чл. корр. РАН, доктор технических наук, Н.И. Воропай,

доктор технических наук,

A.C. Зеккель,

доктор технических наук,

B.Д. Ковалев.

Ведущая организация:

ОАО «ФСК Магистральные электрические сети Центра»

Защита состоится «17» мая 2005 г. в 14-00 часов на заседании диссертационного совета Д.515.002.01 в ОАО «Научно-исследовательском институте электроэнергетики» (ОАО «ВНИИЭ») по адресу: 115201, Москва, Каширское шоссе, д.22, корп. 3; тел.: (095) 113-24-55, факс: (095) 113-43-88

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИЭ».

Автореферат разослан « » апреля 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

В. Э. Воротницкий

\rn-4 ммт

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность проблемы.

Проблема повышения надежности энергоснабжения и качества поставляемой электроэнергии связана с качественными особенностями структуры энергосистемы, надежностью ее элементов, и применяемыми методами управления.

С развитием и усложнением электроэнерг е тических систем проблема надежности и «живучести» совместно работающих систем приобретает особую актуальность. Эффективному решению этой проблемы препятствует недостаточная управляемость в аварийных условиях, связанная с ограниченными возможностями устройств противоаварийного управления. Релейные устройства противоаварийной автоматики не в полной мере обеспечивают возросшие требования надежного функционирования энергообъединений. Требуется дальнейшее развитие систем противоаварийного управления, в части создания новых, более совершенных принципов управления и новых средств управления.

Благодаря возросшим и продолжающим возрастать размерам современных энергообъединений динамические свойства в настоящее время настолько усложнились и задачи противоаварийного управления достигают такого уровня сложности, что могут возникать неуправляемые явления в отношении устойчивости, регулирования частоты и активной мощности. Именно сложность динамических свойств современных энергообъединений, а также отсутствие целостного взгляда на проблему управляемости привели к тому, что некоторые научно-исследовательские организации и специалисты энергетических компаний и организаций считают неизбежной необходимостью использование специальных мероприятий при объединении частей системы (подсистем) в единое целое через вставки постоянного тока, с целью секционирования энергообъединения по каналам распространения возмущений и интенсивное капиталовложение в строительство системообразующей сети с исключением «слабых связей а также в направлении повышения управляемости как за счет внедрения управляемых элементов сети.

Недостатком такого пути является то, что для его реализации необходимы большие объемы капиталовложений в строительство электросетей и в оборудование для транспорта электроэнергии. В то же время основные капиталовложения целесообразно делать на строительство электростанций, поскольку доходность вложений в генерацию электроэнергии существенно выше, нежели в сетевых объектах. В сетях риска для бизнеса меньше, но и рентабельность и прибыли существенно ниже.

Как известно, для развития ЕЭС нашей страны принят, реализован и реализуется путь с разработкой и внедрением эффективной системы противоаварийного управления существующими и вновь сооружаемыми электроэнергетическими системами. Исключительная протяженность и большая сложность энергосистемы диктуют выполнение системы противоаварийного управления в виде адаптивной иерархической и эшелонированной системы.

РОС НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА

В общем случае под управляемостью энергосистемы понимается ее способность поддерживать с помощью элементов управления надежность и качество энергоснабжения потребителей при отклонениях параметров режима и при аварийных возмущениях. В качестве объектов и инструментов управления могут быть использованы: источники активной и реактивной мощности, силовые регуляторы активно-реактивной мощности, а также потребители активной и реактивной мощности. В качестве силовых регуляторов следует рассматривать элементы гибкой системы передачи переменного тока (FACTS) на основе управляемых реакторов и конденсаторов, а также сверхпроводниковые индуктивные накопители (СПИН) малой и средней энергоемкости (103 - 109 Дж).

В этих условиях большое значение приобретают работы, направленные на дальнейшее развитие новых средств и систем автоматизированного и автоматического, в том числе и противоаварийного управления. Особую актуальность эти вопросы приобретают в связи с задачей выйти на евроазиатский рынок электроэнергии и мощности по межсистемным связям переменного тока. Субъектом рынка становится ЕЭС России наравне с энергообъединениями Западной Европы (UCTE) и Восточной Европы (CENTREL). Обеспечение надежности синхронной параллельной работы энергосистем, которые будут входить в это уникальное энергообъединение, потребует проведения ряда согласованных технических мероприятий по локализации эксплуатационных и аварийных возмущений в энергосистемах и координации принципов взаимодействия энергосистем в обеспечении надежности. Энергосистемы Востока и Запада развивались в разных условиях, и на основе разных критериев эффективности, что нашло свое отражение в различии не только принципов и структуры управления, но и технических решений и стандартов, которые в условиях синхронной параллельной работы должны быть одинаковыми.

Целостный взгляд на анализ динамических свойств энергообъединений позволяет значительно увеличить ресурс управления средствами противоаварийного управления активной и реактивной мощностью, а также определить необходимость создания принципиально новых комплексов электрооборудования, обеспечивающих как потребление, так и выдачу реактивной мощности.

Целью настоящей диссертации является разработка и исследования рациональных путей дальнейшего развития и совершенствования систем, методов и средств противоаварийного управления электроэнергетическими системами с помощью иерархической эшелонированной многоуровневой системы для повышения режимной надежности, включая повышение управляемости ЕЭС России в целом и входящих в нее энергообъединений, энергосистем и межсистемных связей, включая связи зарубежные.

Для достижения поставленной цели решены следующие задачи.

1. Обоснование необходимости четвертого уровня иерархической структуры системы противоаварийног о управления мощными энергообъединениями сложной структуры, которая реализована в энергосистеме Российской Федерации. Классифицированы основные задачи ее работы, функциональные особенности и взаимные связи каждого уровня.

J * *

2. Разработка методических и технических аспектов формирования локальных устройств дозировки управляющих воздействий (ЛАДВ) в электроэнергетической системе. Решение указанной задачи позволяет наиболее эффективно использовать электропередачи при размещении ЛАДВ на одном из крупных объектов районов противоаварийного управления (преимущественно на электростанциях).

3. Разработка методических основ расчета эквивалентных параметров энергосистемы по результатам изменения токов и напряжения в узле электропередачи в режиме динамического перехода, позволяющая более обосновано решать задачи фиксации динамической перегрузки электропередачи и настройки устройств противоаварийной автоматики.

4. Существенно развиты содержащиеся в [95] предварительные рекомендации по применению СПИН для повышения управляемости ЭЭС и использованию различных типов накопителей как эффективных средств ПАУ активной и реактивной мощностями, повышения устойчивости и качества электроснабжения потребителей.

5. Проанализирована и показана целесообразность применения технологии FACTS для направленного регулирования потоков активной мощности по линиям передачи, для ограничения угла выбега генераторов и демпфирования их колебаний, показано повышение эффективности применения СПИН в качестве элемента FACTS для управления потоками активной мощности по межсистемным линиям электропередач.

Методы исследования. Разработанные в диссертации научные положения базируются на системном подходе к управлению режимами сложных ОЭС; при проведении исследований использовались методы теоретических основ электротехники, теории автоматического управления, теории сверхпроводимости.

Достоверность научных положений и результатов, изложенных в диссертации, определяется учетом параметров, полученных во время многочисленных системных испытаний в ОЭС, а также адекватностью используемых математических моделей для решения поставленных задач.

Научная новизна.

1. Разработана иерархическая эшелонированная система противоаварийного управления энергообъединения сложной конфигурации, включающая многоуровневую структуру дозировки управляющих воздействий, классифицированы задачи, функциональные особенности и взаимные связи уровней. Разработанные принципы формирования иерархической структуры противоаварийного управления, заложены как основа в концепцию создания автоматизированной системы технологического управления ОЭС Центра (АСТУ ОЭС Центра).

2. Разработаны принципы формирования управляющих воздействий противоаварийной автоматики энергосистемы на базе совокупности режимных параметров, определяющих предельные характеристики ЭЭС с точки зрения статической и динамической устойчивости.

3. Разработаны методы и средства фиксации аварийных возмущений по параметрам режима и переходного процесса, а также методы корректировки параметров моделей энергообъединений в темпе процесса.

4. Разработаны принципы обеспечения автоматической дозировки управляющих воздействий в электроэнергетической системе для реализации широкого класса задач автоматизированной системы управления.

5. Разработаны принципы функционирования микропроцессорной автоматики локализации и прекращения двухмашинных и трехмашинных асинхронных режимов в энергообъединениях на основе фиксации текущего угла электропередачи.

6. Разработаны методы определения эквивалентных параметров в процессе динамического перехода по напряжению и току одного узла.

7. Разработаны методы оценки эффективности использования сверхпроводниковых индуктивных накопителей в качестве базового элемента противо-аварийных мероприятий энергосистемы.

8. Разработан метод направленного регулирования активной мощности сверхпроводникового индуктивного накопителя с учетом особенностей функционирования накопителя в энергосистеме сложной структуры.

9. Разработаны алгоритмы функционирования распределенных по узлам энергосистемы сверхпроводниковых индуктивных накопителей малой и средней энергоемкости (СПИН), работающих в качестве локальных быстродействующих регуляторов реактивной мощности.

Практическая значимость и реализация результатов.

Разработанные методы, алгоритмы и реализованные на их основе устройства фиксации опасности нарушения статической и динамической устойчивости энергосистем, позволяющие более полно использовать пропускную способность электропередач, а также программное обеспечение микропроцессорных устройств (фиксация перегрузки электропередачи, автоматическая дозировка управляющих воздействий и др.) используются в энергосистемах Российской Федерации и стран СНГ на электропередачах 330-1150 кВ, что подтверждено актами внедрения. В частности, результаты, изложенные в диссертационной работе, использовались: на электропередаче 500 кВ Куйбышев-Москва, на электропередачах 500 кВ Сибири: Братская ГЭС, Красноярск-Иркутск, на электропередаче 500 кВ, 1150 кВ Сибирь - Казахстан - Урал.

Разработанные методы, алгоритмы и программное обеспечение были использованы при создании микропроцессорных устройств ЛАДВ, УФПР, УФПДЗ, а также устройства выявления и ликвидации асинхронного режима электропередачи. В настоящее время эти устройства успешно внедряются в энергосистемах северо-западного и дальневосточного регионов страны, а часть успешно работает в энергосистемах Сибири и Казахстана.

Анализ перспектив и условий практического применения явления сверхпроводимости для задач противоаварийного управления режимами энергосистемы, изложенный в написанной с участием автора монографии «Сверхпроводниковые токоограничивающие устройства и индуктивные накопители энергии для электроэнергетических систем», используется специалистами проектных

институтов как основа в части проектирования систем ПА на базе новых технических решений.

Основные положения, выносимые на защиту.

1. Принципы формирования управляющих воздействий на нижнем уровне четырехуровневой структуры противоаварийного управления электроэнергетической системой, режимы которой описываются совокупностью параметров, характеризующих граничные характеристики ЭЭС с точки зрения статической и динамической устойчивости.

2. Принципы формирования технологических алгоритмов автоматической дозировки управляющих воздействий противоаварийной автоматики для широкого класса задач автоматизированной системы управления энергосистемой на базе совокупности режимных параметров, определяющих предельные характеристики энергосистемы с точки зрения статической и динамической устойчивости.

3. Методы определения эквивалентных параметров энергосистемы по напряжению и току одного узла в процессе динамического перехода и использования полученных эквивалентов для формирования управляющих воздействий противоаварийной автоматики.

4. Исследование требований к параметрам и характеристикам сверхпроводниковых индуктивных накопителей энергии, как элемента системы противоаварийного управления энергообъединениями, и разраьотка технологических алгоритмов повышения статической и динамической устойчивости электроэнергетических систем.

5. Исследование параметров и характеристик сверхпроводниковых индуктивных накопителей и разработка методов использования такого оборудования в качестве локальных устройств векторного управление режимами работы энергосистем и направленного регулирования потоком активной и реактивной мощности на межрегиональных и межгосударственных связях.

6. Методы формирования управляющих воздействий на базе индуктивных накопителей малой энергоемкости, распределенных по узлам энергосистемы, с целью сохранения динамической и статической устойчивости в по-слеаварийном режиме.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертации докладывались и обсуждались на семинарах, конференциях и симпозиумах разного уровня: на научно-технических советах ОДУ Центра, ОДУ средней Волги, ОДУ Урала, ОДУ Казахстана, ОДУ Сибири, ЦДУ ЕЭС России; на второй сессии UNIPEDE 13-15 ноября 1996 г.; на сессии СИГРЭ 2000 в 2000 г. в Париже; на сессии СИГ-РЭ в 2003 г. в Санкт-Петербурге.

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано более 40 печатных работ, в том числе 14 авторских свидетельств на изобретения. Как указывалось выше, по теме диссертации после доклада на соискание ученой степени кандидата технических наук [19] опубликовано И работ, в том числе монография (в соавторстве).

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении освещается состояние вопроса, формулируется цель и задачи исследования, приводятся основные положения диссертации, выносимые на защиту. Существенной особенностью является необходимость эффективной работы новых средств и систем противоаварийного управления в условиях неполной информации о параметрах объектов и возмущающих воздействий. Отсюда вытекает необходимость рассмотрения современных средств и систем управления с учетом специфики электроэнергетических систем. Необходимо дальнейшее развитие и ускорение работ по совершенствованию и внедрению систем для сбора, обработки и выдачи информации о текущем состоянии энергосистем и систем управления в условиях неполной информации о состоянии, параметрах электроэнергетических систем и возмущающих воздействий в них с учетом стохастической их природы.

ПРИНЦИПЫ ОРГАНИЗАЦИИ ТИПОВОЙ МНОГОУРОВНЕВОЙ СИСТЕМЫ ПРОТИВОАВЛРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ.

В главе 1 рассмотрены фундаментальные принципы организации типовой многоуровневой системы противоаварийной автоматики энергосистемы.

В настоящее время в ЕЭС России и объединенных энергосистемах (ОЭС) стран «ближнего» зарубежья, которые работают параллельно с ЕЭС России, используется целый ряд автономных автоматизированных и автоматических систем технологического диспетчерского управления. В первую очередь это автоматизированная система управления электрическими режимами (АСДУ). Использование АСДУ позволяет диспетчеру в темпе планового снижения или набора нагрузки следить за выполнением графика и соблюдением ограничений по статической и термической устойчивости. Этой системой нейтрализуются неплановые изменения нагрузки и генерации в ЕЭС, скорость которых не превышает человеческих возможностей оценки ситуации и возможностей оперативного (неавтоматического) управления. Все остальные возмущения, опасные для устойчивости параллельной работы ЕЭС, устойчивости нагрузки и опасные для основного оборудования должны быть нейтрализованы с помощью автоматических систем.

Первыми автоматическими системами, которые страхуют действия диспетчера, являются: система автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ), система автоматического ограничения перетоков мощности (АОГТМ) и система автоматического регулирования напряжения (АРН). При возникновении больших возмущений, сопровождающихся высокой скоростью изменения параметров переходного процесса, невозможна их нейтрализация с помощью устройств АРЧМ, АОПМ, АРН и, тем более, с помощью АСДУ.

Для нейтрализации таких возмущений предназначена релейная защита и противоаварийная автоматика. Релейная защита предназначена для отключения коротких замыканий, путём отключения повреждённого оборудования или отключения элементов, смежных с повреждённым участком. Система противоаварийной автоматики предназначена в первую очередь для предотвращения

общесистемных аварий, в результате которых прекращается электроснабжение потребителей на большой территории.

Общесистемные аварии могут возникать как в результате очень больших возмущений в энергосистеме, с которыми не могут справиться автоматизированные (АСДУ) и автоматические (АРЧМ, АОПН, АРЫ), а также в результате отказов или неправильного действия этих систем. Возмущения могут возникать как в результате правильного или неправильного действия релейной защиты, а также вследствие других причин: неправильного действия персонала, пожаров на электростанциях или в распределительных устройствах узловых электрических подстанций, в результате диверсий.

Противоаварийная автоматика построена как эшелонированная система, отслеживающая и оценивающая для объединенной энергосистемы опасность переходного процесса, вызванного возмущением на всех стадиях, и выполняющая минимально необходимые воздействия для управления переходным процессом с целью обеспечения его устойчивости, что обеспечивает предотвращение прекращения электроснабжения потребителей на больших территориях и повреждения основного оборудования объединённой электроэнергетической системы.

Первым эшелоном ПА является система автоматического предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ). Эта система, сохраняя устойчивость параллельной работы всех элементов объединённой энергосистемы при аварийных возмущениях, позволяет предотвратить распространение аварии, локализовать ее при незначительном снижении качества электроснабжения потребителей, поскольку сохраняется общая конфигурация энергосистемы и, соответственно, ее гибкость. АПНУ строится, как разомкнутая управляющая система, реагирующая на возмущение, которое выявляется непосредственно, или по параметрам переходного процесса.

Эффективность этой системы, определяется количеством параметров электроэнергетической системы, измеряемых во время переходного процесса после возникновения аварии и в доаварийном режиме, а также совершенством её структуры, технических средств и алгоритмов. АПНУ имеет иерархическую структуру, в которой потеря связи с верхним уровнем приводит лишь к меньшей экономической эффективности за счёт избыточного управления, а не к её отказу из-за ограниченной информации имеющейся в распоряжении системы на данном уровне.

Вторым эшелоном ПА, также как и первый предотвращающим развитие аварии, являются устройства автоматической ликвидации асинхронного режима (АЛАР) которые прекращают асинхронный режим путём разделения единой энергосистемы на части в оптимально выбранных узлах, чтобы снизить время восстановления синхронной работы или в некоторых случаях обеспечить более комфортные условия ресинхронизации.

Третий эшелон устройств ПА вместе с устройствами автоматической разгрузки по частоте (АЧР) предназначен для защиты основного оборудования и предотвращения полного распада разделившихся частей единой энергосистемы из-за лавины частоты, лавины напряжения и перегрузки оборудования. К этим

устройствам относятся устройства автоматического ограничения повышения или снижения частоты (АОПЧ и АОСЧ), автоматического ограничения повышения или снижения напряжения (АОПН и АОСН), автоматического ограничения перегрузки оборудования. Эти устройства, как и устройства второго эшелона, обеспечивают минимально возможное время восстановления параллельного режима отдельных частей ЕЭС, а затем и восстановление параллельной работы ЕЭС в целом. Эта группа устройств в диссертации не рассматривается.

Современная система противоаварийной автоматики первого эшелона представляет собой многоуровневую систему.

Основой многоуровневой системы являются пусковые органы - устройства, выявляющие возмущение по параметрам переходного процесса или по факту внезапного изменения схемы электроэнергетической системы без оценки его опасности для устойчивости параллельной работы, и исполнительные органы-устройства, выполняющие управляющие воздействия для нейтрализации возмущения, пусковыми органами.

В качестве пусковых органов (ПО) системы ПА используются: устройства, выявляющие отключение элементов электрической сети по факту переключения коммутационных аппаратов; устройства, выявляющие выход отдельных параметров режима за границу, за которой может возникнуть опасность или нарушение устойчивости или повреждение основного оборудования.

В качестве контролируемых параметров могут использоваться: активная мощность и скорость её изменения; разность фаз напряжений между различными узлами энергосистемы и скорость её изменения; частота и скорость её изменения; напряжение в узле и скорость его изменения; реактивная мощность и скорость её изменения.

В качестве исполнительных органов (ИО) могут использоваться: отключение генераторов от сети; разгрузка тепловых электростанций или быстрый набор мощности ими; разгрузка или быстрый набор мощности гидроэлектростанций; отключение потребителей или ограничение их мощности; разделение единой энергосистемы на части работающие асинхронно; отключение источников или потребителей реактивной мощности или управление ими; воздействие на управляемые элементы электрической сети типа FACTS; управление сверхпроводниковыми индуктивными накопителями энергии и накопителями энергии других типов.

Оценка тяжести ситуации выполняется устройствами дозировки управляющих воздействий, которые представляют собой устройства, определяющие минимально необходимые, и в то же время достаточные для нейтрализации выявленного возмущения, управляющие воздействия с учётом информации о доа-варийном состоянии сети и доаварийном режиме. Эти устройства выдают команду исполнительным устройствам на выполнение управляющих воздействий.

Сигналы от пусковых органов к устройству АДВ и от устройства АДВ к исполнительным органам могут передаваться непосредственно или через каналы передачи аварийной информации, которые должны обеспечивать надёжность и быстродействие, достаточное для эффективного действия систем ПА. Информация о доаварийной схеме сети и доаварийном режиме поступает в уст-

ройство АДВ или от отдельной независимой системы сбора и передачи информации, или от системы, интегрированной с другими системами управления аварийными и нормальными режимами.

Как известно, для нейтрализации возмущения выявленного пусковым органом, существуют методы «I до» и «I после», «II до» и «II после»

Метод «I до» предусматривает: циклическое измерение параметров текущего режима энергообъединения, его идентификацию; циклический расчет устойчивого послеаварийного режима для каждого возмущения, выявляемого пусковыми органами и выбор управляющих воздействий для нейтрализации возмущения. При этом для ускорения расчетов, как правило, используются упрощенные расчетные схемы и упрощенные методы расчета послеаварийного режима.

В настоящее время уровень развития вычислительной техники, возможно, позволит отказаться от нестрогих упрощений и выполнять циклический расчет послеаварийного режима для всех пусковых органов с помощью регулярных методов, которые до настоящего времени использовались только в режиме «о£-Нпе».

Допустимость упрощения схемы и допустимость применяемых методов расчета послеаварийного режима выявлялись в результате глубокого исследования управляемой энергосистемы на цифровой, аналоговой или физической моделях.

Метод «I после» предусматривает: циклическое измерение параметров режима его идентификацию в режиме «оп-Нпе»;расчет послеаварийного режима и выбор управляющих воздействий для возмущения, зафиксированного сработавшим пусковым органом. Несмотря на успехи вычислительной техники для расчета послеаварийного режима и управляющих воздействий должны быть использованы упрощенные модели и методы расчета, обеспечивающие максимальное быстродействие.

Метод «II до» предусматривает: циклическое измерение параметров текущего режима в контрольных точках управляемого энергообъединения; циклический расчет для зафиксированного доаварийного режима управляющих воздействий с помощью формул, таблиц или «предел модели».

Метод «II после» предусматривает: циклическое измерение параметров текущего режима и его идентификацию; расчет управляющих воздействий для нейтрализации возмущения, выявленного сработавшим пусковым органом.

Допустимость определения управляющих воздействий с использованием контроля режима в заранее выбранных точках выявляется в результате исследования управляемой энергосистемы на цифровой, аналоговой или физической моделях. Заполнение таблиц управляющих воздействий, определение коэффициентов полиномов и параметров «предел модели» выполняется также в режиме «оМпе».

Совершенно очевидно, что реализация способа «II до» позволяет существенно снизить требования к производительности программно - технического комплекса (ПТК) реализующего функции АДВ, а реализация способа «I после» предъявляет к ПТК АДВ самые жесткие требования. При этом следует разли-

чать требования, предъявляемые к ПТК и требования, предъявляемые к системе сбора информации, которые за определённое время и с требуемой достоверностью заполняют базу данных для последующих расчетов, управляющих воздействий. Способы дозировки управляющих воздействий реализуются по схеме на рис. 1.

Управление с целью сохранения устойчивости имеет смысл лишь в том

случае, если оно выполняется за время до 0,10,2 с от момента возникновения возмущения. При больших временах эффективность управления резко падает, и, следовательно, объём управляющих воздействий резко увеличивается. В этом случае, как было указано выше , целесообразно, как правило, разделить единую энергосистему оптимальным способом.

Помимо трех упомянутых уровней дозировки может потребоваться и еще один, нижний уровень, на котором решаются обособленные задачи. Таким образом, система дозировки АПНУ ЕЭС России и межгосударственных связей должна иметь иерархическую структуру, имеющую от 3 до четырех уровней иерархии.

Первый (нижний) уровень иерархии - это уровень локально централизованного комплекса решающего в доаварийном режиме задачу выбора управляющих воздействий, а также настройку пусковых и исполнительных устройств в зоне своей ответственности. На этом уровне устанавливается устройство локальной автоматической дозировки управляющих воздействий (ЛАДВ) на том объекте, где имеются или пусковые или исполнительные органы. Требования к устройствам дозировки этого уровня наиболее жесткие.

Второй уровень иерархии системы АДВ - уровень регионального централизованного комплекса, решающего в рамках своего региона и, если требуется, ближайших регионов, те задачи, которые из-за недостатка информации не могут быть удовлетворительно решены самостоятельно ни на одном из устройств ЛАДВ на предыдущем уровне, а также решается задача настройки локальных комплексов предыдущего уровня.

Эти задачи решаются с помощью регионального устройства дозировки управляющих воздействий - устройством РАДВ. Такое устройство устанавливается на одном из крупных объектов региона, которые обслуживаются несколькими ЛАДВ.

Рис 1 Схема дозировки управляющих воздействий

Третий уровень - это уровень объединённой энергосистемы, находящейся в зоне ответственности одного из филиалов СО. На этом уровне решаются межрегиональные задачи, которые из-за недостатка информации не могут быть удовлетворительно решены самостоятельно ни одним из устройств РАДВ на предыдущем уровне.

Эти задачи решаются с помощью координирующего устройства автоматической дозировки управляющих воздействий - устройства КАДВ; такое устройство устанавливается на диспетчерском пункте (ДП) ОЭС; оно может быть выполнено в виде отдельного устройства или совмещено с информационно управляющей подсистемой (ИУП) оперативно информационно управляющего комплекса (ОУИК) автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ).При этом система переходит в новое качество и образует вместе с автоматическими системами АРЧМ-АОПН единую систему технологического управления ОЭС-АСТУ ОЭС.

Четвертый уровень - центральный координирующий уровень единой энергосистемы (ЕЭС) на котором решаются межзональные и межгосударственные задачи, т.е. задачи которые из-за недостатка информации не могут быть удовлетворительно решены ни одним из устройств в АДВ на предыдущем уровне. Эти задачи решаются с помощью центрального координирующего устройства автоматической дозировки управляющих воздействий - устройства ЦК АДВ. Функции такого устройства должна выполнять одна из подсистем на диспетчерском пункте (ДП) центрального диспетчерского управления системного оператора ЕЭС России.

При этом не следует включать в иерархическую структуру пусковые, исполнительные органы, а также устройства ПА, обеспечивающие элементы эшелонированной системы (АЛАР, АОСЧ, АОПЧ, АОСН, АОПН и др.)

Таким образом, более подробный анализ современных возможностей выявил необходимость введения ещё одного уровня иерархии устройств АДВ -региональный уровень. Региональное устройство АДВ координирует несколько локальных устройств (ЛАДВ) и, в свою очередь, оно координируется устройством АДВ, входящим в состав АСТУ филиала системного оператора.

В настоящее время устройства дозировки управляющих воздействий нижнего уровня иерархии (ЛАДВ) аналогово-релейные или цифровые на базе мини ЭВМ обеспечивают противоаварийное управление, во всей ЕЭС России и странах СНГ.

Двухуровневая система дозировки функционирует лишь в ОЭС Средней Волги. Она включает в себя три локальных устройства АДВ, на базе ПТК типа ПАА (разработан ВЭИ) и координирующее устройство на базе линии ЭВМ СМ 4.0дноуровневые цифровые системы дозировки управляющих воздействий были созданы в период с 1976 по 1990 годы и функционируют на Братской ГЭС, Костромской ГРЭС и на ПС Южная (Урал) (на базе ПТК типа ТА-100 (разработанных ЦНИИКА) на ПС Итатская на базе ПТК типа ТМ 131, разработанного совместно ЦНИИКА и ПО Телемеханика). В Таймырской ЭС на Усть Хантай-ской ГЭС подготовлено к эксплуатации устройство, разработанное НИИ АЭС (Новосибирск).

Подготовлено к вводу в эксплуатацию на Выборгском преобразовательном комплексе микропроцессорное устройство ЛАДВ совместной разработки института Энергосетьпроект и ПИК Прогресс

Всего, по данным ОДУ, в системе противоаварийной автоматики на начало 2003г. на нижнем уровне в работе находилось несколько тысяч отдельных устройств. Это, в основном, релейно-контактная аппаратура с ограниченными техническими возможностями (реле РБМ, РН-58, типовые панели AJIAP-ЭПОЮ73-75-74 и т.п.) и аппаратура на ИМС (серии ПДЕ 2100 и ШП 2700), введённая в эксплуатацию в1970-1989 г.г. морально и физически устаревшая.

ПРИНЦИПЫ ОРГАНИЗАЦИИ И АЛГОРИТМЫ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СИСТЕМЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ РЕГИОНАЛЬНОГО УРОВНЯ.

В главе 2 рассмотрены принципы организации и реализация алгоритмов функционирования системы противоаварийной автоматики регионального уровня, в частности, принцип наложения, правило иерархического взаимодействия, декомпозиция задачи по уровням иерархии, общая структурная схема функционирования подсистемы противоаварийного управления, общая структура алгоритма выбора управляющих воздействий ПА, необходимых для автоматического предотвращения нарушения устойчивости, назначение и описание комплекса алгоритмов и программ.

Задача разработки (создания) подсистемы противоаварийной автоматики (ПА) состоит из следующих частей:

«Процесс решения». Эта часть функционирует в реальном времени объектов управления электроэнергетической системы. Она постоянно решает задачи автоматического расчета дозировки управляющих воздействий (АДВ) в соответствии с поступающей от объекта текущей информацией. По приходе аварийного сигнала она выдает управляющие команды наружу. Вместе с тем, она может взаимодействовать с оператором.

«Настройка программы». Эта часть автоматизированного оперативно-технологического управления электрическими сетями (АСТУ), создание АСТУ ПА, функционирует в режиме off-line. Задача ее разработки (создания) состоит в том, чтобы обеспечить пользователя средствами настройки программы на параметры и характеристики объекта. Эта часть размещается в региональных устройствах автоматической дозировки управляющих воздействий (РАДВ), координирующих устройствах автоматической дозировки управляющих воздействий (КАДВ) и центральных координирующих устройствах автоматической дозировки управляющих воздействий (ЦКАДВ).

«Имитация (моделирование) ЭЭС». Эта часть может быть выполнена на модели ЭЭС у разработчика с моделированием процессов в режиме on-line. Эта же часть может быть выполнена как оперативный информационный комплекс (ОИК) диспетчерского объединения энергосистем (ОДУ) и центрального диспетчерского управления (ЦЦУ) в режиме off-line.

Система функционирует в соответствии со следующими принципами и правилами:

Принцип наложения. Противоаварийная автоматика обеспечивает выполнение условий устойчивости не самого по себе послеаварийного режима, наступающего в послеаварийной схеме, она обеспечивает тот послеаварийный режим в той послеаварийной схеме, которые являются результатом наложения аварийного возмущения (АВ) и управляющего воздействия (УВ) на послеаварийный режим, имевший место в предаварийной схеме. Отсюда вытекает необходимость раздельной фиксации предаварийного состояния энергосистемы и аварийного возмущения. Вычислительная часть устройства АДВ помещается вне трактов прохождения аварийных сигналов, идущих от пусковых устройств к исполнительным органам. На нее возлагается прием и переработка доаварий-ной информации. Для выполнения аварийной части задачи отводится 0,02-0,Зс после прихода требования о решении: сигнала об аварийном возмущении или переходном процессе.

Правило иерархического взаимодействия. Поскольку устройства КАДВ и РАДВ располагают большим объемом информации об энергосистеме и большей производительностью и, следовательно, вычисляют управляющие воздействия, более соответствующие текущему предаварийному режиму, чем устройства ЛАДВ, последние для аварийных трактов используют настройку, получаемую от устройства КАДВ или РАДВ. Если по какой-либо причине устройства ЛАДВ не получает настройку от устройств КАДВ или РАДВ, оно переходит на независимую работу.

В устройствах РАДВ регионов, во-первых, ведется расчет УВ, во-вторых, в них выполняется распределение УВ, где бы они ни были рассчитаны, по оснащенным ЛАДВ крупным объектам данного региона и, при необходимости, других регионов.

Декомпозиция задачи по уровням иерархии. Задача выбора АДВ подвергается декомпозиции. Она разделена на две части.

Первая часть задачи выполняется путем расчета полной сеть - модели в информационно-вычислительной подсистеме (ИВП) с использованием данных оперативного информационно-управляющего комплекса (ОИУК), поступающих на диспетчерский пункт (ДП) диспет черского управления объединения энергосистем (ОДУ). Она служит для получения моделей, используемых в устройстве РАДВ и таблиц - моделей, используемых в локальных устройствах автоматической дозировки управляющих воздействий (ЛАДВ) данной объединенной энергосистемы (ОЭС).

Вторая часть выполняется в режиме «on-line» в устройствах РАДВ, в которых используется информация о моделях, получаемая от КАДВ. Часть аварийных трактов (на этапе 2) может обслуживаться сокращенной «сеть-моделью», другая часть - «предел - моделью» и третья - «таблица - моделью». Тракты в устройствах ЛАДВ обслуживаются «таблица - моделью» по информации, получаемой от устройств РАДВ.

Структурная схема подсистемы противоаварийного управления как подсистема автоматической системы технологического управления ОЭС показана на рис.2.и состоит из информационной и управляющей подсистем. На рисунке

отражено решение задачи ПА: последовательность решения, обработки и вывода информации, необходимые для управления.

В качестве информационной подсистемы для всех систем, входящих в автоматизированное оперативно-технологическое управление электрическими сетями (АСТУ) (ПА, системы автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности (ЛРН), автоматическое регулирование частоты и мощности (АРЧМ), автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АС-КУЭ)), принят оперативно-информационный комплекс (ОУИК) автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) ОДУ, который обеспечивает ввод информации о параметрах энергосистем и ее элементах, обработку схемно-режимной доаварийной информации, оценивает состояние энергосистемы.

Информационная подсистема обеспечивает обмен данными с информационными подсистемами верхнего уровня и с информационными подсистемами других ОЭС. Для функционирования подсистемы ПА наряду с другими подсистемами АСТУ (АРН, АРЧМ) необходимо обеспечить расчет текущего режима энергосистемы (циклически и интерактивно) в режиме on-line для схемы энергообъединения, соответствующей принятой информации. В дальнейшем расчетная схема объединения, сформированная для подсистем ПА и АРН, условно называется сокращенная сеть-модель в отличие от полной схемы, которая обычно рассматривается в АСДУ.В частном случае полная сеть-модель может совпадать с сокращенной «сеть-моделью», что является оптимальным вариантом.

Выбор противоаварийного управления в подсистеме ПА начинается с формирования текущих массивов данных для РАДВ на базе среза текущего режима в сокращенной «сеть-модели», полученной из информационной подсистемы .Расчеты УВ ПА предусматриваются для каждого из регионов (РАДВ) отдельно. Причем, расчеты УВ для всех "п" пусковых органов каждого региона могут выполняться путем распараллеливания решений.

Предусматривается возможность использования нескольких алгоритмов расчета управляющих воздействий, которые на сегодняшний день определены достаточно условно. Наиболее проработаны два алгоритма: таблица-модель и предел-модель, которые показаны на схеме.

Блок формирования расчетных моделей предполагает возможность использования алгоритмов, разработанных в институте «Энергосетьпроект» и ВНИИЭ, в которых управляющие воздействия вычисляются путем расчета по-слеаварийного электрического режима сети с выбранным управляющим воздействием в режиме on-line.

«Таблица-модель» широко применяется для выбора УВ в ЛАДВ и не требует дополнительной разработки или анализа. «Предел-модель» предполагает возможность использования алгоритма, разработанного в институте «Энергосетьпроект», который предусматривает ввод послеаварийного режима в область 1 существования режимов (ОСР), ограниченную в плоскости координат допустимыми перетоками мощности по условиям статической апериодической устойчивости в выбранных сечениях системы. «Предел-модель» получена либо

заранее в расчетной схеме, в режиме off-line, либо определяется в режиме online для каждого текущего режима, рассчитанного по данным, полученным из ОУИК'а. Предполагается возможность использования нескольких алгоритмов выбора управляющих воздействий ПА, применяемых по желанию пользователя отдельно для каждого тракта, а возможно, для выбора УВ одного тракта в разные периоды суточного графика нагрузки.

Рис 2 Общая структурная схема функционирования подсисчемы прошвоаварииного

управления.

При выборе УВ ПА в схемах-моделях разных для каждого из регионов в ОЭС потребуется координация выбранных воздействий по величине допустимых небалансов мощности, обеспечивающих устойчивость внутри объединения и не приводящих к нарушению устойчивости по межсистемным связям. При выборе УВ ПЛ в сокращенной «сеть-модели» всего объединения в каждой РАДВ потребуется координация выбранных воздействий допустимых небалансов только на местных связях.

Дальнейшие блоки структурной схемы отражают распределение выбранных управляющих воздействий между ЛАДВ и по конкретным объектам, на которых предусматривается непосредственное выполнение управления.

Все блоки и каналы, показанные сплошными линиями, работают циклически в доаварийном режиме. Пунктиром показаны каналы, обеспечивающие выдачу управляющих воздействий из блока АДВ немедленно за приходом аварийного сигнала.

Часть полученной информации (параметры внешней сети от КАДВ ЦЦУ, графики неконтролируемых переменных, допустимые небалансы мощности от внешних источников, ресурсы ПАУ) может поступать спорадически.

Предполагается, что входные массивы могут использоваться устройством в любой момент и точно так, как его внутренние массивы, а потребители выходных массивов (ЛАДВ) могут использовать их аналогично.

Прием аварийных сигналов и выдача управляющих команд осуществляется только от контактов внешних реле и через выходное реле устройства.

Для процесса «настройки программы» основные задачи противоаварий-ного управления решаются вне реального времени с использованием аналогичных блоков, входящих в состав управляющей подсистемы: массив расчетной модели РАДВ, расчет УВ, координация УВ всех РАДВ, распределение УВ между ЛАДВ (рис.2.).

В качестве исходных данных можно использовать либо текущий режим, рассчитанный в полной или сокращенной сеть - модели энергообъединения, либо режим, введенный непосредственно пользователем, а также все данные (допустимые небалансы мощности, ресурсы ПА и т.д.) для выбора управляющих воздействий из информационной базы АСДУ.

Общая структура алгоритма выбора управляющих воздействий ПА, необходимых для автоматического предотвращения нарушения устойчивости АП-НУ (Энергосетьпроект). Общая структура алгоритма дозировки УВ на первом этапе развития АТСУ ПА показана рис. 3.

Данные для формирования сокращенной сеть-модели рассчитываются в информационно-вычислительной подсистеме (ИВП) по полной сеть-модели, в качестве которой может быть принята расчетная схема ОЭС для АТСУ ПА и АРН. В качестве ИВП на данном этапе может выступать комплекс «настройка программы», работающий в режиме off-line. В число данных входят данные об «эквивалентных» узлах ОЭС в структуре ЕЭС, данные о собственных и взаимных мощностях или проводимостях генераторов, имеющих место в доаварий-ных, послеаварийных и ремонтных схемах сети ОЭС, а также данные о линей-

Передаче данных о моделях и логических указаниях

Идентификация реянье

I

Формирование переменных

i-line

IptflOiX

к« v охтр g акр у «мы ж

П«р1М«Тр01

ОИУК

Расчет УВ для пусковых устройств РАДБ по "предел-модели"

ной или квадратичной аппроксимации границы допустимых режимов по условиям устойчивости.

Данные для «таблицы - модели» рассчитываются в ИВП для всех устройств ЛАДВ данной ОЭС. В качестве данных для «таблицы - модели» выступают табличные зависимости управляющих воздействий от наиболее значимых оперативных и текущих параметров.

На втором этапе развития АТ-СУ ПА предполагается перевод блоков формирования сокращенной «сеть-модели» из режима работы off-line (эпизодической или периодической) в режим on-line.

Общая структура алгоритма на этом этапе показана на рис. 4. Структура и последовательность операций на этом этапе аналогичны первому этапу.

Возможность перехода ко второму этапу для решения задачи АДВ в реальном времени будет определяться рядом факторов: готовностью диспетчерского пункта ОЭС выполнять расчет текущих режимов в реальном времени; готовностью расчетных алгоритмов выбора УВ.

Программный комплекс расчета выбора управляющих воздействий (ПК) предназначен для расчетов устойчивости, выбора и оптимизации на ПЭВМ управляющих воздействий (УВ) противоаварийной автоматики (ПА), необходимых для автоматического предотвращения нарушения устойчивости (АП-НУ), а также для расчета некоторых параметров, связанных с УВ. Данные об УВ ПА используются как для обоснования принимаемых решений при проектировании энергосистем и их ПА, так и для настройки комплексов Г1А, работающих в режиме «on-line».

ПК ориентирован на применение системы АПНУ по структуре «ДО», при которой: в исходном, т.е. в доаварийном нормальном режиме, определяется множество УВ, предотвращающих нарушение устойчивости энергосистем при

\ Прием Передача /

\ информации из информации в /

\ ЛАДВ ЛАДВ /

Обозначения

------^ Эпизодический или периодический обмен дитими

_^ Обмен данными в реальном времени

Рис 3 Диаграмма операций по подготовке данных и решению задачи АДВ на уровне ОЭС для РАДВ.

тех из возможных возмущений, которые выявляются пусковыми устройствами (ПУ); при возникновении аварийного возмущения (АВ) по сигналу соответствующего ПУ выбирается и реализуется исполнительными устройствами (ИУ)

Полная сегь-ью цель

Расчет теуущяо режиьв

т

Расчет параметр® внепкй сети

К ь Формированир сокращенной геть-модели

Формирование переменных

Расчет УВ по предел модели дан ПУРАДВ

Расчет УВ по другим алгоритмам

ОИУК

\ кмфортацки яя^оркищк /

\ от Л АДВ 1ЛАДВ /

Обозначения

Обмен данными в реальном времени . ^ Возможное использование других алгоритмов

Рис 4 Диаграмма операций по решению задачи АДВ на уровне ОЭС для РАД В.

необходимое УВ из указанного их множества. Расчет УВ выполняется по уравнениям для «эквивалентных двух- или трехузловых» схем, имеющих области существования режимов (ОСР), полученных путем расчета подробной модели энергосистемы, в координатах активных мощностей по заданным сечениям (причем интересующие сечения, а также траектории утяжеления должны быть заранее определены). Указанная декомпозиция и применение упрощенных моделей основывается на общепринятых допущениях.

Принцип расчета У В ПА для трехузловой схемы показан на рис. 5 Блок-схема работы программного комплекса представлена на Рис. 6. Предусматривается следующая последовательность решения его задачи :

1. На входе комплекса ПА находится срез режима (доаварийный режим), полученный по последним телеизмерениям, и информация, необходимая для расчетов УВ ПА в подробной схеме энергосистемы.

2. В подробной схеме для пускового устройства (ПУ) рассчитывается послеава-рийный режим.

3. В послеаварийном режиме для заданных сечений рассчитываются предельные мощности путем автоматического утяжеления режима по заданной пользователем траектории (вариант «двухузловой» схемы) и

заданным в программе траекториям утяжеления для расчета ОСР (вариант «трехузловой» схемы). Для варианта «двухузловой» схемы рассчитывается два безусловных экстремума мощности. Для варианта «трехузловой» схемы рассчитываются шесть безусловных экстремумов и точки условных экстремумов, расположенных на линиях, со-гг| единяющих точки безуслов-

ных экстремумов для получения границы ОСР.

4. По значениям предельных мощностей, полученным в п.З для подробной схемы, автоматически рассчитываются собственные и взаимные мощности двух- и трехузловых схем, максимальные значения мощности и области существования режимов которых совпадают с предельными значениями и ОСР, полученными в п.З, с достаточной точностью.

5. Для каждой из «эквивалентных» схем и исследуемого исходного режима автоматически рассчитываются

5.1. допустимые небалансы мощности для устойчивого режима,

5.2. сбалансированные УВ (без изменения частоты энергосистемы) для неустойчивого режима.

При расчетах учитывается ограничение небаланса мощности в интересах внешней сети и ограниченность располагаемых УВ.

В качестве оптимального сочетания УВ в программе принимается такое, которое дает минимум суммы условных ущербов (в случае разделения ЭЭС на подсистемы минимизация выполняется для каждой из подсистем отдельно).

6. Выполняется комплексирование УВ, т.е. рассчитываются оптимальные УВ, выполняемые в концентрированных узлах в интересах всех «эквивалентных» схем.

7. Выполняется распределение УВ между объектами, входящими в каждый из концентрированных узлов.

« Р' в)

Рис5 Определение управляющих воздействий

Вся входная и выходная информация представляется в виде графических и

ВжборУВ ПА 1 стуч» гару1в»ннл

С

т УВ ПА кт кп «я»7* явгах» ст«ж е

г.™*«™ •тапптгл жпекгжшхтбже.

т

Рис 6 Блок-схема работы программного комплекса

табличных форм. Пункты 1-7 выполняются для всех пусковых устройств.

Программный комплекс для настройки устройств ПА

Комплекс программ расчета областей существования режимов и УВ для настройки устройств автоматического противоаварийного управления энергетической системой должен содержать следующие основные программы: программа расчета установившихся режимов в подробной схеме; программа расчета предельных режимов и ОСР в подробной схеме; программа-интерфейс для подготовки и передачи данных, полученных в результате расчетов в подробной схеме, в программу расчета УВ ПА по «эквивалентным двух - трехуз-ловых» схемам; программа расчета управляющих воздействий ПА в «двух, трехмашинных» схемах; графический редактор.

ПУСКОВЫЕ УСТРОЙСТВА ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ.

В главе 3 рассмотрены и представлены результаты разработки пусковых устройств системы ПА, включая задачи фиксации аварийных возмущений в виде аварийного небаланса мощности в электроэнергетической системе по пара-

метрам переходного процесса, а также устройства фиксации аварийной перегрузки линии электропередачи и методы повышения их эффективности.

Пусковые устройства системы ПА делятся на две большие группы.

В первую группу включаются устройства, которые выявляют возмущения по положению коммутационных аппаратов: выключателей и разъединителей.

Другой группой устройств являются устройства, которые выявляют возмущения по изменению электрических величин в момент возмущения или следующего за ним переходного процесса. К ним относится задача фиксации аварийных возмущений в виде аварийного небаланса мощности в электроэнергетической системе по параметрам переходного процесса. При этом вместо фиксации аварийного небаланса фиксируется статическая или динамическая перегрузка электропередачи.

Для фиксации перегрузки используется модель энергосистемы в виде описания ее режимов совокупностью параметров, характеризующих граничные характеристики ЭЭС с точки зрения статической и динамической устойчивости. В случае статической устойчивости используются зависимости между по-слеаварийными параметрами системы, а в случае динамической устойчивости -зависимости предельных управляющих воздействий от параметров доаварий-ного режима.

При работе объединенной энергосистемы, в составе которой имеются "слабые" связи, с небольшими запасами по условию статической устойчивости актуальной является задача фиксации статической перегрузки. Под явлением статической перегрузки понимается возникновение максимального или предельного по условию статической устойчивости послеаварийного режима. В общем случае этот режим характеризуется всей совокупностью параметров элементов схемы энергообъединения, часть из которых недоступна для измерения в аварийном режиме. Однако, их влияние на значение некоторых измеряемых параметров, в первую очередь активной мощности и разности фаз в предельном режиме, незначительно.

В простейшем случае, когда слабой связью объединены две части энергосистемы и схему можно эквивалентировать двухмашинной, в качестве характерного параметра может быть выбрана мощность по этой связи или разность фаз напряжений по концам электропередачи. В этом случае для обеспечения условий отстройки от нормального режима и обеспечения достаточной чувствительности при наступлении режима, предельного по условию статической устойчивости, следует вводить запасы, которые учитывают влияние не измеряемых параметров в предельном режиме.

(Ррабиакс + АРНк)'(КП -К31)^РСУ ^РПр/(КП "К32 "Кч)> (1)

где: Рщ - мощность по связи в режиме, предельном по условию статической устойчивости, Рраб.макс^б' максимальная мощность рабочего режима на связи, АРНК- амплитуда нерегулярных колебаний мощности, Кп-коэффициент, учитывающий погрешности аппаратуры и измерений, К31 и К32

- коэффициенты, учитывающие влияние не измеряемых параметров путем введения запаса, Кч - коэффициент чувствительности.

Для обеспечения выполнения этих условий при нормативном запасе в по-слеаварийном режиме 8%, для обеспечения чувствительности и селективности работы противоаварийной автоматики одновременно необходимо снижать как Кп путем совершенствования аппаратуры, так и К31 путем учета большего числа режимных параметров.

Аналогичный подход применяется и при использовании в качестве измеряемого параметра разносш фаз напряжений по концам линии электропередачи. В этом случае:

)5бсу58сптр/(Кп-К32), (2)

где: 6"р - значение разности фаз по концам линии электропередачи в предельном по условию статической устойчивости режиме, брабмакс- значение

разности фаз по концам электропередачи в максимальном рабочем режиме, А6НК - амплитуда изменения разности фаз при нерегулярных колебаниях.

Однако, когда на электропередаче имеется переменный отбор мощности, выполнение этих условий затруднительно., в связи с чем автором был выполнен ряд работ по исследованию влияния наиболее существенных параметров. На слабых связях наиболее существенным оказывается и влияние отбора мощности и режим смежных сечений для схем, которые уже нельзя представить двухмашинным эквивалентом, но для которых удовлетворительным является

от

представление трехмашинным эквивалентом. В этом случае величины Р1]р и 8"р могут быть представлены как функциональные зависимости от аргументов,

Р.„Р2,Р3-

Эти функции в зоне реальных изменений мощности нагрузки могут быть аппроксимированы полиномами, причем часто практически достаточно линейной аппроксимации, т.е.

*пр = К0 + К, • Pt + К2 • Р2, =Kq + К/ • Р, + К/ • Р2. (3)

Для схем, которые нельзя представить двухмашинным эквивалентом, область устойчивости может быть представлена уравнением

F = f(512,613,...ej(n_l)) = K, (4)

причем вместо разности фаз между напряжениями одного узла и остальными (n -1) узлами могут быть взяты (n -1) разности вида 8ц, где i Ф j.

В работе показано , что аппроксимация области устойчивости с помощью выражения для якобиана системы в несколько раз снижает погрешность аппроксимации, что позволяет в темпе процесса уточнять параметры трехмашинной эквивалентной схемы на основе измерения электрических величин в различные моменты времени. Таким образом, можно учесть, в первую очередь, зависимость взаимных мощностей от напряжения сети и других факторов. Так, например, не

менее, чем троекратно измеряются электрические величины и углы, соответствующие любым двум из эквивалентных генераторов, после чего определяются значения взаимных мощностей. Для уточнения амплитуды трех взаимных мощностей измеряются параметры режима (Р, б) соответствующих двум любым эквивалентным генераторам энергосистемы

[(Рц 812),(Р2, 812)]п, [(Р„ 512),(Р2, 512)](2, [(Р„ 612),(Р2, 512)]1з (5)

В работе разработаны алгоритмы фиксации перегрузки в схеме, которую можно представить трехмашинным эквивалентом с коррекцией параметров срабатывания в темпе процесса и с выявлением зоны границы области устойчивости, в которой режим вышел на границу.

Устройства фиксации аварийной перегрузки линии электропередачи, вызванной небалансом активной мощности по условию динамической устойчивости.

Для выявления перегрузки могут использоваться такие параметры передачи, как ток, активная мощность и угол между векторами напряжения в различных точках сети.

Практическое использование тока и угла для фиксации аварийной перегрузки в режиме переходного процесса до сих пор не нашло широкого практического применения, поскольку использование тока не всегда корректно, а точное определение угла технически сложно. В связи с этим наибольшее распространение получили методы фиксации перегрузки электропередачи по изменению активной мощности. Эти методы защищены авторскими свидетельствами (

[7]-[П]).

Для фиксации интенсивности возмущения в энергосистеме с точки зрения сохранения ее устойчивости требуется комбинированное использование информации о величине и направлении активной мощности во время переходного процесса, ее значение в исходном режиме и скорости ее изменения. В качестве основного инструмента настройки ПА используются граничные фазовые траектории в координатах Рпер , с1Рпе/6( (рис.7). Выбор такой координатной системы сделан для того, чтобы получить линейные характеристики срабатывания реагирующего реле.

Характеристика срабатывания реагирующего реле имеет

•пер/^ + К-Р'ер^Рс.у1, где

3//<И - скорость изменения передаваемой активной мощности; Р^ер - величина передаваемой активной мощности исходного режима; Рс - мощность срабатывания реагирующего реле, К - коэффициент, учитывающий угол наклона характеристики.

Характеристика срабатывания реа-

(»пер/Л у~Гб]

-у7/-;г?.......1—1

вид:<1Р„

ар.

пер/

Рпер!

Рис 7 Область срабатывания устройства

гируюшего реле должна быть отстроена от границы устойчивости на коэффициенты запаса и чувствительности. Чтобы отстроить устройство от небалансов мощности, не опасных с точки зрения устойчивости, границы блокировки определены уставками блокирующих реле Характеристика срабатывания блокирующего реле имеет вид:(1Рпер/(Н^Рс6лл,где Рс-6лЛ - скорость изменения передаваемой мощности, выше которой вступает в работу блокирующее реле. На этом рисунке показан вид граничных фазовых траекторий при определенной величине передаваемой мощности и неизменных постоянных инерции. Показана только часть кривых, расположенных в рабочей зоне. Характеристика (1) это граничная фазовая траектория при синхронных качаниях относительно исходного режима. Характеристика (3) фазовая траектория при граничном по устойчивости небалансе мощности. Область, расположенная выше кривой (1), это область неустойчивых режимов. Область, ограниченная кривой (3) и осью абсцисс, это область устойчивых режимов. Область, заключенная между кривыми (1) и (3), может быть или областью устойчивых режимов, если наброса не было, или областью неустойчивых режимов. Характеристика (7), срабатывания дополнительного блокирующего реле (мощность, при которой вступает в работу блокирующее реле) имеет вид:

^нер - ''пер ^ Рс.бл.2 гДе ^с.бл.2

При возникновении небаланса мощности фазовые траектории переходного процесса находятся целиком правее характеристики (6), проходящей через точку, соответствующую исходной мощности. При коротких замыканиях, сбросах мощности и т.п. процесс не может попасть в область, расположенную правее характеристики (6), если до этого он не был в области, расположенной левее. Поэтому орган, блокирующий устройство для фиксации динамической перегрузки на некоторое время после уменьшения мощности ниже исходной, предотвращает его излишнее срабатывание при качаниях. Таким образом, зона срабатывания устройства при каждом определенном значении передаваемой мощности (Р^ер) ограничена характеристиками (6), (7) и (5). Характеристика соответствует мощности срабатывания реагирующего реле (Рс.у]) при данном

СР1 )

При переключениях в сети, сопровождающихся большими значениями скорости изменения мощности (включение одной из параллельных линий, фор-сировка продольной компенсации и т.п.) также возможны излишние срабатывания пусковых органов ПА. Для предотвращения этого они могут блокироваться с помощью максимального реле скорости изменения мощности. Принцип действия такой блокировки основан на том, что максимальная скорость изменения мощности при небалансах значительно меньше, чем при переключениях в сети (кривая 7).В сложных энергосистемах возможно одновременное и последовательное срабатывание устройств фиксации перегрузки, установленных на различных электропередачах, образующих связи между узлами, а также сра-

батывание в результате выполнения отключения генераторов или отключения нагрузки не в том узле, в котором возник небаланс.

Методы повышения эффективности пусковых устройств фиксации перегрузки. Для повышения селективности устройства фиксации перегрузки предложено ([15]) получение сигнала о перегрузке электропередачи в форме, содержащей информацию о месте возникновения небаланса и его виде, т.е. возник аварийный дефицит или аварийный избыток мощности. Управление срабатыванием каждой пары реагирующих органов, входящих в состав блока фиксации места возникновения небаланса, имеют вид:8}2-812)8с ул;

®12 -5|2<бсу2, где 8{2 - значение угла по связи в режиме до возникновения возмущения; 812 - текущее значение угла; 8су]- порог срабатывания реагирующего органа при 8[2-812)0; 8с у 2 - порог срабатывания реагирующего

органа при б}2 - 812 ( 0.

Уравнение срабатывания реагирующих органов, включенных на выход блока измерения разности фаз и фиксирующих выход режима за границу области статической устойчивости, имеет вид:

512 +Мз1>8с.у.1; 512 +к2832 ) 8су2; 8,2 + к3823 >8су3, где 812 , 831, 832 , 823 - текущие значения углов между узлами 1и2,1иЗ, 2иЗ; к, ,к2,к3 - коэффициенты; 8с.у.1'®с.у.2'®с.у.з " параметры срабатывания реагирующих органов.

Принципиальная возможность выполнения устройства, фиксирующего место возникновения аварийного небаланса, обусловлена тем, что в первый момент времени после возникновения небаланса начинает изменяться частота лишь того узла, где возник небаланс. При этом частота других узлов неизменна. Она начнет меняться после изменения углов по связям с узлом, в котором возник небаланс, причем отклонение угла относительно узла, в котором возник небаланс, по всем этим связям будет иметь один знак: положительный, если возникает аварийный избыток мощности, и отрицательный, если возникает аварийный дефицит мощности в узле. Для всех других узлов в первый момент углы по связям, соединяющим узлы, в которых не возник небаланс, меняться не будут. Таким образом, одновременное и одного знака изменение углов по всем связям узла может служить признаком возникновения в нем аварийного небаланса мощности.

Каждой ступени функционирования ПА соответствует определенная величина разгрузки генераторов передающей энергосистемы (рис.8).

Кривая (I) соответствует величине дозировки первой ступени устройства и характеризует мощность отключения, необходимую для сохранения устойчивости при всех возмущениях, пока не действует

вторая ступень. Кривая (II), соответствующая дозировке второй ступени, показывает величину ДР0Г, необходимую для сохранения устойчивости при возможных максимальных небалансах мощности.

Изложенный подход характеризует методические и технические аспекты формирования локальных устройств дозировки управляющих воздействий в энергосистемах и принцип функционирования простейшего устройства фиксации аварийной перегрузки межсистемной связи и формирования УВ для сохранения ее устойчивости, который схематически охватывает процессы, которые следуют выполнить для каждого из трактов АДВ в энергообъединении сложной структуры.

При нарушении устойчивости возникает необходимость вернуть режим обратно в область устойчивости. Для этого необходимо зафиксировать зону области устойчивости, через которую режим вышел на границу, а управление для возвращения режима в область устойчивости для одной зоны можно принять постоянным. Число зон, на которые разбивается область устойчивости, определяется требуемой точностью управления. В простейшем случае разбиение области устойчивости можно выполнить с помощью линейных полиномов. В работе для энергосистем представленных узлами с генераторами и нагрузкой, связанными линиями электропередачи, получены условия срабатывания схемы с реагирующими органами, включенными на выход функционального преобразователя и фиксирующие выход режима за границу области устойчивости.

МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ АВТОМАТИКА ВЫЯВЛЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА.

В главе 4 рассмотрена автоматика ликвидации асинхронного режима, которая является вторым эшелоном противоаварийной автоматики энергосистем и предназначена для ограничения времени существования асинхронного режима (АР).

Для анализа АР обычно используют одно- или двухмашинный эквивалент энергосистемы, построенный в предположении постоянства ЭДС.

При относительно простой схеме ЭЭС имеется возможность попытаться оставить в работе несинхронные части в расчете на достаточно высокую вероятность быстрой ресинхронизации. Однако, поскольку современные ЭЭС стали существенно более сложными и объединены в ЕЭС России, то длительный АР стал недопустим и в настоящее время принят подход, согласно которому АР должен ликвидироваться, в основном, на первом полупериоде переходного процесса путем размыкания электропередачи.

Используемые в настоящее время в практике проектирования устройства АЛАР, в основном, базируются на принципах, использующих особенности изменения режимных параметров в условиях развития АР. В последнее время начали разрабатываться методы, не использующие предварительную информацию о параметрах схемы защищаемой энергосистемы.

К устройствам АЛАР предъявляются, в основном, те же требования, что и к устройствам релейной защиты: чувствительность, селективность, быстродействие и надежность. С усложнением структуры и режимов сетей все более ак-

туальными становятся требование срабатывания уже на первом цикле АР до достижения критического угла. Наиболее полно этим требованиям отвечают алгоритмы функционирования устройств, сформированных на базе микропроцессорной техники.

Автоматика выявления и ликвидации асинхронного режима должна обеспечивать надежную отстройку от глубоких синхронных качаний, в процессе которых взаимный угол электропередачи может вплотную приближаться к критическому значению. Кроме того, в точках, где предполагается опасное понижение напряжения, которое может возникнуть вследствие асинхронного режима до достижения 8Э кр, условия срабатывания АЛАР должны учитывать пределы устойчивости генераторов и нагрузки, связанные с величиной напряжения, а также прогнозировать выхода процесса за границы устойчивости.

Технические характеристики устройств АЛАР релейного типа не в полной мере удовлетворяют указанным требованиям, поскольку базируются на косвенных признаках выявления АР, но не на прямом расчете угла.

Для эффективной и надежной работы ЭЭС сложной структуры необходимо своевременно выявлять и селективно ликвидировать как двухмашинный, так и многомашинный АР, прогнозировать развитие АР на его первом цикле и учитывать реальное изменение параметров энергосистемы вследствие действия АПНУ в процессе длительного АР. Решение некоторых из перечисленных проблем реализовано автором в виде программно-аппаратных комплексов на основе разработанных методов определения углов между векторами напряжения узлов ЭЭС и параметров энергосистемы в АР при использовании для преобразования измеряемых электрических величин микропроцессорной техники.

Выявление и ликвидация асинхронного режима.

Метод определения углов базируется на допущении, что части ЭЭС по разные стороны от сечения асинхронного хода остаются в процессе АР внутренне синхронными и для этих частей могут быть составлены схемы замещения с эквивалентными генераторами и связью между ними. Адекватность действия АЛАР процессам, происходящим в ЭЭС, полностью зависит от точности экви-валентирования, причем параметры эквивалентных цепей, включающих синхронно движущиеся генераторы, должны соответствовать критериям эквива-лентирования.

Для современных энергосистем эффективными являются принципы работы АЛАР, позволяющие в реальном масштабе времени АР прогнозировать его развитие на основе граничных характеристик устойчивости ЭЭС при динамических переходах. В двухмашинных схемах замещения энергосистем это может быть реализовано при непосредственном определении углов между векторами эквивалентных ЭДС и построении функциональной зависимости между измеряемым углом и углом 6Э, являющимся параметром второй формы критерия устойчивости Горева. Условие срабатывания устройства бэ £ Д,.доп.

Динамически неустойчивый, приводящий к асинхронному движению частей ЭЭС, режим можно также выявить, сопоставив текущее значение бэ и взаимного скольжения З=д6э/М с граничной фазовой траекторией, соот-

ветствующей этому режиму. Условие срабатывания э^^доп.» гДе текущее скольжение, £доп- допустимое скольжение на границе устойчивости, соответствующее текущему углу.

Характерным признаком асинхронного режима в контролируемом сечении является попадание электрического центра качаний в зону электропередачи, охватывающую это сечение. Соответственно, работа устройств селективной автоматики выявления и прекращения АР на основе измерения углов характеризуется одновременным выполнением двух условий: переходом взаимного угла через допустимое значение и фиксацией попадания ЭЦК в контролируемую зону при <5} £ ^э.доп. • Для фиксации попадания ЭЦК в контролируемую устройством АЛАР зону используются дополнительные соотношения между аргументами или характером изменения напряжения в узлах электропередачи, ограничивающих эти зоны. При выходе точки ЭЦК за пределы контролируемых зон эти соотношения не выполняются, и выявление АР может быть возложено на смежные устройства аналогичного типа.

В практике эксплуатации энергосистем имеются случаи асинхронных режимов, при которых наблюдались асинхронное движение более чем двух групп генераторов. Многомашинный асинхронный режим особенно опасен по своим последствиям, поскольку ресинхронизация при нем маловероятна, а типовые устройства АЛАР этом случае малоэффективны. Использование типовых устройств для выявления многомашинного АР возможно лишь при сочетании различных обстоятельств, в частности, когда связь между двумя группами, асинхронно работающими частями энергосистемы и третьей группой слабая. Если трехмашинный АР развивается из двухмашинного, то необходимо быстро ликвидировать двухмашинный АР. Если многомашинный АР предупредить невозможно, то обычно производится деление энергообъединения таким образом, чтобы в его оставшихся электрически связанных было бы не более двух различных частот. При этом сложной задачей является как выбор места установки АЛАР, гак и обеспечение его действий, которые должны быть чувствительны к асинхронному режиму определенных эквивалентных генераторов и нечувствительны к АР при другом сочетании генераторов. Угловой принцип выявления АР открывает определенные перспективы к выполнению указанных требований.

Последствия многомашинного АР опасны, ресинхронизация в этом режиме маловероятна, поэтому его ликвидация осуществляется, как правило, предупредительным делением энергосистемы.

При этом делительная автоматика должна действовать таким образом, чтобы разделить энергообъединение сложной структуры на потенциально устойчивые части, которые обладали бы максимальной способностью к ресинхронизации.

Определение места установки и направленность воздействия автоматики производится на основе результатов экспериментов и расчетов сечений АР при широком наборе возможных возмущений, тем не менее, практика эксплуатации устройств в ряде случаев не соответствует расчетным условиям. Следствием

этого может явиться деление ЭЭС на потенциально неустойчивые части, не обладающие способностью к ресинхронизации из-за значительных дефицитов мощности и требующие дальнейшего деления. Задача осложняется еще и тем, что при АР в многомашинной схеме положение точки ЭЦК не является фиксированным, и она перемещается по ветвям эквивалентной схемы, находясь в разные моменты времени в различных точках, соответствующих текущим значениям векторов ЭДС эквивалентных генераторов.

Кроме того, необходимо учитывать, что, во избежание выделения энергорайона со значительным дефицитом мощности, деление ЭЭС по одному из асинхронных сечений должно быть отстроено от одновременного деления по другому асинхронному сечению.

Формирование системы выявления и ликвидации многомашинного АР может быть осуществлено на основе использования микропроцессорной техники путем определения угла между векторами ЭДС эквивалентных генераторов и прогнозированием возможности сохранения устойчивости в возможном наборе разделяемых частей ЭЭС. При этом, поскольку действия делительной автоматики в многомашинной структуре энергосистемы только способствует, но не гарантирует обязательной ресинхронизации разделившихся частей ЭЭС, то ее функционирование должно быть связано с дальнейшим действием устройства автоматической ликвидации АР. Соответственно, проблема выявления и ликвидации многомашинного АР в ЭЭС сложной структуры формируется в комплексную задачу, решение которой должно содержать: алгоритм выявления многомашинного АР и оценки потенциально устойчивых частей ЭЭС; алгоритм выявления и ликвидации в разделившихся частях ЭЭС двухмашинного АР на базе функционирования единого микропроцессорного устройства.

Наличие АР в ЭЭС сложной структуры можно зафиксировать по достижению одним из взаимных углов между векторами ЭДС эквивалентных генераторов, предельного значения 3 = 180°.

На рис. 9 представлены фазовые траектории для трех машинной системы, построенные в виде функций 5 = /(<£,) и соответствующие трем возможным режимам одной из пар генераторов после отключения третьего.

Кривая 1 представляет граничную траекторию при заданном положительном изменении угла 5Э. Эта кривая отделяет траекторию 2, соответствующую синхронным качаниям, от траектории 3, характеризующей неустойчивость режима.

Для выбора потенциально устойчивой пары генераторов в многомашинном АР целесообразно - в качестве определяющего параметра использовать величину квадрата критического скольжения

(Л^р). Эта величина связана со значением кине-Рис 9 Фазовые траектории системы

тическои энергии взаимного движения эквивалентных генераторов в их энергетическом балансе к моменту достижения критического угла. Если эта энергия положительна, то

переходной процесс неустойчив. Нулевое значение энергии соответствует граничному по условиям устойчивости процессу (кривая 1). Отрицательное значение энергии характеризует устойчивый процесс. В этом режиме движение ротора эквивалентного генератора не доходит до критического угла (кривая 2).

Использование при проведении сравнительного анализа устойчивости различных пар генераторов одинаковых базисных значений Рд и Од = позволяет рассматривать эту величину как обобщенный параметр оценки устойчивости. Как известно, потенциально ближе к устойчивому состоянию система, имеющая наименьше значение параметра

+С085з уст -$ш8э уоЛ

кр

Г(я-8Э -8эуст)]

Расчет потенциально устойчивых пар на основе этого уравнения при различном сочетании исходных параметров эквивалентных подсистем трехма-шинной схемы показал целесообразность учета начального скольжения Бд при выборе наиболее устойчивой пары генераторов.

Определение эквивалентных параметров энергосистемы в процессе динамического перехода.

Определение эквивалентных параметров ЭЭС представляет собой важную проблему, решение которой позволит обоснованно подходить к задачам настройки противоаварийной автоматики и оценки эффективности мероприятий, направленных на сохранение устойчивости системы при возникновении нестационарного режима. Предполагается, что относительно узла, в котором регистрируется ток и напряжение, энергосистема может быть представлена двухмашинной схемой замещения, причем группы реальных генераторов, формирующих эквивалентные ЭДС (рис. 10).

Для модели асинхронного режима, представленной в виде параллельной работы двух генераторов с постоянным значением модулей ЭДС, при условии неизменности

Рис 10 Эквивалентная схема энергосистемы

сопротивления электропередачи, было бы достаточно трех измерений и и I, чтобы из образованных на основании уравнений определить параметры эквивалентных сопротивлений. Однако реальный сигнал содержит «шумовую» составляющую, затрудняющую определение параметров двухмашинной схемы замещения. В этом случае необходимо использовать выборку, длина которой существенно превышает количество искомых параметров, и использовать метод наименьших квадратов для решения переопределенной системы уравнений относительно неизвестных эквивалентных сопротивлений.

В целом, результаты численных экспериментов на математической модели показали, что при уровне шума векторов напряжения и тока менее 3%, правильном выборе исходных значений параметров и отсутствии в сигнале ярко выраженных сбросов, метод позволяет надежно определить значения эквивалентных параметров энергосистемы при условии допустимости представления ее двухмашинной схемой замещения.

Для проверки возможности применения изложенного метода при анализе аварийных режимов реальной энергосистемы использован комплект осциллограмм одной из аварий на транзите 330 кВ ЕЭС России - Азербайджан.

Определение эквивалентных сопротивлений, ЭДС и углов электропередачи проводилось в условиях практического отсутствия информации об эквивалентных параметрах энергосистемы. Рассчитанное по известным напряжениям и току и найденным сопротивлениям поведение на рассматриваемом интервале углов генераторов приведено на рис.11.

Как видно из рисунка, отключение ВЛ Дербентская произошло в конце второго цикла АР ^=5,275с), что согласуется с данными эксплуатации и подтверждает состоятельность оценок по изложенному методу.

Микропроцессорное устройство автоматики ликвидации асинхронного режима АЛАР-М. В АЛАР-М реализована трехступенчатая схема работы алгоритма и возможность организовать функционирование устройства с разным набором этих ступеней. Реле первой ступени срабатывает на первом цикле АР при условии, что угол между векторами ЭДС превзошел значение 8Э Д0П ., а ЭЦК попал в контролируемую зону. Дополнительным условием наличия ЭЦК в защищаемой зоне является значение напряжения в узлах ш,к или п ниже значения, определяемого уставкой им!„. Реле второй и третьей ступеней срабатывают с учетом знака скольжения на последующих циклах АР, если заданное уставками число проворотов N произошло за время меньшее, чем Тдопы, и при этом на каждом провороте ЭЦК попадал в защищаемую зону. В устройстве предусмотрены и другие комбинации работы второй и третьей ступеней: в частности, возможен подсчет Рис 11 Изменение углов векторов ЭДС эквивалентных гене- проворотов сразу как раторов на втором этапе АР (82 угол ЭДС гидростанций, тодько эцк попадает „

угол 8,-АзЭнерго) защищаемую зону. Разра-

ботанный алгоритм по-

I РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ I БИБЛИОТЕКА !

I СЛМфвУУГ 5

1 ш ** *

5 5 2

» р в М Я С в I

зволяет использовать автоматику выявления АР, включенную по концам транзита в режиме взаимного резервирования.

В программном обеспечении устройств AJIAP-M реализован также «токовый» алгоритм, который начинает работать, если напряжение прямой последовательности меньше допустимого значения Ulmin (потеря цепей напряжения). В алгоритме принято, что один период качания тока происходит, если ток прямой последовательности превысит заданное уставкой значение Ilmal, затем упадет ниже заданного уставкой значения Ilmin и снова превзойдет величину Ilmiu. При этом ток линии должен совершать колебания в указанных пределах не более чем за заданное уставкой время. Если заданное уставкой число таких периодов качания тока произойдет за время меньшее, чем заданное время длительности качаний, то считается, что АР выявлен, и устройство выдает сигнал на соответствующе реле. Изложенный алгоритм реализует резервные функции устройства, его ПО включено в программу функционирования AJIAP-M и может быть введено в работу в случае необходимости службами эксплуатации

ээс.

Микропроцессорное устройство автоматики ликвидации асинхронного режима в 2000г было принято межведомственной комиссией, рекомендовано к внедрению в энергосистемах страны и в настоящее время устройства АЛАР-М успешно работают в ЕЭС России.

СВЕРХПРОВОДНИКОВЫЙ НАКОПИТЕЛЬ КАК ЭЛЕМЕНТ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ.

Целостный взгляд на анализ динамических свойств энергообъединений позволяет оценить эффективность традиционных средств противоаварийного управления, а также определить необходимость создания принципиально новых комплексов электрооборудования - накопителей энергии, статических компенсаторов реактивной мощности, обеспечивающих как потребление, так и выдачу реактивной мощности. В качестве последних следует рассматривать элементы шбкой системы передачи переменного тока (FACTS) на основе векторного регулирования и сверхпроводниковые индуктивные накопители малой и средней энергоемкости (10 - 109 Дж).

Расчетные модели работы СПИН в энергосистеме.

В качестве базовой модели сверхпроводникового устройства рассматривается катушка с индуктивностью L„ без учета активных потерь в материале обмотки. Основными параметрами, существенными для построения расчетной модели, являются максимальная запасаемая энергия СПИН, максимальный выпрямленный ток, соответствующий этой энергии, максимальная скорость изменения выпрямленного тока, значение которой ограничены физическими характеристиками используемого сверхпроводника, допустимыми потерями в обмотке, либо допустимым значением напряжения на её выводах. Важным параметром является также допустимая минимальная энергия накопителя, при которой обеспечивается требуемый здкор управления (режимы заряда, разряда или хранения энергии). ;

<г-.

■%> ** 0*>

При моделировании работы СПИН в качестве силового элемента проти-воаварийного управления ЭЭС накопитель рассматривается как источник тока, сформированный из сверхпроводниковой катушки и устройства ей связи с сетью переменного тока в виде полупроводникового преобразователя. При этом для осуществления регулирования активной мощности СПИН схема преобразователя должна реализовать возможность независимого управления модулем и аргументом комплекса линейного тока, протекающего по сетевой обмотке преобразовательного трансформатора. Такая возможность может быть реализована при использовании схем преобразователей с буферными вентилями на полностью управляемых полупроводниковых приборах. Базовыми условиями при расчете интегральных характеристик схем с полностью управляемыми вентилями рассматривалась возможность запирания и открытия коммутируемых вентилей независимо от напряжения энергосистемы и отсутствие в выпрямленном напряжении коммутационных провалов. Предполагается, что оба этих условия обеспечиваются характеристиками полностью управляемых полупроводниковых приборов при положительных и отрицательных углах управления. Общий принцип функционирования алгоритмов заключается в том, что на основе сравнения текущих значений активной и реактивной мощностей в узле анализируемой передачи с заданными величинами уставок, определяются требуемые значения мощностей Рп,Оп, которые должны формироваться накопителем. В зависимости от требований режима энергосистемы в качестве определяющего используется один из этих параметров, по величине и знаку которого формируется аргумент и модуль линейного тока СПИН.

Оценка эффективности использования СПИН в энергосистемах Сибири и дальневосточного региона России.

Целесообразность использования сверхпроводниковых индуктивных накопителей малой энергоемкости показана на примерах повышения динамической устойчивости Амурской, Читинской и Тюменской электроэнергетических систем. Накопители рассматриваются как базовый элемент противоаварийных мероприятий, обеспечивающих ограничение выбега роторов генераторов электростанций при авариях в энергосистеме. Основной задачей исследования являлась оценка требуемой энергоемкости СПИН и технических характеристик элементов накопителя базовой энергоемкости.

Особенностью энер! осистемы (рис. 12) является её автономность от крупных энергообъединений, большая удаленность источников питания Г1 и Г7 друг от друга (около 500 км),

1г

К

Л

"Г

Рис 12. Схема автономной энергосистемы

слабые связи между источниками и наличие распределенных по длине электропередачи семи подстанций. Напряжение высоковольтной сети 110 кВ, мощность источников питания: Г1-36 МВт (3x12), Г7-48 МВт (4x12). Рассматривались возможные режимы параллельной работы генераторов станций Г1 и Г7 на базе предполагаемого распределения нагрузок по подстанциям на период зимнего максимума. Рассматриваемые режимы оценивались с точки зрения воз- ' можносги их существования с допустимыми уровнями напряжения на всех подстанциях 110 кВ, обеспечения статической устойчивости энергосистемы с нормативными запасами по активной мощности и по напряжению.

Для расчетной схемы была получена область существования режимов в координатах выдачи мощности генераторами станций Г1 и Г7 с учетом возможного вывода в ремонт генераторных блоков, а также графика распределения существующего и прогнозируемого на ближайшие 10-15 лет электропотребления нагрузками энергообъединения

Аварийное отключение одного из участков одно-цепной линии 110 кВ между электростанциями Г1 и Г7 приводит к разделению системы на две не синхронно работающие части, избыточную и дефицитную. В избыточной части

повышение частоты предотвращается действием регуляторов скорости турбин. При этом нельзя допустить разгрузку турбин ниже технологического минимума, чтобы не потерять блок целиком. В дефицитной части системы действуют устройства автоматического отключения нагрузки при снижении напряжения, устройства АЧР и регуляторы скорости турбин при наличии резерва активной мощности.

Для сохранения устойчивой работы генераторов электростанций и предотвращения потери части потребителей энергорайона из-за провалов напряжения на подстанциях в переходных режимах рассматривалась «

возможность поддержания локального напряжения на подстанциях 2, 3, 4 с помощью микро-СПИН указанной энергоемкости при работе последних в режиме быстродействующих регуляторов реактивной мощности.

Анализ переходных процессов при аварийных отключениях линий и ко- с

ротких замыканиях показал, что поддержание напряжения в узлах с накопителями позволило обеспечить допустимый уровень напряжения на всех подстанциях энергорайона в процессе динамического перехода, устойчивость всех нагрузок и, как следствие, динамическую устойчивость всего энергорайона без отключения потребителей средствами противоаварийного управления по напряжению. При аварийном отключении одного энергоблока на электростанции

Р МВт

Ьл > Рш ■ р„ -3*4

ii—-

р.,

0 1 2 3 4 5 6

Рис 13 Аварийное отключение ВЛ 110 кВ 1-2 1 - энергосистема без накопителей; 2 - микро-СПИН установлены на ПС 1 ЮкВ 2,3,5

1 дефицит по активной мощности в энергосистеме составит 12 МВт. В исследуемой энергосистеме имеется достаточный для компенсации дефицита резерв мощности, сосредоточенный на генераторных блоках электростанций 7, 9. Регулирующий эффект активной мощности нагрузки по частоте принимался равным 1,0.

Начальное снижение частоты, определяемое, в основном величиной дефицита и постоянной инерции энергосистемы, составило 1,4 Гц. В результате

действия автоматических регуляторов частоты вращения (АРС) блоки набрали нагрузку, и частота в энергосистеме повысилась до 48,85 Гц (рис. 14), давление пара перед турбинами упало. Действием регуляторов давления (РД) давление пара восстанавливается, в результате чего происходит повторное, медленное в течение нескольких секунд снижение частоты, несмотря на наличие резервов на тепловых электростанциях. В результате частота снизилась до величины ниже первоначальной, до 48,3 Гц. Действием автоматических регуляторов котлов обеспечивается вторичный набор акшвной мощности, необходимой для ликвидации аварийного дефицита.

Частота в энергосистеме восстанавливается. Картина снижения и восстановления частоты в энергосистеме и процесс изменения суммарной мощности турбин на станциях показаны на рис. 14 (сплошные линии). Как показали расчетные исследования, снижение частоты в энергосистеме при отключении одного энергоблока на электростанции 1 не сопровождается опасным снижением напряжения на подстанциях вследствие саморазгрузки потребителей энергосистемы по частоте. Нарушения устойчивости параллельной работы генераторов электростанций 1 и 7 не происходит, но при повторном снижении частоты возможно срабатывание АЧР1, отключающей потребители по факту снижения частоты ниже заданной уставки.

В расчетном примере накопители включались в работу по факту достижения частоты в узле несколько выше уставки срабатывания первой очереди > АЧР (fcp=48,6 Гц). Накопители подключались последовательно в зависимости

от степени удаленности от места аварийного дефицита мощности. В расчетной схеме подключение накопителей осуществлялось в последовательности: Н2, НЗ, Н4, при этом необходимо выполнение обязательного условия: частота в энергосистеме не должна быть ниже 48,5 Гц. В связи с этим не исключалась возможность наложения работы накопителей, их совместных действий, как это видно из рисунка 15.

Т,с

Рис 14 Аварийный дефицит в ЭС Изменение частоты в ЭС и мощности турбин - ЭС без СПИН, - ЭС со СПИН в узлах 5, 8, 11, 1,2- начало и окончание работы СПИН.

Каждый из накопителей работал до тех пор, пока его энергоемкость не

достигала технически допустимой минимальной величины. Общее время работы накопителей в расчетном примере составило 27с переходного процесса. Как видно из рис. 15, благодаря работе микро - СПИН, частота в энергосистеме не опускалась ниже 48,5 Гц, (пунктирные линии), что исключило действие автоматики на отключение потребителей. В свою очередь тепловые станции продолжали набирать активную мощность, и уже к трем минутам частота в энергосистеме достигла 49,6 Гц.

ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ УПРАВЛЯЕМЫХ ПЕРЕДАЧ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА В СЛОЖНЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ.

Основной целью развития схем транспорта электроэнергии является расширение рынка сбыта электрической энергии, и получение максимальной прибыли от реализации в области ее потребления. В соответствии с указанной целью одним из важнейших направлений развития можно считать создание Евроазиатского объединенного рынка электрической энергии.

Актуальные проблемы существующего состояния Единой электроэнергетической системы России включают и недостаточную пропускную способность межсистемных и системообразующих линий электропередачи (так называемые «слабые связи»). К актуальным проблемам относится и слабая управляемость сети, недостаточный объем устройств регулирования напряжения, как следствие пониженная пропускная способность линии в период максимума нагрузки и повышенные до опасных значений напряжения в период суточного и сезонного снижения нагрузки.

К традиционным техническим средствам регулирования относится регулирование напряжения в сетях, в том числе с помощью синхронных компенсаторов (СК), шунтовых реакторов (ШР) и статических тиристорных компенсаторов (СТК). Основные недостатки существующих способов и устройств - это слишком малые возможности управления потоками мощности и повышения пропускной способности линий электропередачи и невозможность быстрого изменения мощности в линиях при аварийных режимах. Кроме того, перераспределение потока мощности по параллельным линиям электропередачи возможно в ограниченных пределах и только в стационарных режимах. Причина указанного недостатка в том, что традиционные устройства регулируют только величину напряжения в электрических сетях (скалярное управление).

К новым техническим средствам можно отнести гибкие линии электропередачи (Flexible Alternative Current Transmission Systems - FACTS), включая:

Тс

Рис 15 Аварийный дефицит в ЭС - отключение 12 МВ1 Действие СПИН в узлах ЭС Н2, ИЗ, Н4

статические конденсаторные накопители энергии (СТАТКОН), сверхпроводниковые индуктивные накопители энергии (СПИН), статический компенсатор (СТАТКОМ), тиристорно-управляемый последовательный компенсатор (ТУПК), объединенный регулятор потока мощности (ОРПМ) и вставки постоянного тока (ВПТ). Новые устройства, реализующие технологию FACTS, включают в себя статические преобразователи на основе полностью управляемых силовых вентилей, а также микропроцессорные средства управления ими, которые позволяют осуществлять регулирование не только напряжения, но и активной мощности (фазового угла напряжения). С их помощью возможно векторное управление режимами работы энергосистем и потоками электромагнитной мощности. В принципиальном плане гибкие линии электропередачи (FACTS) преобразуют функцию электрической сети из существующей «пассивной» в «активную». Сюда можно отнести направленное регулирование активной мощности и работу в режиме статического компенсатора реактивной мощности.

Направленное регулирование активной мощности с помощью новых технических устройств, реализующих технологию FACTS, в каждом конкретном случае представляет собой весьма трудоемкую задачу, поскольку необходима реализация специфических характеристик устройства и реализация особенностей системы управления полупроводниковыми преобразователями. Сущность направленного регулирования, реализованного на примере СПИН, рассмотрена в диссертации и подробно анализируется в [1]. Эта реализация не может быть универсальной, поскольку не каждое из устройств, реализующих технологию FACTS, способно реализовать направленное регулирование активной мощности. Часть из этих устройств (синхронные компенсаторы, статические тири-сторные компенсаторы, СТАТКОН, ТУПК, СТАТКОМ) вообще предназначена для регулирования только реактивной мощности. Устройства, принципиально пригодные для реализации направленного регулирования активной мощности (СПИН, ОРПМ, ВПТ), имеют совершенно разные принципиальные схемы, различные характеристики и разные алгоритмы работы систем управления. В данной работе не ставится задача подробного теоретического анализа особенностей работы всех перечисленных выше устройств, реализующих технологию FACTS. Возможности реализации направленного регулирования активной мощности проанализированы на примере СПИН.

Сверхпроводниковые индуктивные накопители как средство управления перетоками активной мощности на межсистемных связях.

В качестве объекта исследования выбрано объединение крупнейших энергосистем: UCTE, CENTREL, стран СНГ и ЕЭС России - на параллельную работу в режиме передачи мощности из ЕЭС России в Западную Европу. При этом на СПИН возлагалась задача разгрузки межгосударственных связей в первые секунды аварийного процесса. Технические характеристики накопителя выбирались на основе зарубежного опыта создания и эксплуатации СПИН энергетического назначения, а также имеющегося в России опыта в области изготовления сверхпроводников, сверхпроводниковых магнитных систем и криогенного оборудования.

Рассмотрена возможность участия СПИН в первичном регулировании частоты на межгосударственных связях при возникновении аварийного дефицита мощности в одном из параллельно работающих энергообъединений в условиях существующих требований к системам регулирования. Исследуемая схема энергообъединения имеет сложную цепочечную структуру. Опасность возможного нарушения параллельной работы отдельных энергосистем объединения подобной структуры создают аварийные возмущения, вызванные внезапным отключением генерирующей мощности. Такая авария в схеме цепочечной структуры распространяется в виде затухающей во времени волны изменения частоты. При этом даже небольшие изменения частоты могут вызвать существенные набросы мощности, которые в отдельных сечениях могут превысить допустимую по статической устойчивости величину.

Результаты сравнения расчетов при принятых усредненных характеристиках регуляторов скорости турбин и регулирующих эффектов нагрузок по частоте с допустимым диапазоном значений указанных параметров показали, что при определенных соотношениях последних можно ожидать дополнительного увеличения наброса мощности на сечения. Следствием таких набросов мощности на межсистемные связи в переходных режимах может стать нарушение синхронной работы генераторов отдельных энергосистем.

С целью ограничения перетоков активной мощности на внешних межгосударственных связях в переходных режимах при внезапных отключениях генерирующей мощности в приемных энергосистемах была рассмотрена возможность использования СПИН. При этом для ограничения активной суммарной мощности по сечениям 1 и 2 были использованы две принципиально разные модели СПИН, различающиеся, прежде всего, устройствами связи накопителей с сетью. Отличались также и режимы работы индуктивных накопителей.

В расчетном примере работы СПИН в генераторном режиме накопительная группа формировалась в виде параллельного соединения трех блоков энергоемкостью 0,5-109 Дж каждый. Один блок состоял из последовательно соединенных по постоянному току двух модульных элементов энергоемкостью 2,5 • 108 Дж с индуктивностью Ln =2,2 Гн. Устройства связи накопителей с сетью формировались в виде двухмостовых преобразователей на основе одно-операционных полупроводниковых приборов (тиристоров), не позволяющих реализовать работу с выдачей реактивной мощности. Раздельное управление мостами обеспечивало двухпараметрическое регулирование мощностью СПИН, т.е. независимое формирование, как модуля, так и аргумента сетевого тока преобразовательного трансформатора. Рассматривалось включение трех групп накопителей на трех линиях 400 кВ, которые представляют собой межгосударственные связи между энергообъединениями CENTREL и UCTE.

Моменты времени начала работы накопителей подбирались таким образом, чтобы одновременная работа всех СПИН приходилась на временной интервал переходного процесса, когда в энергосистеме без накопителей наброс мощности на сечение 1 был наибольшим.

Положительный эффект от работы накопителей в генераторном режиме при аварийном дефиците мощности достигался за счет повышения частоты в энергообъединениях на момент максимальной выдачи СПИН активной мощности. Следствием этого явилось уменьшение скорости набора резервной мощности турбинами тепловых станций и частичное восстановление мощности нагрузки за счет ее регулирующего эффекта по частоте. В результате максимальный наброс активной мощности на внешнее сечение при работе накопителей в генераторном режиме уменьшился в среднем на 10%.

С целью ограничения перетоков активной мощности на внешних межгосударственных связях в переходных режимах была рассмотрена также возможность использования СПИН в нагрузочном режиме, работающих в режиме потребления активной мощности на связях. В расчетную схему сечения вошли: ВЛ 750кВ Курская АЭС-Северо-украинская, ВЛ ЗЗОкВ Курская АЭС-Шостка, ВЛ ЗЗОкВ Курская АЭС-Сумы, ВЛ 330 кВ Белгород - Змиевская ГРЭС, ВЛ ЗЗОкВ Валуйки - Змиевская ГРЭС, ВЛ 500 кВ Нововоронежская АЭС - Донбасская. Как показали результаты расчетов в исходном и переходном режимах без участия СПИН, 55% суммарной мощности по исследуемому сечению приходится на ВЛ 750 кВ и 500 кВ. Эти линии и были выбраны для моделирования установки на них сверхпроводниковых накопителей. Кроме того, расчетные исследования показали, что наибольшую опасность с точки зрения нарушения устойчивой работы по сечению 2 представляют линии 330 кВ. В связи с этим целью подключения СПИН на выбранных линиях являлось ограничение как суммарной мощности по сечению, так и перераспределение активной мощности с линий 330 кВ на линии 500 кВ и 750 кВ.

Связь модульных элементов накопительных групп с сетью осуществлялась преобразователями, сформированными на основе полностью управляемых полупроводниковых приборов. Соответственно, в рабочем алгоритме были сняты ограничения на работу вентилей с отрицательными углами управления и включены соотношения интегральных рабочих характеристик для преобразователей такого типа.

При расчете изменения напряжения в узле включения СПИН учтена их возможность работы, как в режиме потребления, так и выдачи реактивной мощности. Как показали проведенные расчеты, включение СПИН указанной энергоемкости вблизи шин 750 кВ ВЛ Курская АЭС- Северо-украинская и 500 кВ ВЛ Нововоронежская АЭС - Донбасская для работы в режиме потребления активной мощности с принятыми начальными условиями и параметрами позволило ограничить в аварийном режиме мощность по сечению вплоть до величины допустимой по условию сохранения статической устойчивости послеава-рийного режима и перераспределить мощность линий 330 кВ на линии более высокого напряжения.

Работа СПИН в режиме статического компенсатора. Как было отмечено выше, накопители, в которых в качестве устройства связи с сетью используются преобразователи с запираемыми тиристорами, способны как потреблять (<3„ >0), так и выдавать (<2П <0) реактивную мощность в энергосистему, спо-

собствуя тем самым поддержанию напряжения в узле подключения. Предполагается, что эти устройства заменят шунтирующие реакторы, установленные с целью компенсации реактивной мощности на ПС 750 кВ Курской АЭС, на ПС 750 кВ Северо-украинской ГРЭС и на ПС 500 кВ Донбасской ГРЭС.

Сравнительные расчеты с шунтирующими реакторами и с накопителями, работающими в режиме СТК, проводились в диапазоне установившихся режимов с суммарной мощностью по сечению 2 в направлении ОЭС Украины от нуля до величины допустимой по активной мощности (Рдоп).Следует заметить, что непосредственная близость АЭС к узлам подключения средств компенсации реактивной мощности: Курской АЭС и Нововоронежской АЭС - способствует поддержанию напряжения в этих узлах. И до тех пор, пока генерируемая в сеть реактивная мощность на генераторных блоках станций не выходит за ограничения Qmi„ ^ QreH. ^ Qmai напряжение в узлах регулирования удерживается на уровне заданных для автоматических регуляторов возбуждения уставок (UyCT) на генераторах АЭС. В расчетах были приняты следующие уставки: на

Курской АЭС - UycT =788 кВ, на Нововоронежской АЭС - Uycr = 520 кВ.

Анализ зависимостей, приведенных на рис. 16, показывает, что напряжение в узле подключения СПИН (ПС Нововоронежская АЭС) поддерживается на

уровне заданной уставки, пока значение выпрямленного тока накопителя Id0 не ниже 2 кА, что соответствует энергоемкости накопителя не ниже 0,264-108 Дж.

При этом в области значений выпрямленного тока Id0 ^ 2 кА индуктивный накопитель с помощью угла управления фазными вентилями а отрабатывает реактивную мощность Qn = -270 МВАр.

Рассмотренные примеры использования накопителей на межсистемных связях крупных энергообъединений нельзя рассматривать как. рекомендации по их применению в указанных условиях, поскольку целью исследования было показать потенциальные возможности накопителей. В реальных условиях должны быть использованы

520 .5J.5 510 505 500 4)5

U хВ (в начале ВЛ506 хВ)

Q.UBAP

■90

.120 ■ 150 -liO ■210 ■НО ■270 --300

и.

/

-fn.

U

500 495 490 4S5 4&0 (75 470 465

a, qtob

U хВ (а ненце ВЛ500 хВ)

1 1 1

и_ -иа-.ш—т.

1 1

1. хА

05 1 0 15 2.0 2.5 3,0 3,5 40

Рис 16 Послеаварийный режим (Рсе* 2 = 3600 МВт)

более гибкие законы управления СПИН, включающие совместное управление мощностью СПИН и мощностью электростанций, и обеспечивающие возможность сохранения устойчивости передачи при эффективном использовании генерирующих мощностей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе обобщены теоретические и экспериментальные исследования и решена научно-техническая проблема повышения режимной надежности и управляемости сложных объединенных энергосистем посредством применения иерархической, эшелонированной четырехуровневой * системы противоаварийного управления электроэнергетическими системами и

с помощью выбора локальных средств автоматического дозированного воздействия противоаварийной автоматики в аварийном режиме работы энер! осисте-мы. Сформулирована общая задача построения системы автоматического и автоматизированного противоаварийного управления мощными энергообъединениями сложной структуры, разработана общая структурная схема функционирования четырехуровневой системы противоаварийного управления, которая позволяет значительно увеличить ресурс управления средствами противоаварийного управления активной и реактивной мощностью и получить эффективную адаптируемую систему противоаварийного управления, обеспечивающую требуемую надёжность функционирования электроэнергетических систем и возможность получить технико-экономический эффект.

Научные и практические результаты работы состоят в следующем:

1. Проведены обобщение и количественный анализ общих задач автоматического и автоматизированного управления в ЕЭС, роли и места противоаварийного управления, актуальных и перспективных задач этих систем.

2. Разработана концепция автоматизированной системы технологического управления энергосистемой на основе иерархической эшелонированной системы противоаварийного управления энергообъединения, включающая многоуровневую структуру дозировки управляющих воздействий, в соответствии с задачами, функциональными особенностями и взаимными связями уровней управления. Разработанные принципы используются в создании автоматизированной системы технологического управления ОЭС Центра (АСТУ ОЭС Центра).

3. Обоснована необходимость четвертого уровня иерархической структуры системы противоаварийного управления мощными энергообъединениями. Определены основные задачи ее работы, функциональные особенности и методы реализации в энергосистеме России.

4. Разработаны принципы формирования управляющих воздействий на „ нижнем уровне четырехуровневой структуры противоаварийного управления

электроэнергетической системой.

5. Разработаны технологические алгоритмы формирования и автоматической дозировки управляющих воздействий противоаварийной автоматики для широкого класса задач автоматизированной системы управления энергосистемой на базе совокупности режимных параметров, определяющих предельные характеристики энергосистемы с точки зрения статической и динамической устойчивости.

6. Разработаны принципы функционирования микропроцессорной автоматики локализации и прекращения двухмашинных и трехмашинных асин-

хронных режимов в энергообъединениях на основе фиксации текущего угла электропередачи.

7. Разработаны методы определения эквивалентных параметров энергосистемы в процессе динамического перехода по напряжению и току одного узла для формирования управляющих воздействий противоаварийной автоматики.

8. Сформированы требования к параметрам и характеристикам сверхпроводниковых индуктивных накопителей в качестве локальных устройств векторного управление режимами работы энергосистем и потоками электромагнитной мощности для использования на межрегиональных и межгосударственных связях и разработаны методы эффективного использования сверхпроводниковых индуктивных накопителей, направленного регулирования активной мощности и локальных быстродействующих регуляторов реактивной мощности для противоаварийной автоматики энергосистемы.

Схемные решения пусковых устройств системы противоаварийного управления, а также методы фиксации и ликвидации опасности нарушения статической и динамической устойчивости электроэнергетических систем защищены 14-ю авторскими свидетельствами на изобретения. Результаты многолетних исследований автора в части технического использования явления сверхпроводимости в электроэнергетики включены состав в монографии [1].

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Глускин И.З., Дмитриева Г.А., Мисриханов М.Ш., Наровлянский В.Г., Якимец И.В., Сверхпроводниковые токоограничивающие устройства и индуктивные накопители энергии для электроэнергетических систем, - М.: Энерго-атомиздат. 2002, 373 е..

2. Брухис Г.Л., Глускин И.З., Иофьев Б.И., Способы использования промышленной аппаратуры для создания централизованных комплексов автоматической дозировки управляющих воздействий противоаварийной автоматики.// Опыт разработки, внедрения и эксплуатации устройств релейной защиты и автоматики на микроэлектронной основе с использованием микропроцессорной техники. Тезисы докладов, М.: Союзтехэнерго, 1989.

3. Glouzkin I.Z. Facilities Controlling the Operating Conditions of the Power System of Russia. Second conference on the Development and Operation of Interconnected Power System. Budapest: 13-15 November 1996.

4. Белотелое A.K., Россовский Е.Л., Глускин И.З., Дмитриев К.С., Иванов И.А., Любарский Д.Р., Программно - технический комплекс автоматической дозировки управляющих воздействий энергосистем. - Электрические станции, 1997, №10.

5. Брухис Г.Л., Глускин И.З., Иофьев Б.И., Любарский Д.Р., Чекаловец Л.Н. Предварительные итоги разработки многофункциональных микропроцессорных устройств противоаварийной автоматики// Опыт разработки, внедрения и эксплуатации устройств релейной защиты и автоматики на микроэлектронной основе с использованием микропроцессорной техники. Тезисы докладов, М.: Союзтехэнерго, 1989.

6. Брухис Г.Л., Глускин И.З., Дмитриев К.С., Любарский Д.Р., Ростовский Е.Л., Побожей A.C., Андреев A.M., Саухатас A.C. Комплекс технических средств повышения надежности микропроцессорного локального устройства автоматической дозировки управляемых воздействий (КТС ЛАДВ) // Тезисы докладов научно-технической конференции. "Релейная защита и автоматика энергосистем- 96".- Москва 1996.

7. Глускин И.З., Иофьев В.И. Устройство для автоматического определения числа отключаемых генераторов// A.c. №278856, опубл. Б.и. №26,1970,

8. Глускин И.З., Чекаловец Л.Н. Устройство для фиксации динамической перегрузки электропередачи// A.c. №479196, опубл. Б.и. №28, 1975.

9. Глускин И.З., Чекаловец Л.Н. Устройство для фиксации динамической перегрузки электропередачи// A.c. №525201, опубл. Б.и. №30,1976.

Ю.Глускин И.З., Чекаловец Л.Н. Устройство фиксации динамической перегрузки электропередачи// A.c. №526983, опубл. Б.и. №32,1976.

11.Глускин И.З. Устройство для фиксации перегрузки электропередач при небалансах мощности// A.c. №105635, опубл. Б.и. №43,1983.

12.Лысков Ю.И. Давыдов В.Е., Глускин И.З., Бирюкова С.А., Апокина Р.Г. Способ прекращения асинхронного режима электропередачи// Авторское свидетельство СССР №1327764, МКИ H02J3/24 от 01.04.1987.

13.Глускин И.З., Хвощинская М.А. Устройство для моделирования эквивалентного вектора напряжения узлов электрической системы// Авторское свидетельство СССР №1554077, Бюллетень "Открытия, изобретения", 1990, №12

14.Глускин И.З., Наровлянский В.Г., Якимец И.В. Выявление асинхронного режима энергосистемы на основе измерения угла между ЭДС. эквивалентных генераторов. - Электричество, 1996, №9

15.Якимец И.В., Ваганов А.Б., Наровлянский В.Г., Глускин И.З., Определение эквивалентных параметров энергосистемы в процессе динамического перехода по напряжению и току одного узла. - Электрические станции 2003 № .

16.Якимец И.В., Глускин И.З., Наровлянский В.Г. Обобщенные способы выявления асинхронного режима энергосистемы на основе измерения углов -Электричество, 1997 №11.

17.Астахов Ю.Н., Лабунцов В.А., Тер-Газарян А.Г., Якимец И.В., Дудке-вич О.В., Глускин И.З., Нейкирх C.B., Новиков Н.Л., Халевин В.К. Перспективы использования сверхпроводниковых накопителей в электроэнергетических системах. - Электричество, 1992, №7.

18.Якимец И.В.. Астахов Ю.Н., Лабунцов В.А., Глускин И.З., Мохов В. Б. Сверхпроводниковые накопители для электроэнергетических систем. - Электричество, 1995, №9.

19.Глускин И.З. Методы и средства автоматического управления энергосистемами в аварийных режимах: Доклад на соискание ученой степени к.т.н. М„ 1998.

20.Брухис Г.Л., Глускин И.З., Купчиков В.В. Опыт проектирования и основные технические решения по комплексу ПА Северного Казахстана// Опыт разработки, внедрения и эксплуатации устройств защиты и автоматики на мик-

роэлектронной основе с использованием микропроцессорной техники. Тезисы докладов М.: Союзтехэнерго, 1989.

21.Глускин И.З., Омельченко B.JL, Сюткин С.Б., Жуков A.B. Концепция создания автоматизированной системы технологического управления ОЭС Центра.// Сб. научных трудов института Энергосетьпроект. "Электроэнергетика России: Современное состояние, проблемы и перспективы. М.: Энергоатомиз-дат, 2002.

22.Розенблюм Ф.М., Салова В.Г., Брухис Г.Л., Гладышев В.А., Глускин И.З. Устройство автоматического ограничения повышения напряжения на базе шкафа автоматики ШП2704 - Электрические станции, 1989, №4.

23.Глускин И.З., Клевцов Т.М., Медведева Л.И. Устройства противоава-рийной автоматики для электропередачи постоянного тока// Авторское свидетельство СССР №1681712, MKH02J3/24 от 25.09.89.

24.Розенблюм Ф.М., Брухис Г.Л., Глускин И.З. Устройство защиты от повышения напряжения// Авторское свидетельство СССР №1319136, Бюллетень "Открытия, изобретения", 1987, №23.

25.Глускин И.З., Чекаловец Л.Н. Устройство фиксации аварийно перегрузки электропередачи, вызванной аварийным небалансом активной мощности// Труды института "Энергосетьпроект" М.: 1976 г. вып. 7.

26.Брухис Г.Л., Глускин И.З. Устройство автоматической дозировки управляющих воздействий// Вопросы противоаварийной автоматики энергетических систем. Сб. научных трудов. Энергосетьпроект М.: 1982.

27.Бергер Б.А., Брухис Г.Л., Глускин И.З., Иофьев Б.И., Лагускер В.М., Пивоварова P.A., Чекаловец Л.И. Устройство противоаварийной автоматики энергосистем// Авторское свидетельство СССР №1105978, Бюллетень "Открытия, изобретения", 1984, №28.

28.Брухис Г.Л., Глускин И.З., Розенблюм Ф.М., Медведева Л.Н. Устройство для определения опасности короткого замыкания// Авторское свидетельство СССР №1121741, Бюллетень "Открытия, изобретения", 1984, №40.

29.Глускин И.З. Хвощинская М.А., Чекаловец Л.Н. Устройство фиксации статической перегрузки энергосистем по углу// Авторское свидетельство СССР №1159107, Бюллетень "Открытия, изобретения", 1985, №20.

30.Глускин И.З., Хвощинская М.А., Чекаловец Л.Н. Устройство фиксации динамической перегрузки электропередачи по углу и скольжению// Авторское свидетельство СССР №1228184, Бюллетень "Открытия, изобретения", 1986, №16.

31 .Глускин И.З., Ковалева Ю.В., Хвощинская М.А. Способ фиксации статической перегрузки межсистемной связи в трехмашинной схеме сети// Авторское свидетельство СССР №1790021, Бюллетень "Открытия, изобретения", 1993, №3.

32.Глускин И.З., Наровлянкий В.Г., Масалев Д.Ю., Мисриханов М.Ш., Якимец И.В. Расчет технических характеристик сверхпроводникового индуктивного накопителя для противоаварийного управления электроэнергетической системой. Вестник ИГЭУ, 2002, вып.З.

33.Глускин И.З., Наровлянкий В.Г., Дмитриева Г.А., Мисриханов М.Ш., Якимец И.В. Управление перетоками активной мощности по межсистемным связям электроэнергетических систем с помощью СПИН-систем. Вестник ИГЭУ, 2002, вып.З.

34.Глускин И.З., Дмитриева Г.А., Мисриханов М.Ш., Якимец И.В. Оценка эффективности использования сверхпроводниковых индуктивных накопителей в объединенных энергосистемах Сибири и Дальнего Востока. Вестник ИГЭУ, 2002, вып.З.

35.Глускин И.З., Наровлянкий В.Г., Мисриханов М.Ш., Якимец И.В. Управляемые трансформаторы со сверхпроводящим экраном для электроэнергетических систем. Вестник ИГЭУ, 2002, вып.З.

36.Якимец И.В., Ваганов А.Б., Наровлянский В.Г., Глускин И.З. Определение эквивалентных параметров энергосистемы по напряжению и току одного узла в процессе динамического перехода. Электрические станции, 2004, №5.

37.Гельфанд A.M., Глускин И.З., Фридман Л.И. Интегрированные системы управления подстанциями СВН в иерархии систем технологического управления ЕНЭС. Электрические станции, 2004, №5.

Зв.Гумин М.И., Глускин И.З., Мисриханов М.Ш. Вопросы модернизации систем оперативного управления и контроля на сложных объектах электрических сетей и систем. Вестник ИГЭУ, 2004, вып.2.

39.Djakov A.F., Zhoukov A.V., Syutkin S.B., Gelfand A.M., Glouskin I.Z., Improvement of the efficiency of a system for technological control of a power pool. Session 2000, CIGRE, 39-212.

40.Maslov A., Kucherov Ju., Glouskin I., Butin G., Complex solution of the task in order to increase the throughput capacity of power transmission lines between the power systems of Nordic countries and Russia. Session 2004, CIGRE, B4-214

РНБ Русский фонд

2006-4 3506

ВВЕДЕНИЕ.

1. ПРИНЦИПЫ ОРГАНИЗАЦИИ ТИПОВОЙ МНОГОУРОВНЕВОЙ СИСТЕМЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ.

1.1. Общая характеристика системы управления режимами энергообъединений.

1.2. Общая характеристика противоаварийной автоматики.

1.3. Функциональная структура системы противоаварийной автоматики.

1.4. Территориальная структура системы противоаварийной автоматики.

1.5. Организация типовой системы противоаварийной автоматики энергообъединения.

2. ПРИНЦИПЫ ОРГАНИЗАЦИИ И АЛГОРИТМЫ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СИСТЕМЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ РЕГИОНАЛЬНОГО УРОВНЯ.

2.1. Модели электроэнергетической системы в ПА.

2.2. Три части задачи разработки системы противоаварийной автоматики.

2.3. Принцип наложения.

2.4. Декомпозиция задачи по уровням иерархии.

2.5. Принципы определения управляющих воздействий противоаварийной автоматики.

2.6. Алгоритм выбора управляющих воздействий.

2.7. Программный комплекс расчета управляющих воздействий.

2.8. Блоки программного комплекса.

3. ПУСКОВЫЕ УСТРОЙСТВА ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ.

3.1. Задачи фиксации аварийных возмущений в виде аварийного небаланса мощности в электроэнергетической системе по параметрам переходного процесса.

3.2. устройства фиксации аварийной перегрузки линии электропередачи, вызванной небалансом активной мощности по условию динамической устойчивости.

3.3. Методы повышения эффективности пусковых устройств фиксации перегрузки.

4. МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ АВТОМАТИКА ВЫЯВЛЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА.

4.1. Состояние вопроса.

4.2. Выявление и ликвидация асинхронного режима.

4.3 Определение эквивалентных параметров энергосистемы в процессе динамического перехода.

4.4. Микропроцессорное устройство автоматики ликвидации асинхронного режима АЛАР-М.

5. СВЕРХПРОВОДНИКОВЫЙ НАКОПИТЕЛЬ КАК ЭЛЕМЕНТ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ.1.

5.1. Состояние вопроса.

5.2. Энергетические характеристики.

5.3 .Расчетные модели работы СПИН в энергосистеме.

5.3.1. Управление обменом активной и реактивной мощностью.

5.3.1 .Работа с двухмостовым тиристорным преобразователем.

5.3.2. Работа в режиме управляемого реактора и статического компенсатора.

5.6. Оценка эффективности использования СПИН в энергосистемах Сибири и дальневосточного региона России.

5.7. Использование микро-СПИН для решения проблем устойчивости энергосистем.

5.7.1. Режимы и статическая устойчивость анализируемой энергосистемы.

5.7.2. Компенсации провалов напряжения в нормальных и послеаварийных режимах.:.

5.7.3.Повышение динамической устойчивости.

5.7.4. Повышение устойчивости при аварийных отключениях и коротких замыканиях.

5.7.5. Компенсация аварийного дефицита активной мощности.

5.7.6. Уменьшение объема отключаемой нагрузки.

6. ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ УПРАВЛЯЕМЫХ ПЕРЕДАЧ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА В СЛОЖНЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ.

6.1. Актуальные проблемы и новые технические средства транспорта электрической энергии.

6.2 Направленное регулирование активной мощности.

6.2.1. .Реализация направленного регулирования активной мощности. 190 6.2.¡.Характеристический параметр формирования направленного действия.

6.2.2.Реализация законов направленного регулирования мощности в двухмашинной эквивалентной схеме электропередачи.

6.2.3.Направленное регулирование мощности для ограничения угла выбега ротора генератора и демпфирования его колебаний.

6.3.Сверхпроводниковые индуктивные накопители как средство управления перетоками активной мощности на межсистемных связях.

6.3.1. Режим работы межгосударственных связей при аварийном сбросе мощности в иСТЕ.

6.3.2.Работа СПИН в генераторном режиме.

6.3.3.Работа СПИН в нагрузочном режиме. б.ЗА.Работа СПИН в режиме статического компенсатора.

Решение общей проблемы надежности энергоснабжения, качества поставляемой электроэнергии зависит не только от качества структуры энергосистемы и надежности ее элементов, но и от применяемых методов управления ими. Общая задача управления потоками электроэнергии в мощных энергетических объединениях сложной структуры (в нормальных эксплуатационных и аварийных режимах работы) была сформулирована еще на стадии создания мощных региональных энергосистем нашей страны. Эта общая проблема находила решения в известных работах Жданова П.С. [1], Горева A.A. [2], [3], Марковича И.М. [4], Веникова В.А. [5], [6] и многих других исследователей. При этом были выделены проблемы, связанные с устойчивостью электрических систем при разных возмущениях параметров и режима их работы. Эти проблемы обычно принято разделять на проблемы статической и динамической устойчивости энергосистем.

Основной причиной нарушений динамической устойчивости электрических систем являются конечные возмущения, например, короткие замыкания или отключения цепи. В момент возникновения конечного возмущения изменяется структура схемы, а также эквивалентные параметры элементов системы, что обуславливает внезапное изменение отдаваемой электромагнитной мощности. Математический анализ электромеханических процессов в таких режимах настолько сложен, что его реализация в полном объеме за приемлемое время возможна только с введением машинных методов расчета и существенным упрощением параметров реальной энергосистемы путем введения эквивалентов. Здесь помимо названных выше, в первую очередь, необходимо упомянуть работы Сыромятникова И.А. [7], Щедрина H.H. [8], Совалова С.А. [9], Груздева И.А [10], Воропая Н.И. [11] и многих других.

Общая задача управления потоками электроэнергии в мощных энергетических объединениях включает в себя самостоятельную проблему автоматизации управления и непосредственно связана с проблемой диспетчерского и автоматического управления энергосистемами. Решение проблемы диспетчерского и автоматического управления режимами работы энергосистем получило развитие, помимо упомянутых выше исследований, в работах В.М. Горн-штейна [9], И.М. Марковича [4], Ю.Н. Руденко и В.А. Семенова [12], Портного М.Г. и Рабиновича P.C. [13], Овчаренко Н.И. [14], Дьякова А.Ф. [15], [16] и многих других исследователей. Были созданы информационно - вычислительные комплексы автоматизированных систем диспетчерского управления, разветвленная система сбора и передачи информации, подсистемы измерений, а также средства связи для передачи потоков информации, система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности (АРЧМ), система автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности (АРН), релейная защита и автоматика.

С развитием и усложнением электроэнергетических систем проблема надежности энергоснабжения и живучести совместно работающих систем приобретала особую актуальность. Поэтому потребовалась разработка и реализация развитой системы методов и средств противоаварийной автоматики (ПА), направленных на своевременную фиксацию ситуаций, грозящих нарушениями устойчивости работы ЭЭС, автоматическую реализацию мероприятий по предотвращению таких нарушений, предотвращению развития и распространению по энергообъединениям вызванных возмущениями нарушений работы, автоматическое восстановление в короткие сроки нормальных режимов, предотвращению оборудования ЭЭС и т.п. Эта работа была успешно проведена большим числом отечественных специалистов. Созданная система ПА обеспечила и обеспечивает в целом высокую надежность работы Единой энергосистемы нашей страны (СССР ранее и России теперь).

Значительный вклад в решение задач развития больших ЭЭС, исследования устойчивости и надежности их функционирования в развитие теории и методов оптимального иерархического управления режимами ЭЭС внесли советские и российские ученые и специалисты: В.А. Андреюк, Д.А. Арзамасцев,

В.А. Баринов, А.Ф. Бондаренко, JT.JI. Богатырев, П.И. Бартоламея, Я.Б. Баркан, В.В. Бушуев, Г.Л. Брухис, М.Х. Валдма, В.А. Веников, Э.П. Волков, Н.И. Воропай, А.З.Гамм, В.И. Горин, И.А. Глебов, И.А. Груздев, Ю.Б. Гук, В.М. Горнштейн, А.Ф. Дьяков, В.В. Ершевич, В.Г. Журавлев, Т.Б. Заславская, А.Н. Зейлигер, A.C. Зеккель, В.И. Идельчик, Б.И. Иофьев, П.Я. Кац, В.Г. Китушин, Ф.Л. Коган, Л.А. Кощеев, В.Д. Ковалев, Ю.Н. Кучеров, М.Л. Левинштейн, В.Д. Лепорский, Э.С. Лукашев, H.H. Лизалек, Ю.А. Любарский, А.Г. Москалёв, Л.Г. Мамиконянц, В.З. Манусов, И.М. Маркович, Е.А. Марченко, Л.А. Мелентьев, Ф.Я. Морозов, П.С. Непорожний, В.В. Нечаев, O.A. Никитин, Н.Л. Новиков, A.A. Окин, М.Г. Портной, А.Т. Путилова, М.Н. Розанов, С.С. Роко-тян, Ю.Н. Руденко, Г.И. Самородов, С.А. Совалов, В.А. Семенов, Н. И. Соколов, В.А. Строев, Л.Д. Стернинсон, В.Ф. Тимченко, Ю.А. Тихонов, Х.Ф. Фа-зылов, Т.А. Филипова, А.Г. Фишов, В.П. Фотин, З.Г. Хвощинская, Е.В. Цветков, Л.В. Цукерник, В.М. Чебан, Л.И. Чекаловец, Ю.Г. Шакарян, В.К. Щербаков, О.В. Щербачев, Ю.В. Щербина и другие.

Автор настоящей работы около 30 лет работает над проблемами управления энергообъединениями в целом и проблемами создания и совершенствования систем, методов и средств ПА, некоторые результаты выполненных исследований и разработок по созданию методов, средств и систем ПА нашли отражение в диссертации в форме научного доклада на соискание ученой степени кандидата технических наук [95], защищенной в 1998 г.

Благодаря возросшим и продолжающим возрастать размерам современных энергообъединений динамические свойства в настоящее время настолько усложнились и задачи противоаварийного управления достигают такого уровня сложности, что могут возникать неуправляемые явления в отношении устойчивости, регулирования частоты и активной мощности. Именно сложность динамических свойств современных энергообъединений, а также. отсутствие целостного взгляда на проблему управляемости привели к тому, что некоторые научно-исследовательские организации и специалисты энергетических компаний и организаций считают неизбежной необходимостью использование специальных мероприятий при объединении частей системы (подсистем) в единое целое.

Одним из таких мероприятий, требующих значительных капиталовложений, является объединение энергосистем через вставки постоянного тока, с целью секционирования энергообъединения по каналам распространения возмущений. Попытка обоснования такого подхода по инициативе С.С. Рокотяна была выполнена в институте «Энергосетьпроект». Опыт эксплуатации, в том числе и анализ каскадной аварии в США, которая привела к полному отключению электроснабжения 14 августа 2003 г., показывает эффективность таких мероприятий, хотя не может исключить развитие аварии полностью. Они обеспечивают либо полное разделение системы по возмущениям, либо интенсивное их затухание по мере удаления от места их возникновения.

Другим мероприятием можно считать интенсивное капиталовложение в строительство системообразующей сети с исключением «слабых связей». По этому пути идут энергетические компании Японии и Западной Европы. Для связи энергообъединений на значительном расстоянии системообразующая сеть может быть образованы линиями электропередачи переменного тока высокого и сверхвысокого напряжения (представляется, что это могут быть сети 750 кВ и выше). Вместе с тем «слабыми» всегда можно считать межгосударственные связи и связи сверхвысокого и ультравысокого напряжения, поскольку для них невозможно обеспечить реализацию известного критерия N-1 и тем более N-2 и N-3.

Недостатком такого пути является то, что для его реализации необходимы большие объемы капиталовложений в строительство электросетей и в оборудование для транспорта электроэнергии. В то же время основные капиталовложения целесообразно делать на строительство электростанций, поскольку доходность вложений в генерацию электроэнергии существенно выше, нежели в сетевых объектах. В сетях риска для бизнеса меньше, но и рентабельность и прибыли существенно ниже. Практически все промышленно развитые страны интенсивно проводят научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы не только в области качественно новых способов производства, но и в области передачи и распределения электроэнергии, в том числе и в направлении повышения управляемости как за счет внедрения управляемых элементов сети так и в направлении совершенствования методов и средств автоматического управления режимами электроэнергетической системы в нормальных и аварийных условиях.

Как известно, для развития ЕЭС нашей страны принят, реализован и реализуется второй путь с разработкой и внедрением эффективной системы противоаварийного управления существующими и вновь сооружаемыми электроэнергетическими системами. Исключительная протяженность и большая сложность энергосистемы диктуют выполнение системы противоаварийного управления в виде адаптивной иерархической и эшелонированной системы.

В общем случае под управляемостью энергосистемы понимается ее способность поддерживать с помощью элементов управления надежность и качество энергоснабжения потребителей при отклонениях параметров режима и при аварийных возмущениях. В качестве объектов и инструментов управления используются: источники активной и реактивной мощности, силовые регуляторы активно-реактивной мощности, а также потребители активной и реактивной мощности. В качестве силовых регуляторов следует рассматривать элементы гибкой системы передачи переменного тока (FACTS) на основе управляемых реакторов и конденсаторов, а также сверхпроводниковые индук

5 л тивные накопители (СПИН) малой и средней энергоемкости (10 - 10 Дж).

Под режимной управляемостью ниже понимается свойство объекта управления обеспечивать требуемые статические и динамические характеристики параметров в нормальных, утяжеленных, предаварийных, аварийных и послеаварийных режимах с помощью специальных средств и систем управления.

В последние годы в электроэнергетике России произошли серьезные количественные и качественные изменения; режимы энергосистем значительно утяжелились, вместе с тем, как отмечено выше, существенные успехи достигнуты в области автоматизированных систем диспетчерского управления и широко применяются системы автоматического управления и противоаварий-ной автоматики. Характеристика этих систем по состоянию на середину 90-х годов прошлого века дана в ряде публикаций [15, 16, 19, 20, 36, 38, 39, 77, 95].

Иерархическая трехуровневая структура противоаварийного управления (ПА), в разработке и внедрении которой на разных этапах ее развития принимал участие автор, функционирует в настоящее время в нескольких энергообъединениях, где существует опасность нарушения устойчивости. Эшелонированная система эффективно предотвращает цепочечное развитие аварии, однако даже в рамках жесткого централизованного управления электроэнергетикой создает определенные трудности в согласовании управляющих воздействий ПА, поскольку неизбежное снижение прибыли энергетических предприятий не получает должной компенсации. В настоящее время, когда для сохранения устойчивости при аварийных возмущениях требуется выполнять совместное противоаварийное управление в энергосистемах даже разных государств, экономические интересы которых не совпадают, эта задача еще более усложняется.

Необходимость экономии топлива предъявляет высокие требования к экономичности режимов. Работа с минимальным резервом по мощности, повышение числа высокоэкономичных, но маломаневренных энергоблоков, отставание сетевого строительства и увеличение числа слабых связей существенно усложнили проблемы статической и динамической устойчивости, живучести энергосистем, надежности и качества энергоснабжения.

В этих условиях большое значение приобретают работы, направленные на дальнейшее развитие новых методов, средств и систем автоматизированного и автоматического, в том числе и противоаварийного управления. Существенной особенностью является необходимость эффективной работы новых средств и систем противоаварийного управления в условиях неполной информации о параметрах объектов и возмущающих воздействий. Отсюда вытекает необходимость рассмотрения современных средств и систем управления с учетом специфики электроэнергетических систем. Необходимо дальнейшее развитие и ускорение работ по совершенствованию и внедрению систем для сбора, обработки и выдачи информации о текущем состоянии энергосистем и систем управления в условиях неполной информации о состоянии, параметрах электроэнергетических систем и возмущающих воздействий в них с учетом стохастической их природы.

Особую актуальность эти вопросы приобретают в связи с тем, что РАО ЕЭС России поставило задачу выйти на евроазиатский рынок электроэнергии и мощности по межсистемным связям переменного тока. Субъектом рынка становится ЕЭС России наравне с энергообъединениями Западной Европы (иСТЕ) и Восточной Европы (СЕЫТКЕЬ). Обеспечение надежности синхронной параллельной работы энергосистем, которые будут входить в это уникальное энергообъединение, потребует проведения ряда согласованных технических мероприятий по локализации эксплуатационных и аварийных возмущений в энергосистемах и координации принципов взаимодействия энергосистем в обеспечении надежности. Энергосистемы Востока и Запада развивались в разных условиях, и на основе разных критериев эффективности, что нашло свое отражение в различии не только принципов и структуры управления, но и технических решений и стандартов, которые в условиях синхронной параллельной работы должны быть одинаковыми.

Переходные электромеханические процессы в сложных энергообъединениях представляют собой взаимообусловленную совокупность движений локального (в подсистемах) и межсистемного (обменного) характера. Результатом взаимодействий выступает процесс распространения и распределения возмущения, проявляющийся в том, что движение, инициированное возмущением в одной из подсистем, последовательно и постепенно, через промежуточные подсистемы, транслируется вдоль энергообъединения, вызывая развитие переходных процессов в удаленных от места возмущения регионах. Возмущения, действующие на ОЭС можно разделить по частотному спектру на «высокочастотные» (с периодом менее 1 секунды), «низкочастотные» (с периодом колебания до 5 секунд) и «инфранизкочастотные» (с периодом колебания более 5 секунд). Низкочастотные колебания мощности имеют большую амплитуду и связаны с обменами мощностью между крупными энергообъединениями. Возможны также длительные переходные процессы (несколько минут и более) с изменениями частоты, определяемыми процессами в установках первичных энергоносителей электростанций, в частности, котельных ТЭС, и работой их систем автоматики.

Нелокальность возмущенных движений в энергообъединении определяется несколькими взаимосвязанными факторами. Возмущающие воздействия, возникшие в какой-либо точке энергообъединения, распределяются между станциями в первый момент в соответствии с величинами ЭДС и относительной электрической удаленностью станций от места возмущения. После этого генераторы изменяют скорость вращения в зависимости от знака и величины приращения мощности. Изменение взаимных углов вызывает дополнительные потоки мощности, возникают взаимные качания генераторов и постепенное выравнивание мгновенных значений частоты. После снижения или повышения частоты, небаланс перераспределяется обратно пропорционально статиз-му регуляторов скорости. И на последней стадии распределение нагрузки происходит в зависимости от действия вторичных регуляторов, которые изменяют уставки первичных регуляторов.

При этом, в распространении возмущения во время системных аварий наблюдается явление затухания по мере удаления от места возмущения. Причиной этого является нечувствительность регуляторов скорости и их динамические характеристики. В начальный момент после возмущения наиболее быстрое изменение частоты происходит в близлежащих узлах от места возмущения. При отклонении частоты за пределы зоны нечувствительности автоматических регуляторов частоты вращения (АРЧВ), последние начинают изменять мощность турбин в этих узлах. В более удаленных узлах изменение частоты происходит с некоторым запаздыванием, за это время величина небаланса мощности несколько уменьшается за счет изменения мощности в близлежащих узлах и в соответствии с этим в удаленных узлах потребуется меньшее изменение мощности для отработки возмущения. Таким образом, сложная протяженная ЭЭС, обладает некоторой способностью к автоматической компенсации возмущения.

И все же на практике иногда происходят тяжелые системные аварии, охватывающие большие территории и крупные энергообъединения из-за возмущений, происходящих в удаленных точках системы. Первой причиной является тяжесть возмущения, которая превосходит возможности электроэнергетической системы к его автоматической компенсации из-за большой амплитуды и скорости изменения параметров переходного процесса. Второй причиной является тяжесть исходного режима работы энергосистемы, в котором произошло возмущение. При этом под тяжестью понимается близость параметров исходного режима к пределу по условию устойчивости в любой точке пространства параметров. Кроме того, опасность возмущения может возрасти в том случае, когда зоны нечувствительности расположатся некоторым неблагоприятным образом, то есть могут создаться условия, когда возмущение воспринимается наиболее "сильно" удаленными станциями. Еще одной причиной является то, что коэффициент крутизны частотной характеристики существенно зависит от вращающего резерва энергосистемы. Поэтому могут возникнуть ситуации, когда у близлежащих к месту возмущения энергоузлов нет резерва, и возмущение воспринимается удаленной частью системы, вызывая существенные колебания потоков мощности. Таким образом, некоторые потенциальные возможности энергообъединений по автоматической компенсации возмущений могут оказаться недостаточными и не снимают специфическую проблему управляемости сложных систем для предотвращения каскадного развития аварии.

В настоящее время в ЕЭС России продолжают оставаться напряженными режимы ее работы, сохраняется достаточно сложная топливная проблема, возрастает трудность управления энергосистемами в связи с большой долей недостаточно маневренных крупных энергоблоков тепловых и атомных электростанций. Высокие требования, предъявляемые к электроэнергетике, ожидаемый по прогнозам существенный рост электропотребления, предопределяет необходимость перестройки как принципов построения электроэнергетики и ее управления, так и требуемого оборудования, т.е. объективно необходимы качественные изменения в технике производства и распределения электроэнергии.

Центральная задача анализа динамических свойств сложных энергообъединений системы - это задача получения адекватной модели с целью получения целостной физической картины изучаемых процессов. Упрощенные модели должны охватывать важнейшие физические процессы, протекающие в реальной системе и имеющие существенное значение в рамках рассматриваемых явлений.

Переходные процессы в сложных энергообъединениях характеризуются различной скоростью их протекания (с временами развития от микросекунд до десятков минут) и высокой размерностью соответствующих математических моделей. При больших возмущениях исследование поведения системы требует решения систем нелинейных дифференциальных уравнений, число которых на каждый генерирующий агрегат может достигать нескольких десятков. Декомпозицию систем дифференциальных уравнений высокой размерности на подсистемы меньшей размерности с существенно отличающимися скоростями изменения координат, целесообразно выполнять на основе методов разделения движений путем введения малого параметра с последующим рассмотрением полученной системы как системы с малыми параметрами при части производных, то есть с введением разных масштабов времени. Математическая модель каждого генерирующего узла представляется в сингулярной форме и на основе метода разделения движений сводится к простейшей модели, что является первым шагом упрощения. Простейшая модель генерирующего узла (элементарный осциллятор) должна сохранять описание основных физических процессов, определяющих колебательный характер движения, с целью объективного анализа колебательных движений сложных энергообъединений, связанных межсистемными связями.

В объединенных энергосистемах скорости развития обменных процессов заметно ниже скоростей локальных движений, обменные взаимодействия - суть взаимные колебания подсистем относительно друг друга, а локальные движения - взаимные качания синхронных машин в подсистемах. Характерным признаком объединенных энергосистем становится большой разброс собственных частот ее электромеханических колебаний (широкий спектр) и при отсутствии явно выраженных, так называемых "слабых" звеньев в ней, причем низкочастотные составляющие отображают преимущественно обменные процессы, а высокочастотные - движения локального характера. Это предопределяет то, что для исследования статических, динамических и статистических свойств энергообъединений необходимо базироваться на применении скоординированной и взаимоувязанной совокупности математических моделей различного уровня сложности.

Структурные статические, статистические и динамические свойства энергообъединений представляют наибольший интерес при практических исследованиях. Эти свойства определяют, в главных чертах, протекание переходных процессов в протяженных энергообъединениях. Надежность функционирования и живучесть энергосистем во многом определены существованием в них «слабых звеньев». Исследование структурных динамических свойств позволяет находить слабые звенья системы и анализировать их. Воздействия на «слабые звенья», приводящие к изменениям в их составе, размещении и характеристиках, и существенно определяют изменение в уровне надежности и живучести системы. При этом следует отметить, что при изменении топологии сети и режима эти «слабые звенья» могут возникать и исчезать, кроме того, понятие «слабого звена» применимо лишь к определенному виду (месту) возмущений. Слабое место для одного возмущения не является слабым для другого. Динамические свойства энергообъединений существенным образом связаны с явлениями локализации электромеханических колебаний. Возможность локализации отдельных составляющих свободных колебаний и, одновременно, проявления нелокализованных, общесистемных реакций — важнейшее свойство электромеханических переходных процессов в протяженных энергосистемах. Изучение явления локализации сводится к установлению механизмов локализации, которых может быть несколько и поиску новых средств и систем управления для их реализации.

При анализе указанных вопросов целесообразно принимать во внимание возможность использования новых видов электроэнергетического оборудования, в частности, с использованием явления сверхпроводимости, разработка которых вошла в число важнейших программ по решению научно-технических проблем. В энергетической программе утверждается, что на втором этапе ее реализации «должен быть создан научно-технический потенциал для производства электрооборудования на основе эффекта сверхпроводимости».

Имеющийся в России опыт в области изготовления сверхпроводников, сверхпроводниковых магнитных систем и систем криогенно - вакуумного обеспечения определяет реальную возможность создания в ближайшие годы сверхпроводниковых индуктивных накопителей энергии (СПИН) энергетического назначения, обладающих высоким коэффициентом полезного действия. Управляя процессом накопления и выдачи энергии (которая запасается в магнитном поле катушки индуктивности), такие накопители энергии эффективно могут использоваться для повышения режимной надежности и устойчивости работы крупных энергоузлов с резко переменной нагрузкой и межсистемных связей.

Целостный взгляд на анализ динамических свойств энергообъединений позволяет оценить эффективность традиционных средств противоаварийного управления, а также определить необходимость создания принципиально новых комплексов электрооборудования - накопителей энергии, статических компенсаторов реактивной мощности, обеспечивающих как потребление, так и выдачу реактивной мощности. В качестве последних следует рассматривать элементы гибкой системы передачи переменного тока (FACTS) на основе векторного регулирования и сверхпроводниковые индуктивные накопители л О

СПИН) малой и средней энергоемкости (10 - 10 Дж).

Объективный анализ колебательных свойств энергообъединений позволяет выявить случаи, когда вставки постоянного тока не только весьма полезны, но и незаменимы. К таким случаям относятся, например, установка вставок на параллельных линиях переменного тока (когда одна из линий, снабженная вставкой, образует звено, пропускающее через себя возмущения и повышающее пропускную способность остальных линий), установка вставок на связях с весьма удаленными и относительно маломощными системами, когда наличие вставки решает проблему передачи мощности. Совмещение вставки постоянного тока со сверхпроводниковым накопителем энергии позволяет в неопасных ситуациях работать в режиме переменного тока, а в опасных ситуациях не пропускать обменные возмущения за счет перевода схемы связи накопителя с энергосистемой в режим вставки постоянного тока.

Новые возможности появились с разработкой управляемых статических компенсаторов реактивной мощности (СТК), которые, кроме обеспечения требуемого баланса реактивных мощностей и поддержания уровня напряжения, при соответствующих законах регулирования могут эффективно демпфировать как локальные колебания, так и системные.

В настоящее время предлагаются устройства, реализующие технологию FACTS. К ним относятся преобразователи напряжения (ПН), статический компенсатор (СТАТКОМ), тиристорный преобразователь которого обеспечивает обмен реактивной мощностью между фазами сети, тиристорно-управляемый последовательный компенсатор (ТУПК) и объединенный регулятор потока мощности (ОРПМ).

Перед тем как создавать промышленные образцы компенсаторов реактивной мощности различных типов требуется провести всесторонний предварительный анализ схем, построенных на основе инверторов тока и напряжения на полностью управляемых тиристорах и на обычных тиристорах с блоком принудительной коммутации. Технико-экономическое обоснование должно учитывать сложности освоения промышленной технологии производства полностью управляемых тиристоров с требуемыми характеристиками, мощности их управления, установленной мощности блоков принудительной коммутации, поведения этих устройств в аварийных ситуациях и при резких изменениях параметров сети.

Объективный учет тенденций в развитии топливно-энергетического комплекса говорит также о том, что в ближайшие 30-40 лет основными производителями электроэнергии останутся маломаневренные атомные и тепловые электростанции. Вследствие этого, включение в электроэнергетическую систему накопителей, позволяющих разделить во времени процессы выработки и потребления энергии во время переходного процесса, имеет большое народнохозяйственное значение.

Накопители могут существенно повысить устойчивость крупной станции при обеспечении баланса мощности электроэнергетической системы. Включение накопителя в энергосистему в качестве самостоятельной структурной единицы является объективной необходимостью, и на ближайшую перспективу нет альтернативных решений для мощных ТЭС и АЭС с накопителями энергии.

В России и за рубежом ведутся интенсивные работы по исследованию и созданию накопителей энергии различных типов, в том числе и сверхпроводниковых. Проведенные к настоящему времени технико-экономические исследования в области использования для управления графиком нагрузки сверхпроводниковых индуктивных накопителей в энергосистемах оценивают нижнюю границу энергоемкости таких накопителей величиной 1011 Дж.

Ближайшей, практически реализуемой, областью применения индуктивных накопителей представляется работа в качестве устройств повышения статической и динамической устойчивости генераторов станций и крупных узлов синхронной нагрузки нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих комплексов, при этом требуемая емкость оценивается в 109 Дж. Одновременно накопитель может обеспечить демпфирование низкочастотных электромеханических колебаний и потребление избыточной реактивной мощности. Важной областью применения таких индуктивных накопителей является временное поддержание баланса активной мощности в послеаварийных режимах, в целях снижения требований к быстродействию набора мощности на гидравлических и тепловых электростанциях для обеспечения статической устойчивости по-слеаварийного режима. Двухпараметрическое управление преобразователем обеспечивает возможность обмена активной мощности между накопителем и сетью при регулируемом потреблении реактивной мощности. Для повышения статической устойчивости и демпфирования колебаний наиболее эффективна установка накопителя возможно ближе к генераторам. При этом активная мощность накопителя демпфирует электромеханические колебания генераторов, а реактивная, при малых активных нагрузках, обеспечивает поддержку заданного уровня напряжения. Возможность раздельного регулирования активной и реактивной мощности накопителя позволяет обеспечить направленное регулирование отдельных групп машин. Для повышения пределов статической и динамической устойчивости желательно обеспечить не только потребление, но и выдачу реактивной мощности.

Сверхпроводниковые индуктивные накопители позволят создать регулирующее устройство с независимым регулированием активной и реактивной мощности, что обеспечит пиковую нагрузку, и демпфирование низкочастотных колебаний с периодом до нескольких минут.

Важные исследования в оценке целесообразности применения новых сверхпроводниковых технологий для повышения управляемости энергообъединений провели следующие ученые и специалисты Андрианов В.В., Астахов Ю.Н., Беляев JI.C., Глебов И.А., Зенкевич В.Б., Новиков H.JL, Филиппов И.Ф., Черноплеков Н.А.,Чубраева Л.И., Шахтарин В.Н., Якимец И.В. и др.

Из изложенного следует, что созданная и ныне действующая в нашей стране система противоаварийной автоматики, обеспечивающая существенное повышение надежности работы ЕЭС, не должна оставаться в «застывшем» состоянии, а должна постоянно развиваться и совершенствоваться в соответствии с изменяющимися условиями структуры и функционирования ЭЭС и энергообъединений, а также последними достижениями в областях теории и практики АСУ и создания новейших видов оборудования и методов повышения управляемости объектов электроэнергетики.

По вопросам создания и функционирования систем, методов и средств ПАА было много публикаций. Из числа последних публикаций, близких по затрагиваемым вопросам к данной диссертации укажем на докторскую диссертацию в форме научного доклада В.Д. Ковалева [77], защищенную в 1996 г., и кандидатскую диссертацию также в форме научного доклада автора данной работы [95], защищенную в 1998 г. В этих работах затрагиваются некоторые вопросы структуры систем ПАА, а в [95] перспективных средств и реализации микропроцессорной техники и перспектив применения СПИН. Однако в них естественно приведены сведения по состоянию системы ПА в России к 1996-1998 г.г. и лишь кратко охарактеризована структура, общие задачи системы и предварительные рекомендации по перспективам ее развития.

Изменившиеся условия за последние годы определяют актуальность рассмотрения целесообразных путей дальнейшего развития и совершенствования систем ПА крупных энергообъединений, ЕЭС страны в целом и ее связей с зарубежными энергообъединениями. Именно этим вопросам были посвящены исследования и разработки, проведенные автором настоящей диссертации после 1998 г. Их результаты отражены в 11 опубликованных после защиты кандидатской диссертации работах, в том числе одной монографии [88], посвященных главным образом применению в электроэнергетике новейших достижений в области создания оборудования на базе использования явления сверхпроводимости и технологии FACTS.

В этих публикациях, написанных в соавторстве, автором настоящей диссертации написаны разделы, непосредственно относящиеся к проблемам систем и средств ПА. Результаты исследований и разработок, проведенных автором после 1998 г. составляют основу настоящей диссертации.

Целью настоящей диссертации является разработка и исследования рациональных путей дальнейшего развития и совершенствования систем, методов и средств противоаварийного управления электроэнергетическими системами с помощью иерархической эшелонированной многоуровневой системы для повышения режимной надежности, включая повышение управляемости ЕЭС России в целом и входящих в нее энергообъединений, энергосистем и межсистемных связей, включая связи зарубежные.

Для достижения этой цели в диссертации рассмотрены и решены ниже следующие задачи.

1. Обоснование необходимости четвертого уровня иерархической структуры системы противоаварийного управления мощными энергообъединениями сложной структуры, которая реализована в энергосистеме Российской Федерации. Классифицированы основные задачи ее работы, функциональные особенности и взаимные связи каждого уровня.

2. Разработка методических и технических аспектов формирования локальных устройств дозировки управляющих воздействий (ЛАДВ) в электроэнергетической системе. Решение указанной задачи позволяет наиболее эффективно использовать электропередачи при размещении ЛАДВ на одном из крупных объектов районов противоаварийного управления (преимущественно на электростанциях).

3. Разработка методических основ расчета эквивалентных параметров энергосистемы по результатам изменения токов и напряжения в узле электропередачи в режиме динамического перехода, позволяющая более обосновано решать задачи фиксации динамической перегрузки электропередачи и настройки устройств противоаварийной автоматики.

4. Существенно развиты содержащиеся в [95] предварительные рекомендации по применению СПИН для повышения управляемости ЭЭС и использованию различных типов накопителей как эффективных средств ПАУ активной и реактивной мощностями, повышения устойчивости и качества электроснабжения потребителей.

5. Проанализирована и показана целесообразность применения технологии FACTS для направленного регулирования потоков активной мощности по линиям передачи, для ограничения угла выбега генераторов и демпфирования их колебаний, показано повышение эффективности применения СПИН в качестве элемента FACTS для управления потоками активной мощности по межсистемным линиям электропередач.

Методы исследования.

Разработанные в диссертации научные положения базируются на системном подходе к управлению режимами сложных ОЭС; при проведении исследований использовались методы теоретических основ электротехники, теории автоматического управления, теории сверхпроводимости.

Достоверность научных положений и результатов, изложенных в диссертации, определяется учетом параметров, полученных во время многочисленных системных испытаний в ОЭС, а также адекватностью используемых математических моделей для решения поставленных задач.

Научная новизна

1. Разработана иерархическая эшелонированная система противо-аварийного управления энергообъединения сложной конфигурации, включающая многоуровневую структуру дозировки управляющих воздействий, классифицированы задачи, функциональные особенности и взаимные связи уровней. Разработанные принципы формирования иерархической структуры противоаварийного управления, заложены как основа в концепцию создания автоматизированной системы технологического управления ОЭС Центра (АСТУ ОЭС Центра).

2. Разработаны принципы формирования управляющих воздействий противоаварийной автоматики энергосистемы на базе совокупности режимных параметров, определяющих предельные характеристики ЭЭС с точки зрения статической и динамической устойчивости.

3. Разработаны методы и средства фиксации аварийных возмущений по параметрам режима и переходного процесса, а также методы корректировки параметров моделей энергообъединений в темпе процесса.

4. Разработаны принципы обеспечения автоматической дозировки управляющих воздействий в электроэнергетической системе для реализации широкого класса задач автоматизированной системы управления.

5. Разработаны принципы функционирования микропроцессорной автоматики локализации и прекращения двухмашинных и трехмашинных асинхронных режимов в энергообъединениях на основе фиксации текущего угла электропередачи.

6. Разработаны методы определения эквивалентных параметров энергосистемы в процессе динамического перехода по напряжению и току одного узла.

7. Разработаны методы оценки эффективности использования сверхпроводниковых индуктивных накопителей в качестве базового элемента про-тивоаварийных мероприятий энергосистемы.

8. Разработан метод направленного регулирования активной мощности сверхпроводникового индуктивного накопителя с учетом особенностей функционирования накопителя в энергосистеме сложной структуры.

9. Разработаны алгоритмы функционирования распределенных по узлам энергосистемы сверхпроводниковых индуктивных накопителей малой и средней энергоемкости (СПИН), работающих в качестве локальных быстродействующих регуляторов реактивной мощности.

Практическая значимость и реализация результатов.

Разработанные методы, алгоритмы и реализованные на их основе устройства фиксации опасности нарушения статической и динамической устойчивости энергосистем, позволяющие более полно использовать пропускную способность электропередач, а также программное обеспечение микропроцессорных устройств (фиксация перегрузки электропередачи, автоматическая дозировка управляющих воздействий и др.) используются в энергосистемах Российской Федерации и стран СНГ на электропередачах 330-1150 кВ, что подтверждено актами внедрения. В частности, результаты, изложенные в диссертационной работе, использовались: на электропередаче 500 кВ Куйбышев-Москва, на электропередачах 500 кВ Сибири: Братская ГЭС, Красноярск-Иркутск, на электропередаче 500 кВ, 1150 кВ Сибирь - Казахстан - Урал.

Разработанные методы, алгоритмы и программное обеспечение были использованы при создании микропроцессорных устройств ЛАДВ, УФПР, УФПДЗ, а также устройства выявления и ликвидации асинхронного режима электропередачи. В настоящее время эти устройства успешно внедряются в энергосистемах северо-западного и дальневосточного регионов страны, а часть успешно работает в энергосистемах Сибири и Казахстана.

Анализ перспектив и условий практического применения явления сверхпроводимости для задач противоаварийного управления режимами энергосистемы, изложенный в написанной с участием автора монографии «Сверхпроводниковые токоограничивающие устройства и индуктивные накопители энергии для электроэнергетических систем», используется специалистами проектных институтов как основа в части проектирования систем ПА на базе новых технических решений.

Основные положения, выносимые на защиту

1. Принципы формирования управляющих воздействий на нижнем уровне четырехуровневой структуры противоаварийного управления электроэнергетической системой, режимы которой описываются совокупностью параметров, характеризующих граничные характеристики ЭЭС с точки зрения статической и динамической устойчивости.

2. Принципы формирования технологических алгоритмов автоматической дозировки управляющих воздействий противоаварийной автоматики для широкого класса задач автоматизированной системы управления энергосистемой на базе совокупности режимных параметров, определяющих предельные характеристики энергосистемы с точки зрения статической и динамической устойчивости.

3. Методы определения эквивалентных параметров энергосистемы по напряжению и току одного узла в процессе динамического перехода и использования полученных эквивалентов для формирования управляющих воздействий противоаварийной автоматики.

4. Исследование требований к параметрам и характеристикам сверхпроводниковых индуктивных накопителей энергии, как элемента системы противоаварийного управления энергообъединениями, и разраьотка технологических алгоритмов повышения статической и динамической устойчивости электроэнергетических систем.

5. Исследование параметров и характеристик сверхпроводниковых индуктивных накопителей и разработка методов использования такого оборудования в качестве локальных устройств векторного управление режимами работы энергосистем и направленного регулирования потоком активной и реактивной мощности на межрегиональных и межгосударственных связях.

6. Методы формирования управляющих воздействий на базе индуктивных накопителей малой энергоемкости, распределенных по узлам энергосистемы, с целью сохранения динамической и статической устойчивости в по-слеаварийном режиме.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертации докладывались и обсуждались на семинарах, конференциях и симпозиумах разного уровня: на научно-технических советах ОДУ Центра, ОДУ средней Волги, ОДУ Урала, ОДУ Казахстана, ОДУ Сибири, ИДУ ЕЭС России; на второй сессии UNIPEDE 13-15 ноября 1996 г.; на сессии СИГРЭ 2000 в 2000 г. в Париже; на сессии СИГРЭ в 2003 г. в Санкт-Петербурге.

Публикации

По теме диссертации автором опубликовано более 40 печатных работ, в том числе 14 авторских свидетельств на изобретения. Как указывалось выше, по теме диссертации после доклада на соискание ученой степени кандидата технических наук [95] опубликовано 11 работ, в том числе монография (в соавторстве).

Учитывая, что одной из задач диссертационной работы является обобщение состояния систем ПАА, для обеспечения полноты освещения этого состояния в диссертации, помимо характеристик основной задачи - исследований и разработок, направленных на дальнейшее развитие и совершенствование систем, включены с некоторым принципиальным развитием довольно подробно охарактеризованные в [95] разделы «Пусковые устройства ПАА»; «Микропроцессорная автоматика выявления и ликвидации асинхронных режимов».

Результаты разработок по этим вопросам вошли в кандидатскую диссертацию автора и поэтому в число положений, выдвигаемых на защиту по данной диссертации не включаются.

Структура работы

Диссертация состоит из Введения, 6-ти глав и Заключения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

В диссертационной работе обобщены теоретические и экспериментальные исследования и решена научно-техническая проблема повышения режимной надежности и управляемости сложных объединенных энергосистем посредством применения иерархической, эшелонированной четырехуровневой системы противоаварийного управления электроэнергетическими системами и с помощью выбора локальных средств автоматического дозированного воздействия противоаварийной автоматики в аварийном режиме работы энергосистемы. Сформулирована общая задача построения системы автоматического и автоматизированного противоаварийного управления мощными энергообъединениями сложной структуры, разработана общая структурная схема функционирования четырехуровневой системы противоаварийного управления, которая позволяет значительно увеличить ресурс управления средствами противоаварийного управления активной и реактивной мощностью и получить эффективную адаптируемую систему противоаварийного управления, обеспечивающую требуемую надёжность функционирования электроэнергетических систем и возможность получить технико-экономический эффект.

Научные и практические результаты работы состоят в следующем:

1. Проведены обобщение и количественный анализ общих задач ав томатического и автоматизированного управления в ЕЭС, роли и места противоаварийного управления, актуальных и перспективных задач этих систем.

2. Разработана концепция автоматизированной системы технологического управления энергосистемой на основе иерархической эшелонированной системы противоаварийного управления энергообъединения, включающая многоуровневую структуру дозировки управляющих воздействий, в соответствии с задачами, функциональными особенностями и взаимными связями уровней управления. Разработанные принципы используются в создании автоматизированной системы технологического управления ОЭС Центра (АСТУ ОЭС Центра).

3. Обоснована необходимость четвертого уровня иерархической структуры системы противоаварийного управления мощными энергообъединениями. Определены основные задачи ее работы, функциональные особенности и методы реализации в энергосистеме России.

4. Разработаны принципы формирования управляющих воздействий на нижнем уровне четырехуровневой структуры противоаварийного управления электроэнергетической системой.

5. Разработаны технологические алгоритмы формирования и автоматической дозировки управляющих воздействий противоаварийной автоматики для широкого класса задач автоматизированной системы управления энергосистемой на базе совокупности режимных параметров, определяющих предельные характеристики энергосистемы с точки зрения статической и динамической устойчивости.

6. Разработаны принципы функционирования микропроцессорной автоматики локализации и прекращения двухмашинных и трехмашинных асинхронных режимов в энергообъединениях на основе фиксации текущего угла электропередачи.

7. Разработаны методы определения эквивалентных параметров энергосистемы в процессе динамического перехода по напряжению и току одного узла для формирования управляющих воздействий противоаварийной автоматики.

8. Сформированы требования к параметрам и характеристикам сверхпроводниковых индуктивных накопителей в качестве локальных устройств векторного управление режимами работы энергосистем и потоками электромагнитной мощности для использования на межрегиональных и межгосударственных связях и разработаны методы эффективного использования сверхпроводниковых индуктивных накопителей, направленного регулирования активной мощности и локальных быстродействующих регуляторов реактивной мощности для противоаварийной автоматики энергосистемы.

Схемные решения пусковых устройств системы противоаварийного управления, а также методы фиксации и ликвидации опасности нарушения статической и динамической устойчивости электроэнергетических систем защищены 14-ю авторскими свидетельствами на изобретения и используются в практической деятельности проектных организаций. Результаты многолетних исследований автора в части технического использования явления сверхпроводимости в электроэнергетики включены состав в монографии «Сверхпроводниковые токоограничивающие устройства и индуктивные накопители для электроэнергетических систем» [88].

1. Жданов П.С. Устойчивость электрических систем. М.: ГЭИ, 1948.

2. Горев A.A. Переходные процессы в синхронной машине. M.-JL: ГЭИ, 1950.

3. Горев A.A. Избранные труды по вопросам устойчивости электрических систем. М.- Л.: Госэнергоиздат, 1960.

4. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М., "Энергия", 1969.

5. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в элек-трических системах. М.: Высшая школа, 1978., 472 с.

6. Режимы работы автоматизированных энергосистем. Под ред. В.А. Венико-ва. М.-Л., Госэнергоиздат, 1958, 152 с.

7. Сыромятников И.А. Режимы работы синхронных генераторов. М.-Л., Госэнергоиздат, 1952, 200с.

8. Щедрин H.H. Упрощение электрических систем при моделировании. М.- Л.: Энергия, 1966.

9. Автоматизация управления энергообъединениями /Гончуков В.В., Горн-штейн В.М., Крумм Л.А. и др. Под ред. С.А. Совалова. М.: Энергия, 1979.

10. Груздев И.А., Устинов С.М., Шевяков В.В. Анализ и управление собственными динамическими свойствами электроэнергетических систем // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1988. N 6. С. 17-24.

11. Воропай Н.И. Упрощение математических моделей динамики электроэнергетических систем. Новосибирск: Наука, 1981.

12. Автоматизация диспетчерского управления. / Под общей редакцией Ю.Н. Руденко и В.А. Семенова. М.: Издательство МЭИ, 2000.

13. Портной М.Г., Рабинович P.C. Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости. М.: Энергия, 1978.

14. Овчаренко Н.И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем. / Под редакцией А.Ф. Дьякова. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000.

15. Проблемы диспетчерского и автоматического управления. Сборник докладов и статей. /Под редакцией А.Ф. Дьякова. М.: Изд-во МЭИ, 1997.

16. Дьяков А.Ф., Окин A.A., Семенов В.А. Диспетчерское управление мощными энергообъединениями. М.: Изд-во МЭИ, 1996.

17. Автоматическое аварийное управление мощностью энергосистем. Иофьев Б.И., "Энергия", 1974 .

18. Glouzkin I.Z. Facilities Controlling the Operating Conditions of the Power System of Russia. Second conference on the Development and Operation of Interconnected Power System. Budapest: 13-15 November 1996.

19. Белотелов A.K., Россовский E.JI., Глускин И.З., Дмитриев К.С., Ива-нов И.А., Любарский Д.Р., Программно технический комплекс автоматиче-ской дозировки управляющих воздействий энергосистем. - Электрические станции, 1997, №10.

20. Глускин И.З., Иофьев В.И Устройство для автоматического опреде-ления числа отключаемых генераторов// A.c. №278856, опубл. Б.и. №26,1970.

21. Глускин И.З., Чекаловец Л.Н. Устройство для фиксации динамиче-ской перегрузки электропередачи// A.c. №479196, опубл. Б.и. №28, 1975.

22. Глускин И.З., Чекаловец Л.Н. Устройство для фиксации динамиче-ской перегрузки электропередачи//A.c. №525201, опубл. Б.и. №30, 1976.

23. Глускин И.З., Чекаловец Л.Н. Устройство фиксации динамической перегрузки электропередачи// A.c. №526983, опубл. Б.и. №32, 1976.

24. Глускин И.З. Устройство для фиксации перегрузки электропередач при небалансах мощности// A.c. №105635, опубл. Б.и. №43, 1983.

25. Лысков Ю.М. Давыдов В.Е., Глускин И.З., Бирюкова С.А., Апокина Р.Г. Способ прекращения асинхронного режима электропередачи// Авторское свидетельство СССР №1327764, MKHH02J3/24 от 01.04.1987.

26. Хачатуров A.A. Несинхронные включения и ресинхронизация в энергосистемах. М.: Энергия, 1977.

27. Хачатуров A.A., Исследование предельных режимов и ресинхрони-зации в, сложных энергосистемах, изд. Энергия,. Труды ВНИИЭ, вып.ХХШ, 1966.

28. Гуревич Ю.Е., Хачатуров A.A., Устойчивость работы синхронных двигателей при несинхронном АПВ и асинхронном режиме в системе. Труды ВНИИЭ, выл. 24, 1966.

29. Портной М.Г., Ресинхронизация в энергосистемах после несин-хронного АПВ, Информационные материалы ВНИИЭ, 66, 1961.

30. Портной М.Г., Степунин С.Е., Современные требования к защитам от несинхронного режима, Труды ВНИИЭ, вып. XXIX, 1967.

31. Гоник Я.Е., Иглицкий Е.С. Автоматика ликвидации асинхронного режима. М.: Энергоатомиздат, 1988, 112 с

32. Гоник Я.Е. Обобщенные способы выявления асинхронного хода. сб. Труды института "Энергосетьпроект" вып.4. М. Энергия. 1974г. стр. 87-105

33. Глускин И.З., Хвощинская М.А. Устройство для моделирования эквивалентного вектора напряжения узлов электрической системы// Авторское свидетельство СССР №1554077, Бюллетень "Открытия, изобретения", 1990, №12

34. Семенов В.А", Бринкис К.А. Селективная защита при асинхронном ходе, Электрические станции, 1975. С.66-68

35. Бринкис К.А., Бочкарева Г.И. Саухатас A.C. Микропроцессорное устройство предотвращения асинхронного хода//Электротехника, 1990. № 2. - С.3638.

36. Глускин И.З., Наровлянский В.Г., Якимец И.В. Выявление асин-хронного режима энергосистемы на основе измерения угла между ЭДС. экви-валентных генераторов. Электричество, 1996, №9

37. Гоник Я.Е. Влияние промежуточного отбора мощности на измене-ние электрических величин в цикле асинхронного хода и на работу некоторых устройств выявления асинхронного хода./ сб. Труды института "Энергосетьпроект" вып.4. М. Энергия. 1974г. стр. 105-124

38. Гоник Я.Е. Влияние промежуточного отбора мощности на угол между векторами напряжения двух точек линии электропередачи и их взаимное скольжение/сб. Труды института "Энергосетьпроект" вып.7. 1976г. стр. 140-154

39. Якимец И.В., Ваганов А.Б., Наровлянский В.Г., Глускин И.З., Определение эквивалентных параметров энергосистемы в процессе динамического перехода по напряжению и току одного узла. Электрические станции 2003 № .

40. Портной М.Г. Рабинович Р.С. Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости. М., "Энергия", 1978.

41. Абраменкова Н.А., Воропай Н.И., Заславская Т.Б. Структурный анализ электроэнергетических систем. Новосибирск, "Наука", 1990

42. Гусейнов Ф.Г. Упрощение расчетных схем электрических систем. М., "Энергия", 1978.

43. Горев А.А. Введение в теорию устойчивости параллельной работы электрических станций. JL: КУБУЧ, 1936

44. Якимец И.В., Глускин И.З., Наровлянский В.Г. Обобщенные спосо-бы выявления асинхронного режима энергосистемы на основе измерения уг-лов -Электричество, 1997 №11.

45. S.F. Krai, X. Huang, М. Xu. Utility applications of a superconducting magnetic energy storage system./ Presented at Power Gen-Asia, Hong Kong, August 25,1994.

46. X. Huang. New conductor designs for superconductive magnetic energy storage systems applications./ IEEE transactions on applied superconductivity. -1993. Vol. 3. №1.

47. Rogers J.D. at all. 30-MJ SMES for Utility Transmission Stabilization. Proceedings of the IEEE. 1983. - Vol H. - №9.

48. X.Huang, S.F.Krai, G.A. Lenmann, Y.M. Lvovsky. 30 MW Babcock and Wilcox SMES program for utility applications./ IEEE transactions on applied superconductivity. -1994. Vol. 5, №2.

49. M.T. Aslam, M.Xu, S.F. Krai, H.G. Campbell. Modeling of system operation using a 30 MW superconducting magnetic energy storage system./ Presented at the 1994 American Power Conference, Chicago, April, 1994.

50. F. Irie, M. Takeo, S. Sato. O. Katahira. F. Fukui. H. Okada, T. Ezaki, K. Ogava. H. Koba, M. Takamastu, T. Shimojo. A field experiment on power line stabilization by a SMES system. Japan. June 24.1991.

51. Borgard L. Grid Voltage Supportât Your Fingertips.-Transmission & Distribution World. October 1999.

52. A.K. Kalafala at all. Superconducting magnetic energy storage for power quality applications. / Presented at the International workshop on High Magnetic Fields Tallahassee, FL, 27 Februaiy-1 March, 1996.

53. S. Peele, J. Lamoree, D. Mueller, C. DeWinkel Harmonic Concerns at an Industrial Facility Utilizing a Large Scale Power Conditioner./ Proceedings of Fourth International Conference on Power Quality, PQA'95, NY, 1994.

54. P.J. Birkner, U. Brammer, H.W. Lorenzen, J.F. Karner. Testing plant with a small fast superconducting energy storage at TU Munchen./ IEEE transactions on applied superconductivity. -1993. Vol. 3, №1.

55. J.F. Karner, H.W. Lorenzen, F. Rosenbauer, J. Schaller. A protection system for small high power SMES with power semiconductors working at cryogenic temperature./ IEEE transactions on applied superconductivity. 1994. - Vol. 5, №2.

56. I.J. Iglesias, A. Bautista, M. Visiers. Experimental and simulated results of a SMES fed by a current source inverter./ IEEE transactions on applied superconductivity.-1997. Vol. 7, №2.

57. I.J. Iglesias, J. Acero, A.Bautista. Comparative study and simulation of optimal converter topologies for SMES systems./ IEEE transactions on applied superconductivity. 1994. - Vol. 5, №21.

58. Bautista, P. Esteban, L. Garcia-Tabares, R. Iturbe. Design manufacturing and cold test a superconducting coil and its cryostat for SMES applications./ IEEE transactions on applied superconductivity. 1997. - Vol. 7.N22.-P.853-856.

59. K. Ueda, T. Ageta, S. Nakayama. Super-GM and other superconductivity projects in Japanese electric power sector./ IEEE transactions on applied superconductivity. -1997. -Vol. 7, №2.

60. Y. Mitani, K. Tsuji. Power system stabilization by superconducting magnetic energy storage connected to rotating exciter./ IEEE transactions on applied superconductivity. -1993. Vol. 3, №1.

61. N. Kimura, T. Funaki, K. Matsura. Damping of current oscillation in superconductive line applied for high voltage direct current transmission system./ IEEE transactions on applied superconductivity. 1993. - Vol. 3, N21.

62. M. Tada, Y. Mitani, K. Tsuji. Power control by superconducting magnetic energy storage for load change compensation and power system stabilization in interconnected power system./ IEEE transactions on applied superconductivity. -1994. -Vol. 5, №2.

63. M. Shimada, M. Ono, Y. Hamajima, M. Yamaguchi. Disturbance energy of a forced flow cooled superconducting coil./ IEEE transactions on applied superconductivity. -1993. Vol. 3. №1.

64. К. Hayakawa, T. Nakano, M. Minami, M. Fujjwara, T. Kanzawa. Development of superconducting magnet with low electric power loss for SMES./ IEEE transactions on applied superconductivity. 1993. Vol. 3, Nfil.

65. Соколов Н.И. Влияние статических источников реактивной мощно-сти и сверхпроводящих индуктивных накопителей на устойчивость парал-лельной работы генераторов в простой системе. Электричество,!990, N10.

66. Астахов Ю.Н., Лабунцов В.А., Тер-Газарян А.Г., Якимец И.В., Дуд-кевич О.В., Глускин И.З., Нейкирх C.B., Новиков Н.Л., Халевин В.К. Перспек-тивы использования сверхпроводниковых накопителей в электроэнергетических системах. Электричество, 1992, №7.

67. Астахов Ю.Н., Веников В.А., Тер-Газарян А.Г. Накопители энергии в электрических системах: Учеб. пособие для электроэнергетических специальностей вузов. М.: Высшая школа, 1989.

68. Накопители энергии: Учеб. пособие для вузов. Д.А. Бут, Б.Л. Али-евский, С.Р. Мизюрин, П.В. Васюкевич; Под ред. Д.А. Бута. М.: Энерго-атомиздат, 1991.

69. Мисриханов М.Ш. Накопители и аккумуляторы энергии: Учеб. по-собие. для вузов. Изд-во ДГУ, Махачкала: 1991.

70. Ковалев В.Д. Методы и средства противоаврийного управления для обеспечения устойчивости электроэнергетических систем. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук в виде научного доклада. Москва 1996 г. 56с.

71. Schottler R., Coney R.G. Betriebserfahrungen mit micro-SMES im kommerziellen industrieeinsatz. VDI Berichte, 1998.

72. Глускин И.З., Дмитриева Г.А., Мисриханов М.Ш., Якимец И.В. Оценка эффективности использования сверхпроводниковых индуктивных накопителей в объединенных энергосистемах Сибири и Дальнего Востока. Вестник ИГЭУ, 2002, N3.

73. Глускин И.З., Дмитриева Г.А., Мисриханов М.Ш., Якимец И.В. Ра-бота сверхпроводникового индуктивного накопителя с тиристорным преобразователем в режиме управляемого реактора и статического тиристорного компенсатора. Вестник ИГЭУ, 2002, N4.

74. Глускин И.З., Дмитриева Г.А., Мисриханов М.Ш., Якимец И.В. Использование микро-СПИН для решения проблем устойчивости энергосистем. Вестник ИГЭУ, 2002, N4.

75. Якимец И.В. Астахов Ю.Н., Лабунцов В.А., Глускин И.З., Мохов В. Б. Сверхпроводниковые накопители для электроэнергетических систем. Электричество, 1995, №9.

76. Якимец И.В. Наровлянский В.Г., Масалев Д.Ю. Оценка техниче-ских характеристик сверхпроводникового индуктивного накопителя при проектировании противоаварийного управления энергосистемой. Электротехника. 2000, №6.

77. Рубинраут A.M., Бурбаева Н.В. Сверхпроводниковый индуктивный накопитель энергии для повышения динамической устойчивости энергосис-темы с синхронной нагрузкой. Электричество, 1996, №10.

78. Кузнецов О.Н. Исследование динамической устойчивости электроэнергетической системы при использовании сверхпроводникового индукционного накопителя энергии совместно с компенсаторами реактивной мощности. Вестник МЭИ, 2000, №2.

79. Якимец И.В., Мисриханов М.Ш. Расчетные модели работы свер-проводникового накопителя в энергосистеме. Вестник ИГЭУ, 2002, N3.

80. Якимец И.В. Дмитриева Г. А. Направленное регулирование активной мощности сверхпроводникового индуктивного накопителя. Электриче-ство.2001, N8.

81. Авт. свид. № 1778756 (СССР). Устройство для регулирования ак-тивно-реактивной мощности в энергосистеме. / Якимец И.В., Стукачев A.B., Лазарев Н.С. Опубл. В БИ, 1992, №44.

82. Глускин И.З., Дмитриева Г.А., Мисриханов М.Ш., Наровлянский В.Г.,Якимец И.В. Сверхпроводниковые токоограничивающие устройства и индуктивные накопители энергии для электроэнергетических систем, М.: Энергоатомиздат. 2002, 373 е.

83. Астахов Ю.Н., Веников В.А., Тер-Газарян А.Г. Накопители энергии в электроэнергетических системах. М.: Высшая школа, 1989.

84. Роджерс Дж. Д., Шермер Р.И., Миллер Б.Л., Хауэр Дж.Ф. Примене-ние сверхпроводящего магнитного накопителя на 30 МДж для стабилизации линии электропередачи. ТИИЭР, №9, 1983.

85. Перспективы применения сверхпроводимости в крупном электрооборудовании (Франция). Энергетика и электрификация. Электрические сета и системы за рубежом. Вып. 12, 1988.

86. Бушуев В.В., Лизалек H.H., Новиков Н.Л. Динамические свойства энергообъединений. М.: Энергоатомиздат, 1994.

87. Модель нерегулярных колебаний в расчете управляющих воздейст-вий противоаварийной автоматики. Иофьев Б.И., Синельникова О.И., "Электрические станции"№7,1992 .

88. Глускин И.З. Методы и средства автоматического управления энергосистемами в аварийных режимах: Доклад на соискание ученой степени к.т.н. М.: 1998.

89. Розенблюм Ф.М., Салова В.Г., Брухис Г.Л., Гладышев В.А., Глускин И.З. Устройство автоматического ограничения повышения напряжения на ба-зе шкафа автоматики ШП2704 Электрические станции, 1989, №4.

90. Глускин И.З., Клевцов Т.М., Медведева Л.И. Устройства противоаварий-ной автоматики для электропередачи постоянного тока// а.с. №1681712, MKH02J3/24 от 25.09.89.

91. Розенблюм Ф.М., Брухис Г.Л., Глускин И.З. Устройство защиты от повышения напряжения// Авторское свидетельство СССР №1319136, Бюллетень "Открытия, изобретения", 1987, №23.

92. Глускин И.З., Чекаловец Л.Н. Устройство фиксации аварийно перегрузки электропередачи, вызванной аварийным небалансом активной мощности// Труды института "Энергосетьпроект" М.: 1976 г. вып. 7.

93. Брухис Г.Л., Глускин И.З. Устройство автоматической дозировки управляющих воздействий// Вопросы противоаварийной автоматики энергетических систем. Сб. научных трудов. Энергосетьпроект М.: 1982.

94. Бергер Б.А., Брухис Г.Л., Глускин И.З., Иофьев Б.И., Лагускер В.М., Пи-воварова P.A., Чекаловец Л.И. Устройство противоаварийной автоматики энергосистем// Авторское свидетельство СССР №1105978, Бюллетень "Открытия, изобретения", 1984, №28.

95. Брухис Г.Л., Глускин И.З., Розенблюм Ф.М., Медведева Л.Н. Устройст-во для определения опасности короткого замыкания// Авторское свидетельст-во СССР №1121741, Бюллетень "Открытия, изобретения", 1984, №40.

96. Глускин И.З. Хвощинская М.А., Чекаловец Л.Н. Устройство фиксации статической перегрузки энергосистем по углу// Авторское свидетельство СССР №1159107, Бюллетень "Открытия, изобретения", 1985, №20.

97. Глускин И.З., Хвощинская М.А., Чекаловец Л.Н. Устройство фиксации динамической перегрузки электропередачи по углу и скольжению// Авторскоесвидетельство СССР №1228184, Бюллетень "Открытия, изобретения", 1986, №16.

98. Глускин И.З., Ковалева Ю.В., Хвощинская М.А. Способ фиксации статической перегрузки межсистемной связи в трехмашинной схеме сети// Авторское свидетельство СССР №1790021, Бюллетень "Открытия, изобретения", 1993, №3.

99. Кучеров Ю.Н. О концепции совместной работы энергообъединений Востока и Запада. Электричество, 2000, №6.

100. Определение экстремума активной мощности в трехузловой схеме энергосистемы. Иофьев Б.И., "Электричество", № 7, 1996.

101. Руководящие указания по устойчивости энергосистем, ЦДУ, Моск-ва, 1994г.

102. Руководящие указания по противоаварийной автоматике энерго-систем. Основные положения, Москва, 1983г.

103. Экспериментальное определение режимных характеристик энергообъединений и межсистемных электропередач при параллельной работе ОЭС

104. Новиков H.JI. Вопросы разработки адаптивных систем автоматиче-ского управления режимами энергосистем по частоте и активной мощности: Авто-реф. дисс. канд. тех. наук / СибНИИЭ. Новосибирск: 1977. 28 с.

105. Авторское свидетельство СССР №748650 СССР, МКИ H02J 3/06. Способ автоматического регулирования частоты и обменной мощности в энергосистемах / H.JI. Новиков, A.C. Востриков, С.П. Сарычев // Бюллетень "Открытия, изобретения", 1980. № 26.

106. Авторское свидетельство СССР №767895 СССР, МКИ H02J 3/06. Автоматический регулятор перетока активной мощности между двумя энергосистемами // Бюллетень "Открытия, изобретения", 1980. № 36.

107. Вопросы управления режимами энергосистем при изменении их параметров в широком диапазоне / В.В. Бушуев, H.JI. Новиков, С.П. Сарычев и др. // Моделирование и управление в энергетических системах. Сборник на-учных трудов ЭНИН. М.: 1981. С. 3-10.

108. Бушуев В.В., Новиков H.JI., Сарычев С.П. О применении адаптив-ных цифровых систем автоматического управления по частоте и активной мощности // Устойчивость энергосистем и противоаварийное управление ими. М.: ВНИИЭ, 1982. С. 32-37.

109. Новиков Н.Л. Информационный подход к управлению режимами энергетических систем // Переходные процессы и устойчивость электроэнергетических систем. Сборник научных трудов. ЭНИН им. Г.М. Кржижановского М.: 1983. С. 88-98.

110. Проблемы и перспективы создания оборудования для электриче-ских сетей Сибири / В.В. Бушуев, Н.Л. Новиков, А.Х. Калюжный, Г.И. Само-родов // Материалы Всесоюзной конференции по развитию производительных сил Сибири. Новосибирск: 1985. С. 40-41.

111. Сравнительный анализ нелинейных реакторов с экранами из низкотемпературных и высокотемпературных (90К) сверхпроводников / Ю.Н. Вершинин, В.М. Меерович, Н.Л. Новиков, И.Е. Наумкин, В.Л. Соколовский. // Электричество. 1989. № 1. С. 1-6.

112. Комплексное моделирование управляемых индуктивных накопите-лей в составе электродинамической модели / В.В. Бушуев, Н.Л. Новиков, В.К. Ха-левин и др. // Электронное моделирование. 1988. т. 10. № 4. С. 63-67.

113. К вопросу применения сверхпроводящих индуктивных накопителей энергии в энергетике СССР / В.А. Башилов, Ю.А. Баппсиров, Н.Л. Новиков, И.В. Белоусов, Г.А. Бесчаснов, В.М. Зайцев, Ю.Ф. Игонин, Ю.И. Лысков, Д.В.

114. Пронкин, Н.И. Соколов, В.К. Халевин // Техническая сверхпроводимость. Сборник научных трудов НПО "Энергия" Вып. 4. М.: 1980. С. 5-87.

115. Милях А.Н., Волков И.В. Системы неизменного тока на основе индуктивно-емкостных преобразователей. Киев, Наукова думка, 1974, 225 с.

116. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах. М.: Энергоатомиздат, 1981, 200 с.

117. Тиристорно-конденсаторные источники питания для электротехно-логии / О.Г. Булатов, А.И. Царенко, В.Д. Поляков М.: Энергоатомиздат, 1989, 200 с.

118. Мадоян A.A. Повышение маневренности ТЭС. М.: Энергоатомиз-дат, 1987,102 с.

119. Baker D. Power Systems Response to Frequency // IEEE Trans, on Power Apparatus and Systems, 1971 Vol. 90, №6. P.2040-2060.

120. Брехна Г. Сверхпроводящие магнитные системы. М.: Мир, 1976. 704 с.

121. Буккель В. Сверхпроводимость. М.: Мир, 1975. 366 с.

122. Берковский A.M. Низко- и высокотемпературная сверхпроводи-мость // Энергохозяйство за рубежом. №4. 1988. С. 1-7.

123. Гинзбург B.JI. Высокотемпературная сверхпроводимость. // Вест-ник АН СССР. №11. 1987. С. 20-38.

124. Проблемы использования сверхпроводимости в электроэнергетике / И.А. Глебов, К.С. Демирчян, Ю.Н. Вершинин, Ю.А. Башкиров // Электричест-во. №4. 1985. С. 1-4.

125. Оценка крутизны частотных характеристик энергосистем / И.И. Ба-тюк, В.А. Богданов, А.П. Дорохин, В.Г. Орнов, М.А. Рабинович // Электриче-ство. №9. 1982. С. 60-62.

126. Алексеев C.B., Федорова Т.А. Идентификация характеристик энергосистем, как объектов управления по частоте и активной мощности II Электричество. №12. 1981. С. 10-14.

127. Шенк X. Теория инженерного эксперимента. М.: Мир, 1972. 276 с.

128. Деденко Л.Г., Керженцев В.В. Математическая обработка и оформ-ление результатов эксперимента. М.: издательство МГУ, 1977, 111 с.

129. Электрические системы. Автоматизированные системы управления режимами энергосистем. Под ред. Веникова В.А., М.: Высшая школа, 1979. 345 с.

130. Информационные основы теории простейших иерархических сис-тем / Б.Н. Петров, В.М. Агеев, В.А. Запорожец и др. // Техническая киберне-тика. 1974. №6 С. 5-59.

131. Лебедев А.Т. Информационный метод синтеза структур автомати-ческого управления промышленными установками // Автоматика и телемеха-ника. 1976. №5 С. 44-52.

132. Солодов A.B. Теория информации и ее применение к задачам автоматического управления и контроля. М.: Наука, 1967. 432 с.

133. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. / под редакцией С.С.Рокотяна и И.М.Шапиро. Москва, "Энергоатомиздат", 1985г.

134. Соловьев И.И. Автоматизация энергетических систем. M.-JI.: "Гос-энергоиздат", 1956.

135. Кучкин М.Д., Совалов С.А. Основные режимные требования к регулированию межсистемных перетоков и принципы регулирования // Автоматическое регулирование перетоков мощности по межсистемным связям. M.-JL: "Энергия", 1965, С. 49-97.

136. Москалёв А.Г. Автоматическое регулирование режима работы энергетической системы по частоте и активной мощности. M.-JL, Госэнергоиздат, 1961,240 с.

137. Поспелов С.Г. О принципах построения некоторых видов самонастраивающихся систем автоматического управления. // Самонастраивающиеся автоматические системы. М., "Наука", 1964, с.93-104.

138. Копылов И.В. Современные системы автоматического управления энергосистемами и тепловыми электростанциями. Часть I. М., 1975, 108 с.

139. Стернинсон Л.Д. Автоматическое регулирование частоты и мощно-сти по методу ОРГРЭС. М.-Л., Госэнергоиздат, 1959, 117 с.

140. Юревич Е.И. Система автоматического регулирования сверхмощных ОЭС по углу. // Автоматическое регулирование перетоков мощности по межсистемным связям. М., "Энергия" 1965, с.

141. Автоматическое регулирование частоты и активной мощности в энергосистемах. Под ред. Л.Д. Стернинсона. М.-Л., Госэнергоиздат, 1960, 232 с.

142. Автоматическое регулирование частоты и активной мощности в энергосистемах. Серия "Энергетика за рубежом", М., 1967, 70 с.

143. Росс Ч. Самонастраивающееся устройство для регулирования объединённых энергосистем. // Автоматическое регулирование частоты и активной мощности в энергосистемах. Вып.5. Информэнерго, м., 1971.С.26-47.

144. Режион Р., Кувре М. Адаптивное регулирование объединённых энергосистем. // Режимы работы энергетических систем. М., "Энергия", 1967, с.113-129.

145. Куено М., Найт Ю.Дж., Парсоз X., Кваззи Дж. Современные тенден-ции в оценке надёжности автоматизированных энергосистем. // Режимы рабо-ты энергетических систем. М., "Энергия", 1972, с. 120-132.

146. Тимченко В.Ф. Экспериментальное определение статистических характеристик случайных колебаний небаланса мощности энергосистем для оценки надёжности параллельной работы по "слабым связям". // Труды ВНИ-ИЭ, 1970, вып.37, М., "Энергия", 1970, с.222-238.

147. Первозванский A.A. О качестве автоматического регулирования час-тоты в энергосистемах. // Изв. АН СССР, ОТН, 1957, №1, с.3-13.

148. Андреюк В.А., Левит Л.М. Анализ эффективности систем автоматического регулирования межсистемных перетоков активной мощности с учётом характера колебаний нагрузки объединённых энергосистем. // Труды НИИПТ, .1968, сб.№14, с.281-306.

149. Портной М.Г., Тимченко В.Ф. Учёт нерегулярных колебаний мощ-ности при определении устойчивости слабых связей в энергосистемах. // Электричество, 1968, №9, с. 12-16.

150. Тимченко В.Ф. Колебания нагрузки и обменной мощности энерго-систем / Под ред. Веникова В.А. М., "Энергия", 1975, 208с.

151. Испытания параллельной работы ОЭС Сибири и ОЭС Казахстана с ЕЭС СССР по межсистемным связям переменного тока: Отчёт по НИР / ЦДУ ЕЭС СССР, ВНИИЭ, СибНИИЭ, ОДУ Казахстана, ОДУ Сибири, Москва Алма-Ата - Новосибирск - Кемерово, 1976, 26с.

152. ГОСТ 13109-67 Электрическая энергия. Нормы качества электриче-ской энергии у её приёмников, присоединённых к электрическим сетям обще-го пользования. Комитет стандартов, мер и измерительных приборов при Совете Министров СССР. 1967.

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

154. СЭВ. Постоянная комиссия по электроэнергии. Сводный доклад "Основные положения по проектированию САР 4M". Львов, 1971.

155. Основные положения и временные руководящие указания по определению устойчивости энергосистем М., "Энергия", 1964, 18с.

156. Горбунова Л.М., Гуревич Ю.Е. Экспериментальное определение характеристик нагрузки энергосистем // Труды ВНИИЭ, XXIX, М., 1969.

157. Левинштейн М.Л. Операционное исчисление в задачах электротех-ники. Л., "Энергия", 1972, 360с.

158. Учёт колебаний потоков мощности при анализе допустимых режи-мов межсистемных линий / Бутин Г.Д., Ершевич В.В., Хвощинская З.Г. и др. // Электричество", 1976, №8, с.63-65.

159. Попов Е.П., Пальтов И.П. Приближенные методы исследования нелинейных автоматических систем. М., Физматгиз, 1960, 792с.

160. Востриков A.C. Управление нелинейными нестационарными динамическими объектами посредством вектора скорости. // Адаптивные системы автоматического управления, "Техника", вып.4, 1976, с.40-46.

161. Востриков A.C. К синтезу динамических систем с заданными траекториями движения // Автоматизация производственных процессов. Новосибирск, 1976, с.22-21.

162. Мееров М.В. Синтез структур систем автоматического регулирова-ния высокой точности. М., "Наука", 1967, 423с.

163. Емельянов C.B. Системы автоматического управления с переменной структурой. М., "Наука", 1967,

164. Бесекерский В.А., Попов Е.П. Теория систем автоматического регулирования. М., "Наука", 1972, 768с.

165. Богданов В.А., Лугинский Я.Н. Автоматизированные системы управления в энергетике. М., "Энергия", 1973, 112с.

166. Бушуев В.В. Адаптивная система управления электроэнергетиче-скими объектами как часть АСДУ. // Математическое обеспечение задач автоматизированных систем управления в энергетике. Труды СибНИИЭ, 1975, вып.28, с.47-55.

167. Андреюк В.А., Левит Л.М., Лихоносов А.Т. Статистические характеристики частоты и суммарной нагрузки энергосистем // Электричество, 1976, №8, с.19-23.

168. Проблемы объединения энергосистем Европейских стран / А.Ф. Бонда-ренко, Г.Д. Бутин, И.М. Маркун и др. // Электричество. 1991. N 11. С. 1-8.

169. Стернинсон Л.Д. Переходные процессы при регулировании частоты и мощности в энергосистемах. М.: Энергия, 1975.

170. Лукашов Э.С., Калюжный А.Х. Исследование статической устойчи-вости сложных электроэнергетических систем с учетом изменения частоты // Электричество. 1976. № 8. С. 8-13.

171. Лукашов Э.С., Калюжный А.Х., Лизалек H.H. Длительные переход-ные процессы в энергетических системах. Новосибирск: Наука, 1985.

172. Исследование устойчивости ОЭС Востока при внезапных небалансах мощности / А.Х. Калюжный, А.Н. Хрипков, В.А. Джангиров и др.// Электрические станции. 1982. N3. С. 17-21.

173. Андреюк В.А., Левит Л.М., Марченко Е.А. Эквивалентные статиче-ские характеристики генерации энергосистемы по частоте // Тр. НИИПТ. 1977. вып. 24. С. 27-40.

174. О реакции протяженной энергосистемы на небалансы активной мощности / Л.М. Левит, Л.М. Горбунова, P.C. Рабинович и др. // Электричест-во. 1982. N 1.С. 20-23.

175. Щербина Ю.В., Мельник В.П., Ройтельман И.Г. Моделирование энергосистемы для выбора автоматической частотной разгрузки // Электриче-ство. 1980. N5. С. 15-20.

176. Моделирование и расчет длительных переходных процессов в слож-ных энергосистемах при больших небалансах мощности /Э.С. Лукашов, А.Х. Калюжный, H.H. Лизалек и др. // Электричество. 1981. N 2. С. 5-12.

177. Рабинович P.C., Полонская М.А. Модели тепловых электростанций для расчета длительных электромеханических переходных процессов в энергосистемах // Электричество. N 3. 1983. С. 11-19.

178. Канторович A.M., Шелухин H.H. Расчет режимов энергосистем при больших небалансах мощности и изменениях частоты // Электричество. 1982. N7. С. 1-5.

179. Воропай Н.И., Шер И.А. Имитационный подход при исследовании процессов в электроэнергетических системах / Имитационный подход к изучению больших систем энергетики // Тр. Ленингр. политехи, ин-та. 1983. С. 59-63.

180. Баринов В.А., Совалов С.А. Анализ статической устойчивости электроэнергетических систем по собственным значениям матриц // Электричество. 1983. N2. С. 8-15.

181. Совалов С.А., Баринов В.А. Использование линеаризованных математических моделей для анализа и управления режимами электроэнергетических систем // Электричество. 1985. N 4. С. 1-10.

182. Литкенс И.В., Пуго В.И. Колебательные свойства электрических систем. М.: Энергоатомиздат, 1988.

183. Литкенс И.В., Абрамян Р.Ш., Чилингарян С.Л. Определение доминирующей формы электромеханических колебаний в энергосистеме // Электричество. 1988. N3. С. 17-21.

184. Лизалек Н.Н, Бушуев В.В, Колотилов Ю.А., Динамические свойства протяженных энергообъединений // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1988. N6. С. 3-16.

185. Баринов В.А., Воропай Н.И. Влияние динамических свойств на принципы формирования основной электрической сети Единой электроэнер-гетической системы СССР // Изв. АН СССР. Энергетика и траспорт. 1990. N 6. С. 10-17.

186. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем, методы анализа и управления. М.: Энергоатомиздат, 1990.

187. Литкенс И.В., Филиппова Н.Г. Анализ и улучшение динамических свойств объединенных энергосистем // Электричество. 1991. N 12. С. 1-9.

188. Анализ статической устойчивости и демпфирования низкочастотных колебаний в объединенных энергосистемах /И.А.Груздев,А.А. Стародубцева, С.М. Устинов, В.В. Шевяков // Электричество. 1991. N 3. С.1-5.

189. Литкенс И.В., Филиппова Н.Г. Отморский С.Г. Анализ возможных причин возникновения длительных электромеханических колебаний в объединенной энергосистеме // Электричество. 1992. N 6. С. 1-9.

190. Груздев И.А., Масленников В.А., Устинов С.М. Исследование собственных динамических свойств протяженных электроэнергетических объединений//Изв. АН. Энергетика. 1993. N 1. С. 102-114.

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

192. Perez-Arriaga IJ., Verghese G.C., Schweppe F.C. Selective modal analysis with applications to electric power systems. Pt 1. Heuristic introduction //IEEE Trans, on PAS, 1982. Vol. 101, N9. P.3117-3125.

193. Dorsey J., Schlueter R.A. Global and local dynamic equivalents based on structural archetypes for coherency // IEEE Trans, on PAS, 1983. Vol. 102. N 6. P. 1793-1801.

194. Гусейнов Ф.Г. Абдуллаев H. Ш., Эфендиев С.Э. Распознавание групп синфазных генераторов электроэнергетической системы // Электриче-ство. 1986. N6. С. 6-10.

195. Octojic D. Identifikacija elektromehanickih oscilacija i analiza osetljivosti u slozenium elektroenergetskim sistemima//Elektroprivreda (SFRY). 1986. T. 39 N 7/8. S. 277-284.

196. Аржанников С.Г., Захаркин O.B., Путилова А.Т. К выбору норма-тивных показателей запаса динамической устойчивости сложных энергосис-тем // Моделирование и управление в энергетических системах. М.: ЭНИН, 1981. С. 65-70.

197. Приближенный метод анализа устойчивости многомашинных электроэнергетических систем / С.Г. Аржанников, О.В. Захаркин, Н.Ю. Семенюк и др. // Переходные процессы и устойчивость электроэнергетических систем: М.: ЭНИН, 1983. С. 81-88.

198. Абраменкова H.A., Заславская Т.Б. Критерии оценки главных свойств энергосистемы при анализе устойчивости // Методы исследования устойчивости сложных электрических систем и их использование. М.: Энергоатомиздат, 1985. С. 20-27.

199. Бушу ев В.В Динамические свойства электроэнергетических систем. М.: Энергоатомиздат, 1987.

200. Воронов A.A. Введение в динамику сложных управляемых систем. М.: Наука, 1985.

201. Баринов В.А., Совалов С.А. Применение модальной теории для ана-лиза и синтеза электроэнергетических систем // Электронное моделирование. 1987. Т.9, N 5. С. 72-77

202. Экспериментальные исследования режимов энергосистем / Под. ред. С.А. Совалова. М.: Энергоатомиздат, 1985.

203. Андерсон П., Фуад А. Управление энергосистемами и устойчивость. М.: Энергия, 1980.

204. Рабинович P.C. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1989.

205. Управление мощными энергообъединениями / Н.И. Воропай, В.В. Ерше-вич, Я.Н. .Путинский и др. // Под ред. С.А. Совалова. М.: Энергоатомиз-дат, 1984.

206. Орнов В.Г., Рабинович М.А. Задачи оперативного и автоматического управления энергосистемами. М.: Энергоатомиздат, 1988.

207. Грибов А.Н. О рациональной структуре и оптимизации развития Единой Электроэнергетической Системы Советского Союза // Доклады II Всесоюзного научно-технического совещания по устойчивости и надежности энергосистем СССР. М.: Энергия, 1969. С. 668-681.

208. Воропай Н.И. Об учете фактора живучести при формировании ос-новной электрической сети единой электроэнергетической системы СССР // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1989. N 1. С. 65-70.

209. Диспетчерское управление энергообъединениями // Переводы док-ладов международной конференции по большим электрическим системам (СИГРЭ-78) / Под ред. Ю.Н. Руденко, В.А. Семенова. М.: Энергия, 1981.

210. Азарьев Д.И. Математическое моделирование электрических сис-тем. М.: ГЭИ, 1962.

211. Картвелишвили Н.А., Галактионов Ю.И. Идеализация сложных динамических систем. М.: Наука, 1976.

212. Гамм А.З. Вероятностные модели режимов электроэнергетических систем. Новосибирск: Наука, 1993.

213. Основные положения и временные руководящие указания по определению устойчивости энергетических систем. М.: Энергия, 1964.

214. Методические указания по определению устойчивости энергосис-тем. Ч. 1. М.: Союхтехэнерго, 1979.

215. Кочкин В.И., Обязуев А.П. / Новые схемы статических компенсато-ров реактивной мощности. Обзорная информация. М.: Информэнерго, 1991.

216. Головашкин А.И. Высокотемпературные сверхпроводящие кера-мики (Обзор экспериментальных данных) / Успехи физ. наук. 1987, 152, N 4. С. 553-573.

217. Жебит В.А. Зарубежные разработки технологии аккумулирования энергии в сверхпроводящих накопителях. М.: Информэнерго, 1981.

218. Boenig H.J., Hauer J.F. Commissioning mesms of the Bonneville power administration 30 MJ superconducting magnetic energy storage UNIT // IEEE Trans, on PAS, 1985. Vol. 104, N2. P. 302-312.

219. Егоров C.A. Состояние разработок сверхпроводящих индуктивных накопителей энергии. Д.: Изд. НИИЭФА, 1983.

220. Новые схемы статических компенсаторов реактивной мощности / В.И. Кочкин, А.П. Обязуев // Обзорная информация. М.: Информэнерго, 1991.

221. Совершенствование структуры оперативно-диспетчерского управ-ления в условиях реструктуризации отрасли. ЭСП. М., 2000.

222. Решение всероссийского совещания по техническому перевоору-жению и реконструкции систем диспетчерского и технологического управле-ния ЕЭС России и решению "Проблемы 2000".М., 22.09.99.

223. Электроэнергетика России: современное состояние, проблемы и перспективы. Сборник научных трудов. /Под редакцией Якимца И.В., Мисри-ханова М.Ш., Шуина В.А. М.: Энергоатомиздат, 2002.

224. Коммерциализация услуг на оптовом рынке электрической энергии и мощности. Технологические услуги в зарубежных энергосистемах. По материалам СИГРЭ. / Семенов В.А. // Энергетика за рубежом, 2000, выпуск 3.

225. Бондаренко А.Ф., Герих В.П., Кучеров Ю.Н., Тихонов Ю.А., Чемо-данов В.И., Шакарян Ю.Г., Шаров Ю.В. Проблемы и задачи синхронного объединения ЕЭС России с европейскими энергосистемами. / Электрические станции, 2002, №4.

226. Управление режимами Единой энергосистемы России. Сборник докладов Открытой Всероссийской научно-технической конференции. / Под редакцией Решетова В.И. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.

227. Научно-технические проблемы и программные задачи эффектив-ности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конку-рентного рынка. Доклад к НТС РАО "ЕЭС России". / Коган Ф.Л. и др. М.: ОРГРЭС, 2001.

228. Регулирование частоты в энергосистемах России в современных условиях. / Комаров А.Н., Бондаренко А.Ф. // Электрические станции, 2002, №4.

229. Ковалёв И.Н. Выбор компенсирующих устройств при проектирова-нии электрических сетей. М.: Энергоатомиздат, 1990.

230. Актуальные проблемы релейной защиты, противоаварийной авто-матики, устойчивости и моделирования энергосистем в условиях реструкту-ризации электроэнергетики: Сборник докладов Научно-практической конфе-ренции. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001.

231. Гибкие электропередачи переменного тока. / Ивакин В.Н., Ковалев В.Д., Худяков В .В.// Электротехника. 1996, №8.

232. Методы исследования устойчивости сложных электрических сис-тем и их использование. Сборник научных трудов ЭСП. М.: Энергоатомиздат, 1985.

233. Аппаратура ВЧ-связи по ЛЭП 35(750 кВ. Информационные мате-риалы Международного научно-технического семинара. М., 2001.

234. Митюшкин К.Г. Телеконтроль и телеуправление в энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1990.

235. Комплекс аппаратуры для передачи диспетчерско-технологической информации и сигналов РЗ и ПА по цифровым каналам связи. / Брухис Г.Л., Иванов Е.А., Измайлова Л.И. // Электрические станции, 1998, №8.

236. Современные системы контроля и управления электрических станций и подстанций (АСУ ТП) на базе микропроцессорной техники. Информационные материалы Второго научно-технического семинара. М., 2001.

237. Руководящие указания по устойчивости энергосистем. М., 1994.

238. Инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в ЕЭС Рос-сии. М.: ЦЦУ ЕЭС России, 1999.

239. Разработка руководящих указаний по противоаварийной автомати-ке энергосистем. Отчет о НИР. М.: ВНИИЭ, 1996.

240. Концепция развития Единой сети электросвязи и телемеханики электроэнергетики (ЕСЭТЭ) на период до 2005 года. М., 1995.

241. Концепция создания автоматизированной системы контроля и уче-та энергии в РАО "ЕЭС России". Проект. М., 1996.

242. Система технологического управления ОЭС Центра в нормальных и аварийных условиях. Технико-экономическое обоснование. М.: Энерго-сетьпроект, 1997.

243. Глускин И.З., Наровлянкий В.Г., Мисриханов М.Ш., Якимец И.В. Управляемые трансформаторы со сверхпроводящим экраном для электроэнергетических систем. Вестник ИГЭУ, 2002, вып.З.