автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка математической модели многоагрегатной газотурбинной электростанции для исследования и оптимизации алгоритмов управления

Введение.

Глава 1. Направления развития газотурбинных электростанций и проблемы их эксплуатации.

1.1 История и перспективы развития газотурбинных технологий в мире.

1.2 Научно-технические и методологические проблемы систем автономного энергоснабжения на основе газотурбинных установок.

1.3 Разновидности газотурбинных установок. Вопросы управления и регулирования процессов в газотурбинных установках.

1.4 Практика создания математических моделей, в том числе моделей газотурбинных электростанций.

1.4.1 Понятия о моделях.

1.4.2 Типы моделей и виды моделирования.

1.4.3 Требования к математическим моделям.:.

Глава 2. Описание объекта управления.

2.1 Использование ГТУ в качестве источника автономного энергоснабжения.

2.2 Многоагрегатная газотурбинная электростанция как объект управления.

Глава 3. Математическое моделирование электрической части газотурбинной электростанции.

3.1. Основные характеристики модели.

3.2. Математическое моделирование элементов электростанции совместно с энергосистемой.

3.2.1. Математическое моделирование переходных процессов и установившегося режима синхронного генератора.

3.2.2. Математическое моделирование переходных процессов нагрузки.

3.2.3. Математическое описание переходных процессов асинхронного двигателя.

3.2.4. Математическая модель системы возбуждения синхронной машины.

3.2.5. Математическое моделирование регулятора АРВ-СДП1.

Глава 4. Математическая модель газотурбинного энергоблока.

4.1 Допустимые режимы работы газотурбинной установки.

4.2 Термодинамическая и математическая модель газотурбинной установки.

4.2.1 Математическое описание структурной схемы газотурбинной установки.

4.2.2 Термодинамическая модель газотурбинной установки.

4.3 Линеаризованная модель генератора.

4.4 Топливный регулятор.

4.5 ПИД-регулятор.

4.6 Модель одноагрегатной газотурбинной электростанции (двигатель - генератор).

4.7 Способы регулирования частоты вращения силовой турбины газотурбинных установок в автономных системах энергоснабжения.

Глава 5. Разработка структурных схем алгоритмов и анализ проведённых исследований на математической модели.

5.1 Задачи алгоритма определения режима работы энергоблоков и секций ЭС.

5.2 Задачи алгоритма синхронизации секций и энергоблоков ЭС.

5.2.1 Способы синхронизации генераторов.

5.2.2 Самосинхронизация генераторов.

5.2.3 Точная синхронизация генератора.

5.3 Задачи алгоритма оптимального распределения активных мощностей между энергоблоками.

5.3.1 Распределение нагрузки между агрегатами станции.

5.4 Задачи алгоритма оптимального распределения реактивных мощностей между энергоблоками.

5.5 Переходные процессы при пуске асинхронного двигателя, имеющего мощность, соизмеримую с мощностью источника.

5.6 Переходные процессы при коротком замыкании на шинах станции.

Начиная с 1985 года и особенно в 90е гг. отечественная промышленность находилась на этапе спада. Новые, неотработанные рыночные отношения ускорили развал старых предприятий и организаций, которые функционировали на основе государственного планирования. Организации, которые успели приспособиться к новым условиям, также оказались не в самом лучшем положении - уровень качества выпускаемой продукции не позволил им конкурировать на мировом рынке. Поэтому на протяжении последних пятнадцати лет российская экономика существует благодаря продаже полезных ископаемых за рубеж. Лишь добывающую отрасль промышленности не затронул экономический спад. Активно велась и ведётся разработка новых месторождений полезных ископаемых, которые приносят большой доход России на мировом рынке и среди них особое место занимает газ. Газ экспортируется по магистральным газопроводам в Европу. Объёмы поставок ежегодно растут, также как количество новых разрабатываемых месторождений газа. Одной из главных проблем дальнейшего развития данной отрасли является то, что очень часто новые месторождения оказываются в тех местах, где раньше развитие энергетики даже не намечалось. Добыча газа -довольно энергоёмкое производство, и перебои в электропитании приводят к экономическим потерям для добывающей компании. В связи с этим, остро встал вопрос строительства небольших по мощности электростанций, непосредственно вблизи добычи газа.

В промышленности всё большее применение получают газотурбинные установки (ГТУ). Они обладают множеством преимуществ: имеют больший КПД (при когенерации пара до 90%) [1] и меньшие габариты по сравнению с котлотурбинными установками такой же мощности, что очень удобно при транспортировке на новые месторождения. За счет высокого КПД газотурбинная установка позволяет использовать энергию топлива с высокой эффективностью. [2]

Несмотря на относительно малую долю автономной энергетики в общем энергобалансе страны по сравнению с «большой» энергетикой, которой уделяется большое внимание со стороны и науки, и промышленности, значимость автономной энергетики в жизни страны трудно переоценить. По разным оценкам от 50% до 70% территории России не охвачены централизованным электроснабжением. На этой территории проживает более 20 миллионов человек. Территория, не охваченная централизованным теплоснабжением ещё больше. Именно на этой огромной территории жизнедеятельность обеспечивается главным образом, средствами автономной энергетики. [3]

Кроме того, существует ещё ряд проблем технического и экономического характера, говорящих в пользу развития «малой» энергетики.

Темпы роста тарифов на электроэнергию превышают темпы роста цен на продукцию большинства отраслей хозяйства. Это явилось одной из важнейших причин увеличения удельного веса затрат на энергию в себестоимости продукции.

Уменьшение доли электроэнергии в себестоимости продукции позволяет существенно увеличить конкурентоспособность продукта.

В случае необходимости наращивания производственных мощностей предприятия при традиционном энергообеспечении, возникает множество организационных, финансовых и технических трудностей, поскольку часто необходимы прокладка новых линий электропередач, строительство новых трансформаторных подстанций, перекладка теплотрасс и т.п. В свою очередь стоимость прокладки энергокоммуникаций и подключение к государственным сетям для предприятия могут вылиться в сумму, сравнимую или превосходящую стоимость строительства собственной электростанции. [4]

По этим причинам в современных условиях весьма значительной становится роль объектов автономной энергетики.

К «малой» энергетике относят отдельные, не входящие административно в ЕЭС энергетические комплексы малой и средней мощности: 300-30 000 кВт, работающие на газовом или жидком топливе. В зарубежной практике до 10% (в США, Германии до 20.25%) энергомощностей падает на долю малой энергетики, в России - лишь 0,5% (!). [5]

Объектами применения автономных энергокомплексов являются ответственные потребители электроэнергии, а также потребители, питание которых от централизованной системы электроснабжения является невозможным, либо нецелесообразным по технико-экономическим, географическим, эксплуатационно-техническим показателям. Такими объектами являются: предприятия связи, объекты телекоммуникаций и радиолокации, аэропорты, химические заводы, нефтяные и газовые комплексы, другие промышленные объекты с непрерывным технологическим циклом, медицинские учреждения, промысловые и рабочие посёлки, военные объекты и т.п.

Перерывы в электроснабжении, особенно при добыче нефти и газа, чреваты тем, что основные механизмы останавливаются, и добыча нефти возобновляется только через полтора-два часа. Можно добавить к этому, что гораздо худшие последствия возникают из-за сбоев электроснабжения в процессе бурения. Поэтому приоритет отдаётся тому, чтобы обеспечить бесперебойную, надёжную и качественную выработку электроэнергии, сделать энергокомплекс живучим в условиях непредсказуемых аварийных ситуаций, а также исключить потери при транспортировке энергии, так как энергогенерирующее оборудование устанавливается в непосредственной близости от потребителя.

Кроме того, у нефтегазодобывающих компаний имеется возможность использования доступного природного газа с низкой себестоимостью в качестве топлива для электростанции. [6]

Широкое применение в энергетике природного газа открыло дорогу для использования новых технологий производства энергии с применением газотурбинных и парогазовых установок. Внедрение газотурбинных электростанций является крайне перспективным направлением в энергетике в связи с высоким КПД использования топлива на таких электростанциях. Конструкция и состав оборудования электростанций обеспечивают их работу как автономно, так и параллельно с другими источниками электроэнергии, а также параллельно с энергосистемой в базовом, полупиковом и пиковом режимах. Позволяют получить независимость от внешних поставок и повысить надёжность тепло- и электроснабжения. [7]

Наличие собственного попутного нефтяного газа открывает перед нефтяными компаниями перспективу энергообеспечения месторождений собственными силами, путем создания локальных газотурбинных электростанций. Это направление создает дополнительный способ утилизации попутного нефтяного газа, одновременно обеспечивая значительную экономию финансовых затрат в условиях повышения тарифов на транспортировку газа и на подачу электроэнергии, вырабатываемой предприятиями РАО "ЕЭС".

Мировая тенденция переориентации электроэнергетики на газовое топливо затронула и малую энергетику. Миниэлектростанции, работающие на газовом топливе, используют двигатели двух типов - газо-поршневые и газотурбинные. [8]

Газотурбинные электрогенераторные установки обладают низкой себестоимостью вырабатываемой электроэнергии, надежностью, большим ресурсом основных узлов (до 100 тыс. часов), высоким КПД (до 90%), экологической чистотой производства. Установка газовых турбин наиболее выгодна на крупных промышленных предприятиях, которые имеют значительные электрические нагрузки и собственную производственную базу. Поскольку одним из существенных недостатков газотурбинных электрогенераторных установок является высокая начальная стоимость установки, сокращению периода окупаемости способствует возможность использовать газ собственного производства.

Малой энергетике предсказывают большое будущее. В последние десятилетия миниэлектростанции получили новый импульс развития благодаря своему главному преимуществу перед большими электростанциями: гибкости, мобильности и способности обеспечить независимое резервное энергоснабжение в век тотальной автоматизации и компьютеризации. Особенно стремительно растет производство электростанций с использованием газотурбинных установок (ГТЭС). Ежегодно в мире устанавливается около 800 новых газотурбинных электростанций. В России их применение началось 20 лет назад, но за это время по всей стране установлено менее сотни. Однако, по прогнозам аналитиков РАО "ЕЭС России", в последующие 10 лет доля газотурбинных электростанций в общем энергопроизводстве страны должна увеличиться почти в 10 раз. [9]

Цель проектов ГТЭС - эффективное использование попутного нефтяного газа (ПНГ) и снижение затрат при его утилизации. Действительно, выгода предельно прозрачна: реализация проектов позволяет избежать затрат на строительство сотен километров газопроводов и линий электропередачи, компрессорных станций и подстанций и дает более дешевую электроэнергию для разработки новых, все более удаленных месторождений. [10]

В отраслях газовой промышленности назрела необходимость перехода к активному энергосбережению. При проектировании существующих газотранспортных систем главным критерием выбора проектных решений было не энерго, а металлосбережение. В результате удельная энергоемкость отечественных газопроводов в 1,5 раза превышает показатели зарубежных газопроводов. Во многих газотранспортных предприятиях энергетическая составляющая является ведущей статьей себестоимости транспорта газа. Но такие проблемы решаемы при помощи постройки собственных ГТЭС, что позволяет минимизировать расходы и не покупать электроэнергию, а производить ее самостоятельно. Анализ показывает, что резервы энергосбережения могут быть реализованы по четырем направлениям [11]:

-строительство газотурбинных электростанций и автоматизированных систем управления ГТЭС

-реконструкция старых и строительство новых газопроводов с использованием энергосберегающих технологий

-эксплутационные мероприятия (ремонт и профилактическое обслуживание действующего оборудования, оптимизация режимов, снижение потерь газа и т.п.)

-организационно - технические мероприятия (совершенствование системы учета и контроля эффективности энергозатрат, разработка общеотраслевых и региональных программ энергосбережения, проведение иных мероприятии).

Следует отметить, что автоматизация объекта, включающего в себя сотни агрегатов и устройств, невозможна без использования вычислительной техники. С увеличением объемов вырабатываемой электроэнергии все большую актуальность приобретает и обращает на себя внимание проблема обеспечения надежной и безопасной эксплуатации оборудования. Это требует быстрой и точной реакции системы на мгновенно изменяющиеся параметры, что обеспечивается созданием системы автоматического управления (САУ) [12].

Для управления ГТУ применяются системы автоматического управления, для синтеза которых необходимо достаточно полное моделирование поведения реальной газотурбиной установки с учетом ее динамических особенностей.

Основными целями работы стали следующие:

• исследование динамических режимов газотурбинной установки и многоагрегатной газотурбинной электростанции в целом в различных условиях работы станции;

• разработка алгоритмов синхронизации, распределения активной и реактивной нагрузки между агрегатами газотурбинной электростанции с учётом особенностей регулирования газовых турбин;

• реализация и отработка разработанных алгоритмов на математической модели;

• исследование переходных процессов для определения требований к оборудованию и уточнения основных алгоритмов управления.

Для достижения поставленных целей требуется:

• создание термодинамической модели газотурбинной установки;

• разработка модели топливного регулятора;

• математическое описание структурной схемы газотурбинной установки;

• создание обобщённой модели одноагрегатной газотурбинной электростанции (двигатель-генератор);

• исследование особенностей поведения газовой турбины при установившихся режимах работы и влияние на её работу внешних воздействий;

• математическое описание составляющих элементов электроэнергетической системы с газотурбинной электростанцией, таких как: синхронная электрическая машина, асинхронный двигатель, нагрузка, автоматический регулятор возбуждения, линия;

• разработка алгоритмов синхронизации и оптимального распределения мощности;

• выполнение комплексного исследования динамических режимов газотурбинной электростанции на математической модели с использованием разработанных алгоритмов.

В результате выполнения работы были получены следующие результаты:

• создана термодинамическая модель газотурбинной установки;

• выполнено математическое описание структурной схемы газотурбинной установки;

• исследованы особенности поведения газовой турбины при установившихся режимах работы и влияние на её работу внешних воздействий;

• разработана математическая модель топливного регулятора;

• создана универсальная модель многоагрегатной газотурбинной электростанции на языке математического моделирования Modelica, в программной среде Dymola;

• предложен и выполнен программно альтернативный способ регулирования частоты вращения силовой турбины газотурбинной установки, при использовании её на электростанции в качестве первичного двигателя. Данный способ основан на определении отклонения электрической частоты от заданной с использованием фильтров низкой и высокой частоты и компаратора;

• разработаны и исследованы алгоритмы синхронизации и оптимального распределения активной и реактивной мощности;

• выполнено комплексное исследование переходных процессов газотурбинной электростанции при типовых возмущениях с использованием разработанных алгоритмов на математической модели;

В первой главе рассказывается об истории и перспективах развития газотурбинных технологий в мире, приводится ряд научно-технических и методологических проблем систем энергоснабжения на основе газотурбинных установок. Даётся классификация разновидностей газотурбинных установок, и рассматриваются вопросы управления и регулирования процессов в них.

Во второй главе работы находится описание газотурбинной электростанции (ГТЭС) на примере блочно-модульного газотурбинного агрегата «Урал-4000», производства ОАО «Пермский моторный завод. Приводятся основные параметры, показатели и характеристики данного агрегата. В качестве объекта управления рассмотрена реальная проектируемая электростанция Компрессорной станции КС-3 Комсомольского ЛПУ МГ ООО «Тюментрансгаз», предназначенная для электроснабжения технологического и вспомогательного оборудования, бытовых потребителей КС-3 Комсомольского ЛПУ и прилегающей территории, а также выдачи мощности сторонним потребителям. Представлена структурная схема многоагрегатной газотурбинной электростанции.

Третья глава посвящена вопросам комплексного математического моделирования элементов энергосети с электростанцией.

Математическая модель для анализа электромеханических переходных процессов разработана на основе уравнений синхронного генератора Парка-Горева.

Выполнена разработка комплексной математической модели, включающей математическую модель асинхронного двигателя и нагрузки.

Реализована математическая модель унифицированного автоматического регулятора возбуждения (АРВ). В основу математического описания АРВ положен набор передаточных функций его отдельных элементов.

В четвёртой главе описываются допустимые режимы работы газотурбинной установки (ГТУ), а также проведён анализ всех ограничивающих факторов и даны рекомендации. Сделано математическое описание структурной схемы ГТУ, разработана термодинамическая модель, основанная на методике расчёта передаточных функций, модель топливного регулятора и комплексная модель двигатель-генератор. Предложен альтернативный способ регулирования частоты вращения силовой турбины с помощью фильтров высокой и низкой частоты.

В пятой главе описаны алгоритмы, использующиеся в подсистеме режимного управления электротехническим оборудованием электростанции ОС):

- Алгоритм определения режима работы энергоблоков и секций ЭС;

- Алгоритм синхронизации энергоблоков и секций ЭС;

- Алгоритм оптимального распределения активных мощностей между энергоблоками ЭС;

- Алгоритм оптимального распределения реактивных мощностей между энергоблоками ЭС.

Структурная схема электростанции приведена на рис.ке 2.1.

Заключение

В результате выполнения работы были получены следующие результаты:

1. Разработана методика моделирования газотурбинного агрегата на примере газотурбинного двигатель - генератора «Урал-4000» производства ОАО «Пермский моторный завод».

2. Создана термодинамическая модель газотурбинной установки.

Для составления уравнений динамики был рассмотрен баланс моментов ротора турбины компрессора и СТ, а также энергетические потоки.

3. Выполнено математическое описание структурной схемы газотурбинной установки.

Исходные данные получены по полной поузловой модели двигателя ГТУ-16П. Числовой материал приводится в Приложении 5, таблица 1. Коэффициенты усиления определялись по статическим характеристикам двигателя или установившимся отклонениям параметров двигателя для переходных процессов, которые использовались при создании линеаризованной модели. Определение динамических коэффициентов проводилось также по полной поузловой модели двигателя ГТУ-16П. Числовой материал приводится в Приложении 5, таблица 2. Передаточные функции двигателя получены на основе линеаризации его поэлементной математической модели.

4. На основе математического описания элементов электростанции и термодинамической модели газотурбинной установки разработана адекватная комплексная модель многоагрегатной газотурбинной электростанции со связью с системой, на которой были исследованы особенности поведения газовой турбины при установившихся режимах работы и влияние на её работу внешних воздействий.

При построении модели были учтены особенности динамики ГТУ для возможности анализа нештатных режимов.

Реализованная модель построена на основе специализированных средств моделирования, дающих широкие возможности для реализации различных статических и динамических режимов работы электростанции, максимально приближенных к действительности. Сходимость данной модели является гарантированной за счёт отработанных методов интегрирования, с автоматическим выбором шага.

Входные и выходные величины измеряются в относительных единицах.

Моделируемые режимы - режимов работы электростанции:

- аварийное отключение генератора

- автоматическое управление синхронизацией;

- режимы коротких замыканий;

- сброс и набор нагрузки;

- пуск асинхронного двигателя большой мощности;

-распределение мощности между агрегатами методом мнимоповышенного статизма.

5. Рассмотрен ПИР-регулятор в качестве модели топливного регулятора. В четвёртой главе данной работы сделан анализ данного регулятора и приведены выводы и рекомендации по его применению. Анализ ПИД-регулятора проводился по трём режимам работы, характерным для ГТЭС: работа на холостом ходу, работа на выделенную нагрузку и параллельная работа с энергосистемой.

6. Предложен и выполнен программно альтернативный способ регулирования частоты вращения силовой турбины газотурбинной установки, при использовании её на электростанции в качестве первичного двигателя.

Суть работы фильтра низких частот заключается в том, что осуществляется пропуск амплитуд входного сигнала с низкой частотой и подавление амплитуд того же сигнала с высокой частотой. В результате, на выходе фильтра имеем только сигнал с диапазоном низких частот.

Этот спектр частот, который был пропущен фильтром, называют полосой пропускания. Аналогично работает фильтр высоких частот. Только он, в свою очередь, пропускает лишь входные сигналы высоких частот, соответствующие его амплитудно-частотные характеристике.

После ФВЧ установлен инвертор входного сигнала, что обеспечивает позже разность выходных сигналов ФНЧ и ФВЧ на сумматоре.

При исследовании данного метода регулирования обнаружились несколько недостатков. Сделаны соответствующие выводы: использовать сигнал для регулирования частоты от сети нельзя, т.к. его использование становиться невозможным при отключении генератора от сети, а также при возникновении асинхронного хода.

7. Разработаны и комплексно исследованы на математической модели алгоритмы синхронизации и оптимального распределения активной и реактивной мощности. Все графики комплексных исследований приведены в пятой главе. Исследования показали, что данные алгоритмы являются оптимальными, с точки зрения устойчивости, для управления работой многоагрегатной газотурбинной электростанции.

1. Постников Н.П., Г.М. Рубашов. Электроснабжение промышленных предприятий.; Ленинград, «Стройиздат», 1989.

2. Газовая промышленность: Ежемесячный научно-технический и производственный журнал.// Подбор статей за 2001-2003гг.

3. Нефтегазовая вертикаль: Ежемесячный научно-технический и производственный журнал.// Подбор статей за 2001-2003гг.

4. Уваров С.Н. Передвижные электрические станции большой мощности.; Ленинград, Энергия, 1977.

5. Ланговая, Ю.С. Анализ и прогнозирование рынка газовых турбин Электронный ресурс. / Материалы научно-технической конференции 26 ноября 1 декабря 2001.

6. Баринов, А.В. Малая энергетика. Проблемы и перспективы // Сборник статей Электронный ресурс. / Санкт-Петербургский государственный политехнический университет. Межвузовская научно-техническая конференция, 2003.

7. Е.А. Конюхова. Электроснабжение объектов. Москва, Изд-во «Мастерство», 2001.

8. Гордеев, П.А. Развитие электростанций с поршневыми двигателями за рубежом / Электрические станции : Ежемес. производ.-техн. журн.: Орган: М-ва электростанций СССР .— Москва. — 2001 .

9. Новости электротехники: информационно-справочное издание.// Подбор статей 2003-2004гг.

10. Энергетика в нефтегазодобыче: информационно-справочное издание.// Подбор статей 2003-2004гг.

11. Газотурбинные технологии: Ежемесячный научно-технический и производственный журнал.// Подбор статей за 2002-2004гг.

12. Современные технологии автоматизации: Ежемесячный научно-технический и производственный журнал.// Подбор статей за 20012005гг.

13. Энергетическая безопасность и малая энергетика. XXI век: сборник докладов Всероссийской научно-технической конференции СПб., 2002.

14. М.Николаев Н.И. Конструкции судовых паровых турбоприводов вспомогательных механизмов.; Новороссийск, 2003.

15. Официальный сайт ЗАО «Искра-Энергетика» www.iskra-energy.ru.

16. Дейч М.Е., Зарянкин А.Е. Гидрогазодинамика. М.; 1983.

17. Самойлович Г.С. Возбуждение колебаний лопаток турбомашин.; Москва, 1975.

18. Электротехника. Энергетика. Экология. Международная научная конференция 2004.// Сборник трудов конференции.; СПб.

19. Беркович М.А. Автоматика Энергосистем.; Москва, 1991.

20. Королёв JT.K. Газовые двигатели поршневого типа.; JL; Машиностроение, 1968.

21. Баранов А.П. Моделирование судового электрооборудования и средств автоматизации.; Элмор, С.Петербург, 1997.

22. Бахвалов Н.С. Численные методы.; М., Наука, 1975.

23. Состояние и проблемы развития систем автономного электроснабжения.// Краткие тезисы докладов к всесоюзному научно-техническому совещанию.; Суздаль,24-26 сентября 1991 года,/Ленинград, 1991.

24. Вессарт В.В. Разработка и исследование структур и алгоритмов управления систем автономного энергоснабжения с ветроэнергетическими установками.; Автореф. 2003. Электронный ресурс.

25. А. А. Смирнов, Энергопроизводство, энергопотребление и энергосбережение: проблемы, решения.// Ежемесяч. Журнал Газотурбинные технологии./ Май 2004.26.0фициальный сайт Thomson Technology Inc. www.thomsontschnologv.com

26. Кириллов И.И. Автоматическое регулирование паровых турбин и газотурбинных установок.; Машиностроение, Ленинград, 1988.

27. Дейч М.Е. Газодинамика диффузоров и выхлопных патрубков.; Москва, 1970.

28. Костюк А.Г. Паровые и газовые турбины: учебник для ВУЗов, Москва, 1985.

29. Костюк А.Г., Шерстюк А.Н. Газотурбинные установки.: учебное пособие для вузов: -М.; 1979.

30. Сухарев Е.М. Судовые электрические станции сети и их эксплуатация.; -Л., 1986.

31. Богомолов B.C. Судовые электроэнергетические установки подчинённого уровня.; Калининград, 1996.

32. Харин В.М. Судовые вспомогательные механизмы и системы.; Москва, 1992.34.3емляк Е. М. Автоматизированное моделирование непрерывных и периодических процессов и систем : Учеб. пособие .— Киев : 1992 .

33. Двигатель ПС-90-ГП, линеаризованная модель ГТУ на режимах от холостого хода и выше. // Технический отчет № 37281, ОАО «Авиадвигатель».

34. Алексеев, Б. А. Актуальные вопросы создания и эксплуатации электрических машин / Ежемес. теорет. и науч.-практ. Журнал; Москва. — 2005.

35. С.В Смоловик, Р.В. Окороков, Г.А. Першиков. Основы переходных процессов электроэнергетических систем. Спб, «Нестор»,- 2003.

36. Ю.А. Куликов. Переходные процессы в электрических системах, Москва, Изд-во «Мир», 2003.

37. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учеб. для студентов электроэнергетических спец. -М.: Энергоатомиздат, 1989.

38. Ф.Е. Евдокимов Теоретические основы электротехники.; Москва: «Высшая школа», 2001.

39. Murray W. Davis, Fellow IEEE, "Mini Gas Turbines and High Speed Generators for Microgrids".1998.

40. Юревич Е.И. Теория автоматического управления.; -М., "Энергия", 1979.

41. Ланговая, Ю.С. Управление качеством при производстве энергетических газовых турбин на примере АО ЛМЗ Электронный ресурс.

42. Беляев А.Н., Смоловик С.В. Программирование на примере электротехнических и электроэнергетических задач: Учеб. пособие. СПб: СПбГТУ, 2000.

43. Баркан Я.Д., Орехов Л.А. Автоматизация энергосистем.; Москва, В.Ш.-1981.

44. Есипович А.Х., Жененко Г.Н. Системные вопросы регулирования возбуждения генераторов в сложных энергообъединениях.; Кишинёв, 1989.61.«Технические требования к АСУ ТП электростанций ОАО «ГАЗПРОМ», №ЭТ-227, С-Петербург, 1998.

45. В.А. Веников, В.Г. Журавлёв, Т.А. Филипова Оптимизация режимов электростанций и энергосистем.; Энергоатомиздат, 1990.

46. Электрические системы: Электрические сети / Под ред. В.А. Веникова. -М.: Высшая шк., 1998.

47. John Undrill, General Electric International Incorporated, "Issues of power Plant Control in Relation to System Frequency Control", 1998.

48. Костырев M.JI. Автономные синхронные генераторы с вентильным возбуждением.; Москва, 1993.

49. Брускин Д.Э. Генераторы возбуждаемые переменным током.; М.: Высшая школа, 1974.

50. Веников В.А. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах.; Москва, 1985

51. Системы возбуждения и регулирования мощных энергетических агрегатов. Сб. статей / АН СССР, нов. -JL, 1979.

52. Павлов Г.М., Меркурьев Г.В. Автоматизация энергосистем. СЗФ АО «ГВЦ Энергетики»; -СПб., 2001.

53. IEEE std 1110-1991, IEEE Guide for synchronous generator modeling practice in stability analyses, IEEE, 1991.

54. S.M. Camporeale, B.Fortunato. "Dynamic analysis and control of turbo-gas power plant." IEEE Transaction on Power Systems. 1999.

55. Обоснование надежности автономных газотурбинных электростанций / И.В. Белоусенко, С.В. Голубев, М.Д. Дильман, JI.C. Попырин // Теплоэнергетика : Ежемес. теорет. и науч.-практ. журн. / ; М-во электростанций СССР и АН СССР .— Москва. — 2004.

56. Парогазовые электростанции США (статистика за 2001 г.) // Электрические станции : Ежемес. произвол.-техн. журн.: Орган М-ва электростанций СССР .— Москва. — 2003 .

57. P. Pourbeik, Senior Member IEEE, Modeling of Combined-Cycle Power Plants for Power Systems Studies, 2003.

58. Полетавкин П.Г. Парогазотурбинные установки.; Москва, 1980.

59. Кита В.Ф. Газотурбинный наддув судовых двигателей внутреннего сгорания.; -М., Речной транспорт, 1960.

60. Дорофеев В.М., Маслов В.Г. и др. // Москва, «Машиностроение», 1973.